Книга
← К списку книгЗагрузка разделов…
активнаАктивные записи участвуют в каталоге и синках. Неактивная книга скрыта, но не удалена из базы.
Книга
РАЗДЕЛ ПЕРВЫЙ
ВВЕДЕНИЕ В ТЕХНОЛОГИЮ ПЕРЕРАБОТКИНЕФТИ И ГАЗА
ГЛАВА! '
НЕФТЯНАЯ И ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
КРАТКИЙ ИСТОРИЧЕСКИЙ ОБЗОР РАЗВИТИЯНЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ СССР
Нефть известна человеку с древнейших времен. Учеными установлено, что более 500 тыс. лет тому назад нефть уже была обнаружена на берегу Каспийского моря, а за 6 тыс. лет до нашей эры отмечался выход на поверхность земли нефтяного газа на Кавказе и в Средней Азии. Более 2 тыс. лет тому назад нефть стали применять в строительстве, военном деле и в медицине для лечения кожных заболеваний.
Промышленное значение нефть приобрела лишь в XVIII в. В 1745 г. был построен первый нефтеперегонный завод в России на реке Ухте и затем в 1823 г.— второй на Северном Кавказе около г. Моздока. На этих весьма примитивных заводах из нефти отгоняли осветительный керосин, а легко испаряющийся головной продукт перегонки — бензин и тяжелый остаток — мазут сжигали в «мазутных» ямах, так как не находили им применения.
Первоначально нефть перегоняли в. кубах периодического действия, затем, начиная с середины 80-х годов XIX в., — на кубовых батареях непрерывного действия. Создателями кубовых батарей для перегонки нефти и мазута были русские инженеры: А. Ф. Инчик, В. Г. Шухов и И. И. Елин.
В 1876 г. В. Г. Шухов изобрел форсунку, которая быстро вытеснила самые разнообразные устройства, применявшиеся для сжигания жидкого топлива. В результате этого балласт производства — мазут стал применяться в качестве топлива для паровых котлов. В том же году Д. И. Менделеев показал возможность получения из мазута минеральных смазочных масел перегонкой в вакууме или в токе водяного пара. Нефтяные масла стали вытеснять животные
жиры и растительные смазочные масла из всех отраслей техники. Русские минеральные масла широко экспортировались за границу п расценивались как самые высококачественные.
В 1890 г. В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов запатентовали трубчатую нефтеперегонную установку непрерывного действия — прообраз современных установок для перегонки нефти. Установка состояла из огневого змеевикового нагревателя, испарителя, рек- тпфпкационной колонны и теплообменной аппаратуры. Вскоре установка получила распространение во всем мире..
Д. И. Менделеев, рассматривавший нефть как ценнейшее химическое сырье, призывал химиков всесторонне исследовать ее и разрабатывать новые пути ее химической переработки. При консультации Д. И. Менделеева этой проблемой занялся А. А. Летний. Он открыл процесс глубокой переработки нефти (процесс пиролиза нефтяного сырья для получения ароматических углеводородов) и осуществил его в промышленных масштабах. Перу А. А. Летнего принадлежит первый учебппк по нефтяному делу (1875 г.).
Глубоко связаны с конкретными нуждами нефтеперерабатывающей промышленности научные исследования К. В. Харичкова и Л. Г. Гурвича. Разработанный К. В. Харичковым способ холодной фракционировки послужил основой современных промышленных методов депарафинизации нефтяных фракции с помощью избирательных растворителей и получения таким образом высококачественных масел и парафинов.
Ценнейший вклад в науку о нефти и методах ее переработки внес выдающийся химик-нефтяник Л. Г. Гурвич. В своей книге «Научные основы переработки нефти», выдержавшей четыре издания, переведенной на многие иностранные языки, Л. Г. Гурвпч критически сопоставил и обобщил литературные и экспериментальные данные по химии и переработке нефти. Оригинальными являются воззрения Л. Г. Гурвича о действии водяного пара и роли вакуума при перегонке мазута, о роли серной кислоты и щелочи при очистке нефтепродуктов. Он исследовал обесцвечивающую способность отбеливающих глин по отношению к нефтепродуктам, обнаружил при этом помимо адсорбционных свойств каталитическое (полимеризующее) действие естественных алюмосиликатов и разработал теоретические основы адсорбционной очистки масел. Л. Г. Гурвич установил закономерности, лежащие в основе современной хроматографии и каталитического крекинга на алюмосиликатных катализаторах. ■
Научные основы переработки нефти, разработанные русскими учеными в конце XIX и начале XX вв., сыграли решающую роль в становлении и развитии нефтеперерабатывающей промышленности России. В начале XX в. почти вся добыча нефти в России была сосредоточена в районе г. Баку, который вскоре стал крупнейшим нефтяным центром Европы. В 1913 г. в России было добыто почти
9 млн. т нефти, из них более 80% приходилось на район Баку, около 16% — Грозный и остальное — на Урало-Эмбеиский район, Майкоп и Фергану. В этих же районах была сосредоточена в то время и переработка нефти.
Значительно ускорилось развитие нефтяной промышленности после Октябрьской революции. Нефтяная промышленность России в 1918 г. была объявлена собственностью Советского государства. К этому времени в районе Баку добывали лишь 28% от того количества нефти, которое добывалось в 1913 г., а в Грозном, на Кубани и в Фергане все промысловое хозяйство было полностью разрушено белогвардейцами. После национализации нефтяной промышленности нефтяники промыслов и заводов, передовые инженеры и ученые нашей страны во главе с И. М. Губкиным провели большую работу по ликвидации тяжелого наследия гражданской войны и выполнению государственного плана восстановления н технического перевооружения нефтяной промышленности.
В 1928 г. нефтяная промышленность СССР завершила свой восстановительный период. За годы первой пятилетки (1928—1932 гг.) была создана технически передовая социалистическая нефтеперерабатывающая промышленность, были введены в эксплуатацию высокопроизводительные трубчатые установки для прямой перегонки нефти, термического крекинга мазутов, заводы по производству авиационных и автотракторных масел. В это же время были открыты месторождения нефти в районе Верхних Чусовских Городков и в Ишимбае. '
В третьей пятилетке (1938—1942 гг.) особое внимание было обращено на развитие и укрепление Восточных нефтяных районов СССР. За короткое время здесь выросли многочисленные промыслы, заводы и социалистические города нефтяников.
В годы Великой Отечественной войны многие нефтеперерабатывающие заводы были эвакуированы в Восточные районы СССР. После 1945 г. в короткие сроки были не только восстановлены эвакуированные и разрушенные нефтеперерабатывающие предприятия, но п введены в эксплуатацию крупнейшие новые заводы. Уже в 1949 г. был превзойден довоенный объем переработки нефти н производства основных нефтепродуктов.
Широкое внедрение карбюраторных, дизельных, газотурбинных, турбореактивных и турбовинтовых двигателей определило широкий размах в развитии нефтяной и газовой промышленности. Нефте- снабжение стало одной из важнейших мировых экономических и политических проблем. ' '
Замечательной страницей в истории нефтеперерабатывающей промышленности послевоенного периода явилось создание и внедрение современной технологии комплексной переработки сернистых, высокосмолистых и парафинистых нефтей Восточных районов СССР с получением высококачественных моторных топлив, масел и сырья
для нефтехимического синтеза. Было организовано и получило широкое развитие промышленное использование природных и попутных нефтяных газов для производства сельскохозяйственных удобрений, спиртов, полиэтилена, полипропилена, синтетического каучука, синтетических волокон, пластмасс и многих других ценных химических продуктов и материалов.
Использование углеводородного нефтехимического сырья позволило высвободить значительные количества пищевых продуктов — зерна, картофеля, сахарной свеклы, растительных масел и животных жиров, которые расходовались ранее для химической переработки. В металлургической промышленности применение природного газа привело к повышению производительности доменных и мартеновских печей и позволило сэкономить более 30% дорогостоящего кокса.
За последние 15—20 лет созданы крупные нефтеперерабатывающие и нефтехимические комбинаты в районах массового потребления нефтепродуктов и продуктов органического синтеза, освоены новые процессы по органическому синтезу и производству нефтехимического сырья высокой чистоты.
В текущем пятилетии (1971—1975 гг.) Директивами XXIV съезда КПСС предусмотрен дальнейший рост нефтяной, газовой, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. В 1975 г. добыча нефти в СССР должна составить 480—500 млн. т, газа 300—320 млрд. Л13. Объем переработки нефти должен увеличиться в 1,5 раза. Предусматривается повышение качества автомобильных бензинов, дизельных топлив и смазочных масел, существенное расширение производства ароматических углеводородов, малосернистого электродного кокса и нефтяного сырья для химической промышленности.
ОСНОВНЫЕ РАЙОНЫ ДОБЫЧИ И ПЕРЕРАБОТКИНЕФТИ ЗА РУБЕЖОМ И В СССР
Общие геологические запасы нефти на Земле, согласно прогнозам, составляют более 200 млрд, т, около 53 млрд, т считаются достоверными. Из них на Западное полушарие приходится 18,9%, на Ближний Восток — 60,9%. Открываемые запасы нефти значительно превосходят рост ее добычи. Так, известные в 1952 г. запасы нефти обеспечивали потребность мировой промышленности на 22 года, в 1966 г. — уже на 33 года.
Наиболее крупными районами добычи нефти являются Северная и Южная Америка, Ближний Восток, Советский Союз и Северная Африка. В 1969 г. во всем мире было добыто около 2 млрд, т нефти .
Основная часть этого количества приходится на США, СССР, Венесуэлу, Саудовскую Аравию, Иран, Кувейт и Ливию. Однако не во всех странах, добывающих нефть, в достаточной степени развита нефтеперерабатывающая промышленность. Переработка нефти сосредоточена в странах с высокоразвитой промышленностью — США, СССР, Японии, ФРГ, Франции, Италии, Англии и Канаде. В 1968 г. общая мощность нефтепереработки в странах Западной Европы составила 545 млн. т, тогда как в этом районе было добыто нефти всего около 20 млн. пг. В странах Ближнего Востока добывается более 600 млн. ттг нефти, а перерабатывается лишь около 10%; остальная нефть идет на экспорт в страны Западной Европы, США и Японию.
По прогнозам, мощности по переработке нефти в Западной Европе достигнут в 1973 г. около 900 млн. ттг, в США 750 млн. ттг. Предполагается к 1973 г. мощности по переработке нефти Италии, Англии, ФРГ и Франции довести до 120—140 млн. т[год в каждой стране. В Японии в настоящее время перерабатывается более 170 млн. ттг нефти в год. •
В Советском Союзе основными районами добычи нефти являются: Урало-Волжский, Западно-Сибирский, Северо-Кавказский, а также Азербайджанская, Украинская, Казахская, Туркменская, Узбекская и Белорусская советские социалистические республики.
Нефтеперерабатывающая промышленность сосредоточена в районах наибольшего потребления нефтепродуктов.
.СТРУКТУРА ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО
БАЛАНСА ЗА РУБЕЖОМ II В СССР
В настоящее время, когда атомная энергия только начинает применяться, а солнечная энергия еще не используется, основная доля в мировом топливно-энергетическом балансе приходится на уголь, нефть и природный газ. Причем уже в 30-х годах XX в. начался спад темпов развития добычи угля и уменьшение его значения в мировом производстве энергии, так как нефтяное топливо стало вытеснять уголь в ведущих отраслях промышленности и прежде всего на теплоэлектростанциях, в железнодорожном транспорте, морском флоте. Переход на нефтяное топливо дал возможность повысить грузоподъемность судов, увеличить радиус их действия и придал нефтяному топливу большое, политико-экономическое и военное значение.
К 1950 г. доля угля в мировом топливно-энергетическом балансе снизилась до 54,2%, к 1965 г. до 39%, а доля нефти увеличилась
к 1905 г. до 34% п природного газа до 16—17% . Предполагается, что к 2000 г. доля угля в мировом топливно-энергетическом балансе понизится до 23,7% и нефти — до 26,3% вследствие расширения использования атомной энергии, доля которой составит 22,0%. Доля природного газа по-прежнему будет возрастать и к 2000 г. достигнет 23,0% (в пересчете на условное топливо, теплота сгорания которого принята в СССР 7000 ккал/кг). В топливно-энергетическом балансе СССР к 1965 г. доля угля составляла 44,0%, нефти 36,4% и природного газа 15,9%, к 1975 г. суммарная доля нефти и природного газа должна составить не менее 67%. Удельный вес угля в топливно-энергетическом балансе СССР будет продолжать снижаться *.
В США суммарная доля нефти и газа среди других источников энергии составляла к 1965 г. 74,2% и в дальнейшем менялась незначительно, тогда как доля угля к 2000 г. будет, по-видимому, снижаться (с 24,5% в 1965 г. до 13,3% в 2000 г.) за счет повышения использования атомной энергии *.
В Японии ожидается резкое снижение абсолютного и относительного потребления угля (28,5% в 1965 г., 4,0% в 2000 г.) при увеличении использования природного газа (1,3% в 1965 г., 13,3% в 2000 г.) и атомной энергии (до 50,0% в 2000 г.). Относительная доля нефти в. топливно-энергетическом балансе Японии снижается при возрастании ее абсолютного потребления *.
Структура топливно-энергетических балансов стран Западной Европы в основном определяется уровнем и направлением развития их экономики. Для большинства этих стран характерно высокое развитие воздушного и автомобильного транспорта, увеличение тракторного парка, интенсивная дизелизация и электрификация железнодорожного транспорта, а также увеличение использования нефтяного топлива на теплоэлектростанциях. В топливно-энергетическом балансе Англии на долю нефти в 1965 г. приходилось 3,0%, в 1970 г. уже 43,0%, а доля угля снизилась соответственно с 65,0 до 52,0%. Во Франции использование нефти и газа к 1970 г. должно было повыситься до 50%, а угля — понизиться до 47% .
Таким образом, во всех странах мира наблюдается тенденция к понижению доли угля и повышению в ближайшие 10—20 лет доли нефти, природного газа и атомной энергии в топливно-энергетическом балансе, .однако в дальнейшем возможно понижение доли нефти в некоторых странах из-за быстрого роста использования атомной энергии.
КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗАИ ТРАНСПОРТИРОВАНИИ ИХ С ПРОМЫСЛОВНА НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ ЗАВОДЫ
Образование нефтяных месторождений
Вопрос о происхождении нефти, несмотря на многочисленные работы, проведенные в этой области выдающимися химиками и геологами, до сих пор окончательно не решен и является предметом научных споров. Различные теории и гипотезы о происхождении нефти можно разделить на две основные группы: 1) теории неорганического происхождения нефти и 2) теории органического происхождения.
Автор первой из них Д. И. Менделеев и многие другие ученые рассматривают образование нефти как результат геохимических реакций воды или двуокиси углерода с такими неорганическими веществами, как карбиды тяжелых металлов.
Согласно органической теории происхождения нефти, выдвинутой М. В. Ломоносовым и разработанной акад. И. М. Губкиным, нефть образовалась в недрах земли в результате превращения остатков растительных и животных организмов без доступа кислорода под воздействием высокой температуры, давления, бактерий и катализаторов (глин), а также определенных геологических условий.
Изучение нефтяных месторождений показало, что существенным условием их образования является наличие пластов определенного строения — пористых (пески, песчаники, галечники), трещиноватых или кавернозных (известняки, доломиты), в которых нефть под влиянием давления газа, гидростатического напора воды, силы тяжести, капиллярности и давления пород, а также других факторов может концентрироваться в больших количествах. Кроме того, нефтеносный пласт должен быть перекрыт такими породами (глина, глинистые сланцы, мергели), которые не допускают в дальнейшем утечки скопившихся нефти и газа.
Важным фактором, способствующим образованию промышленных скоплений нефти, является благоприятная геологическая структура нефтесодержащих пластов.
Бурение нефтяных скважин
Нефть извлекают из недр земли через скважины диаметром 0,15— 0,25 Л1 глубиной до 7000 лц пробуренные при помощи буровых станков. Существует два основных метода бурения скважин: 1) ударное п 2) вращательное.
При ударном бурении породу разрушают ударами специального долота, которое периодически поднимается и опускается с помощью механической лебедки
При вращательном бурении породу высверливают вращающимся долотом (лопастным, шарошечным, армированными твердыми сплавами). На поверхность земли порода выносится непрерывно циркулирующим глинистым раствором. Последний при помощи насоса подается через бурильные трубы и отверстия в долоте к забою скважины, а оттуда выходит по кольцевому пространству между бурильными трубами и стенками скважины. В настоящее время для бурения нефтяных скважин применяется только вращательный метод как наиболее эффективный и экономичный.
Вращательное бурение различают двух видов: роторное и с забойными двигателями. При роторном бурении долото вращается вместе со всей колонной бурильных труб, при бурении с забойными двигателями вращается только долото при помощи электромотора или специальной турбины (турбобур), расположенных в забое скважин над долотом и приводимых в действие электрическим током или глинистым раствором, закачиваемым насосами в колонну бурильных труб. —
Турбинное бурение было разработано в 1923 г. М. А. Капелюш- никовым, турбина была усовершенствована П. П. Шумиловым и др. Турбинный способ бурения позволяет бурить глубокие и наклонные скважины и значительно уменьшить затраты энергии и металла по сравнению с роторным бурением.
Одним из важных достижений в области техники бурения является проводка наклонно-направленных скважин под строениями, реками, озерами, дном моря и т. д. Развитием метода направленного бурения служит так называемое кустовое бурение. Суть его заключается в проводке нескольких наклонных скважин, заложенных на близком расстоянии одна от другой (не более 8 Л1). Кустовое бурение широко применяется в Баку при ведении работ в море. В последнее время все большее развитие получает двухствольное бурение, т. е. бурение одновременно двух скважин с одной вышки.
Добыча нефти и газа
Эксплуатация нефтяных скважин осуществляется одним из трех основных способов: 1) фонтанным, 2) компрессорным (газлифтным) и 3) глубиннонасосным. '
Фонтанный способ применяется в начальный период эксплуатации. При этом жидкость из скважины выталкивается давлением газов. Во избежание открытого фонтанирования, приводящего к большим потерям нефти и газа и могущего вызвать пожар или разрушение скважины, устье ее предварительно оборудуют специальной стальной арматурой, способной выдерживать высокое (от 75 до 250 ат?) давление газов. Из скважины нефть поступает в трап (газоотдели- тель) , где из нее выделяется газ, который по трубам подается на газоперерабатывающий завод. Здесь из газа извлекают газовый бензин,.
а отбензиненный газ направляют потребителям или разделяют на индивидуальные углеводороды, которые используются как сырье для химической промышленности.
С течением времени давление в пласте уменьшается и становится недостаточным для подъема нефти до устья скважины. Тогда прибегают к компрессорному (газлифтному) или глубиннонасосному способам эксплуатации. В последние годы благодаря выдающимся успехам советской науки разработаны и внедряются новые методы эксплуатации нефтяных залежей, при которых пластовое давление поддерживают в течение длительного времени и таким образом увеличивают срок фонтанной эксплуатации скважины. Из методов поддержания пластового давления на промыслах Советского Союза широко применяют законтурное и внутриконтурное заводнения и закачку газа в пласт.
Компрессорный способ добычи заключается в том, что в скважину опускают расположенные одна в другой две колонны труб. По кольцевому пространству между ними в пласт нагнетают сжатый газ или воздух, под давлением которого жидкость оттесняется до нижнего конца внутренних (подъемных) труб. Сжатый газ, поступая в подъемные трубы, аэрирует находящуюся там жидкость, создавая газонефтяной столб пониженной плотности, который под действием давления в пласте поднимается по внутренним трубам на поверхность. ' Глубиннонасосный способ эксплуатации скважин был предложен инж. Иваницким в 1865 г. Нефть откачивают с помощью специальных плунжерных насосов, спускаемых в скважину на штангах. Верхний конец штанг присоединяют к балансиру станка-качалки. При помощи шатунно-кривошипного механизма штанги и вместе с ними плунжер приобретают возвратно-поступательное движение. При каждом ходе плунжера некоторое количество жидкости подается в насосные трубы. Уровень жидкости в трубах постепенно повышается и доходит до устья скважины. Станки-качалки приводятся в движение либо от индивидуального привода, либо от общего, группового. В последние годы внедряются так называемые бесштан- говые насосы с двигателем, перенесенным к насосу (центробежные насосы с электроприводом), а-также насосы других типов., В зависимости от условий эксплуатация скважин этим способом может следовать или непосредственно за фонтанным периодом или после компрессорной эксплуатации, когда применение последнего способа становится невыгодным.
При всех перечисленных способах эксплуатации скважин значительная часть нефти, содержащейся в . пласте, остается неизвле- ченной вследствие противодействия внутренних сил нефтяного коллектора — сил сцепления, обусловливающих прилипание нефти к нефтеносной породе, а также под влиянием некоторых других факторов. Согласно данным геологов, максимальное количество нефти, которое может быть извлечено из нефтяного пласта обычными 9*.
способами эксплуатации (без поддержания пластового давления), составляет от 30 до 50% от общих запасов нефти в пласте.
Для извлечения остаточной нефти существует несколько методов, известных под названием вторичных методов добычи, в основу которых положен принцип увеличения притока нефти к скважинам путем искусственно создаваемого давления на нефтяной пласт, например путем закачки в него углеводородных или инертных газов, воздуха, воды или водяного пара. Большой эффект увеличения добычи нефти дает также воздействие на призабойную зону скважины — гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация и др. .
С 1930 г. началась разработка газовых месторождений. Однако наиболее бурное развитие в СССР газодобывающая промышленность получила в начале 60-х годов XX в. Эксплуатация газовых скважин аналогична фонтанному способу нефтедобычи. Газ из отдельных скважин после отделения влаги и твердых примесей направляется. в промышленный газосборный коллектор и далее в газосборный пункт.
Транспортирование пефтп п газа
. с промыслов на заводы
По выходе из скважин нефть по трубопроводу поступает в трапы, работающие под более низким давлением, чем то, под которым она выходит из скважины. За счет перепада давления газ отделяется от нефти и по газопроводу направляется, в газосборники, откуда компрессорами перекачивается на газоперерабатывающие заводы. Нефть самотеком стекает в емкость, где отстаивается от воды и механических примесей. Отстоенная нефть поступает на обезвоживающие п обессоливающие установки и затем в промысловые резервуары. Здесь она дополнительно отстаивается от воды и посторонних примесей. Легкие нефти подвергают, кроме того, стабилизации (освобождению от растворенных в них газов). Обезвоженную и стабилизированную нефть перекачивают по магистральным трубопроводам либо доставляют речными или морскими нефтеналивными судами пли железнодорожным транспортом на нефтеперерабатывающие заводы.
ГЛАВА II
НЕФТЬ И ГАЗ КАК СЫРЬЕ ДЛЯ ПЕРЕРАБОТКИ
■ХИМИЧЕСКАЯ ПРИРОДА И ГРУППОВОЙ
УГЛЕВОДОРОДНЫЙ СОСТАВ НЕФТЕЙ И НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ
Нефть представляет собой маслянистую жидкость, обычно легкотекущую и реже малоподвижную. .
Основными химическими элементами, входящими в состав нефти, являются углерод (82—87 вес. %), водород (11—15 вес. %), сера (0,1—7,0 вес. %), азот (до 2,2 вес. %) и кислород (до 1,5 вес. %). В нефтяной золе найдены V, Ni, Fe, Са, Na, К, Си, Cl, I, Р, Si, As и др. Среди полезных ископаемых (исключая нефтяной газ) нефть известна как горючее с наивысшей теплотой сгорания, так как в ней содержится наибольшее количество водорода. Из компонентов горючих ископаемых водород обладает самой высокой теплотой сгорания.
Ниже приведены данные об элементарном составе (в вес. %) некоторых горючих ископаемых. Из этих данных видно, что от углей и сланцев нефть отличается более высоким содержанием углерода, водорода и относительно малыми количествами кислорода и серы.
Кислород,
Углерод
водород
сера п др*
Нефть балаханская (Баку)
87,4
12,5,
0,1
усть-балыкская (Западная Сибирь) .
84,95
12,5
2,55
Сланцы прибалтийские .
76,6
9,2
14,2
Торф сухой
57,7
6,1
36,2
Уголь■
каменный
81,3
5,2
13,5
бурый .......
74,8
5,1
20,1
В состав нефтей входят в основном углеводороды следующих четырех групп: парафиновые, олефиновые, нафтеновые и ароматические. Кислород, сера и азот содержатся в виде кислородных, сернистых и азотистых соединений. Относительное содержание групп, углеводородов во фракциях нефтей весьма различно. Преобладание
той или другой группы углеводородов придает нефтям различные свойства, что неизбежно сказывается на методах их переработки и областях применения нефтепродуктов.
■ Парафиновые углеводороды
Низшие члены этого ряда — метан, этан, пропан и бутаны (нормальный и изостроения) — газообразны. Они находятся в нефти в растворенном состоянии, а также являются основной составной частью природного и попутного нефтяного газов. Природный газ добывают из газовых скважин, попутный — из нефтяных скважин одновременно с нефтью. Природные газы состоят в основном из метана (до 98 объемн. %) и небольших количеств этана, пропана и бутанов. Попутные нефтяные газы содержат большие количества пропана и бутанов, а также более тяжелые углеводороды. Кроме того, в состав природных и попутных газов входят сероводород, азот, двуокись углерода и гелий.
Газы, богатые пропаном, бутаном и более тяжелыми углеводородами, называются жирными. Из них получают газовый бензин, сжиженные газы и индивидуальные углеводороды для органического синтеза. В противоположность им, газы, почти нацело состоящие из метана и этана, именуются сухими и используются, главным образом, как бытовое и промышленное топливо, отчасти как сырье для производства сажи, ацетилена и продуктов органического синтеза.
В табл. 1 приведен состав природных и попутных нефтяных газов некоторых месторождений СССР.
Таблица I. Состав природных и попутных нефтяных газов (в объемн. %) '
Компоненты
Грозненский жирный
Саратовский сухой
Туймазпискпй жирный
Метан
30,8
94,7
41,9
Этан •
7,5
1,8
20,0
Пропан *
21,5
0,25
17,3
Изобутан
9,9
—
2,2
н-Бутан
10,5
0,05
5,7
Пентан и высшие . . . .
19,8
—
3,3
Двуокись углерода . . . .
—
0,2
0,2
Азот
—
3,0
9,4
Парафиновые углеводороды от пентана до гексадекана при нормальных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновых и керосиновых фракций нефтей.
Изучая состав и свойства кавказских нефтей, В. В. Марковников первый обнаружил в них парафиновые углеводороды изостроения.
Как правило, при одном и том же числе углеродных атомов в молекуле углеводороды с разветвленной цепью отличаются от углеводородов нормального строения более низкими плотностью, температурой застывания и температурой кипения. Парафиновые углеводороды с разветвленной цепью придают высокое качество бензинам, тогда как парафины нормального строения отрицательно влияют на поведение топлива в карбюраторных двигателях. Углеводороды парафинового ряда нормального строения являются желательными компонентами реактивного и дизельного топлив, смазочных масел, однако до определенных концентраций, при которых эти нефтепродукты удовлетворяют требованиям Государственных стандартов (ГОСТ) по низкотемпературным свойствам.
Парафиновые углеводороды С17 и выше при нормальных условиях представляют собой твердые вещества, температура плавления которых с увеличением молекулярного веса повышается. Твердые углеводороды входят в состав товарных парафинов и церезинов. Исключительно богаты парафиновыми углеводородами нефти: озексу- атская Ставропольского края (до 29 вес. %), мангышлакские (до 20 вес. %), усть-балыкская в Западной Сибири (около 9%) и грозненская парафинистая (до 9%). ■
Парафины характеризуются пластинчатой или ленточной структурой кристаллов, температура плавления их колеблется от 40 до 70° С, число углеродных атомов в молекуле — от 21 до 32, молекулярный вес — от 300 до 450. Присутствуют твердые парафины преимущественно в масляных фракциях, выкипающих при температуре 350—500° С, что является одной из причин высокой температуры застывания этих фракций. ■
Кристаллы церезинов имеют игольчатое строение. В их состав наряду с парафиновыми углеводородами входят твердые нафтеновые и ароматические углеводороды с длинными боковыми цепями. При одной и той же температуре плавления церезины характеризуются большими по сравнению с парафинами плотностью, вязкостью и молекулярным весом, что видно из приведенных ниже данных:
•Парафин Церезин
из грозней- из бакинских ских нефтей нефтей
Плотность при 100° С, г! см? . . . .0,7520,786
Температура плавления, °C 54,355,1
Вязкость прп 100° С, сот 0,0200,064
Молекулярный вес 395524
Церезины концентрируются главным образом в остатках вакуумной • перегонки нефти, вызывая повышение температуры размягчения гудрона.
С. С. Наметкин и С. С. Нифонтова установили, что низкоплавкие твердые парафины представляют собой в основном углеводороды
нормального строения, тогда как в состав более высокоплавких продуктов — товарных церезинов входят изомерные их формы. Хроматографическое разделение бориславского церезина, проведенное Н. И. Черножуковым, показало, что наряду с парафино-нафтеновымп углеводородами он содержит и ароматические (около 10 вес. %) и ■смолы (1,4 вес. %). '
Парафины и, церезины применяются для изготовления свечей, для пропитки соломки спичек, в производстве восковой бумаги, в качестве диэлектрика в электротехнической и радиотехнической промышленности. При окислении хорошо очищенного парафина воздухом в присутствии катализаторов образуются карбоновые кислоты, применяемые в мыловарении как заменители жиров. Крекингом парафина получают а-олефины — сырье для производства моющих веществ и др.
Непредельные углеводороды
В нефтях крайне редко и в незначительных количествах встре- чаю:тся олефины. Они были обнаружены, например, в бакинской, пенсильванской, галицийской, эльзасской и некоторых других нефтях. Большое количество олефинов и некоторых других непредельных углеводородов появляется в продуктах деструктивной переработки нефти. Эти углеводороды отличаются высокой реакционной способностью и поэтому легко полимеризуются, осмоляются, что приводит к снижению срока службы и хранения нефтепродуктов. Непредельные углеводороды являются нежелательными компонентами моторных топлив и смазочных масел. Многие непредельные углеводороды — ацетилен, этилен, пропилен, бутилен, бутадиен —■ получили широкое применение в производстве полиэтилена, полипропилена, синтетического спирта и каучука, пластических масс и других продуктов. ■ ’
Нафтеновые углеводороды
Нафтеновые углеводороды в нефтях были впервые открыты В. М. Марковниковым. В результате исследований он пришел к выводу, что большинство бакинских нефтей на 80% состоит из углеводородов нафтенового ряда. За выдающиеся исследования кавказских нефтей Международный нефтяной конгресс в 1900 г. наградил В. В. Марковникова золотой медалью. Его исследованиями, а также работами других русских ученых — А. А. Курбатова, Н. М. Кижнера, В. Н. Оглоблина, Н. Д. Зелинского было доказано, что нафтеновые углеводороды легких фракций нефтей в основном ■состоят из гомологов циклопентана и циклогексана. В нефтях обнаружены нафтеновые углеводороды с одним, двумя, тремя и четырьмя циклами. К нефтям, богатым нафтеновыми углеводородами, отно-
сятся в СССР балаханская (Баку), доссорская (Эмба), в США — нефть Галф-Коста и др. Распределение нафтеновых углеводородов по фракциям самое разнообразное. В одних нефтях содержание их возрастает с утяжелением фракций, в других оно остается неизменным или понижается (табл. 2).
Т а б л и ц а 2. Содержание нафтеновых углеводородов во фракциях нефтей ■ (в вес. % на фракцию)
Нефти
Пределы кипения фракций
и
7
и
7
и
7
7
и
7
Балаханская легкая (Бану) . .
56
68
66
75
74
Шапмская (Западная Сибирь).
42
40
36
33
31
Доссорская (Эмба) ......
40
63
57
69
67
Грозненская парафпнпстая . .
Тупмазинская (Башкирская
34
37
30
29
23
АССР)
Ромагакинская (Татарская
26
30
26
24
24
АССР)
16,9
22,3
38,2
30,4
22,7
Нафтеновые углеводороды являются важнейшей составной частью моторных топлив и смазочных масел. Автомобильным бензинам они придают высокие эксплуатационные свойства. Моноцик- лпческие нафтеновые углеводороды с длинными боковыми парафиновыми цепями являются желательными компонентами реактивных и дизельных топлив, а также смазочных масел. Являясь главной составной частью масел, они обеспечивают выполнение одного из основных требований, предъявляемых к смазочным маслам, — малое измененпе вязкости с изменением температуры. При одинаковом числе углеродных атомов в молекуле нафтеновые углеводороды характеризуются большей плотностью и меньшей температурой застывания, чем парафиновые углеводороды.
В настоящее время нафтеновые углеводороды легких фракций пефтей широко применяются в качестве сырья для получения ароматических углеводородов: бензола, толуола и ксилолов. Находящиеся в бензиновых фракциях нафтеновые углеводороды в процессе каталитического риформинга превращаются в ароматические. Из индивидуальных нафтеновых углеводородов наибольший интерес представляет циклогексан высокой чистоты, являющийся сырьем для производства найлона.
Ароматические углеводороды
Впервые они были открыты в нефтях и систематически изучены В. В. Марковниковым и В. Н. Оглоблиным. Работами русских и советских ученых — А. А. Курбатова, К. В. Харичкова, М. И. Коновалова, С. С. Наметкина, А. Ф. Добрянского и др. было показано, что ароматические углеводороды являются составной частью нефтей и нефтяных фракций.
К нефтям, богатым ароматическими углеводородами, относятся в СССР: чусовская, газлинская; за рубежом: нефти островов Борнео, Суматра и Ява, а также некоторые индийские, румынские и техасские нефти. Так, в бензине газлинской нефти, выкипающем в пределах температур 30—200° С, содержится (в вес. %): бензола 12,4, толуола 18,0, ксилолов 20,0. В бензиновых фракциях нефти о. Борнео содержание ароматических углеводородов достигает 35—40 вес. %.
В состав нефтей входят ароматические углеводороды с числом циклов от одного до четырех. Распределение их по фракциям различно. Как правило, в тяжелых нефтях содержание их резко возрастает с повышением температуры кипения фракций. В нефтях средней плотности и богатых нафтеновыми углеводородами ароматические углеводороды распределяются по всем фракциям почти равномерно. В легких нефтях, богатых бензиновыми фракциями, содержание ароматических углеводородов резко снижается с повышением температуры кипения фракций. Ароматические углеводороды бензиновых фракций (выкипающих от 30 до 200-° С) состоят из гомологов бензола. Керосиновые фракции (200—300° С) наряду с гомологами бензола содержат производные нафталина, но в меньших количествах. Ароматические углеводороды тяжелых газойлевых фракций (400—500° С) состоят преимущественно из гомологов нафталина и антрацена. В деасфальтированном остатке от перегонки ромашкинской нефти Н. И. Черножуков и Л. П. Казакова наряду с твердыми парафиновыми и нафтеновыми углеводородами обнаружили твердые ароматические углеводороды с температурой плавления 32° С.
По сравнению с другими группами углеводородов ароматические обладают наибольшей плотностью. По вязкости они занимают промежуточное положение между парафиновыми и нафте- новыми.
Ароматические углеводороды являются ценными компонентами бензинов (обычно к бензинам добавляют от 30 до 60% бензола,
толуола и ксилолов), однако снижают качество реактивных и дизельных топлив, так как ухудшают характеристики их сгорания. Согласно требованиям ГОСТ содержание ароматических углеводородов в реактивном топливе не должно превышать 20—22%.
Моноциклические ароматические углеводороды с длинными боковыми изопарафиновыми цепями придают смазочным маслам хорошие вязкостно-температурные свойства. Весьма нежелательны в этом отношении ароматические углеводороды без боковых цепей и полициклические. Однако для повышения химической стабильности смазочных масел необходимо оставлять в них последние в небольшом количестве.
Ароматические углеводороды, по сравнению с другими группами углеводородов, обладают высокой растворяющей способностью по отношению к органическим веществам, но содержание их во многих растворителях нефтяного происхождения ограничивают из-за высокой токсичности. Продолжительное воздействие небольших количеств паров бензола вызывает хроническое отравление, утомляемость, головные боли, сонливость, нарушение нормального состава крови. Предельно допустимая концентрация паров бензола в воздухе 5 Л1г/л13, толуола и ксилолов — 50 Л1г/л13.
В настоящее время ароматические углеводороды применяются как компоненты нефтепродуктов, растворители, а также в производстве взрывчатых веществ и в качестве сырья для нефтехимического синтеза.
НЕУГЛЕВОДОРОДНЫЕ СОЕДИНЕНИЯ НЕФТИ
Сернистые соединения
Сера встречается почти во всех нефтях. Наименьшее ее содержание отмечено в СССР в парафинистой озексуатской нефти (0,1 вес. %). Нефти Баку и Грозного содержат не более 0,6 вес. % серы. Богаты сернистыми соединениями нефти восточных районов страны, количество серы в арланской нефти достигает 3,2 вес. % и в учкизыль- ской 5,3 вес. %. Из нефтей зарубежных стран наиболее высоким содержанием серы отличается албанская (5—6 вес. %), белаимская в АРЕ (3, 47 вес. %) и др. За некоторым исключением, с повышением содержания серы в нефтях возрастают их плотность, коксуемость содержание смол и асфальтенов.
Распределение серы по отдельным фракциям зависит от природы нефти и типа сернистых соединений. Обычно содержание серы уве- личивается от низкокипящих к высококипящим и достигает макси- мума в остатке от вакуумной перегонки нефти. Ниже приведены
данные о содержании серы в дистиллятах и остатках от перегонки арланской и туймазинской нефтей (в вес. %):
Пределы кипения фракций, °C
Арланская нефть
ТуИмазпнская нефть
н. к.— 150
3,07
1,43
150—180
0,331
180—200
0,50 J
200—250
1,62*
0,32
250—300
—
1,16
300-350
2,85
1,43
350—400
3,2
2,0 **
400-450
3,3
—
450—500
3,4
—
* 200—300° С.
*4 Выше 350° С.
Типы сернистых соединений в нефти весьма разнообразны. Отдельные нефти содержат свободную серу, которая при длительном хранении их выпадает в резервуарах в виде аморфной массы. В других случаях сера пребывает в нефтях и нефтепродуктах в связанном состоянии, т. е. в виде сероводорода и сероорганических соединений (меркаптанов, сульфидов, дисульфидов, тиофенов, тиофанов). У s ,
Среди сернистых соединений нефтей и нефтяных фракций различают три группы. К цервой из них относятся сероводород и меркаптаны, обладающие кис'лотньши, а потому и наиболее сильными коррозионными свойствами. Ко второй группе относятся нейтра;ль- ные на холоду и термически мало устойчивые сульфиды и дисульфиды. При 130—160° С они начинают распадаться с образованием сероводорода и меркаптанов. В третью группу сернистых соединений входят термически стабильные циклические соединения — тиофаны и тиофены. .
В табл. 3 приведены в качестве примера данные о термической стабильности сернистых соединений, входящих в состав керосиновой фракции ишимбайской нефти.
Таблица 3. Термическая стабильность сернистых соединений керосиновой фракции ишимбайской нефти
Сернистые соединения
Содержание, вес. %
20° С
400° С
500° с
600° С
Элементарная сера . . . .
0,05
0,02
0,02
0,03
Сероводород
0,07
0,11
0,61
0,62
Меркаптаны
0,14
0,01
0,01
0,00
Сульфиды
0,18
0,26
0,12
0,05
Дисульфиды
0,05
0,08
0,10
0,00
Остаточная сера
1,41
1,28
1,04
0,71
Как видно из табл. 3, при 500—600° С разлагаются меркаптаны, превращаясь в сероводород и частично в элементарную серу, при 600° С полностью распадаются дисульфиды и наполовину — остаточная сера. .
До недавнего времени на нефтеперерабатывающих заводах старались не извлекать и утилизировать сернистые соединения нефтей, а разрушать и возможно полнее удалять их из товарных продуктов в основном с целью предотвращения коррозии аппаратуры и оборудования в процессах переработки нефти и применения нефтепродуктов. Сернистые соединения моторных топлив снижают их химическую стабильность и полноту сгорания, придают неприятный запах и вызывают коррозию двигателей. В бензинах, кроме того, они понижают антидетонационные свойства и приемистость к тетраэтилсвинцу, который добавляется для повышения качества. В настоящее время лучшим способом обессеривания нефтяных фракций и остатков от перегонки нефтей является очистка в присутствии катализаторов и под давлением водорода. При этом сернистые соединения превращаются в сероводород, который затем улавливают и утилизируют с получением серной кислоты и элементарной серы.
Извлеченные из нефтяных фракций сернистые соединения могут использоваться как сырье для нефтехимической промышленности.
Сероводород в нефтях встречается редко, однако образуется в процессе переработки нефтей и их фракций. Сероводород — сильнейший яд, с характерным запахом тухлых яиц. При малых концентрациях в воздухе он вызывает тошноту, рвоту, головную боль, высокие концентрации сероводорода смертельны. Предельно допустимая концентрация сероводорода в воздухе 10 Л1г/л13. Относительная плотность его по. воздуху 1,19, поэтому он накапливается в колодцах, ямах, лотках и др. Во избежание несчастных случаев при работе в колодцах, емкостях, при отборе проб из резервуаров или устранении течей во фланцевых соединениях на установках, перерабатывающих сернистую нефть, необходимо все операции проводить в присутствии дублера-наблюдателя и пользоваться противогазом. .
Меркаптаны обладают сильным неприятным запахом, который ощущается уже при концентрации их в воздухе 1 • 10-7 вес. %. Это свойство широко используют в газовой технике, применяя меркаптаны в качестве одорантов. Их добавляют в природный газ для того, чтобы в случае утечки газа можно было обнаружить по запаху неисправность газовой линии. Неприятный запах меркаптанов уменьшается с повышением их молекулярного веса. Следует отметить высокую токсичность низкомолекулярных меркаптанов, которые вызывают слезоточивость, повышенную чувствительность глаз к свету, головные боли, головокружение и др. Сульфиды и дисульфиды также обладают сильным запахом, но не столь резким, как меркаптаны. Они содержатся в нефти в виде алифатических и циклических соединений.
Основное количество серы в нефтях находится в виде производных тиофанов и тиофенов.
Азот и азотистые соединения
Содержание азота в советских нефтях колеблется в пределах 0,03—0,52 вес. %. Наиболее богаты азотом нефти Сахалина — Охинская (0,43 вес. %) и тунгорская (0,52 вес. %). В некоторых нефтях зарубежных стран, например в калифорнийских и алжирских, содержание азота достигает 1,4—2,2 вес. %. Принято считать, что азот появился в нефтях в результате распада белков материнского вещества нефтей.
Изучение состава азотсодержащих веществ различных нефтей показало, что азот находится в" них в виде соединений, обладающих основным, нейтральным или кислым характером. К числу азотистых соединений основного характера относятся пиперидин, пиридин и хинолин; к нейтральным — бензпиррол, или индол, и карбазол; к кислотным — пиррол и др. Реагируя со щелочными металлами, азотистые соединения образуют соответствующие соли. Особое место среди азотистых соединений нефтей занимают порфирины. Это комплексы из соединений азота с высокомолекулярными углеводородами, включающие металлы — ванадий и никель. Доказано наличие в нефтях кислых и основных порфиринов. В числе прочих азотистых соединений нефтей следует назвать аминокислоты и аммонийные соли. Они интересны как добавки, способные повышать адгезионные свойства битумов.
Содержание азота в нефтяных фракциях увеличивается с повышением их температуры кипения. Наибольшее количество (от 2/3 до 3/4) его находится в тяжелых остатках от перегонки. Между содержанием азота, серы и смолистых веществ в нефтях имеется некоторая связь: богаты азотистыми и сернистыми соединениями тяжелые смолистые нефти; легкие, малосмолистые нефти содержат крайне мало азота.
Азотистые основания используются как дезинфицирующие средства, антисептики, ингибиторы коррозии, как добавки к смазочным маслам и битумам, антиокислители и т. д. Однако наряду с положительным влиянием азотистых соединений они обладают и нежелательными свойствами — снижают активность катализаторов в процессах деструктивной переработки нефти, вызывают осмоление и потемнение нефтепродуктов. Высокая концентрация азотистых соединений в бензинах (1■101 вес. %) приводит к усиленному коксо- и газообразованию при их каталитическом риформинге. Даже небольшое количество азотистых соединений в бензине способствует усилению лакообразования в поршневой группе двигателя и отложению смол в карбюраторе. Наиболее полно удаляются азотистые ; соединения из нефтяных фракций 25 %-ным раствором серной кислоты.
Геохимики считают, что можно использовать величину отношения содержания азота к коксуемости нефтей для приближенного определения их геологического возраста.
Кислородные соединения .
• Во всех нефтях обнаружено незначительное количество кислорода в виде соединений — нафтеновых кислот, фенолов, асфальтосмолистых веществ.
Нафтеновые кислоты представляют собой карбоновые кислоты циклического строения, главным образом производные пятичлеи- ных нафтеновых углеводородов. В отдельных нефтях найдены би-, три- и тетрациклические нафтеновые кислоты, а также и карбоновые кислоты жирного ряда. Содержание нафтеновых кислот в нефтях невелико. Наименьшее количество нафтеновых кислот содержится в парафинистых нефтях и их фракциях, наибольшее — в смолистых нефтях. В Советском Союзе наибольшее количество нафтеновых кислот найдено в нефтях о-ва Сахалин (4,8 вес. % в одоптинской и 2,8 вес. % в горской), в нефтях Азербайджана (1,67 вес. % в бала- ханской, 1,34 вес. % в бинагадинской и 0,3 вес. % в биби-эйбатской), Северного Кавказа (1,0 вес. % в грозненской беспарафиновой) и Эмбы (0,8 вес. % в доссорской). Распределение нафтеновых кислот по фракциям крайне неравномерно. Преимущественно они сосредоточены в легких и средних газойлевых фракциях, значительно беднее ими бензино-керосиновые и тяжелые дистилляты.
Нафтеновые кислоты — малолетучие, маслянистые жидкости плотностью 0,96—1,0 с резким неприятным запахом. Они не растворяются в воде, но легко растворимы в нефтепродуктах, бензоле, спиртах и эфирах. Содержание нафтеновых кислот в нефтяных фракциях принято характеризовать кислотными числами, т. е. числом миллиграммов едкого кали, расходуемого на нейтрализацию 1 г вещества в спирто-бензольном растворе в присутствии фенолфталеина. Нафтеновые кислоты широко применяются в технике для пропитки шпал, при регенерации каучука из вулканизированных изделий, как заменители жирных кислот в производстве мыла и как антисептические средства для борьбы с гнилостными грибками. Металлические соли нафтеновых кислот, в частности кальциевые, используются в производстве консистентных смазок. Для механизмов, работающих под большим давлением (например, планетарных шестерен задней оси автомобиля), готовят смазки из нафтената свинца, серы и минерального масла. .
Фенолы впервые были обнаружены в бориславской нефти. Незначительное количество их найдено и в бакинских нефтях. Больше фенолов содержится в нефтях восточных районов страны: пермских -— 0,013 вес. %. В нефтях обнаружены все три изомера крезола, ксиленолы и р-нафтол. Процессы выделения фенолов из нефтяных фракций пока не получили промышленного применения.
Асфальто-смолистые вещества являются неотъемлемым компонентом почти всех нефтей. Редко встречающиеся «белые» нефти представляют собой продукты разной степени обесцвечивания темных смолосодержащих нефтей, мигрировавших через толщи глин из глубоких недр земли. Содержание и химический состав асфальтосмолистых веществ в значительной мере влияют на выбор направления переработки нефти и набор технологических процессов в схемах действующих и перспективных нефтеперерабатывающих заводов. В связи с этим одним из главных • показателей качества товарных нефтей при их классификаций является относительное содержание асфальто-смолистых веществ. Количество асфальто-смолистых веществ в легких нефтях не превышает 4—5 вес. %, в тяжёлых нефтях достигает 20 вес. % и более. Химическая природа асфальто-смолистых веществ точно не установлена. Она продолжает быть предметом глубоких исследований многих нефтехимиков. Причиной этого является исключительная сложность состава этих веществ, которые представляют собой комплексы полициклических, гетероциклических и металлоорганических соединений. . .
По принятой в настоящее время классификации асфальто-смолистые вещества нефтей подразделяются на четыре вида: 1) нейтральные смолы, 2) асфальтены, 3) карбены и карбоиды, 4) асфальтогено- вые кислоты и их ангидриды.
Нейтральные смолы — полужидкие, а ■ иногда почти твердые, вещества темно-красного -цвета, плотностью около единицы. Они растворяются в петролейном эфире, бензоле, хлороформе и четыреххлористом углероде. В отличие от асфальтенов нейтральные смолы образуют истинные растворы. Кроме углерода и водорода в состав смол входят сера, кислород и иногда азот. Углеводороды находятся в смолах в виде ароматических и нафтеновых циклов со значительным количеством (40—50 вес. %) боковых парафиновых цепей. Весовое соотношение углерод : водород составляет примерно 8:1. Сера и кислород входят в состав гетероциклических соединений. Смолы химически не стабильны. Под воздействием адсорбентов в присутствии кислорода частично происходит окислительная конденсация их в асфальтены. Физические свойства смол зависят от того, из каких фракций нефти они выделены. Смолы из более тяжелых фракций имеют большие плотность, молекулярный вес, красящую способность и содержат больше серы, кислорода и азота. Достаточно добавить в бензин 0,005 вес. % тяжелой смолы, чтобы придать ему соломенно-желтую окраску.
Асфальтены представляют собой черные или бурого цвета твердые, хрупкие, неплавкие высокомолекулярные вещества плотностью больше единицы. При температуре выше 300° С асфальтены разлагаются с образованием газов и кокса. Они не растворяются в таких неполярных растворителях, как петролейный эфир, пентан, изопентан и гексан. Пентан и петролейный эфир часто используют
в лабораториях для осаждения асфальтенов из их смесей со смолами и углеводородами нефти."Жидкий пропан с той же целью применяется в промышленности (процесс деасфальтизации) для осаждения смол и асфальтенов из гудрона. Асфальтены растворяются в пиридине, сероуглероде, четыреххлористом углероде, а также бензоле и других ароматических углеводородах. Соотношение углерод : водород в асфальтенах составляет приблизительно 11 : 1. Химическая природа асфальтенов изучена мало. Молекулярный вес их исчисляется тысячами. Серы, кислорода и азота они содержат больше, чем смолы. Содержание асфальтенов в смолистых нефтях обычно составляет 2—4 вес. %. .
Продуктами уплотнения асфальтенов являются карбены и затем карбоиды. Карбены не растворяются в бензоле и лишь частично растворяются в пиридине и сероуглероде. Карбоиды не растворяются в каких-либо органических или минеральных растворителях. Элементарный состав одного из образцов карбоидон примерно следующий (в вес. %): С — 74,2; Н — 5,2; S — 8,3; N — 1,1; О — 10,8 и зольных компонентов — 0,4. .
Асфальтогеновые кислоты и их ангидриды по внешнему виду похожи на нейтральные смолы. Это маслянистые, весьма вязкие, иногда твердые черные вещества, нерастворимые в петролейном эфире и хорошо растворимые в бензоле, спирте и хлороформе. Природа асфальтогеновых кислот практически не изучена. Предполагается, что в них содержатся три активные группы, вероятно, две гидроксильные и одна кислотная. Их можно назвать полинафтеновыми кислотами. Плотность асфальтогеновых кислот больше единицы.
3 Заказ 1000
ГЛАВА III
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙИ НЕФТЕПРОДУКТОВ
В основе методов переработки нефти и газа и применения товарных нефтепродуктов в различных, областях народного хозяйства лежат физико-химические процессы. Управление этими процессами требует глубокого знания физических и физико-химических свойств газа, нефти, нефтяных фракций, составляющих их углеводородов и других органических соединений нефтяного сырья. Одни из констант, характеризующих эти свойства, входят в формулы для расчетов нефтезаводской аппаратуры, другие используются для контроля производства, третьи прямо или косвенно отражают эксплуатационные свойства нефтепродуктов, являясь, таким образом, условными показателями их качества. Ниже рассмотрены основные показатели физико-химических свойств нефти и нефтепродуктов.
ПЛОТНОСТЬ
В практике нефтяного дела чаще определяют относительную плотность р^. Это безразмерная величина, показывающая отношение плотности нефтепродукта при температуре f2 к плотности дистиллированной воды при температуре ^. Стандартными температурами в некоторых странах приняты: для воды ^ = 4 °C, для нефтепродукта t2 = 20 °C, в других странах стандартной температурой нефтепродукта и воды является Ц = t2 =,60 °F, что примерно соответст-. вует 15 °C. Таким образом обычно определяют р'40 или р1^.
Поскольку плотность воды при 4 °C равна единице, численные значения относительной и абсолютной плотности совпадают.
Величина, обратная плотности,— удельный объем — широко используется при расчете количества нефти и нефтепродуктов в резервуарах. Удельный объем измеряется в см?]г и м21т.
Все нефтепродукты представляют собой смеси углеводородов различных групп. Допуская аддитивность их объемов, среднюю плотность нефтепродукта находят по правилу смешения:
PiFi + P2V2 +. . . + рлИ1PiFi + P2V2 +. . . + рлИ1■°ср Fi + V2 + . . ,+V„■°ср Fi + V2 + . . ,+V„(1)(1)
PiFi + P2V2 +. . . + рлИ1
PiFi + P2V2 +. . . + рлИ1
■°ср Fi + V2 + . . ,+V„
■°ср Fi + V2 + . . ,+V„
(1)
(1)
НЛП
0 =?л1 + »12+т3+. . .+тп
■'СРл. тз ,,“
Р1 Р2 Рз " " ‘+ Рл
где щ, р2, . . ., р„ — относительные плотности компонентов смеси;
Flt Уп, . . ., I7,, — соответственно их объемы;
т 2, . . -, 7н,2 — массы компонентов смеси.
Расчет по формулам (1) и (2) не всегда точен, так как в одних случаях смешение сопровождается расширением смеси (гексан -■-г бензол), а в других — сжатием (нефтяные фракции резко различной плотности).
Для нефтепродуктов характерно резкое изменение плотности с изменением температуры. С повышением температуры плотность нефтепродуктов уменьшается, а удельный объем возрастает. Для большинства нефтепродуктов (малопарафинистых) с достаточной .точностью можно считать, что изменение плотности в зависимости от температуры происходит по линейному закону, найденному Д. И. Менделеевым и выражаемому формулой:
•р1 = р|°-ар-20)'(з)
где р$ — относительная плотность нефтепродукта при заданной температуре /; Р10 — относительная плотность нефтепродукта при стандартной температуре (20° С);
а — поправка на изменение плотности при изменении температуры па одни градус.
Значения средней температурной поправки а для нефтепродуктов приведены в табл. 4.
При необходимости пересчета рд® на р1^ можно использовать следующую упрощенную формулу:
рЦ = Ра» + 5а(/,)
На рис. 1 приведены кривые изменения плотности жидких нефтепродуктов в зависимости от температуры.
Для газообразных нефтепродуктов за стандартные условия приняты давление 760 мм рт. ст. и температура 0 °C. Обычно определяют относительную плотность их, т. е. отношение плотности нефтепродукта к плотности воздуха (1,293 кзДм3). Плотность любого газа при стандартных условиях может быть найдена как частное от деления его молекулярного веса на объем 1 кмоля, т. е. 22,4 №. Плотность газа (у, кг/at3) при условиях, отличных от стандартных (давлении Р ат, температуре Т °К), можно определить по формуле:
где М — молекулярный вес газа.
Таблица 4. Средние температурные поправки (а)плотности для нефтепродуктов
Р20а0,6900—0,69990,0009100,7000—0,70990,0008970,7100—0,71990,000884'0,7200—0,72990,0008700,7300—0,73990,0008570,7400—0,74990,0008440,7500—0,75990,0008310,7600—0,76990,0008180,7700-0,77990,0008050,7800—0,78990,0007920,7900—0,79990,0007780,8000-0,80990,0007650,8100—0,81990,0007520,8200—0,8299 '0,0007380,8300—0,83990,0007250,8400—0,84990,000712Р20а0,6900—0,69990,0009100,7000—0,70990,0008970,7100—0,71990,000884'0,7200—0,72990,0008700,7300—0,73990,0008570,7400—0,74990,0008440,7500—0,75990,0008310,7600—0,76990,0008180,7700-0,77990,0008050,7800—0,78990,0007920,7900—0,79990,0007780,8000-0,80990,0007650,8100—0,81990,0007520,8200—0,8299 '0,0007380,8300—0,83990,0007250,8400—0,84990,000712Р20а0,8500—0,85990,0006990,8600—9,86990,0006860,8700—0,87990,0006730,8800-0,88990,0006600,8900—0,89990,0006470,9000—0,90990,0006330,9100—0,91990,0006200,9200—0,92990,0006070,9300—0,93990,0005940,9400—0,94990,0005810,9500—0,95990,0005670,9600—0,96990,0005540,9700—0,97990,0005410,9800—0,98990,0005220,9900—1,00000,000515Р20а0,8500—0,85990,0006990,8600—9,86990,0006860,8700—0,87990,0006730,8800-0,88990,0006600,8900—0,89990,0006470,9000—0,90990,0006330,9100—0,91990,0006200,9200—0,92990,0006070,9300—0,93990,0005940,9400—0,94990,0005810,9500—0,95990,0005670,9600—0,96990,0005540,9700—0,97990,0005410,9800—0,98990,0005220,9900—1,00000,000515
Р20
а
0,6900—0,6999
0,000910
0,7000—0,7099
0,000897
0,7100—0,7199
0,000884'
0,7200—0,7299
0,000870
0,7300—0,7399
0,000857
0,7400—0,7499
0,000844
0,7500—0,7599
0,000831
0,7600—0,7699
0,000818
0,7700-0,7799
0,000805
0,7800—0,7899
0,000792
0,7900—0,7999
0,000778
0,8000-0,8099
0,000765
0,8100—0,8199
0,000752
0,8200—0,8299 '
0,000738
0,8300—0,8399
0,000725
0,8400—0,8499
0,000712
Р20
а
0,6900—0,6999
0,000910
0,7000—0,7099
0,000897
0,7100—0,7199
0,000884'
0,7200—0,7299
0,000870
0,7300—0,7399
0,000857
0,7400—0,7499
0,000844
0,7500—0,7599
0,000831
0,7600—0,7699
0,000818
0,7700-0,7799
0,000805
0,7800—0,7899
0,000792
0,7900—0,7999
0,000778
0,8000-0,8099
0,000765
0,8100—0,8199
0,000752
0,8200—0,8299 '
0,000738
0,8300—0,8399
0,000725
0,8400—0,8499
0,000712
Р20
а
0,8500—0,8599
0,000699
0,8600—9,8699
0,000686
0,8700—0,8799
0,000673
0,8800-0,8899
0,000660
0,8900—0,8999
0,000647
0,9000—0,9099
0,000633
0,9100—0,9199
0,000620
0,9200—0,9299
0,000607
0,9300—0,9399
0,000594
0,9400—0,9499
0,000581
0,9500—0,9599
0,000567
0,9600—0,9699
0,000554
0,9700—0,9799
0,000541
0,9800—0,9899
0,000522
0,9900—1,0000
0,000515
Р20
а
0,8500—0,8599
0,000699
0,8600—9,8699
0,000686
0,8700—0,8799
0,000673
0,8800-0,8899
0,000660
0,8900—0,8999
0,000647
0,9000—0,9099
0,000633
0,9100—0,9199
0,000620
0,9200—0,9299
0,000607
0,9300—0,9399
0,000594
0,9400—0,9499
0,000581
0,9500—0,9599
0,000567
0,9600—0,9699
0,000554
0,9700—0,9799
0,000541
0,9800—0,9899
0,000522
0,9900—1,0000
0,000515
Pirc. 1. Зависимость плотности жидких нефтепродуктов от температуры. .Pirc. 1. Зависимость плотности жидких нефтепродуктов от температуры. .
Pirc. 1. Зависимость плотности жидких нефтепродуктов от температуры. .
Pirc. 1. Зависимость плотности жидких нефтепродуктов от температуры. .
Ниже приведены данные о плотности углеводородных и некоторых
других газов
при 0 °C и 760 о рт. ст.;
Относи-
Плотность, нг/л1а
Относительная плотность (по воздуху)
Плотность,
тельная плотность (по воздуху)
Метан
. . . 0,717
0,554
Водород
. . 0,090
0,069 '
Этан
. . . 1,356
1,049
Сероводород . . .
. . 1,538
1,191
Пропан . . .
. . . 2,020
1,562
Окись углерода .
. . 1,250
0,967
и-Бутаи 2,7032,091Двуокисьуглерода1,9771.521
Этиле и1,2600,975Воздух 1,2931
Пропилеи 1.9151,481
Существует несколько методов определения плотности нефтепродуктов. Выбор того или другого зависит от имеющегося количества нефтепродукта, его вязкости, требуемой точности определения и отводимого для анализа времени. Простейшим прибором для определения плотности жидких нефтепродуктов является ареометр (плотномер). Градуировка ареометра отнесена к плотности воды при 4U С и его показания соответствуют р*. Ареометром можно определить плотность только с точностью до 0,001 для маловязких и 0,005 для вязких нефтепродуктов. Для определения ареометром плотности высоковязкого (более 200 сст при 50° С) нефтепродукта (р„) поступают следующим образом. Нефтепродукт разбавляют равным объемом керосина известной плотности (рк) и измеряют плотность смеси (рсм). Затем подсчитывают плотность нефтепродукта по формуле:
Рц = 2рсм Рк . (6)
Для малого количества жидких нефтепродуктов (капли) либо для твердых веществ (парафина, битума и др.) пользуются методом уравнивания плотности, или методом взвешенной капли: каплю или кусочек исследуемого нефтепродукта вводят в спирто-водный (р 1) или водно-соляный раствор слабой концентрации (р ^ 1) и добавляют в сосуд воду или концентрированный раствор соли до тех пор, пока испытуемый нефтепродукт не будет взвешен внутри раствора. В этом случае плотность нефтепродукта равна плотности раствора, которую определяют ареометром.
Приведенные выше способы пригодны лишь для технических целей. Более точно (с точностью до 0,0005) плотность нефтепродукта определяют с помощью гидростатических весов, которые градуируются по плотности воды при 20° С и дают показания р£0.
Наиболее точный результат достигается при определении плотности пикнометром (до 0,00005). В зависимости от агрегатного состояния нефтепродукта, его количества и требуемой точности взвешивания применяют пикнометры разной формы и емкости.
Практическое значение показателя плотности нефти и нефтепродуктов очень велико. В сочетании с другими физико-химическими константами (температура кипения, показатель преломления, молекулярный вес, вязкость и др.), плотность является параметром, характеризующим химическую природу, происхождение и товарное качество нефти или нефтепродукта. Так, для фракций с одинаковыми температурами начала и конца кипения плотность наименьшая, если они выделены из парафинистых нефтей, и наибольшая, если они получены из высокоароматизированных нефтей. Фракции,
полученные из нафтено-парафинистых нефтей, занимают по плотности промежуточное положение.
Одним из параметров, который представляет собой функцию плотности и позволяет судить о химической природе нефтепродуктов, является характеризующий фактор К, определяемый формулой
'7’
.Z< = 1,216 J—ВТ(7)
pli
где Т^ — абсолютная средняя молекулярная температура кипения смеси, СК;
Pis — относительная плотность нефтяной фракции.
Средняя молекулярная температура кипения смеси определяется формулой,
-._ ttinx-V-t^TUi-V. . ,+tnmn
.‘ср. МОЛ—I L I
П11Т,,г-2Т. ■ --Г'Чп
где zx, Г, . . ., 1п — температуры кипения компонентов;
тх, т.п, . . ., тп — мольные доли компонентов в смеси.
Для узких фракций вместо средней молекулярной температуры кипения в формулу подставляют температуру 50% отгона по ГОСТ 2177—59.
Для парафинистых нефтепродуктов характеризующий фактор равен 12,5—13,0, для нафтено-ароматических 10,0—11,0.
МОЛЕКУЛЯРНЫЙ ВЕС
Молекулярный вес нефтей п получаемых из них продуктов — один из важнейших показателей, широко используемый при подсчете теплоты парообразопания, объема паров, парциального давления, а также при определении химического состава узких нефтяных фракции и т. д. Нефть и нефтепродукты представляют собой смеси индивидуальных углеводородов и некоторых других соединений, поэтому они характеризуются средним молекулярным весом, но слово «средний» обычно опускают.
Молекулярные веса нефтяных фракций тем больше, чем выше их температура кипения. Наряду с этим выделенные из различных нефтей фракции, выкипающие в одном и том же интервале температур, имеют разные молекулярные веса, так как углеводородный состав этих фракций различен.
В расчетной практике молекулярный вес часто определяют по эмпирическим формулам. Из них наибольшее применение нашла формула Б. П. Воинова. В общем виде она выглядит так:
M = a-\-bt-Vct»(9)
где а, бис — постоянные, значения которых различны для каждой группы углеводородов;
t — средняя молекулярная температура кипения продукта, 'С
Для парафиновых углеводородов:
(Ю)(Ю)М= 60 + 0,3f + 0,001г2
(Ю)
(Ю)
Для нефтяных фракций:
М= UK—21,5) + (0,76—0,04Ж) ( + (0,000377—0,00245) (2(И)
где К — характеризующий фактор.
Результаты вычислений по этой формуле отличаются от экспериментально полученных данных на 3—5%. А. С. Эйгенсон уточнил формулу Б. П. Воинова для нефтяных фракций подбором постоянных величин а, Ь, с в зависимости от характеризующего фактора К. Значения постоянных а, Ъ и с приведены ниже:
ттактеризующпп.,
фактор К
10,0
56
0,23
0,0008
10,5
57
0,24
0,0009
11,0
59
0,24
0,0010
11,5
63
0,225
0,00115
12,0
69
0,18
0,0014
Связь между молекулярным весом и относительной плотностью нефтяных фракций устанавливается формулой Крэга
Молекулярный вес смеси нескольких нефтяных фракций можно находить по формуле
Ml 1 Мг 1 мп
где пц. тг, . . .,— массы нефтяных фракций;
Л/,, М». . . ., Мп— соответственно" пх молекулярные веса.
По этой формуле можно подсчитать также молекулярный вес нефти, если известны массы и молекулярные веса составляющих ее узких фракций. Этой же формулой пользуются для определения молекулярного веса остатка от перегонки нефти, если заранее известны молекулярные веса и массы нефти и отогнанных от нее фракций. .
На рис. 2 и 3 показана зависимость между молекулярным весом и средней молекулярной температурой кипения нефтяных фракций с различной плотностью и с разными значениями характеризующего фактора. ■ ■
В практических расчетах при определении размеров реакторов, испарительных и ректификационных колонн необходимо знать мольный объем жидких нефтепродуктов пли пх паров.
Мольный объем жидкостей вычисляют по формуле
ммN ”
м
м
где F — объем жидкости, .и.3;
N — число молей;
т — масса жидкости, кг;
р — плотность жидкости, кг/.ч3.
Рис. 2. График для расчета молекулярного веса нефтепродуктов в зависимости от их плотности и средней молекулярной температуры кипения.Рис. 2. График для расчета молекулярного веса нефтепродуктов в зависимости от их плотности и средней молекулярной температуры кипения.Рис. 3. График для расчета молекулярного веса нефтепродуктов в зависимости от их характеризующего фактора и средней молекулярной температуры кипения.Рис. 3. График для расчета молекулярного веса нефтепродуктов в зависимости от их характеризующего фактора и средней молекулярной температуры кипения.
Рис. 2. График для расчета молекулярного веса нефтепродуктов в зависимости от их плотности и средней молекулярной температуры кипения.
Рис. 2. График для расчета молекулярного веса нефтепродуктов в зависимости от их плотности и средней молекулярной температуры кипения.
Рис. 3. График для расчета молекулярного веса нефтепродуктов в зависимости от их характеризующего фактора и средней молекулярной температуры кипения.
Рис. 3. График для расчета молекулярного веса нефтепродуктов в зависимости от их характеризующего фактора и средней молекулярной температуры кипения.
Объем паров можно определить из уравнения Клапейрона:
(15)(15)т 22ДР t + 212
(15)
(15)
М ' л "273
где т — масса паров, кг;
М — молекулярный вес нефтепродукта;
тс — давление в системе, ат;
Р — атмосферное давление, ат;
I — температура, °C.
Уравнением (15) можно пользоваться при давлении в системе менее 4 ат, при давлении выше 4 ат вводится поправка на сжимаемость нефтяных паров.
В лабораторной практике молекулярный вес нефтепродуктов обычно определяют криоскопическим методом, который основан на снижении температуры застывания растворителя от прибавления к нему нефтепродукта. В качестве растворителя применяют бензол, нафталин и др. В редких случаях для определения молекулярного
веса применяется эбуллиоскопический метод, основанный на измерении приращения температуры кипения растворителя после ввода в него навески испытуемого нефтепродукта.
ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ
Под давлением насыщенных паров понимают давление, развиваемое парами при данной температуре в условиях равновесия с жидкостью. Температура, при которой давление насыщенных паров становится равным давлению в системе, называется температурой кипения вещества. Давление насыщенных паров нефти и нефтепродуктов до некоторой степени характеризует их испаряемость, наличие в них легких компонентов, растворенных газов и т. д. Оно резко увеличивается с повышением температуры. При одной и той же температуре меньшим давлением насыщенных паров характеризуются более легкие нефтепродукты.
' Имеется множество формул для пересчета давления насыщен-, них паров нефтяных фракций с одной температуры на другую, однако чаще пользуются графическими методами. Наиболее распространенным пз предложенных графиков является график Кокса (рис. 4). График Кокса построен следующим образом. Ось абсцисс представляет собой логарифмическую шкалу, на которой отложены величины логарифма давления (IgP), однако для удобства пользования на шкалу нанесены соответствующие им значения Р. На оси ординат отложены значения температуры. Под углом 30° к оси абсцисс проведена прямая, обозначенная индексом «Н2О»,- которая характеризует зависимость давления насыщенных паров воды от температуры. При построении графика из ряда точек на оси абсцисс восстанавливали перпендикуляры до пересечения с прямой Н2О и полученные точки сносили на ось ординат. На оси ординат получилась шкала, построенная по температурам кипения воды, соответствующим различным давлениям ее насыщенных паров. Затем для нескольких хорошо изученных углеводородов был взят ряд точек с заранее известными температурами кипения и соответствующими им значениями давления насыщенных паров.
Оказалось, что для парафиновых углеводородов нормального строения графики, построенные по этим координатам, представляют собой прямые линии и все эти прямые сходятся в одной точке (полюсе). В дальнейшем достаточно было взять любую точку с координатами температура — давление насыщенных паров углеводорода и соединить ее с полюсом, чтобы получить зависимость давления насыщенных паров от температуры для этого углеводорода.
Несмотря на то что график построен для индивидуальных парафиновых углеводородов нормального строения, им широко пользуются в технологических расчетах применительно к узким нефтяным фракциям. По этому графику можно находить давление
Температура, °CТемпература, °CРис, 4. График Кокса для парафиновых углеводородов.Рис, 4. График Кокса для парафиновых углеводородов.
Температура, °C
Температура, °C
Рис, 4. График Кокса для парафиновых углеводородов.
Рис, 4. График Кокса для парафиновых углеводородов.
насыщенных паров фракции при заданной температуре, если известно давление насыщенных паров при какой-либо другой температуре, температуру кипения нефтяной фракции при заданном давлении, если известна температура кипения при каком-либо другом давлении, и наоборот. Пользование графиком поясним на конкретном примере.
Пример. Нефтяная фракция при остаточном давлении 75 -мл! рт. ст. кипит при t = 260° С. Какова температура кппеппя этой фракции при атмосферном давлении?
Решение. Из точки, соответствующей 75 ai.it рт. ст. на оси абсцисс, восстанавливаем перпендикуляр до пересечения с горизонталью, исходящей из точки 260° С на осп ординат. Обе линии пересекаются в точке В. Продолжим движение вдоль лучей С18Нз8 и С20Н42 до пересечения с перпендикуляром, восстановленным из точки 760 леи рт. ст., т. е. до точки А. Снося эту точку па ось ординат, находим соответственно t = 357° С. Это есть искомая температура кипения нефтяной фракции при атмосферном давлении.
Существуют также графики для пересчета температур кипения нефтепродуктов с глубокого вакуума на атмосферное давление. Наибольшая сходимость с экспериментальными данными достигается при пользовании графиком UOP (рис. 5). Соединив две известные величины на соответствующих шкалах графика прямой линией, получают на пересечении с третьей шкалой искомую величину Р или t. Графиком Кокса обычно пользуются при технологических расчетах, а номограммой UOP — в лабораторной практике.
Давление насыщенных паров смесей и растворов, в отличие от индивидуальных углеводородов, зависит не только от температуры, но и от состава жидкой и паровой фаз. Для растворов и смесей, подчиняющихся законам Рауля и Дальтона, общее давление насыщенных паров может быть вычислено по формуле
Л = ^1^Г + ^2^+. • ■+^/г(16)
гдел — общее давление насыщенных паров смеси;
Рг, Р.,, . . ., Рп— давление пасыщеппых паров компонентов при заданной температуре;-
xV1 х„, . . ., хп — мольные концентрации компонентов.
В области высоких давлений, как известно, реальные газы не подчиняются законом Рауля и Дальтона. В таких случаях найденное расчетными или графическими методами давление насыщенных паров уточняется при помощи критических параметров, фактора сжимаемости и фугитивности.
Критические параметры
Состояние реальных газов характеризуется уравнением Ван-дер- Ваальса:
^ру^у-Ъ^ВТ .(17)
где Р — давление в системе, ат;
alV1 — поправка, учитывающая взаимное притяжение молекул, которое действует как некоторое давление К = a/V- дополнительно к внет- пему давлению, сжимая газ (его называют внутренним давлением);
V — объем системы, л;
b — поправка, учитывающая собственный объем молекул, л/моль;
11 — газовая постоянная;
Т — температура, °К.
V15
620 625 4:30 био
6 50 -60 — 70 "—80 690
: 100
4:150
6200 6250 6300
бадо
V500 6600 6 700 моо
Рис. 5. Номограмма UOP для пересчета температур кипения нефте-продуктов при глубоком вакууме на температуры кипения приатмосферном давлении.
Значения поправок а и b для индивидуальных углеводородов приведены ниже:■_
Метан
а
0,494
6
0,0034
/(-Пентан . . .
. 4,075
ь
0,0668
Этан
0,345
0,М 11
Этилен . . . .
. 0.259
0,0086
Пропан . . . .
0,947
0,0424
Пропилеи . .
. 0,774
0,0225
и-Бутан . . . .
1,882
0,0686
Изобутилен .
. 1,693
0,03999
Изобутан . . , ,
1,937
0,0348
Из уравнения Ван-дер-Ваальса следует, что при некотором значении температуры, повышая давление газа, его можно превратить в жидкость. Однако для каждого газа существует такая температура, выше которой он никаким повышением давления не может быть переведен в жидкость. Эта температура называется критической Ткр. Давление насыщенных паров, соответствующее критической температуре, называется критическим давлением Ркр. Объем паров при критических температуре и давлении называется критическим объемом. В критической точке исчезает граница между газообразным и жидким состоянием.
Ниже приведены в качестве примера критические параметры некоторых веществ:
тг^ °к
Ркр- а,п
Гкр’°К
Р.<Р’ “
Метан . . .
. . . 190,5
4.7,1
Изооктан
. . . . 566,3
27,4
Этан . . .
. . . 305,4
49,5
/{-Нонан .
. . . . 595,2
23,2
Пропан . .
. . . 370,0
■ 43,2
/(-Декан .
. . . . 616,2
21,4
и-Бутан . .
. . . 425,0
38,5
Гелий . .
. . . .5,0
2,3
Изобутан .
. . . 408,2
37,0
Азот . .
. . . . 125,8
34,4
н-Пептан .
. . . 469,7
34,2
Кислород
. . . . 154,2
51,0
Изопентан
. . . 461,0
33,8
Водород .
. . . . 33,2
12,8
/{-Гексан .
. . . 508,0
30,8
Двуокись
угле-
Изогексан .
. . . 498,0
30,9
рода .
. . . . 304,2
75,1
«-Гептан .
. . . 540,4
27,8
Сероводород . . 373,6
91,4
Изо гептан .
. . . 531,2
28,0
Воздух .
. . . . 132,2
38,3
н-Октан . .
. . . 569,5
25,3
Критические параметры для нефтяных фракций определяются
по эмпирическим формулам:
(18)(18)(19)(19)^кр — l,05tCp 4-160
(18)
(18)
(19)
(19)
Окр — ^кр + 273)
т^кр-А м.
где /ср — средняя температура кипения нефтяной фракции, °C;
<Кр — критическая температура, °К;•
М — молекулярный вес фракции;
К — постоянная, равная для парафиновых углеводородов 5—5,3, для нафтеновых 6 и ароматических 6,5—7; обычно для нефтепродуктов принимается значение К = 5,5.
Для нефтяных фракций при известных величинах плотности передней температуры кипения критические температуры и давления удобно находить по графику рис. 6. Иногда Р, И и Т, входящие в уравнение Ван-дер-Ваальса, выражают в зависимости от соответствующих критических параметров. При этом получают так называемые
приведенные величины Рпр, Рпр и Vnp, равные соответственно:
Тz Пр тТz Пр т(20)(20)1 Кр1 КрРРПр РкрПр РкрРис. 6. График определения критических температур п давлении для нефтепродуктов разной плотности.Рис. 6. График определения критических температур п давлении для нефтепродуктов разной плотности.
Т
z Пр т
Т
z Пр т
(20)
(20)
1 Кр
1 Кр
Р
Р
Пр Ркр
Пр Ркр
Рис. 6. График определения критических температур п давлении для нефтепродуктов разной плотности.
Рис. 6. График определения критических температур п давлении для нефтепродуктов разной плотности.
Значениями приведенных температур, давлений и объемов часто пользуются в технологических расчетах для определения фактора сжимаемости, энтальпии нефтяных паров и др.
(23)(23)(24)(24)Рис. 7. Коэффициент сжимаемости некоторых углеводородов: 1 — метан; 2 — пропан; з — пентан.Рис. 7. Коэффициент сжимаемости некоторых углеводородов: 1 — метан; 2 — пропан; з — пентан.где р.^, р^7Z j , /7 огде р.^, р^7Z j , /7 о
(23)
(23)
(24)
(24)
Рис. 7. Коэффициент сжимаемости некоторых углеводородов: 1 — метан; 2 — пропан; з — пентан.
Рис. 7. Коэффициент сжимаемости некоторых углеводородов: 1 — метан; 2 — пропан; з — пентан.
где р.^, р^
7Z j , /7 о
где р.^, р^
7Z j , /7 о
Фактор сжимаемости
Если в основное уравнение Ван-дер-Ваальса вместо Р, У и Т подставить Ркр, Укр и Гкр, а значения констант а и Ъ заменить соответствующими выражениями а = SP^V^ и b = Укр/3, то для критической точки уравнение состояния газа будет иметь вид:
Vk?— g ЙТцра для всех иных условий:
Р7 = ц7?Т
Здесь ц — фактор (коэффициент) сжимаемости, зависящий от температуры, давления и природы газов (нефтяных паров). На рис. 7 и 8 приведены значения коэффициента сжимаемости в зависимости от приведенных температур и давлений соответственно для углеводородов и нефтяных фракций. Коэффициент сжимаемости смеси газов может быть определен по формуле:
(25)(25),_ Pl"l + P2»2+. • - + №11
(25)
(25)
Рср
. ., pn — коэффициенты сжимаемости отдельных компонентов смеси;
■ ■, »п — число молей отдельных компонентов смеси;
Sn — общее число молен смеси.
Летучесть (фугитивность)
Как известно, летучесть химически чистой жидкости измеряется давлением ее паров в условиях равновесия с жидкой фазой. В сложной смеси летучесть компонентов определяется их парциальными
давлениями. По законам Рауля и Дальтона в условиях равновесия парциальные давления компонента в паровой и жидкой фазах равны между собой:
лу'=Рх' (26)
где л — общее давление в системе;Р — давление насыщенных паров чистого компонента при температурегде л — общее давление в системе;Р — давление насыщенных паров чистого компонента при температуресистемы;системы;Рис. 8. Коэффициент сжимаемости нефтяных фракций.Рис. 8. Коэффициент сжимаемости нефтяных фракций.
где л — общее давление в системе;
Р — давление насыщенных паров чистого компонента при температуре
где л — общее давление в системе;
Р — давление насыщенных паров чистого компонента при температуре
системы;
системы;
Рис. 8. Коэффициент сжимаемости нефтяных фракций.
Рис. 8. Коэффициент сжимаемости нефтяных фракций.
Реальные газы и пары не подчиняются законам Дальтона и Рауля, и в условиях высоких давлений требуется введение соответствующих поправок. Однако равенство лу' = Рх может.быть сохранено, если вместо л и Р ввести значения /л и /р, являющиеся некоторыми функциями состояния вещества и названные фугитивностью, или летучестью. Для идеальных газов фугитивность равна давлению насыщенных паров. Фугитивность реальных паров и газов равна давлению их насыщенных паров только при высоких степенях разрежения, когда они подчиняются законам идеальных газов. На практике для приближенного определения фугитивности пользуются графиком, приведенным на рис. 9. На графике безразмерное отношение фугитивности к давлению Up/P) представлено в виде
функции приведенных давлений и температур. Пользование графиком видно из следующего примера.
Пример. Найти фугитивность гексана при 286° С п давлении 45 ат; для гексана fKp = 235° С н РКр = 30,8 нт.
Реше и и е. Находим приведенные температуру п давление:
Т -. Т 286 + 273пр 7'кр 235 + 273’
Р =
пр Ркр 30,8’
jр = 45 ■ 0,65 = 29,25 атjр = 45 ■ 0,65 = 29,25 атИз рис. 9 находим }р/Р -- 0,65; отсюда фугитивность гексана
jр = 45 ■ 0,65 = 29,25 ат
jр = 45 ■ 0,65 = 29,25 ат
Pirc. 9. Зависимость между отношением фугитивности к давлению и приведенными температурой п давлением для нефтепродуктов.
Методы определения давления насыщенныхпаров нефтепродуктов
Для определения давления насыщенных паров существует несколько методов. В нефтяной практике чаще применяется статический метод. Он основан на измерении давления насыщенных паров жидкости при заданной температуре и в условиях равновесия. По такому принципу работают аппарат HATH и стандартная бомба Рейда.
Аппарат ПАТИ позволяет определить абсолютные значения давления насыщенных паров простых и сложных смесей углеводородов в широком диапазоне температур и при различных сооотношениях между объемами паровой и жидкой фаз, влияющих на величину давления насыщенных паров нефтяной фракции. Влияние соотношения между объемами паровой и жидкой фаз Ипар/7ЖПДК на давление насыщенных паров при различных температурах видно из рис. 10.
Для технических анализов чаще применяется стандартная бомба Рейда (рис. 11). Объем сосуда 2 в 4 раза меньше объема сосуда 1.
3 Заказ 1000
Нефтепродуктом заливают полностью сосуд 1, к которому затем, привинчивают сосуд 2 с манометром. Весь аппарат погружают в водяную баню и выдерживают (после нескольких встряхиваний) при стандартной температуре 38° С до установления постоянного показа
ния манометра. Давление паров испытуемой жидкости определяют по формуле
Рис. 10. Зависимость давления насыщенных паров бензина от температуры п соотношения между объемами паровой и жидкой фаз.Рис. 10. Зависимость давления насыщенных паров бензина от температуры п соотношения между объемами паровой и жидкой фаз.Pirc. 11. Аппарат для определения давления насыщенных паров нефтепродуктов:
Рис. 10. Зависимость давления насыщенных паров бензина от температуры п соотношения между объемами паровой и жидкой фаз.
Рис. 10. Зависимость давления насыщенных паров бензина от температуры п соотношения между объемами паровой и жидкой фаз.
— воздушная камера; 2 ■— бензиновая камера; 3 — манометр.
где рж — давление паров испытуемой жидкости при температуре t;
Ратм — атмосферное давление;
Pw — показание манометра;
/0 — температура окружающего воздуха, 'С.
Определение давления паров в бомбе Рейда дает приближенные результаты, служащие только для сравнительной оценки качества моторных топлив. Расхождения между данными, полученными с помощью бомбы и другими более точными способами (метод ПАТИ), составляют 10—20%.
ВЯЗКОСТЬ
Вязкость является одной из важнейших характеристик нефтей и нефтепродуктов. Она характеризует прокачиваемость нефти при транспортировании ее по трубопроводам, прокачиваемость топлив в двигателях внутреннего сгорания, поведение смазочных масел, в механизмах и т. д.
Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость. Динамическая вязкость (ц) измеряется в пуазах (ns), размерность пуаза в системе CGS г/(с.в-сек). В технологических расчетах
чаще пользуются кинематической вязкостью (v), численно равной отношению динамической вязкости нефтепродукта к его плотности:
v=2L(28)
где 1] — динамическая вязкость, г Кем-сек));
р — плотность нефтепродукта, г,см3.
Единицей кинематической вязкости является стокс (ст), размерность стокса слг/сек. Для сравнительной оценки высоковязких нефтепродуктов и подобных им жидкостей пользуются также условной вязкостью (ВУ), под которой понимают отношение времени истечения из стандартного вискозиметра (ГОСТ 1532—54) определенного объема (например, 200 ли) испытуемой жидкости ,ко времени истечения такого же количества дистиллированной воды при 20° С. Условная вязкость может, быть выражена также временем истечения (в секундах) определенного объема жидкости из стандартных вискозиметров Сейболта, Редвуда. Для взаимного пересчета различных единиц вязкости пользуются формулами, таблицами и номограммами.
Вязкость жидких нефтепродуктов прежде всего определяется их температурами выкипания, т. е. химическим составом. Чем выше температура выкипания нефтяной фракции, тем больше ее вязкость. Наивысшей вязкостью обладают остатки от перегонки нефти и асфальто-смолистые вещества. Среди различных групп углеводородов наименьшую вязкость имеют парафиновые, наибольшую — нафтеновые; ароматические углеводороды занимают промежуточное положение. Парафиновые углеводороды изо- и нормального строения по вязкости мало отличаются между собой. Возрастание числа циклов в молекулах нафтеновых и ароматических углеводородов, так же как и удлинение их боковых цепей, приводит к повышению вязкости.
Зависимость вязкости от температурыи давления’
Вязкость жидких нефтепродуктов зависит от температуры, при которой они находятся. С понижением температуры вязкость их возрастает. На рис. 12 приведены кривые изменения вязкости в зависимости от температуры для различных смазочных, масел. Теоретически обоснованным выражением зависимости вязкости от температуры для идеальных жидкостей является формула Г. М. Панчеп- кова:
где ц — динамическая вязкость;
Н — универсальная газовая постоянная;
- to — собственный объем молекул;
4*
N „ — число Авогадро — Милликана;
о — плотность жидкости при данной температуре;
М — лголекулярный вес;
s — энергия связи между молекулами;
Т — абсолютная температура, ЙС
Проверка формулы по четыреххлористому углероду, бензолу п другим химически чистым органическим соединениям показалат что отклонения расчетной величины вязкости от экспериментальной не превышают 2,8%. Лишь отсутствие точных сведений о величинах w и е препятствует широкому применению этой формулы для опре-
Рис. 12. Зависимость вязкости смазочных масел от температуры:1, 2 и 3 — остаточные масла; 4 — дистиллятное масло; 5 — растительное масло.Рис. 12. Зависимость вязкости смазочных масел от температуры:1, 2 и 3 — остаточные масла; 4 — дистиллятное масло; 5 — растительное масло.деления вязкости минеральных масел при заданной температуре.
Рис. 12. Зависимость вязкости смазочных масел от температуры:
1, 2 и 3 — остаточные масла; 4 — дистиллятное масло; 5 — растительное масло.
Рис. 12. Зависимость вязкости смазочных масел от температуры:
1, 2 и 3 — остаточные масла; 4 — дистиллятное масло; 5 — растительное масло.
Весьма практичной оказалась эмпирическая формула Вальтера
(100vz + 0,8)T"' = К(30)
где V/ — кинематическая вязкость, ст;
Т — абсолютная температура, К;
ш — постоянная величина.
Дважды логарифмируя это выражение, получаем
т lg Т + lg lg (100vz + 0,8) = 1g 1g К
Приняв
lglgA=A; m — B’
находим:
lglg(100vz + 0,8) = A— 2?lgr(31)
По этой формуле Е. Г. Семенпдо была составлена номограмма (рис. 13, см. форзац в конце книги), на оси абсцисс которой для удобства пользования отложена температура, а иа оси ординат вязкость. Пользуясь номограммой, можно найти вязкость нефтепродукта при любой заданной температуре, если известна его кинематическая вязкость при двух других температурах. В этом случае значения известных вязкостей соединяют прямой и продолжают ее до пересечения с линией температуры. Точка пересечения с ней отвечает искомой вязкости. Номограмма пригодна для определения вязкости всех видов жидких ’ нефтепродуктов.
Вязкость природных газов известного молекулярного веса или относительной (по воздуху) плотности при атмосферном давлении и заданной температуре может быть определена по кривым, приве-
Относительная плотность газа (по воздуху)Относительная плотность газа (по воздуху)молекулярный. бесмолекулярный. бесРис. 14. График для определения вязкости природных газов в зависимости от их плотности, молекулярного веса и температуры при атмосферном давленияРис. 14. График для определения вязкости природных газов в зависимости от их плотности, молекулярного веса и температуры при атмосферном давлениянаименьшимнаименьшимполициклиполицикли
Относительная плотность газа (по воздуху)
Относительная плотность газа (по воздуху)
молекулярный. бес
молекулярный. бес
Рис. 14. График для определения вязкости природных газов в зависимости от их плотности, молекулярного веса и температуры при атмосферном давления
Рис. 14. График для определения вязкости природных газов в зависимости от их плотности, молекулярного веса и температуры при атмосферном давления
наименьшим
наименьшим
полицикли
полицикли
денным на рис. 14. Как следует из рис. 14, с повышением относительной плотности и понижением температуры вязкость газа уменьшается.
Изменение вязкости нефтяных смазочных масел в зависимости от температуры имеет исключительно большое значение при эксплуатации механизмов в широком интервале температур. Для характеристики этой зависимости предложены различные показатели: индекс вязкости, отношение вязкостей v50/v100 п др. Система индекса
вязкости (ИВ) была разработана Дином и Девисом с целью оценки эксплуатационных свойств смазочных масел. Чем меньше меняется вязкость смазочного масла с изменением температуры, тем выше его индекс вязкости и тем выше считается его качество. Индекс вязкости зависит от группового углеводородного . состава нефтепродукта и от структуры углеводородов. Наибольшим индексом вязкости обладают парафиновые углеводороды,
ческие ароматические с короткими боковыми цепями.
Дин и Девис условно приняли МВ для всех масляных фракций парафинистой пенсильванской нефти за 100 пунктов и для всех масляных фракций высоко- смолистой нефти Мексиканского побережья за 0 пунктов. Для определения ИВ испытуемого масла (17) необходимо знать вязкость этого масла при 37,8° С и при 98,8° С. По таблице, характеризующей вязкости масляных фракций пенсильванской нефти, подбирают такую фракцию (Я), вязкость которой прп 98,8° С равняется вязкости испытуемого масла при той же температуре. Затем по таблице, характеризующей вязкости масляных фракций из нефти Мексиканского побережья, также подбирают фракцию (L), имеющую одинаковую вязкость с испытуемым маслом прп 98,8° С. Для вышеназванных эталонных масляных фракций находят по тем же таблицам вязкости прп 37,8° С. После этого на графике рис. 15 откладывают вязкость, одинаковую для всех трех масел при 98,8° С, и вязкости этих масел при. 37,8° С. Для каждого масла по двум точкам произвольно проводят кривые изменения вязкости с изменением температуры. Пунктирная кривая относится к испытуемому маслу. Его индекс вязкости определяется из формулы:
тИ
ИВ= -100(32).
где L, Н и U — вязкости масел прп 37,8° С.
Значительно проще определять индекс вязкости по номограммам- (рис. 16, а и б). На осях координат нанесены вязкости масел прп 50-
и 100° С, а наклонные линии соответствуют значениям ИВ в пределах от —40 до 120. Определение ИВ сводится к восстановлению
перпендикуляров к осям координат из точек, отвечающих вязкостям исследуемого масла при 50. и при 100° С. Точка пересечения перпендикуляров с наклонными линиями дает искомую величину ИВ. Еще более удобна для нахождения индекса вязкости номограмма, разработанная Г. В. Виноградовым (рис. 17). Ключ к пользованию номограммой дается в правом ее углу. Определение ИВ сводится
к соединению прямыми линиями известных величин вязкости при
Рис. 15. График для расчета индекса вязкости масел.Рис. 15. График для расчета индекса вязкости масел.двух температурах. В точке пересечения этих линии находим искомый индекс вязкости. Недостатком системы индекса вязкости является то, что он характеризует поведение масла лишь в интервале температур от 37,8 до 98,8° С.
Рис. 15. График для расчета индекса вязкости масел.
Рис. 15. График для расчета индекса вязкости масел.
Многими исследователями было подмечено, что плотность и вязкость смазочных масел до некоторой степени отражают их углеводородный состав, а следовательно, и практическую ценность. Был предложен соответствующий показатель, свя
зывающий плотность и вязкость масел и названный вязкостно-весовой константой (ВВК). Вязкостно-весовая константа может быть вычислена по формуле
А. Пинкевича
(33)(33)ппк = Ри —0.24 —0,038 lg v100
(33)
(33)
0,755—0,011 lg vioo
где Pig — отиосптельпая плотность;
у,оо — кинематическая вязкость при 100° С, ест.
В зависимости от химического состава нефтяных фракций ВВК их может быть от 0,75 до 0,90. Чем выше ВВК масла, тем ниже его индекс вязкости (рис. 18).
В области низких температур, как показали многочисленные исследования, смазочные масла приобретают структуру и некоторые другие особенности, в частности характеризуются пределом текучести, пластичностью, тиксотропностыо или аномалией вязкости, свойственными дисперсным системам. Результаты определения вязкости таких масел зависят от того, проводится ли предварительно механическое перемешивание, а также от скорости истечения или •от обоих факторов одновременно. Масла, обладающие структурой, ще подчиняются закону течения «ньютоновских» жидкостей, согласно
Вязкость пси. 50vC,ccmВязкость пси. 50vC,ccm
Вязкость пси. 50vC,ccm
Вязкость пси. 50vC,ccm
аВязкость при 100°С) сст6
Рпс. 16. Номограмма для определения индекса вязкости масел:а — вязкостью при 100° С от В до 20 сст; б — вязкостью при 100° С от 21 до 60 сст.
100100Рис. 17. Номограмма для определения индекса вязкости масел.Рис. 17. Номограмма для определения индекса вязкости масел.Рпс. 18. Зависимость между индексом вязкости н вязкостно-весовой константой.Рпс. 18. Зависимость между индексом вязкости н вязкостно-весовой константой.Рис. 19. Аномалия вязкости смазочных масел.Рис. 19. Аномалия вязкости смазочных масел.
100
100
Рис. 17. Номограмма для определения индекса вязкости масел.
Рис. 17. Номограмма для определения индекса вязкости масел.
Рпс. 18. Зависимость между индексом вязкости н вязкостно-весовой константой.
Рпс. 18. Зависимость между индексом вязкости н вязкостно-весовой константой.
Рис. 19. Аномалия вязкости смазочных масел.
Рис. 19. Аномалия вязкости смазочных масел.
которому изменение вязкости должно зависеть только, от температуры..
Характер кривой изменения вязкости структурированного масла в зависимости от градиента скорости истечения показан на рис. 19.
"5, сот
3-^
94
54 о4 7 ч 6 ч 9Л ЮЛ
154
20А
зол адн 504
2004 зооадо-.
5003 7^4 2-1оЦ зюЦ
Масло с неразрушенной структурой имеет значительно большую вязкость, чем после ее разрушения (рис. 19). Если понизить вязкость такого масла путем разрушения структуры, то в спокойном
состоянии эта структура восстановится, и вязкость примет первоначальное значение. Способность масла самопроизвольно восстанавливать свою структуру называется тиксотропией. С увеличением скорости течения, точнее градиента скорости (участок кривой 7), структура разрушается, в связи с чем вязкость вещества снижается и доходит до определенного минимума. Этот минимум вязкости сохраняется на одном уровне и при последующем росте градиента скорости (участок 2) до появления турбулентного потока, после чего вязкость вновь нарастает (участок 5).
Зависимость вязкости от давления
Вязкость жидких и газообразных нефтепродуктов с повышением давления возрастает. Характер изменения вязкости масел с повышением давления имеет большое практическое значение, так как в некоторых узлах трения возникают высокие давления. Так, в подшипниках коленчатого вала давление достигает 150—200 ат, в зубчатых передачах — нескольких тысяч атмосфер. Зависимость вязкости от давления для некоторых масел иллюстрируется кривыми рис. 20. Как видно, вязкость масел с повышением давления изменяется по параболе. Вязкость масла при давлении Р может быть выражена формулой:
. 1]р = 1]о«р (ЗВ
где щ, и т]0 — соответственно вязкость масла при давлении Р и атмосферном давлении;
а — постоянная для данного масла.
Среди компонентов, составляющих нефтяные масла, меньше, всего изменяют вязкость с повышением давления парафиновые углеводороды и несколько больше — нафтеновые и ароматические. Для высоковязких нефтепродуктов с увеличением давления вязкость повышается больше, чем для маловязких. Чем выше температура,, тем меньше изменяется вязкость с повышением давления.
Ниже в качестве примера приведено относительное изменение вязкости воды и минерального масла при повышении давления от 1 до 3000 ат, найденное опытным путем:
Вязкость
1 ат
1000 «т
20 00 «т
3000 ат
Вода'
при 0ч С-
1,0
0,92
0,96
1,11
при 75° С
1,0
1,08
1,16
1,36
Минеральное масло при 259 С
1,0
23,0
280,0
при 100° С
1,0
4,3
15,0
112,0
-350-300-350-3000,00,00,59,30,59,3Рис. 20. Зависимость вязкости смазочных масел от давления".Рис. 20. Зависимость вязкости смазочных масел от давления".1 — 4— нефтяные масла; 5 — 7—растительные масла.1 — 4— нефтяные масла; 5 — 7—растительные масла.
-350
-300
-350
-300
0,0
0,0
0,5
9,3
0,5
9,3
Рис. 20. Зависимость вязкости смазочных масел от давления".
Рис. 20. Зависимость вязкости смазочных масел от давления".
1 — 4— нефтяные масла; 5 — 7—растительные масла.
1 — 4— нефтяные масла; 5 — 7—растительные масла.
При давлениях порядка 5 000—10 000 ат вязкость масел настолько возрастает, что они теряют характер жидкости и превращаются в пластичную массу.
Для нефтепродуктов Д. Э. Мапстоном предложена формула:
(35)(35)1g -^0,0142? (0,0239 + 0,01638vg'278)
(35)
(35)
где Vp и v0 — соответственно кинематическая вязкость прп давлении Р и атмосферном давлении;
Р — давление, ат.
Рис. 21. Номограмма для определения вязкости масел при высоких давлениях.
На основе этого уравнения автором разработана номограмма (рис. 21). Пользование номограммой сводится к тому, что известные величины, например v0 и Р, соединяют прямой линией, отсчет получают на третьей шкале. Согласно примеру автора, показанному на номограмме, повышение давления от 1 до 359 ат вызывает увеличение вязкости нефтепродукта с 29,15 до 63,2 сст. Экспериментальное определение вязкости при Р = 359 ат дало результат 65,0 сст, что на 3% выше расчетной величины.
Вязкость смесей
При компаундировании масел часто приходится определять, вязкость смесей. Как показали опыты, аддитивность свойств проявляется лишь в смесях двух весьма близких по вязкости компонентов. При большой разности вязкостей смешиваемых нефтепродуктов,.
как правило, вязкость меньше, чем вычисленная по правилу смешения. Приближенно вязкость смеси масел можно подсчитать, если заменить вязкости компонентов их обратной величиной, «подвижностью» /:
1 i 1
(36)-(36)-(37).(37)., . тк 'I —/, 1 _ Hl П2
(36)-
(36)-
(37).
(37).
/СМ Рем™ + »
отсюда
. = (m + гг) рщ-гСМW112 + n1ll "
где /см — подвижность смеси;
i]CM — вязкость смеси;
Л11 Лз “ вязкости компонентов;
т, и — количества взятых компонентов.
Для вычисления вязкости смесей можно также пользоваться различными номограммами. Наибольшее применение получили номограмма ASTM и вискозиграмма Молипа — Гурвича. Номограмма ASTM базируется на широко известной формуле Вальтера. Схема пользования ею (рис. 22) приведена в нижней части графика. Последовательность операций показана нарастающей нумерацией. Номограмма Молина — Гурвича составлена на основании экспериментально найденных" вязкостей смеси масел А и В, из которых А обладает вязкостью ВУ,0 = 1,5, а В — вязкостью ВУ20 = 60. Оба масла были смешаны в разных соотношениях от 0 до 100 объемн. % и экспериментально установлена вязкость смесей. На номограмме (рис. 23) нанесены значения вязкости в условных единицах и сантистоксах: пользование ею поясним па конкретных примерах.
Пример 1. Найти вязкость смеси, состоящей из 30 объемп. % масла А (ВУ20 = 6,5) и 70% масла В (ВУ2„ = 35).
. Р еш епп е. Соединяем прямой линией (см. рис. 23) точку 35 па шкало вязкости масла В (100%) с точкой 6,5 на шкале вязкости масла А (100%). Из точки, соответствующей 30% масла А, восстанавливаем перпендикуляр до пересечения с этой прямой, пз полученной точил проводим горизонталь до пересечения с осью ординат и па последней получаем отсчет 20. Это и есть искомая условная вязкость смеси масел А и В, т. е. ВУ^ = 20.
Пример 2. В каком соотношении надо смешать масло А (ВУ20 = 6,5)- и масло В (ВУ20 = 35), чтобы получить смесь вязкостью ВУ^ = 20?
Решение. Соединяем прямой точку ВУ20 = 35 с точкой ВУ20 = 6,5'. Из точки ВУ^1 = 20 проводим горизонталь до пересечения с проведенной ранее прямой лшшей. Из точки пересечения восстанавлпваем перпендикуляр до пересечения с верхней п нижней шкалами (процентное содержание компонентов А п В). На ппжней шкале читаем содержание масла А в смеси 30 объемп. % , иа. верхней шкале — содержание масла В 70 объемн. %.
ост °6У
500 НО3 2-103
Б-ТО^л 5'1°3НО^'^
-95
7-90
т-85
^80
^75
570
Т-65
7-60
7-55
-50
Н5
r-35
7-30
т-25
7-го
Т-№
5’0
^5
^0
Содержание (q) более вязкого компонента
Рпс. 22. Номограмма ASTM для определения вязкости смесей нефтепродуктов
Пример 3. Имеется 0,7 .и3 масла В вязкостью ВУ.,0 = 35. Какое надо взять но вязкости масло А, чтобы получить 1 .и3 смеси вязкостью ВУ^1 = 20?
Р е ш е и и е. Точку пересечения перпендикуляра, опущенного из точки 70 юбъемн. о,о В, н горизонтали, проведенной из точки ВУ^1 = 20, соединяем с точкой ВУ20 = 35. Вту лппто продолжаем до пересечения с противоположной шкалой. Вязкость искомого масла А составляет ВУ2П — 6.5.
-«— Содержание масла Я, объемн. %
Рис. 23. Номограмма Молина — Гурвича для определения вязкости смеси нефтепродуктов.
Приборы для определения вязкости
Для определения вязкости жидкостей пользуются приборами, которые называют вискозиметрами. По принципу действия эти приборы делятся на три группы:
капиллярные вискозиметры, основанные на определении текучести жидкости через капилляры. Из этой серии наибольшее применение получили вискозиметры Оствальда — Пинкевича и Фогеля — Освага; •
вискозиметр),I, в которых измерение вязкости жидкости основано на установлении относительного времени истечения строго определенного объема жидкости;
приборы для определения вязкости по скорости падения тела или по затуханию колебаний твердого тела в испытуемой жидкости (вискозиметры Гурвича, Гепплера и др.). .
В научно-исследовательских работах и в промышленной практике при оценке качества нефтепродуктов в настоящее время приняты
вискозиметры первой группы. Они дают значение вязкости в абсолютных единицах (кинематической в стоксах и динамической в пуазах). Вискозиметры второй группы позволяют лишь косвенно судить о величине вязкости, которая выражается в условных единицах (° ВУ, секунды Сейсболта и пр.). Применение вискозиметров третьей группы ограничено; опи используются в полевых условиях, когда требуется определить приблизительно качество нефтепродукта. Подробно устройство вискозиметров и техника работы с ними изложены в специальной литературе .
ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА
Все процессы переработки нефти и газа связаны с нагреванием пли охлаждением материальных потоков, т. е. подводом или отводом тепла. Ведение этих процессов, а также технологические расчеты, проектирование нефтезаводской аппаратуры требуют всестороннего изучения тепловых свойств нефтей и нефтепродуктов. К тепловым свойствам относятся: удельная теплоемкость, теплота парообразования, энтальпия, теплота плавления и сублимации, теплота сгорания, теплопроводность и др.' Лабораторное определение тепловых свойств — дело весьма сложное. По этой причине в технических расчетах прибегают к обобщающим эмпирическим формулам или графикам, рассматриваемым ниже. ,
Теплоемкость жидких нефтепродуктов
Если на пагрев 1 кг вещества от температуры tT до температуры t2 затрачивается тепла q ккал, то величина
сср= ^^(38>
выражает среднюю удельную массовую теплоемкость этого вещества при постоянном давлении в интервале температур от 1г до U.
Истинную удельную массовую теплоемкость можно определить по уравнению:
dq
Теплоемкость жидких нефтепродуктов впервые изучалась Н. М. Караваевым в 1913 г., в дальнейшем многие ученые посвятили свои исследования этому вопросу. Было установлено, что с увеличением
плотности нефтепродуктов их теплоемкость снижается, а с повышением температуры — возрастает, т. е. она зависит от химического состава, нефтепродукта и от температуры. Для подсчета теплоемкости жидких нефтепродуктов широко пользуются эмпирическим уравнением Крэга:.
' ct = -A_ (0,403 + 0,000814)(39)
где Pit — относительная плотность нефтепродуктов;
/ — температура, при которой определяется теплоемкость. °C;.
ct — истинная массовая теплоемкость, пкалЦкг-град).
Температура, °CТемпература, °CХарактеризующий факторХарактеризующий факторРис. 24. График для определения истинной теплоемкости некоторых газообразных индивидуальных углеводородов и жидких нефтяных фракции различной плотности:1—этан; 2—пропан; 3—изобутан; -1—и-бутап; 5—изопентан; 6—н-ncir тан; 7—н-гексап.Рис. 24. График для определения истинной теплоемкости некоторых газообразных индивидуальных углеводородов и жидких нефтяных фракции различной плотности:1—этан; 2—пропан; 3—изобутан; -1—и-бутап; 5—изопентан; 6—н-ncir тан; 7—н-гексап.
Температура, °C
Температура, °C
Характеризующий фактор
Характеризующий фактор
Рис. 24. График для определения истинной теплоемкости некоторых газообразных индивидуальных углеводородов и жидких нефтяных фракции различной плотности:
1—этан; 2—пропан; 3—изобутан; -1—и-бутап; 5—изопентан; 6—н-ncir тан; 7—н-гексап.
Рис. 24. График для определения истинной теплоемкости некоторых газообразных индивидуальных углеводородов и жидких нефтяных фракции различной плотности:
1—этан; 2—пропан; 3—изобутан; -1—и-бутап; 5—изопентан; 6—н-ncir тан; 7—н-гексап.
Более точной, учитывающей химический состав нефтепродукта, является формула:
с; = 0,7072—0,318p^ + t (0,00147 —0,00055рУ) (0,067^ + 0,35)(40)
где А' — характеризующий фактор;
другие обозначения те же, что в формуле (39).
По этой формуле составлен график (рис. 24) применительно к нефтепродуктам с характеризующим фактором К = 11,8. При других значениях К найденную величину теплоемкости умножают на поправочный коэффициент, который находят по графику, помещенному в правом углу рисунка.
Теплоемкость газов и паров
Теплоемкость углеводородных газов и нефтяных паров зависит от их химического состава и внешних условий: температуры и давления. Различают теплоемкость при постоянном давлении и постоянном объеме. Истинная массовая теплоемкость при постоянном давлении ср больше теплоемкости при постоянном объеме cv на величину работы, затрачиваемой на расширение газа:
Ср Су —Д(41)
где R — газовая постоянная, ккал/(кг -град); НЛП
Cp — cv=R(42)
где ср п Су — истинные мольные теплоемкости соответственно при постоянном давлении и объеме, ккал/(кмоль • град);
R — универсальная газовая постоянная, равная 1 ,987 ккал/(кмоль ■ граду
ср^^ ЗМ'Ср и Су=ДФсу(43)
где М — молекулярный вес нефтепродукта.
Истинная мольная теплоемкость газообразных углеводородов с повышением температуры и молекулярного веса возрастает. Прп одном и том же числе углеродных атомов в молекуле наибольшая теплоемкость соответствует углеводородам парафинового ряда. Отношение ср)су = It является показателем адиабаты. Им пользуются при вычислении истинной мольной теплоемкости при постоянном объеме, а также в расчетах адиабатического сжатия газов по формуле
рр* = const(44)
Зная значение к, рассчитывают мольную теплоемкость при постоянном объеме cv и затем по уравнению (42) определяют истинную мольную теплоемкость при постоянном давлении сР.
Истинную массовую теплоемкость нефтепродукта в паровой фазе при постоянном давлении (Р = 1 ат) можно подсчитать по уравнению:
СР = - 6450 d-S< + 702) (0,146/<-0,41)(45)
где К, fi)| и Z означают те же величины, что и в предыдущих формулах.
Ио уравнению (41) составлен график, приведенный на рис. 25. Как и на предыдущем графике, численные значения относятся к величине характеризующего фактора К = 11,8, а для других значений К в правом углу рисунка приведены корректирующие множи
тели.
Рпс. 25. Зависимость теплоемкости нефтепродуктов от температуры. Чпсла на кривых от 0,55 до 2,0 соответствуют относительной плотности (по воздуху) газообразных парафиновых углеводородов; от 0,700 до 1,00 — относительной плотности жидких нефтепродуктов.
Рпс. 26. Зависимость теплоемкости нефтяных паров от приведенных температуры и давления.
5 Заказ 1000
При расчете истинной теплоемкости нефтепродуктов в паровой фазе при давлении выше 5 ат следует учитывать влияние давления. Характер этого влияния показан на графике рис. 26, где теплоемкость нефтяных паров представлена как функция приведенных давлений и температур. Па. оси ординат нанесены значения разностп между мольной теплоемкостью при данном давлении (ср) и при атмосферном давлении (ср0). Истинные теплоемкости водорода, необходимые во многих расчетах, приведены в табл. 5.
Таблица 5. Истинные теплоемкости водорода (ср) в ккал^кг • град) при различных температуре и давлении ’
Давление (Р), ат
0° С
50° С
100° с
200° С
300° С
400° С
500° с
0
3,393
3,437
3,455
3,467
3,475
1
3,394
3,438
3,456
■ 3,468
3,475
—
—
10
3,401
3,442
3,458
3,470
4,477
—
—
25
3,42
3,45
3,47
3,48
3,48
3,49
’ 3,51
50
3,43
3,46
3,48
3,48
3,49
3,50
' 3,51
75
3,45
3,48
3,49
3,49
3,49
3,50
3,51
100
3,46
3,49
3,49
3,49
3,49
3,50
3,51
- 150
3,49
3,50
3,51
3,50
3,50
3,50
3,52
200
3,51
3,50
3,52
3,50
3,50
3,51
3,52
300
3,55
3,54
3,54
3,52
3,51
3,51
3,52
Теплоемкость смесей нефтепродуктов
■ Зная состав смеси, массовые теплоемкости и концентрации ее компонентов, можно определить массовую теплоемкость смеси нефтепродуктов по формуле
(46)(46)cCM = clml + c2m2+■ • »Л"сПтП
(46)
(46)
гдессм — массовая теплоемкость смесп;
су, сг, . . ., сп— массовые теплоемкости компонентов; ту, тг, . . ., тп— массовые концентрации компонентов.
Теплота испарения
Для химически чистых веществ теплота испарения представляет собой энергию, необходимую для испарения единицы массы вещества при постоянных давлении и температуре. Так как нефтяные фракции являются смесями углеводородов, то они выкипают в некотором интервале температур и в этом случае тепло затрачивается не только на испарение, но и на повышение температуры смеси. Точное определение теплоты испарения при таких условиях весьма затруднительно. Для химически чистых индивидуальных углеводородов теплота испарения известна и приводится в справочной литературе.
Примером могут служить следующие данные для водорода и индивидуальных углеводородов, входящих в состав нефтяных фракций:
Температура гашения, °CТеплота испарения ккал/кгВодород . .. —252,80,44Пропан . .. . -4497,9Пентан . . ..3684,3Гексан . . .." 6879,4Гептан . . ..9874,0Октан . . ..12571,1Циклогексан.6987,3Температура гашения, °CТеплота испарения ккал/кгВодород . .. —252,80,44Пропан . .. . -4497,9Пентан . . ..3684,3Гексан . . .." 6879,4Гептан . . ..9874,0Октан . . ..12571,1Циклогексан.6987,3Температура кипения, °CТеплота испарения, ккал/кгМетплцикло-гексан . . .9875,7Дпметилцикло-гексан . . .118,571,7Бензол . . . ..80,594,9Толуол . . . ,.110,586,0Температура кипения, °CТеплота испарения, ккал/кгМетплцикло-гексан . . .9875,7Дпметилцикло-гексан . . .118,571,7Бензол . . . ..80,594,9Толуол . . . ,.110,586,0
Температура гашения, °C
Теплота испарения ккал/кг
Водород . .
. —252,8
0,44
Пропан . .
. . -44
97,9
Пентан . . .
.36
84,3
Гексан . . .
." 68
79,4
Гептан . . .
.98
74,0
Октан . . .
.125
71,1
Циклогексан
.69
87,3
Температура гашения, °C
Теплота испарения ккал/кг
Водород . .
. —252,8
0,44
Пропан . .
. . -44
97,9
Пентан . . .
.36
84,3
Гексан . . .
." 68
79,4
Гептан . . .
.98
74,0
Октан . . .
.125
71,1
Циклогексан
.69
87,3
Температура кипения, °C
Теплота испарения, ккал/кг
Метплцикло-
гексан . . .
98
75,7
Дпметилцикло-
гексан . . .
118,5
71,7
Бензол . . . .
.80,5
94,9
Толуол . . . ,
.110,5
86,0
Температура кипения, °C
Теплота испарения, ккал/кг
Метплцикло-
гексан . . .
98
75,7
Дпметилцикло-
гексан . . .
118,5
71,7
Бензол . . . .
.80,5
94,9
Толуол . . . ,
.110,5
86,0
Теплоту испарения нефтепродуктов можно подсчитать по формуле Трутона:
И7)
где Z — теплота испарения, нпал)кг;
К — коэффициент пропорциональности;
Т — температура кппеппя нефтепродукта, СК;
М — молекулярный вес нефтепродукта.'■
Для большинства углеводородов и их смесей при атмосферном давлении К = 20 = 22. Более точное значение постоянной К находят по формуле Кистяковского:
/<=8,75 + 4,571 lg Т.(48)
где Т — температура кипения нефтепродукта, °К.
При помощи уравнений Трутона и Кистяковского построен график зависимости между теплотой испарения нефтяных фракций, их средней молекулярной температурой кипения, молекулярным весом и характеризующим фактором (рис. 27). Теплоты испарения нефтяных дистиллятов при атмосферном давлении в первом приближении могут быть оценены следующими величинами: для бензина 70—75, керосина 60—65, дизельного топлива 55—60 и газойля 45—55 ккал/кг. Температура и давление заметно влияют на величину теплоты испарения — с повышением температуры и давления теплота испарения уменьшается. В критический точке, где нет различия между жидкостью и паром.,' она равна нулю,.а при температурах ниже критической, если известна теплота испарения при какой-либо температуре То, может быть найдена по формуле -
Т
Zr=<pZo-™-(49)
1 о■
где 1Т — теплота пспарепия прп температуре Т, ккал/кг-,'
Zo — то же прп температуре Т0;.
ср — поправочный коэффициент;
Т — температура кппеппя прп данном давлеппп, °К;
Та — температура кппеппя прп атмосферном давленпп, °К.
5*'
В практических расчетах для определения коэффициента ср пользуются графиком рис. 28. На нем приводятся значения поправочного коэффициента ср в зависимости от отношения Т0/Ткр и приведенной температуры Гщ, = Т/Ткр.
Пример. Определить теплоту пспареппя бензола при 120° С, если при 80,5° С она составляет 94,9 пкал1кг\ критическая температура бензола равна 288,5° С.
Решение. Находим отношение Г0/Ткр:
Та = 273 + 80,5 _Ткр ~ 273 + 288,5
Определяем [приведенную температуру:Определяем [приведенную температуру:тТ 273 + 120пр Гкр 273 + 288,5’тТ 273 + 120пр Гкр 273 + 288,5’Рис. 28. График для определения поправочного коэффициента ср.Рис. 28. График для определения поправочного коэффициента ср.Рпс. 27. График для определения теплоты испарения нефтяных фракции в зависимости от средней молекулярной температуры кипения п молекулярного ■ веса пли характеризующего фактора.
Определяем [приведенную температуру:
Определяем [приведенную температуру:
тТ 273 + 120
пр Гкр 273 + 288,5’
тТ 273 + 120
пр Гкр 273 + 288,5’
Рис. 28. График для определения поправочного коэффициента ср.
Рис. 28. График для определения поправочного коэффициента ср.
Согласно графику рпс. 28 ф = 0,81.
Zr = 0,81-94,9Zr = 0,81-94,9273 + 120273 + 80,5273 + 120273 + 80,586 ккал/кг86 ккал/кгПо формуле (49)■
Zr = 0,81-94,9
Zr = 0,81-94,9
273 + 120
273 + 80,5
273 + 120
273 + 80,5
86 ккал/кг
86 ккал/кг
Теплоту испарения при температурах и давлениях, удаленных от критических, можно вычислить по формуле Трутона, в которой значение К определяется по графику рис. 29 в зависимости от некоторой величины / — функции Гильдебрандта:
(50)(50)1000Р
(50)
(50)
где Р — давление, апг" Т — температура, °К.
Пример. Определить теплоту испарения бензола при Р = 2,9 ат, если температура ого кппеппя при этом давлении раина 120° С; молекулярный вес бензола равен 78.
Р е ш е п п е. Находим функцию Гильдебрандта по формуле (50)
,1000 • 2,9„ „„
/= 120 + 273"= 7’36
Л' = 17.ккал[кгЛ' = 17.ккал[кгНа рис. 29 этому значению / соответствует
Л' = 17.
ккал[кг
Л' = 17.
ккал[кг
По формуле (47)
17 (273 + 120)
f—f—l=q" — qf(51)l=q" — qf(51)Теплота испарения может быть найдена также по разности энтальпий нефтепродукта в паровой и жидкой фазах при одинаковых температуре и давлении
f—
f—
l=q" — qf(51)
l=q" — qf(51)
где q? — энтальпия нефтепро
дукта в паровой фазе Р™1 29. Зависимость значения К в формуле прп температуре t,Трутопа от функции /.
ккал/кг;
q'^ — энтальпия нефтепродукта в жидкой фазе прп температуре t, ккал/кг.
Методика определения величин д° и д’к рассматривается ниже.
Энтальпия
Под удельной энтальпией жидких нефтепродуктов при температуре t понимают то количество тепла eft, которое необходимо затратить на нагрев 1 кг жидкости от 0° С до t° С:
(52)(52)q^= с dtО
(52)
(52)
где с — истинная массовая теплоемкость нефтепродукта, ккал) (кг-гр ад).
Подставляя в эту формулу значение теплоемкости из формулы (39), имеем t
5^=1 -4=- (°-403 + 0,000811) at = -£=- (0 403/ + 0,000405/2)(53)
3 FPiirpi!
Для упрощения подсчетов численные значения величины а = = (0,4031 + 0,00040512) для заданных значений t сведены в табл. 6.
Умножив найденную величину а на получают энтальпию жид- V Р15
кого нефтепродукта при температуре t в ккал]кг.
Пример. Определить энтальпию нефтепродукта с относительной плотностью р^| = 0,81 при температуре 200° С.
Решение. По табл. 6 про / = 200° С находим а =96,8:
9^00 = 96,89^00 = 96,811= 106,48= 106,48ккал/кгккал/кг
9^00 = 96,8
9^00 = 96,8
1
1
= 106,48
= 106,48
ккал/кг
ккал/кг
Таблица 6. Значения величины а = (0,403/ + 0,000405/2) при разных температурах
t, °C
а
t, °C
а
1, °C
п
t, °C
а
0
0,00
130
59,23
260
132,16
390
218,71
5
2,02
135
61,79
265
135,24
395
222,37
10
4,07
140
64,36
270
138,33
400
226,00
15
6,14
145
66,80
275
141,45
405
229,64
20
8,22
■150
69,56
280
144,59
410
233,31
25
10,33
155
72,19
285
147,75
415
236,99
зо
12,45
160
74,85
290
150,93
420
240,70
35
14,60
165
77,52
295
154,13
425
244,43
40
16,77
170
80,21
300
157,35
430
248,17
45
18,95
175
82,93
305
160,59
435 ■
251,94
50
21,16
■180
85,66
310
163,85
440
255,73-
55
23,39
185
88,42
315
167,13
445
260,53
60
25,63
190
91,19
320
170,43
450
263,36
65
27,91
195
93,98
325
173,75
455
267,10
70
30,26
200
96,80
330
177,09
460
271,08
75
32,53
205
99,63
335
180,45
465
274,96
80
34,83
210
102,49
340
183,84
470
277,92
85
37,10
215
105,36
345
187,24
475
282,80
90
39,55
220
■108,26
350
190,66
480
286,75
95
41,94
225
111,18
355
194,04
485
290,72
100
44,35
230
114,11
360
197,57
490
294,71
105
46,78
235
117,07
365
201,05
495
298,72
110
49,23
240
120,05
370
204,55
500
302,75
115
51,70
245
123,04
375
208,08
120
54,19
250
126,06
380
211,62
■125
56,70
255
129,09
385
215,19
При составлении тепловых балансов часто приходится подсчитывать количество тепла, затраченного на нагрев жидкого нефтепродукта от температуры tY до температуры (2.
При этом можно пользоваться формулой
Q = G^-q^(54)
где Q — количество тепла, затраченного на нагрев нефтепродукта, ккал;
G — количество нефтепродукта, кг;
q* п 7^ — энтальпия жидкого нефтепродукта соответственно при температуре tx и t2.
Пример. Определить количество тепла, необходимое для нагрева 100 кг нефтепродукта с относительной плотностью р^ = 0,81 от 25 до 200° С.
Решение. По табл. 6 и формулам (53) и (51) находим
Уж=Ю0Уж=Ю01ГОД!1ГОД!(96,8 — 10,33)9598 нпал(96,8 — 10,33)9598 нпал
Уж=Ю0
Уж=Ю0
1ГОД!
1ГОД!
(96,8 — 10,33)9598 нпал
(96,8 — 10,33)9598 нпал
Величина энтальпии нефтепродукта в паровой фазе слагается из количества тепла, расходуемого на нагрев жидкого нефтепродукта от 0° С до температуры кипения, на его испарение и на перегрев паров от температуры кипения до заданной температуры t.
Таким образом:
9? = 9пагр ~Н 9исп 9псрегр ,-
ПЛИ^кип/
9" = j ci й + I + J с2 ^(55)
0'кип
где д° — энтальпия нефтепродукта в паровой фазе при температуре t, ккал!кг', 9иагр — количество тепла, расходуемого па нагрев жидкого нефтепродукта от 0° С до температуры 1КИП;
9исп — количество тепла, расходуемого на испарение нефтепродукта при температуре кппеппя, ккал/кг;
9перегр — количество тепла, расходуемого па перегрев паров нефтепродукта от температуры кппеппя tmm до конечной температуры 1, ккал(нг;
ci 11 с2 — истинная массовая теплоемкость нефтепродукта соответственно в жидкой п паровой фазах, ккал!(кг-° С+
Для определения энтальпии нефтяных паров широко пользуются эмпирической формулой Б. П. Воинова:
9? = (50,2 + 0,109< + 0,00014<2) (4—рЦ) —73,8(56)
или
9? = а (4-pH) — 73,8(57)
где а = 50,2 + 0,1091 + 0,0001412;
1 — температура паров, °C;pH — относительная плотность.
Для ускорения вычислений можно использовать данные табл. 7, в которой приведены числовые значения величины а, рассчитанные для разных температур. s
Пример. Определить энтальпию нефтяных паров при 1 = 360° С, если pH = = 0,8."
Р е ш е п п е. По табл. 7 для 1 = 360° С иаходпм а = 107,58. По формуле (57) рассчитываем
д"0 = 107,58 (4 —0,8) —73,8=270,5 ккал^г
Из термодинамики известно, что давление не влияет на энтальпию идеальных газов. Энтальпия паров нефтепродуктов с повышением давления понижается. Для определения энтальпии нефтепродуктов при повышенных давлениях сначала находят их энтальпию
при атмосферном давлении и изпри атмосферном давлении и изполученной величины вычитают-полученной величины вычитают-поправку на повышенное давление:поправку на повышенное давление:Таблица 7. Значения величины а = (50,2 +0,109< +0,0001412) при разных температурах
при атмосферном давлении и из
при атмосферном давлении и из
полученной величины вычитают-
полученной величины вычитают-
поправку на повышенное давление:
поправку на повышенное давление:
t, сс
а
t, °C
а
i, °C
CL
t, °C
а
0
50,20
130
66,74
260
88,0
390
114,00
5
50,75
135
67,47
265
88,92
395
115,11
10
51,30
140
68,20
270
89,84
400
116,20
15
51,87
145
68,95
270
90,76
405
117,31
20
52,44
150 '
69,70
280
91,70
410
118,42
2л
53,01
155
70,46
285
92,64
415
119,55
30
53,60
160
71,22
290
93,58
420
120,67
35
54,19
165
72,00
295
94,54
425
121,81
40
54,78
170
72,78
300
95,50
430
122,96
45
55,39
175
73,56
305
96,47
435
124,11
50
56,00
180
74,36
310
■ 97,44
440
125,26
55
56,62
185
75,15
315
98,43
445
126,43
60
57.24
190
75,96
320
99,42
450
127,60
65
57,88
195
76,77
325
100,41
455
128,78
70
58,52
200
77,60
330
101,47
460
129,46
75
59,16
205
78,43
335
102,43
465
131,16
80
59,82
210
79,26
340
103,44
470
132,35
85
60,48
215
80,11
345
104,47
475
133,56
90
61,14
220
80,96
350
105,50
480
134,77
95
61,82
225
81,81
355
106,54
485
135,99
100
62,50
230
82,67
360
107,58
490
137,22
105
63,19
235
83,55
365
108,64
495
138,46
110
63,88
240
84,42
370
109,69
500
139,70
115
64,59
245
85,31
375
110,76
120
65,30
250
86,20
380
111,84
125
66,01
255
87,10
385
112,92
(58)(58)g^g? —Ад .
(58)
(58)
где д^ — энтальпия нефтепродукта в паровой фазе при температуре t и давлении Р, ккал/кг;
д" — то же, при атмосферном давлении, ккал!кг;
Ад — поправка энтальпии паров па повышенное давление, ккал]кг.
Поправку А</ можно вычислить из уравнения:
(39)
где М молекулярный вес нефтепродукта;
Т — температура пйров, °К;
РПр — приведенное давление;
ТПр — приведенная температура.
На основе этого уравнения построен график (рис. 30).
Пример. Определить энтальпию маров нефтепродукта (молекулярный вес М = -110, средняя температура кипения tcp = 120° С и относительная плотность рУ = 0,750) при температуре t = 420° С и давлении Р = 42 ат.
Решение. Находим критические параметры:
По формуле (18)
1кр= 1,05<ср+160= 1,05-120+160 = 286° С
Гкр = 286+273 = 559° К
По формуле (19)
Р крР крВычисляем приведенные температуру и давление:Вычисляем приведенные температуру и давление:т —1 пр — рт —1 пр — р420 + 273420 + 273^"Р р г кр^"Р р г кр55942-18- = 1’°55942-18- = 1’°По графику рис. 30 опреПо графику рис. 30 определяем величинуделяем величину^qMТ^qMТММТММТ— 3,4— 3,4откудаТ420 + 273 _Х НО"откудаТ420 + 273 _Х НО"■3,4■3,4■21,4 квол/нг■21,4 квол/нгРпс. 30. Поправка для энтальпии нефтяныхпаров при высоких давлениях.Рпс. 30. Поправка для энтальпии нефтяныхпаров при высоких давлениях.
Р кр
Р кр
Вычисляем приведенные температуру и давление:
Вычисляем приведенные температуру и давление:
т —
1 пр — р
т —
1 пр — р
420 + 273
420 + 273
^"Р р г кр
^"Р р г кр
559
42-
18- = 1’°
559
42-
18- = 1’°
По графику рис. 30 опре
По графику рис. 30 опре
деляем величину
деляем величину
^qMТ
^qMТ
ММТ
ММТ
— 3,4
— 3,4
откуда
Т
420 + 273 _
Х НО"
откуда
Т
420 + 273 _
Х НО"
■3,4
■3,4
■21,4 квол/нг
■21,4 квол/нг
Рпс. 30. Поправка для энтальпии нефтяныхпаров при высоких давлениях.
Рпс. 30. Поправка для энтальпии нефтяныхпаров при высоких давлениях.
Подсчитываем энтальпию нефтепродукта в паровой фазе при 420° С и атмосферном давлении по формуле (57):
9420 = а (4 - р® — 73,8 = 120.67 (4 — 0,75) — 73,8 = 318,4
Определяем энтальпию при давлении 42 ат. Для этого найденную величину поправки Ду необходимо учесть в энтальпии нефтяных паров прп атмосферном давлении:
9р°= 318,4 — 21,4 = 297,0 ккал/кг
Теплота плавления, теплотасублимации
В технологических расчетах приходится оперировать теплотами плавления твердых нефтепродуктов — нафталина, парафина, церезина и др. Теплоту плавления нефтепродукта можно определить по уравнению Клапейрона — Клаузиуса:
(60)(60)Т dP (у2 —fj)dT ■ 41,293
(60)
(60)
где L — теплота плавления нефтепродукта, кал/г;
; Г температура плавления, °К;
Р — давление окружающей среды, ат;
г, п ';2 — удельные объемы нефтепродукта соответственно в жидком и твердом состояниях, езг'к;
41.293 — пересчетпый коэффициент (I кал — 41,293 от-ш).
Таким образом, уравнение Клапейрона — Клаузиуса позволяет рассчитать теплоту плавления нефтепродукта, если известна зависимость температуры плавления от давления в системе.
Ниже приведены результаты опытов с парафином и нафталином:
ПарафинНафталин
Давление, ат. 1851001150075
Температура плавления, ■ С . 46,3 48,9 49,9 80,0 86,4 103,6
Из этих данных видно, что температура плавления с увеличением давления повышается. Из уравнения (60) следует, что если плавление сопровождается увеличением удельного объема, т. е. и„ > и17 то с повышением давления возрастают температура плавления и теплота плавления. Плавление твердых углеводородов сопровождается увеличением , их удельного объема.
В табл. 8 приведены данные о температурах и теплотах плавления нескольких образцов твердых парафинов и церезинов. Из табл. 8 видно, что чем тяжелее нефтепродукт, тем больше его температура плавления и теплота плавления.
Таблица 8. Характеристика твердых нефтепродуктов
Плотность при 70° С
Молекулярный вес
Температура плавления, СС
Теплота плавления, нкал/кг
0,7735
326
52,2
38,9
0,7742
389
57,3
40,6
0,7746
427
60,9
41,7
0,7750
501
65,4
43,9
Для технологических расчетов теплота плавления парафина и нафталина может быть определена с точностью до 5% в зависимости от их плотности и температуры плавления по эмпирической формуле
0.099ТплР^пл
где L — теплота плавления, ккал/кг;
Р<пл — плотность при температуре плавления, т/ла;
Тпл — температура плавления, °К.
Теплота сублимации нефтепродуктов равна сумме теплот плавления и испарения. Для бензола теплота сублимации равна 141 ккал/кг, для нафталина 111,1 ккал/кг.
Теплота сгорания
Различают высшую и низшую теплоты сгорания нефтепродуктов (топлив). Высшая теплота сгорания отличается от низшей на величину теплоты полной конденсации водяных паров, образующихся при сгорании углеводородов. В технологических расчетах обычно пользуются низшей теплотой сгорания.
Так как теплота испарения воды равна примерно 600 ккал/кг, а количество воды в продуктах сгорания слагается из влаги топлива (W) и воды (9Н), образующейся при сгорании водорода (2Н3 + О3 = = 2Н3О, т. е. при сгораний 1 кг водорода образуется 9 кг воды), то разность между высшей и низшей теплотой сгорания составляет
(?в —(?н = 600 (9H + W)и'(62)
.С„=<?в-600 (9Н+Ж)
где ()„ — низшая теплота сгорания, ккал1кг\"
(9В — высшая теплота сгорания, ккал/кг','
И — содержание водорода в топливе, вес. доли;
W — содержание воды в топливе, вес. доли.
Теплоту сгорания нефтяных топлив подсчитывают по формулам или определяют экспериментально сжиганием топлив в калориметрах. Для вычисления теплоты сгорания топлив пользуются формулой Д. И. Менделеева:
<?в = 8 100С + 30 00011 + 2 600(8 —0)и(63)
(?н = 8 100С + 30 000И + 2 600(8—О)—600(91-1 +И7)
где С, Н, 8, О — содержание в топлпве соответственно углерода, водорода, серы п кислорода, вес. доли;
8 100, 30 000 и 2 600 — теплота сгорания соответственно углерода, водорода и серы, ккал1нг",
остальные обозначения те же, что в предыдущих формулах.
Существуют также эмпирические формулы, по которым можно приближенно подсчитать теплоту сгорания топлива, если известна его плотность:’
.(?в= 12 400-2 100 (р(|)2(64)
Сп —Св—5045Н(65)
■^^^ЛЖ^(00)
где обозначения те же, что п в формуле (63).
На рис. 31 представлена зависимость между высшей теплотой сгорания, относительной плотностью piB5 и характеризующим фактором К для нефтепродуктов и отдельных составляющих их углеводородов.
Для газообразного топлива теплоту сгорания подсчитывают применительно к 1 л+ газа прп 0° С и 760 лш рт. ст. по правилу аддитивности:
<?н = 3 018СО + 2 579Н2+8 555СН4+14 100С2Н4+ 15 226С.2Н0 +
+ 20 627С3Н6 + 21 795С3Г18 + 27 111С4Нв+28 338C4IIi0 + 5 585H2S(67)
гдеОц — низшая теплота сгорания топлива, ккпл/м3;■
СО, П2, . . . , H„S — содержание соответствующих компонентов газообразного топлива, объема, доли.
Числа перед компонентами соответствуют низшей теплоте их сгорания в ккал/м3.
Экспериментально высшую и низшую теплоты сгорания топлив определяют при помощи различных калориметров. Для измерения теплоты сгорания газов в газопроводах применяются регистрирующие калориметры непрерывного действия. Их калибруют с помощью так называемого водяного калориметра. Принцип действия его состоит в том, что газ, подаваемый с определенной скоростью, сжигается в камере сгорания и выделяющееся тепло затрачивается на повышение температуры проходящей через калориметр воды.
Теплопроводность
Теплопроводность нефтепродуктов зависит от их химического состава, фазового состояния, температуры и давления. Наименьшей теплопроводностью обладают газы и пары, наибольшей — твердые нефтепродукты, промежуточное положение занимают жидкости. Теплопроводность углеводородных газов и нефтяных паров в противоположность жидким нефтепродуктам увеличивается с повышением температуры и может быть подсчитана по формуле:
где Ао— теплопроводность при 0° С, ккал1(ч-м-град)-,
С — постоянная величина, определяемая экспериментально;
Т — температура, °К.
Значения ^0 и С для некоторых газов приведены ниже:
с
Воздух 0,0203 122‘
Водород 0,13794
,Окись углерода . . 0,0185156
На рис. 32 приведены значения теплопроводности индивидуальных углеводородов в зависимости от температуры. Чем тяжелее углеводородный газ, тем ниже его теплопроводность. Теплопровод-
ность жидких нефтепродуктов увеличивается с повышением их молекулярного веса. Например, при 50° С она равна: для бензина Б-70 0,095, для реактивного топлива Т-5 0,0968 ккал^м-ч- граду Для большинства жидких нефтепродуктов теплопроводность убывает с повышением температуры. Эта зависимость описывается уравнением:
Рис. 31. Зависимость высшей теплоты сгорания жидких нефтепродуктов отплотпостп и характеризующего фактора.Рис. 31. Зависимость высшей теплоты сгорания жидких нефтепродуктов отплотпостп и характеризующего фактора.Х; = Х20 [1 —a (z —20)] (69) где Х( п Хао — теплопроводность соответственно при температуре t и 20° С, ккал/(м-ч-град);
Рис. 31. Зависимость высшей теплоты сгорания жидких нефтепродуктов отплотпостп и характеризующего фактора.
Рис. 31. Зависимость высшей теплоты сгорания жидких нефтепродуктов отплотпостп и характеризующего фактора.
а, — коэффициент, численно равный от 0,00078 до 0,00120;
t — температура, °C.
Рис. 32. Зависимость теплопроводности углеводородов при атмосферном давлении от температуры:Рис. 32. Зависимость теплопроводности углеводородов при атмосферном давлении от температуры:1 — метан; 2 — этан; з — пропан;
Рис. 32. Зависимость теплопроводности углеводородов при атмосферном давлении от температуры:
Рис. 32. Зависимость теплопроводности углеводородов при атмосферном давлении от температуры:
4 — н-бутап; 5 — н-пептан; 6 — н-гск- сап; 7— н-гептап.
С повышением давления теплопроводность жидких нефтепродуктов возрастает, однако возрастание это весьма незначительно и для одного из масел при 680 ат не превышает 20% от величины теплопроводности при атмосферном давлении. Теплопроводность твердых нефтепродуктов изучена меньше, чем газообразных и жидких.
В интервале температур от 0°С до температуры плавления теплопроводность твердого парафина равна около 0,22 ккал^мХч-граЭ), твердого гудрона — 0,15 ккал^м-ч-град), т. е. в 1,5 раза меньше.
Теплоты реакции, растворения,адсорбции и смачивания
В нефтепереработке основная масса процессов сопровождается многочисленными химическими реакциями, протекающими с выделением или поглощением тепла. Тепловой эффект процесса слагается из теплот этих реакций. Для технологических расчетов реакционных устройств тепловые эффекты процессов переработки нефти и газа либо рассчитывают по закону Гесса либо определяют путем обследования реакционных устройств промышленных установок. Последний метод более точен. .
По закону Гесса тепловой эффект процесса равен сумме теплот образования полученных продуктов за вычетом суммы теплот образования исходных веществ: ■
<2р = £ (^^обр)прОД 2 (А-Нобр)иСХ (70) или сумме высших теплот сгорания исходных веществ за вычетом суммы высших теплот сгорания полученных продуктов:
*2р~ У (*2р)11СХ 2 (*2р)прОД (71)
где Qp — тепловой- эффект процесса, ккалГноль;
Mf — стандартный тепловой эффект образования веществ, кналфмоль;
<2р — высшая теплота сгорания, ккал/кг.
Для -эндотермических процессов (X >0, для экзотермических Ср< 0.
Растворение углеводородных газов и нефтяных паров в жидких нефтепродуктах сопровождается выделением тепла. В данном случае теплота растворения равна теплоте конденсации растворенного газа или нефтяных паров. Растворение твердых углеводородов в жидких нефтепродуктах обычно сопровождается поглощением тепла( Так, при растворении в бензине парафина с молекулярным весом 400 поглощается 21 ккаль/моль, или 52,4 ккал!кг. Как показали исследования, теплота растворения парафина увеличивается с повышением его температуры плавления.
При адсорбции углеводородных газов и нефтяных паров на поверхности твердых тел выделяется тепло. По теплоте адсорбции судят об адсорбируемости данного вещества на определенном адсорбенте. Количество тепла, выделяющееся при адсорбции, зависит от природы адсорбируемого вещества и адсорбента. Например, найдены следующие величины теплоты адсорбции на активированном угле паров различных веществ (в ккал(молъу. этиловыйс пирт 15, бензол 14,7, метиловый спирт 13,1, метан 4,5. Теплоты адсорбции паров
бензола на цеолитах различных марок в 1,5—2,5 раза превышают соответствующие значения для н-гексана. Так, величина теплоты адсорбции на цеолитах NaX составляет для гексана 14,7 и для бензола 18,0 ккал]молъ.
При погружении твердого вещества в жидкий нефтепродукт выделяется теплота смачивания. Тепловой эффект смачивания зависит от природы вещества и химического состава нефтепродукта. По величине теплоты смачивания можно судить об адсорбируемости различных веществ на том или ином адсорбенте. Так, например, теплота смачивания силикагеля (в ккал/кг) метиловым спиртом 15,3, этиловым спиртом 14,7, бензолом 8,1, пентаном и гексаном 3,1, а теплота смачивания цеолита.Na Y н-гептаном составляет 32,2 ккал/кг. Из этих данных видно, что цеолит обладает значительно большей адсорбционной способностью по отношению к нормальным парафиновым углеводородам, чем силикагель. В то же время метиловый и этиловый спирты, а также бензол лучше" адсорбируются силикагелем, чем пентан и гексан.,
ТЕМПЕРАТУРЫ ВСПЫШКИ, ВОСПЛАМЕНЕНИЯ,САМОВОСПЛАМЕНЕНИЯ, ЗАСТЫВАНИЯ И ПЛАВЛЕНИЯ'Температура вспышки ■
Температурой вспышки называется та температура, при которой нефтепродукт, нагреваемый в стандартных условиях, выделяет такое количество паров, которое образует с окружающим воздухом горючую смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени. Температура вспышки нефтепродуктов тесно увязывается с их температурой кипения, т. е. с испаряемостью. Чем легче фракция нефти, тем ниже ее температура вспышки. Так, бензиновые фракции имеют отрицательные (до —40° С) температуры вспышки, керосиновые 28—60° С, масляные 130—325° С. Присутствие влаги, продуктов распада в нефтепродукте заметно влияет на величину его температуры вспышки. Этим пользуются в производственных условиях для суждения о чистоте получаемых при перегонке нефтяных фракций. Для масляных фракций температура вспышки показывает наличие легко испаряющихся углеводородов. Среди масляных фракций различного углеводородного состава наиболее высокая температура вспышки свойственна "маслам из парафинистых малосмолистых нефтей. Масла той же вязкости из смолистых нафтено-ароматических нефтей характеризуются более низкой температурой вспышки.
Стандартизованы два типа методов определения температуры вспышки нефтепродуктов: в открытом и закрытом тиглях. Разница в температурах вспышки одних и тех же нефтепродуктов при определении в открытом и закрытом тиглях весьма велика. В последнем
случае требуемое количество нефтяных паров накапливается раньше, чем в приборах открытого типа. Кроме того, в открытом тигле образовавшиеся пары свободно диффундируют ■ в воздух. Указанная разница тем больше, чем выше температура вспышки нефтепродукта. Примесь бензина или других низкокипящих фракций в более тяжелых фракциях (при нечеткой ректификации) резко повышает разницу в температурах их вспышки в открытом й закрытом тиглях.
При определении температуры вспышки в открытом тигле нефтепродукт сначала обезвоживают с помощью поваренной соли, сернокислого или хлористого кальция, затем заливают в тигель до определенного уровня, в зависимости от вида нефтепродукта. Нагрев тигля ведут с определенной скоростью, и при температуре на 10° С ниже ожидаемой температуры вспышки медленно проводят по краю тигля над поверхностью нефтепродукта пламенем горелки или другого зажигательного приспособления. Эту операцию повторяют через каждые 2° С. За температуру вспышки принимают ту температуру, при которой появляется первое синее пламя над поверхностью нефтепродукта. При определении температуры вспышки в закрытом тигле нефтепродукт заливают до определенной метки и в отличие от описанного выше метода нагревание его ведут при непрерывном перемешивании. При открывании крышки тигля в этом приборе автоматически подносится пламя к поверхности нефтепродукта.
По температуре вспышки нефтепродукта судят о возможности образования взрывчатых смесей его паров с воздухом. Смесь паров с воздухом становится взрывчатой, когда концентрация паров горючего в ней достигает определенных значений. В соответствии с этим различают нижний и верхний пределы взрываемости смеси паров нефтепродукта с воздухом. Если концентрация паров нефтепродукта меньше нижнего предела взрываемости, взрыва не происходит, так как имеющийся избыток воздуха поглощает выделяющееся в исходной точке взрыва тепло и таким образом препятствует возгоранию остальных частей горючего. При концентрации паров горючего в воздухе выше верхнего предела взрыва не происходит из-за недостатка кислорода в смеси. Нижний и верхний пределы взрываемости углеводородов можно определить соответственно по формулам: "
(72)(72)(73)(73)N -100
(72)
(72)
(73)
(73)
н 4,85 (т—1) + 1
N =—
в 1,21 (т+1)
где т —а число атомов кислорода, необходимое для горения одной молекулы углеводорода.
Ниже приведены пределы взрываемости (в объемн. %) смесей индивидуальных углеводородов и других горючих веществ с воздухом:
Ншктш
Верхний
Нижний
Верхний
Метан . . . .
. .5,0
15,0
Ацетилен . . . .
2,5
81,0
Этан . . . .
. .2,9
15,0
Циклогексан. . .
1,2
10,6
Пропан . . .
. .2,1
9,5
Бензол
1,4
7,1
Бутан . . . .
. .1,8
9,1
Толуол
1,3
6,7
Пептаи . . .
. .1,4
7,8
Окись углерода .
12,5
74,0
Гексан . . .
. .1,2
7,5
Водород . . . .
4.0
75,0
Этилен . . .
. .3,0
32,0
Этиловый спирт .
3,6
19,0
Пропилен . .
. .2.2
10,3
Как видно из приведенных данных, в гомологическом ряду парафиновых углеводородов с повышением молекулярного веса как нижний, так и верхний пределы взрываемости понижаются, а интервал взрываемости сужается от 5—15 объемн. % для метана до 1,2— 7,5 объемн. % для гексана. Ацетилен, окись углерода и водород характеризуются самыми широкими интервалами взрываемости, поэтому они наиболее взрывоопасны.
С повышением температуры смеси интервал ее' взрываемости слегка сужается. Так, при 17° С интервал взрываемости пентана (в объемн. %) равен 1,4—7,8, а при 100° С составляет 1,44—4,75. Присутствие в смеси инертных газов (азота, двуокиси углерода и др.) также сужает интервал взрываемости. Увеличение давления приводит к повышению верхнего предела взрываемости.
Пределы взрываемости паров бинарных и более сложных смесей углеводородов можно определить по формуле:
721 I n2 I[ пП ■ -+nZ2
Wi jV2- 1YCM
отсюда. ■
N.zNn
гдеЛгсм — предел взрываемости смеси;'
nL, п«, . . ., ?г„ — концентрации компонентов смеси, объемн. %
’(/г, + zi2 + ••• + «„= 100 объемп. %);
Nlt М„, . . ., Nп — ппжште пли верхние пределы взрываемости каждого пз компонентов смеси.,
Пример. Вычислить нижний предел взрываемости природного газа следующего состава (в объемн. %): СН4 — 92; С2Нв — 5; С3Н8 — 3.
Решение. Пользуясь выше приведенными данными п формулой (74) находим:
=о— = 4,6 объемн. %
ад 2,1
6 Заказ 1000
Температура воспламенения и само-воспламенения
Для определения температуры вспышки характерно, что смесь вспыхивает и сейчас же гаснет. Если же продолжать нагревание жидкости, можно вновь наблюдать вспышку паров, при этом вспыхнувший продукт будет спокойно гореть в течение некоторого времени. Соответствующая этому наинпзшая температура называется температурой воспламенения. Температуру воспламененпя определяют на том же приборе (в открытом тигле), что и температуру вспышки.
Если нефтепродукт нагреть до высокой температуры, а затем привести в соприкосновение с воздухом, то он может самопроизвольно воспламениться. Температура самовоспламенения нефтепродуктов зависит от их химического состава. Наибольшей температурой самовоспламенения обладают ароматические углеводороды, а также богатые ими нефтепродукты. Ниже приведены температуры самовоспламенения некоторых углеводородов и нефтепродуктов (в °C):
//-Гексан 260,6Авиационный бензин...425,0
Циклогексан 270,0Реактивное топливо...380,0
Бензол591,7.Газойль 360,0
Самовоспламенение нефтепродуктов часто является причиной пожаров при нарушении герметичности фланцевых соединений, ретурбендов в трубчатых печах и т. д. Температуру самовоспламенения нефтепродуктов определяют в открытом тигле.
Температура застывания и плавления
Большое значение при транспортировании и применении нефтепродуктов в зимних условиях имеет подвижность при низких температурах. Температура, при которой нефтепродукт в стандартных условиях испытания теряет подвижность, называется температурой застывания.
Потеря подвижности может быть вызвана либо повышением вязкости нефтепродукта, либо образованием множества кристаллов парафина и церезина и загустеванием всей системы. В парафинистых тяжелых нефтепродуктах по мере понижения температуры кристаллы образуют сетку — кристаллический каркас. Не застывшая частб нефтепродукта находится внутри сетки и таким образом делается неподвижной. Форма выпеляюшихся кристаллов зависит от химического состава углеводородной среды, скорость их роста — от вязкости среды, содержания и растворимости парафиновых углеводородов при данной температуре и скорости охлаждения системы. Скорость роста кристаллов прямо пропорциональна концентрации
парафиновых углеводородов и обратно пропорциональна вязкости среды.
Смолистые и некоторые другие поверхностно-активные вещества, адсорбируясь на поверхности кристаллов, способны задерживать процесс кристаллизации парафинов. Поэтому температура застывания масляных дистиллятов после их очистки от смол повышается. Существуют также вещества, которые при добавлении к минеральным маслам понижают их температуру застывания. Такие вещества
называются депрессорными присадками, или депрессаторами.называются депрессорными присадками, или депрессаторами.
называются депрессорными присадками, или депрессаторами.
называются депрессорными присадками, или депрессаторами.
Рис. 33. Зависимость температуры застывания нефтяных масел от содержания в них твердых парафиновых углеводородов:1 — автотракторное; 2 — авиационное; з — .четкое индустриальное; 4 —трансформаторное.Рис. 33. Зависимость температуры застывания нефтяных масел от содержания в них твердых парафиновых углеводородов:1 — автотракторное; 2 — авиационное; з — .четкое индустриальное; 4 —трансформаторное.Нефтяные фракции, не содержащие парафиновых углеводородов, могут терять подвижность вследствие высокой вязкости их при низких температурах и застывать в виде аморфных стеклообразных тел.
Рис. 33. Зависимость температуры застывания нефтяных масел от содержания в них твердых парафиновых углеводородов:
1 — автотракторное; 2 — авиационное; з — .четкое индустриальное; 4 —трансформаторное.
Рис. 33. Зависимость температуры застывания нефтяных масел от содержания в них твердых парафиновых углеводородов:
1 — автотракторное; 2 — авиационное; з — .четкое индустриальное; 4 —трансформаторное.
Выражая температуру застывания как функцию логарифма концентрации С твердых парафиновых углеводородов, Г. И. Фукс нашел, что для растворов парафина в масле эта зависимость имеет линейный характер (рис. 33), определяемый эмпирической формулой:
^заст = /^1 + ^2 lg С (75)
где Кг, К„ — константы, зависящие от физико-химических свойств масла и парафина;
С — концентрация твердых парафинов в масле, вес. %.
Методика определения температуры застывания нефтепродукта заключается в том, что нефтепродукт предварительно подвергают термической обработке, т. е. нагревают до температуры, при которой полностью или частично расплавляются и растворяются в нефтепродукте твердые смолистые вещества и кристаллы парафина. Для нефтепродуктов, богатых смолами и бедных парафинами, предварительный подогрев ведет к понижению температуры застывания, так как смолы, адсорбируясь на кристаллах парафина, препятствуют образованию парафиновой кристаллической решетки. Напротив, температура застывания нефтепродуктов, богатых парафинами, после подогрева повышается. Это объясняется тем, что без термической подготовки жидкая фаза нефтепродукта содержит меньше парафина, так как часть его уже находится в выделившемся состоянии.
После термической обработки нефтепродукт охлаждают до предполагаемой температуры застывания. При этой температуре пробирку с нефтепродуктом наклоняют под углом 45° и наблюдают
за его уровнем. Независимо от того, смещается ли уровень нефте
продукта или остается неподвижным, опыт повторяют с самого начала, включая термическую обработку, и охлаждают нефтепродукт до более низкой или более высокой температуры. Таким образом находят ту наивысшую температуру, при которой уровень нефтепродукта в пробирке, наклоненной под углом 45°, остается неподвижным в течение определенного времени. Эта температура принимается за температуру застывания нефтепродукта.
Практическая ценность таких нефтепродуктов, как церезин, парафин, определяется, главным образом, их температурой плавления, т. е. температурой, при которой нефте-
ВрвмяВрвмяРнс. 34. Кривая охлаждения расплавленного парафина.Рнс. 34. Кривая охлаждения расплавленного парафина.продукт из твердого состояния переходит в жидкое. Многие исследователи детализируют переход из одного агрегатного состояния в другое, определяя температуры размягчения (для битумов), каплеобразования и каплепадения (для консистентных смазок). Все эти дополнения носят условный характер, поскольку пе-
Врвмя
Врвмя
Рнс. 34. Кривая охлаждения расплавленного парафина.
Рнс. 34. Кривая охлаждения расплавленного парафина.
речисленные выше стадии перехода не могут быть зафиксированы точно. Температуру плавления парафина определяют по методу Жу
кова. В стандартный прибор заливают расплавленный парафин и охлаждают, записывая температуру через каждую минуту. Данные записи наносят на график в координатах время — температура и получают кривую охлаждения (рис. 34). Температура, которой соответствует горизонтальный участок кри
вой, принимается за температуру плавления парафина.
Для мазеобразных нефтепродуктов (петролатума, консистентных смазок и др.) определяют температуру каплепадения в приборе, изображенном на рис. 35. В капсюль помещают испытуемый нефтепродукт. Собирают прибор и погружают его в стакан с водой или вазелиновым маслом. Капсюль подогревают с определенной скоростью. За температуру каплепадения принимают показания термометра при падении первой капли или касании дна прибора столбиком нефтепродукта.
МАЛАКОМЕТРИЧЕСКИЕ СВОЙСТВАНЕФТЕПРОДУКТОВ
В оценке технических свойств твердых битумов значительную роль играют температура размягчения, твердость и растяжимость.
Для определения температуры размягчения пользуются методом «кольцо и шар» (КиШ). Расплавленный битум заливают в медное кольцо. Затем на кольцо накладывают стальной шарик и вместе с термометром помещают в стакан с водой (рис. 36), который нагревают со скоростью 5 град/мин. Температура, при которой шарик
пройдет кольцо и коснется дна стакана, принимается за температуру размягчения.
Степень твердости битума характеризуют глубиной проникания в него стандартной иглы (рис. 37). Определение проводят следующим образом. Расплавленный битум заливают в медную чашку. После
Рис. 35. Прибор для определения температуры кап- лепадеипя твердых нефтепродуктов:1 — термометр; 2 — гильза; J — стеклян- nbiii • капсюль.Рис. 35. Прибор для определения температуры кап- лепадеипя твердых нефтепродуктов:1 — термометр; 2 — гильза; J — стеклян- nbiii • капсюль.Рпс. 36. Прибор для определения температуры размягчения нефтяных остатков по методу кольца п шара.Рпс. 36. Прибор для определения температуры размягчения нефтяных остатков по методу кольца п шара.Рис. 37. Прибор для определения глубппы проипкапия иглы в твердые нефтепродукты:Рис. 37. Прибор для определения глубппы проипкапия иглы в твердые нефтепродукты:1 — основание; 2 — винты; з — стойка; 4 — подставка; 5 — вращающийся диск-столик; 6' — зеркало; 7 — цилиндрический груз; 8 — пусковая кнопка; о — стержень; 10 — циферблат; 11 — стрелка.
Рис. 35. Прибор для определения температуры кап- лепадеипя твердых нефтепродуктов:
1 — термометр; 2 — гильза; J — стеклян- nbiii • капсюль.
Рис. 35. Прибор для определения температуры кап- лепадеипя твердых нефтепродуктов:
1 — термометр; 2 — гильза; J — стеклян- nbiii • капсюль.
Рпс. 36. Прибор для определения температуры размягчения нефтяных остатков по методу кольца п шара.
Рпс. 36. Прибор для определения температуры размягчения нефтяных остатков по методу кольца п шара.
Рис. 37. Прибор для определения глубппы проипкапия иглы в твердые нефтепродукты:
Рис. 37. Прибор для определения глубппы проипкапия иглы в твердые нефтепродукты:
охлаждения чашку с битумом помещают на 1 ч в водяную баню, температура в которой равна 25° С. По истечении 1 ч чашку с образцом ставят на диск-столик стандартного прибора-пенетрометра. Степень твердости (пенетрацию) определяют по глубине проникания иглы в битум в течение 5 сек, под действием нагрузки 50, 100 или 200 Г. По циферблату отсчитывают глубину проникания иглы в десятых долях миллиметра.
Растяжимость (дуктильность) характеризует способность битума в стандартных условиях (при t = 25° С) вытягиваться в нить. На этом свойстве основано использование битума для цемеитиро-
вания измельченных каменных материалов, применяемых при строительстве дорог. Растяжимость определяют на приборе, изображенном на рис. 38. Наибольшая длина йити, отвечающая моменту разрыва, принимается за растяжимость и выражается в сантиметрах. Чем длиннее нить, тем выше склеивающее действие (когезия) битума. С повышением температуры и увеличением содержания асфальтенов в битумах их когезионные свойства улучшаются:
Содержание асфальтенов в битуме, вес.
% 2030'40
Температура пспытапня,°C ....143455
Когезия, кГ/см- 0,461,602,04
Рис. 38. Прибор для определения растяжимости битумов:
1 —«восьмерка»; 2 — формочка с битумом; з — дунтиломстр.
Определяют когезию на аппарате ДорНИИ. Метод основан на отрыве друг от друга двух металлических пластин, склеенных битумом, причем одна из пластин закреплена, другая смещается под действием груза. Добавка поверхностно-активных веществ повышает сцепляемость битумов с каменным материалом.
РАСТВОРИМОСТЬ И РАСТВОРЯЮЩАЯ
СПОСОБНОСТЬ
Растворимость одного вещества в другом в основном определяется ван-дер-ваальсовым взаимодействием (притяжением) молекул, которое можно свести к следующим трем видам:
ориентационное притяжение, возникающее между молекулами, обладающими постоянными дипольными моментами;
индукционное притяжение, которое существует между молекулами с постоянным и наведенным дипольными моментами;
дисцерсиоиное притяжение, возникающее в результате появления при сближении молекул периодических возмущений электро-
нов, что приводит к временному возникновению диполей. Такие диполи существуют очень короткое время, однако непрерывное их возникновение и согласованная ориентация являются причиной постоянно возобновляющегося притяжения между молекулами.
■ Большое влияние на растворяющую способность оказывает водородная связь, которая образуется под влиянием электростатического притяжения протона одной молекулы к аниону или электроотрицательному атому (например, фтора, кислорода, азота, хлора) другой молекулы. Наличие водородной связи приводит к ассоциации молекул, например для метилового спирта:
.Н3С,
о...их
if ;о...ихи3с
ИзС/
Водородные связи образуются в большей степени при понижении температуры.
Растворимость индивидуальных углеводородов в различных растворителях зависит от пх природы, молекулярного веса й температуры. Так, растворимость их в воде крайне низка. С повышением температуры она возрастает, а в области критических температур снижается. Наибольшей растворимостью в воде обладают диеновые углеводороды, за ними следуют ароматические и олефины. Наименьшую растворимость проявляют парафиновые углеводороды. В одном и том же гомологическом ряду растворимость в воде углеводородов возрастает с увеличением их молекулярного веса. Углеводородные газы растворяются в воде в незначительных количествах. С повышением давления (рис. 39) и понижением температуры (табл. 9) растворимость углеводородных газов в воде повышается, а в присутствии растворенных в воде минеральных солей — понижается.
Таблица 9. Растворимость углеводородных газов в воде
(в m^Im^ при атмосферном давлении и различных температурах)
Углеводородный газ
0° с
20° С
40° С
60° с
80° С
100° с
Метан
0,056
0,03
0,024
0,020
0,02
0,02
Этан
0,099
0,047
0,029
0,022
0,018
0,02
Этилен
0,23
0,12
—
—.
—
—.
Пропилен ..
0,50
0,21
—
—
—
—
Ацетплен
1,73
1,03
—
—
—
—
Нефть и ее дистилляты, особенно бензины, лучше растворяются в спиртах, чем в воде. Спирты избирательно растворяют нефтепродукты: чем выше молекулярный вес спирта, тем выше его растворя-
Давление, атДавление, атРпс. 39. Зависимость растворимости природных газов от давления:Рпс. 39. Зависимость растворимости природных газов от давления:Температура, °сТемпература, °сРпс. 40. Растворимость воды в нефтепродуктах:1 — бензол; 2 — толуол; з — ксилол; 4 — циклогексан; 5 — бензин; 6 — керосин; 7 — парафинистый масляный дистиллят.Рпс. 40. Растворимость воды в нефтепродуктах:1 — бензол; 2 — толуол; з — ксилол; 4 — циклогексан; 5 — бензин; 6 — керосин; 7 — парафинистый масляный дистиллят.
Давление, ат
Давление, ат
Рпс. 39. Зависимость растворимости природных газов от давления:
Рпс. 39. Зависимость растворимости природных газов от давления:
Температура, °с
Температура, °с
Рпс. 40. Растворимость воды в нефтепродуктах:
1 — бензол; 2 — толуол; з — ксилол; 4 — циклогексан; 5 — бензин; 6 — керосин; 7 — парафинистый масляный дистиллят.
Рпс. 40. Растворимость воды в нефтепродуктах:
1 — бензол; 2 — толуол; з — ксилол; 4 — циклогексан; 5 — бензин; 6 — керосин; 7 — парафинистый масляный дистиллят.
ющая способность по отношению к нефтепродуктам. Это объясняется тем, что влияние углеводородной части молекулы спирта все больше и больше превалирует над влиянием гидроксильной группы. Так, амиловый спирт при повышенной температуре хорошо растворяет все нефтепродукты, включая парафин и церезин, тогда как этиловый спирт последние не растворяет. На этом основан способ Залозецкого
в воде при 25° С; 2 — в воде при 37,8° С; 3 — в воде при 121,1° С; 4 — в рассоле при 37,8° С; 5 — в рассоле при 93,3° С.
количественного определения парафина в нефтях. Избирательной растворимостью по отношению к спиртам характеризуются также смолы и асфальтены.
Полярные растворители (фенол, фурфурол, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль и др.) хорошо растворяют ароматические углеводороды и не растворяют парафиновые и нафтеновые. Чем меньше боковых цепей в молекуле ароматических углеводородов и чем они короче, тем лучше растворяются последние в полярных растворителях. На этом явлении основаны процессы очистки нефтяных фракций и выделения ароматических углеводородов.
Растворяющая способность нефтепродуктов по отношению к различным веществам неодинакова. Все углеводороды растворяют незначительное количество воды — от 0,003 до 0,13 вес. % при 40° С. Растворимость воды в нефтепродуктах уменьшается с повышением температуры их кипения (табл. 10). Для одного и того же
Таблица 10. Растворимость воды в нефтепродуктах при различных температурах
' Нефтепродукт
Растворимость воды, вес. %
при 10° С
при
20° С
при
50° С
при 70° С
при 95° С
Бензин
0,004
0,007
0,030
1,000
Керосин
0,003
0,005
0,024
0,046
0,098
Масло
0,002
0,004
0,013
1,000
0,060
нефтепродукта растворимость воды возрастает с повышением температуры (рис. 40). В непредельных и ароматических углеводородах вода растворяется значительно лучше, чем в парафиновых.
При определенных температурах и давлениях в присутствии воды углеводородные газы способны образовать твердые растворы — гидраты — согласно общей формуле СПНо,!+3 ыпНаО, где m зависит от молекулярного веса углеводорода. Так, для пропана имеем С3Н8'17Н2О- Внешне гидраты напоминают лсд или спрессованный снег; размер их кристаллов от 4 до 7 Ав поперечнике. Образование гидратов в газопроводах осложняет их эксплуатацию и может быть причиной аварий. Некоторые вещества, растворимые в воде, препятствуют гидратообразованшо. В промышленности для предотвращения гидратообразования применяется метанол. Для топ же цели, а также для осушки углеводородных газов служат ди- и триэтиленгликоль. '
В нефтях, их дистиллятах и остатках от перегонки вода может находиться в виде эмульсий, различных по своей стойкости и водо- содержанию. Образованию стойких водонефтяных эмульсий способствуют частицы глины, песка, смолы, асфальтены, соли (мыла) нафтеновых и жирных кислот. Разрушение эмульсий и освобождение нефти от воды имеет большое практическое значение при транспортировании и переработке нефти.
Нефтепродукты являются хорошими растворителями растительных масел и жиров, притом тем лучшими, чем меньше в жирах глицеридов и оксикислот и чем больше в растворителе ароматических углеводородов. Растворяющая способность бензинов в отношении жиров зависит от их фракционного и химического состава. Бензины, содержащие нафтены и олефины, обладают большей растворяющей способностью, чем бензины, содержащие парафиновые углеводороды. . '
В легком бензине (50—70° С), состоящем в основном из парафиновых углеводородов, плохо растворяются оксикислоты. Этим свойством пользутотся для их отделения от карбоновых кислот и коли
чественного определения.
Легкие парафиновые углеводороды — жидкие метан, этан, пропан — не растворяют смолистых веществ. На этом основан процесс деасфальтизации гудронов жидким пропаном. С увеличением молекулярного веса парафиновых углеводородов растворяющая способность их несколько повышается.
В масляных фракциях нефти слабо растворяются твердые углеводороды. Они способны выделяться при охлаждении этих фракций в виде кристаллов. Растворимость уменьшается с увеличением молекулярного веса твердых углеводородов, повышением их концентрации и температуры кипения масляных фракций. С повышением температуры растворимость парафинов и церезинов увеличп- вается и при температуре плавления они смешиваются со всеми нефтяными фракциями во всех соотношениях.
Нефть и нефтепродукты хорошо растворяют разнообразные сернистые соединения — от газообразного сероводорода до элементарной серы. Способность нефтепродуктов растворять сернистые соединения тем больше, чем выше содержание ароматических углеводоро-' дов в растворителе.
В нефтях и нефтепродуктах хорошо растворяются углеводородные газы. Добываемая из недр земли нефть всегда содержит некоторое количество растворенных газов, главным образом метана и его гомологов. Количество их тем больше, чем выше давление и ниже температура в забое скважины. Способность нефтепродуктов поглощать (абсорбировать) углеводородные газы широко используется па нефтепромыслах, а также газо- и нефтеперерабатывающих заводах для извлечения так называемого газового бензина. Ниже приведены данные о растворимости некоторых газов в нефтепродуктах при нормальных условиях (в сл13/сл3):
ВбензинеПс1™^°""
Н2 0,1440,110'
СЩ 0,7700,575
СД . . 6,44,9'
Хорошо растворяются в нефтепродуктах хлористый водород
и аммиак.
ПОВЕРХНОСТНОЕ НАТЯЖЕНИЕ
Поверхностные явления играют большую роль в современных процессах нефтепереработки. Это связано с присутствием в нефтях и их фракциях некоторых полярных соединений (кислородных, сернистых и азотистых). Поверхностное натяжение нефтяных жидкостей зависит от многих факторов, важнейшими из которых являются: температура, давление, химический состав жидкости, а также соприкасающихся с ней фаз.
Ниже приведены величины поверхностного натяжения некоторых ■жидких углеводородов и нефтепродуктов при 20° С (в дин[сму.
УглеводородыУглеводородыГексан 18,4Октан 21,9Гексен 24,9Толуол28,4Бензол 28,8Гексан 18,4Октан 21,9Гексен 24,9Толуол28,4Бензол 28,8НефтепродуктыБензин 'НефтепродуктыБензин 'авиационный . . . . 20,5автомобильный . . 21,6Лигроин ....... 23,6Керосин 26,6Дизельное топливо . . 30,8авиационный . . . . 20,5автомобильный . . 21,6Лигроин ....... 23,6Керосин 26,6Дизельное топливо . . 30,8
Углеводороды
Углеводороды
Гексан 18,4
Октан 21,9
Гексен 24,9
Толуол28,4
Бензол 28,8
Гексан 18,4
Октан 21,9
Гексен 24,9
Толуол28,4
Бензол 28,8
Нефтепродукты
Бензин '
Нефтепродукты
Бензин '
авиационный . . . . 20,5
автомобильный . . 21,6
Лигроин ....... 23,6
Керосин 26,6
Дизельное топливо . . 30,8
авиационный . . . . 20,5
автомобильный . . 21,6
Лигроин ....... 23,6
Керосин 26,6
Дизельное топливо . . 30,8
Поверхностное натяжение углеводородов и нефтяных фракций является линейной функцией температуры. С повышением температуры оно убывает (рис. 41) и при критической температуре равно
Рис. 41. Поверхностное натяжение индивидуальных углеводородов и нефтяных фракции различного молекулярного веса:1 — метан; 2 — этап; з — пропан; 4 — пзобутап; 5 — н-оутан; 6 — 71-пептап; 7 — н-гексан; 8 — н-гептан; 9 — н-окт:ш. •Рис. 41. Поверхностное натяжение индивидуальных углеводородов и нефтяных фракции различного молекулярного веса:1 — метан; 2 — этап; з — пропан; 4 — пзобутап; 5 — н-оутан; 6 — 71-пептап; 7 — н-гексан; 8 — н-гептан; 9 — н-окт:ш. •
Рис. 41. Поверхностное натяжение индивидуальных углеводородов и нефтяных фракции различного молекулярного веса:
1 — метан; 2 — этап; з — пропан; 4 — пзобутап; 5 — н-оутан; 6 — 71-пептап; 7 — н-гексан; 8 — н-гептан; 9 — н-окт:ш. •
Рис. 41. Поверхностное натяжение индивидуальных углеводородов и нефтяных фракции различного молекулярного веса:
1 — метан; 2 — этап; з — пропан; 4 — пзобутап; 5 — н-оутан; 6 — 71-пептап; 7 — н-гексан; 8 — н-гептан; 9 — н-окт:ш. •
нулю. С увеличением давления поверхностное натяжение в системе газ — жидкость убывает (рис. 42).
В значительной степени поверхностное натяжение нефтепродуктов зависит от их химического состава. При одинаковом числе углеродных атомов в молекуле наибольшим поверхностным натяжением обладают ароматические углеводороды, наименьшим — парафиновые. Нафтеновые углеводороды занимают промежуточное положение. Из нефтепродуктов наименьшее поверхностное натяжение имеют авиационные бензины, наибольшее — смазочные масла.
Растворяемые в жидкости вещества способны изменять ее первоначальное поверхностное натяжение. Вещества, добавка которых к жидкости уменьшает ее поверхностное натяжение, называются поверхностно-активными. Понижение поверхностного натяжения при этом объясняется явлением адсорбции поверхностно-активного
вещества на границе раздела фаз. С увеличением концентрации поверхностно-активного вещества поверхностное натяжение жидкости сначала интенсивно снижается, а затем стабилизируется, что свидетельствует о полном насыщении поверхностного слоя молекулами поверхностно-активного вещества. К поверхностно-активным веществам, резко изменяющим величину поверхностного натяжения нефтей и нефтепродуктов, относятся спирты, фенолы, смолы, асфальтены, нафтеновые и другие органические кислоты.
Рис. 43. Прибор для опре-деления поверхностного на-тяжения капиллярным ме-тодом:1 — пар; 2 — жидкость; /i —разность уровней жидкости.Рис. 43. Прибор для опре-деления поверхностного на-тяжения капиллярным ме-тодом:1 — пар; 2 — жидкость; /i —разность уровней жидкости.'' С поверхностными сп-
Рис. 43. Прибор для опре-деления поверхностного на-тяжения капиллярным ме-тодом:
1 — пар; 2 — жидкость; /i —разность уровней жидкости.
Рис. 43. Прибор для опре-деления поверхностного на-тяжения капиллярным ме-тодом:
1 — пар; 2 — жидкость; /i —разность уровней жидкости.
Рис. 42. Влияние давления и температуры па поверхностное натяжение в системе метан — пропан.Рис. 42. Влияние давления и температуры па поверхностное натяжение в системе метан — пропан.
Рис. 42. Влияние давления и температуры па поверхностное натяжение в системе метан — пропан.
Рис. 42. Влияние давления и температуры па поверхностное натяжение в системе метан — пропан.
и капиллярные явления, на которых основаны процессы миграции нефти в пластах, подъема керосина и масла по фитилям
ламп и масленок и т. д.
Для определения поверхностного натяжения нефтей и нефтепродуктов применяются метод отрыва кольца и капиллярный метод. Первый основан на измерении величины силы, необходимой для отрыва кольца от поверхности раздела двух фаз. Эта сила пропорциональна удвоенной длине окружности кольца. При капиллярном методе (рис. 43) измеряют высоту подъема жидкости в капиллярной трубке. Недостатком его является зависимость высоты подъема
жидкости не только от величины поверхностного натяжения, но и от характера смачивания стенок капилляра исследуемой жидкостью. Более точным из разновидностей капиллярного метода является метод висячей капли, основанный на измерении веса капли жидкости, отрывающейся от капилляра. На результаты измерения влияют плотность жидкости и размеры капли и не влияет угол смачивания жидкостью твердой поверхности. Этот метод позволяет определять
величину поверхностного натяжения в сосудах высокого давления.
Поверхностное натяжение о входит в выражение для так называемого парахора Р — величины, связывающей молекулярный вес М углеводородов и плотность их в жидкой фазе рж и в парах рп:
Парахор углеводородов зависит от структуры их молекул: с увеличением числа боковых цепей, двойных связей, ароматических и нафтеновых циклов величина парахора уменьшается. При одинаковой температуре кипения углеводородов парахор уменьшается в следующем порядке: парафины — олефины — нафтены — ароматические углеводороды.
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
К важнейшим показателям, характеризующим электрические свойства нефтепродуктов, относятся электропроводность, электровозбудимость, диэлектрическая проницаемость, диэлектрическая прочность и тангенс угла диэлектрических потерь.
Чистые нефтепродукты — плохие проводники электрического тока, поэтому их применяют в качестве электроизолирующих материалов для кабелей, трансформаторов и т. д. Электропроводность жидких нефтепродуктов зависит от содержания влаги, посторонних примесей, а также от температуры. Чистые углеводороды и сухие нефтепродукты (парафин) обладают электропроводностью от 2-Ю"10 до 0,3-Ю'18 1/(<ш-с.м). Из-за малой электропроводности парафип широко применяют в качестве изоляторов в радиотехнике.
Электровозбудимость нефтепродуктов связана с их способностью удерживать электрический заряд, возникающий при трении их о стенки резервуаров, трубопроводов и т. д. При некоторых условиях электрические заряды могут накапливаться в нефтепродукте (статическое электричество), образовать искры и вызвать воспламенение нефтепродукта. Электрический заряд в сотни вольт появляется, например, в бензине при полоскании в нем сухой шерсти или шелка. При извлечении этих материалов из бензина между ними и бензином может проскакивать искра, вызывающая воспламенение нефтепродукта.
Одним из простых и перспективных методов борьбы с накоплением статического электричества является добавление к топливам специальных («антистатических») присадок, получаемых на основе продуктов нефтепереработки и нефтехимии. Это нафтенаты хрома и кобальта, додецилбензолсульфонат хрома, а также хромовые соли синтетических жирных кислот С17—С20. Считают, что эти присадки повышают электропроводность бензина и таким образом снижают
значение для бесперебойной работы выключателей.Диэлектрическую прочность нефтепродуктов, или их пробивное напряжение, выражают величиной наименьшего напряжения элек-значение для бесперебойной работы выключателей.Диэлектрическую прочность нефтепродуктов, или их пробивное напряжение, выражают величиной наименьшего напряжения элек-Рис. 44. Зависимость пробивного на- пряжения нефтяного масла от температуры я вязкости:J — пробивное напряжение; 2 — вязкость масла.Рис. 44. Зависимость пробивного на- пряжения нефтяного масла от температуры я вязкости:J — пробивное напряжение; 2 — вязкость масла.Рис. 45. Зависимость пробивного напряжения нефтяного масла от влажности.Рис. 45. Зависимость пробивного напряжения нефтяного масла от влажности.
значение для бесперебойной работы выключателей.
Диэлектрическую прочность нефтепродуктов, или их пробивное напряжение, выражают величиной наименьшего напряжения элек-
значение для бесперебойной работы выключателей.
Диэлектрическую прочность нефтепродуктов, или их пробивное напряжение, выражают величиной наименьшего напряжения элек-
Рис. 44. Зависимость пробивного на- пряжения нефтяного масла от температуры я вязкости:
J — пробивное напряжение; 2 — вязкость масла.
Рис. 44. Зависимость пробивного на- пряжения нефтяного масла от температуры я вязкости:
J — пробивное напряжение; 2 — вязкость масла.
Рис. 45. Зависимость пробивного напряжения нефтяного масла от влажности.
Рис. 45. Зависимость пробивного напряжения нефтяного масла от влажности.
его огнеопасность. Простейшим средством, предотвращающим накопление зарядов, является также заземление резервуаров, трубопроводов и т. д. Диэлектрическая проницаемость нефтепродуктов по сравнению с другими диэлектриками невелика и достаточно постоянна (колеблется в пределах 2—2,5). Этот показатель имеет большое трансформаторов и масляных
трического тока, которое необходимо для того, чтобы при стандартных электродах и расстояниях между ними мог произойти пробой нефтепродукта (масла) электрической искрой. Пробивное напряжение нефтепродуктов зависит от многих факторов, главными из которых являются влажность, загрязнение волокнами, пылью и т. д., частота тока, температура (рис. 44), давление, форма и материал электродов, расстояние между ними. Влияние влаги хорошо иллюстрируется кривыми рис. 45. С увеличением влажности пробивное напряжение резко снижается. Так же действуют примеси волокон или твердых частиц. Заметно влияет на электрическую прочность масел растворенный в них газ. С повышением температуры пробивное напряжение трансформаторных масел увеличивается и при 80° С достигает максимума; дальнейшее повышение температуры приводит к неуклонному снижению пробивного напряжения масла (см. рис. 44). При повышении давления пробивное напряжение линейно возрастает и при 80 ат, по-видимому, достигает максимума. В условиях вакуума пробивное напряжение масла ниже, чем при атмосферном давлении.
Для определения пробивного напряжения применяют плоские электроды диаметром 25 мм, установленные в сосуде на расстоянии 2,5 мм друг от друга. Напряжение, при котором происходит пробой
масла, выражают в кв. Электрическая прочность трансформаторного масла должна быть не ниже 40 кв(см.
Тангенс угла диэлектрических потерь (tg б) — показатель, имеющий весьма большое значение для оценки изоляционных свойств нефтепродуктов, применяемых для заливки конденсаторов и кабелей высокого напряжения.
Под действием электрического поля происходит нагрев изоляционного масла. Затраты энергии на нагрев диэлектрика называются диэлектрическими потерями. В нейтральных маслах диэлектрические потери связаны с электропроводностью, а в маслах с примесью полярных компонентов — и с поляризацией молекул в переменном электрическом поле. Диэлектрические потери, возникающие вследствие поляризации молекул, характеризуются тангенсом угла диэлектрических потерь (tg б). Эти потери достигают максимума при определенной вязкости масла и возрастают с повышением температуры. Например, для кабельных масел tg б при 100° С должен быть не более 0,003. .
Изучение диэлектрических свойств масел различного группового углеводородного состава показало, что наиболее устойчивыми электрическими параметрами обладают масла, полностью лишенные ароматических углеводородов, асфальто-смолистых веществ и твердых парафиновых углеводородов.
ОПТИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА .
По оптическим свойствам нефтей и нефтепродуктов можно косвенно судить о содержании в них асфальто-смолистых веществ, о глубине очистки нефтепродуктов, о превалировании тех или иных групп углеводородов, о возрасте и происхождении нефти и т. д. К оптическим свойствам нефтепродуктов относятся цвет, лучепреломление и оптическая активность. '
. Нефти встречаются от светло-желтого до темно-коричневого и черного цвета. Легкие нефти плотностью 0,78—0,79 г/cm3 имеют желтую ■ окраску, нефти средней плотности (0,79—0,82 г]см^ — янтарного цвета и тяжелые — темно-коричневые и черные. Разный цвет может иметь даже нефть одного и того же месторождения. Например, в Сураханском месторождении (Баку) на глубине 200 м залегает «белая» нефть — прозрачная, почти бесцветная жидкость плотностью 0,782 г^см3; на глубине 420 м — «красная» нефть плотностью 0,810 г/см3, а еще глубже цвет ее меняется от коричневого до черного. Цвет нефтям и нефтепродуктам придают асфальто-смолистые вещества, продукты окисления углеводородов и некоторые непредельные и ароматические углеводороды. По цвету сырых нефтей судят об относительном содержании в них асфальто-смолистых соединений. Обычно чем тяжелее нефтепродукт, тем он темнее. Цвет нефтепродукта ■— падежный показатель степени его очистки от смолистых примесей.
Фильтруя нефть или нефтепродукты через отбеливающую глину, можно добиться полного их обесцвечивания. Осветление нефти в природных условиях происходит при ее миграции из глубоких недр земли в верхние горизонты через толщи глин. Это подтверждается нахождением смолисто-органических соединений в глинистых пластах.
Рис. 46. Колориметр КН-51: а — общий вид; б — вид сбоку.
1 — основание; 2 — неподвижная трубка; з — съемный цнлпндр; 4 — штанга с делениями; 5 — матовый экран; 6 — рукоятка; 7 ■— шайбы;
8 — кремальера; 9 — рейка; 10 и II — подвижные трубки; 12 — барабан; 13 — коробка с призмами; 14 — окуляр.
Для определения цвета пользуются различными приборами, называемыми колориметрами. Конструктивно колориметры выполняются в виде двух трубок, одну из которых заполняют испытуемым нефтепродуктом, а другую — стандартным цветным раствором либо помещают в нее цветное стекло. Отраженный свет, проходя через толщу нефтепродукта и эталонный раствор (или цветное стекло), собирается в окуляре, где образуются два различных по цвету поля. Колориметрическое равновесие (совпадение цвета образца и эталона) достигается обычно изменением высоты столба эталонного раствора
(или подбором стекла) при постоянной высоте слоя испытуемого нефтепродукта. В СССР стандартными аппаратами являются колориметр КН-51 (рис. 46) и фотоэлектроколориметр ФЭНК-56. ’
Показатель преломления
По показателю преломления приближенно можно судить о групповом углеводородном составе нефтепродуктов, а в сочетании с плотностью и молекулярным весом рассчитать структурно-групповой состав нефтяных фракций. Показателем преломления нефтепродук
тов широко пользуются в научно-исследовательских и заводских нефтяных лабораториях. Для нефтепродуктов показатель преломления определяют при прохождении светового луча из воздуха
Рис. 47. Зависимость показателя преломления углеводородов от молекулярного веса:1 — парафиновые; 2 — олефины; 3 — нафтеновые; 4 — ароматические.Рис. 47. Зависимость показателя преломления углеводородов от молекулярного веса:1 — парафиновые; 2 — олефины; 3 — нафтеновые; 4 — ароматические.в нефтепродукт, поэтому он всегда выше единицы. »
Рис. 47. Зависимость показателя преломления углеводородов от молекулярного веса:
1 — парафиновые; 2 — олефины; 3 — нафтеновые; 4 — ароматические.
Рис. 47. Зависимость показателя преломления углеводородов от молекулярного веса:
1 — парафиновые; 2 — олефины; 3 — нафтеновые; 4 — ароматические.
Чем больше плотность нефтепродукта, тем выше его показатель преломления. Это согласуется также с положением, что нефтепродукты с большим отношением углерод : водород имеют высокие плотность и показатель преломления. При одном и том же числе углеродных атомов в молекуле показатель преломления возрастает в последовательности: парафиновые углеводороды — олефины — нафтеновые углеводороды — ароматические углеводороды (рис. 47). При одинаковом количестве углеродных и водородных атойов в мо-
лекуле показатель преломления циклических углеводородов выше,чем алифатических. Таким образом, показатель преломления нефтепродуктов зависит от их химического состава. Кроме того, он зависит от температуры окружающей среды. При повышении температуры нефтепродукта на 1° С показатель преломления его понижается на 0,0004.,
Ниже приведены значения плотности н показателей преломления различных углеводородов и товарных нефтепродуктов:
Плотность,
Показатель
г/сл13
преломлении
/(-Гексан;
0,6594
1,3749
2,2-Диметплбутан
0,6492
1,3688
Гексен-1
0,6732
1,3879
Метилцпклопептан
0,7486
1,4098
Циклогексан
0,7786
1,4262
Бепзол
0,8790
1,5011
7 Заказ 1000
Толуол 0,86701,4969
о-Ксилол 0,8802■ 1,5055
Бепзнп (к. к. 150° С) из туймазппской девонской нефти 0,70681,4124
Дизельное топливо (265—350° С) из доссор- ■ ской нефтп 0,85901,4696
Масляная фракцияиз доссорской нефтп . .0,8751,4884
Парафин (т. пл. 54° С) —1,4377
Показатель преломления смеси углеводородов тгсм является аддитивной функцией ее состава, выраженного в объемных процентах:
(77)(77)v а \ „ . щ / v в V.
(77)
(77)
V _LVI V11В
va+vb\ 'дАв
где VА, VB — соответственно объемное содержание компонентов А и В;
п^Пу—соответственно показатели преломлеппя компонентов А и В.
Аддитивность свойств широко используется при анализе нефтепродуктов. Примером может служить метод определения относительного содержания ароматических углеводородов в узких фракциях бензина. С этой целью находят показатели преломления узкой нефтяной фракции до (п^ и после удаления из нее ароматических углеводородов (п2). По известному приращению коэффициента преломления нефтяной фракции (Ь) от прибавления к ней 1% ароматических углеводородов вычисляют содержание ароматических углеводородов А по формуле:
А =А =ni—"1ni—"1ЬЬ(78)(78)
А =
А =
ni—"1
ni—"1
Ь
Ь
(78)
(78)
Известно, что наибольшую величину показатель преломления имеет для лучей с наименьшей длиной волны, а наименьшую — для лучей с наибольшей длиной волны. На этом различии в преломлении лучей, имеющих неодинаковую длину волны, основано явление дисперсии (рассеяния) света. Дисперсия, характерная для данного вещества, определяется разностью показателей преломления двух лучей с определенной длиной волны пх, — пх..
Отношение дисперсии нефтепродукта к его плотности представляет собой удельную дисперсию
П. —72,
6= —^-.104(79)
Р
где пх и п^ — показатели преломления нефтепродукта для лучей фполето- " вого (водород) п красного (водород) частой спектра соответственно;
р — плотность нефтепродукта, определенная прп той же темпера- ■ туре, что и показатели преломлеппя.
Удельная дисперсия нефтепродуктов отражает зависимость между их химическим составом и показателями преломления. Установлено, что удельная дисперсия насыщенных углеводородов (парафиновых
и нафтеновых) колеблется в пределах 149 —158, ароматических — в пределах 300—500. Этим различием широко пользуются в химии нефти для определения группового состава нефтяных фракций.
(S0)(S0)Другим показателем, связывающим показатель преломления с плотностью р исследуемого нефтепродукта, является удельная рефракция:
(S0)
(S0)
("в)2+ 2 ' Р
где R — удельная рефракция;
пD— показатель преломления для луча желтой частя спектра (лишит натриевого пламени);
р — плотность нефтепродукта, измеренная при топ же температуре, что
п показатель преломления nD.
молекулярный, весмолекулярный, весрно. 48. Зпштспмость удельной рефракции углеводородов от молекулярного веса:1— парафиновые; 2 — нафтеновые.рно. 48. Зпштспмость удельной рефракции углеводородов от молекулярного веса:1— парафиновые; 2 — нафтеновые.Удельной рефракцией пользуются при определении структурногруппового углеводородного состава масел. Удельная рефракция положена в основу так называемого метода «кольцевого анализа» ■ нефтяных фракций, разработанного Флюгтером и Ватерманом *. Сравнивая удельную рефракцию углеводородов различных рядов, можно видеть (рис. 48), что для нафтеновых углеводородов она меньше, чем для парафиновых. Самой высокой удельной рефракцией
молекулярный, вес
молекулярный, вес
рно. 48. Зпштспмость удельной рефракции углеводородов от молекулярного веса:
1— парафиновые; 2 — нафтеновые.
рно. 48. Зпштспмость удельной рефракции углеводородов от молекулярного веса:
1— парафиновые; 2 — нафтеновые.
обладают ароматические углеводороды. Удельная рефракция смесей представляет собой средне-арифметическую величину из удельных рефракций составляющих смесь компонентов. Умножая удельную рефракцию на молекулярный вес, получают мольную рефракцию.
Мольная рефракция показывает хорошую аддитивность для смесей индивидуальных углеводородов, а в сочетании с такими характе
ристинами, как парахор, данные спектрального анализа, она дает возможность более глубоко подойти к изучению углеводородного состава нефтяных фракций и строения отдельных индивидуальных соединений нефти. .
Показатели преломления и дисперсию нефтепродуктов определяют на приборах, называемых рефрактометрами. Наибольшее распространение в нефтяной практике получили рефрактометры типа Аббе и Пульфриха. Рефрактометр типа Аббе (отечественная модификация ИРФ-22) (рис. 49) позволяет определять показатели
II с а г у л я и ц В. II., Егоров а Г. М., «Химия пефтп», Изд. «Химия», 196.?. стр. 273.
7е..
Рпс. 40. Рефрактометр Аббе;Рпс. 40. Рефрактометр Аббе;1 — зрительная труба; 2.— окуляр; 3 — оправа; 4—зеркало; 5—сектор с делениями; 6" — термометр; 7 — винт; 8 — компенсационная -система.1 — зрительная труба; 2.— окуляр; 3 — оправа; 4—зеркало; 5—сектор с делениями; 6" — термометр; 7 — винт; 8 — компенсационная -система.
Рпс. 40. Рефрактометр Аббе;
Рпс. 40. Рефрактометр Аббе;
1 — зрительная труба; 2.— окуляр; 3 — оправа; 4—зеркало; 5—сектор с делениями; 6" — термометр; 7 — винт; 8 — компенсационная -система.
1 — зрительная труба; 2.— окуляр; 3 — оправа; 4—зеркало; 5—сектор с делениями; 6" — термометр; 7 — винт; 8 — компенсационная -система.
преломления нефтепродуктов при обычном дневном пли электрическом освещении как прп комнатной, так и при повышенной температуре (до +70° С). Рефрактометры типа Пульфриха (отечественная модификация рефрактометр ИРФ-23) более совершенны и применяются в тех случаях, когда требуется более высокая точность измерения. Показатели преломления и дис-
персия измеряются при освещении нефтепродукта монохроматическим светом, а именно для линии D натрия (желтая часть спектра) п линий С, F и G водорода (соответственно красная, голубая и фиолетовая части спектра). При измерении показателя преломления для линии С, F и G водорода в качестве источника света пользуются гей- слеровскими трубками, наполненными водородом. Устройство приборов и методика измерения показателей преломления и дисперсии нефтепродуктов описаны в специальной литературе .
Поляриметрия нефтей
При прохождении через нефтепродукты поляризованного луча его плоскость поляризации оказывается повернутой • относительно первоначального положения на некоторый угол, называемый углом вращения плоскости поляризации. Вращение это может происходить как влево, так и вправо. Для
большей части нефтей характерно правое вращение плоскости поляризации; есть и левовращающие нефти (Зондских островов).
Химическая природа веществ, вызывающих оптическую активность нефтей, интересовала многих исследователей в связи с теориями о происхождении нефти. Некоторые исследователи объясняли опти- ческую активность нефтей наличием в них продуктов распада холестерина и фитостерина (холестерин встречается в желчи, рыбьем жире, яичном желтке, фитостерин — в растительных маслах и жирах). Искусственные нефти не обладают оптической активностью.
Исследования, проведенные в ГрозНИИ, показали, что "нефти, богатые парафиновыми и нафтеновыми углеводородами, характеризуются малой, а нафтеновыми и ароматическими углеводородами — высокой оптической активностью. .
Поляриметрические свойства нефтей определяют при помощи поляриметров пли сахариметров.
АНТИДЕТОНАЦИОИНЫЕ СВОЙСТВА БЕНЗИНОВ
Иногда работа карбюраторного двигателя сопровождается громким стуком и другими неполадками, называемыми детонацией. Детонация приводит к перегреву двигателя, снижению его мощности, разрушению деталей шатунно-поршиевон группы и т. д. Причиной детонации могут быть различные факторы, связанные с химическим составом топлива, конструктивными особениостямп двигателя, степенью сжатия и т. д. Из жидких углеводородов, входящих в состав бензппов, наибольшей способностью вызывать детонацию обладают парафиновые углеводороды нормального строения. Парафиновые углеводороды изостроения и ароматические углеводороды, наоборот, характеризуются наивысшей антидетонационной способностью, нафтены п олефины занимают промежуточное поло- жепне.
?1Нтидетопациопная способность (иначе — детонационная стойкость) изопарафиновых углеводородов повышается с увеличением числа метильных групп в молекуле; ароматических углеводородов — с увеличением молекулярного веса и разветвлением боковых цепей; нафтеновых — с разветвлением боковых цепей. Детонационная стойкость олефинов возрастает с приближением двойной связи к центру молекулы. Нормальные парафиновые углеводороды тем больше способны вызывать детонацию, чем больше их молекулярным вес. Из этого можно сделать вывод, что наименьшей детонационной стойкостью обладают те углеводороды, которые легко окисляются кислородом воздуха. При окислении их образуются гидроперекисп. С повышением температуры в период сжатия рабочей смеси в цилиндре двигателя гидроперекиси столь быстро распадаются с бурным выделением тепла, что происходит воспламенение образующихся продуктов. Распад гидроперекисей сопровождается образованием промежуточных соединений, способствующих возникновению новых гидроперекисей. Таким образом, окисление топлива приобретает характер цепной реакции. -
Для повышения детонационной стойкости бензинов к ним добавляют присадки, прерывающие цепные реакции окисления. В качестве такой присадки широко применяется тетраэтилсвинец РЪ(С2Н5)4; в последнее время за рубежом начали применять также тетраметшт- евпнец РЬ(СНД4 и некоторые соединения марганца. При 200° С тетраэтилсвинец (ТЭС) разлагается с выделением свинца, который
окисляется до окиси и двуокиси свинца. Окись свинца плавится при температуре 888° С и поэтому частично отлагается в цилиндре в твердом состоянии. Обычно ТЭС добавляется в бензин в виде этиловой жидкости (Р-9 и др.). В состав ее входят ТЭС, растворитель (бензин Б-70), краситель и некоторые галоидзамещенные углеводороды, так называемые выносители (например, дибромэтан), которые образуют с окисью свинца летучие соединения и выносят его пз цилиндра двигателя.
Тетраэтилсвинец сильно токсичен. Он легко проникает в организм через дыхательные органы и кожу, способен накапливаться и может проявить вредное действие не сразу. При попадании этиловой жидкости на тело не чувствуется ни боли, ни ожога, ни раздражения глаз и дыхательных путей, и может создаться впечатление, что она безвредна для здоровья. Однако вскоре могут появиться признаки тяжелого отравления. Острые отравления выражаются в сильном возбуждении, зрительных и слуховых' галлюцинациях, потере аппетита, бессоннце и т. д. Хронические отравления могут привести к тяжелым нервным и психическим расстройствам.
В случае попадания этпловой жидкости на кожу ее необходимо тщательно смыть керосином пли бензином. Предельно допустимая концентрация паров ТЭС в воздухе составляет 0,005 мг]ма. При всех операциях по смешиванию этиловой жидкости с бензином необходимо пользоваться спецодеждой (резиновыми сапогами, перчатками, фартуком п т. п.) и противогазом.
В бензины добавляют ТЭС до 3,3 г/кг. Наиболее эффективно повышают детонационную стойкость бензинов первые порции этиловой жидкости. Степень повышения детонационной стойкости бензина прп добавлении к нему единицы количества этиловой жидкости называется приемистостью бензина к ТЭС. На приемистость большое влияние оказывает химический состав бензина. Так, сернистые со- единенпя снижают приемистость бензинов к ТЭС. Напболее активны в этом отношении меркаптаны и дисульфиды, затем тпофаны и сульфиды. С уменьшением содержания серы в бензине активность сернистых соединений повышается. Отрицательное влияние сернистых соединений объясняется тем, что, вступая в реакцию с ТЭС, они образуют Pb(SR)4, который в отличие от Ph(C2H5)j не обладает антидетонацпоннымп свойствами. Этим объясняется также снижение качества этилированного сернистого бензина прп его хранении.
Детонационную стойкость топлив для карбюраторных двигателей принято выражать октановыми числами. Определяют их сравнением поведения испытуемого топлива п эталонного топлива в одноцилиндровом стандартном двигателе с переменной степенью сжатия (рпс. 50). В качестве эталонных топлив выбраны изооктан п н-геп- тан. Антидетонационные свойства пзооктана оценивают условно баллом 100, а н-гептана — 0. Октановое число топлива соответ-
ствует процентному содержанию изооктана (2,2,4-триметплпенгаиа) в смеси с н-гептаиом, которая при стандартных условиях испытания проявляет такую же детонационную стойкость, как и испытуемый бензин. В дальнейшем было установлено, что некоторые углеводороды имеют октановые числа ниже нуля и выше 100.
Рис. 50. Двигатель для определения октановых чисел бензинов.
Существует несколько методов определения детонационной стойкости бензинов. Важнейшие из них моторный, исследовательский и температурный. Режим работы двигателя при каждом из методов характеризуется данными, приведенными в табл. 11.
Моторный метод применяют для оценки детонационной стойкости бензинов с октановым числом ниже 100 и для двигателей, работающих на бедных смесях *. Испытания проводят на установке,
:!: Бедной топливо-воздушной смесью называется смесь, содержащая избыток воздуха по сравнению с теоретически необходимым для сгорания топлива, богатой — содержащая избыток топлива.
Таблица И. Режим работы двигателя при определении октанового числа карбюраторных топлив различными методами
Показатели
Метод испытания
моторный
исследовательский
температурный
Испытуемые топлива . . .
Авиационные и автомобильные бензины
Автомобильные бензины
Авиационные бензины
Число оборотов в минуту Температура, 5 С
900
600
1200
рабочей смеси . . . .
149
Нс контролируется
104,5
масла г, картере . . .
58
58
66
охлаждающей жидкости Угол опережения зажигания до верхней мертвой точки,
■100
100
190,5
град.
26
(при степепп
13
для всех сте-
35
для всех сте-
сжатия 5)
пеней сжатия
пеней С/катпя
переменный
постоянный
постоянный
состоящей из одноцилиндрового двигателя с переменной степенью сжатия,тормозного оборудования в виде мотора-генератора (асинхронный электромотор) и устройства для замера детонации. Степень сжатия можно изменять вручную от 4 до 10 посредством червячного механизма. С изменением степени сжатия автоматически меняется угол опережения зажигания. Карбюратор регулируют на максимум детонации во время опыта в зависимости от состава смеси. Состав смеси регулируют изменением напора топлива у жиклера путем поднятия или опускания топливных бачков. Всего имеется трп бачка.
При исследовательском методе испытания проводят по той же методике, что и при моторном методе.
Обычно испытуемое топливо сравнивают не с первичными эталонами (изооктайом и н-гептаном), а со вторичными, предварительно тарированными по первичным эталонам. В качестве вторичных эталонных топлив применяют, например, смеси технического изооктана с бензином Б-70. Результаты тарировки представляют в виде графиков. Такой график для указанных выше первичных и вторичных эталонных топлив представлен на рис. 51.
Октановое число бензинов определяют следующим образом. Приготавливают такие две смеси технического, эталонного изооктана (ТЭИ) и бензина Б-70, для которых октановые числа отличаются друг от друга не более чем на два пункта, и одна детонирует сильнее, а другая слабее испытуемого топлива. Смеси заливают в два свободных бачка (в третий помещают испытуемый беизии). Состав горючей
смеси регулируют на максимум детонации, сохраняя неизменной степень сжатия. Затем приступают к определению октанового числа топлива. Двигатель переводят попеременно на топливо из первого, второго и третьего бачков, каждый раз снимая показания указателя детонации. На каждом горючем испытание проводят по 3 раза и вычисляют среднее арифметическое показаний детонации. Затем подсчитывают содержание ТЭИ (Вх, вес. %) в смеси с Б-70, эквивалентной по детонации испытуемому образцу:
Вх-^В. -ВОВх-^В. -ВОЪх— 6Ъх— 6(81)(81)
Вх-^В. -ВО
Вх-^В. -ВО
Ъх— 6
Ъх— 6
(81)
(81)
где Вл п В„ — содержание ТЭП в смеси, детонирующей соответственно сильнее и слабее испытуемого топлива, вес.'■..%;b — среднее арифметическое из отсчетов по указателю детопащш для испытуемого топлива;Ьг п Ь„ — то же для смесей, детонирующих соответственно сильнее п слабее пены туемого топлива.По найденной величине Вх на графике рис. 51 находят октановое число испытуемого бензина. Полученный результат округляют с точностью до одной десятой.где Вл п В„ — содержание ТЭП в смеси, детонирующей соответственно сильнее и слабее испытуемого топлива, вес.'■..%;b — среднее арифметическое из отсчетов по указателю детопащш для испытуемого топлива;Ьг п Ь„ — то же для смесей, детонирующих соответственно сильнее п слабее пены туемого топлива.По найденной величине Вх на графике рис. 51 находят октановое число испытуемого бензина. Полученный результат округляют с точностью до одной десятой.Рпс. 51. График пересчета октано-вых чисел от вторичных эталонныхтоплив к первичным.Рпс. 51. График пересчета октано-вых чисел от вторичных эталонныхтоплив к первичным.
где Вл п В„ — содержание ТЭП в смеси, детонирующей соответственно сильнее и слабее испытуемого топлива, вес.'■..%;
b — среднее арифметическое из отсчетов по указателю детопащш для испытуемого топлива;
Ьг п Ь„ — то же для смесей, детонирующих соответственно сильнее п слабее пены туемого топлива.
По найденной величине Вх на графике рис. 51 находят октановое число испытуемого бензина. Полученный результат округляют с точностью до одной десятой.
где Вл п В„ — содержание ТЭП в смеси, детонирующей соответственно сильнее и слабее испытуемого топлива, вес.'■..%;
b — среднее арифметическое из отсчетов по указателю детопащш для испытуемого топлива;
Ьг п Ь„ — то же для смесей, детонирующих соответственно сильнее п слабее пены туемого топлива.
По найденной величине Вх на графике рис. 51 находят октановое число испытуемого бензина. Полученный результат округляют с точностью до одной десятой.
Рпс. 51. График пересчета октано-вых чисел от вторичных эталонныхтоплив к первичным.
Рпс. 51. График пересчета октано-вых чисел от вторичных эталонныхтоплив к первичным.
Пример. При испытании топлива моторным методом получены следующие результаты:
Топливо
Содержание ТЭП в смеси с 13-70 пли в эквивалентной смеси, вес. %
Показания лжазателя детонации
экспериментальные
средниеарифметические
I [спытуемое
Первая вторичная эталонная
—
55; 54; 54
b = 54,3
смесь
84
56; 56; 55
bL = 55,7
Вторая вторичная эталонная
смесь
86
41; 41; 41
Ь„ = 41
Пользуясь формулой (81), вычисляем
St = 84+ (86-84).=84,19
Обращаясь к шкале вторичных эталонов (рпс. 51), находим, что этому отвечает -октановое число 95,0.
Для авиационных бензинов с октановым числом выше 100 детонационная стойкость определяется температурным методом на бедной смеси. Метод базируется на том, что при работе двигателя с детонацией стенки цилиндра нагреваются тем сильнее, чем больше детонация. Температура стенки измеряется термопарой («температурной свечой»), вставленной в головку цилиндра и связанной с особым гальванометром. Детонационная стойкость в этом случае выражается условными октановыми числами. Шкала условных октановых чисел составлена по смесям пзооктана с тетраэтилсвинцом.
Октановые числа, определенные разными методами, различаются между собой. В связи с этим принято помечать, каким методом было найдено октановое число. Условились обозначать: ММ — моторный метод; ИМ — исследовательский метод и ТМ — температурный метод. Разницу в значениях октановых чисел, найденных исследовательским и моторным методами, именуют {(чувствительностью бензина». Значения октанового числа и чувствительности углеводородов, входящих в состав бензинов, приведены в табл. 12.
Окончательную оценку детонационной стойкости бензинов проводят путем дорожных испытаний. Для определения так называемого дорожного октанового числа (Д. О. Ч.) осуществляются длительные и трудоемкие испытания на большом числе автомобилей различных марок. Существует множество графических и аналитических зависимостей для выражения дорожного октанового числа. Так, приведенные ниже формулы связывают дорожное октановое чпсло с октановыми числами по моторному (М. О. Ч.) и исследовательскому (И. О. Ч.) методам, а также с содержанием непредельных углеводородов п ТЭС в бензинах.
Для обычного бензина:
Д. О. Ч. = 22,1+0,363 II. О. Ч.+ 0.418 М. О. Ч,— 0,12(% олефинов)
+ 0,845 (ТЭС, лм/л)(82)
Для высокосортного бензина:
Д. О. Ч. = 42,9 + 0,273 И. О. Ч. + 0.313 И. О. Ч,—0,48(% олефппов) +
+ 1,1(130,^/+(S3)
Другой характеристикой детонационной стойкости авиационных бензинов является сортность. Сортность определяют на одноцилиндровом двигателе обычно при работе на богатой смеси. В качестве эталонного топлива применяют технический эталонный изооктап с добавкой тетраэтилсвинца (в виде этиловой жидкости). Испытания проводят при следующих основных условиях: коэффициент избытка воздуха 0,6—0,7; число оборотов двигателя в минуту 1800; степень сжатия 7,3; температура охлаждающей жидкости 190° С; давление впрыска топлива 84 ат. Подбирают такую смесь пзооктана с этиловой жидкостью, при работе на которой двигатель развивает такую
Таблица 12. Октановые числа п чувствительность углеводородов*
Углеводороды
Октановое число
Чувствптель m сть
по моторному методу
по исследовательскому методу
Парафп и о вые
Этан
104
107,1
+ 3,1
Пропан
100
105,7
+ 5.7
«-Бутан
90,1
93,6
+ 3,5
Пзобутан
'99
>100
—
«-Пентан
61,9
61,9
0
Изопентан
90,3
92,3
+ 2,0
«-Октан
—17
—19
— 2,0
О л е ф л и ы
Пропилен
84,9
101,4
/"16,5
Бутеп-2. . . . .
86,5
99,6
+ 13,1
Пентен-1
77,1
90,9
+ 13.8
Гексеп-1
63,4
76,4
+ 13,0
И афтопов ые
Циклопептап ■• ■
85
100
+ 15
Циклогексан
78,6
83
+4,4
Метнлцпклогексан
71
74,8
- +3,8
Этилцпклогексан
40,8
46,5
+5,7
1,2-Дш1етплциклогексап
78,5
80,9
+ 2,4
А р о м а т и ч е с к и е
Бензол
111,6
113,0
+ 1,4
Толуол
102,1
115
+ 12.9
о-Ксплол
100
>100
—
л-Ксплол
>100
>100
—
п-Ксплол
>100
>100
—
1.3,5-Трпметплбепзол
114
>100
—
Изопропилбензол
99,3
108
+8,7
а-Метнлнафталпп
>100
—
—
* Nel son W. L.T Petrol. Ref. Eng., 1958; Нефтепродукты. Свойства, качество, применение, под ред. проф. Б. В. .Тоспнова, И.|Д. «Химия-, 1966.
Рис. 52. График для определения сортности бензинов.
же мощность, как и при работе на испытуемом бензине. Затем по графику рис. 52 находят сортность испытуемого топлива. Величину сортности округляют с точностью до единицы.
Высокооктановые авиационные бензины обычно маркируют дробными числами, числитель которых означает октановое число при работе па бедной смеси, а знаменатель — сортность ■ при работе на богатой смеси. Сортность показывает, на сколько процентов может повыситься мощность двигателя при работе на данном топливе по сравнению с работой на чистом изооктане. Например, на бензине Б-100/130 двигатель способен развивать мощность, на 30 % большую, чем па чистом изооктане.
ВОСПЛАМЕНЯЕМОСТЬ ДИЗЕЛЬНЫХ
ТОПЛИВ
Дизельные двигатели в последнее время получают все более широкое распространение, так как имеют значительные преимущества перед карбюраторными двигателями: высокую экономичность; меньший расход топлива (на 30—40%); применение в качестве топлива менее дефицитных нефтяных фракций (керосино-газойлевых); меньшую опасность в пожарном отношении и др. К недостаткам дизельных двигателей по сравнению с карбюраторными относятся: больший расход металла, меньшее число оборотов, более сложный запуск и др.
Дизельное топливо в отличие от карбюраторного вводится в цилиндр двигателя не в парообразном, а в капельно-жидком состоянии. Вначале в цилиндр засасывается воздух, сжимается поршнем до давления около 35—50 ат, в результате чего температура сжатого воздуха повышается до 500—700° С, затем впрыскивается топливо. Испаряясь в столь жестких условиях, топливо интенсивно окисляется и самовоспламеняется. Чем меньше индукционный период, т. е. время от момента впрыска до самовоспламенения (задержка самовоспламенения) топлива, и чем плавнее протекает сгорание, тем выше считается качество дизельного топлива. Характер самовоспламенения топлив в дизельных двигателях выражают цетановым числом и дизельным индексом.
Цетановое число показывает процентное содержание цетана (и-гексадекана) в смеси с а-метилиафталипом, самовоспламеняемость которой в стандартном двигателе эквивалентна самовоспламеняемости в тех же условиях испытуемого топлива. Цетановое число цетана условно принято за 100, а а-метилнафталина — за пуль. Наибольшими цетановыми числами обладают нормальные парафиновые углеводороды, затем следуют парафиновые углеводороды пзострое- ния, нафтеновые и, наконец, ароматические углеводороды. Большинство непредельных углеводородов имеет низкие цетановые числа, однако некоторые из них, например цетен, являются исключением.
С повышением молекулярного веса и температуры кипения парафиновых углеводородов цетановые числа их увеличиваются. При введении боковых парафиновых цепей в молекулы нафтеновых углеводородов их цетановые числа снижаются, а и случае ароматических углеводородов — повышаются. С увеличением числа циклов в молекулах ароматических углеводородов цетановые числа их снижаются.
Рис. 53. Установка для определения це- тановых чисел дизельных топлив:1 — чугунная плита; 2 — двигатель; 3 — визирная труба; -1 — маховик для изменения степени гиттия; 5 — конденсатор; G — топливные бачки; 7 — пульт управления.Рис. 53. Установка для определения це- тановых чисел дизельных топлив:1 — чугунная плита; 2 — двигатель; 3 — визирная труба; -1 — маховик для изменения степени гиттия; 5 — конденсатор; G — топливные бачки; 7 — пульт управления.
Рис. 53. Установка для определения це- тановых чисел дизельных топлив:
1 — чугунная плита; 2 — двигатель; 3 — визирная труба; -1 — маховик для изменения степени гиттия; 5 — конденсатор; G — топливные бачки; 7 — пульт управления.
Рис. 53. Установка для определения це- тановых чисел дизельных топлив:
1 — чугунная плита; 2 — двигатель; 3 — визирная труба; -1 — маховик для изменения степени гиттия; 5 — конденсатор; G — топливные бачки; 7 — пульт управления.
Существует три метода определения цетановых чисел: 1) по критической степени сжатия, 2) по периоду запаздывания воспламенения, 3) по совпадению вспышек. Наиболее простым из них является метод совпадения вспышек. Для испытаний используется одноцилиндровая установка (рис. 53), снабженная двигателем с дизельной головкой. Моменты впрыска и самовоспламенения топлива фиксируются с помощью электромеханических индикаторов, связанных с безынерционными неоновыми лампами, находящимися на маховике двигателя. Впереди находится лампочка, связанная с индикатором воспламенения. Степень сжатия можно изменять от 7 до 23.
Определение цетанового числа сводится к следующему. На товарном дизельном топливе устанавливают стандартный режим работы двигателя. Затем переводят двигатель на испытуемое топливо и регулируют подачу топлива в пределах 13 ± 0,5 мл/мин. Устанавливают угол впрыска 13° до верхней мертвой точки и снижают степень сжатия до минимальной величины, при которой двигатель работает
без перебоев. После этого увеличивают степень сжатия на 2 единицы и устанавливают совпадение вспышек неоновых ламп, соединенных с индикаторами впрыска и воспламенения. При переключении работы двигателя с одного топлива на другое рекомендуется проработать на нем не менее 5 мин для промывки топливной системы и установления режима. Нахождение степенп сжатия должно быть повторено не менее 3 раз и взят средний результат.
Содержание газойля прямой перегонки 8 смеси, с газойлем пиролиза, объемн. % "Содержание газойля прямой перегонки 8 смеси, с газойлем пиролиза, объемн. % "Рис. 54. График пересчета цетановых чисел от вторичных эталонных топлив к первичным.Рис. 54. График пересчета цетановых чисел от вторичных эталонных топлив к первичным.Рнс. 55. Зависимость между цетановым числом и дизельным индексом.Рнс. 55. Зависимость между цетановым числом и дизельным индексом.
Содержание газойля прямой перегонки 8 смеси, с газойлем пиролиза, объемн. % "
Содержание газойля прямой перегонки 8 смеси, с газойлем пиролиза, объемн. % "
Рис. 54. График пересчета цетановых чисел от вторичных эталонных топлив к первичным.
Рис. 54. График пересчета цетановых чисел от вторичных эталонных топлив к первичным.
Рнс. 55. Зависимость между цетановым числом и дизельным индексом.
Рнс. 55. Зависимость между цетановым числом и дизельным индексом.
Цетановое число, т. е. содеражние цетана (Л v) в объемн. % в смеси с а-метилнафталином, эквивалентной по воспламеняемости испытуемому топливу, находят по формуле
Лх = Л1+(Д2—Д^ ^^(84)
где ^! — содержание цетана в смеси с а-метплпафталпиом, дающей совпадение вспышек при большей степени сжатия ai, чем испытуемое топливо, т. е. смесп с меньшим цетановым числом;
Д 2 — то же в смеси, дающей совпадение вспышек при меньшей степенп сжатия (а2), чем испытуемое топливо, т. е. смесп с большим цетановым числом;
а — среднее арифметическое значений степени сжатия при работе на испытуемом топливе.
Поскольку первичные эталоны — индивидуальные углеводороды — весьма дороги, на практике пользуются вторичными эталонами, протарироваиными по первичным (рис. 54). В качестве вторичных эталонных топлив применяют, например, смесь .газойлевых фракций прямой перегонки и процесса пиролиза.
Сложность моторных методов оценки воспламеняемости дизельных топлив заставила исследователей искать падежную зависимость
между цетановым числом и физико-химическими константами этих топлив. Общепризнанной величиной, связывающей воспламеняемость дизельного топлива с анилиновой точкой и плотностью, является дизельный индекс (Д. И.), определяемый по формуле
(1,8А+32)(141,5-131ДоУ)•
д ■1L= (So)
где А — анилиновая точка испытуемого топлива, °C;
1'15 — относительная плотность топлива.
Связь между цетановым числом и дизельным индексом показана на рис. 55.
Цетановое число можно подсчитать по групповому углеводородному составу дизельного топлива, пользуясь формулой
Ц. Ч.=0,85П + 0,1Н —0,2А(86)
где II, II и А — соответственно процентное содержание парафиновых, пафте- повых и ароматических углеводородов.
Из формулы (86) следует, что с увеличением содержания ароматических углеводородов цетановое число понижается. Для его повышения из дизельных фракций извлекают ароматические углеводороды пли применяют специальные добавки, из которых наиболее эффективны алкилнитраты, гидроперекиси и другие соединения, ускоряющие процесс предпламенного окисления топлива и облегчающие таким образом его воспламенение. При добавлении 1,5—2,0 объемн. % таких присадок цетановое число повышается на 16—20 пунктов.■
ФРАКЦИОННЫЙ состав
Нефть и нефтепродукты представляют собой такую сложную смесь углеводородов и неуглеводородных соединений, что обычными методами перегонки их невозможно разделить на индивидуальные соединения. Как правило, нефти и нефтепродукты разделяют путем перегонки па отдельные частп, каждая из которых является менее сложной смесью. Такие части принято называть фракциями или дистиллятами. Нефтяные фракции в отличие от индивидуальных соединений не имеют постоянной температуры кипения. Они выкипают в определенных интервалах температур, т. е. имеют температуру начала кипения (и. к.) и конца кипения (к. к.). Температура начала п конца кипения зависит от химического состава фракции.
Таким образом, фракционный состав нефти и нефтепродуктов показывает содержание в них (в объемных или весовых процентах) различных фракций, выкипающих в определенных температурных пределах. Этот показатель имеет большое практическое значение. По фракционному составу нефти судят о том, какие нефтепродукты п в каких количествах можно из нее выделить. Фракционный состав
бензинов характеризует их испаряемость. Температура выкипания 10 объемн. % бензина показывает возможность запуска двигателя при низких температурах, температура выкипания 50 объемн. % — скорость прогрева двигателя и перехода на меньшее или большее число оборотов и т. д.
В обозначение нефтяных фракций обычно входят температуры их выкипания: например, выражение «фракция 200—350° С» означает «фракция, выкипающая в интервале температур от 200 до 350° С».
ТемператураТемператураВремя (отгон)Время (отгон)Рис. 56. Кривая кипения смеси компонентов:Рис. 56. Кривая кипения смеси компонентов:А — начало кипения смеси; В — средняя температура кипения смеси; С — конец кипения смеси; 1 и 2 — температуры кинснил чистых компонентов; 3 и 4 — температуры кппешш смеси компонентов.А — начало кипения смеси; В — средняя температура кипения смеси; С — конец кипения смеси; 1 и 2 — температуры кинснил чистых компонентов; 3 и 4 — температуры кппешш смеси компонентов.При определении фракционного состава нефть или нефтепродукт перегоняют в стандартном приборе при определенных условиях и в системе координат температура — время (или температура ■— отгон в процентах) строят график выкипания отдельных углеводородов и их смесей. Горизонтальные участки 1 и 2 полученной ломаной линии (рис. 5G) отвечают температурам кипения индивидуальных углеводородов; наклонные 3 и 4 — изображают процесс кипения смесей. Если для индивидуальных углеводородов температура на кривой выкипания остается постоянной, то для смесей, близких по температурам кипения компонентов, подобной постоянной температуры не существует. На отдельных участках неуклонного повышения температуры в местах перехода находят условные «начальную» и «конечную», а между ними «среднюю» температуры
Температура
Температура
Время (отгон)
Время (отгон)
Рис. 56. Кривая кипения смеси компонентов:
Рис. 56. Кривая кипения смеси компонентов:
А — начало кипения смеси; В — средняя температура кипения смеси; С — конец кипения смеси; 1 и 2 — температуры кинснил чистых компонентов; 3 и 4 — температуры кппешш смеси компонентов.
А — начало кипения смеси; В — средняя температура кипения смеси; С — конец кипения смеси; 1 и 2 — температуры кинснил чистых компонентов; 3 и 4 — температуры кппешш смеси компонентов.
кипения смеси (точки А, В и С на рис. 56).
При нагревании такой сложной смеси, как нефть, в паровую фазу прежде всего переходят низкокипящие компоненты, обладающие высокой летучестью. Частично с ними уходят высококипящие компоненты, однако концентрация низкокипящего компонента в парах всегда больше, чем в кипящей жидкости. По мере отгона низко- кипящих компонентов остаток обогащается высококипящими. Поскольку давление насыщенных паров высококипящих компонентов при данной температуре ниже внешнего давления, кипение в конечном счете может прекратиться. Чтобы сделать кипение безостановочным, жидкий остаток непрерывно подогревают. При этом в паровое пространство переходят все новые и новые компоненты со все возрастающими температурами кипения. Отходящие пары конденсируются, конденсат отбирают по интервалам температур кипения компонентов в виде отдельных нефтяных фракций.
Перегонку нефти и нефтепродуктов с целью разделения на фракции можно осуществлять с постепенным либо с однократным испарением. При перегонке с постепенным испарением образующиеся пары непрерывно отводят из перегонного аппарата, они конденси-
руются и охлаждаются в конденсаторе-холодильнике и собираются в приемнике в виде фракций дистиллята. Напротив, когда образующиеся в процессе нагрева пары не выводят из нагревательного аппарата пока не будет достигнута заданная температура, прп которой в один прием (однократно) отделяют паровую фазу от жидкой, процесс именуют перегонкой с однократным испарением.
Ни постепенным, ни тем более однократным испарением невозможно добиться четкого разделения нефтепродукта на узкие фракции, так как часть высококипящих компонентов переходит в дистиллят, а часть низкокипящих остается в жидкой фазе. Поэтому применяют перегонку с дефлегмацией или с ректификацией. Для этого в колбе нагревают нефть или нефтепродукт. Образующиеся при перегонке пары, почти лишенные высококипящих компонентов, охлаждаются в специальном аппарате — дефлегматоре и переходят в жидкое состояние — флегму. Флегма, стекая вниз, встречается со вновь образовавшимися парами. В результате теплообмена низкокипящие компоненты флегмы испаряются, а высококппящие компоненты паров конденсируются. При таком контакте достигается более четкое разделение на фракции, чем без дефлегмации.
Еще большей четкостью разделения характеризуется перегонка с ректификацией. Аппарат для такой перегонки состоит из перегонной колбы, ректификационной колонки, конденсатора-холодильника и приемника. Ректификация осуществляется в ректификационных колонках.
Основой ректификации является контакт между восходящим потоком паров и стекающим вниз конденсатом —■ флегмой. Пары имеют более высокую температуру, чем флегма,, поэтому при контакте происходит теплообмен. В результате этого низкокипящие компоненты из флегмы переходят в паровую фазу, а высококипя- щие — конденсируются, переходят в жидкость. Для успешного ведения процесса ректификации необходимо возможно более тесное соприкосновение между паровой и жидкой фазами. Это достигается при помощи особых контактирующих устройств, размещенных в колонне (насадок, тарелок и т. д.). От числа ступеней контакта и количества флегмы (орошения), стекающей навстречу парам, в - основном и зависит четкость разделения компонентов смеси. Для образования флегмы в верхней части колонны помещен конденсатор. _
Для определения фракционного состава нефтей и нефтяных фракций в лабораторной практике наибольшее распространенпе получили следующие пять методов перегонки (первые четыре являются разновидностями перегонки с постепенным испарением):
низкотемпературная ректификация — для сжиженных газов и фракций углеводородов, кипящих при температуре ниже 20° С;
среднетемпературная перегонка — для нефтепродуктов, выкипающих до 350° С;
8 Заказ 1000
вакуумная перегонка для жидкостей, выкипающих выше 350' С;■
молекулярная дистилляция ■— для высокомолекулярных веществ (например, смол);
перегонка методом однократного испарения.
Низкотемпературная ректификация
Одной из первых операций, связанных с определением фракционного состава нефти, является определенно количества и состава растворенных в ней углеводородных газов. Для отделения последних сырую нефть в течение 3—4 ч подогревают до 150—200° С в аппарате НТК для разгонки нефти. Несконденсировавшиеся газы и легкую головную фракцию углеводородов отбирают раздельно: газ в газометр, головную фракцию в колбу, погруженную в баню со льдом. По окончании перегонки подсчитывают выход этих продуктов в весовых процентах' и затем перегоняют в аппарате низкотемпературной ректификации.
Основными частями его являются ректификационная колонка и перегонная колба. Колонка снабжена вакуумным кожухом, верхняя часть которого.переходит в сосуд Дьюара. Сюда в качестве хладагента вводят жидкий воздух или азот. Колонка заполнена спиральной насадкой из проволоки. Пары сверху колонки отводятся через конденсатор в калиброванный приемник, помещенный в термостат. Температуру отходящих из колонки паров замеряют с помощью термопары, находящейся в конденсаторе, а давление — ртутным манометром. Перегонная колба снабжена электрообогревом.
Предварительно снижают температуру в конденсаторе до —180° С, а газ освобождают от СО3 и Н2О. В нижпюю часть колонки (в колбу) вводят определенное количество газа и приступают к перегонке. Включают нагрев колбы в нижней части колонки и, осторожно открывая кран, перепускают выделяющиеся пары из колонки в приемник. Нагрев в колбе и охлаждение газа в конденсаторе ведут так, чтобы получить необходимое для ректификации количество орошения. Во время перегонки отмечают температуру и объем паров, перешедших в приемник. По данным замеров строят кривую перегонки. Горизонтальные участки ступенчатой кривой соответствуют температурам кипения индивидуальных углеводородов. Охлаждение колонки, регистрация объема и температуры отогнанного газа регулируются автоматически. Предусмотрена двухступенчатая ректификация с целью анализа газа и более тяжелых углеводородов, выкипающих до 120° С. При тщательной работе точность метода составляет около 0,1%. В зависимости от состава газа анализ продолжается 2—6 ч.
Среднетемпературная и вакуумнаяперегонка
Для определения фракционного состава нефтепродуктов, выкипающих при температуре выше 20° С, в зависимости от требуемой четкости погоноразделепия, количества продукта, необходимого для последующих исследований, его термостойкости и т. д. в нефтяных лабораториях нашли применение приборы двух групп:
работающие без ректификации (аппарат для разгонки нефтепродуктов по ГОСТ 1392—63; колба Кляйзена; аппарат Богданова для разгонки мазутов и полугудронов и др.);
Рис. 57. Аппарат для определения фракционного состава нефтепродуктов по ГОСТ 1392—03:
1 — колба; 2 — конденсатор-холодильник; 3 — приемник.
работающие с ректификацией (аппараты ГрозНИИ, ЦИАТИМ-58, АРН-2; помимо этого для выделения индивидуальных углеводородов и узких нефтяных фракций ■— аппараты четкой и сверхчеткой ректификации — Казанского, ЦИАТИМ-56, АЧР).
Аппарат для разгонки нефтепродуктов по ГОСТ 1392—63 (рис. 57) включает стандартную круглодонную колбу емкостью 150 мл, холодильник и приемник. В колбу наливают 100 мл испытуемого нефтепродукта и перегоняют содержимое со скоростью 4—5 мл]мин. Температуру, отвечающую моменту падения первой капли с отводной трубки, условились считать температурой начала кипения.
8*
При перегонке бензина, керосина далее отмечают температуры, соответствующие отбору каждых 10 объемп.% от сырья.
Колба Кляйзена служит для перегонки высококипящих нефтепродуктов (мазутов и полугудронов). Во избежание термического
Рис. 58. Аппарат для разгоикп нефтепродуктов под вакуумом:1 — колба; 2 —■ копдснсатор-холодп.чышк;з — приемник; 4 — вакуумметр; 5 — вакуум-насос.Рис. 58. Аппарат для разгоикп нефтепродуктов под вакуумом:1 — колба; 2 —■ копдснсатор-холодп.чышк;з — приемник; 4 — вакуумметр; 5 — вакуум-насос.Рпс. 59. Схема аппарата АРН-2:Рпс. 59. Схема аппарата АРН-2:1 — печь; 2 — куб; 3 — буферная емкость; 4 — приемники; 5 — конденсатор; 6 — колонка; 7— ловушка; 8 ■— дифманометр; 9 — вакуум-насос; 10 п 11 — вакуумметры.1 — печь; 2 — куб; 3 — буферная емкость; 4 — приемники; 5 — конденсатор; 6 — колонка; 7— ловушка; 8 ■— дифманометр; 9 — вакуум-насос; 10 п 11 — вакуумметры.
Рис. 58. Аппарат для разгоикп нефтепродуктов под вакуумом:
1 — колба; 2 —■ копдснсатор-холодп.чышк;
з — приемник; 4 — вакуумметр; 5 — вакуум-насос.
Рис. 58. Аппарат для разгоикп нефтепродуктов под вакуумом:
1 — колба; 2 —■ копдснсатор-холодп.чышк;
з — приемник; 4 — вакуумметр; 5 — вакуум-насос.
Рпс. 59. Схема аппарата АРН-2:
Рпс. 59. Схема аппарата АРН-2:
1 — печь; 2 — куб; 3 — буферная емкость; 4 — приемники; 5 — конденсатор; 6 — колонка; 7— ловушка; 8 ■— дифманометр; 9 — вакуум-насос; 10 п 11 — вакуумметры.
1 — печь; 2 — куб; 3 — буферная емкость; 4 — приемники; 5 — конденсатор; 6 — колонка; 7— ловушка; 8 ■— дифманометр; 9 — вакуум-насос; 10 п 11 — вакуумметры.
разложения продукта перегонку ведут под вакуумом. В двухгорлую колбу (рис. 58) заливают испытуемый нефтепродукт. Воздушным конденсатором-холодильником и системой вакуумных линий колбу соединяют с приемником и вакуум-насосом. Температуру в жидкости и парах замеряют с помощью термометров, укрепленных в горловинах колбы. Перегонку в вакууме ведут до температуры жидкости не свыше 370° С, избегая таким образом разложения (крекинга) нефтепродукта.
Аппарат Н. Ф. Богданова предназначен для определения фракционного состава масляных фракций и парафина. Особенностью этого аппарата является колба с изогнутым горлом, покрытым теплоизоляцией. Это дает возможность снизить температуру нагрева продукта и предохранить пары нефтепродукта от разложения. Подробное описание перегонки см. в ГОСТ 9348—60.
Описанные выше аппараты, работающие без ректификации анализируемых смесей, имеют низкую погоноразделительную способность, что приводит к значительному налеганию фракций. Поэтому рассмотренные методы используют только для приближенного определения фракционного состава широких фракций.
Аппарат ГрозНИИ предназначен для определения потенциального содержания светлых (бензина, керосина и дизельного топлива) в нефтп. Основными частями аппарата являются перегонный куб, ректификационная колонка с парциальным конденсатором, конденсатор-холодильник п вакуумные приемники. На аппарате ГрозНИИ перегонку ведут при атмосферном дав'лении и под вакуумом. Через 15—20 мин после окончания атмосферной перегонки, когда температура жидкости в кубе снизится до 200° С, включают вакуум-насос п продолжают перегонку под вакуумом. Аппарат ГрозНИИ обладает относительно высокой фракционирующей способностью. Еще лучшие результаты в этом отношении достигаются в аппаратах ИТК и ЦИАТИМ-58, на базе которых Московским заводом КИП в 1962 г. разработан и налажен серийный выпуск стандартного аппарата АРН-2 для разгонки нефтей.
Аппарат АРН-2 может быть использован для следующих целей:
получение данных для построения кривых истинных температур кипения (ИТК);
установление потенциального содержания фракций;
получение узких фракций с целью изучения группового углеводородного состава.
Схема аппарата АРН-2 показана на рис. 59. Основными составными частями его являются куб с электронагревательной печыо и ректификационная колонка с конденсатором-холодильником п приемниками для дистиллятов. Ректификационная колонка диаметром 50 мм, высотой 1016 мм обладает погоноразделительной способностью, соответствующей 20 теоретическим тарелкам. Колонка заполнена насадкой в виде спиралек из нихромовой проволоки и снабжена электрообогревом. Узел конденсации допускает полную конденсацию паров и возврат части конденсата в качестве орошения в колонку. Стандартом унифицированы основные ■ параметры перегонки: скорость, остаточное давление, кратность орошения и др. Скорость перегонки должна соответствовать отбору 3—4 мл продукта в 1 мин. До 200° С перегонку ведут при атмосферном давлении, после чего давление снижают до 10 мм рт. ст., а по достижении температуры 320° С — до 1—2 мм рт. ст.
Аппараты четкой ректификации (АЧР, Казанского и др.) способны разделять углеводороды, температуры кипения которых различаются всего на 2° С и даже меньше. Для такой ректификации требуются аппараты с числом теоретических тарелок 50—100. В 1962 г. Московский завод «Нефтекип» организовал серийный выпуск аппаратов АЧР. В них разгоняют жидкости, выкипающие
до 180° С, при атмосферном давлении, а свыше 180° С — под вакуумом. Основные элементы аппарата (колба, ректификационная колонка на 50 теоретических тарелок, конденсатор-холодильник, приемники дистиллятов) выполнены из молибденового стекла и соединены между собой при помощи шлифов. Работа колонки частично автоматизирована: автоматически поддерживается постоянство количества орошения, а при работе под вакуумом — постоянство остаточного давления и ’ отбор нужного количества фракций; ведется непрерывная запись температуры паров с помощью электронного потенциометра. Для автоматического поддержания постоянства количества орошения предусмотрен специальный наклонный манометр, связанный с регулятором перепада давления между верхней и нижней частями колонки. Автоматический отбор фракций обеспечивается применением электромагнитного клапана.
Перегонка ведется следующим образом. Загружают сырье в колбу, затем подают воду в конденсатор-холодильник и включают обогрев колбы. Сначала колонке дают «захлебнуться», а затем выводят ее на нормальный режим работы. После того как колонка проработает при полном возврате орошения 20—ЗО лшн, начинают отбор фракций дистиллята. При перегонке в вакууме задаются остаточным давлением, которое затем поддерживается автоматически при помощи электрокоптактного манометра, и разгонку в вакууме ведут по такой же методике, как и при атмосферном давленип.
Молекулярная дистилляция
Перегонка, проводимая под очень низким давлением (10~4 лип рт. c/п.), причем так, что молекулы, переходящие в паровую фазу, непрерывно удаляются, называется молекулярной дистилляцией. В аппаратах для молекулярной дистилляции параллельно поверхности испарения располагают холодную конденсирующую поверхность. Между этими поверхностями молекулы, перешедшие в паровую фазу, движутся с минимальным числом столкновений (вследствие глубокого вакуума) в одном направлении: от испаряющей поверхности к конденсирующей. Для полной конденсации паров между конденсирующей поверхностью и поверхностью испарения поддерживается перепад температур 100° С.
Разделение исходной жидкой смеси в этом аппарате происходит вследствие не только частичного испарения, но и диффузии паров через тонкий слой дистиллируемой жидкости, стекающей вдоль- испаряющей поверхности.
По Лэпгмюру скорость испарения описывается уравнением:
где D —максимальное количество испарившегося вещества, моль/(си--сек); р — давление паров, 8ин!сл1-;
М — молекулярный вес;
В _ универсальная газовая постоянная, равная 8,3-107 эрг^люль^К); Т — абсолютная температура, °К.
Прп постоянной температуре количество образующихся паров зависит от величины P/V3T. ■
Рпс. GO. Схема аппа-рата для молекуляр-ной Д11СТПЛЛЯЦПП.Рпс. GO. Схема аппа-рата для молекуляр-ной Д11СТПЛЛЯЦПП.Рпс. 61. Схема процесса однократного испарения:
Рпс. GO. Схема аппа-рата для молекуляр-ной Д11СТПЛЛЯЦПП.
Рпс. GO. Схема аппа-рата для молекуляр-ной Д11СТПЛЛЯЦПП.
1 — баня; 2 — емкость сырья; з — нагревательный змеевик; 4 — испаритель; 5 — конденсатор-холодпльнпн; 6 — вакуумметр; 7 — холодильник; 8 и 9 — отводные трубки; 10 — приемники; 11 — промежуточный вакуум-сосуд; 12 — ресивер; 13 — гля- • ' делиа; 14, 15 и 16 — термопары.
Простейший аппарат для молекулярной дистилляции представлен на рис. 60. Оп состоит из двух соосных цилиндров, из которых цилиндр 1 является испарителем и снабжен внутренним электрообогревателем 7, а цилиндр 2 служит конденсатором и снабжен охлаждающей рубашкой 3. Дистиллируемая жидкость поступает из напорной емкости 4 и стекает тонким слоем по внешней поверхности испарителя 1. Образующиеся пары конденсируются на внутренней
поверхности конденсатора 2. Недогоп стекает в приемник 5, дистиллят — в емкость 6. В кольцевом зазоре между цилиндрами 7 и 2 поддерживается глубокий вакуум (остаточное давление составляет десятитысячные доли мм рт. ст.).
Перегонка методом однократного пспаренпя
Перегонка с однократным испарением — непрерывный процесс, протекающий в условиях равновесия между паровой и жидкой фазами. Непрерывность обеспечивается питанием системы сырьем постоянного состава с постоянной скоростью при непрерывном отводе образующихся паров и жидкого остатка. При перегонке нефти методом однократного испарения дистилляты отбирают при температурах 250, 275, 300, 325, 350, 375 и 400° С. Для нефтепродукта выбирают такой интервал перегонки, чтобы охватить температуры начала и конца кипения. Методика проведения перегонки путем однократного испарения заключается в следующем (рис. 61). Включают обогрев бани и подают воду в конденсатор-холодильник и холодильник. При температуре ниже заданной на 5—10° С приступают к подаче сырья. Когда установится заданная температура в бане (в жидкости и в парах), начинают учитывать количество подаваемого сырья и получаемых дистиллята и остатка. Продолжая подачу сырья, устанавливают следующее заданное значение температуры в бане (в жидкости и в парах) и проводят соответствующие замеры; и так до тех пор, пока не проведут перегонку при всех заданных температурах.
В лаборатории перегонка методом однократного испарения ведется в аппарате, показанном на рис. 61. Аппарат состоит из вмонтированных в баню нагревательного змеевика и испарителя, в верхней части которого имеется отвод для паров дистиллята, а в нижней — для остатка. На основании результатов перегонки строят кривую однократного испарения (ОИ), по которой определяют выход продуктов (долю отгона) в зависимости от температуры перегонки прп заданных условиях однократного испарения. .
ГЛАВА IV
КЛАССИФИКАЦИЯ И ТОВАРНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ■НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ .
КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ
Ассортимент товарных нефтепродуктов, получаемых в результате переработки нефтей, определяется многими техническими и экономическими факторами. Среди них главную роль играют структура потребления нефтепродуктов и требования, предъявляемые к их качеству, а также состав и свойства намечаемых к переработке нефтей. Существенную помощь при выборе оптимального варианта нефтепереработки оказывает всесторонняя классификация нефтей.
На заре развития нефтеперерабатывающей промышленности основным показателем качества нефти считали плотность. Нефти делили на легкие (р1^ < 0,828), утяжеленные (pis = 0,828—0,884) и тяжелые (р^ >0,885). Практика показала, что легкие нефти содержат относительно большое количество бензиновых и керосиновых фракций и сравнительно мало серы и смол. Из этих нефтей получаются смазочные масла высокого качества. Тяжелые нефти, напротив, характеризуются большим содержанием смол, мало пригодны (без специальных методов деасфальтизации) для производства масел, могут служить сырьем для производства высококачественных битумов и дают относительно малый выход светлых нефтепродуктов (фракций, выкипающих до 350° С). Из этого общего правила имеются исключения. Так, тяжелая нефть месторождения Чусовские Городки характеризуется высоким выходом светлых нефтепродуктов, а легкие нефти Урало-Волжского района содержат много серы и смол.
В дальнейшем было предложено множество различных способов классификации нефтей. Ниже рассмотрены классификации, наиболее популярные в настоящее время в СССР и за рубежом.
" Химическая классификация нефтей
Горное бюро США разработало форму для классификации нефтей, базирующуюся на взаимосвязи между их плотностью и углеводородным составом. Материалом служили фракции, выкипающие в пределах 250—275° С, отобранные при атмосферном давлении, и фракции,
отогнанные из нефти в интервале температур 275—300° С при остаточном давлении 40 мм рт. ст. Если относительная плотность фракции 250—275° С равна 0,825 и ниже, считают, что нефть парафинового основания, при плотности 0,860 и выше — нафтенового основания, а при значениях плотностей между 0,825 и 0,860 — промежуточного основания. Аналогично для фракции 275—300° С до величины плотности 0,876 нефть считают парафинового основания, 0,934 и выше — нафтенового, а между этими величинами — промежуточного. По методу Горного бюро США было установлено семь типов нефтей:-1) парафинового, 2) парафино-промежуточного, 3) промежу- точно-парафпнового, 4) промежуточного, 5) промежуточпо-нафте- нового, 6) нафтено-промежуточного, 7) нафтенового основания. Классификация Горного бюро США несколько условна и не отражает подлинной химической природы нефтей.
Классификация ГрозНИИ
По классификации нефтей, предложенной ГрозНИИ, различают нефти шести типов: 1) парафиновые, 2) парафино-нафтеиовые, 3) нафтеновые, 4) парафино-нафтено-ароматическпе, 5) нафтеио-аро- матические, 6) ароматические.
В парафиновых нефтях бензиновые фракции содержат не менее 50 вес. % парафиновых углеводородов, масляные фракции иногда до 20 вес. % твердых парафинов (в среднем около 10 вес. %). Содержание твердых парафинов в этих нефтях колеблется от 2 до 10 вес.%, а количество асфальтенов и нейтральных смол чрезвычайно мало.
Парафино-нафтеиовые нефти содержат значительное количество нафтеновых углеводородов и небольшое количество ароматических. Твердых парафинов в них столько же, как и в парафиновых нефтях, количество асфальтенов и нейтральных смол очень мало.
В нафтенопых нефтях все фракции отличаются преобладанием нафтеновых углеводородов, относительное количество которых достигает 60 вес. %, а иногда и более. Нафтеновые нефти содержат минимальное количество твердых парафинов, а также весьма небольшие количества нейтральных смол и асфальтенов.
Парафино-нафтено-ароматическпе нефти характеризуются приблизительно одинаковым содержанием углеводородов этих классов. Содержание твердых парафинов в них менее 1—1,5 вес.%. Количество смол и асфальтенов значительное (обычно около 10 вес. %).
Для нафтено-ароматических нефтей характерно преобладание нафтеновых и ароматических углеводородов, содержание которых быстро увеличивается по мере утяжеления фракций. Парафиновые углеводороды находятся только в легких фракциях, а количество твердых парафинов не превышает 0,3 вес. %. В состав этих нефтей входит около 15—20 вес. % смол и асфальтенов.
Ароматические нефти характеризуются высокой плотностью всех фракций л резко выраженным преобладанием в них ароматических углеводородов.
Классификация ГрозНИИ точнее отражает истинный химический состав нефтей, чем классификация Горного бюро США.
Технологическая классификация
Технологическая классификация нефтей в СССР введена с 7 июля 1967 г. (ГОСТ 912—66). В основу ее положено содержание серы в нефтях и светлых нефтепродуктах, выход фракций, выкипающих до 35(У С, потенциальное содержание, а также индекс вязкости базовых масел и содержание парафина в нефтях. Нормы ГОСТ 912—66 для технологической классификации нефтей приведены в табл. 13.
Нефти, содержащие не более 0,5 вес. % серы, считаются малосернистыми и относятся к I классу, однако если в одном пли во всех дистиллятных топливах из данной нефти содержание серы выше указанных в табл. 13 пределов, то эту нефть относят ко II классу, т. е. к сернистым нефтям.
Нефти, содержащие от 0,51 до 2,0 вес. % серы, считаются сернистыми, п их относят ко II классу. Однако и в этом случае учитывается содержание серы в продуктах: если во всех дистиллятных топливах из данной нефти количество серы пе превышает норм, предусмотренных для топлив из малосериистой нефти, то эта нефть должна быть отнесена к I классу и считается малосериистой. В случае, когда при таком же количестве серы в нефти (0,51—2,0 вес.%) одно пли все топлива содержат серы больше, чем указано в нормах для сернистой нефти, эта нефть должна быть отнесена к III классу, т. е. к высокосернистым нефтям.
Нефти, содержащие более 2,0 вес. % серы, относятся к высокосернистым, т. е. к III классу, однако если все топлива содержат серу в количествах, не превышающих пределов для топлив из сернистой нефти, то эта нефть должна быть отнесена ко II классу, т. е. к сернистым.
В зависимости от выхода фракций, выйппающпх до 350е С, нефти делятся на три типа: Т\, Т2 и Т3, а в зависимости 'от суммарного содержания дистиллятных и остаточных базовых масел — на четыре группы: М\, М2, М3 и М4. По величине индекса вязкости базовых масел, классификацией предусмотрены две подгруппы нефтей: 1!1 и Пу.
По содержанию парафина различают нефти трех видов: П15 П2 и П3. К виду Пх относятся малопарафинистые нефти, содержащие не более 1,5 вес. % парафина с температурой плавления 50° С и при усло- впп, что пз них получаются без депарафинизации реактивное топливо, зимнее дпзельпое топливо (фракция 240—350° С) с температурой
Таблица 13. Технологическая клав
Класс
Содержание серы, вес. %
Тип
в нефти
в бензине (к. и. 200° С)
в реактивном топливе (120-240° С)
в дизельном юплпве
(24 0—3 50° С)
I
Не более 0,50
Не более 0,15
Не более 0,1
Не более 0,2
Т1
И
0,51-2,0
Не более 0,15
Не более 0,25
Не более 1,0
т2
III
Более 2,0
Более 0,15
Более 0,25
Более 1,0
Т3
застывания не выше минус 45° С и базовые масла, температуры застывания которых в зависимости от вязкости указаны ниже:
Тео, естТео, ест•^заст’ °^•^заст’ °^не вышене выше
Тео, ест
Тео, ест
•^заст’ °^
•^заст’ °^
не выше
не выше
—30-15-10—30-15-108-14 14-23 23-52
—30
-15
-10
—30
-15
-10
Вид II3 включает парафинистые нефти, содержащие от 1,51 до 6,0 вес. % парафина, при условии, что из них без депарафинизации получаются реактивное топливо и летнее дизельное топливо (фракция 240—350° С) с температурой застывания не выше минус 10° С и с применением депарафинизации — дистиллятные масла.
К виду П3 относятся высокопарафинистые нефти, в которых более 6,0 вес. % парафина. Из них не может быть получено без депарафинизации летнее дизельное топливо. Эти нефти рекомендуется использовать для производства парафина.
Если из малопарафинистой нефти не может быть получен хотя бы один из предусмотренных технологической классификацией нефтепродуктов без депарафинизации, то эта нефть должна быть отнесена к виду П2. Аналогично, если из парафинистой нефти не может быть получено дизельное летнее топливо без депарафинизации, то считают, что эта нефть вида П3, и наоборот, высокопарафинистая нефть, из которой возможно получение дизельного топлива без депарафинизации, должна принадлежать к виду П2.
Таким образом, в соответствии с технологической классификацией, например, доссорская малопарафинистая нефть обозначается шифром: IT^IjIIJI^ т. е. нефть класса I, типа Тх группы Мх подгруппы II х п вида Пх.
сифпкацпя нефтей по ГОСТ 912—66
ВьшодфранцпНдо 350° С,пес. %ВьшодфранцпНдо 350° С,пес. %Потенциальное содержание базовых масел, вес. %Потенциальное содержание базовых масел, вес. %на нефтьна нефтьна мазут(выше 350° С)на мазут(выше 350° С)ИндексвпзпостпбазовыхмаселИндексвпзпостпбазовыхмаселСодержаниепарафинав нефтп, вес. %Содержаниепарафинав нефтп, вес. %яяНе менее 45Не менее 45Не менее 25 Не меиее 45Не менее 25 Не меиее 45Выше 85 UiВыше 85 UiНе более 1,50Не более 1,5030-44,930-44,915—25Не менее 4515—25Не менее 451,51—0,01,51—0,0Мепее 30Мепее 30М3М315—2515—25Меиее 15Меиее 15Менее 30Менее 30П3П3Более G.0Более G.0
ВьшодфранцпНдо 350° С,пес. %
ВьшодфранцпНдо 350° С,пес. %
Потенциальное содержание базовых масел, вес. %
Потенциальное содержание базовых масел, вес. %
на нефть
на нефть
на мазут(выше 350° С)
на мазут(выше 350° С)
Индексвпзпостпбазовыхмасел
Индексвпзпостпбазовыхмасел
Содержаниепарафинав нефтп, вес. %
Содержаниепарафинав нефтп, вес. %
я
я
Не менее 45
Не менее 45
Не менее 25 Не меиее 45
Не менее 25 Не меиее 45
Выше 85 Ui
Выше 85 Ui
Не более 1,50
Не более 1,50
30-44,9
30-44,9
15—25Не менее 45
15—25Не менее 45
1,51—0,0
1,51—0,0
Мепее 30
Мепее 30
М3
М3
15—25
15—25
Меиее 15
Меиее 15
Менее 30
Менее 30
П3
П3
Более G.0
Более G.0
' .ХАРАКТЕРИСТИКА ТОВАРНЫХ
НЕФТЕПРОДУКТОВ'
Основное количество нефтепродуктов используется в народном хозяйстве в качестве горючих и смазочных материалов. Относительно малая доля нефтяного сырья расходуется на производство битумов, используемых в дорожных и кровельных покрытиях, сажи, электродного кокса, твердых парафинов п разного рода растворителей, и еще меньшая — в промышленности тяжелого органического синтеза для производства пластмасс, синтетического волокна, синтетического каучука, моющих веществ, удобрений и др.
В соответствии с этим различают следующие группы нефтепродуктов:
топлива;
осветительные керосины;
растворители и высокооктановые добавки;
нефтяные масла;■.
парафины, церезины, вазелины; .
нефтяные битумы;
прочие нефтепродукты.
Ниже рассмотрены ассортимент и требования к качеству основных товарных нефтепродуктов.
Топлива
В зависимости от областей применения различают топлива: 1) карбюраторные (авиационные и автомобильные бензины и тракторные топлива); 2) реактивные, 3) дизельные, 4) газотурбинные, 5) котельные.
В качестве карбюраторных топлив применяются главным образом низко- и среднекипящие фракции нефтей (бензиновые, лигроиновые, керосиновые), сжиженные углеводородные газы, а также легкие продукты вторичной переработки нефти и газа.
Авиационные бензины (табл. 14) представляют собой смеси бензиновых фракций прямой перегонки, каталитического крекинга и риформинга (базовые бензины) с высокооктановыми компонентами и присадками. К числу высокооктановых компонентов относятся: индивидуальные углеводороды изостроения (изопентан, изооктан), продукты алкилирования изобутана и бензола непредельными углеводородами (алкилбензины и алкилбензолы). В качестве присадок применяют: для повышения октанового числа — тетраэтилсвинец (не более 3,3 г/кг бензина), который вводится в топливо в виде этиловой жидкости, и для удлинения срока хранения — антиокислители (параоксидифениламин, 0,005 объемн. %, и др.). Авиационные бензины окрашивают в яркие цвета: оранжевый, зеленый и желтый, что свидетельствует о наличии в топливе ядовитой этиловой жидкости.
Таблица 14. Технические нормы па авиационные бензины
Показатели
Марки Оепзппов
Б-100/130
Б-95/130
Б-Dl/115
Б-70
Октановое число по моторному методу
98,6
95,0
91,0
70,0
Содержание ТЭС, г/;гг бензина, не более
2,7
3,3
2,5
—
Теплота сгорания, ккал]кг, не менее . .
10 300
10 300
10 300
—
Фракционный состав
40
н. к., р С, не ниже перегоняется до температуры, 2 С, ле выше
40
40
40
10%
75
82
>2
88
50%
105
105
105
105
90% . . . ,
145
145
145
145
97,5%
180
180
180
180
Давление насыщенных паров, мм рт. ст.
240
не менее
220
220
—
не бо.чее
360
360
360
360
Содержание серы, вес. %, не более . .
0,05
0,05
0,05
0,05
Температура начала крпсталлизацтт, 2 С,
не выше
—60 ■
—60
—60
—60
Цвет
Оранжевый
Желтый
Зеленый
Бесцветный
Автомобильные бензины согласно ГОСТ 2084—67 выпускаются отечественной промышленностью пяти марок (табл. 15). Цифры, входящие в марку бензина, означают октановое число по моторному методу (для АИ-93 и АИ-98 — по исследовательскому методу).
Табл и ц а 15. Технические нормы на автомобильные бензины
Показатели
Марки бензинов
A-KG
А-72
А-7 G
АП-ИЗ
ЛИ-98
Октаповое число, не менее
66
по моторному методу . . по исследовательскому ме-
72
76
85
89
ТОДУ
—
76
80
93
98
("'одержание ТЭС, г^кг, не более
Фракционный состав
0,60
—
0,41 .
0,82
0,82
и. к., ° С, не ниже . . . перегоняется до температуры, 0 С, пе выше 10%
35
35
35
35
35
79
70
70
70
70
50%
125
115
115
115
115
90% . .
195
180
180
180
180
к. к., °C, пе выше . . . .
205
195
195
195
195
Давление насыщенных паров, лип рт. ст., пе более . . .
Содержание серы, вес. %, пе
500
500
500
500
500
более
0,15
0,12
0,10
0,10
0,10
Современные автомобильные бензины предусматриваются двух видов: летние и зимние. Их готовят главным образом из бензиновых фракций продуктов каталитического крекинга и риформинга, частично термического крекинга, реже прямой перегонки. Бензин А-72 не содержит антидетонатора. Во все остальные сорта вводят тетраэтилсвинец (не более 0,82 г/кг) в виде этиловой жидкости.
Важнейшими показателями качества авиационных и автомобильных бензинов являются: стойкость против детонации, фракционный состав и испаряемость, давление насыщенных паров, химическая стабильность (стойкость против окисления кислородом воздуха).
Стойкость бензинов против детонации, как указывалось выше, характеризуется октановыми числами. В настоящее время выпускаются автомобильные бензины с октановыми числами по моторному методу от 66 до 89. В дальнейшем требования к детонационной стойкости бензинов, по-видимому, будут повышаться в связи с увеличением степени сжатия в карбюраторных двигателях.
Фракционный состав и испаряемость карбюраторных топлив определяют стандартной разгонкой по ГОСТ 2177—59. При определении фракционного состава бензинов фиксируют температуры начала кипения (и. к.), выкипания 10, 50, 90 и 97,5 объемн. % и конец кипения (к. к.). Температура выкипания 10 объемн. % топлива характеризует его пусковые свойства при низких температурах и склонность к образованию газовых пробок в системе подачи горючего. Эта температура равна 75—88° С для авиационных и 70—79и С
для автомобильных бензинов. Температура выкипания 50 объемн. % топлива определяет плавность перехода работы двигателя с одного режима на другой и устойчивость в работе. Она должна быть не выше 105° С для авиационных и 115° С для автомобильных бензинов. Наконец, температура выкипания 97,5 объемн. % характеризует полноту испарения топлива во всасывающей системе двигателя. Она должна быть не выше 180° С для авиационных и 205° С для автомобильных бензинов.
Давление насыщенных паров дает дополнительное представление об испаряемости карбюраторного топлива, а также о возможности образования газовых пробок в системе питания двигателя.- Чем вьппе давление насыщенных паров бензина, тем выше его испаряемость и больше опасность образования газовых пробок в бензопроводах самолетов на больших высотах. Поэтому давление насыщенных паров авиационных бензинов ограничивают величиной 360 мм рт. ст.
Химическая стабильность карбюраторных топлив определяется содержанием в них нестабильных олефинов, легко подвергающихся окислению. Окисление приводит к понижению октанового числа бензина п повышению его склонности к нагарообразованию. Стабильность против окисления оценивают содержанием в бензине фактических и потенциальных смол. Количество фактических смол определяют выпариванием горючего на водяной бане в струе воздуха. Вес остатка, отнесенный к 100 мл бензина, принимается за содержание фактических смол. Оно не должно превышать 4 ли/ЮО мл для авиационных и 7 льг/ЮО мл для автомобильных бензинов.
При определении содержания потенциальных смол или так называемого индукционного периода окисления (по . Буткову) бензин помещают в стальную бомбу с манометром. В бомбу при 100° С вводят определенное количество (до давления 7 ат по манометру) кислорода. В течение некоторого времени при той же температуре давление в бомбе остается постоянным. С возникновением окислительных процессов оно начинает снижаться. Чем длительнее остается постоянным давление, тем больше индукционный период окисления. Его исчисляют обычно в минутах. Для авиационных бензинов он составляет 480 мин и для автомобильных не менее 360—800 мин. Определение содержания фактических смол и индукционного периода должно проводиться до этилирования бензинов.
Тракторные карбюраторные топлива — лигроины и керосины — характеризуются теми же константами, что и автомобильные бензины, т. е. октановым числом, фракционным составом, содержанием фактических смол и др. .
Реактивные топлива. Принцип работы современного турбореактивного двигателя состоит в следующем (рис. 62). Воздух через диффузор направляется в турбокомпрессор, где сжимается до давления 3,5—4,5 ат. Часть воздуха подается в камеру сгорания, куда форсунками под давлением 50—60 ат впрыскивается топливо.
В результате сгорания топлива образуется смесь газов, температура которой достигает 1600—1800° С. Чтобы снизить температуру продуктов сгорания, их разбавляют воздухом. Охлажденные газы попадают на лопатки газовой турбины, приводя их во вращение. Турбина связана с валом турбокомпрессора. Вал турбины делает 8000— 16 000 об/мин. По выходе из турбины дымовые газы с микрочастп- цами углерода (сажи) направляются в форсажную камеру на дожигание углерода. При этом создается дополнительная тяга. На выходе из сопла' образуется мощный газовый поток большой скорости, который и создает реактивную тягу.
Рис. 62. Прппщшпальиая схема работы турбореактивного двигателя:
1 — топливный бак; 2 — насос низкого давления; 8 — фильтр грубой очистки; 4 — баростат;
5 — насос высокого давления; в ■— фильтр тонкой очистки; 7 — насос системы дожигания;
8— регулируемое сопло; 8 — форсунки системы дожигания; 10 — турбина; 11 — камера сгорания; 12 — компрессор; 13 — система выдщтшого конуса; 14 — диффузор; 15 —■ система для перепуска воздуха.
Существуют и другие типы воздушно-реактивных двигателей. Общим для них является высокая теплонапряженность в камере сгорания, достигающая 100—150 млн. ккал/ч, высокий суммарный коэффициент избытка воздуха (а = 3,5—5,0, в самой камере а = = 1,4—1,5, остальное количество воздуха расходуется на разбавление продуктов сгорания перед входом в газовую турбину). При полетах летательных аппаратов со сверхзвуковой скоростью температура топлива в баке изменяется от —50° С (при скорости =5 1 М) до +250° С (при скорости, равной 3 М) .
Для обеспечения надежной и безотказной работы двигателей реактивные топлива должны удовлетворять следующим требованиям: свободно прокачиваться по системе питания при высоких и низких температурах; полностью испаряться и воспламеняться в широких пределах состава топливной смеси; устойчиво, полно и с высокой скоростью сгорать без образования нагаров; иметь высокую теплоту сгорания; не корродировать детали топливной системы. Помимо
этого реактивные топлива должны обладать высокой термоокислительной стабильностью, температура начала их кипения должна быть выше температуры возможного нагрева топлива в полете. В табл. 16 приведены технические нормы на реактивное топливо.
Таблица 16. Технические нормы па топлива для реактивных двигателей
И сказатели
Марка
Т-1
ТС-1
Т-2
Т-5
Т-6
Т-7
Плотность при 20° С, г/сл^, не менее
0,800
0,775
0,755
0,845
0,840
0.775 ■
Фракционный состав
и. к., " С, пе выше . . . .
150
150
Не ни-
Не ип-
150
перегоняется до температуры, ° С, пе выше'
10%
175 ■
165
же 60
145 '
же 195
225
220
165
50%
225
195
195
—
255
195
90%
270
230
250
—
290
230
98,0%
280
250
280
315
315
250
Вязкость, сет
прп 20° С, пс менее . . .
1,50
1,25
1,05
Не б о-
1,25
при —40° С, не более . .
16
8
6
лес 5,0 60
60
8
Теплота сгорания (низшая), ккал[кг, не менее
10 250
10 250
10 300
10 250
10 300
10 300
Высота пскоптящего пламени, ллц пе менее
Температура, °C вспышки в закрытом тигле, пе ниже
20
25
25
20
25
30
28
28
начала кристаллизации, не выше
-60
-60
—60
—60
-60
-60
Содержание, вес. %, не более ароматических углеводородов . . ■
20
22
22
22
10
22
серы общей
0,1
0,25
0,25
0,1
0,05
0,05
меркаптановин . . . .
—
0,005
0,005
—
—
0,001
Перечисленным выше требованиям удовлетворяют так называемые авиакеросины — нефтяные фракции прямой перегонки. Фракционный состав авиакеросинов зависит от химического состава исходной нефти. Например, для нафтеновых нефтей Азербайджана им соответствует фракция 120—280° G (топливо Т-1). Авиационные керосины из сернистых и парафинистых нефтей восточных районов СССР должны иметь конец кипения не выше 250° С (топливо ТС-1) и.давление насыщенных паров при 38° С не более 100 мм рт. ст. (топливо Т-2). Снижение конца кппения приводит к уменьшению выхода фракции авпакеросина, а следовательно, снижает его ре-
сурсы. Повысить ресурсы можно либо путем расширения фракционного состава, т. е. включения в авиакеросин бензиновой фракции, либо за счет использования аналогичных фракции, получаемых при вторичных процессах'переработки нефтей.
Химический состав реактивных топлив также зависит от природы исходной нефти. Наиболее желательными компонентами реактивных топлив являются парафино-нафтеновые- углеводороды. Они химически стабильны, характеризуются высокой теплотой сгоранпя и малым нагарообразованием. Ароматические углеводороды (особенно бициклические) менее желательны, поскольку их массовая теплота сгорания почти на 10% ниже, чем парафиновых углеводородов, онп'дымят и при сгорании вызывают повышенное нагарообра- зование. Кроме того, для ароматических углеводородов характерна высокая интенсивность излучения пламени, что вредно отражается на сроке службы стенок камеры сгорания. Содержание ароматических углеводородов в реактивных топливах должно быть не более 20—22 вес. %.
Дизельные топлива в ассортименте нефтепродуктов, вырабатываемых в СССР, составляют приблизительно одну треть.
В производстве дизельных топлив для быстроходных двигателей используются главным образом средние (200—350° С) фракции нефтей, для стационарных судовых (тихоходных) двигателей — тяжелые соляровые дистилляты, мазуты и отбензиненные нефтп. Требования к качеству дизельных топлив приведены в табл. 17.
Полнота сгорания и экономичность использования дизельного топлива в большой мере зависят от его фракционного состава. Допустимые пределы выкипания дизельного топлива определяются числом оборотов двигателя. Для быстроходных дизелей требуются топлива, состоящие главным образом из низкомолекулярных, преимущественно парафиновых углеводородов. Таким топливом являются керосиновые фракции парафинистых нефтей. Тихоходные стационарные дизели могут работать на высококипящпх тяжелых фракциях нефтей.■
Дизельное топливо в двигателях протекает по трубопроводам малого диаметра, через фильтры тонкой очистки, иногда при крайне низких температурах. Поэтому температура застывания и вязкость этих топлив имеют большое значение. Наиболее жесткие требования по температуре застывания предъявляются к арктическим и зимним сортам топлива (соответственно ДА — минус 60° С и ДЗ — минус 45° С). Температура застывания летнего дизельного топлива (ДЛ) равна минус 10° С.
Вязкость дизельного топлива регламентпруется стандартом, так как топливо выполняет одновременно функции смазки и уплотнения насосов и форсунок. При утечке через неплотности подтекающее топливо догорает и образует на распылителях форсунок нагар. Для быстроходных дизелей установлена норма вязкости топлив т50 9*
Таблица 17. Технические нормы на дизельные топлива
Показателя
Для быстроходных двигателей
Для тихоходных двигателей
ДА
ДЗ
дл
ДС
дт
ДМ
Цетановое число, ле менее . . .
40
40
45
50
—
—
Плотность при 20° С, г/ся?, не бо-
лее
—
—
—
—
0,930
0,970
Фракционный состав
перегоняется до температу-
ры, SG, не выше
10%
200*
200*
—
—
—
—
50%
255
275
290
280
—
—
90%
300
335
350
,—-
—
-—
96%
330
—
—
340
—
—
перегоняется до 250° С, %,
не более
—
—
—
—
15
10
Вязкость, сспг
при 20 9 С
2,5-4,0
3,5—6,0
3,5—8,0
.—.
—
—
при 50q С
—
—
—
2,5—4,0
36,0**
150**
Коксуемость, вес. %, не более
0,05
—
—
.—.
3,0
10,0
Содержание серы, вес. %, не бо-
лее
0,2
0,2
0,2
0,2
0,5***
3,0***
(1,5)****
Температура, 9С
вспышки в закрытом тигле,
не ниже
35
50
60
90
65
85
застывания, не выше . . . .
-60
-45
-10
—15
—5
10
* Не ниже.
11 Не более.
»»» у малосернистом топливе.
»»»» В сернистом топливе.
не более 8 сспг. В стационарных дизелях, где возможен подогрев топлива отходящими дымовыми газами, по стандарту допускается вязкость его v50 = 150 сспг.
Содержание серы не должно превышать 0,2 вес. % в топливах для быстроходных дизелей и 0,5 вес. % в топливах других сортов.
Газотурбинные топлива. Принцип работы газотурбинных установок (ГТУ) заключается в следующем (рис. 63): сжатый в компрессоре воздух подается в камеру сгорания. Туда же поступает топливо. Образовавшиеся дымовые газы отбрасываются на лопатки турбины. Таким образом, рабочим телом в газовых турбинах является газ, получаемый при сгорании топлива в воздушной среде. Газовые турбины используются на стационарных и передвижных электростанциях, в промышленности (нефтяной, химической и др.), на речных и морских судах, локомотивах, автомобилях и т. д. Газотурбинные установки имеют существенные преимущества перед другими двигателями внутреннего сгорания: возможность применения большего ассортимента топлив, малые вес и габариты на единицу мощности, быстрый ввод в действие и достижение полной мощности;
однако они все еще имеют низкий к. и. д.: 0,27 по сравнению с 0,30 для дизелей и 0,35—0,40 для паровых турбин.
На ГТУ можно применять самые разнообразные виды нефтяных топлив, начиная от газа и кончая тяжелыми остатками от перегонки нефти. Наиболее экономичны и доступны среди различных видов
Рпс. 63. Принципиальная схема газотурбинной установки:
1 — камера сгорания; 2 — топливо в форсунку;
з — подогреватель; 4 — турбина; 5 — воздуходувка.
Рис. 64. Изменение вязкости мазутов в зависимости от температуры:
1 п 2 — соответственно флотские Ф5 и Ф12; 3,4,5-— соответственно топочные 40, 100 и 200.
газотурбинных топлив (ГТТ) в настоящее время мазуты и газойлевые фракции вторичных процессов переработки нефти. Технические требования к газотурбинным топливам приведены в табл. 18.
Одним из важнейших требований к ГТТ считается отсутствие коррозионной агрессивности их по отношению к металлам газовых турбин. Наиболее коррозионно-агрессивными элементами являются ванадий, натрий и сера. При контакте их с металлом лопаток газовой турбины в присутствии кислорода воздуха образуются соединения, легко распадающиеся в условиях эксплуатации газовой турбины. Ванадий при горении топлива в избытке воздуха превращается в пятиокись ванадия (V2O6), способствующую образованию липких отложений на лопатках турбины. Пятиокись ванадия —■ активный окислитель металлов. Корродирующее действие ванадия значительно повышается в присутствии натрия, свинца и серы. Для снижения ванадиевой коррозии в топливо добавляют магниевые и цинковые присадки.
Котельные топлива. Жидкие котельные топлива применяются для отопления паровых котлов тепловых электростанций, судовых установок, паровозов и промышленных печей. В качестве котельного
Таблица 18. Технические нормы на газотурбинные топлива
Показателя
ГОСТ 10433—63
МРТУ 12Н-110—64
Вязкость условная при 50° С, не
более
2,о
2,0
Теплота сгорания низшая, ккал[кг,
не менее
9500
9950
Зольность, вес. %, не более . . Содержание, вес. %, не более
0,020
0,01
ванадия
0,0007
0,0003
серы
3,0
0,5
смолистых веществ
2а,U
—
Температура, °C
вспышки в закрытом тигле,
не ниже
65
со
застывания, не выше ....
Плотность при 20° С, г/см^, не бо-
5
—12
лее
0,935
—
топлива используют в основном крекпнг-остаткп и в меньшей мере мазуты прямой перегонки нефти и тяжелые высокосмолистые нефти. По характеру сырья топочные мазуты могут быть малопарафпнп- стымп и парафинистыми. По назначению котельные топлива делятся на мазуты флотские, топочные и топливо для промышленных печей (табл. 19).
На рис. 64 приведены кривые изменения вязкости мазутов в зависимости от температуры. Из рисунка видно, что при температуре выше 100° С вязкости всех мазутов примерно одинаковы.
Таблица 19. Технические нормы на котельные топлива
Показатели
Мазуты флотские
Мазуты топочные
Топливо ДЛЯ мартеновских печей
МП
Ф5
Ф12
4 0
100
200
Вязкость условная, не более при 50° С
5,0
12,0
при 80° С
—
—
8,0
15,5
—
5,0—16,0
при 100°С
—
—
—
—
6,5—9,5
—
Зольность, вес. % , не более . . Содержание воды, вес. %, не бо- лее
0,1
0,1
0,15
0,15
о,з
0,3
1,0
1,0
2,0
2,0
1,0
1,0
Температура, ° С вспышки, не шике . . . в закрытом тигле
80
90
в открытом тпгле
—
—
90
110
140
по + 25
застывания, не выше • .
-5
-8
+10
+25
+36
Теплота сгорания (низшая) в пересчете на сухое топлпво, ккал/кг ..........
9870
9870
9700
9650
9600
9650
Температура предварительного подогрева котельных топлив лимитируется их температурой вспышки. Она должна быть не ниже 90—140° С при определении в открытом тигле для топочных и не ниже 80—90° С при определении в закрытом тигле для флотских мазутов. Содержание воды в котельных топливах не должно превышать 1—2 вес. %, а серы во флотскпх мазутах должно быть не более 0,80—2,0 вес. %, в топочных мазутах марок 40, 100 и 200 — не более 0,5 вес. % при малосернистом сырье, 2,0 вес. % при сернистом сырье и 3,5 вес. % при высокосернистом. В топливе МП для мартеновских ночей содержание серы ограничивают величиной 0,5 вес. %.-■
Осветительные керосины
От керосина, сжигаемого в лампах для освещения и в керосинках, требуется, чтобы он легко поднимался по фитилю, давал яркое пламя и сгорал без копоти и нагара. Осветительную и нагарообразующую способности керосина в лаборатории оценивают при помощи стандартной фитильной лампы по максимальной высоте (в лш) некоптящего пламени. По стандарту высота некоптящего пламенп должна быть не менее 20 люк.
Ароматические углеводороды, особенно бициклические, а также сернистые и азотистые соединения, снижают качество осветительного керосина, парафиновые углеводороды, наоборот, повышают его. Влияние группового углеводородного состава керосина на высоту некоптящего пламенп (ВНП) описывается уравнением *
ВНП= 1,65055 — 0,011252—8,7(87)
где о ,оо,
0,006111 + 0,03392Н+0Д3518А■’k ;
П. И и А — соответственно содержание парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов, вес. %.■
Растворители и высокооктановыедобавки
К растворителям, вырабатываемым нефтяной промышленностью, относятся бензины: БР-1 («Галоша»), растворитель для лакокрасочной промышленности (уайт-спирит) и экстракционный, а также петролейный эфир и бензол. Бензин БР-1 применяется в резиновой промышленности в качестве растворителя каучука для приготовления резинового клея. Он отличается узким фракционным составом и ограниченным (не более 3 вес. %) содержанием ароматических углеводородов. Уайт-спирит служит растворителем в лако-красочном
:S Modern Petroleum Technology, The Institute of Petroleum, London, 1962.
производстве, частично заменяя скипидар. Экстракционный бензин применяется для извлечения масла из семян и в других процессах экстракции. Низкая температура конца кипения экстракционного бензина обеспечивает его легкую и полную регенерацию водяным паром.
■ Высокооктановые компоненты авиационных топлив, вырабатываемые нефтяной промышленностью, включают в основном продукты алкилирования изобутана бутиленами и бензола пропиленом. Наряду с этим в качестве компонентов бензина, повышающих его октановое число, применяют смесь бензола, толуола и ксилола (пиробензол), изопентан, технический изооктан.
Нефтяные масла
По химическому составу нефтяные масла представляют собой смеси высокомолекулярных парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов с некоторой примесью смолистых и асфальтообразных веществ. Масла получают различными способами из высококипящих фракций нефти.
По способу выделения из нефтей различают дистиллятные, остаточные и смешанные нефтяные масла. По методу обработки сырья масла делятся на выщелоченные, кислотно-щелочной очистки, кислотно-контактной очистки (серной кислотой и отбеливающей глиной), селективной очистки (избирательными растворителями), адсорбционной очистки и гидроочистки (на катализаторе в присутствии водорода). Выбор метода очистки сырья определяется его химическим составом, требованиями к качеству масла и экономической целесообразностью.
По областям, применения масла подразделяются на смазочные: моторные (для двигателей внутреннего сгорания), индустриальные (для промышленного оборудования, цилиндровые) и др.; и специального назначения — турбинные, компрессорные, трансмиссионные, электроизоляционные, гидравлические, белые и др.
К моторным маслам относятся авиационные, автомобильные и дизельные.
Авиационные масла получают из дистиллятов и остатков от перегонки отборных масляных нефтей путем селективной очистки и депарафинизации, реже кислотно-контактной очистки. В поршневых и реактивных двигателях авиационные масла работают в условиях высоких температур и нагрузок. Предусматривается производство зимних и летних масел, отличающихся уровнем вязкости и температурой застывания. Для реактивных двигателей используются масла МК-8 (из нафтеновых нефтей) и МС-8 (из сернистых нефтей), для поршневых двигателей масла МС-14, МС-20, МК-22.
■ Основные свойства авиационных масел приведены в табл. 20.
Таблица 20. Технические нормы на авиационные масла
Иеказателп•
МС-8
МК-8
МС-14
МС-20
МК-22
Относительная плотность р^°, не более.
0,860
0,885
0,890
0,895
0,905
Вязкость, сст ' при 50° С
7,5-8,5
8,3
—
прп 100°- С, не менее . .
—
—
14
20 ■
22
Отношение вязкостен прп 50 п 100° С, V50/v100, пе более . .
50 *
60 *
6,55
7,85
8,75
Температура застывания, р С, не выше
-55
—55
—30
-18
-14
~ ’^—ге/^бо. ■
Автомобильные масла применяются для смазки карбюраторных двигателей автомобилей, тракторов и мотоциклов. Эти масла получают из дистиллятов и смесей дистиллятов с остаточными компонентами путем кислотной и селективной очистки. По условиям эксплуатации предусмотрены зимние и летние масла. Важнейшие свойства автомобильных масел приведены в табл. 21.
Таблица 21. Технические нормы на автомобильные масла
Показатели
АКЗп-6 (М-СБ)
А Сп-6 (М-6Б)
АКЗп-10 (М-10Б)
Вязкость при 1005 С, сст
^ 6
^ 6
10 ± 0,5
Индекс вязкости
Температура, 9С вспышки в открытом тиг-
100
60
120
ле, не ниже . . . .
160
180
160
застывания, не выше Зольность с присадкой, вес.
—40
-35
-40
%, пе более
. 0,35
0,23-0,63
0,35
Дизельные масла предназначены для смазки быстроходных п тихоходных дизелей. Качество некоторых дизельных масел видно из табл. 22. ■
Индустриальные масла. Легкие индустриальные масла вязкостью v50;= 4,8—11 сст применяются главным образом для смазки машин и механизмов, работающих с малой нагрузкой и большим числом оборотов. Качество индустриальных масел приведено в табл. 23. Основными параметрами, характеризующими эту группу масел, являются вязкость, температура застывания (от +5 до —25° С), отсутствие
Таблица 22. Технические нормы на дизельные масла
Показатели
Дп-8
Д-И
Дп-М
MT-lin
МТ-10п
Вязкость при 100° С, сспг
8-9
10,5—12,5
13,5—15,5
13,5—14,5
16—17,5
Отношениевязкостен
при 50 и при 100°- С
'ъоЛ’юо. не более . .
6
7,3
7,75
4.0
7,0
Температура, РС
вспъшпш в открытом тигле, не шике
200
200
210
165
200 *
застывания, не выше
-25
—18
—10
—43
-25
- В закрытом тигле.
кислот и щелочей. Исходным сырьем для производства легких индустриальных масел служат соляровые дистилляты, главным образом беспарафиновых нефтей. К средним индустриальным маслам относятся веретенные и машинные масла вязкостью при 50° С от 10 до 58 сспг и температурой застывания от —30 до —10° С. Готовят их из масляных дистиллятов беспарафиновых нефтей, а также восточных
Таблица 23. Технические нормы на индустриальные масла
Показатели
Масла индустриальные
12
зо
50
4 5В
ПС-30
ПС-50
Вязкость при 50° С, сспг
10—14
27-33
42—5S
3S-52
27—33
42—58
Индекс вязкостп . . . Коксуемость, вес. % , не
—
—
—
—
85
S5
более
Температура, °C
вспышки в открытом
—
0,3
0,2
—
0,15
0,15
тигле, не ниже . . ■
165
180
200
1S0
190
210
застывания, не выше
-30
—15
-20
—S
—15
-20
нефтей после селективной очистки. Средние индустриальные масла предназначены для металлообрабатывающих станков, прядильных и ткацких машин, вентиляторов и т. д. Тяжелые индустриальные масла (вязкость их при 100° С равна 10—96 сспг) служат для смазки прокатного, кранового, кузнечно-прессового оборудования и др.
Цилиндровые масла применяют для смазки золотников и цилпнд- дров поршневых паровых машин, работающих на насыщенном (температура до 200° С) пли перегретом (до 400° С) водяном паре. Основные свойства цилиндровых масел приведены в табл. 24.
Таблица 24. Технические нормы па масла для паровых машин
Показатели
Цилиндровое 11
Цилин-
Цилиндровое 38
Цилин-
(цилпн-
дровое 24
(ЦИЛИН-
дровое 52
дровое 2)
(вискозин)
дровое 6)
(вапор)
Вязкость при 100° С, сст
9—13
20—28
32-44
44—64
Коксуемость, вес. %, не более . . . . Температура, РС
0,8
2,5
3
3
вспышки в открытом тигле, пе ниже
215
240
300
310
застывания, не выше
5
—
17
—5
Турбинные масла- предназначаются для смазки и охлаждения подшипников паровых и водяных турбин и генераторов электрического тока. Стойкость против окисления обеспечивается добавкой 0,01—0,015 вес. % н-оксидифениламина. Качество турбинных масел приведено в табл. 25. Сырьем для получения их служат дистилляты бакинских п эмбенских нефтей, очищенные кпслотно-контактным способом.
Т а б л и ц а 25. Технические нормы па некоторые турбинные масла
. Показатели
22п
22
30 (УТ)
4;i (Т)
Вязкость при 50° С, сст
20—23
20-23
28-32
44—48
Температура застывания, ° С, не выше
—15
—15
—10
— 10
Стабильность против окисления осадок после окисления вес. %■ .
0,05
0,1
0,1
0,15
кислотное число, .кг КОИ/г масла, пе более,
0,20
0,35
0,35
0,45
Компрессорные масла служат для смазки цилиндров и клапанов, для уплотнения штока поршневых и ротационных компрессоров, воздуходувок, а также холодильных машин. Эти масла должны быть стойкими против окисления и иметь низкую температуру застывания. Для компрессоров холодильных машин вырабатывают масла трех сортов: ХА для аммиачных и углекислотных компрессоров, ХФ-12 п ХФ-22 — для фреоновых. Основные свойства компрессорных масел приведены в табл. 26.
Трансмиссионные и осевые масла применяются для смазкп автомобильных п тракторных гипоидных трансмиссий и шеек осей железнодорожных вагонов и тепловозов. Масла эти должны обладать высокими противозадирными свойствами, для чего к ним добавляют серу-, хлор- и фосфорсодержащие присадки. Основные сорта таких масел для зимних и летних условий приведены в табл. 27.
Таблица 26, Технические нормы на масла для компрессоров и холодильных машин
.Показатели
Масла для компрессоров
Масла для холодильных машин
12 (М)
К С-19
ХФ-12-18
ХФ-22-21
Вязкость, сст
при 50° С
—
—
^ 18
24,5-28,4
при 100° С
11—14
17—21
—
—
Температура, °C
вспышки в открытом тигле, пе пиже
216
270
160
125
застывания, не выше
—
—15
—40
—55
Стабильность против окисления
осадок после окисления, вес. %, не более
0,3
0,005
0,005
кислотное число, .иг КОН/г масла, не более
—
0,5 '
0,05-
—
Таблица 27. Технические нормы на трансмиссионные и осевые масла
Показатели
Трансмиссионные масла
Осевые масла
зимнее
3
летнее Л
для коробки передач п рулевого управле-
. НИЯ
гипоидные
зимнее
3
летнее Л
Вязкость при 100°С, сст ......
20-28
28—36,0
20,5—32,4
20,5—32,4
20—25 *
36-52 *
Температура застывания, РС, не выше . . .
—10
—5
—20
-20
—40
—15
Содержание серы, вес. %, пе выше
0,9
0,9
1,2
1,5
—
—
* Вязкость при 50° С.
Изготовляют их из тяжелых остаточных масел (нигролов), мазутов и экстрактов селективной очистки масел.
Электроизоляционные масла выполняют роль диэлектрика и теплоотводящей среды. К числу их относятся трансформаторные, конденсаторные и кабельные масла. Помимо высоких диэлектрических свойств электроизоляционные масла должны обладать высокой химической стабильностью (при контакте с медью, свинцом и другими металлами, являющимися катализаторами окисления), низкой температурой застывания, хорошими противокоррозионными свойствами при минимальном значении тангенса угла диэлектрических потерь. Эти масла не должны содержать смолистых и асфальтообразных веществ, а кабельные, помимо того, и ароматических
углеводородов. Для повышения стабильности против окисления к электроизоляционным маслам добавляют антиокислительные присадки: параоксидифенпламин, ионол (топапол) и др. Основные свойства электроизоляционных масел приведены в табл. 28.
Таблица 28. Технические нормы на электроизоляционные масла
Показатели
Трансформаторные масла
Конденсаторное
Кабельное С-220
без прп- садкн
с присад- ноп ВТП-1
Вязкость, сст, не более при 0° С
5000
при 20° С
30,0
37-45
800
при 50° С
9,6
9,0
9—12
50
Температура застывания, “С, не выше Кислотное число, лг КОН/г масла, не выше
-45
—45
-45
-30
0,05
0,02
0,02
0,02
Тангенс угла диэлектрических потерь, не более
при 20Q С
0,3
0,2
при 100° С
—
—
0,005
0,003
Электрическая прочность, кв/см, не менее
—
—
200
200
Масла для гидравлических систем сочетают свойства антифрикционных жидкостей (высокий индекс вязкости) с низкими температурами застывания и высокими стабильностью против окисления и противокоррозионными свойствами. Такие.масла готовят преимущественно из узких фракций низкозастывающих масляных нефтей путем глубокой очистки и с добавлением к рафинату набора присадок, количество и состав которых зависят от области применения масел. Свойства некоторых из этих масел представлены в табл. 29.
Таблица 29. Технические нормы на масла для гидравлических систем
. Показатели
Масла
АМГ-10
ДЛЯ гидропередач автомобилей
для высо- ковакуум- пых пароструйных насосов
Вязкость, сст при 100°. С.
4,8
при 50°- С, не менее
10
23—30
65-69
при —50°- С, не более
1250
—
—
Температуразастыва
ния, 9С, не выше . .
—70
—35
-и
Белые масла (парфюмерное и медицинское) применяются для приготовления мазей, кремов, губных помад и др. Они должны быть бесцветными, не иметь запаха и вкуса. Для обесцвечивания их подвергают очистке дымящей серной кислотой и отбеливающими глинами. По химическому составу белые масла — это парафино-нафте- новые углеводороды (лишенные ароматических соединений и смол), вязкость при 50° С 28—36 сст (медицинское) и 16—24 сап (парфюмерное).
Парафины, церезины, вазелины
Твердый товарный парафин получают следующими двумя методами: 1) масляный дистиллят малой вязкости с высоким содержанием парафиновых углеводородов нормального строения охлаждают и выделившиеся твердые кристаллы парафина отфильтровывают от масла; 2) при депарафинизации масляного дистиллята с помощью селективных растворителей получается гач (твердые парафиновые углеводороды с примесью масла), его подвергают обезмасливанию, т. е. удалению оставшегося масла, и получают парафин. Твердые парафины широко применяются как сырье для нефтехимии (в производстве синтетических жирных кислот и спиртов, а на их основе — моющих веществ). Твердые и мягкие парафины подвергают термическому крекингу в целях производства а-олефинов, из которых затем получают моющие вещества.
Мягкие (низкоплавкие) парафины, состоящие из углеводородов Сю—С20, получают при карбамидной депарафинизации дизельной фракции нефти. Процесс основан на способности мочевины (карбамида) образовывать комплексные соединения с нормальными парафиновыми углеводородами. Образующиеся комплексы отделяют фильтрацией или другим способом от основной массы жидкого нефтепродукта. Затем разлагают горячей водой. Выделившиеся нормальные парафиновые углеводороды (мягкий парафин) используют в различных синтезах. ' .
Для производства церезинов на нефтеперерабатывающих заводах исходным сырьем служат петролатумы — твердые углеводороды, которые получаются при депарафинизации смазочных масел с помощью избирательных растворителей. Для производства церезинов используют также естественные озокериты и так называемую парафиновую пробку — отложения парафина в трубопроводах, у забоев скважин, в нефтехранилищах и т. д. Озокерит выделяют водной вываркой пли экстракцией озокеритсодержащих горных пород органическими растворителями. После очистки озокерита серной кислотой и отбеливающими глинамп получают белый, желтый и коричневый церезины. Подобным образом обрабатывают также «парафиновую пробку».
Товарный церезин по внешнему виду похож на пчелиный воск. Он представляет собой смесь твердых высокомолекулярных изо-
парафиновых и нафтеновых углеводородов с незначительным количеством вязких масел. Ценность церезина возрастает с повышением его температуры плавления. Церезин применяется для изготовления искусственных вощин в пчеловодном деле, цветных гуталинов, художественных изделий, восковых фигур, моделей, наглядных пособий.
Вазелины представляют собой мазеобразные вещества с температурой плавления 37—52° С. Различают естественные и искусственные, медицинские и технические вазелины. Естественные вазелины получаются из концентратов парафинистых мазутов очисткой их серной кислотой и отбеливающими глинами. Искусственные вазелины представляют собой композиции из минерального масла и парафина. Медицинский вазелин получают смешением белого церезина и парафина с парфюмерным маслом, а технический — парафина или петролатума с машинным (легким индустриальным) маслом.
Нефтяные битумы
Нефтяные битумы — это высокосмолистые высоковязкие илп твердые нефтепродукты, получаемые из тяжелых остатков от перегонки нефти. По способу производства различают нефтяные битумы двух типов: остаточные и окисленные. Остаточные нефтяные битумы получаются как остатки при глубоковакуумной перегонке смолистых нефтей. Окисленные нефтяные битумы вырабатываются окислением остатков от вакуумной перегонки мазутов путем продувки их воздухом при высоких температурах. Дешевизна и прочность сцепления с различными материалами, стойкость к действию химикалий и растворов обусловливают широкое применение нефтяных битумов в различных отраслях промышленности: в производстве кровельных материалов, гидротехнике, при изготовлении гидроизоляционных материалов на бумажной основе, при закреплении берегов водоемов и сыпучих дюн, в судостроении и т. п. При окислении нефтяных остатков продувкой воздухом в присутствии хлорного железа, пятп- окиси фосфора и других реагентов получают тугоплавкие (температура размягчения 125—150° С) и пластичные битумы — рубраксы, применяемые в резиновой промышленности как материал, придающий резине водостойкость.
Однако основное количество нефтяных битумов (свыше 75%) потребляется для строительства и ремонта дорог. Здесь их применяют в трех видах: твердом, разжиженном и в виде битумных эмульсий. В зависимости от характера растворителя (лигроин, керосин или соляровый дистиллят) различают соответственно быстро, средне и медленно затвердевающие битумы. Битумные эмульсии готовят с применением коллоидных мельниц, добавляя к битуму воду и эмульгаторы. Важнейшее назначение битума в дорожных покрытиях — быть прочным вяжущим материалом, цементирующим гранулы каменного наполнителя, сообщать дорожному покрытию
прочность и стабильность. Содержание битума в дорожных асфальтобетонах зависит от гранулометрического состава минерального наполнителя и в среднем составляет 6—7% от общей массы покрытия, или 0,8—1,6 кг на 1 Л12 покрытия.
В зависимости от основных свойств — температуры размягчения, глубины проникания иглы, растяжимости, температуры хрупкости, сцепляемости с каменным материалом (адгезии) и др. — различают нефтяные битумы пяти марок. Битумы первых трех (I—III) применяются в дорожном деле. Битумы марки IV используются главным образом в кровельной промышленности, в гидротехнических сооружениях, для брикетирования угольной мелочи, для смазки шеек прокатных станов, при горячей прокатке металла. Битум марки V находит применение в лакокрасочной промышленности, для изоляционных покрытий трубопроводов, для электроизоляции и т. д. Помимо названных битумов в дорожном строительстве для обработки грунтовых и гравийных дорог применяют так называемые жидкие битумы — остатки от первичной перегонки нефтей, крекинг-остатки или смеси твердых битумов с мазутом или вязкими нефтяными дистиллятами. Свойства окисленных битумов основных марок приведены в табл. 30.
Таблица 30. Свойства окисленных битумов
Элементарный состав, %Элементарный состав, %I II III IVI II III IV105702320105702320- , и Анализ по Маркуссону, " 33%- , и Анализ по Маркуссону, " 33%С/НС/Н475071914750719111,52326333611,5232633361717.1511101717.15111067,555,554,5 50,0 3767,555,554,5 50,0 374,04,04,56,017,04,04,04,56,017,0555665740955108655566574095510867,267,858,519,4510,347,267,858,519,4510,34
Элементарный состав, %
Элементарный состав, %
I II III IV
I II III IV
105
70
23
20
105
70
23
20
- , и Анализ по Маркуссону, " 33%
- , и Анализ по Маркуссону, " 33%
С/Н
С/Н
47
50
71
91
47
50
71
91
11,5
23
26
33
36
11,5
23
26
33
36
17
17.
15
11
10
17
17.
15
11
10
67,5
55,5
54,5 50,0 37
67,5
55,5
54,5 50,0 37
4,0
4,0
4,5
6,0
17,0
4,0
4,0
4,5
6,0
17,0
555
665
740
955
1086
555
665
740
955
1086
7,26
7,85
8,51
9,45
10,34
7,26
7,85
8,51
9,45
10,34
Прочие нефтепродукты
Органические (нефтяные) кислоты и их соли. Выпариванием воды из щелочных .отходов от очистки керосиновых, соляровых и других маловязких дистиллятов нефтей и высаливанием раствором NaCl получают натриевые соли нафтеновых кислот — мылонафт. Разложением серной кислотой натриевых солей нафтеновых кислот получают асидол. Как и мылонафт, асидол применяется главным образом в мыловарении в качестве заменителя жиров, а также в про-
изводстве эмульсола. Имеются три сорта мылонафта, отличающиеся содержанием неомыляемых (9, 13- и 15%) при почти постоянном содержании (не менее 70%) нафтеновых кислот. Мылонафт применяется в кожевенной промышленности (жирование кож), для дезинфекции, в качестве эмульгатора в процессах приготовления разного рода эмульсий и в текстильной промышленности при крашении. ■
Нефтяной кокс получают при коксовании нефтяного сырья в коксовых кубах, необогреваемых камерах и в аппаратах с движущимся теплоносителем. Исходным сырьем для коксования являются обычно нефтяные остатки: гудрон, мазут, крекинг-остаток. В меньшем количестве используются тяжелые ароматизированные дистилляты пиролиза, каталитического крекинга. В зависимости от технологии получения нефтяной кокс содержит от 90 до 95% углерода, 2—5% водорода, 2—3% кислорода и азота. Важнейшими показателями качества кокса являются содержание серы и зольность, которые зависят от состава перерабатываемой нефти (остатка). Содержание серы в коксе различных марок должно быть не более 0,6—1,5 вес. %, а зольность — не более 0,3—0,6 вес. %. Большое значение имеет такяю структура кокса.
Нефтяной кокс — ценный углеродистый материал, используемый для изготовления электродной продукции, применяемой в первую очередь. для выплавки алюминия и высококачественных сталей. Графитированный (прокаленный при температуре 2300—3000° С) кокс весьма термически стоек, имеет высокую теплопроводность, устойчив против коррозии. Он используется как конструкционный материал для изготовления химической аппаратуры и оборудования, в том числе для футеровки атомных реакторов. При переработке высокосернистого и высокозольного сырья кокс получается низкого качества и используется как топливо.
Сажа представляет собой твердый тонкодисперсный углеродистый продукт неполного сгорания или термического распада углеводородов. В зависимости от характера применяемого сырья и технологии производства сажа имеет следующий состав: углерода 89—99,0%, водорода 0,3—0,5% и кислорода от 0,1% до нескольких процентов. Кислород пребывает в виде функциональных групп: гидроксильной, карбонильной, карбоксильной и др. Помимо этого в саже находится от 0,1 до 1,1% серы и от 0,1 до 0,5% золы. Источником золы главным образом является вода, используемая для охлаждения горячих частиц сажи при ее производстве и грануляции.
Сажу характеризуют средним диаметром частиц, удельной поверхностью, количеством адсорбируемого масла, содержанием летучих веществ и др.
Основным сырьем для производства сажи являются жидкие нефтепродукты, а также природные и попутные газы и газы нефтепереработки. В СССР производят 14 марок сажи, используя три
10 Заказ 1000
основных способа: печной (сажа обозначается буквой П), канальный (буквой Д, так как сажу извлекают из диффузионного пламени) и термический (буквой Т). Свыше 80% всей вырабатываемой сажи идет на производство резины. В результате введения сажи в резиновую смесь значительно увеличивается механическая прочность резины и, следовательно, срок службы резиновых изделий. Сажа применяется также для изготовления типографских красок, копировальной бумаги, карандашей, изоляционных материалов и т. и.
Пластичные (консистентные) смазки представляют собой пластические коллоидные системы. Это особый класс смазочных материалов, приготавливаемых путем введения в смазочные масла специальных, главным образом твердых, загустителей, ограничивающих их текучесть. Большинство консистентных смазок в широком интервале температур ведет себя как твердые упругие тела. Они приобретают способность необратимо деформироваться (течь), если приложенная сила больше предела текучести смазки. С повышением температуры предел текучести консистентных смазок понижается и при некоторой, определенной для каждой смазки температуре становится равным нулю (смазка течет). Вторым характерным признаком консистентных смазок, отличающим их от смазочных масел, является аномальное внутреннее трение, в отличие от нормальных жидкостей, зависящее от условий течения (структурная вязкость). Эти свойства консистентных смазок связаны с их коллоидной природой и структурой.
В качестве основы при производстве консистентных смазок применяют нефтяные и синтетические масла. Большинство смазок изготовляют на нефтяных маслах. Из синтетических масел чаще используют сложные эфиры, полиалкиленгликолп, кремнийорганическпе жидкости. Применение смазок на основе синтетических масел ограничено дефицитностью исходных продуктов и их высокой стоимостью. В качестве загустителей смазок служат мыла (соли жирных кислот), церезин и парафин. ■
Основная масса консистентных смазок получается на кальциевых, натриевых, алюминиевых и литиевых мылах. Соли некоторых металлов позволяют получать смазки с высокой температурой плавления и хорошей пластичностью при низких температурах (литий), других — с высокой температурой плавления и водоустойчивостью (кальций). Ассортимент смазок, вырабатываемых в СССР, весьма велик; многие из них взаимозаменяемы.
Консистентные смазки разделяются на два основных типа —■ антифрикционные и предохранительные. Первые применяются как смазочные материалы, вторые — как средства, предохраняющие поверхности металлоизделий от коррозии.
Из антифрикционных смазок наиболее широко применяются солидолы различных марок, из предохранительных — технические вазелины, представляющие собой загущенные петролатумом минеральные масла средней вязкости.
ГЛАВА V
ПРОИЗВОДСТВЕННО-ПРОЕКТНАЯ ОЦЕНКАНЕФТЕЙ И ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ
ИХ ПЕРЕРАБОТКИ
ПРОИЗВОДСТВЕННО-ПРОЕКТНАЯ ОЦЕНКАНЕФТЕЙ
Планирование нефтепереработки, проектирование нефтеперерабатывающих заводов, правильная их эксплуатация п постоянное совершенствование технологии процессов требуют глубокого знания сырья и его потенциальных возможностей. Большую помощь в этом оказывают данные лабораторных исследований, представляемые в виде кривых разгонки нефтей, т. е. кривых ИТК, ОИ, а также графиков плотности, молекулярного веса, вязкости, температуры вспышки и других констант различных нефтяных фракций.
' В 1932—1933 гг. впервые в СССР была опубликована серия подобных кривых * для типичных нефтей Апшеронского полуострова. По другим нефтям Советского Союза в дальнейшем был собран весьма ценный материал . Методика построения кривых разгонки заключается в следующем. На стандартной колонке ИТК от перегоняемой нефти отбирают 3%-ные (по весу) фракции. Каждую фракцию анализируют и по полученным данным строят серию графиков. На осн абсцисс откладывают отгон фракций в процентах, а на оси ординат в соответствующих масштабах — значения различных констант для этих фракций (рис. 65). Пользуясь этими графиками, можно определить выход и качество каждой фракции. Поясним это на конкретном примере.
Пример. Даны кривые разгоню! усть-балыкской нефти (см. рис. 65 и 66). Требуется определить потенциальные выходы фракций автомобильного бензина, дизельного топлива и двух масляных дистиллятов вязкостью v60 = 10 ест (индустриальное 12) и v100 = 7 сст (автомобильное АСп-6). Необходимо также
4 Гу рвпч В. Л., К а м и п е р Б. Б., Л у ц е и к о М. И. и др., Кривые разгонок типичных нефтей Бакинского района, ОНТИ, 1932.
определить качество этих нефтепродуктов п остатка от перегонки нефти — гудрона, выкипающего выше 500° С.
Решение. Согласно требованиям ГОСТ на автомобильные бензины конец кипения их должен быть 195—205° С. Принимаем конец кипения бензина 200° С, тогда его выход по кривой НТК составляет 19,0 вес. %. Определяем фракционный состав бензпиа по кривой НТК: начало кппенпя бензина 35° С: 19-10
10% его, т. е. на рис. 65- ■. = 1,9%, выкипает при 70° С; 50%, т. е.
Рис. 65. Графическое изображение свойств усть-балыкской нефти.Рис. 65. Графическое изображение свойств усть-балыкской нефти.Рис. 66. Характеристика остатков усть-балыкскоп пефти.Рис. 66. Характеристика остатков усть-балыкскоп пефти.
Рис. 65. Графическое изображение свойств усть-балыкской нефти.
Рис. 65. Графическое изображение свойств усть-балыкской нефти.
Рис. 66. Характеристика остатков усть-балыкскоп пефти.
Рис. 66. Характеристика остатков усть-балыкскоп пефти.
выкипает при 180° С. Поднимаясь от точки, соответствующей среднему выходу бензнновой фракции, т. е. 9,5%, до кривой р|°, находим плотность бензина pj° = 0,735.
Затем определяем выход п качество фракцпп дизельного топлива. Так как бензиновая фракция имеет температуру коща кипения 200° С, то для фракции дизельного топлива эта температура будет началом кппенпя. Согласно требованиям ГОСТ на дизельные топлива, 96% их должно выкипать при 330—340° С. Исходя из этого, принимаем температуру конца гашения дизельного топлива 350° С, тогда выход его составит (см. рис. 65): 42 — 19 = 23%. Здесь 42% соответствует концу кипения, а 19% — началу кппенпя фракции.
Таким образом фракционный состав фракцпп дизельного топлива следу- 22 •
= 30,5%) - прп 260° С; 90% (на рис. 65 19 + ^р = 39,7%) _ прн 330° С; 22.9696% (на рпс. 65 19 +^0^= 41%) - при 340° С н к. к. 350° С.= 30,5%) - прп 260° С; 90% (на рис. 65 19 + ^р = 39,7%) _ прн 330° С; 22.9696% (на рпс. 65 19 +^0^= 41%) - при 340° С н к. к. 350° С.ющий: п. к. 200° С, 10% фракции (т. е. на рис. 65 19 +—^ - = 21,3%) выкипает при температуре 205° С; аналогично 50% (па рис. 65 19 + ^^О =
= 30,5%) - прп 260° С; 90% (на рис. 65 19 + ^р = 39,7%) _ прн 330° С; 22.96
96% (на рпс. 65 19 +^0^= 41%) - при 340° С н к. к. 350° С.
= 30,5%) - прп 260° С; 90% (на рис. 65 19 + ^р = 39,7%) _ прн 330° С; 22.96
96% (на рпс. 65 19 +^0^= 41%) - при 340° С н к. к. 350° С.
Остальные показатели качества фракцпп дизельного топлива находим на пересечении перпендикуляра, восстановленного из точки, характеризующей 23
средний выход фракции, т. е. 19 + — = 30,5%, с соответствующими кривыми
(см. рис. 65): р|° = 0,825, Z3aCT = —25° С, tBCn = 120° С, v=0 = 4 сст, v60 = = 2,5 сст, v100 = 1,2 сст.
Качество избранной фракции удовлетворяет требованиям ГОСТ на дизельное топливо марки ДС.
Конец кипения фракции дизельного топлива (350° С) будет началом кипения следующей фракции — дистиллята индустриального масла 12. По рпс. 65 па кривой v60 находим вязкость 10 сст п опускаем перпендикуляр на ось абсцисс, получаем 46%; эта точка отвечает 50%-ному выходу дпстпллята. Выход всего дистиллята составит (46 — 42)-2 = 8%, чему соответствует температура конца кипения (42 + 8 = 50%) 390° С. По 50%-ному выходу дистиллята (по 46%-ной точке) определяем все его показатели качества: р^° = 0,880, t3aCT = 10° С, %сп = '165° С, v60 = 10 сст, v1n0 = 3,0 сст.
Исходя пз конца кипения фракции масла индустриальное 12 температура начала кипения фракции автомобильного масла составит 390° С. Находим на кривой вязкости v100 значение 7 сст и сносим эту точку на ось абсцисс. Получаем точку 58%, отсюда за вычетом предыдущей фракции выход дистиллята АСп-6 составит (58 — 50)-2 = 16%, что на рис. 65 на осп абсцисс совпадает с точкой 66%. Восстанавливая из этой точки перпендикуляр до кривой НТК, находим, что температура конца кипения фракции равна 460° С.
По перпендикуляру к оси абсцисс, восстановленному пз точки 58%, отвечающей 50%-ному выходу искомой фракции, находим ее показатели качества: р$° = 0,910; t3acT = 25° С; tBCn = 220° С; v100 = 7 сст.
Таким образом, всего от нефти отбирается 66%. По графику рпс. 66, исходя пз выхода остатка от перегонки нефти 100 — 66 = 34% на нефть, находим характеристики этого остатка: р|° = 0,970; t3aCT = 35° С; tBCn = 310° С; ВУюо = 30.
Составим материальный баланс перегонки усть-балыкской нефти:
Приход:Вес. %
нефть 100,0■
Расход:
фракция автомобильного бензина 35—200°С 19,0 фракция дизельного топлива 200—350° С 23,0 дистиллят масла индустриальное 12 . . . 8,0 дистиллят автомобильного масла . . . . 16,0 дудрон 34,0
Итого100,0
Изложенный выше метод определения выходов товарных фракций по кривым разгонки нефтей является приближенным. Точность метода зависит от степени совпадения четкости ректификации в лабораторных и в заводских условиях, от того, насколько кривые разгонки ближе подходят к прямым линиям, насколько узка отбираемая фракция и как точно физико-химические свойства подчиняются правилу аддитивности.
При установлении выходов моторных топлив руководствуются главным образом фракционным составом и антидетонационными. свойствами дистиллята, а также содержанием в нем серы. Бензиновый дистиллят после его очистки обычно разгоняют на 10-градусные фракции. Из этих фракций затем составляют смеси, выкипающие до 80° С, до 90° С, до 100° С и т. д. Свойства смесей как в чистом виде, так и с добавкой этиловой жидкости детально изучают. На
основании полученных данных строят кривые отдельно для бензинов, по которым при заданной доле отгона от нефти определяют основные свойства отбираемых бензинов. -
О качестве и выходах керосинов судят на основании исследования
композиций из 10-градусных фракций, выкипающих от 120 до 300— 320° С. За вычетом некоторых первых и последних из 10-градусных
дистиллятов по ГОСТдистиллятов по ГОСТСвстаВ дистиллята по ГОСТ2177-66, объемн.°/оСвстаВ дистиллята по ГОСТ2177-66, объемн.°/оРис. 67. График Скобло.Рис. 67. График Скобло.фракций получают керосины, отвечающие по качеству нормам ГОСТ. Для полученных композиций определяют плотность, высоту нёкоптя- щего пламени, содержание серы и др. Подобно этому определяют выход и качество фракции дизельного топлива. Фракционный состав
дистиллятов по ГОСТ
дистиллятов по ГОСТ
СвстаВ дистиллята по ГОСТ2177-66, объемн.°/о
СвстаВ дистиллята по ГОСТ2177-66, объемн.°/о
Рис. 67. График Скобло.
Рис. 67. График Скобло.
2177—66 пересчитывают на фактический их состав по кривым ИТК с помощью графика А. И. Скобло (рис. 67).
Потенциальное содержание дистиллятных и остаточных масел в нефтях определяют с помощью адсорбционного метода. Масляный дистиллят направляют на депарафинизацию. Затем депарафинированное масло подвергают адсорбционному разделению (пропускают через слой силикагеля) и получают парафино-нафтеновую часть дистиллята. На силикагеле остаются ароматические углеводороды и смолистые вещества. Промывая
силикагель последовательно различными растворителями, десорбируют сначала легкие ароматические угле
водороды, затем средние, полутяжелые, тяжелые и смолистые вещества. Смешивая парафино-нафтеновую фракцию вначале с легкими
ароматическими углеводородами, затем со средними и полутяжелыми, получают в конечном счете дистиллятное масло заданного качества. Выход его на нефть и соответствует потенциальному содержанию этого масла в нефти. .
Для определения потенциального содержания и качества остаточного масла вначале гудрон подвергают деасфальтизации, а затем разделяют деасфальтизат на силикагеле. Полученную при адсорбционном разделении парафино-нафтеновую фракцию смешивают с легкими ароматическими углеводородами. Смесь подвергают депарафинизации с помощью избирательных растворителей. Депарафинированное масло смешивают со средними ароматическими углеводородами или, если нужно, с полутяжелыми до получения остаточного масла заданного качества. Суммируя выходы базовых масел, получаемых из дистиллятных фракций (при перегонке) и остатка, вычисляют потенциальное содержание масел, считая на нефть.
О выходах и качестве остатков (гудронов) судят на основании кривых, построенных следующим путем. От мазута в глубоком вакууме отбирают ряд узких фракций до образования высококонцентрированного (без разложения) остатка. Остаток тщательно
анализируют. Затем к нему прибавляют по очереди, начиная с последней, масляные фракции и смеси вновь анализируют. На основании полученных данных строят кривые качества остатка.
ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПЕРЕРАБОТКИНЕФТИ II ГАЗА
Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем развития техники нефтепереработки и потребностями в товарных нефтепродуктах данного экономического района. Различают три основных варианта переработки нефти: 1) топливный; 2) топливно-масляный; 3) нефтехимический (комплексный).
По топливному варианту нефть перерабатывают в основном па моторные и котельные топлива. При одной и топ же мощности завода по нефти топливный вариант переработки отличается наименьшим числом технологических установок и низкими капиталовложениями. Переработка нефти по топливному варианту может быть глубокой и неглубокой. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных авиационных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив п топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка — гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы — каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива.
По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное число технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкипающие выше 350° С), выделенные из нефти, сначала подвергают очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и нпзкоиндексиые углеводороды, затем проводят депарафинизацию при помощи смесей метилэтплкетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими
глинами.
За последние годы в технологию производства масел все больше внедряются процессы гидроочистки взамен селективной очистки и обработки отбеливающими глинами. Таким способом подучают дистиллятные масла (легкие и средние индустриальные, автотракторные и др.). Остаточные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При этом образуются деасфальтизат и асфальт. Деасфальтизат подвергают дальнейшей обработке, подобно масляным дистиллятам, а асфальт перерабатывают в битум или кокс. "
При любом из двух разобранных вариантов переработки пефти следует предусматривать процессы по производству сырья для нефтехимической промышленности: этилена, пропилена, бутиленов, бензола, толуола, ксилолов и др. Из года в год увеличивается доля нефти, используемой как сырье для нефтехимической промышленности.
Нефтехимический (комплексный) вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимических продуктов и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями. В последние годы наблюдается тенденция к строительству крупных нефтеперерабатывающих комбинатов с весьма широким применением процессов нефтехимии. Нефтехимический вариант переработки нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки высококачественных моторных топлив и масел не только проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых углеводородов и др.) для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложнейшие физикохимические процессы, связанные с многотоннажным производством азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и многих других химикалий.
Поставщиками олефинов на таких заводах являются главным образом, установки пиролиза; процессы термического крекинга п коксования значительно уступают им в этом отношении. Сырьем для процессов пиролиза служат сухие газы нефтепереработки, низкооктановые газовые бензины, рафинаты с установок по извлечению ароматических углеводородов из катализатов риформинга. Производство ароматических углеводородов осуществляется на специальных установках каталитического риформинга. Нормальные парафиновые углеводороды получают с установок карбамидной депарафинизации дизельных топлив, а изопарафиновые — с установок изомеризации нормальных парафиновых углеводородов (бутана, пентана и др.). Циклогексан получают либо четкой ректификацией из легкого бензина, либо гидрированием химически чистого бензола.
Приведенные варианты переработки нефти и газа подробно описаны во II и III частях учебника. ■
РАЗДЕЛ ВТОРОЙ
ПЕРВИЧНАЯ ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИИ ГАЗА
Г Л А В А VI
. ФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПЕРЕРАБОТКИПРИРОДНЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
ПОДГОТОВКА ГАЗОВ К ПЕРЕРАБОТКЕ
Природные и попутные нефтяные (иначе нефтепромысловые) углеводородные газы являются ценным сырьем для производства топлив и сырья для нефтехимического синтеза. Основные продукты первичной переработки этих газов — газовый бензин, сжиженные и сухие газы, технические индивидуальные углеводороды: пропан, изобутан, н-бутан, пентан. Переработка природных и попутных нефтяных газов осуществляется на газоперерабатывающих заводах, которые строятся на крупных нефтяных и газовых промыслах .
Для улучшения качества продуктов и условий эксплуатации оборудования газоперерабатывающих заводов углеводородные газы предварительно подвергают очистке от механических примесей (взвешенных частиц пыли, песка, продуктов коррозии газопроводов и т. д.), осушке и, наконец, очистке от сероводорода и двуокиси углерода.
На промыслах нефть из скважин поступает в трапы высокого, среднего и низкого давления, где за счет перепада давления из нее выделяются растворенные газы и отводятся на газоперерабатывающий завод. Нефть далее подается в резервуары, отстаивается в них от основной массы воды, после чего направляется на стабилизацию, т. е. извлечение, легких компонентов: этана, пропана, бутанов и частично пентанов. Стабильную нефть перекачивают на нефтеперерабатывающий завод, а выделенные газы стабилизации служат дополнительным сырьем газоперерабатывающих заводов.
Очистка от механическихпримесей
Очистка природных газов от механических примесей осуществляется главным образом с помощью механических устройств. Различают методы сухой и мокрой газоочистки. Для сухой очистки
Рис. 68. Схема устройства циклона:Рис. 68. Схема устройства циклона:1 — корпус циклопа; 2 — бункер; 3 — пылевой затвор.Липпи: I — запыленный газ; II — очищенный газ.1 — корпус циклопа; 2 — бункер; 3 — пылевой затвор.Липпи: I — запыленный газ; II — очищенный газ.применяются сухие пылеуловители: циклоны, осадительные аппараты и электрофильтры. Действие циклона (рис. 68)основано на использовании центробежной силы, возникающей вследствие ввода загрязненного газа с повышенной скоростью по касательной к аппарату и последующего его движения по спирали. Пыль, отбрасываемая центробежной силой к стенкам циклона, выводится через нижнее отверстие в бункер, а очищенный поток газа выходит по центральной трубе циклона. При вращении на частицу пыли дей-
Рис. 68. Схема устройства циклона:
Рис. 68. Схема устройства циклона:
1 — корпус циклопа; 2 — бункер; 3 — пылевой затвор.
Липпи: I — запыленный газ; II — очищенный газ.
1 — корпус циклопа; 2 — бункер; 3 — пылевой затвор.
Липпи: I — запыленный газ; II — очищенный газ.
ствует центробежная сила:
где л — 3,14;
г — радиус частицы, лг,
о — плотность частицы, кг/м3;
ю0— окружная скорость движения газа g — ускорение силы тяжести, м/сек;
R — радиус циклопа, м.
, _ 4/3ПгЗрш§7ц gR, _ 4/3ПгЗрш§7ц gR(89)(89)в циклоне, .чкек;в циклоне, .чкек;Из формулы (89) ‘видно, что центробежная сила тем больше, чем меньше радиус циклона. При большом количестве подлежащего очистке газа устанавливают группы циклонов по 4—8 штук. Применяются также циклоны батарейного типа, объединяющие в одном
, _ 4/3ПгЗрш§
7ц gR
, _ 4/3ПгЗрш§
7ц gR
(89)
(89)
в циклоне, .чкек;
в циклоне, .чкек;
агрегате от нескольких десятков до сотен циклонов.
' GУоч = "тг' GУоч = "тгулулвхвхG G-1оо=—пх—-^Ь1Х аоо^"вхG G-1оо=—пх—-^Ь1Х аоо^"вх(90)(90)О степени очистки газа в циклонах судят по коэффициенту очистки уоч, представляющему отношение массового количества уло- вленпой в аппарате пыли к массовому количеству пыли, входящей в аппарат за одно и то же время (в)%):
' G
Уоч = "тг
' G
Уоч = "тг
ул
ул
вх
вх
G G
-1оо=—пх—-^Ь1Х аоо^"вх
G G
-1оо=—пх—-^Ь1Х аоо^"вх
(90)
(90)
где Gyn — количество уловленной в аппарате пыли;
Свх п ^вы.х — соотпетственно количества пыли входящей в аппарат и выходящей из него.
частиц пыли и диациклонов НИИОгазчастиц пыли и диациклонов НИИОгазДпаметр циклона, лш . . .■ уоч при диаметре частпц пыли 5 лк10 Л1К20 .имДпаметр циклона, лш . . .■ уоч при диаметре частпц пыли 5 лк10 Л1К20 .им. 800. 80065909865909880080010001000508597.5508597.5307096307096Коэффициент очистки зависит от размеров метра циклона. Значения уоч (в %) для приведены ниже:
частиц пыли и диациклонов НИИОгаз
частиц пыли и диациклонов НИИОгаз
Дпаметр циклона, лш . . .
■ уоч при диаметре частпц пыли 5 лк
10 Л1К
20 .им
Дпаметр циклона, лш . . .
■ уоч при диаметре частпц пыли 5 лк
10 Л1К
20 .им
. 800
. 800
65
90
98
65
90
98
800
800
1000
1000
50
85
97.5
50
85
97.5
30
70
96
30
70
96
(91)(91)Осадительный аппарат представляет собой вертикальный или горизонтальный пустотелый цилиндр диаметром 0,5—1,5 м. Работа его основана на том, что в результате резкого уменьшения скорости движения газа частицы пыли под действием силы тяжести оседают на дно. Скорость оседания частиц может быть выражена уравнением Стокса:
(91)
(91)
18i] ь
где и? — скорость оседания частиц пылп, с.«/сек; d — диаметр частпц пылп, ель;
Ti 11 Т-2 — плотности соответственно частицы пылп п газа, г/сл3;
g — ускорепие силы тяжести, cailces-;
—динамическая вязкость газа, г/(сл1 -сек).
При повышении давления в осадителе увеличивается плотность и вязкость газов и, следовательно (см. уравнение Стокса), понижается скорость осаждения частиц. С повышением температуры в пылеуловителе уменьшается плотность и возрастает вязкость газа, однако изменение вязкости влияет меньше, чем изменение плотности, так что в результате скорость осаждения увеличивается. Таким образом, оптимальными условиями осаждения твердых частиц в осадительном аппарате являются пониженное давление п повышенная температура.
Наиболее эффективная очистка газа от пыли достигается в электрофильтрах. Действие их основано на ионизации газа, т. е. рас- щепленпп его молекул на положительно и отрицательно заряженные ионы, которое движутся к противоположно заряженным электродам. При повышении разности потенциалов между электродами до нескольких тысяч вольт кинетическая энергия ионов и электронов настолько возрастает, что при соударениях они расщепляют встречные молекулы на ионы и газ полностью ионизируется. При этом наблюдается слабое свечение газа («корона») вокруг проводника, который носит название коронирующего электрода. Ионы, имеющие тот же знак, что и коронирующий электрод, движутся к другому, осадительному электроду, который обычно соединен с положительным полюсом. При движении в запыленном газе отрицательные ионы
Рис. 69. СхемаЛустройства цепного аппарата:Рис. 69. СхемаЛустройства цепного аппарата:1 — корпус; з — колпачковый распределитель; з — бункер; 4— приемная коробка; 5 — сливная коробка.Линии: I •— запыленный газ;11 — очищенный газ; III, IV — масло.1 — корпус; з — колпачковый распределитель; з — бункер; 4— приемная коробка; 5 — сливная коробка.Линии: I •— запыленный газ;11 — очищенный газ; III, IV — масло.
Рис. 69. СхемаЛустройства цепного аппарата:
Рис. 69. СхемаЛустройства цепного аппарата:
1 — корпус; з — колпачковый распределитель; з — бункер; 4— приемная коробка; 5 — сливная коробка.
Линии: I •— запыленный газ;
11 — очищенный газ; III, IV — масло.
1 — корпус; з — колпачковый распределитель; з — бункер; 4— приемная коробка; 5 — сливная коробка.
Линии: I •— запыленный газ;
11 — очищенный газ; III, IV — масло.
сообщают заряд пылинкам и увлекают их к осадительным электро
дам. Частицы пыли отдают свои заряды осадительному электроду п опускаются под действием собственной тяжести или сбрасываются при встряхивании. Электрофильтры работают только на постоянном электрическом токе высокого напряжения (40—75 кв) . Для повышения электропроводимости пыли и таким образом улучшения ее •осаждения газ увлажняют. Имеются трубчатые и пластинчатые
электрофильтры. Степень очистки газа в них колеблется от 90 до 98%.
Мокрая газоочистка основана на тесном контакте потока запыленного газа с жидкостью (минеральным маслом). При этом твердые частицы удерживаются жидкостью. Для мокрой газоочистки применяют скрубберы, мокрые циклоны, вращающиеся промыватели и др. Скорость газа в свободном сечении скруббера может быть равной 0,5—1,5 м/сек. Скрубберы
этого типа относятся к аппаратам средней степени очистки (80—90%). Более эффективны барботеры с колпачковыми распределителями. Скорость газа в них не превышает 0,25—0,35 м/сек, и масло интенсивно перемешивается с газом. Образуется большой объем пены, отчего эти аппа
раты получили название пенных.
Пенные аппараты улавливают 98—99% пыли с диаметром частиц более 5 мк и 75—80% — с размером частиц менее 5 мк. Устройство однополочного пенного аппарата показано на рис. 69.
Осушка газов
Вода, точнее пары воды, способны давать с углеводородами комплексные соединения — гидраты (СН4-6Н2О, СН4-7Н2О, С2Н6-7Н2О, С3Н8-18Н2О и др.). Гидраты углеводородных газов представляют собой белые кристаллы, похожие на спрессованный снег или лед. Они могут закупорить трубопровод и сильно осложнить его эксплуатацию, и работу компрессоров. Каждой температуре соответствует определенное давление природного газа, при котором насыщающие его пары воды способны с углеводородами образовать гидраты. При постоянной температуре для образования гидратов требуется тем большее давление, чем меньше молекулярный вес углеводорода. Для существования гидратов необходимо, чтобы
парциальное давление водяного пара в газовой смеси было больше давления насыщенных паров гидрата. Снижая содержание влаги в газе так, чтобы парциальное давление водяного пара стало меньше давления насыщенных паров гидрата, можно предупредить его образование в природном газе.
На практике о влагосодержании природного газа судят по его точке росы, понимая под этим температуру, ниже которой водяной пар конденсируется (выпадает из газа в виде «росы»).
Существует несколько способов осушки газов. Они основаны на использовании дроссельного эффекта при расширении газа, расширении газа с отдачей внешней работы, впрыске антифриза, поглощении влаги из газа жидкими или твердыми поглотителями и др. Наибольшее распространение получил способ осушки газов с помощью жидких и твердых поглотителен.
Осушка углеводородных газов с применением жидких поглотителей относится к абсорбционным процессам, т. е. пары воды поглощаются растворителями. Одним из первых абсорбентов, применявшихся еще в 1929 г. для осушки топливного газа, был глицерин. С 1936 г. для этих целей стали применять диэтиленгликоль, а несколько позже и триэтиленгликоль. Применяют также растворы солей, например хлористого кальция. Ниже приводятся физикохимические свойства гликолей, применяемых для осушки природного газа:
ДпэтилепглпкольО(СН2СИ2ОН)2ДпэтилепглпкольО(СН2СИ2ОН)2Относительная плотность р|§ Температура, 9 Скипения (760 .ч.и рт. ст.} плавления начала разложения . . .Вязкость прп 20° С, спз . . .Теплоемкость прп 209 С . . .Теплота пспарения (760 ,n.u pin. ст.}, ккал/кг Относительная плотность р|§ Температура, 9 Скипения (760 .ч.и рт. ст.} плавления начала разложения . . .Вязкость прп 20° С, спз . . .Теплоемкость прп 209 С . . .Теплота пспарения (760 ,n.u pin. ст.}, ккал/кг 1,1184245,0-8■17135,7 0,50083,41,1184245,0-8■17135,7 0,50083,4Трпэтилепглпкпль СН.ОСНзСН.ОНсн.осн.сн.он1,1254287,4—7,219147,80,52599,5Трпэтилепглпкпль СН.ОСНзСН.ОНсн.осн.сн.он1,1254287,4—7,219147,80,52599,5
Дпэтилепглпколь
О(СН2СИ2ОН)2
Дпэтилепглпколь
О(СН2СИ2ОН)2
Относительная плотность р|§ Температура, 9 С
кипения (760 .ч.и рт. ст.} плавления начала разложения . . .
Вязкость прп 20° С, спз . . .
Теплоемкость прп 209 С . . .
Теплота пспарения (760 ,n.u pin. ст.}, ккал/кг
Относительная плотность р|§ Температура, 9 С
кипения (760 .ч.и рт. ст.} плавления начала разложения . . .
Вязкость прп 20° С, спз . . .
Теплоемкость прп 209 С . . .
Теплота пспарения (760 ,n.u pin. ст.}, ккал/кг
1,1184
245,0
-8
■171
35,7 0,500
83,4
1,1184
245,0
-8
■171
35,7 0,500
83,4
Трпэтилепглпкпль СН.ОСНзСН.ОН
сн.осн.сн.он
1,1254
287,4
—7,2
191
47,8
0,525
99,5
Трпэтилепглпкпль СН.ОСНзСН.ОН
сн.осн.сн.он
1,1254
287,4
—7,2
191
47,8
0,525
99,5
Сущность процесса осушки газа жидкими поглотителями заключается в следующем (рис. 70). При контакте абсорбента с газом в цилиндрическом аппарате — абсорбере, в который снизу подается газ, а сверху жидкость — абсорбент, пары воды поглощаются абсорбентом. Внутри абсорбера помещены перегородки (тарелки) для улучшения контакта между абсорбентом и газом. Процесс ведется при температуре около 20° С и давлении 20—60 ат. Сверху абсорбера выходит осушенный газ, а снизу — обводненный абсорбент. Обводненный абсорбент поступает в другой аппарат — десорбер для отгонки воды. Этот процесс проводят при повышенных температурах, но не выше 170° С для диэтиленгликоля и 191° С для триэтиленгликоля, так как выше этих температур гликоли разлагаются.
Десороер. как и абсорбер, представляет собой цилиндрический таре ль- чатый аппарат. Обводненный гликоль, предварительно подогретый в теплообменнике, подается в середину десорбера. Сверху его выходят пары воды, которые конденсируются в конденсаторе-холодильнике, и конденсат частично возвращается наверх десорбера в качестве орошения. Вниз десорбера подводится тепло путем подогрева части гликоля в паровом подогревателе. Регенерированный гликоль, содержащий 1—5 вес. % воды, охлаждается в теплообменнике, холодильнике и возвращается в абсорбер.
Рис. 70. Схема установки осушки газов гликолями:1 — скруббер; 2 — абсорбер; 3 — десорбер; 4 — теплообменник; 5 — кипятильник; 6‘ — холодильник.Линии:I — исходныйгаз; II — осушенный газ; III — гликоль; IV — обводненный гликоль; V — вода на орошение.Рис. 70. Схема установки осушки газов гликолями:1 — скруббер; 2 — абсорбер; 3 — десорбер; 4 — теплообменник; 5 — кипятильник; 6‘ — холодильник.Линии:I — исходныйгаз; II — осушенный газ; III — гликоль; IV — обводненный гликоль; V — вода на орошение.
Рис. 70. Схема установки осушки газов гликолями:
1 — скруббер; 2 — абсорбер; 3 — десорбер; 4 — теплообменник; 5 — кипятильник; 6‘ — холодильник.
Линии:I — исходный
газ; II — осушенный газ; III — гликоль; IV — обводненный гликоль; V — вода на орошение.
Рис. 70. Схема установки осушки газов гликолями:
1 — скруббер; 2 — абсорбер; 3 — десорбер; 4 — теплообменник; 5 — кипятильник; 6‘ — холодильник.
Линии:I — исходный
газ; II — осушенный газ; III — гликоль; IV — обводненный гликоль; V — вода на орошение.
Осушка газа твердыми поглотителями основана на явлении адсорбции — концентрирования одного из компонентов паровой пли жидкой фазы на поверхности твердого вещества (адсорбента). Природа сил, удерживающих эти компоненты на поверхности адсорбента, полностью не выяснена. Предложено .много теорий, объясняющих это явление. Согласно теории Лэнгмюра, на поверхности твердых адсорбентов имеются участки со свободными остаточнымп валентностями. Когда адсорбируемая молекула из газовой фазы попадает на незанятый активный центр поверхности, молекула не отталкивается в газовую фазу, а остается связанной с поверхностью. В начальный момент адсорбции существует весьма большое число активных центров и число молекул, связанных поверхностью, превышает число молекул, отрывающихся от нее. По мере покрытия всей поверхности вероятность попадания молекул газа на незанятый активный центр уменьшается, наступает состояние равновесия, при котором скорость адсорбции и десорбции выравнивается. В соответствии с теорией Лэнгмюра, адсорбированное вещество удерживается на поверхности адсорбента в виде пленки мономолекулярной толщины. Допускается вместе с тем, что силовые поля адсорбированных молекул могут претерпеть такие изменения, что они будут способны притягивать к себе второй такой слой, третий и т. д. С повышением давления и понижением температуры количество адсорбированного вещества увеличивается.
Из числа промышленных адсорбентов для осушки газов применяются силикагель, алюмогель (активированная окись алюминия), активированный боксит и молекулярные сита 4А и 5А. В последнее время молекулярные сита получили широкое распространение не только для осушки, но и во многих других процессах нефтеперп- работки и нефтехимии. Молекулярные сита представляют собой кристаллические цеолиты (водные алюмосиликаты кальция, натрия и других металлов), обладающие высокой избирательностью адсорбции по размерам молекул, в результате чего молекулы малых размеров адсорбируются предпочтительно по сравнению с крупными молекулами. В противоположность обычным адсорбентам типа алюмогелей или силикагелей поры в кристаллической решетке молекулярных сит отличаются идеальной однородностью размеров, и поэтому можно количественно отделять мелкие молекулы, проникающие внутрь этих пор, от более крупных. Вследствие того что адсорбция на них представляет собой своеобразное «просеивание» смесей молекул с их сортировкой по размерам, они получили название «молекулярные сита». Характеристика адсорбентов, применяемых для осушки газа, приведена в табл. 31.
Таблица 31. Характеристика адсорбентов, применяемых для осушки газа
Показатели
Силикагель
Алюмогель шариковый
Активированная окись алюминия
Активированный боксит
Молекулярные сита (типа 4А п 5 А)
Плотность, г/c.it3 истинная . . . .
2,1—2,2
3,1-3,3
3,25
3,40
насыпная . . .
0,61-0,72
0,83—0,88
0,80—0,86
0,80—0,83
0,690—0,720
кажущаяся , . .
1,2
—
1,6
1,6—2,0
1,1
Теплоемкость, ккал^кг • град) . .
0,22
—
0,24
0,24
0,2
Содержание воды в регенерированном осушителе, вес. %
4,5-7
6,2
7,0
4—6
Перемен-
Температура регенерации, °C . . . .
121-232
177-455
177—315
>177
ное
150-350
Адсорбционная способность по водяным парам, вес. % па адсорбент . . .
18—21
20-24
13—15
12-13
23
Осушка газа проводится в двух адсорберах, заполненных адсорбентом (рис. 71). Пока в одном из адсорберов идет процесс осушкп газа, в другом проводится восстановление активности адсорбента (регенерация). Адсорбция осуществляется при температуре 25—
40° С и давлении 2—4 ат. После того как пропускаемый через адсорбер газ начнет выходить с содержанием влаги выше заданной величины, адсорбер переключают на регенерацию. О содержании влаги в газе судят по его точке росы. В адсорбер, переключенный на регенерацию, начинают подавать сухой подогретый газ. В случае силикагеля, алюмогеля, активированной окиси алюминия и боксита регенерацию проводят при температуре 180—200° С, а регенерацию
Рис. 71. Схема установки адсорбционной осушки газов:
1 — промежуточная емкость; 2 — газоотделптель; з и 4 — адсорберы;
5 и б — холодильники.
Линии: I — влажный газ; 11 — горячий газ; III — сухой газ; IV — конденсат.*
молекулярных сиг при 310—370° С. Давление во всех случаях поддерживается атмосферное. Такая разница в температурах регенерации объясняется меньшим размером пор молекулярных сит и большим влиянием на адсорбированное вещество капиллярных сил: для отрыва адсорбированной молекулы от адсорбента и перевода ее в парообразное состояние требуется значительно большая энергия. Регенерацию адсорбента ведут до полного прекращения выделения водяного пара.
В последние годы широкое распространение получают так называемые короткоцикловые адсорбционные процессы осушки газов. Продолжительность адсорбции составляет от 1,5 до 10 мин, причем адсорбция ведется при повышенном давлении и нормальной температуре, а регенерация адсорбента — при атмосферном давлении и той же температуре. Применение короткоцикловой адсорбции позволяет повысить производительность установки за счет резкого сокращения времени регенерации, хотя адсорбент регенерируется не полностью. При короткоцикловой адсорбции в качестве адсорбента применяют силикагель.
Адсорберы представляют собой цилиндрические аппараты с отношением высоты к диаметру от 2:1 до 5:1. Адсорбент размещен в них на опорных решетках с расстоянием между ними порядка 1,2—
1,5 м. Скорость движения газа в живом сечении аппарата обычно составляет 0,1—0,3 м/сек. Осушку газов адсорбентами рекомендуется применять в тех случаях, когда требуется обеспечить депрессию, т. е. снижение точки росы более чем на 45° С. По другим показателям жидкостная система не уступает системе с твердым осушителем. При осушке сравнительно больших количеств природного газа система с диэтиленгликолем или триэтиленгликолем даже более экономична в отношении капиталовложений и эксплуатационных расходов.
Очистка природных газов отсероводорода и двуокиси углерода
Промышленных методов очистки газов от H2S и СО2 весьма много. Из них наибольший интерес представляет очистка этанол- аминами, позволяющая при некоторых условиях совместить удаление H2S, СО2 и Н2О. Кроме этаноламиновой очистки для этой цели применяется водная промывка и очистка водными растворами карбонатов щелочных металлов. Этаноламиновая очистка углеводородных газов от H2S и СО2 была разработана еще в 1930 г. Сейчас этот метод широко применяется в разных вариантах при подготовке сырья для нефтехимического синтеза. При очистке природных газов применяется водный раствор моноэтаноламина концентрацией 15— 20%. Помимо низкой стоимости моноэтаноламин характеризуется высокой реакционной способностью, стабильностью и легкостью регенерации. Температура кипения моноэтаноламина 170° С, он неограниченно растворяется в воде.
Основные реакции, протекающие при абсорбции СО2 и H2S моноэтаноламином, выражаются следующими уравнениями:
2HOCH2CH2NH2+CO2 + H2O ^=± (HOCH2CH2NH3)2CO3
2HOCH2CH2NH2 + H2s 5=± (HOCH2CH2NH3)2S
. Процесс поглощения сероводорода и двуокиси углерода этанол- амином проводится при высоком давлении и температуре 25—40° С, а регенерация поглотителя осуществляется при низком давлении и температуре выше 105° С.
Для одновременной очистки газа от сероводорода, двуокиси углерода и воды применяют смесь этаноламина с этиленгликолем. Такая комбинированная очистка приводит к обезвоживанию сырья и снижению расхода водяного пара, используемого для регенерации растворителей. На рис. 72 приведена технологическая схема очистки природного газа смесью этаноламина с этиленгликолем.
Процесс ведется на установках (рис. 72), состоящих из абсорбера, десорбера и вспомогательного оборудования. Абсорбер и десорбер имеют такое же устройство, как и на установках осушки газов гликолями. В низ абсорбера поступает исходный газ, противотоком
11 Заказ 1000
к нему входят растворы этиленгликоля и этаноламина. С верха абсорбера уходит очищенный газ, снизу — поглотительный раствор с абсорбированными сероводородом и двуокисью углерода; раствор проходит теплообменник, паровой подогреватель и входит в середину десорбера. Из десорбера сверху уходят сероводород и двуокись углерода, снизу откачивают регенерированный поглотительный раствор. Часть этого раствора подогревается в кипятильниках и возвращается в десорбер для подвода тепла, а остальное количество охлаждается в теплообменнике и холодильнике и подается на верх абсорбера.
Рис. 72. Схема очистки газов растворами этаноламина и этиленгликоля:Рис. 72. Схема очистки газов растворами этаноламина и этиленгликоля:1 — абсорбер; 2 — десорбер; з, 4 — кипятильники. Линии: I — исходный газ; II — очищенный газ! III — раствор этаноламина; IV — раствор этиленгликоля; V — вода; VI — кислые газы (сероводород, двуокись углерода).1 — абсорбер; 2 — десорбер; з, 4 — кипятильники. Линии: I — исходный газ; II — очищенный газ! III — раствор этаноламина; IV — раствор этиленгликоля; V — вода; VI — кислые газы (сероводород, двуокись углерода).Водная промывкаи карбонатная очистка
Рис. 72. Схема очистки газов растворами этаноламина и этиленгликоля:
Рис. 72. Схема очистки газов растворами этаноламина и этиленгликоля:
1 — абсорбер; 2 — десорбер; з, 4 — кипятильники. Линии: I — исходный газ; II — очищенный газ! III — раствор этаноламина; IV — раствор этиленгликоля; V — вода; VI — кислые газы (сероводород, двуокись углерода).
1 — абсорбер; 2 — десорбер; з, 4 — кипятильники. Линии: I — исходный газ; II — очищенный газ! III — раствор этаноламина; IV — раствор этиленгликоля; V — вода; VI — кислые газы (сероводород, двуокись углерода).
Абсорбция H2S и СО 2 этаноламинами целесообразна, когда концентрация этих примесей в газе не превышает 2—2,5 мол. %. При более высоких концентрациях выгодно применение таких дешевых абсорбентов, как вода или. водные растворы карбонатов натрия (Na2CO3) или калия (К2СО3) — поташа.
Подобные абсорбенты обычно используют для предварительной очистки газов с доведением концентрации H2S и СО2 до 2—2,5 мол. %, а окончательная их очистка от H2S и СО2 осуществляется этаноламинами.
Производство серы
Завершающим этапом в цепи описанных выше процессов подготовки природных и попутных газов к переработке является утилизация сероводорода. До недавнего времени сероводород считался вредной и опасной примесью нефтяных и природных газов. Сейчас на базе нефтяного сероводорода налажено производство элементарной серы. Самым широко распространенным способом получения элементарной серы из сероводорода является процесс Клауса, основанный на неполном сгорании сероводорода. При этом протекают следующие реакции: '
HgS + l.SOg > SO2+H2O + I24 ккал/молъ
2I-I2S + SO2 5=± 3S 4-2НаО + 25 ккал/люль
Один из вариантов этого процесса заключается в следующем. Одна треть всего сероводорода в смеси с воздухом подается в реакционную печь, где сероводород сгорает в двуокись серы при температуре 450° С. Продукты сгорания поступают в котел-утилизатор, где охлаждаются до 300° С. За счет их тепла получают водяной пар давлением 40 ат. Сконденсировавшаяся в котле-утилизаторе сера стекает в сборник. Продукты сгорания из котла-утилизатора поступают в холодильник, где охлаждаются до 140—160° С. Сера дополнительно. конденсируется и также поступает в сборник. Далее продукты сгорания нагревают, смешивают с остальным количеством сероводорода и направляют в первый по ходу газов реактор. Здесь на боксите или глиноземе при температуре около 350° С протекают реакции образования серы из сероводорода и сернистого газа. Образовавшиеся газы проходят холодильник и направляются во второй реактор. Из холодильников после первого и второго реакторов сера также попадает в сборник. Уносимая из конденсаторов и холодильников в виде тумана сера улавливается в коалесцирующем фильтре. Процесс позволяет получать серу чистотой 99,9% с выходом от потенциала 90%.
ПЕРЕРАБОТКА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ '
Переработка попутных нефтяных газов на газоперерабатывающих заводах сводится к выделению из них стабильного газового бензина, получению сжиженных газов и технически чистых индивидуальных углеводородов. Природные же газы весьма бедны тяжелыми углеводородами и поэтому редко подвергаются такой переработке.
■Отбензинивание попутных углеводородных
газов
Процессы отбензинивания попутных углеводородных газов и получения сжиженных газов проводятся как две последовательные операции: получение нестабильного газового бензина и его стабилизация с одновременным выделением компонентов сжиженных газов. или индивидуальных углеводородов. В настоящее?время промышленное применение получили четыре метода выделения нестабильного газового бензина: компрессионный, абсорбционный, адсорбционный, низкотемпературная конденсация или ректификация.
Компрессионный метод основан на сжатии газа компрессорами и охлаждении его в холодильнике. При сжатии газов парциальное давление извлекаемых компонентов доводится до давления насыщенных паров этих компонентов, при этом они переходят из паровой фазы в жидкую, которая и представляет собой нестабильный газовый бензин. Как правило, с повышением давления и понижением температуры количество жидкой фазы возрастает. При этом сконденсировавшиеся углеводороды облегчают переход других, более легких 11*'.
компонентов в жидкое состояние, так как последние растворяются в жидких компонентах. Оптимальное давление определяется многими факторами, в том числе составом исходного газа, заданной степенью извлечения целевых компонентов, энергозатратами на процессы сжатия и охлаждения и т. д. Для большинства попутных газов с учетом принятых степеней извлечения оптимальное давление находится в пределах 20—40 ат. Газ сжимают с помощью двух- или трехступенчатого компрессора. .
Большое влияние на режим работы компрессоров оказывают межступенчатое охлаждение газа в промежуточных холодильниках и надлежащее охлаждение стенок цилиндров. Межступенчатое охлаждение с максимальным отделением образовавшегося конденсата
Ряс. 73. Прпицпип- альная схема компрессионной установки:
1 — пылеуловитель; г — сетка; 3,4, 5 — первая, вторая и третья ступени компрессора; 6 — холодильники;. 7 — сепараторы.
Линии:Г — исходный
газ; II — газовый бензин; III — газ на фракционирование; IV — вода.
обусловливает снижение расхода энергии на сжатие, поскольку работа сжатия пропорциональна абсолютному значению температуры поступающего в компрессор газа. .
На рис. 73 приведена принципиальная схема трехступенчатой компрессионной установки для получения газового бензина. Исходный газ через пылеуловитель и защитную сетку подается в первую ступень компрессора. Сжатый газ охлаждается в холодильнике и поступает в газосепаратор, откуда направляется на вторую ступень компрессии и т. д. Таким образом, газ трижды сжимается, охлаждается, отделяется от конденсата (газового бензина) и направляется в систему газоразделения. Конденсат из газосепараторов трех ступеней подвергают стабилизации с получением стабильного газового бензина, сжиженных газов и технических индивидуальных углеводородов. ■
Для сжатия газа применяются поршневые и турбокомпрессоры. В области высоких давлений поршневой компрессор находит широкое применение. Там, где требуется высокая производительность, а давление не превышает 45 ат, более выгодно применять турбокомпрессоры. На выбор типа и производительности компрессора суще-
ственное влияние оказывает тин привода: электродвигатель, газомотор, паровая или газовая турбина. По капиталовложениям и эксплуатационным расходам наиболее экономична паровая турбина с противодавлением.
Одним из недостатков компрессионного способа является нечеткое
с газовой (разоп. и результатес газовой (разоп. и результатеРис. 74. Принципиальная схема абсорбционной установки:1 — абсорбер; 2 — выветрпватель;3 — реабсорбер; 4— отпарная колонна;5 — емкость нестабильного бензина;6 — теплообменник; 7 — паровой подогреватель; 8 — конденсатор-холодильник.Линии: I — сырой газ; II — отбензиненный газ; III — водяной пар.Рис. 74. Принципиальная схема абсорбционной установки:1 — абсорбер; 2 — выветрпватель;3 — реабсорбер; 4— отпарная колонна;5 — емкость нестабильного бензина;6 — теплообменник; 7 — паровой подогреватель; 8 — конденсатор-холодильник.Линии: I — сырой газ; II — отбензиненный газ; III — водяной пар.отделение легких углеводородов от тяжелых в сепараторах, что приводит к попаданию части легких углеводородов в газовый бензин п потере части тяжелых углеводородов" "” "
с газовой (разоп. и результате
с газовой (разоп. и результате
Рис. 74. Принципиальная схема абсорбционной установки:
1 — абсорбер; 2 — выветрпватель;
3 — реабсорбер; 4— отпарная колонна;
5 — емкость нестабильного бензина;
6 — теплообменник; 7 — паровой подогреватель; 8 — конденсатор-холодильник.
Линии: I — сырой газ; II — отбензиненный газ; III — водяной пар.
Рис. 74. Принципиальная схема абсорбционной установки:
1 — абсорбер; 2 — выветрпватель;
3 — реабсорбер; 4— отпарная колонна;
5 — емкость нестабильного бензина;
6 — теплообменник; 7 — паровой подогреватель; 8 — конденсатор-холодильник.
Линии: I — сырой газ; II — отбензиненный газ; III — водяной пар.
газовый бензин получается нестабильным и снижается его отбор от потенциала.
Компрессионный метод применяют для отбензинивания ^жирных газов, содержащих ^более 150 яМ3 тяжелых углеводородов. При меньшем их содержании этот метод неэкономичен. Он не обеспечивает достаточной глубины отбора пропановой фракции,а по отбору этой фракции косвенно судят о полноте извлечения бензина. Для углубления отбора пропановой фракции компрессионный способ применяется в комбинации с другими, более эффективными методами, рассматриваемыми ниже.
Абсорбционный метод отбензинивания газов является наиболее распространенным. Процесс основан на избирательном поглощении жидкостью отдельных компонентов газовой смеси. В качестве абсорбента применяют бензин, керосин или солярный дистиллят. Чем тяжелее углеводороды, тем больше их растворяется в абсорбенте. Количество растворенных углеводородов возрастает с повышением давления и понижением температуры (при абсорбции выделяется тепло в количестве, равном примерно теплоте конденсации растворенного углеводорода).
Абсорбцию проводят в колонных аппаратах, которые для обеспечения контакта между газом и жидкой фазой снабжены тарелками или насадкой. Наибольшее распространение получили абсорберы с колпачковыми и ситчатыми тарелками. В обоих случаях на тарелке поддерживается слой жидкости, через которую пробулькивает газ. Абсорбцию проводят при сравнительно низкой температуре (30— 40° С) и высоком давлении (10—50 ат\ Попутный газ, пройдя очистные сооружения (рис. 74), поступает на прием компрессоров, где сжимается в одну или две ступени, и направляется в нижнюю часть абсорбера, а сверху подается абсорбент. Отбензиненный газ.
выходящий сверху абсорбера, пропускается через систему очистки от компрессорного масла и направляется потребителям. Абсорбент в основном поглощает углеводороды начиная от пропана и выше и небольшую часть метана и этана. Насыщенный абсорбент выходит снизу абсорбера и поступает в выветриватель, где за счет снижения давления выделяются метан и этан. После выветривателя насыщенный абсорбент проходит теплообменник, паровой подогреватель и направляется в десорбер, где выделяются поглощенные углеводороды.
Десорбцию проводят при относительно повышенных температурах (160—200° С) и пониженных давлениях (3—5 ат). Для десорбции углеводородов из насыщенного абсорбента требуется, чтобы парциальное давление извлекаемого компонента в газовой фазе было ниже, чем в жидкой. В качестве десорбирующего агента обычно применяют острый водяной пар. Отпаренные тяжелые углеводороды и водяной пар отводятся сверху десорбера, проходят конденсатор- холодильник и поступают в водоотделитель. Из водоотделителя вода выводится снизу, часть жидких углеводородов возвращается в десорбер на орошение, а балансовое количество поступает в емкость нестабильного газового бензина. Снизу десорбера выходит регенерированный абсорбент, который в теплообменнике отдает свое тепло насыщенному абсорбенту, охлаждается в холодильнике и возвращается наверх абсорбера.
По описанной схеме удастся извлечь только около 50% имеющегося в исходном газе пропана. Для повышения степени извлечения сжиженных газов применяют абсорбционно-отпарную колонну (фракционирующий абсорбер), состоящую из двух секций разных диаметров. Верхняя секция меньшего диаметра служит абсорбером, сверху нее подается свежий абсорбент, а снизу поступает газ. В нижнюю секцию подводится тепло, в результате чего происходит выделение поглощенного абсорбентом метана, этана и пропана. Последний вновь поглощается свежим абсорбентом в верхней секции фракционирующего абсорбера. Таким образом сверху аппарата уходит сухой газ (метан и этан), а снизу насыщенный абсорбент. Применение абсорбционного метода позволяет извлечь из исходного сырья 70— 90% пропана, 97—98% бутана, весь пентан и более тяжелые компоненты. ■ ■
' Адсорбционный метод применяется для выделения газового бензина из тощих газов, содержащих тяжелых углеводородов до 50 г/л13. Сущность метода заключается в способности пористых твердых тел, таких, как активированный уголь, силикагель, молекулярные сита, адсорбировать на своей поверхности различные углеводороды. Количество адсорбированных углеводородов зависит от природы адсорбента и адсорбируемого вещества, состава газа, т. е. адсорбируемости других компонентов, температуры и давления процесса. Так, например, силикагель в первую очередь адсорбирует-
ароматические и непредельные углеводороды, затем нафтеновые и в последнюю очередь парафиновые. В пределах одного и того же класса углеводородов количество вещества, адсорбируемого активированным углем, возрастает с повышением молекулярного веса.
Повышение температуры и понижение давления отрицательно влияют на процесс адсорбции. Обычно адсорбционное отбензинивание проводят при температуре окружающего воздуха и давлении 2—5 ат. Регенерацию адсорбентов осуществляют продувкой газом или водяным паром при повышенных температурах и атмосферном давлении.
Технологические схемы современных адсорбционных отбензинивающих установок отличаются от схем недавнего прошлого применением значительно меньших по размеру и иных по форме адсорберов, сокращением продолжительности адсорбционного цикла до 24—45 мин вместо 2—4 ч, регенерацией адсорбента горячим газом вместо перегретого водяного пара и, наконец, применением более совершенных современных зернистых адсорбентов (силикагель, сочетание силикагеля с активированным углем и др.). Сравнительно небольшие размеры адсорберов и малая продолжительность циклов адсорбции приводят к тому, что полная замена адсорбента требуется лишь после 1—2 лет его работы, резко снижаются эксплуатационные расходы и себестоимость газового бензина. Замена регенерирующего агента — водяного пара — горячим газом уменьшила расход топлива почти в 8 раз по сравнению с расходом на угольно-адсорбционных установках, так как на превращение воды в пар требуется значительно больше тепла, чем на подогрев газа.
Различают периодические и непрерывные процессы выделения газового бензина с помощью адсорбентов. Наибольшее распространение получил периодический процесс как более простой. Периодический процесс адсорбционного выделения газового бензина состоит из четырех этапов: 1) адсорбция углеводородов на поверхности активированного угля; 2) десорбция, т. е. удаление адсорбированных углеводородов с поверхности адсорбента с помощью острого водяного пара; 3) сушка угля горячим газом и 4) охлаждение адсорбента холодным газом.
Рассмотрим принципиальную технологическую схему установки, состоящей из четырех адсорберов (рис. 75). Исходный газ пропускают через адсорбер 1, где происходит поглощение тяжелых углеводородов. Выходящий сверху адсорбера 1 сухой газ нагревается в подогревателе 5 до 110—130° С и подается в низ адсорбера 3 для сушки адсорбента. До этого в адсорбере 3 проходила десорбция тяжелых- углеводородов острым водяным паром. Холодный газ из холодильника 6 поступает для охлаждения угля в адсорбер 2, в котором перед этой операцией происходила сушка адсорбента. В адсорбере 4 протекает десорбция углеводородов острым перегретым до 200—250° С водяным паром низкого давления (5—6 ат).
Рис. 75. Принципиальная схема адсорбционного извлечения газового бензина:1, 2, з и 4 — адсорберы;5 — подогреватель; 6 и 7 — холодильники; 8 и 10 — сепараторы; 9 — конденсатор-холодильник.Рис. 75. Принципиальная схема адсорбционного извлечения газового бензина:1, 2, з и 4 — адсорберы;5 — подогреватель; 6 и 7 — холодильники; 8 и 10 — сепараторы; 9 — конденсатор-холодильник.нестабильный газовый бензин направляется внестабильный газовый бензин направляется вРис. 76. Адсорбер.Рис. 76. Адсорбер.
Рис. 75. Принципиальная схема адсорбционного извлечения газового бензина:
1, 2, з и 4 — адсорберы;
5 — подогреватель; 6 и 7 — холодильники; 8 и 10 — сепараторы; 9 — конденсатор-холодильник.
Рис. 75. Принципиальная схема адсорбционного извлечения газового бензина:
1, 2, з и 4 — адсорберы;
5 — подогреватель; 6 и 7 — холодильники; 8 и 10 — сепараторы; 9 — конденсатор-холодильник.
нестабильный газовый бензин направляется в
нестабильный газовый бензин направляется в
Рис. 76. Адсорбер.
Рис. 76. Адсорбер.
В дальнейшем каждый из адсорберов переключается на следующий технологический этап. Отгоняемые в процессе десорбции тяжелые углеводороды вместе с водяным паром направляются в конденсатор-холодильник 9 к затем в сепаратор 10. Из сепаратора 10
емкость, а несконден-
сировавшиеся углеводородные пары — на компрессию для перевода
их в конденсат.
Описанная установка позволяет извлечь из газа более 50% пропана, 70— 85% бутана и почти 100% пентана. Адсорбер (рисунок 76) представляет собой вертикальный цилиндр, в нижней части которого помещена сетка и плита из пористого пеностекла для поддержки слоя адсорбента.
Из-за незначительной производительности установок, громоздкости и сложности обслуживания адсорбционный метод при-
меняют только тогда, когда
из-за низких концентраций тяжелых углеводородов в исходном газе абсорбция не обеспечивает требуемой глубины их извлечения. Преимуществом адсорбционного процесса является низкое давление и возможность извлечения тяжелых углеводородов из тощих газов.
В последнее время широкое распространение получил процесс короткоцикловой адсорбции, при котором одновременно происходит осушка и отбензинивание тощих газов. В качестве адсорбента служит
силикагель или боксит. Исследования показали, что при сокращении цикла адсорбции количество извлекаемых углеводородов возрастает. На этом и основан процесс короткоцикловой адсорбции. Адсорбция ведется при температуре окружающего воздуха и под давлением, соответствующим давлению в газопроводе. Регенерация адсорбента осуществляется нагретым до 290—315° С отбензиненным и осушенным газом, при этом температура регенерации составляет не менее 205° С. Такая температура обеспечивает полную десорбцию воды и газового бензина. Установка включает два или более адсорберов, которые попеременно работают на стадиях адсорбции и регенерации. Циклы адсорбции и регенерации (десорбция и охлаждение) отрегулированы таким образом, что их продолжительности равны между собой.
Что касается процессов непрерывной адсорбции с движущимся слоем адсорбента (например, процесс гиперсорбции), то они получили лишь небольшое распространение для разделения углеводородных газов на отдельные фракции или индивидуальные углеводороды. Процесс гиперсорбции применим для разделения тощих газов или выделения компонентов, которые находятся в исходном газе в малых количествах.
Низкотемпературное отбензинивание газов. Из процессов низкотемпературного отбензинивания промышленное применение получили раздельные или комбинированные процессы низкотемпературной конденсации и низкотемпературной ректификации.
По методу низкотемпературной конденсации (рис. 77) осушенный адсорбентами сырой газ охлаждается до минус 30 — минус 45° С и поступает в газосепаратор. Сверху его уходит газ, снизу — конденсат. Жидкая фаза переводится в ректификационную колонну на деэтанизацию, т. е. для освобождения от метана и этана. Деэтанизированный остаток поступает либо в емкость газового бензина, либо ' на газофракционирующую установку (ГФУ) для разделения на индивидуальные углеводороды. При низкотемпературной конденсации, так же как и при компрессионном методе, происходит однократная конденсация, только при низких температурах.
По методу низкотемпературной ректификации (рис. 78) исходный газ охлаждается в теплообменнике и поступает в ректификационную колонну. Сверху колонны выходят легкие углеводороды, которые охлаждаются и частично конденсируются в пропановом холодильнике. Конденсат возвращается в колонну в качестве орошения. Снизу колонны выходит нестабильный бензин.
Оба метода имеют свои преимущества и недостатки. Достоинство низкотемпературной конденсации по сравнению с ректификацией заключается в том, что: 1) не весь газ, а только его сконденсированная часть проходит ректификационную колонну, что позволяет уменьшить ее диаметр; 2) содержание метана и этана в конденсате невелико, поэтому температура вверху колонны может быть более высокой, что уменьшает расход холода, и 3) сравнительно невысокие
капиталовложения. Преимущества низкотемпературной ректификации следующие: 1) высокое извлечение целевых углеводородов из жирных газов; 2) гибкость процесса: изменяя температуру вверху колонны, можно в широких пределах изменять глубины извлечения пропана.
Применение низкотемпературной ректификации рекомендуется при глубоком извлечении пропана и этана и выделении редких газов. Для переработки жирных газов экономически целесообразно
Рпс. 77. Принципиальная схема низкотемпературной конденсации:Рпс. 77. Принципиальная схема низкотемпературной конденсации:1 — пропановые холодильники; 2 — теплообменник; <3 — сепаратор; 4 — этановая колонна; 5 — емкость орошения; 6 — кипятильник; 7 — насосы.Линии: I — сырой газ; II — сухой газ; III — нестабильный бензпн.1 — пропановые холодильники; 2 — теплообменник; <3 — сепаратор; 4 — этановая колонна; 5 — емкость орошения; 6 — кипятильник; 7 — насосы.Линии: I — сырой газ; II — сухой газ; III — нестабильный бензпн.Рпс. 78. Принципиальная схема установки низкотемпературной ректификации:2 — ректификационная колонна; 2 — пропановый холодильник; з — теплообменник; 4 — емкость орошения; 5 — кипятильник; 6 — насос.Линии: I — сырой газ; II — сухой газ; III — нестабильный бензин.Рпс. 78. Принципиальная схема установки низкотемпературной ректификации:2 — ректификационная колонна; 2 — пропановый холодильник; з — теплообменник; 4 — емкость орошения; 5 — кипятильник; 6 — насос.Линии: I — сырой газ; II — сухой газ; III — нестабильный бензин.
Рпс. 77. Принципиальная схема низкотемпературной конденсации:
Рпс. 77. Принципиальная схема низкотемпературной конденсации:
1 — пропановые холодильники; 2 — теплообменник; <3 — сепаратор; 4 — этановая колонна; 5 — емкость орошения; 6 — кипятильник; 7 — насосы.
Линии: I — сырой газ; II — сухой газ; III — нестабильный бензпн.
1 — пропановые холодильники; 2 — теплообменник; <3 — сепаратор; 4 — этановая колонна; 5 — емкость орошения; 6 — кипятильник; 7 — насосы.
Линии: I — сырой газ; II — сухой газ; III — нестабильный бензпн.
Рпс. 78. Принципиальная схема установки низкотемпературной ректификации:
2 — ректификационная колонна; 2 — пропановый холодильник; з — теплообменник; 4 — емкость орошения; 5 — кипятильник; 6 — насос.
Линии: I — сырой газ; II — сухой газ; III — нестабильный бензин.
Рпс. 78. Принципиальная схема установки низкотемпературной ректификации:
2 — ректификационная колонна; 2 — пропановый холодильник; з — теплообменник; 4 — емкость орошения; 5 — кипятильник; 6 — насос.
Линии: I — сырой газ; II — сухой газ; III — нестабильный бензин.
применять низкотемпературную конденсацию, так как при этом требуется меньше тепла в испарителях и холода, меньше колонн, компрессорного оборудования и теплообменной аппаратуры.
Стабилизация газового бензинаи выделение индивидуальных углеводородов
Полученный тем или иным способом газовый бензин содержит значительные количества этана, пропана и бутана, имеет высокое давление насыщенных паров, легко испаряется, теряя легкие компоненты и Меняя таким образом свой состав при хранении. Чтобы нестабильный газовый бензин превратить в годный для использования продукт, его необходимо подвергать стабилизации, т. е. удалению метана, этана, пропана и частично бутана.
Различают два типа стабилизационных установок: с получением стабильного бензина п сжиженных газов (пропан-бутановой фракции) и с получением стабильного бензина и технических индивидуальных углеводородов. По первому варианту стабилизации (рис. 79) нестабильный бензин нагревается в теплообменнике до 40—45° С
и подается в среднюю часть стабилизационной колонны. Колонна работает под давлением 10—15 ат. Температура вверху колонны 40° С. Сверху колонны отводится пропан-бутановая фракция, которая проходит конденсатор-холодильник и частично возвращается на орошение. Стабильный бензин выходит снизу колонны. Часть его пропускают через подогреватель и в виде паровой фазы возвращают в низ колонны для подвода тепла, а балансовое количество через теплообменник и холодильник выводят в емкость готового продукта.
Рис. 79. Установка стабилизации бензина:Рис. 79. Установка стабилизации бензина:1 — теплообменник; 2 — колонна; з — конденсатор-холодильник; 4 — сборник орошения; 5 — насос; 6 — подогреватель.Линии: I — нестабильный бензин; II — пропан-бутановая смесь; III — газ; IV — стабильный бензин.1 — теплообменник; 2 — колонна; з — конденсатор-холодильник; 4 — сборник орошения; 5 — насос; 6 — подогреватель.Линии: I — нестабильный бензин; II — пропан-бутановая смесь; III — газ; IV — стабильный бензин.Рис. 80. Установка стабилизации бензина п выделения индивидуальных углеводородов:1 — этановая колонна; 2 — пропановая колонна; з — бутановая колонна; 4 — изобутановая колонна; 5 и 7 —■ теплообменники; 6 — конденсаторы-холодильники.Рис. 80. Установка стабилизации бензина п выделения индивидуальных углеводородов:1 — этановая колонна; 2 — пропановая колонна; з — бутановая колонна; 4 — изобутановая колонна; 5 и 7 —■ теплообменники; 6 — конденсаторы-холодильники.
Рис. 79. Установка стабилизации бензина:
Рис. 79. Установка стабилизации бензина:
1 — теплообменник; 2 — колонна; з — конденсатор-холодильник; 4 — сборник орошения; 5 — насос; 6 — подогреватель.
Линии: I — нестабильный бензин; II — пропан-бутановая смесь; III — газ; IV — стабильный бензин.
1 — теплообменник; 2 — колонна; з — конденсатор-холодильник; 4 — сборник орошения; 5 — насос; 6 — подогреватель.
Линии: I — нестабильный бензин; II — пропан-бутановая смесь; III — газ; IV — стабильный бензин.
Рис. 80. Установка стабилизации бензина п выделения индивидуальных углеводородов:
1 — этановая колонна; 2 — пропановая колонна; з — бутановая колонна; 4 — изобутановая колонна; 5 и 7 —■ теплообменники; 6 — конденсаторы-холодильники.
Рис. 80. Установка стабилизации бензина п выделения индивидуальных углеводородов:
1 — этановая колонна; 2 — пропановая колонна; з — бутановая колонна; 4 — изобутановая колонна; 5 и 7 —■ теплообменники; 6 — конденсаторы-холодильники.
По второму варианту стабилизации (рис. 80) нестабильный газовый бензин нагревается в теплообменнике и поступает в среднюю часть этановой колонны, работающей под давлением около 40 ат. Сверху этой колонны отбирают сухой газ (метан и этан). Остаток снизу ее отводится в пропановую колонну. Давление в ней поддерживают — 15 ат. Сверху пропановой колонны уходит пропан с примесью метана и этана и через конденсатор-холодильник частично возвращается в колонну в качестве орошения, а остальное количество его поступает в емкость на хранение. Сверху емкости орошения отводятся несконденсировавшиеся метан и этан. Остаток из пропановой колонны направляется в бутановую колонну (давление 4—6 ат), сверху которой получают бутаны. Бутановая фракция в следующей изобутановой колонне разделяется на изобутан и н-бутан. Нижним продуктом бутановой колонны является стабильный газовый бензин.
Во все ректификационные колонны сверху подается острое орошение, в качестве которого используют верхний продукт в жидкой фазе. В нижнюю часть всех ректификационных колонн подводится тепло для улучшения разделения компонентов нестабильного
газового бензина. На некоторых установках из стабильного бензина выделяют изопентан и н-пентан.
Стабильный бензин содержит следы пропана и 10—30%абутанов.
Примерный состав товарных углеводородов приведен в^табл. 32.
Таблица' 32. Примерный состав товарных
Извлечение гелия
За последние годы были открыты крупные месторождения природного газа с высоким содержанием гелия (1—7%) в Канаде, Южной Америке, на Ближнем Востоке и в СССР. Как правило, природные газы, содержащие гелий, отличаются высокой концентрацией азота.
Гелий применяется для наполнения дирижаблей, при сварке магниевых деталей самолетов, в водолазном деле, медицине, для калибровки приборов, в космонавтике для консервации пищевых продуктов, атомной энергетике (как теплопередающая среда), хладотехнике; хроматографии, при выращивании полупроводниковых кристаллов кремния и германия, для наполнения радиоламп и во многих других отраслях.
Извлечение гелия из природных газов основано на двух его свойствах: гелий имеет самую низкую температуру кипения (—269° С) среди других химических элементов и практически нерастворим в жидких углеводородах. Гелий выделяют из газов методами низкотемпературной конденсации и ректификации. Процесс охлаждения ведут так, чтобы все остальные компоненты природного газа, за исключением некоторой доли азота, перешли в жидкое состояние. Природный газ сжимают компрессором до давления 150 ат, очищают от двуокиси углерода и сероводорода, охлаждают и подают в сепаратор высокого давления. Выделившийся при этом нерастворимый в жидкой фазе газообразный гелий направляется в регенератор холода. Отдав свой холод сжатому газу, он отводится в емкость
готового продукта. Жидкая фаза, состоящая из метана и азота и насыщенная гелием, из сепаратора высокого давления перетекает в сепаратор низкого давления (3—5 amY Газовую фазу из сепаратора низкого давления, содержащую гелий, присоединяют к исходному сырью. "
Другой способ извлечения гелия основан на постепенном охлаждении природного газа и последовательной его перегонке с окончательной ректификацией в гелиевой колонне при температуре минус 170° С. При этом хладагентом служит жидкий азот. Из газа извлекается 98% гелия концентрацией 65%.
' ХРАНЕНИЕ И ТРАНСПОРТИРОВАНИЕСЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
Сжиженные углеводородные газы принято хранить либо под высоким давлением и при температуре окружающей среды, либо при низких температурах и давлении, близком к атмосферному, в емкостях цилиндрической или сферической формы. Преимуществом сферических емкостей перед цилиндрическими является меньший расход металла и более равномерное распределение напряжений в сварных швах. Сферические емкости изготовляют объемом 400, 800 и 1000 м3. Их рассчитывают на рабочее давление от 3 до 6 ат . Цилиндрические емкости рассчитывают па давление от 7 до 18 ат. Система хранения сжиженных газов, широко распространенная в настоящее время, состоит из емкости, компрессора, теплообменника и конденсатора. Емкость тщательно изолирована слоем шлаковаты толщиной 200—250 мм. Сжиженный газ находится в емкости под давлением 1,05 ат и при температуре от —30 до —42° С. Испаряющаяся часть его через теплообменник попадает на прием компрессора, сжимается и направляется в конденсатор. Конденсат возвращается в емкость. На дне последней находится слой жидкого осушителя — диэтиленгликоля. В момент заполнения ■ резервуара сжиженным газом диэтиленгликоль выдавливается в буферный бачок, откуда он возвращается в емкость во время откачки содержимого резервуара.
За последние годы для хранения сжиженных газов стали применять цилиндрические резервуары с двойными стенками. Внутренний корпус резервуара изготавливают из стали, содержащей 9% никеля. Такой материал обладает высокими ударной вязкостью и прочностью при температурах до —195° С. Наружный корпус выполняется из углеродистой стали. Кольцевое пространство между стенками резервуара (0,9 л) заполняется неорганической невос- пламеняющейся теплоизоляцией (перлитом), а также в него под
давлением закачан азот для предотвращения конденсации в этом пространстве влаги.
Хранение больших количеств сжиженных газов в металлических емкостях невыгодно, так как связано с большим расходом металла и, следовательно, с большими капиталовложениями. Для размещения таких емкостей требуются значительные площади, поскольку противопожарные разрывы на крупных складах должны быть не менее 0,5 км. Поэтому все более широкое распространение повсеместно получает подземное хранение сжиженных газов. .
Подземные хранилища устраивают в искусственно созданных пустотах, в прочных горных породах, непроницаемых для сжиженного газа и паров углеводородов (залежах каменной соли, мела, плотных ■ известняков, доломитов, песчаников, гранитов и других горных пород). Залежи каменной соли обнаружены во многих месторождениях нефти и газа. Мощность пластов соли в некоторых местах достигает километра, глубина залегания 100—1000 м. Подземные хранилища создают путем размыва (выщелачивания) полостей в толще соли при помощи буровых скважин. Минимальная глубина заложения емкостей принимается 40—60 м для бутана и 80—100 м для пропана. ,
При прочих равных условиях стоимость сооружения подземных соляных хранилищ определяется их емкостью. Так, с увеличением емкости с 25 тыс. до 50 тыс. Л!3, т. е. в 2 раза, стоимость 1 м3 полезной емкости хранилища снижается на 40,4%. Уменьшение глубины заложения хранилища емкостью 50 тыс. л3 с 750 на 350 м, т. е. более чем в 2 раза, снижает стоимость 1 м3 всего лишь на 12—13%. При подземном хранении сжиженных газов резко сокращаются эксплуатационные расходы, так как практически нет потерь от испарения, значительно удлиняется срок службы хранилищ, уменьшается опасность пожаров и взрывов.
Транспортируют сжиженные газы по трубопроводам или же в цистернах по железной дороге и автотранспортом. Для транспортирования сжиженных газов могут быть использованы специальные трубопроводы, а также бензопроводы. По бензопроводам можно последовательно перекачивать бензин и сжиженные газы. Специальные трубопроводы целесообразно сооружать для транспортирования больших количеств сжиженных газов и на большие расстояния (до 400—1000 кл0.
Основное требование при транспортировании сжиженных газов по трубопроводу сводится к тому, чтобы ни в одной его точке давление не было ниже давления насыщения сжиженного газа. В противном случае жидкость закипит, образуя паровые пробки, вследствие чего уменьшится пропускная способность трубопровода. Обычно для большей надежности принимают минимальное значение давления в трубопроводе на 10—12 ат выше давления насыщения. При сооружении трубопроводов для сжиженных газов применяются трубы
диаметром 0,1—0,3 м. Магистральные трубопроводы прокладывают ниже глубины промерзания почвы.
По железным дорогам сжиженные газы перевозят в специальных цистернах и баллонах. Перевозка в железнодорожных цистернах больших количеств сжиженных газов (более 100—200 пг/сутгаки) на расстояния 300—1000 км почти всегда целесообразнее, чем в автомобильных цистернах. Емкость железнодорожных цистерн 30 т, максимальное давление в них 20 ат.
На автомобилях сжиженные газы перевозят в транспортных и раздаточных автоцистернах и баллонах. Транспортные автоцистерны предназначены для перевозки сжиженных газов на дальние расстояния, для слива их в промежуточные емкости газонаполнительных станций. Емкость транспортных автоцистерн 10—15 т. Раздаточные автоцистерны служат для доставки сжиженных газов потребителям и разливки в емкости или баллоны. Вместимость таких автоцистерн 5—10 т. Их используют для транспортирования на небольшие расстояния (100—300 км). Баллоны предназначены для доставки сжиженных газов непосредственно потребителям. Для этой цели используют обычные грузовые автомобили или машины со специальными кузовами .
ГЛАВА VII
ПОДГОТОВКА НЕФТИ К ПЕРЕРАБОТКЕ
ВРЕДНЫЕ ПРИМЕСИ В НЕФТЯХ
Добываемая из недр земли нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей — частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. С увеличением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90% воды и только 10% нефти. Для перекачки же по магистральным нефтепроводам принимают нефть, содержащую не более 1% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды. .
Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий.
Растворенные в воде и находящиеся в виде кристаллов в нефти соли ведут себя различно. Хлористый натрий почти не гидролизуется. Хлористый кальций в соответствующих условиях может гидролизоваться в количестве до 10% с образованием НС1. Хлористый магний гидролизуется на 90%, причем гидролиз протекает и при низких температурах. Поэтому соли могут быть причиной коррозии нефтяной аппаратуры. Гидролиз хлористого магния .
MgCl2 + H2O ^± MgOHCl + HCl
может происходить под действием воды, содержащейся в нефти, а также за счет кристаллизационной воды хлористого магния. Разъедание аппаратуры продуктами гидролиза происходит как в зонах высокой температуры (трубы печен, испарители, ректификационные колонны), так ив аппаратах с низкой температурой (конденсаторы и холодильники).
При перегонке нефти в результате разложения сернистых соединений образуется сероводород, который (особенно в сочетании с хлористым водородом) является причиной наиболее сильной коррозии аппаратуры. Сероводород в присутствии воды или при повышенных температурах реагирует с металлом аппаратов, образуя сернистое железо:
Fe-f-H2S > FeS + H2
Покрывающая поверхность металла защитная пленка из FeS частично предохраняет металл от дальнейшей коррозии, но при наличии хлористого водорода защитная пленка разрушается, так как сернистое железо вступает в реакцию:
FeS+2HCl > FeCl2+H2S
Хлористое железо переходит в водный раствор, а освобождающийся сероводород вновь реагирует с железом.
Минерализация, или соленость воды, добываемой вместе с нефтью, измеряется количеством сухого вещества, остающегося после выпарки 1 л воды. Соленость нефтей выражается в миллиграммах хлоридов (в пересчете на NaCl), приходящихся на 1 л сырья, и зависит от степени минерализации пластовой воды и содержания ее в нефти. В восточных районах СССР нефти характеризуются значительно более высокой минерализацией, чем нефти Азербайджана и Грозного. Содержание солей в нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающий завод, должно быть не более 50 мг/л, а в нефти, Направляемой на перегонку, — не более 5 мг]л.
От основного количества воды и твердых частиц нефти освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоду или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках..
' ОБЕЗВОЖИВАНИЕ И ОБЕССОЛИВАНИЕ
НЕФТЕЙ
Типы эмульсий
Вода и нефть часто образуют трудно разделимую нефтяную эмульсию. В общем случае эмульсия есть система из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших капель. Та жидкость, которая образует взвешенные капли, называется дисперсной фазой, а та, в которой взвешены капли, — дисперсионной средой. Смолистые нефти, содержащие нафтеновые кислоты или сернистые соединения, отличаются большей склонностью к образованию эмульсий. Эмульгированию нефти способствует также интенсивное перемешивание ее с водой при добыче.
12 Заказ 1000
Различают два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде, или гидрофильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия. В первом случае нефтяные капли образуют дисперсную фазу внутри водной среды, во втором — капли воды образуют дисперсную фазу в нефтяной среде.
Образованию стойкой эмульсии предшествуют понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Такие слои образуют в системе третьи вещества — эмульгаторы. Растворимые в воде (гидрофильные) эмульгаторы способствуют образованию эмульсий типа нефть в воде, а растворимые в нефтепродуктах (гидрофобные) — вода в нефти. Последний тип эмульсий чаще всего встречается в промысловой практике. К гидрофильным эмульгаторам относятся такие- поверхностно-активные вещества, как щелочные мыла, желатин, крахмал. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов металлов ит. п., легче смачиваемые нефтью, чем водой. Введение в эмульсию данного типа эмульгатора, способствующего образованию эмульсии противоположного типа, облегчает ее расслоение.
Чтобы узнать, какая жидкость составляет дисперсную фазу, в эмульсию вводят некоторое количество красящих веществ, растворимых либо в воде (красители метиловый оранжевый, фуксин, метиленовый синий), либо в нефти (судан, сафранин). Для эмульсии типа вода в нефти растворимое в воде красящее вещество наблюдается в виде мельчайших точек. Этот метод применим для светлых эмульсий. Второй способ основан на электропроводимости эмульсий. Если дисперсионной средой является нефть, эмульсия тока не проводит (нефть — плохой проводник тока). Метод можно применять для темных эмульсий типа вода в нефти. Третий способ основан на разбавлении эмульсии водой или углеводородным растворителем. Гидрофильная эмульсия легко разрушается в воде, гидрофобная — в бензине или в бензоле.
Основными факторами, определяющими стойкость нефтяных эмульсий, являются физико-химические свойства нефти, степень дисперсности (размер частиц), температура и время существования эмульсии. Чем выше плотность и вязкость нефти, тем устойчивее эмульсия. Степень дисперсности зависит от условий образования эмульсии и для системы вода в нефти колеблется в пределах 0,2— 100 мк. При размерах капель до 20 лги эмульсия считается мелкодисперсной, в пределах 20—50 мк — среднедисперсной и свыше 50 лиг — грубодисперсной. Труднее поддаются разрушению мелкодисперсные эмульсии. Чем выше температура, тем менее устойчива нефтяная эмульсия. Эмульсии способны «стареть», т. е. повышать свою устойчивость со временем. При этом поверхностные слои приобретают аномалию вязкости, возрастающую со временем в сотни
и даже тысячи раз. Свежие эмульсии легче поддаются разрушению и поэтому обезвоживание и обессоливание нефтей необходимо проводить на промыслах.
Методы разрушения нефтяныхэмульсий '
Существуют три разновидности методов разрушения нефтяных эмульсий: механические, химические и электрические. Каждый из методов основан на слиянии и укрупнении капель воды, что способствует более интенсивному ее отстаиванию. Выбор одного из методов определяется главным образом типом нефтяной эмульсии и ее стойкостью.
К механическим способам разрушения эмульсий относятся отстаивание, центрифугирование и фильтрование.
Отстаивание применимо к свежим нестойким эмульсиям, способным', расслаиваться на нефть и воду вследствие разности плотностей компонентов, составляющих эмульсию. Если размер взвешенных частиц более 0,5 мк, то скорость оседания капель воды или подъема частиц нефти в воде подчиняется закону Стокса:
(92)(92)да (ух—у2)ш =—— g
(92)
(92)
18т) ё
где w — скорость оседания капель, см/сек;
d, — диаметр отделяющихся капель воды плп нефти, см;
71 и 7г — плотности соответственно воды и нефтп, г/сл13;
g — ускорение силы тяжести, см!сек-;
р— динамическая вязкость среды (эмульсия), г[(сз1-сек).
Из формулы (92) видно, что чем меньше частицы дисперсной фазы и разность плотностей воды и нефтп и чем больше вязкость среды, тем медленнее протекает процесс расслоения. '
Нагрев эмульсий ускоряет их разрушение, так как при этом возрастает растворимость в нефти защитной пленки эмульгатора, уменьшается вязкость среды и увеличивается разность плотностей.
При обезвоживании нефтей на промыслах для каждой эксплуатационной скважины или для группы их устанавливают аппарат для отстаивания воды от нефти — дегидратор-подогреватель в виде вертикальной емкости диаметром 1,5—2 м и высотой 4—5 ль. В нижней части дегидратора (рис. 81) вмонтирована газовая горелка, связанная с автоматическим регулятором температуры. Нефть обычно подогревают до 60° С.
На нефтеперегонных установках нефть дополнительно подогревают для отделения воды до 120—160° С и отстаивание, ведут под давлением 8—15 ат, не допуская испарения воды. Продолжительность процесса 2—3 ч. .
т — масса капли воды, г;R — радиус вращения, см; п — число оборотов роторат — масса капли воды, г;R — радиус вращения, см; п — число оборотов ротораРис. 81. Схема дегидратора: I — эмульсия; II — нефть; III — вода; IV — топливный газ.Рис. 81. Схема дегидратора: I — эмульсия; II — нефть; III — вода; IV — топливный газ.
т — масса капли воды, г;
R — радиус вращения, см; п — число оборотов ротора
т — масса капли воды, г;
R — радиус вращения, см; п — число оборотов ротора
Рис. 81. Схема дегидратора: I — эмульсия; II — нефть; III — вода; IV — топливный газ.
Рис. 81. Схема дегидратора: I — эмульсия; II — нефть; III — вода; IV — топливный газ.
Центрифугирование. При центрифугировании вода и механические примеси выделяются из нефти под действием центробежной силы, величина которой определяется из уравнения:
f = KmRn2(93)
центрифуги в минуту.
Центробежная сила, а следовательно, и скорость отделения капель воды изменяются пропорционально радиусу вращения и квадрату числа оборотов ротора.
В промышленности применяются центрифуги и сепараторы с числом оборотов от 3500 до 50 000 в минуту. Чем больше число оборотов, тем больше разделительная способность центрифуги, но меньше ее производительность. Так, если при п = 15 500 об]мин производительность центрифуги составляет 1,5—4,5 Л13/ч, то при п = 19 000 об,мин — только 0,4—1,2 м3(ч. Малая пропускная способность центрифуг, а также высокие эксплуатационные затраты — основные причины ограниченного их применения для деэмульгирования нефтей.
Фильтрование. Отделение воды от нефти при помощи фильтрования основано на избирательном смачивании веществ различными жидкостями. Так, кварце
вый песок легко смачивается водой, а пирит — нефтью. Для обезвоживания нефтей фильтрованием может использоваться стекловата и стружка из осины, тополя и других несмолистых пород древесины. Мелкие частицы воды, прилипая к острым кромкам стружки или волокон стекловаты, соединяются в крупные капли, легко стекающие вниз.|
Фильтровальные колонны в основном применяют там, где нефтяные эмульсии уже разрушены, но капли воды все еще держатся во взвешенном состоянии и не оседают на дно. Эффективность фильтровальных колонн высокая. Так, например, в колонне с тремя слоями насадки из стекловаты удалось снизить содержание солей в нефти с 582 до 20 л1г/л. Существенным недостатком метода фильтрования являются сравнительно быстрая засоряемость фильтрующей
поверхности механическими примесями и необходимость ее частой смены.
Химические методы. Разрушение нефтяных эмульсий в этом случае достигается применением поверхностно-активных веществ (ПАВ), действующих как деэмульгаторы. Разрушение нефтяных эмульсий может быть результатом: а) адсорбционного вытеснения действующего эмульгатора веществом с большей поверхностной активностью и меньшей прочностью адсорбционной пленки; б) образования эмульсий противоположного типа (инверсия фаз) и в) растворения (разрушения) адсорбционной пленки в результате ее химической реакции с вводимым в систему деэмульгатором.
Рис. 82. Схема установки для термохимического деэмульгирования нефти:
1 — теплообменник; 2 — паровой подогреватель; з — отстойник.
Линии: I— сырая нефть; II— деэмульгатор; III— свежая вода; IV— обезвоженная нефть; V — водяной пар; VI — отстоявшаяся вода.
При выборе деэмульгатора необходимо учитывать тип нефти (смолистая, парафинистая), содержание в ней воды, интенсивность перемешивания, температуру, стоимость препарата и т. д. Реагент, подобранный для данной эмульсии, эффективен только для нее и без предварительного исследования не может быть рекомендован для других эмульсий. Деэмульгаторы вводят в отстойные резервуары, в трубопровод, связывающий сборный резервуар с обезвоживающей установкой, и непосредственно в нефтяные скважины. В последнем случае уменьшается возможность старения эмульсии.
Разрушение эмульсий химическими методами применяется в широких масштабах. Эти методы отличаются гибкостью и простотой. Лучшими деэмульгаторами считаются такие, которые, эффективно разрушают эмульсию, расходуются в малых дозах, недефицитны, не корродируют аппаратуру, не изменяют свойств нефти, безвредны или легко извлекаются из сточных вод. Для ускорения химического деэмульгирования нефть предварительно подогревают. Схема установки для термохимического деэмульгирования нефти приведена на рис. 82. ' ■
По характеру действия на нефтяные эмульсии деэмульгаторы делятся на электролиты, неэлектролиты и коллоиды.
К электролитам относятся некоторые минеральные и органические кислоты (соляная, серная, уксусная), щелочи (едкий натр, известь) и соли (поваренная соль, хлористый кальций, железный купорос, хлорное железо, нафтенат алюминия и/др.). Действие электролитов различно. Одни из них снижают стабильность эмульсии, другие способствуют разрушению пленки эмульгатора, третьи образуют нерастворимые осадки с солями, входящими в состав эмульсии. Применение некоторых реагентов ограничено вследствие их корродирующего действия на аппаратуру или высокой стоимости.
Неэлектролиты, применяемые в качестве деэмульгаторов, — это органические соединения, способные растворять защитную пленку эмульгатора, понижать вязкость нефти и тем самым способствовать осаждению частиц воды. К ним относятся бензол, сероуглерод, ацетон, спирты, фенол, эфиры, бензин и др. Эффективным деэмульгатором является фенол — весьма стойкие эмульсии разрушаются при добавлении его в количестве всего 0,01%. Неэлектролиты в промышленных условиях не применяются из-за их высокой стоимости.
В группу деэмульгаторов-коллоидов входят поверхностно-активные вещества, способные преобразовывать исходную эмульсию в эмульсию противоположного типа, ослаблять и разрушать пленку эмульгатора. К таким веществам относятся ПАВ трех групп: анионоактивные, катионоактивные и неионогенные.
Анионоактивные ПАВ в водных растворах диссоциируют на отрицательно заряженные ионы углеводородной части молекулы и положительно заряженные ионы металла или водорода. К таким ПАВ относятся карбоновые кислоты и их соли, сульфокислоты и сульфосоли, сульфоэфиры, алкиларилсульфонаты (сульфонол) и алкил- сульфонаты (натриевые или аммонийные соли сульфокислот жирного ряда) и др. '
Катионоактивные ПАВ в водных растворах распадаются на положительно заряженный радикал и отрицательно заряженный остаток кислоты. Как деэмульгаторы эти ПАВ применяются крайне редко.
Неионогенные ПАВ в водных растворах ионов не образуют. К их числу относятся продукты конденсации окиси этилена с октилфенолами (деэмульгаторы ОП-4, ОП-7, О П-10 и др.), а также окси- этилированные синтетические жирные кислоты фракции выше С20 (ОЖК), спирты (ОЭС), блокполимеры окиси пропилена и окиси этилена. Расход ОЖК при обессоливании нефтей на нефтезаводах составляет 20—402з/т. Деэмульгирующая способность неионогенных ПАВ, синтезированных из жирных кислот, находится в зависимости от соотношения между молекулярным весом и длиной оксиэтиленовой цепи. Чем больше молекулярный вес кислот, тем эффективнее получаемый на их основе деэмульгатор. Большую активность проявили растворы аммонийных солей сульфокислот в сочетании с ОЖК.
Деэмульгирующая способность неионогенных деэмульгаторов значительно выше, чем анионоактивных, и поэтому их применение
предпочтительнее. Весьма эффективны некоторые деэмульгаторы зарубежных стран: диссольван 4411 (ФРГ), третоляпт (США), петро- ляйт-22 (Англия) и др.
Производство неионогенных деэмульгаторов лимитируется дефицитом окиси этилена.
Электрические способы разрушения нефтяных эмульсий. Использование электрического поля для обезвоживания нефтей началось в 1909 г., ныне этот способ широко применяется на промыслах и нефтеперерабатывающих заводах.
Рпс. 83. Схема промысловой электрообезвоживающей установки:
1 — паровой подогреватель; 2 — смеситель; з — электродегидраторы. Линии: I— сырая нефть; II— водяной пар; III— деэмульгатор; IV— обезвоженная и обессоленная нефть; V — отстоявшаяся вода.
При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, заряженные отрицательно, начинают передвигаться внутри элементарной капли, придавая ей грушевидную форму, острый конец которой обращен к положительно заряженному электроду. При перемене полярности электродов капля претерпевает новое изменение формы, вытягиваясь острым концом в противоположную сторону. Подобные изменения конфигурации капля претерпевает столь часто, сколь велика частота электрического поля. Под воздействием сил притяжения отдельные капли, стремясь передвигаться в электрическом поле по направлению к положительному электроду, сталкиваются друг с другом и при достаточно высоком потенциале заряда наступает пробой оболочки диэлектрика, в результате чего мелкие капли воды укрупняются, что и облегчает их осаждение в электродегидраторе. Обезвоженная нефть поднимается и выводится сверху электродегидратора.
Технологическая схема промысловой электрообезвоживающей установки (ЭЛОУ) приведена на рис. 83. Эмульгированная нефть
после подогрева контактируется со свежей. водой. К этой смеси добавляют деэмульгатор, после чего она поступает в два параллельно работающих электродегидратора. Здесь нефтяная эмульсия разрушается, вода выводится снизу в канализацию, а нефть сверху в отстойник. Обезвоженная и обессоленная нефть откачивается в промысловые нефтехранилища и далее в нефтепровод.
Рис. 84. Схема цилиндрического электродегидратора:
— штуцер для выхода нефти;
— проходной изолятор; з — звезда; 4 — подвесной изолятор; 5 — электрод; в — растяжка; 7 — штуцер для .регулятора ввода нефти; 8 — паровой змеевик; 9 — штуцер для ввода нефти; 1о — штуцер для вывода воды.
Электродегидратор представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат (рис. 84), над которым имеется площадка для размещения двух однофазных повышающих трансформаторов и реактивных катушек. Трансформаторы мощностью 5 ква предназначены для повышения напряжения до 13 500, 15 000 или 16 500 в. Специальное включение первичных обмоток обеспечивает суммирование напряжения обмоток высокой стороны. При этом между электродами можно получить напряжение 27 500, 30 000 или 33 000 в. Высокое напряжение подводится к электродам внутрь аппарата через специальные проходные изоляторы. Нефтяная эмульсия вводится в элек-
трическое поле между двумя плоскими круглыми электродами. Конструкция электродов позволяет жидкости свободно перемещаться вверх и вниз.
Как показала практика, обезвоживание проходит более эффективно, когда в нижней части аппарата под электродами поддерживается определенный уровень воды, так как при этом создается дополнительное электрическое поле в зоне отстоя между поверхностью слоя воды и ярусом концентрических колец нижнего электрода. Уровень воды в электродегидраторе поддерживается соответствующим регулятором уровня. При повышении уровня вода дренируется в канализацию. Для подогрева нефтяной эмульсии электродегидратор снабжен паровым змеевиком. Аппарат оборудован предохранительным клапаном для сброса избыточного давления газов, сигнальными лампами и контрольно-измерительными приборами. Пропускная способность таких дегидраторов 250— 500 т(сутки нефтяной эмульсии. Они монтируются группами по 6— 8 штук.
При переработке нестойкой эмульсии процесс обезвоживания проводится в две ступени: I — термохимическая обработка, II — электрическая. При разрушении стойких эмульсий предусматривается трехступенчатая их обработка: I — термохимическая, II и III — электрическая. При двухступенчатой работе электродегидраторов в сочетании с термохимической обработкой степень обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий достигает 98% и выше.
Описанные выше цилиндрические электродегидраторы имеют небольшую производительность и поэтому для обессоливающей установки требуется сравнительно большое число параллельно включенных аппаратов, что усложняет их обслуживание.
Более высокую производительность имеют сферические электродегидраторы конструкции Гипронефтемаш. Внутренний диаметр этого аппарата около 10,5 м, емкость свыше 600 ж3, рабочее давление 7 ат. Обезвоукивание ведется при температуре 100° С. В электродегидраторе установлены три пары электродов и предусмотрена возможность установки дополнительно еще трех пар. У электродегидратора размещены две площадки — верхняя для обслуживания арматуры и нижняя — для обслуживания трансформаторов, проходных изоляторов и регуляторов расстояния между электродами. Внутри шара смонтирована площадка, облегчающая при ремонтных работах доступ к узлам крепления подвесных и проходных изоляторов. Внутренняя нижняя часть аппарата покрыта армированным слоем противокоррозионного торкрет-бетона.
Каждая пара электродов питается от двух однофазных повысительных трансформаторов. Специальное включение первичных обмоток трансформаторов обеспечивает суммирование напряжения на высокой стороне, позволяя получать между электродами напряжение
44 000, 33 000 и 22 000 в. Расстояние между электродами регулируется в пределах 100—200 мм. В центре каждого электрода установлен распределитель, из которого нефть поступает горизонтально в радиальном направлении. Постоянство уровня воды под нижним электродом поддерживается регулятором уровня. Производительность по нефти составляет 6000 т/сутки. При использовании высокоэффективного неионогенного деэмульгатора в обработанной нефти остается не более 0,1% воды и не более 5 мг/л солей. Однако шаровые электродегидраторы громоздки и требуют большого расхода металла.
1 — горизонтальные дегидраторы; 2 — паровой подогреватель; 3 — теплообменник.
Линии: I — сырая нефть; II — деэмульгатор; III — свежая вода; IV — щелочь; V — отстоявшаяся вода; VI — обезвоженная нефть.
В настоящее время широкое распространение получили горизонтальные электродегидраторы, которые допускают ведение процесса при температуре до 160° С и давлении до 18 ат. На рис. 85 приведена принципиальная схема ЭЛОУ с четырьмя горизонтальными электродегидраторами, один из которых предназначен для обезвоживания, а остальные для обессоливания нефти. Установка имеет пропускную способность 7 млн. т нефти в год. Обессоливание ведется с добавкой воды и деэмульгатора. Нефть из резервуара насосом прокачивается через систему теплообменников в последовательно работающие электродегидраторы. Одновременно в нефть подается горячая вода и деэмульгатор. Обессоливание протекает в электрическом поле напряжением 32—33 кв при температуре 120—130° С и под давлением 8—10 ат. Обработанная нефть содержит 5—10 мг[л солей, что позволяет нефтеперегонной установке работать без остановки на ремонт не менее двух лет. ,
На рис. 86 показан горизонтальный электродегидратор конструкции Гипронефтемаш с нижней подачей сырья, рассчитанный на давление 10 ат и температуру 110° С. Диаметр его 3,6 ж, длина около
18 ж, емкость 160 л3. Электродегидраторы, предназначенные для высоких давлений и температур, аналогичны описанным по конструкции, но оборудованы проходными и подвесными изоляторами для этих рабочих условий. В таком аппарате эмульсия обрабатывается последовательно в трех зонах. В первой зоне, между нижним маточником и уровнем воды, происходит промывка эмульсии слоем
Рис. 86. Поперечный'раз- рез горизонтального электродегидратора 1-ЭГ-160:1 — штуцер для ввода нефти; 3 — нижний I маточник; з — нижний электрод; 4 — верхниЩэлектрод; 5 — верхний маточник; 6 — штуцер для вывода обессоленной нефти; 7 — проходной изолятор; 8 — подвесной изолятор; 9 — коллектор для дренирования воды.Рис. 86. Поперечный'раз- рез горизонтального электродегидратора 1-ЭГ-160:1 — штуцер для ввода нефти; 3 — нижний I маточник; з — нижний электрод; 4 — верхниЩэлектрод; 5 — верхний маточник; 6 — штуцер для вывода обессоленной нефти; 7 — проходной изолятор; 8 — подвесной изолятор; 9 — коллектор для дренирования воды.
Рис. 86. Поперечный'раз- рез горизонтального электродегидратора 1-ЭГ-160:
1 — штуцер для ввода нефти; 3 — нижний I маточник; з — нижний электрод; 4 — верхниЩэлектрод; 5 — верхний маточник; 6 — штуцер для вывода обессоленной нефти; 7 — проходной изолятор; 8 — подвесной изолятор; 9 — коллектор для дренирования воды.
Рис. 86. Поперечный'раз- рез горизонтального электродегидратора 1-ЭГ-160:
1 — штуцер для ввода нефти; 3 — нижний I маточник; з — нижний электрод; 4 — верхниЩэлектрод; 5 — верхний маточник; 6 — штуцер для вывода обессоленной нефти; 7 — проходной изолятор; 8 — подвесной изолятор; 9 — коллектор для дренирования воды.
воды, содержащей деэмульгатор, в результате чего отделяются наиболее крупные капли воды. Далее нефть, перемещаясь в вертикальном направлении, проходит вторую зону, расположенную между уровнем воды и плоскостью нижнего электрода, подвергаясь воздействию слабого электрического поля. Затем она попадает в сильное электрическое поле третьей зоны, находящейся между двумя электродами. Различие в напряженности электрического поля позволяет в средней зоне обеспечить выделение из эмульсии более крупных глобул воды и разгрузить таким образом третью зону для выполнения наиболее сложной задачи — отделения мелких капель воды.
Конструкция нижнего и верхнего маточников способствует равномерному распределению нефти по всему сечению аппарата, уменьшению скорости восходящего потока, что облегчает столкновение
водяных капель, движущихся вверх, с каплями, опускающимися вниз после их укрупнения в верхних слоях аппарата.
Себестоимость обезвоживания и обессоливания нефтей в электродегидраторах описанных выше типов зависит от степени их обводненности, характера эмульсии и эффективности деэмульгатора, типа и мощности установки и т. д.
В заключение следует отметить, что стойкость эмульсии зависит от многих факторов и поэтому не может быть одинаково эффективных и экономически целесообразных условий разрушения для любых эмульсий. Выбору того или иного способа и условий разрушения эмульсии должно предшествовать тщательное изучение ее свойств, экспериментальный подбор деэмульгатора и режима обработки, а также сопоставление технико-экономических показателей рассмотренных выше методов деэмульгирования. С другой стороны, изучение и устранение причин образования эмульсий позволяют значительно упростить процесс деэмульгирования и, следовательно, снизить затраты на подготовку нефти, поступающей на нефтеперерабатывающие заводы.
' ’ БОРЬБА С ПОТЕРЯМИ ЛЕГКИХ ФРАКЦИЙ. И СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТЕЙ
Методы предотвращения потерь. ’ легких фракций
При перемещении нефти от скважин до нефтезаводских емкостей из нее испаряются наиболее легкие компоненты (метан, этан, пропан и т. д., включая бензиновые фракции), которые безвозвратно теряются, если не принять специальных мер по герметизации емкостей и сбору выделяющихся газов и паров. Такие потери могут достигать 5% от нефти. Некоторой иллюстрацией могут служить приведенные ниже данные:
Содержание франций, выкипающих ДО 100°с
Давление насыщенных паров нефти, лип рт. ст.
Промысловый трал
9,0
625
Сырьевой резервуар па промыслах
7,9
421
Обезвоживающая п обессоливающая установка
-7,2
408
Нефтезаводской резервуар.
6,8
192
Из этих данных следует, что при транспортировании от нефтепромыслового трапа до нефтеперерабатывающего завода из нефти потеряно 2,2% фракций, выкипающих до 100° С. Естественно, что чем дольше хранится нефть, тем больше теряется летучих компонентов. С другой стороны, если в нефти, поступающей на перегонку, содержатся газообразные углеводороды, то они отбираются вместе
с бензином и он делается нестабильным, т. е. способным изменять свой фракционный состав при перекачке и хранении.
Поскольку потери летучих компонентов из нефти и нефтепродуктов в основном происходят в резервуарах, рассмотрим более подробно этот случай. При наполнении резервуара из него в атмосферу вытесняется некоторый объем воздуха, насыщенный парами углеводородов, выделившимися из нефти или нефтепродукта, поступающих в резервуар. Это явление известно под названием «большого дыхания» резервуара. Количество углеводородных газов и нефтяных паров, вытесняемых из резервуара при его заполнении, может быть определено по номограмме (рис. 87) или по формуле
(94)(94)с_ 8РМ
(94)
(94)
(л—р) 29
где G — количество летучих компонентов нефти, унесенных воздухом при заполнении резервуара, т;
g — количество воздуха, вытесняемого пз резервуара при его заполнении, т;
р — парциальное давленпе газов в резервуаре, лы; рт. ст.", М — молекулярный вес летучих компонентов;
л — общее давленпе газов в резервуаре, мм рт. ст.;
29 — молекулярный вес воздуха.
Давление насыщенных паров определяют по графику, приведенному на рис. 88, через давление насыщенных: паров по Рейду.
Из формулы (94) видно, что при одном и том же давлении потери от испарения тем больше, чем больше нефти поступает в резервуар и чем больше парциальное давление летучих компонентов. Последнее в свою очередь возрастает при повышении температуры и концентраций летучих компонентов в нефти (бензине).
При хранении нефти и нефтепродуктов в резервуарах наблюдаются потери от так называемых малых дыханий резервуаров. Малые дыхания протекают по следующей схеме. Днем пары в газовом пространстве резервуара нагреваются, при этом давление повышается. Когда давление паров превысит величину, на которую рассчитан дыхательный клапан, последний открывается и сбрасывает часть паров в атмосферу («выдох»). Ночью, когда температура в газовом пространстве понижается, газы сжимаются, в резервуаре образуется вакуум, дыхательный клапан открывается и атмосферный воздух поступает в резервуар, заполняя его газовое пространство («вдох»). Потери от малых дыханий резервуара могут быть определены по номограмме, изображенной на рис. 89.
Для сокращения потерь от испарения предложено много мероприятий. Самым надежным из них является устройство герметичных резервуаров, бензохранилищ с дышащими крышами, дышащих баллонов, рассчитанных на атмосферное давление, и сферических резервуаров, приспособленных к хранению бензинов под повышенным давлением. Большое значение имеют герметизация оборудования по
добыче нефти на промыслах; уменьшение газового пространства в резервуарах путем устройства плавающих крыш или плавающих полихлорвиниловых покрытий; охлаждение крыш и стенок резервуаров
3,0 - - 4,0
160 г160 г760200760200■ «3■ «3250300250300-I■h-I■h0,600,50 -0,600,50 -0,400,40ВВ2,5 -2,5 --3,0-3,02,01,8 --2-°2,01,8 --2-°’Д -2,0'^ "-18’Д -2,0'^ "-18ЕЕ7^67^6-1,2>1'1, Ио--’^-1,2>1'1, Ио--’^0,9 - - 7,20,9 - - 7,2Вспомогатель на яосьВспомогатель на яось0,8 - о?-:0,8 - о?-:-7,0-7,00,6 - - 0,80,6 - - 0,8у 400 g 500у 400 g 500■а■а600700800600700800э&э&§ 7000 5120014001600§ 7000 5120014001600<з<з0,300,250,20 0,180,300,250,20 0,18-D-D'0,74 0,720,700,08 0,07'0,74 0,720,700,08 0,07<Г_ Шае 1С <Г_ Шае 1С «3 Чз«3 ЧзБ ^Б ^i 9i 9Д У■зб f V40 - 5Д У■зб f V40 - 550 г^50 г^606080100125150801001251505^,2005^,200300400300400ii1105 --0*1-0,6 °-^-0,505 --0*1-0,6 °-^-0,50,3 - - 0,40,25-0,30200,18 --0,250,3 - - 0,40,25-0,30200,18 --0,250,160,16-0,2-0,2О.’6 " -0,18О.’6 " -0,180,12,--0160,12,--0160,10 -0,10 -0,06 -0,06 -014014--012--0120,100,10' - 0,09 0,06 - - 0,08 0,05--°.°7 ’ - 006 °>^--0,050,03 - - 0,0*1' - 0,09 0,06 - - 0,08 0,05--°.°7 ’ - 006 °>^--0,050,03 - - 0,0*10,02 -0,02 -XX6969Н§Н§ЕЕ§§ЕЕ-0,03: - 0025-0,03: - 0025
160 г
160 г
760
200
760
200
■ «3
■ «3
250
300
250
300
-I
■h
-I
■h
0,60
0,50 -
0,60
0,50 -
0,40
0,40
В
В
2,5 -
2,5 -
-3,0
-3,0
2,0
1,8 --2-°
2,0
1,8 --2-°
’Д -2,0
'^ "-18
’Д -2,0
'^ "-18
Е
Е
7^6
7^6
-1,2>1'1, Ио--’^
-1,2>1'1, Ио--’^
0,9 - - 7,2
0,9 - - 7,2
Вспомогатель на яось
Вспомогатель на яось
0,8 - о?-:
0,8 - о?-:
-7,0
-7,0
0,6 - - 0,8
0,6 - - 0,8
у 400 g 500
у 400 g 500
■а
■а
600
700
800
600
700
800
э&
э&
§ 7000 51200
1400
1600
§ 7000 51200
1400
1600
<з
<з
0,30
0,25
0,20 0,18
0,30
0,25
0,20 0,18
-D
-D
'0,74 0,72
0,70
0,08 0,07
'0,74 0,72
0,70
0,08 0,07
<Г_ Шае 1
С
<Г_ Шае 1
С
«3 Чз
«3 Чз
Б ^
Б ^
i 9
i 9
Д У
■зб f V
40 - 5
Д У
■зб f V
40 - 5
50 г^
50 г^
60
60
80
100
125
150
80
100
125
150
5^,200
5^,200
300
400
300
400
i
i
1
1
05 --0*1
-0,6 °-^-0,5
05 --0*1
-0,6 °-^-0,5
0,3 - - 0,4
0,25
-0,3
0200,18 --0,25
0,3 - - 0,4
0,25
-0,3
0200,18 --0,25
0,16
0,16
-0,2
-0,2
О.’6 " -0,18
О.’6 " -0,18
0,12,--016
0,12,--016
0,10 -
0,10 -
0,06 -
0,06 -
014
014
--012
--012
0,10
0,10
' - 0,09 0,06 - - 0,08 0,05--°.°7 ’ - 006 °>^--0,05
0,03 - - 0,0*1
' - 0,09 0,06 - - 0,08 0,05--°.°7 ’ - 006 °>^--0,05
0,03 - - 0,0*1
0,02 -
0,02 -
X
X
6
9
6
9
Н
§
Н
§
Е
Е
§
§
Е
Е
-0,03
: - 0025
-0,03
: - 0025
0,014~-^т 0,012 --0,016 0010 --0,014
-0012
Рис. 87. Номограмма для определения потерь нефти и нефтепродуктов от больших дыханий из резервуаров со стационарными крышами. (Последовательность операций при пользовании номограммой определяется буквами алфавита).
путем орошения их водой, окрашивание наружных стен резервуаров алюминиевой краской и т. д. Сопоставляя различные мероприятия по борьбе с потерями, можно отметить следующее. Дышащие баллоны и крыши являются весьма совершенными устрой-
ствами для сокращения потерь летучих компонентов. Однако на их сооружение расходуется много металла и они сложны в изготовлении. В связи с этим один дышащий баллон ставят на несколько
г 0,035
- 0,042
- 0,049
- 0,056
- 0,063 -О,О7С - 0,077
- 0,091
-0,105
-0,119
-0,140
-0,154
60 -.60 -.40 -40 --0,238 - 0,257- 0,280; 0,308- 0,350 -0,385 -0,420 -0,455 -0,490- 0,560 "-0,630 -0,700 -0,770 -0,805 -0,875 -0,945 -0,980-0,238 - 0,257- 0,280; 0,308- 0,350 -0,385 -0,420 -0,455 -0,490- 0,560 "-0,630 -0,700 -0,770 -0,805 -0,875 -0,945 -0,980-1,05-1,0510 -10 -ОО-0,168
60 -.
60 -.
40 -
40 -
-0,238 - 0,257
- 0,280
; 0,308
- 0,350 -0,385 -0,420 -0,455 -0,490
- 0,560 "-0,630 -0,700 -0,770 -0,805 -0,875 -0,945 -0,980
-0,238 - 0,257
- 0,280
; 0,308
- 0,350 -0,385 -0,420 -0,455 -0,490
- 0,560 "-0,630 -0,700 -0,770 -0,805 -0,875 -0,945 -0,980
-1,05
-1,05
10 -
10 -
О
О
-10-10
-10
-10
-1,190
-1,400
-1,540
-1,750
Рис. 88. Номограмма для определения давления насыщенныхпаров нефти.
резервуаров, главным образом бензиновых. Система соединения их с резервуаром показана на рис. 90..
Дышащими баллонами называют резервуары емкостью до 10 000 м3', днища и крыши которых выполнены из гибкой
i 1i11i—।1—i11 1—i1।111—i1—।u Нефть
0,75 123 4 5 7,5 10 го 30 to 50 75 100200 300 500 7501000 2000
Потери от малых дыханий , м3/год
Рис. 89. Номограмма для определения потерь от малых дыханий нефтепродуктов и нефтей из резервуаров со стационарными крышами.
стали толщиной 2 мм. В нерабочем состоянии крыша и днище соприкасаются друг с другом. В рабочем состоянии баллон наполняется и крыша приподнимается на высоту 2—3 Л1. Для уравновешивания баллона предусмотрены особые противовесы. Взамен дышащих баллонов могут быть использованы обычные газгольдеры.
Дышащие крыши (рис. 91) допускают увеличение объема хранилища на величину до 5% от первоначальной, что достаточно для ликвидации потерь от малых дыханий при заполненном резервуаре. Изготовляются они из гибкой стали толщиной 3—5 мм. Нижнее положение крыши ограничивается опорными столбами. Разрыв крыши при чрезмерном расширении газа предотвращается специальным предохранительным клапаном, выпуска-
_покой Заполнение ОпорожнениеющИм избыточный газ в ат-
Рлс. 90. Схема дышащих баллонов: а — баллон заполнен; б—баллон опорожнен. Стрелки показывают направление потока паров в течение дня прп возрастании температуры.Рлс. 90. Схема дышащих баллонов: а — баллон заполнен; б—баллон опорожнен. Стрелки показывают направление потока паров в течение дня прп возрастании температуры.Ряс. 91. Схема дышащей крыши: 1 — штуцер длп манометра; 2 — лаз; з — предохранительный клапан; 4 — наивысшее положение крыши; 5 —■ емкость для паров; 6 — опорная балка; 7 — спускная труба; 8 — стропила;9 — колопны.Ряс. 91. Схема дышащей крыши: 1 — штуцер длп манометра; 2 — лаз; з — предохранительный клапан; 4 — наивысшее положение крыши; 5 —■ емкость для паров; 6 — опорная балка; 7 — спускная труба; 8 — стропила;9 — колопны.
Рлс. 90. Схема дышащих баллонов: а — баллон заполнен; б—баллон опорожнен. Стрелки показывают направление потока паров в течение дня прп возрастании температуры.
Рлс. 90. Схема дышащих баллонов: а — баллон заполнен; б—баллон опорожнен. Стрелки показывают направление потока паров в течение дня прп возрастании температуры.
Ряс. 91. Схема дышащей крыши: 1 — штуцер длп манометра; 2 — лаз; з — предохранительный клапан; 4 — наивысшее положение крыши; 5 —■ емкость для паров; 6 — опорная балка; 7 — спускная труба; 8 — стропила;
9 — колопны.
Ряс. 91. Схема дышащей крыши: 1 — штуцер длп манометра; 2 — лаз; з — предохранительный клапан; 4 — наивысшее положение крыши; 5 —■ емкость для паров; 6 — опорная балка; 7 — спускная труба; 8 — стропила;
9 — колопны.
Плавающие крыши почти полностью устраняют потери от испарения при больших и малых дыханиях резервуаров. Плавающая крыша представляет собой полый диск из 2-3-мм листовой стали. Радиальными перегородками она разделена на ряд герметических отсеков, предупреждающих ее потопление в случае течи. Плавающие крыши тяжелее обычных и обходятся дорого. Кроме того, они требуют постоянного ухода по спуску дождевой воды, очистке от выпавшего снега и предупреждению замерзания затвора при сильных морозах. Плавающие крыши во время грозы не безопасны в пожарном отношении.
Оригинальным является применение поливинилхлоридного ковра, плавающего в цилиндрических резервуарах на поверхности нефти или нефтепродукта. Ковер представляет гибкую поливинилхлоридную пленку, к которой снизу прикреплены поплавки из того же материала.. Он покрывает всю свободную поверхность жидкости за исключением кольца шириной 2,5 см от стенок, в котором вмонтированы Z-образные уплотнители. Ковер собирается из частей,
13 Заказ 1000
связанных между собой застежкой-молнией. Для спуска конденсированной жидкости имеются специальные трубы. Поливинилхлоридные ковры снижают потери от испарения на 60—90%.
Стабилизация нефтей
Для сокращения потерь от испарения и улучшения условий транспортирования нефть подвергают стабилизации, т. е. удалению низкомолекулярных углеводородов (метана, этана и пропана), а также сероводорода на промыслах или на головных перекачивающих станциях нефтепроводов. .
На рис. 92 представлена одна из возможных схем дегазации и стабилизации нефти на промыслах. Поступающая из скважины газо-нефтяная смесь вследствие перепада давлений, создаваемого редукционными клапанами 8 и 9, в газосепараторах 2 иЗ разделяется
Рис. 92. Принципиальная схема установки для дегазации нефти па промыслах: 1— вышка; 5, 3,6 — газосспараторы; 4 — колонна-стабилизатор; 5 — кипятильник; 7 — компрессор; 8, 9 — редукционные клапаны; ю — конденсатор-холодильник.
Линии: I — сырая нефть; II—IV — газ; V — газовый бензин; VI — стабильная нефть.
на жидкую (вода, нефть) и газовую фазы. Газы высокого и среднего давлений направляются в соответствующие газовые магистрали, а нефть в колонну-стабилизатор 4. В этом аппарате за счет подвода тепла через кипятильник 5 из нефти выделяются в паровую фазу растворенные в ней низкомолекулярные углеводороды. Газо-паровая смесь выводится сверху колонны 4, конденсируется в конденсаторе- холодильнике 10, после чего конденсат поступает в газосепаратор 6, где разделяется на жидкую фазу — газовый бензин и газ низкого давления. Последний сжимается компрессором 7 и-вместе с газами высокого и среднего давлений направляется на газоперерабатывающий завод. Освобожденная от растворенных газов стабильная нефть снизу колонны 4 поступает в резервуар, а оттуда по нефтепроводу на нефтеперерабатывающий завод.
Схема промысловой стабилизационной установки, используемая для нефтей с высоким содержанием растворенных газов, приведена
на рис. 93. По этой схеме нефть насосом 1 прокачивается через теплообменник 2 в водогрязеотстойник 3, где отстаивается от воды, п затем направляется в ректификационную колонну 4, работающую под давлением от 2 до 5 ат. Перетекая по тарелкам колонны, нефть освобождается от легких фракций, которые, пройдя вместе с газами конденсатор-холодильник 5, конденсируются и собираются в газо- сепараторе 6. Здесь несконденспрованные газы отделяются от жидкой
Рпс. 93. Схема установки для стабилизации нефти:
1, 11, 17, 18 — насосы; 2,7 — теплообменники; з — водоотделитель; 4 — первая ректификационная колонна; 5, 15 — конденсаторы-холодильники; 6 — емкость бензина; 8 — вторая ректификационная колонна; .9 — печь; 10—горячий насос; 12 — кипятильник с паровым пространством; 13, 14 — холодильники; 16 — емкость орошепия.
Линии: I — сырая нефть; II — сухой газ; III — сжиженный газ; IV — стабильная нефть; ,V — бензин.
фазы, состоящей главным образом из бутана, пентана, гексана и высших. Первые направляются в газовую магистраль и далее на газо- фракциониругощую установку, а вторые через теплообменник 7 в стабилизационную колонну 8 газового бензина. Колонна 8 работает под давлением 8—12 ат. Лишенная низкокипящих фракций нефть горячим насосом 10 частично подается на циркуляцию в трубчатую печь 9, а оставшаяся доля насосом 11 направляется через теплообменник 2, кипятильник 12, холодильник 14 в емкость стабилизированной нефти.
Легкие бензиновые фракции, ректифицируясь в стабилизаторе 8, освобождаются от избыточного количества пропан-бутановых фракций. Последние после конденсации и охлаждения в конденсаторе 15 поступают в газосепаратор 16, откуда часть конденсата насосом 18 подается на орошение, а избыток переводится в емкость сжиженного газа или на газоперерабатывающий завод на разделение.
13*
Стабилизированный бензин проходит через кипятильник 12, теплообменник 7 и холодильник 13, а далее либо направляется в емкость либо смешивается со стабилизированной нефтью и направляется на нефтеперерабатывающий завод. .
Ниже приведены в качестве примера данные (в объемы. %) о составе легкой нефти до и после стабилизации:
До стабилизации
После стабилизации
Метал . . . .
.0,6
Этап
.2,3
Пропан . . . .
.2,7
Следы
Бутаны . . . .
.2,3
2,0
Пентаны . . .
.3,6
4,2
Гексаны . . .
.7,0
7,4
Гептан и выше
.81,5
86,4
СОРТИРОВКА НЕФТЕЙ
Как известно, различные пефтп и выделенные из них соответствующие фракции отличаются друг от друга физико-хпмическимц и товарными свойствами. Так, бензиновые фракции некоторых нефтей характеризуются высокой концентрацией ароматических, нафтеновых или изопарафиновых углеводородов и поэтому имеют высокие октановые числа, тогда как бензиновые фракции других нефтей содержат в значительных количествах парафиновые углеводороды нормального строения и имеют очень низкие октановые числа.
Некоторые нефти не содержат твердых парафиновых углеводородов и из них могут быть получены арктические и зимние сорта дизельных топлив, а также низкозастывающие масла без/такого сложного процесса, как депарафинизация, которая является обязательной при переработке парафинистых нефтей. Получение дизельных топлив из сернистых и высокосернистых нефтей связано с включением в технологическую схему нефтеперерабатывающего завода процесса обессеривания, например гидроочистки; при переработке бессер- нистых и малосернистых нефтей этого не требуется. Потребность в различных сортах масел, получаемых из нефти, значительно меньше, чем потребность в топливах, поэтому на производство масел направляют только отборные, так называемые масляные нефти, из которых можно получать масла высокого качества, с большими выходами и при менее сложной технологии производства, чем из других «немасляных» нефтей.
Смолистые компоненты некоторых нефтей отличаются уникальными свойствами, что позволяет только из этих нефтей получать строительные и дорожные битумы исключительно высокого качества.
Можно привести еще много подобных примеров, однако и ска-
ванного достаточно, чтобы сделать вывод о необходимости сортировки нефтей, при которой исключается возможность неоправданного смешения нефтей различного сорта.
Однако раздельные сбор, хранение и перекачка нефтей в пределах месторождения с большим числом нефтяных пластов сильно осложняют нефтепромысловое хозяйство и требуют больших капиталовложений на сооружение огромного резервуарного парка и сложной сети нефтепроводов, поэтому близкие по физико-химическим и товарным свойствам нефти на промыслах смешивают и направляют на совместную переработку. Примером могут служить нефтесмеси Ромашкинского месторождения Татарской АССР, двойная доссоро- макатская смесь Эмбенского района, тройная — балахано-сабунчи- романннская — Азербайджана и др. Положительным примером является переработка нефтесмеси из легкой и тяжелой Вознесенских нефтей Грозненского района. При этом облегчается перекачка тяжелого сырья с промыслов на нефтезаводы без ущерба для качества получаемых перегонкой моторных топлив.
Таким образом, по вопросу о сортировке нефтей можно сделать следующие выводы:
сортировке нефтей должно предшествовать глубокое и всестороннее исследование товарных свойств сырья и получаемых из него продуктов;
смешивать целесообразно лишь такие нефти, которые близки по физико-химическим свойствам; ■
недопустимо смешение нефтей, при котором теряются цепные свойства одного из компонентов из-за низкого качества другого компонента нефтесмеси;
смешение нефтей с различными свойствами допустимо лишь в тех случаях, когда оно приводит к облагораживанию смешанного сырья и производству нефтепродуктов, удовлетворяющих нормам без повышения затрат, применения дорогостоящих реагентов и сложных технологических процессов и приемов очистки.
ГЛАВА VIII
ПЕРВИЧНАЯ ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ
МЕТОДЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ
Как показано ранее, нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов, различных по молекулярному весу и температуре кипения. Кроме того; в нефти содержатся сернистые, кислородные и азотистые органи- ческпе соединения. Для производства многочисленных продуктов различного назначения и со специфическими свойствами применяют методы разделения нефти на фракции и группы углеводородов, а также изменения ее химического состава. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти. К первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используются ее потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов. Ко вторичным методам относят процессы деструктивной переработки нефти и очистки нефтепродуктов. Процессы деструктивной переработки нефти предназначены для изменения ее химического состава путем термического и каталитического воздействия. При помощи этих методов удается получить нефтепродукты заданного качества и в больших количествах, при прямой перегонке нефти.
Так, каталитическим крекингом получают дополнительные количества высокооктановых бензинов, посредством каталитического риформинга повышают октановое число бензинов и получают ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы и этилбензол). Гидроочистка позволяет производить реактивные и дизельные топлива с малым содержанием серы. Процесс пиролиза дает возможность получить из нефти важнейшее сырье для нефтехимии: этилен, пропилен, бутилены и моноциклические ароматические углеводороды, а также сырье для производства высококачественных сажи и электродного кокса.
Процессы очистки нефтепродуктов основаны на освобождении их от нежелательных компонентов с целью получения товарных нефтепродуктов высокого качества. К нежелательным компонентам относятся, например, при производстве реактивных и дизельных топлив сернистые соединения, ароматические углеводороды и высокозасты-
вающие парафины нормального строения, а при получении смазочных масел — смолистые вещества, полициклические ароматические углеводороды с короткими боковыми цепями и сернистые соединения.
На современных нефтеперерабатывающих заводах основным первичным процессом служит разделение нефти на фракции, т. е. ее перегонка. Различают перегонку с однократным, многократным и постепенным испарением.
В основе промышленных процессов, осуществляемых на установках непрерывного действия, находится перегонка нефти с одно- и многократным испарением. При перегонке с однократным испарением нефть нагревают до определенной температуры и отбирают все фракции, перешедшие в паровую фазу. Перегонка нефти с многократным испарением, например с трехкратным, заключается в том, что сначала нефть нагревают до температуры, позволяющей отогнать из нее фракцию легкого бензина. Затем отбензиненную смесь нагревают до более высокой температуры и отгоняют фракции, выкипающие примерно до 350° С (т. е. фракции тяжелого бензина, реактивного и дизельного топлив). В остатке от перегонки получается мазут, из которого в дальнейшем под вакуумом отгоняют фракции смазочных масел; в остатке получается гудрон. Другими словами, нефть последовательно нагревают три раза, каждый раз отделяя паровую фазу от жидкой. Образующиеся паровую и жидкую фазы подвергают ректификации в колоннах. Таким образом, промышленные процессы перегонки нефти основаны на сочетании перегонки с одно- и многократным испарением и последующей ректификацией паровой и жидкой фаз.
Перегонку нефти с постепенным испарением в основном применяют в лабораторной практике на перегонных аппаратах периодического действия и весьма низкой производительности. Различные методы перегонки нефти в таких аппаратах рассмотрены в гл. III.
ПЕРЕГОНКА НЕФТИ С ОДНОКРАТНЫМ,МНОГОКРАТНЫМ И ПОСТЕПЕННЫМ ИСПАРЕНИЕМ
При перегонке с однократным испарением нефть нагревают в змеевике какого-либо подогревателя до заранее заданной температуры. По мере повышения температуры образуется все больше паров, которые находятся в равновесии с жидкой фазой, и при заданной температуре паро-жидкостная смесь покидает подогреватель и поступает в адиабатический испаритель. Последний представляет собой пустотелый цилиндр, в котором паровая фаза отделяется от жидкой и выводится сверху. Пары проходят конденсатор-холодильник, где конденсируются, а образовавшийся конденсат охлаждается и стекает в приемник. Жидкая фаза выводится снизу испарителя, охлаждается в холодильнике и направляется в соответствующий приемник.
Таким образом, при перегонке нефти с однократным испарением образующаяся паровая фаза находится в состоянии равновесия с жидкой фазой и лишь при определенной температуре их разделяют. Естественно, что температура паровой и жидкой фаз в этом случае одна и та же. Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением наихудшая по сравнению с перегонкой
Рис. 94. Кривые НТК для продуктов перегонки нефтяной фрагщип с однократным испарением:Рис. 94. Кривые НТК для продуктов перегонки нефтяной фрагщип с однократным испарением:Рпс. 95. Изобарные кривые равновесия бинарной £ смеси углеводородов:I — область жидкости; II — область паров.Рпс. 95. Изобарные кривые равновесия бинарной £ смеси углеводородов:I — область жидкости; II — область паров.1 — исходная франция; 2, -1 и 6 — продукты перегонки, полученные в паровой фазе при доле отгона соответственно 0,800, 0,435 и 0,200; з, 5 и 7 — продукты перегонкп, полученные в жидкой фазе при доле отгона соответственно 0,200, 0,435 и 0,800.
Рис. 94. Кривые НТК для продуктов перегонки нефтяной фрагщип с однократным испарением:
Рис. 94. Кривые НТК для продуктов перегонки нефтяной фрагщип с однократным испарением:
Рпс. 95. Изобарные кривые равновесия бинарной £ смеси углеводородов:
I — область жидкости; II — область паров.
Рпс. 95. Изобарные кривые равновесия бинарной £ смеси углеводородов:
I — область жидкости; II — область паров.
кривая разгонки (НТК) фракции 40—285° С, а также кривые разгонки продуктов, полученных в результате перегонки этой фракции с однократным испарением и различной долей отгона (0,200; 0,435 и 0,800). Верхняя серия кривых характеризует фракционный состав равновесной жидкой фазы (остатка), полученной при перегонке с однократным испарением; нижняя серия кривых характеризует фракционный состав паровой фазы. Из рис. 94 видно, что температурные пределы выкипания полученных продуктов мало отличаются друг от друга. Так, отгон фракции 40—285° С, полученный при перегонке с однократным испарением (доля отгона 0,800), имеет пределы выкипания 40—280° С, а тяжелая часть (остаток) 100—
292° С. Следовательно, и в парах, и в жидкости содержатся практически все фракции исходной смеси. ,
Перегонка с многократным испарением состоит из двух или более однократных процессов изменения фазового состояния нефти, т. е. однократных испарений. При каждом из них образовавшиеся пары отделяются от жидкого остатка, последний подвергается дальнейшему нагреву и вновь образовавшиеся пары снова отделяются от жидкой фазы; таким образом нефть нагревается заданное число раз.
Если при каждом однократном испарении нефти происходит бесконечно малое изменение ее фазового состояния (т. е. образовавшиеся пары непрерывно отделяются от жидкой фазы), а число однократных испарений бесконечно большое, то такая перегонка называется перегонкой с постепенным испарением. Иногда ее называют простой перегонкой.
Перегонка смеси двух углеводородов с многократным или постепенным испарением при одной и той же температуре обеспечивает меньшую долю отгона, чем с однократным. Это можно видеть на рис. 95, где представлены изобарные кривые равновесия для бинарной смеси.
Пусть исходная смесь двух углеводородов А и В имеет температуру i0, а концентрация низкокипящего компонента В равна а. Тогда исходная смесь характеризуется точкой Lo. Если эту смесь нагреть до температуры начала кипения 1г, то система будет характеризоваться точкой Lv Из рис. 95 видно, что температура £3 является температурой конца кипения смеси при однократном испарении и при этой температуре вся смесь находится в паровой фазе.
При перегонке с многократным испарением сначала нагреем смесь до температуры t; в результате образуется смесь паров и жидкости:
£=Л+£> (95)
П = ЫД — е) (96)
где L — количество исходной смеси;
Н л D — соответственно количество жидкой и паровой фаз; е — доля отгона при температуре t.
Если пары отделить от жидкости и последнюю нагреть до температуры t2, т0 система будет характеризоваться точкой L^ и количество жидкой фазы (В^ составит: ,
Л3 = Л (1—е^) (1 —е3) (97 где е„ — доля отгона при вторичном нагреве жидкого остатка.
Таким образом, при температуре ta и однократном испарении вся смесь переходит в паровую фазу, а при двухкратном испарении часть сырья в количестве В^ остается в жидком состоянии.
При перегонке многокомпонентной системы, которую представляют собой нефть и ее фракции, наблюдается та же картина. Если
для нефтяной фракции построить кривые разгонки с однократным испарением (ОИ) и с четкой ректификацией (ИТК), то видно, что по кривой ОИ температура начала кипения выше, а конца кипения ниже, чем по кривой ИТК (рис. 96).
Из рис. 96 видно также, что для данной нефти при доле отгона е >-0,30 температура нагрева при однократном испарении ниже, чем при постепенном испарении (при условии отбора одного и того же количества дистиллятов). Следовательно, при перегонке нефти с однократным испарением на нагрев сырья расходуется меньше тепла, чем
Рис. 97. Принципиальная схема установки для перегонки нефти:Рис. 97. Принципиальная схема установки для перегонки нефти:1 — трубчатая печь; 2 — ректификационная колонна; 3 — конденсатор-холодильник и холодильники; 4 — теплообменники.Линии: I— нефть; II— верхний продукт; III — боковые продукты; IV—остаток- от перегонки нефти; V— орошение; VI— ввод тепла или испаряющего агента.1 — трубчатая печь; 2 — ректификационная колонна; 3 — конденсатор-холодильник и холодильники; 4 — теплообменники.Линии: I— нефть; II— верхний продукт; III — боковые продукты; IV—остаток- от перегонки нефти; V— орошение; VI— ввод тепла или испаряющего агента.Рис. 96. Кривые разгонки нефти ИТК и О И.Рис. 96. Кривые разгонки нефти ИТК и О И.с постепенным. Важным преимуществом однократного испарения является также и то, что при максимально допусти-
Рис. 97. Принципиальная схема установки для перегонки нефти:
Рис. 97. Принципиальная схема установки для перегонки нефти:
1 — трубчатая печь; 2 — ректификационная колонна; 3 — конденсатор-холодильник и холодильники; 4 — теплообменники.
Линии: I— нефть; II— верхний продукт; III — боковые продукты; IV—остаток- от перегонки нефти; V— орошение; VI— ввод тепла или испаряющего агента.
1 — трубчатая печь; 2 — ректификационная колонна; 3 — конденсатор-холодильник и холодильники; 4 — теплообменники.
Линии: I— нефть; II— верхний продукт; III — боковые продукты; IV—остаток- от перегонки нефти; V— орошение; VI— ввод тепла или испаряющего агента.
Рис. 96. Кривые разгонки нефти ИТК и О И.
Рис. 96. Кривые разгонки нефти ИТК и О И.
мой температуре нагрева нефти
350—370° С (при более высокой температуре начинается разложение углеводородов) больше продуктов переходит в паровую фазу по сравнению с многократным или постепенным испарением. Для отбора из нефти фракций, выкипающих выше 350—370° С, применяют
вакуум, водяной пар или совместно вакуум и водяной пар.
Использование в промышленности принципа перегонки с однократным испарением в сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз позволяет достигать высокой четкости разделения нефти на фракции, непрерывности процесса и экономичного расходования
топлива на нагрев сырья.
Принципиальная схема установки для промышленной перегонки нефти приведена на рис. 97. Исходная нефть прокачивается насосом через теплообменники 4, где нагревается под действием тепла отходящих нефтяных фракций ^поступает в огневой подогреватель (труб-
чатую печь) 1. В трубчатой печи нефть нагревается до заданной температуры и входит в испарительную часть (питательную секцию) ректификационной колонны 2. В процессе нагрева часть нефти переводит в паровую фазу, которая при прохождении трубчатой печи все время находится в состоянии равновесия с жидкостью. Как только нефть в виде паро-жидкостной смеси выходит из печи и входит в колонну (где в результате снижения давления дополнительно испаряется часть сырья), паровая фаза отделяется от жидкой п поднимается вверх по колонне, а жидкая .перетекает вниз. Паровая фаза подвергается ректификации в верхней части колонны, считая от места ввода сырья, жидкая фаза — в нижней части.
В ректификационной колонне размещены ректификационные тарелки, на которых осуществляется контакт поднимающихся по колонне паров со стекающей жидкостью (флегмой). Флегма создается в результате того, что часть верхнего продукта возвращается в жидком состоянии на верхнюю тарелку и стекает на нижележащие, обогащая поднимающиеся пары низкокипящимп компонентами.
Для ректификации жидкой части сырья в нижней части ректификационной колонны под нижнюю тарелку необходимо вводить тепло или какой-либо испаряющий агент. В результате легкая часть нижнего продукта переходит в паровую фазу и тем самым создается паровое орошение. Это орошение, поднимаясь с самой нижней тарелки и вступая в контакт со стекающей жидкой фазой, обогащает последнюю высококипящими компонентами.
В итоге сверху колонны непрерывно отбирается низкокипящая фракция, снизу — высококипящин остаток.
ПЕРЕГОНКА НЕФТИ В ПРИСУТСТВИИИСПАРЯЮЩЕГО АГЕНТА
Как упоминалось выше, одним из методов повышения концентрации высококипящих компонентов в остатке от перегонки нефти является ввод в нижнюю часть ректификационной колонны испаряющего агента. В качестве такового можно применять водяной пар, инертный газ (азот, двуокись углерода, нефтяной газ), пары бензина, лигроина или керосина.
Наиболее широко в качестве испаряющего агента при перегонке нефти применяют водяной пар. В его присутствии в ректификационной колонне снижается парциальное давление углеводородов, а следовательно, их температура кипения. В результате наиболее низко- кипящие углеводороды, находящиеся в жидкой фазе после однократного испарения, переходят в парообразное состояние и вместе с водяным паром поднимаются вверх по колонне. Водяной пар проходит всю ректификационную колонну и уходит с верхним продуктом, понижая температуру в ней на 10—20° G. Рекомендуется применять перегретый водяной пар и вводить его в колонну с температурой,
равной температуре подаваемого сырья или несколько выше. Обычно отработанный после паровых насосов и турбин водяной пар под давлением 2—3 ат перегревают в змеевиках трубчатой печи и вводят в колонну с температурой 350—450° С. .
Не практикуется применение насыщенного водяного пара, так как его температура и давление взаимосвязаны, например при температуре ввода в колонну 350° С его давление равно 170 ат. Кроме того, с повышением давления стоимость насыщенного водяного пара резко возрастает, поэтому применять его не экономично. Если вводить в колонпу насыщенный водяной пар низкого давления, например 10 ат и соответственно с температурой 180° С, то часть тепла идет на его нагрев. Влияние водяного пара заключается в следующем:
интенсивно перемешивается кипящая жидкость, что способствует испарению низкокипящпх углеводородов:
создается большая поверхность испарения тем, что испарение углеводородов происходит внутрь множества пузырьков водяного пара.
Расход водяного пара зависит от количества отпариваемых компонентов, их природы и условий внизу колонны. Для хорошей ректификации жидкой фазы внизу колонны необходимо, чтобы примерно 25% ее переходило в парообразное состояние.
Замена водяного пара инертным газом могла бы привести к большой экономии тепла, затрачиваемого на производство водяного пара, и к снижению расхода воды, идущей на его конденсацию. Весьма рационально применять инертный газ при перегонке сернистого сырья, так как сернистые соединения в присутствии влаги вызывают интенсивную коррозию аппаратов. Однако инертный газ не получил применения при перегонке нефти из-за громоздкости подогревателей газа и конденсаторов паро-газовой смеси (низкого коэффициента теплоотдачи) и трудности полного извлечения отгоняемого нефтепродукта из газового потока.
Более удобно в качестве испаряющего агента использовать легкие нефтяные фракции, так как это исключает применение открытого водяного пара при перегонке сернистого сырья, вакуума и вакуум- создающей аппаратуры. Так, применение испаряющего агента позволило выделить из 38%-ного остатка сернистой нефти под атмосферным давлением ценные масляные дистилляты в количестве 60% на остаток. Испаряющим агентом служила фракция бензина 54— 160° С в весовом соотношении 1 : 1 к исходному сырью. Перегонку, вели при 345° С.
Чем ниже температура кипения испаряющего агента и больше его относительное количество, тем ниже температура перегонки. Однако чем легче испаряющий агент — нефтепродукт, тем больше его теряется в процессе перегонки. Поэтому в качестве испаряющего агента рекомендуется применять лигрошю-кероспно-газоплевую
фракцию. В промышленности применяют различные испаряющие агенты, но чаще всего водяной пар, который подают вниз ректификационных колонн, работающих при атмосферном давлении и в вакууме.
ПЕРЕГОНКА НЕФТИ В ВАКУУМЕ
Как уже отмечалось, перегонку нефти на промышленных установках непрерывного действия осуществляют при температуре не выше 370° С, так как при более высокой температуре начинается разложение углеводородов — крекинг. В данном случае крекинг нежелателен, .так как при этом образуются непредельные углеводороды, которые резко снижают качество нефтепродуктов.
В результате атмосферной перегонки нефти при 350—370° С остается мазут, для перегонки которого необходимо подобрать условия, исключающие возможность крекинга и способствующие отбору максимального количества дистиллятов. Самым распространенным методом выделения фракций из мазута является перегонка в вакууме. Вакуум понижает температуру кипения углеводородов п тем самым позволяет при 410—420° С отобрать дистилляты, имеющие температуры кипения до 500° С (в пересчете на атмосферное давление). Конечно, нагрев мазута до 420° С сопровождается некоторым крекингом углеводородов, но если получаемые дистилляты затем подвергаются вторичным методам переработки, то присутствие следов непредельных углеводородов не оказывает существенного влияния. При получении масляных дистиллятов разложение их сводят к минимуму, повышая расход водяного пара, снижая перепад давления в вакуумной колонне и т. д. Существующими методами удается поддерживать остаточное давление в ректификационных колоннах 20—60 ял рта. ст. Наиболее резкое снижение температуры кипения углеводородов наблюдается при остаточном давлении ниже 50 ял рт. ст. Следовательно, целесообразно применять самый высокий вакуум, какой только можно создать существующими в настоящее время методами.
Чтобы увеличить отбор дистиллятов из мазутов, в вакуумную колонну подают перегретый водяной пар или перегоняют полученный остаток (гудрон) с испаряющим агентом — лигроино-керосиновой фракцией.
АЗЕОТРОПНАЯ И ЭКСТРАКТИВНАЯРЕКТИФИКАЦИЯ
Выше рассмотрены методы перегонки нефти на отдельные фракции, основанные на различии летучестей этих фракций. При использовании ректификации эти методы дают достаточно четкое разделение, однако оказываются непригодными, когда из нефтяных фракций требуется выделить индивидуальные углеводороды" высокой чистоты
(96—99%), которые служат сырьем для нефтехимической промышленности. Так, обычной перегонкой не удается выделить бензол из бензольной фракции 62—85° С, толуол из толуольной фракции 85— 120° С и технический ксилол (концентрат ксилолов) из ксилольной фракции 120—145° С. Названные углеводороды не поддаются четкому выделению потому, что образуют близкокипящие и азеотропные (постоянно кипящие) смеси с соответствующими углеводородами других классов (например, бензол, имеющий температуру кипения 80,1° С, образует азеотропную смесь с циклогексаном, температура кипения которого 80,75° С). *
Для выделения вышеназванных углеводородов требуются специальные методы перегонки: азеотропная или экстрактивная ректификация. Эти методы основаны на том, что при введении в систему постороннего вещества увеличивается разница в летучести разделяемых углеводородов, и тогда при помощи ректификации удается выделить индивидуальный, углеводород высокой чистоты.
■ Показателем летучести чистых углеводородов является давление их насыщенных паров при данной температуре или температура кипения при атмосферном давлении. Таким образом, чем больше разница в температурах кипения углеводородов, тем легче разделить их обычной перегонкой. .Однако если углеводороды отличаются по химическому строению, то можно использовать специальные виды перегонки, изменяющие летучесть этих углеводородов. Летучесть (itj) может быть определена как отношение мольных долей углеводорода в паровой и жидкой фазах, т. е.
«1 = -^- (98)
где уг и ж1 — мольные долп углеводорода соответственно в паровой и жидкой фазах.
Легкость разделения углеводородов перегонкой зависит от пх относительной летучести. Относительная летучесть двух углеводородов (а) определяется соотношением их летучестей (иг и и2), т. е.
(99)(99). г,— “1 _,- ^1^ У1Ж2м2 411^1 УРЧ
(99)
(99)
Согласно законам Рауля и Дальтона
(100)
где Рх п Рг — давление насыщенных паров углеводородов^ ж1 и ж2 — мольные долп углеводородов в жидкой фазе;
Л — общее давлеппе в системе.
Отсюда
(101)(101)„ . 7*1^1 ; Р'2^2 : .. Р1 '
(101)
(101)
Л$1 М2 Р^
Таким образом, относительная летучесть углеводородов в идеальном растворе равняется отношению давлений насыщенных паров чистых компонентов при температуре кипящей смеси, и чем ближе она к единице, тем сложнее разделить эти углеводороды перегонкой. Так, требуется бесконечно большое число тарелок для разделения ректификацией некоторых двух компонентов (в смеси находится 95 мол. % более летучего компонента и перегонка ведется при условии полного орошения) с относительной летучестью а = 1; 60 тарелок при а = 1,1; 32 при а = 1,2 и 22 теоретические тарелки при а = 1,3.
Если в смесь углеводородов ввести третье вещество, которое увеличит относительную летучесть компонентов, то число теоретических тарелок, необходимое для разделения этих углеводородов, резко снизится. Если добавляемый третий компонент менее летуч, чем исходные углеводороды, то его вводят сверху колонны и выводят снизу вместе с остатком. Такая ректификация называется экстрактивной. При этом вводимое вещество называют растворителем, ввод его в систему приводит к повышению коэффициентов относительной летучести из-за различной растворимости в нем компонентов смеси.
Растворитель для экстрактивной ректификации должен иметь достаточно высокую температуру кипения, чтобы компоненты, полученные с растворителем в виде одной фазы, можно было легко отделять от него при помощи перегонки. Он должен хорошо растворять разделяемые компоненты, чтобы не требовалось чрезмерно большого отношения растворитель : смесь и не образовывалось двух жидких фаз (расслаивание) на тарелке. При экстрактивной ректификации моноциклических ароматических углеводородов в качестве растворителя применяют фенол, крезолы, фурфурол, анилин п алкилфталаты,
Если добавляемое вещество более летуче, чем исходные компоненты, то его вводят в ректификационную колонну вместе с сырьем и выводят из нее вместе с парами верхнего продукта. Такую ректификацию называют азеотропной. В этом случае вводимое вещество образует азеотропную смесь с одним из компонентов сырья. Это вещество называют уводителем.
Последний должен обеспечивать образование постоянно кипящей смеси (азеотропа) с одним или несколькими компонентами разгоняемой смеси. Уводитель образует азеотропную смесь вследствие молекулярных различий между компонентами смеси.
При азеотропной ректификации моноциклических ароматических углеводородов в качестве уводителей применяют метиловый и этиловый спирты, метилэтилкетон (МЭК) и другие вещества, образующие азеотропную смесь с парафино-нафтеновыми углеводородами разделяемой смеси.
Уводитель должен иметь температуру кипения, близкую к температуре кипения отгоняемого вещества. Это позволяет получить
заметную разницу между температурой кипения азеотропа и других компонентов смеси. Уводитель должен также легко выделяться из азеотропной смеси. Весьма часто разделение бывает более полным, чем этого можно ожидать на основании лишь температурной разницы. Это объясняется большим отклонением системы от идеальной.
Парциальное и общее давления над неидеальным раствором при данной температуре отличаются от величин, вычисленных по закону Рауля. Для оценки этого отклонения вводят поправочный коэффициент, который фактически является коэффициентом активности, т. е.
Pi — Yi^i^i ' (102)
Коэффициент активности у является функцией физико-химических свойств всех остальных компонентов смеси и их концентраций. Для некоторых смесей в присутствии разделяющего агента подлежащие ректификации компоненты из-за их различной растворимости по-разному отклоняются от законов идеальных растворов, поэтому их коэффициенты активности различны. Установлено также, что коэффициент активности каждого компонента увеличивается по мере увеличения концентрации от 0 до 100%, однако для различных компонентов смеси в разной степени. Таким образом, для реальных смесей относительная летучесть равна отношению давлений насыщенных паров и коэффициентов активности:
ct—ct—Y1P1Y2?2Y1P1Y2?2(103)(103)
ct—
ct—
Y1P1
Y2?2
Y1P1
Y2?2
(103)
(103)
Важное значение в осуществлении экстрактивной и азеотропной ректификаций имеет подготовка сырья, которое должно выкипать в весьма узких пределах, т. е. установке по перегонке с третьим компонентом должна предшествовать установка предварительного разделения смеси посредством обычной ректификацпи.
РАЗДЕЛ ТРЕТИИ
АППАРАТУРНОЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕОФОРМЛЕНИЕ ПРОЦЕССОВ ПЕРВИЧНОЙПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА
ГЛАВА IX
РЕКТИФИКАЦИОННЫЕ КОЛОННЫ
КЛАССИФИКАЦИЯ
Ректификация простых и сложных смесей осуществляется в колоннах периодического или непрерывного действия.
Колонны периодического действия применяют на установках малой производительности при необходимости отбора большого числа фракций и высокой четкости разделения. Составными частями одной из таких установок являются (рис. 98) перегонный куб 1, ректификационная колонна 5, конденсатор 3, холодильник 5 и емкости. Исходное сырье заливают в куб на высоту, равную 2/3 его диаметра. Подогрев ведут глухим паром. В первый период работы ректификационной установки отбирают наиболее летучий компонент смеси, например бензольную головку, затем компоненты с более высокой температурой кипения (бензол, толуол и т. д.). Наиболее высококипящие компоненты смеси остаются в кубе, образуя кубовый остаток. По окончании процесса ректификации этот остаток охлаждают и откачивают. Куб вновь заполняют сырьем и ректификацию возобновляют. Периодичностью процесса обусловлены больший расход тепла, меньшая производительность труда и менее эффективное использование оборудования.
Установки с колоннами непрерывного действия лишены этих недостатков. Принципиальная схема такой установки для разделения смеси пентанов представлена на рис. 99. Установка состоит из подогревателя сырья 7, ректификационной колонны 2, теплообменников 5, конденсатора-холодильника 4 и кипятильника 5. Нагретое сырье вводится в ректификационную колонну, где разделяется на жидкую и паровую фазы. В результате ректификации сверху
14 Заказ 1000
колонны отбирается изопентан как головной продукт и снизу колонны — и-пентан как остаток.
В зависимости от числа получаемых продуктов при разделении многокомпонентных смесей различают простые и сложные ректификационные колонны. В первых при ректификации получают два продукта, например бензин и полумазут. Вторые предназначены
Рас. 98. Схема установки для периодической ректификации:Рас. 98. Схема установки для периодической ректификации:Рпс. 99. Схема установки для непрерывной ректификации двухкомпонентной смесп:Рпс. 99. Схема установки для непрерывной ректификации двухкомпонентной смесп:— куб; 2 — ректификационная колонна; з — конденсатор- холодильник; 4 — аккумулятор; 5 — холодильник; 6 — насос.
Рас. 98. Схема установки для периодической ректификации:
Рас. 98. Схема установки для периодической ректификации:
Рпс. 99. Схема установки для непрерывной ректификации двухкомпонентной смесп:
Рпс. 99. Схема установки для непрерывной ректификации двухкомпонентной смесп:
Линии: I — сырье; II — пары; III — пары верхнего продукта; IV — верхний продукт; V ■— орошение; VI — кубовый остаток; VII — вода; VIII — водяной пар.
1 — подогреватель; 2 — ректификационная колонна; з— теплообменник; 4 — конденсатор-холодильник; 5 — кипятильник.Линии: I — сырье; II — изо-пентан; III — н-пентап.1 — подогреватель; 2 — ректификационная колонна; з— теплообменник; 4 — конденсатор-холодильник; 5 — кипятильник.Линии: I — сырье; II — изо-пентан; III — н-пентап.для получения трех и более продуктов. Они представляют собой последовательно соединенные простые колонны, каждая из которых разделяет поступающую в нее смесь на два компонента.
1 — подогреватель; 2 — ректификационная колонна; з— теплообменник; 4 — конденсатор-холодильник; 5 — кипятильник.
Линии: I — сырье; II — изо-пентан; III — н-пентап.
1 — подогреватель; 2 — ректификационная колонна; з— теплообменник; 4 — конденсатор-холодильник; 5 — кипятильник.
Линии: I — сырье; II — изо-пентан; III — н-пентап.
В каждой простой колонне имеются отгонная и концентрационная секции. Отгонная, или отпарная, секция расположена ниже ввода сырья. Тарелка, на которую подается сырье для разделения, называется тарелкой питания. Целевым продуктом отгонной секции является жидкий остаток. Концентрационная, или. укрепляющая, секция расположена над тарелкой питания. Целевым продуктом этой секции являются пары ректификата. Для нормальной работы ректификационной колонны обязательны подача орошения наверх концентрационной секции колонны и ввод тепла (через кипятильник) или острого водяного пара в отгонную секцию.
В зависимости от внутреннего устройства, обеспечивающего контакт между восходящими парами и нисходящей жидкостью (флегмой), ректификационные колонны делятся на насадочные, тарельчатые, роторные и др. В зависимости от давления они делятся на ректификационные колонны высокого давления, атмосферные и вакуумные. Первые применяют в процессах стабилизации нефтей и бензинов, газофракционирования на установках крекинга и гидрогенизации. Атмосферные и вакуумные ректификационные колонны в основном применяют при перегонке нефтей, остаточных нефтепродуктов и дистиллятов. Характеристика важнейших конструкций колонн и тарелок приведена ниже.
Насадочные колонны
Для равномерного распределения паров и жидкости в таких колоннах в качестве насадкп применяют пустотелые шары с отверстиями в стенках, трехгранные и многогранные призмы и пирамиды, седлообразные тела Верля, Инталлокса, кольца Пеля, спиральные керамические кольца Рашита из глазурованной глины высотой, равной диаметру, и др. Для увеличения поверхности контакта внутри колец иногда делают перегородки. Преимущества кольцевой насадки: малый вес, большая поверхность контакта, большая площадь свободного сечения, химическая инертность, дешевизна.
Ниже приведена характеристика колец Рашпга из прессованной угольной пыли, применяемых в качестве насадки для ректификационных колонн:
Наружный диаметр, леи 6,0 12,5 25 37,5 50 75 Поверхность, Л12/Л1з . . 690 370 185 122 93' 62 Свободный объем, % . . 55 74 74 67 74 —
Насадку укладывают на тарелки, снабженные двумя отверстиями двух, видов: малыми — для стока флегмы и большими — для прохода паров. Для правильной работы насадочной колонны очень важно равномерное распределение стекающей флегмы по всему поперечному сечению колонны. Этому благоприятствуют однородность
тела насадки, максимально возможная скорость восходящего потока паров и строгая вертикальность колонны. Практика показала, что достигнутое вначале равномерное распределение флегмы нарушается по мере ее стекания, так как пар стремится оттеснить жидкость к стенкам колонны и перемещаться через центр насадки. В связи с этим слой насадки разбивают на несколько маленьких слоев высотой 1—1,5 м, разделяя их (рис. 100) свободным пространством.
Интенсивность ректификации достигается подбором насадки надлежащих размеров. Чем мельче насадочные кольца, тем лучше контакт между парами и флегмой, но тем выше гидравлическое сопротивление движению паров в колонне. При некотором предельном значении нагрузки насадочной колонны, т. е. при высокой
скорости паров или жидкости, может наблюдаться «захлебывание»
насадки, когда прекращается стеканпе жидкости и начинается ее
Рис. 100. Схема насадочной колонны:Рис. 100. Схема насадочной колонны:1 — слой насадки; 2 — перераспределительная тарелка; 3 — распределитель жидкости; 4 — направляющий конус.Липпи: I — сырье; II — выход паров; III — вход орошения; IV — выход жидкого продукта.1 — слой насадки; 2 — перераспределительная тарелка; 3 — распределитель жидкости; 4 — направляющий конус.Липпи: I — сырье; II — выход паров; III — вход орошения; IV — выход жидкого продукта.выброс пз колонны.
Рис. 100. Схема насадочной колонны:
Рис. 100. Схема насадочной колонны:
1 — слой насадки; 2 — перераспределительная тарелка; 3 — распределитель жидкости; 4 — направляющий конус.
Липпи: I — сырье; II — выход паров; III — вход орошения; IV — выход жидкого продукта.
1 — слой насадки; 2 — перераспределительная тарелка; 3 — распределитель жидкости; 4 — направляющий конус.
Липпи: I — сырье; II — выход паров; III — вход орошения; IV — выход жидкого продукта.
Высоту II слоя насадки в колонне определяют по формуле:
H = h3n(104)
где h3 — высота, эквивалентная одной теоретической тарелке (ВЭТТ);н — требуемое число тарелок.где h3 — высота, эквивалентная одной теоретической тарелке (ВЭТТ);н — требуемое число тарелок.Рпс. 101. Устройство колпачковой тарелки:Рпс. 101. Устройство колпачковой тарелки:1 — пластина; 2 — сливной стакан; 3 — колпачок; 4 ■— паровой патрубок; 5 — прорези колпачка; 6 — кольцевое пространство; 7 — подпорная перегородка; 8 — стенка колонны.1 — пластина; 2 — сливной стакан; 3 — колпачок; 4 ■— паровой патрубок; 5 — прорези колпачка; 6 — кольцевое пространство; 7 — подпорная перегородка; 8 — стенка колонны.Величина h3 зависит от типа и размеров элементов насадки, гидродинамического режима работы колонны и свойств разделяемой смеси.
где h3 — высота, эквивалентная одной теоретической тарелке (ВЭТТ);
н — требуемое число тарелок.
где h3 — высота, эквивалентная одной теоретической тарелке (ВЭТТ);
н — требуемое число тарелок.
Рпс. 101. Устройство колпачковой тарелки:
Рпс. 101. Устройство колпачковой тарелки:
1 — пластина; 2 — сливной стакан; 3 — колпачок; 4 ■— паровой патрубок; 5 — прорези колпачка; 6 — кольцевое пространство; 7 — подпорная перегородка; 8 — стенка колонны.
1 — пластина; 2 — сливной стакан; 3 — колпачок; 4 ■— паровой патрубок; 5 — прорези колпачка; 6 — кольцевое пространство; 7 — подпорная перегородка; 8 — стенка колонны.
Основной недостаток насадочных колонн — образование «мерт
вых» зон в насадке, через которые не проходят ни пары, ни флегма, что ухудшает контакт между массообменивающими фазами и понижает эффективность разделения. Насадочные колонны небольшого диаметра (0,5—1 м) с мелкой насадкой и при большой скорости паров работают весьма эффективно. '
. Тарельчатые колонны
Рассмотрим принципиальное устройство и работу тарелки с круглыми колпачками, схема которой представлена на рис. 101. Такая тарелка представляет собой перфорированную пластину 1 с патрубками 4 и прикрывающими их колпачками 3 со щелями 5 (прорезями). По патрубкам, кольцевому пространству 6
и через щели пары вводятся под' слон жидкости на тарелке. Постоянство уровня жидкости обеспечивается подпорными перегородками 7. Избыток флегмы по сливным стаканам 2 перетекает на нижележащую тарелку. ■
Для нормальной работы ректификационной колонны необходимы теснейший контакт между нисходящим потоком флегмы и восходящим потоком паров и надлежащий температурный режим. Первое условие обеспечивается конструкцией колпачков и тарелок, второе — отводом тепла наверху колонны, конденсацией части паров и образованием потока орошения (флегмы). Восходящий поток паров обеспечивается частичным испарением исходного сырья, а также жидкой фазы внизу колонны под действием тепла огневого нагревателя, кипятильника или острого водяного пара.
Необходимо также, чтобы жидкость, стекающая с выше лежащей тарелки, не находилась в равновесии с восходящим потоком паров, поднимающихся с нижележащей тарелки. Тогда, контактируя с жидкостью, имеющей более низкую температуру, пары охладятся п частично сконденсируются, образуя конденсат, более богатый, чем пары, высококипящими компонентами. В результате паровая фаза обогатится низкокипящими компонентами, а жидкая фаза — высококипящими.
Ректификационную тарелку, на которой устанавливается равновесие между жидкой и паровой фазами, именуют теоретической пли идеальной. В колоннах с реальными тарелками достичь равновесного состояния между паровой и жидкой фазами на каждой тарелке невозможно.
. Колонны с ситчатыми тарелками. К их числу относятся ректификационные колонны, снабженные тарелками с отверстиями 2 диаметром 3—12 мм и расстоянием между отверстиями, в 3,5—4 раза большим их диаметра (рис. 102). Слой жидкости 1 высотой 25— 30 мм удерживается на тарелках восходящим потоком паров, которые проходят через отверстия 2 и барботируют через слой жидкости. Избыток флегмы перетекает вниз по сливным стаканам 3. Если сливные стаканы отсутствуют, то жидкость перетекает на нижележащую тарелку через те же отверстия, через которые проходят пары. Площадь сечения всех отверстий (степень перфорации) иногда достигает 40% от площади тарелки. При диаметре отверстий 6 мм их число на 1 л;.2 составляет 2480, при 3 мм — 9860. Длина кромки слива флегмы принимается равной 0,75 диаметра колонны.
Перепад давления hT (в сантиметрах столба жидкости) на тарелке
(105)(105)определяют по формуле:
(105)
(105)
т “ 0,19С2уж
где V — скорость паров в отверстиях тарелки, м1сек\
Yn — удельный вес паров, кГ/м2',.
с — коэффициент;
. уж — удельный вес жидкости, кГ[м2.
Значения с в зависимости от диаметра й отверстий принимаются следующими:
d356
с 0,710,79 0,82
Недостатком ситчатых колонн являются высокое гидравлическое сопротивление п возможное закупоривание отверстий сетки продуктами коррозии. Помимо этого, ситчатые тарелки особо чувствительны к колебаниям режима в колонне: снижение скорости паров может привести к снижению уровня флегмы на тарелке вплоть до ее «осушения» и, таким образом, к нарушению контакта между жидкостью п парами. При оптимальном режиме ситчатые тарелки
Рпс. 102. Устройство ситчатой тарелки:1 — уровень жидкости на тарелке;2 — отверстия тарелки; 3 — сливной стакан; 4 — стенка колонны.Рпс. 102. Устройство ситчатой тарелки:1 — уровень жидкости на тарелке;2 — отверстия тарелки; 3 — сливной стакан; 4 — стенка колонны.Рис. 103. Секция решетчатой тарелки провального типа:1 — стальной лист; 2 — отверстие.Рис. 103. Секция решетчатой тарелки провального типа:1 — стальной лист; 2 — отверстие.
Рпс. 102. Устройство ситчатой тарелки:
1 — уровень жидкости на тарелке;
2 — отверстия тарелки; 3 — сливной стакан; 4 — стенка колонны.
Рпс. 102. Устройство ситчатой тарелки:
1 — уровень жидкости на тарелке;
2 — отверстия тарелки; 3 — сливной стакан; 4 — стенка колонны.
Рис. 103. Секция решетчатой тарелки провального типа:
1 — стальной лист; 2 — отверстие.
Рис. 103. Секция решетчатой тарелки провального типа:
1 — стальной лист; 2 — отверстие.
работают эффективно. При одинаковом расстоянии между тарелкамп и равных скоростях потока паров унос капелек жидкости в колоннах с ситчатыми тарелками в 3 раза меньше, чем с колпачковыми. Ситчатые тарелки широко используют в промышленности.
Для равномерного распределения потока паров по сечению колонны уровень жидкости и тарелка должны быть горизонталънымп. С увеличением высоты сливной перегородки растет перепад давления п несколько повышается к. п. д. тарелки. В вакуумных колоннах высота сливной перегородки составляет примерно 13 лш, в атмосферных — 25 мм, а в колоннах, работающих под давлением, — 38 мм.
Гидравлический затвор в колоннах диаметром до 3,6 м делается высотой 25 лш, а прн диаметре 7,2 м и более — 38 мм. ■
Колонны с решетчатыми тарелками провального типа. Эти тарелки являются разновидностью ситчатых, в них нет сливных устройств. Секция тарелки представляет собой стальной лист 1 со щелями 2 прямоугольной или иной формы (рис. 103). Барботаж паровой фазы через жидкость осуществляется по всему сечению колонны. Пары и жидкость, как правило, в противотоке проходят через одни и те же щели в тарелках. На тарелках удерживается слой жидкости, высота которого определяется величиной подпора потока паров. Избыток
Рис. 105. Типы колпачков:Рис. 105. Типы колпачков:а — круглый; б — шестигранный; о — прямоугольный; з — желобчатый.а — круглый; б — шестигранный; о — прямоугольный; з — желобчатый.Рис. 104. Схема волнистойРис. 104. Схема волнистойтарелки:1 — элемент тарелки (вид сверху);2 — стенка колонны.Линии: I — пары; II — жидкость.тарелки:1 — элемент тарелки (вид сверху);2 — стенка колонны.Линии: I — пары; II — жидкость.Рис. 106. Схема тарелкп с S-образными колпачками: 1 — колпачок; 2 — сливной стакан; a — стенка колонны.Рис. 106. Схема тарелкп с S-образными колпачками: 1 — колпачок; 2 — сливной стакан; a — стенка колонны.
Рис. 105. Типы колпачков:
Рис. 105. Типы колпачков:
а — круглый; б — шестигранный; о — прямоугольный; з — желобчатый.
а — круглый; б — шестигранный; о — прямоугольный; з — желобчатый.
Рис. 104. Схема волнистой
Рис. 104. Схема волнистой
тарелки:
1 — элемент тарелки (вид сверху);
2 — стенка колонны.
Линии: I — пары; II — жидкость.
тарелки:
1 — элемент тарелки (вид сверху);
2 — стенка колонны.
Линии: I — пары; II — жидкость.
Рис. 106. Схема тарелкп с S-образными колпачками: 1 — колпачок; 2 — сливной стакан; a — стенка колонны.
Рис. 106. Схема тарелкп с S-образными колпачками: 1 — колпачок; 2 — сливной стакан; a — стенка колонны.
жидкости проваливается через щели на нижележащую тарелку.
С увеличением расхода паров на тарелке растет перепад давления
и удерживается слой жидкости большей высоты.
Ректификационная колонна диаметром 3,2 м с 25 провальными решетчатыми тарелками и 6 распределительными (для*вывода дистиллятов и подачи циркуляционного орошения) была испытана на
Куйбышевском НПЗ. Тарелки были выполнены из нержавеющей стали, ширина щелей 4 лш, длина 145 мм, площадь щелей 15 и 8% для разных тарелок. Эксплуатация колонны показала, что налега
ние между температурами конца кипения бензина и начала кипения дизельной фракции близко к нулю, средний к, п. д. тарелки 0,41—0,50, гидравлическое сопротивление 50—60 мм вод. ст.
. Однако решетчатые тарелки чувствительны к изменению технологического режима. Поэтому их рекомендуется применять в простых колоннах с устойчивым технологическим режимом и с большой нагрузкой по жидкой фазе. Чтобы расши-
рить диапазон изменения нагрузок и повысить производительность тарелок, их делают волнистыми (рис. 104). Слив жидкости на них происходит через отверстия в нижней части впадин шириной 3— 7 мм. Суммарная площадь отверстий на тарелках составляет 15— 30% от сечения колонны. С увеличением нагрузки по жидкости высоту волн увеличивают с 18—38 до 38—64 лш. Волны на соседних тарелках расположены крест-накрест.
Колонны с колпачковыми тарелками наиболее распространены. Работа таких тарелок описана выше (см. стр. 213, рис. 101). Колпачки могут быть крутлые;(рис. 105, а) щшестигранные—капсульные
(б), прямоугольные (в) и желобчатые — туннельные (г). Круглые стальные колпачки выпускают диаметром 80, 100 и 150 мм при диаметре паровых патрубков соответственно 57, 70 и 95 мм.
. На рис. 106 приведена схема тарелки с S-образными колпачками 7. Их штампуют из листовой стали с прорезями по одной из продольных кромок. При сборке образуется ряд продольно расположенных и чередующихся желобов и колпачков. На тарелке поддерживается определенный слой флегмы, а ее избыток перетекает вниз через сливные стаканы. Прорези колпачков погружены в слой жидкости на тарелках, образуя гидравлический затвор. Пары, двигаясь снизу
Рис. 107. Схема тарелки Веста:1 — туннельный колпачок; 2 — перфорированный лист; з— поддон; 4 — сливной стакан; 5 — стенка колонны.Рис. 107. Схема тарелки Веста:1 — туннельный колпачок; 2 — перфорированный лист; з— поддон; 4 — сливной стакан; 5 — стенка колонны.
Рис. 107. Схема тарелки Веста:
1 — туннельный колпачок; 2 — перфорированный лист; з— поддон; 4 — сливной стакан; 5 — стенка колонны.
Рис. 107. Схема тарелки Веста:
1 — туннельный колпачок; 2 — перфорированный лист; з— поддон; 4 — сливной стакан; 5 — стенка колонны.
вверх, распределяются прорезями на струйки, барботирующие через слой жидкости на тарелке. В Гипронефтемаш разработаны конструкции тарелок с S-образными элементами — односливные диаметром 1—4 м и двухсливные диаметром 3,6—8 м. Свободное сечение тарелок составляет И—12%, рабочая площадь около 80% от сечения колонны, а периметр слива 0,7—0,74 диаметра колонны. Конструкция S-образных элементов позволяет демонтировать любую часть тарелки, не прибегая к разбору другой. Стоимость этих тарелок на 30% ниже, чем с круглыми колпачками. Отсутствие жесткой связи с корпусом колонны, как у капсульных колпачков, малый вес, большие удобства при монтаже и демонтаже делают такие тарелки удобными в эксплуатации.
Колонны с тарелками Веста. В конструкции этой тарелки, разработанной в Англии в 1940 г., сочетаются элементы колпачковой и ситчатой тарелок, поэтому она способна работать в широком диапазоне нагрузок по пару и жидкости. Расстояние между тарелками может быть 250—350 мм. Тарелка (рис. 107) состоит из штампованного поддона 3 с длинными щелями для прохода паров. Щели прп- крыты туннельными колпачками 1 без прорезей, вместо них нижние кромки соседних колпачков соединены между собой перфорированными листами 2, расположенными параллельно основанию тарелки.
Флегма движется по перфорированному днищу над поддоном, превращая эту часть тарелки в ситчатую. Площадь перфорированной части достигает 60% от общей площади тарелки. Колонны с тарелками Веста имеют к. п. д. 0,8 и более производительны, чем колонны с обычными колпачковыми тарелками. Однако при работе с загрязненными жидкостями тарелки Веста уступают колпачковым. Колонны с такими тарелками успешно применяют на установках по подготовке сырья для каталитического крекинга, абсорбционной
Рис. 108. Схема каскадной тарелки:Рис. 109. Схема тарелки Бентури:
1 — S-образные желоба; 2 — решетчатые1 — лопатки; 2 — перфорированные перего-
перегородки; «3 — сливной стакан; 4 —родии; 3 — сливной стакан; 4 — стенка ко-
стенка колонны.лонны.
очистки газов этаноламинами, ректификации моноциклических ароматических углеводородов и нафталина, выделения аммиака и бензола из коксового газа и др.
Колонны с каскадными тарелками. Эта тарелка, разработанная Кохом в 1943 г. в США, представляет собой (рис. 108) ступенчатую систему изогнутых S-образно желобов 1 с вертикальными перегородками — решетками 2. По этим желобам стекает жидкость, создавая несколько каскадов. На каждом желобе стекающую жидкость подхватывает струя паров, поступающих с нижележащей тарелки, образуя пенообразную массу, которая, ударяясь р вертикальные перегородки, сепарируется и перетекает в очередной желоб, где процесс повторяется. Пройдя последний каскад, жидкость через сливной стакан 3 перетекает на нижележащую тарелку. Вертикальные решетчатые перегородки наверху загнуты, что улучшает сепарацию капелек жидкости. . '
Каскадные тарелки применяют в колоннах диаметром 1,2—3 л» для извлечения этана и других легких углеводородов из природного газа. Они обеспечивают ■ удельную производительность на 30—50% большую, чем колпачковые, их легко монтировать и демонтировать.
Колонны с тарелками Бентури. Эти тарелки являются усовершенствованными каскадными тарелками (рис. 109). Они состоят из
наклонных параллельных лопатокУ, изменяющих направление потока пара с вертикального на горизонтальный. Направление движения жидкости на тарелке совпадает с направлением потока паров, что позволяет использовать их кинетическую энергию для перемещения жидкости в направлении слива и несколько снизить гидравлическое сопротивление. Для сепарации жидкости на тарелках установлены решетчатые перегородки 2. На тарелках обеспечивается интенсивное контактирование фаз, что повышает их к. п. д.
Рис. 110. Элемент тарелки с пластинчатым клапаном:а — закрытым; б — полуоткрытым; в — открытым; 1 — L-образпый клапан; 2 — щель; з — ограничитель.Рис. 110. Элемент тарелки с пластинчатым клапаном:а — закрытым; б — полуоткрытым; в — открытым; 1 — L-образпый клапан; 2 — щель; з — ограничитель.Рис. 111. Элемент тарелки с дисковым клапаном:а — открытым;. б — закрытым; 1 — ограничитель; 2 — дисковый клапан.Рис. 111. Элемент тарелки с дисковым клапаном:а — открытым;. б — закрытым; 1 — ограничитель; 2 — дисковый клапан.
Рис. 110. Элемент тарелки с пластинчатым клапаном:
а — закрытым; б — полуоткрытым; в — открытым; 1 — L-образпый клапан; 2 — щель; з — ограничитель.
Рис. 110. Элемент тарелки с пластинчатым клапаном:
а — закрытым; б — полуоткрытым; в — открытым; 1 — L-образпый клапан; 2 — щель; з — ограничитель.
Рис. 111. Элемент тарелки с дисковым клапаном:
а — открытым;. б — закрытым; 1 — ограничитель; 2 — дисковый клапан.
Рис. 111. Элемент тарелки с дисковым клапаном:
а — открытым;. б — закрытым; 1 — ограничитель; 2 — дисковый клапан.
Колонны с тарелками Вентури хорошо себя зарекомендовали на установках по производству ацетона, спиртов, жирных кислот, фенола. Допустимая скорость паров на этих тарелках больше, чем на колпачковых, почти в 2 раза. Расстояния между тарелками 460— 910 мм.
Колонны с клапанными тарелками. Тарелки с пластинчатыми клапанами применяют с 1951 г. (рис. 110), их основным элементом является L-образный клапан 1 — пластина шириной около 25 мм, закрывающая щель 2 прямоугольной формы размерами 12,5 X X 120 мм. В нерабочем состоянии под действием собственного веса клапан закрывает отверстие (рис. 110, а). Вращаясь в месте перегиба пластины, клапан приподнимается проходящими парами (рис. 110, б). При 70% проектной нагрузки клапан полностью открывается (рис. 110, в). Полное открытие клапана фиксируется ограничителем 3 в форме скобы.
Клапаны могут быть различными по весу; более легкие располагают ближе к сливу жидкости с тарелки, они открываются при малых скоростях движения пара; более тяжелые клапаны открываются
при скорости примерно 20% от проектной. Паровой поток на тарелке направлен горизонтально, что исключает оттеснение от нее жидкости, наблюдаемое при вертикально направленном потоке паров. Удельная производительность тарелок с пластинчатыми клапанами примерно на 40% больше, чем колпачковых, они отличаются меньшими гидравлическим сопротивлением и уносом жидкости. Эти тарелки хорошо
Рис. 112. Тарелки с дисковыми клапанами.
работают в абсорберах и отпарных ректификационных колоннах. Расстояние между тарелками 460—600 льм, их не рекомендуется применять для разделения загрязненных жидкостей.
Тарелки с дисковыми, клапанами, разработанные Кохом, сталп применяться в промышленности с 1953 г. и известны под названием «флекситрей». Основным элементом этой тарелки (рис. 111) является круглый клапан 2, установленный внутри ограничителя 1. Клапан открывается лишь под действием потока паров. Наиболее легкие из дисковых клапанов открываются при скорости паров 20—30%, а самые тяжелые — 70% от проектной. Легкие и тяжелые клапаны равномерно распределены по тарелке. Максимальная высота их подъема 6,5—8 мм, диаметр отверстий для прохода паров 8—35 мм,
диаметр клапана 50 лмг, расстояние между центрами отверстий 75— 150 мм.
На рис. 112 показаны клапанные тарелки в собранном виде, их устанавливают в колоннах диаметром до 5,7 Л1. В абсорберах их к. и. д. достигает 70% и более, гидравлическое сопротивление
65—90 мм вод. ст. Стоимость тарелок примерно на 15% ниже, чем колпачковых.
Колонны с инжекционными тарелками Лэпгуэйта. Эти тарелки (рис. 113) работают под действием кинетической
Рис. 114. Схема роторной колонны с вращающимися тарелками:1 — корпус; 3 — привод; 3 — вращающаяся тарелка; 4 — неподвижная тарелка; 5 — нал; б — подшипник; 7 — нагревательный змеевик.Рис. 114. Схема роторной колонны с вращающимися тарелками:1 — корпус; 3 — привод; 3 — вращающаяся тарелка; 4 — неподвижная тарелка; 5 — нал; б — подшипник; 7 — нагревательный змеевик.Рис. 113. Схема инжекционной тарелки Лэигуэйта:1 — основание тарелки; 2 — c.nunnoiY стакан; J — прорезь; 4 — плоскость язычка; 5 — стенка колонны.Рис. 113. Схема инжекционной тарелки Лэигуэйта:1 — основание тарелки; 2 — c.nunnoiY стакан; J — прорезь; 4 — плоскость язычка; 5 — стенка колонны.энергии пара, контактирующего с жидкостью, которая перемещается по основанию тарелки 1 к сливному стакану 2. Для прохода паров на тарелке в шахматном порядке расположены прорези 3 в форме язычков с отогнутой под углом 20° плоскостью 4. Инжекционные тарелки можно применять в колоннах диаметром 4—5 м; их гидравлическое сопротивление составляет40—85 мм. вод. ст.
Рис. 114. Схема роторной колонны с вращающимися тарелками:
1 — корпус; 3 — привод; 3 — вращающаяся тарелка; 4 — неподвижная тарелка; 5 — нал; б — подшипник; 7 — нагревательный змеевик.
Рис. 114. Схема роторной колонны с вращающимися тарелками:
1 — корпус; 3 — привод; 3 — вращающаяся тарелка; 4 — неподвижная тарелка; 5 — нал; б — подшипник; 7 — нагревательный змеевик.
Рис. 113. Схема инжекционной тарелки Лэигуэйта:
1 — основание тарелки; 2 — c.nunnoiY стакан; J — прорезь; 4 — плоскость язычка; 5 — стенка колонны.
Рис. 113. Схема инжекционной тарелки Лэигуэйта:
1 — основание тарелки; 2 — c.nunnoiY стакан; J — прорезь; 4 — плоскость язычка; 5 — стенка колонны.
Роторные колонны
Эти колонны (рис. 114) применяют, например, для выделения тяжелой воды. Производительность такой колонны 8 л/ч, флегмовое число 20, диаметр 150 мм, число тарелок 1250, высота 10 м. Тарелки представляют собой конические щитки с углом наклона 40°. Неподвижные тарелки 4 по периферии прикреплены к корпусу колонны 1, подвижные 3 прикреплены в центре к валу 5 и вместе с ним вращаются. Вращающиеся тарелки чередуются с неподвижными. Диаметр вала 25 мм, частота его вращения 240 об1мин. Через каждые 1,5 л» по высоте вал охватывается шариковыми подшипни-
ками 6, работающими без смазки. Для удобства монтажа колонна собрана из царг.
Флегма спускается сверху по неподвижной тарелке 4 и у центра переливается на нижележащую вращающуюся тарелку 3. Под влиянием центробежной силы флегма перемещается по вращающейся тарелке вверх до ее периферии и в виде сплошной кольцевой пленки переливается на неподвижную тарелку. Пары движутся над флегмой противотоком. Расстояние между каждой парой тарелок 8 лы1, чем и объясняется малая высота колонны; к. п. д. тарелок доходит до 85%.
ВЫБОР ТАРЕЛОК ДЛЯ РЕКТИФИКАЦИОННЫХ
КОЛОНН '
На вопрос о том, какая из тарелок является наилучшей, не может быть однозначного ответа. В каждом конкретном случае выбор типа тарелки требует тщательного обоснования. Ректификационная колонна должна удовлетворительно работать с учетом возможного колебания нагрузки по сырью и обеспечить заданную четкость погоноразделения при минимуме эксплуатационных затрат и удельных капиталовложений.
В нефтеперерабатывающей промышленности колпачковые тарелки получили наибольшее распространение, об их работе накоплены значительные данные, поэтому они обычно служат эталоном для сравнения с тарелками других конструкций. Сравнительная характеристика различных тарелок приведена ниже *1 '
Производя- Отнооитель- Перепаддельность нал стоимость давлении
КолпачковаяS-образпая Клапанная (дисковая) . . . .Решетчатая (провальная) . .Ситчатая КолпачковаяS-образпая Клапанная (дисковая) . . . .Решетчатая (провальная) . .Ситчатая 1,01,0Средний1,0—1,10,4—0,6»1,1—1,50,6-0,8»>1,5. 0,4—0,7Низкий1,1—1,40,6—0,7» -1,01,0Средний1,0—1,10,4—0,6»1,1—1,50,6-0,8»>1,5. 0,4—0,7Низкий1,1—1,40,6—0,7» -
Колпачковая
S-образпая
Клапанная (дисковая) . . . .
Решетчатая (провальная) . .
Ситчатая
Колпачковая
S-образпая
Клапанная (дисковая) . . . .
Решетчатая (провальная) . .
Ситчатая
1,01,0Средний
1,0—1,10,4—0,6»
1,1—1,50,6-0,8»
>1,5. 0,4—0,7Низкий
1,1—1,40,6—0,7» -
1,01,0Средний
1,0—1,10,4—0,6»
1,1—1,50,6-0,8»
>1,5. 0,4—0,7Низкий
1,1—1,40,6—0,7» -
Эти данные показывают, что колпачковые тарелки по ряду показателей хуже других тарелок. Поэтому на многих строящихся и действующих установках тарелки новых типов вытесняют колпачковые. Преимуществом решетчатых, ситчатых и клапанных тарелок являются не только меньшая стоимость, но и большая производительность, низкие гидравлические сопротивления, меньший унос капелек жидкости восходящим потоком паров и другие важные факторы.
Опубликованные в литературе данные показывают, что относительная стоимость изготовления (без монтажа) 1 м2 поверхности тарелок составляет: колпачковых 100%; тарелок с круглыми клапанами 70%; ситчатых, решетчатых и с S-образными элементами 50%.
Т а б л п ц а 33. Показатели работы ректификационных тарелок
ТарелкаТарелкаее3I3Iо^1g с йО В. tigо^1g с йО В. tig
Тарелка
Тарелка
е
е
3
I
3
I
о^
1g с й
О В. tig
о^
1g с й
О В. tig
Колпачковая ЖелобчатаяS-образная Ситчатая Решетчатая (провальная) . . . . Перфорированная (волнистая) Каскадная Бептурп Инжекционная Лепгуэйта . . .Колпачковая ЖелобчатаяS-образная Ситчатая Решетчатая (провальная) . . . . Перфорированная (волнистая) Каскадная Бептурп Инжекционная Лепгуэйта . . .9,4 11,0 11,04,8 17,0 24,5 13,17,09,4 11,0 11,04,8 17,0 24,5 13,17,060,4 46,5 64,0 64,0 91,5 91,5 63,0 67,060,4 46,5 64,0 64,0 91,5 91,5 63,0 67,03,11,02,8—6,530/1003,30,6—0,72—340/1106,51,0-1,13-640/13021,51,2—1,32,7-3,540/90—1,1-1,82—2,510/65—0,9—1,31,4-3,710/706,62,0—2,22,0—2,510/6011,01,1 -1,32,5-4,530/1003,11,02,8—6,530/1003,30,6—0,72—340/1106,51,0-1,13-640/13021,51,2—1,32,7-3,540/90—1,1-1,82—2,510/65—0,9—1,31,4-3,710/706,62,0—2,22,0—2,510/6011,01,1 -1,32,5-4,530/100
Колпачковая
Желобчатая
S-образная Ситчатая Решетчатая (провальная) . . . . Перфорированная (волнистая) Каскадная Бептурп Инжекционная Лепгуэйта . . .
Колпачковая
Желобчатая
S-образная Ситчатая Решетчатая (провальная) . . . . Перфорированная (волнистая) Каскадная Бептурп Инжекционная Лепгуэйта . . .
9,4 11,0 11,0
4,8 17,0 24,5 13,1
7,0
9,4 11,0 11,0
4,8 17,0 24,5 13,1
7,0
60,4 46,5 64,0 64,0 91,5 91,5 63,0 67,0
60,4 46,5 64,0 64,0 91,5 91,5 63,0 67,0
3,1
1,0
2,8—6,5
30/100
3,3
0,6—0,7
2—3
40/110
6,5
1,0-1,1
3-6
40/130
21,5
1,2—1,3
2,7-3,5
40/90
—
1,1-1,8
2—2,5
10/65
—
0,9—1,3
1,4-3,7
10/70
6,6
2,0—2,2
2,0—2,5
10/60
11,0
1,1 -1,3
2,5-4,5
30/100
3,1
1,0
2,8—6,5
30/100
3,3
0,6—0,7
2—3
40/110
6,5
1,0-1,1
3-6
40/130
21,5
1,2—1,3
2,7-3,5
40/90
—
1,1-1,8
2—2,5
10/65
—
0,9—1,3
1,4-3,7
10/70
6,6
2,0—2,2
2,0—2,5
10/60
11,0
1,1 -1,3
2,5-4,5
30/100
(106)
(107)
(Ю8)
где L и а — количество сырья и концентрация в нем низкокппящего компонента (НКК);
D и xD — количество ректификата, выходящего сверху колонны, и концен- ■ трация в нем НКК;
R и xR — количество остатка, выходящего снизу колонны, и концентрация - в нем НКК.
ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС РЕКТИФИКАЦИОННОЙ
КОЛОННЫ
Ректификационные колонны тщательно изолируют, поэтому потери тепла в окружающую среду малы и ими при составлении теплового баланса можно пренебречь.
Для всей ректификационной колонны уравнение теплового баланса следующее:.
Leq^L^-e^ ^ Q R=Dq^ RqfR-Y Q D(109)
где L — количество сырья, поступающего в колонну, кг;
' е — доля сырья, поступающего в паровой фазе при температуре г0;
д"д — энтальпия паров, входящих в колонну при температуре f0, ккал/нг; (1 — е) — доля жидкой фазы;
7® — энтальпия жидкости при температуре 40, ккал/кг;
QR — количество тепла, вносимого в кипятильник, ккал;
Dq"D — количество тепла, выводимого с парами ректификата при температуре tR, ккал;
Rq™r — количество тепла, выводимого с жпдкпм остатком при температуре tRl ккал,
Qd — количество тепла, отводимого орошением, ккал.
Уравнение позволяет по заданному QD найти QR и наоборот. Если колонна работает без кипятильника, то QR = 0.
Виды орошения
Отвод тепла сверху колонны для образования орошения осуществляется одним из следующих методов: горячим орошением (при помощи парциального конденсатора); испаряющимся циркуляционным (холодным) орошением; неиспаряющимся циркуляционным орошением..
Горячее орошение подается при помощи парциального конденсатора — трубчатого или змеевикового, его устанавливают над ректификационной колонной или внутри нее (рис. 116, а). Охлаждающим агентом служит вода или иной хладоагент, реже — сырье. Поступающие в межтрубное пространство пары частично конденсируются и возвращаются на верхнюю тарелку в виде горячего орошения. Количество образующегося горячего орошения gr определяют из уравнения:
^=4^-(1!°)
где I — теплота конденсации ректификата, ккал/кг,
Из-за трудности монтажа и ремонта парциального конденсатора этот метод создания орошения получил ограниченное применение, главным образом на установках небольшой производительности при ректификации неагрессивного сырья.
Холодное орошение организуют по схеме рис. 116, б. Пары выходят сверху колонны 1 и проходят через конденсатор-холодильник 2. Конденсат собирается в емкость 3, откуда частично насосом подается обратно в ректификационную колонну в качестве холодного орошения, а балансовое количество ректификата отводится как
Рпс. 116. Виды орошения:а — горячее, создаваемое посредством парциального конденсатора; б — испаряющееся циркуляционное (холодное): 1 — колонна; 2 — конденсатор-холодильник; з — емкость верхнего продукта (емкость орошения); 4 — парциальный конденсатор; в — неиспаря- ющееся циркуляционное: 1 — колонна; 4 — теплообменник; 5 — холодильник.Рпс. 116. Виды орошения:а — горячее, создаваемое посредством парциального конденсатора; б — испаряющееся циркуляционное (холодное): 1 — колонна; 2 — конденсатор-холодильник; з — емкость верхнего продукта (емкость орошения); 4 — парциальный конденсатор; в — неиспаря- ющееся циркуляционное: 1 — колонна; 4 — теплообменник; 5 — холодильник.
Рпс. 116. Виды орошения:
а — горячее, создаваемое посредством парциального конденсатора; б — испаряющееся циркуляционное (холодное): 1 — колонна; 2 — конденсатор-холодильник; з — емкость верхнего продукта (емкость орошения); 4 — парциальный конденсатор; в — неиспаря- ющееся циркуляционное: 1 — колонна; 4 — теплообменник; 5 — холодильник.
Рпс. 116. Виды орошения:
а — горячее, создаваемое посредством парциального конденсатора; б — испаряющееся циркуляционное (холодное): 1 — колонна; 2 — конденсатор-холодильник; з — емкость верхнего продукта (емкость орошения); 4 — парциальный конденсатор; в — неиспаря- ющееся циркуляционное: 1 — колонна; 4 — теплообменник; 5 — холодильник.
готовый продукт. Количество возвращаемого в колонну холодного орошения gx определяют по формуле:
8х =8х =QpQp(111)(111)
8х =
8х =
Qp
Qp
(111)
(111)
где 9П1у п <(™ — энтальпия соответственно паров ректификата при температуре выхода пз колонны tD и холодного орошения при tx, ккал!кг.
Из формулы видно, что количество холодного орошения тем меньше, чем ниже температура его поступления в колонну (txY Обычно tx составляет 30—40° С.
Циркуляционное пеиспаряющсеся орошение (рис. 116, в) с первой или со второй тарелки прокачивается через теплообменник 4 и холодильник 5 на верхнюю тарелку. Тепловоспринимающей средой в теплообменнике обычно является исходное сырье, которое таким образом подогревается. Количество циркулирующего орошения gu определяют по формуле:
Qp
5ц= „ж" -ж" (112)
где у^ п </^ — энтальпия циркуляционного орошения соответственно при температура:; выхода его из колоппы tk и на входе в колонну /0, нка л]нг.
Циркуляционное орошение иногда комбинируют с холодным испаряющимся. Количество последнего в таких случаях ограничивают и используют его главным образом для более точной регулировки температуры наверху колонны. На установках прямой перегонки нефти с использованием сложных колонн циркуляционное орошение организуют в двух—трех промежуточных сечениях. Промежуточное циркуляционное орошение позволяет разгрузить ректификационную колонну в вышерасположенных сечениях, а также усилить предварительный подогрев сырья и снизить тепловую нагрузку печей.
Внедрение циркуляционного орошения позволило значительно увеличить производительность установок по перегонке нефти. Для его осуществления необходимы более мощные насосы для перекачки большего количества жидкостей. Перекачка сопровождается несколько повышенным расходом энергии, что, однако, с избытком компенсируется экономией топлива и воды.
Подвод тепла вниз колонны
В промышленной практике его осуществляют при помощи пучка труб, вмонтированного непосредственно в колонну (рис. 117, а), теплообменника — обычного или с паровым пространством
Рис. 117. Способы подвода тепла вниз колонны: а — пучок теплообменных труб, вмонтированных в колонну; б — выносной вертикальный кипятильник; в — кипятильник с паровым пространством; г — горячая струя.
(рис. 117, б, в) или циркулирующей через трубчатую печь горячей струи (рис. 117, з). Подводимое вниз колонны тепло испаряет часть жидкости, образуя необходимый для ректификации поток паров, и нагревает остаток до температуры более высокой, чем на нижней тарелке отгонной секции.•
Применение пучка труб внутри колонны возможно только при наличии относительно небольшой поверхности теплообмена, коррозионнонеагрессивной среды и чистого теплоносителя.
Наиболее распространенным способом подвода тепла является применение стандартных горизонтальных или вертикальных
15 Заказ 1000•
теплообменников и кипятильников. В случае применения первых (см. рис. 117, б) необходимо, чтобы жидкость двигалась в них снизу вверх, предупреждая образование паровых пробок. При подводе тепла из кипятильника с паровым пространством (см. рис. 117, в) жидкость снизу колонны поступает в кипятильник, пройдя который через перегородку перетекает в левую секцию аппарата и оттуда выводится как конечный продукт. При прохождении между трубками теплообменника жидкость частично испаряется, нагреваясь от температуры на нижней тарелке отгонной секции до температуры на выходе из кипятильника. Образующиеся в нем пары возвращаются в ректификационную колонну, под нижнюю тарелку. Постоянный уровень жидкости за перегородкой кипятильника поддерживается регулятором уровня.
При подводе тепла при помощи горячей струи (см. рис. 117, г) жидкость с нижней тарелки прокачивается через трубчатую печь, где ей сообщается необходимое количество тепла QR. Из печи смесь образовавшихся паров и нагретой жидкости возвращается в колонну. Количество циркулирующей горячей струи определяют по формуле:
■ ^цирк— пп__ж
где д” — энтальпия паро-жидкостной смеси на выходе из печи, ккал] кг;
дж — энтальпия жидкости на входе в печь, ккал]кг.
Как видно из формулы, количество циркулирующей горячей струи зависит от температуры на выходе из печи: чем выше tu и больше количество образовавшихся паров, тем меньше требуется горячей струи. Этот метод широко применяется на типовых трубчатых установках первичной перегонки нефти.
ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ РЕКТИФИКАЦИОННОЙКОЛОННЫ
Температурный режим является одним из основных параметров процесса, изменением которого регулируется качество продуктов ректификации. Важнейшими точками контроля являются температуры поступающего сырья и продуктов ректификации, покидающих ректификационную колонну. При расчете ректификации бинарных смесей температуру паров ректификата tD и жидкого остатка tR можно определить по изобарным температурным кривым .
При расчете ректификационных колонн для разделения нефтей и нефтяных фракций температурный режим определяют при помощи
кривых однократного испарения (ОИ). Чем легче перегоняемая нефть, чем более полога кривая ОИ и чем меньше давление в испарителе и заданная доля отгона, тем ниже температура нефти на входе в колонну. Как показала практика работы трубчатых установок, перегонка нефти при атмосферном давлении ведется при температурах на входе сырья в ректификационную колонну 320—360° С. Перегонка мазутов ведется в вакууме и при температуре на выходе из печи не выше 440° С. Температура нагрева мазута в печи лимитируется его возможным разложением и ухудшением качества получаемых масляных дистиллятов (вязкости) температуры вспышки, цвета и др.).
Температуру боковых погонов определяют по нулевой точке на ОИ для отбираемых дистиллятов с учетом их парциального давления. В зависимости от фракционного состава получаемых продуктов, давления в ректификационной колонне и количества вводимого водяного пара температуры боковых погонов из колонны примерно следующие: лигроинового дистиллята 135—165° С, керосинового 165—225" С, дизельного 210—265° С. В вакуумных колоннах эти температуры составляют: для солярового дистиллята 220—265° С, веретенного 245—270° С, машинного 270—290° С, легкого цилиндрового 290—320° С, тяжелого цилиндрового 320—360° С.
Температура нефтяных паров зависит также от давления в колонне и расхода водяного пара. Ее определяют по 100%-ной точке на кривой ОИ с учетом парциального давления смеси этих паров с водяным паром. В отсутствие водяного пара при атмосферном давлении эта температура приближенно равна температуре 75% отгона по кривой О И для данного продукта.
Температура остатка для колонн, работающих с вводом водяного пара, примерно на 20—40° С ниже температуры в питательной секции колонны.
Методы построения кривых ОИ. Кривая ОИ для данной нефти или нефтепродукта может быть построена либо аналитическим методом, разработанным профессором А. М. Трегубовым для многокомпонентной смеси, либо при помощи эмпирических графиков, предложенных рядом авторов.
Аналитический метод дает более точные результаты, но требует сравнительно сложных и длительных расчетов. Он подробно описан в учебных пособиях . Эмпирические методы построения кривой ОИ просты и удобны в расчетной практике, но менее точны, особенно для нефтей и нефтяных остатков. Основой эмпирических методов являются графики зависимости наклона кривых ИТК или
Рпс. 118. График Обрядчикова и Смпдовпч. Значения температуры на кривых соответствуют температурам 50% отгона нефтепродукта.Рпс. 118. График Обрядчикова и Смпдовпч. Значения температуры на кривых соответствуют температурам 50% отгона нефтепродукта.
Рпс. 118. График Обрядчикова и Смпдовпч. Значения температуры на кривых соответствуют температурам 50% отгона нефтепродукта.
Рпс. 118. График Обрядчикова и Смпдовпч. Значения температуры на кривых соответствуют температурам 50% отгона нефтепродукта.
Энглера (ASTM) от наклона кривой ОИ. Сюда .относятся методы Пирумова, Нельсона, Обрядчикова и Смидович и др.
Заслуженное распространение получил метод Обрядчикова и Смидович, базирующийся на применении графика, изображенного на рис. 118. Порядок построения кривой ОИ следующий. Вычисляют наклон кривой ИТК по уравнению:
Наклон ИТК = -^Зщ
где /70 и <ю — соответственно температуры выкипания 70 и 10% отгона.
й находят температуру 50% отгона. По графику из точки, отвечающей наклону кривой ИТК, опускают и восстанавливают перпендикуляр до пересечения с- кривыми соответствующими температурам 50% отгона исследуемого нефтепродукта по ИТК. Из точек пересечения с названными кривыми проводят горизонтали, которые отсекают на оси ординат величины отгона (в %) по кривой ИТК, соответствующие температурам начала и конца однократного испарения.
Пример. Наклон кривой ИТК равен 2,2. Температура 50% отгопа по ИТК равна 300° С. Построить кривую ОИ.
Решение. Из точки А (см. рис. 118), отвечающей наклону кривой ИТК (в °C иа 1% отгона) и равной 2,2, проводим вертикаль до пересечения с кривыми <50% = = 300° в верхней и пижиеп частях графика. Из точек пересечения В и С проводим горизонтали. Они пересекают ось ор
динат и определяют начальную точку кривой О И как температуру 18,5% отгона по ИТК и конечную точку О И как температуру 68,5% отгона по ИТК. Соединив эти две точки, получают кривую (прямую) ОИ.
Кривую ОИ для остатка от перегонки нефти (мазута, полугудрона) можно построить, если известна кривая О И для нефти. В таких случаях наклон кривой ИТК остатка определяют как произведение величины наклона кривой ИТК нефти (сырья) на долю остатка. Температуру 50% отгона находят суммированием температуры по ИТК, отвечающей доле отгона низкокипящей фракции, и произведения величины угла наклона кривой ИТК остатка на 50.
Пример. Температура 60% отгона по ИТК равна 300° С. Наклон кривой ИТК нефти равен 4. Найти наклон кривой остатка, составляющего 40% от нефти, и температуру 50% его отгона. .
Решение. Находим паклои кривой НТК для остатка. Он равен 4 X X 0,4 = 1,6. Температура 50% отгона остатка 300 + 1,6 X 50 = 380° С. По найденным величинам находим начальную и конечную температуру кривой ОН, а по ним и всю кривую О И остатка;
Для пересчета температур однократного испарения на давления, отличные от атмосферного, исходят из допущения, что кривые ОИ при разных давлениях параллельны и что точки пересечения кривых ОИ и ИТК соответствуют одному и тому .же проценту отгона. Построение сводится к тому, что по графику Кокса или другому аналогичному графику пересчитывают температуру, отвечающую точке пересечения кривых ИТК и ОИ, с атмосферного давления на заданное. Через найденную точку на перпендикуляре в точке пересечения кривых ИТК и ОИ проводят линию, параллельную линии ОИ при атмосферном давлении.
Для построения кривых О И нефтей и нефтяных фракций по данным фракционной разгонки сырья без ректификации (ASTM, Энглера) можно использовать также метод Ван-Виккля. Сущность зтого метода заключается в следующем. По данным фракционной разгонки исходного продукта определяют так называемую неисправленную температуру <ион отгона по кривой ОИ. Дия этой цели используют следующее эмпирическое уравнение: .
■ tHon=J.0575fKp-10 (114)
где tKp — температура отгона но кривой фракционной разгонки, СС.
Далее при помощи графика, представленного на рис. 119, определяют температурную поправку к кривой ОИ и используют ее для нахождения исправленных температур на кривой ОИ.
Проиллюстрируем этот метод численным примером, приведенным в работе Ван-Виккля (табл. 34).
Таблица 34. К построению кривой ОИ по методу Ван-Виккля
Отгон, %
Температура по ASTM, °C
Неисправленная температура по ОИ, °C
Температурная поправка, °C
Исправленная температура по ОИ, °C
1
9
3
4
5
п. к.
107
103
+54 .
157
10
161
160
+27
187
30
229
232
+6
238
50
' 283
' 289
—21
268
70
334
343
-46
297
90
393
406
-62
344
К. к.
'435
450
—73
377
Как видно из столбца 2 таблицы, кривая ОИ строится для фракции 107— 435° С. В столбце 3 приведены неисправленные температуры по кривой ОИ,
определяемые по уравнению (114). Для последующих построений необходимо зпать наклоны кривой ASTM на участках 0—30%; 10 — 70%; 70— 90%; В данном примере они составляют.
для интервала 0 — 30%
наклон=наклон=^зо—to 30—0^зо—to 30—0229 — 10730—0229 — 10730—04,074,07
наклон=
наклон=
^зо—to 30—0
^зо—to 30—0
229 — 10730—0
229 — 10730—0
4,07
4,07
Рис. 119. График Вап-Впккля для определения температурной поправки к кривой О И нефтепродукта, когда известен его фракционный состав по ASTM.Рис. 119. График Вап-Впккля для определения температурной поправки к кривой О И нефтепродукта, когда известен его фракционный состав по ASTM.Отгон, °/оОтгон, °/оРис. 120. К построению кривых ОИ:■Рис. 120. К построению кривых ОИ:■1 — кривая фракционной разгонки; г — кривая ОИ при атмосферном давлении;3 — кривая ОИ при 50 -н.п pm. cm.1 — кривая фракционной разгонки; г — кривая ОИ при атмосферном давлении;3 — кривая ОИ при 50 -н.п pm. cm.для интервала 10 — 70%для интервала 10 — 70%
Рис. 119. График Вап-Впккля для определения температурной поправки к кривой О И нефтепродукта, когда известен его фракционный состав по ASTM.
Рис. 119. График Вап-Впккля для определения температурной поправки к кривой О И нефтепродукта, когда известен его фракционный состав по ASTM.
Отгон, °/о
Отгон, °/о
Рис. 120. К построению кривых ОИ:■
Рис. 120. К построению кривых ОИ:■
1 — кривая фракционной разгонки; г — кривая ОИ при атмосферном давлении;
3 — кривая ОИ при 50 -н.п pm. cm.
1 — кривая фракционной разгонки; г — кривая ОИ при атмосферном давлении;
3 — кривая ОИ при 50 -н.п pm. cm.
для интервала 10 — 70%
для интервала 10 — 70%
наклон=наклон=#70 — ^10 70—10#70 — ^10 70—10334-16170 — 10334-16170 — 10
наклон=
наклон=
#70 — ^10 70—10
#70 — ^10 70—10
334-161
70 — 10
334-161
70 — 10
для интервала 70 — 90%
наклон=наклон=too — t-Q 90—70too — t-Q 90—70393—33490—70393—33490—702,912,91
наклон=
наклон=
too — t-Q 90—70
too — t-Q 90—70
393—33490—70
393—33490—70
2,91
2,91
По найденным,величинам наклона на графике (рис. 119) находят соответствующие температурные поправки, которые заносят в столбец 4 таблицы. По этим данным и ранее найденным значениям ио кривой ОИ находят исправленные значения, ^которые заносят в столбец 5. По данным столбцов 2.п 5 строят кривые ASTM и ОИ (рис. 120).
Пересчет кривой ОИ с атмосферного давления на вакуум ведут по графику (рис. 121). Для этого находят температуру 50% отгона по кривой ОИ при атмосферном давлении — она в даппом случае составляет 268° С. Допустим, что кривую ОИ необходимо построить при остаточном давлении 50 мрт.т.,
тогда по'графику (см. рис. 121) находим, что при этом давлении температура 50% отгона ио кривой ОИ равна 108° С. Разность температур составляет Az = 268—168= 100° С. Эту разность температур Вап-Впккль рекомендует сохранить п!для других точек кривой ОИ.
Рис. 121. График для пересчета кривых О И па давление ниже атмосферного.Рис. 121. График для пересчета кривых О И па давление ниже атмосферного.
Рис. 121. График для пересчета кривых О И па давление ниже атмосферного.
Рис. 121. График для пересчета кривых О И па давление ниже атмосферного.
" Если фракционный состав п пересчет кривой ОИ ведут" Если фракционный состав п пересчет кривой ОИ ведутРис. 122. График Вап-Впккля для определения температурной поправки к кривой ОИ нефтепродукта, когда известен его фракционный состав по ИТК.Рис. 122. График Вап-Впккля для определения температурной поправки к кривой ОИ нефтепродукта, когда известен его фракционный состав по ИТК.составляет:составляет:404-143, _= 4,35404-143, _= 4,3570—1070—10
" Если фракционный состав п пересчет кривой ОИ ведут
" Если фракционный состав п пересчет кривой ОИ ведут
Рис. 122. График Вап-Впккля для определения температурной поправки к кривой ОИ нефтепродукта, когда известен его фракционный состав по ИТК.
Рис. 122. График Вап-Впккля для определения температурной поправки к кривой ОИ нефтепродукта, когда известен его фракционный состав по ИТК.
составляет:
составляет:
404-143, _
= 4,35
404-143, _
= 4,35
70—10
70—10
Температура. 50 °/о отгона при О Ии атмосферном дабле на а , °C
сырья дай в виде кривой ИТК, то построение по аналогичной методике, по с применением
Пользоваппе пмп иллюстрируем следующим примером из работы Вап- Впккля (табл. 35).
В данном примере используется широкая фракция, выкипающая по ИТК в пределах 41—510° С, а наклон кривой ИТК в интервале 10 — 70% отгона
Таблица 35. Построение кривых .ОН по данным кривой НТК
Отгон, %
Температура, °C
ИТК при атмосферном давлении
поправки
ОИ при атмосферном давлении, исправленная
ОН При 100 Л1лг рт.
ст., поправленная
1
9
5
н. к.
41
-118
220
141
10
143
—102
236
■ 157
30
266
—55
283■
204
50
343
+3
341
262
70
404
+51
389
310
90
443
+93
431
352
К. к.
510
+ 105
443
364
По графику (рис. 122) при наклоне кривой ИТК, равном 4,35, находят температурные поправки к кривой ОИ при атмосферном давлении для отгонов О, 10. 30, 50, 70, 90 и 100%. -
Неисправленная температура 50% отгона при ОН, °CНеисправленная температура 50% отгона при ОН, °CРис. 12.3. [График Ван-Виккля для определения температуры 50% отгона ио кривой ОИ.Рис. 12.3. [График Ван-Виккля для определения температуры 50% отгона ио кривой ОИ.
Неисправленная температура 50% отгона при ОН, °C
Неисправленная температура 50% отгона при ОН, °C
Рис. 12.3. [График Ван-Виккля для определения температуры 50% отгона ио кривой ОИ.
Рис. 12.3. [График Ван-Виккля для определения температуры 50% отгона ио кривой ОИ.
Полученные по этому графику данные приведены в столбце 3 табл. 35. Далее по графику (рпс. 123) определяют неисправленную температуру 50% отгона по кривой ОИ при атмосферном давлении.
Для данного примера графическое определение этой температуры показано пунктирной линией — температура 50% отгона но кривой ИТК составляет
343d С, а неисправленная температура 50% отгопа по кривой ОН 338° С. Далее, приплюсовывая поправки, приведенные в столбце 3, получаем исправленные температуры для различных точек кривой ОИ при. атмосферном давлении (столбец 4). Так, началу кривой О И соответствует температура 338 + + (—118) = 220° С, а отгону 70% соответствует температура 338 + 51 = = 389° С и т. д. . -
Пересчет л построение кривой ОИ для давлений ниже атмосферного ведут так: пересчитывают по номограмме UOP температуру 50% отгона с атмосферного давления на заданное, например 100 лип рт. ст. В пашем случае опа равна 259° С. К этой величине приплюсовывают поправки из столбца 3, полученные значения заносят в столбец 5, получая таким образом исправленные температуры ОИ при давлении 100 лип рт. ст.
ДАВЛЕНИЕ В КОЛОННЕ II РАСХОДВОДЯНОГО ПАРА •
Давление в колонне поддерживают ниже или выше атмосферного, если необходимо соответственно понизить или повысить температуры отбираемых из колонны продуктов.
Так, перегонку мазута осуществляют в.колоннах при глубоком вакууме (остаточном давлении от 10—15 до 50—10 мм рт. ст.'), что позволяет проводить ректификацию при сравнительно невысоких температурах и избежать значительного термического разложения продуктов, которое было бы при атмосферном давлении п температурах выше 500° С.
С другой стороны, повышение давления позволяет осуществлять ректификацию низкомолекулярных углеводородов, например пропана и бутанов, при температурах вверху колонны 45—55° С, когда конденсация паров обеспечивается водой, а не специальными хладо- агентами, как при атмосферном давлении. Необходимо иметь в виду, что повышение давления в колонне позволяет повысить удельную производительность колонны по парам.
Таким образом, выбор давления для процесса ректификации требует в каждом конкретном случае соответствующего обоснования. ■ . ■
Давление в различных сечениях данной колонны зависит также от величины гидравлических сопротивлений, возникающих при прохождении паров через тарелки, т. е. от конструкции тарелок, гидравлического затвора и удельного расхода жидкости.
Из опыта работы следует, что в среднем перепад давления на одну тарелку составляет: в атмосферных колоннах 5—10, а в вакуумных 1,5—3 лш рт. ст.
Действие водяного пара аналогично действию вакуума, так как по закону Дальтона водяной пар понижает парциальное давление нефтяных паров и позволяет жидкому нефтепродукту испаряться при более низкой температуре. Расход водяного пара определяют по уравнению:
(л-Рн).18
Gh римн
где г II GH— количество водяного пара п паров нефтепродукта соответственно, кг/ч;
л — общее давление в колонне, м.и рт. ст.-,.
Рн — давление пасыщепиых паров нефтепродукта при дапноп температуре, мм рпг. ст.;
Ми — молекулярный вес нефтепродукта..
Расход водяного пара на атмосферных трубчатых установках обычно составляет 1,2—3,5 вес. %; на вакуумных 5—8 вес. %^от перегоняемого сырья.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ РАЗМЕРОВ
КОЛОННЫ
Число тарелок. Методы определения числа теоретических тарелок в колонне делятся на аналитические и графические. Аналитические методы дают более точные результаты, но трудоемки, в современных условиях использование этих методов облегчается применением ЭВМ. Графические методы, менее точны, ио удобны и наглядны, из них широкое применение получил метод Мак-Кабе и Тили .
Требуемое число теоретических тарелок зависит от ряда параметров, главным образом от: разности температур кипения разделяемых компонентов смеси (величины коэффициента относительной летучести); четкости погоноразделения, т. е. от состава получаемых ректификата и остатка; флегмового числа, т. е. от кратности орошения к ректификату. Чем меньше разность температур кипения разделяемых компонентов смеси, тем более полога кривая равновесия и тем больше требуется тарелок.
Связь между температурами кипения разделяемых компонентов смеси и числом теоретических тарелок нтеор характеризуется графиком Брега и Люиса (рис. 124), в основе которого лежит уравнение:
"теор- /с(7-2_Г1)016)
где Т v и Т„ — абсолютные температуры кипения соответственно ппзкокппя- " щего и высококппящего компонентов, °К;
к — копстапта, численно равная 2,5 для максимального, 3 для оптимального и 4 для минимального числа теоретических тарелок.
Для увеличения четкости погоноразделения необходимо увеличить число теоретических тарелок, и наоборот. Труднее всего получать продукты высокой чистоты. .
Допуская, что коэффициент относительной летучести а в интервале возможных температур в колонне остается практически постоян-
ным, Фенске для приближенного расчета числа теоретических тарелок при периодической ректификации предложил формулу:
хе (100 —кл)
Рпс. 124. График Брега и Люкса для чистоты ректификата: 1 — 99,9%; 2 — 99%; 3 — 90,%.
Мельпольдер и Хидингтон представили уравнение Фенске в виде номограммы (рис. 125), по которой можно определить искомые величины. Пользование номограммой сводится к следующему.
На верхней горизонтальной оси находят значение начальной концентрации компонента в исходном продукте хв. Из этой точки проводят вниз вертикальную линию до пересечения с кривой конечной концентрации компонента в получаемом продукте хс. От точки пересечения проводят горизонталь до линии логарифма коэффициента а и затем опускают перпендикуляр на нижнюю ось, где и находят требуемое число теоретических тарелок.
Необходимое число теоретических тарелок зависит также от кратности орошения: чем больше кратность орошения к ректификату,
тем меньше требуется тарелок, и наоборот. При увеличении числа тарелок увеличивается высота ректификационной колонны, а следовательно, ее стоимость, тогда как увеличение количества орошения повышает эксплуатационные затраты, связанные с расходом тепла в кипятильнике и воды в конденсаторе. Оптимальным является такое количество орошения, при котором общие затраты минимальны, что иллюстрируется графиком, изображенным на рис. 126. Оптимальный режим помечен пунктирной линией.
Рис. 125. График Мельпольда п Хпдипгтопа.
Диаметр колонны, сечение шлемовых труб и патрубков для боковых погонов и остатка определяют по допустимым скоростям движения паров и жидкостей. Чем выше допустимая скорость паров в колонне, тем меньше ее диаметр и расход металла. Однако с увеличением скорости паров возрастает механический унос капелек жидкости' на вышележащую тарелку, снижается эффективность ректификации (четкость погоноразделения).
Величина уноса мельчайших капелек флегмы, а следовательно, допустимая скорость паров в колонне зависят от расстояния между тарелками, давления, способности разделяемых компонентов к вспениванию, величины сил поверхностного натяжения на границе жидкость — пар. Для определения допустимой линейной скорости W (в м)сек) паров в свободном сечении колонн предложен ряд уравнений
0,305 „1 Г рж ~ Рп~ 3600 Г рп0,305 „1 Г рж ~ Рп~ 3600 Г рп(118)(118)Расстояние меэтЭу тарелками,ммРасстояние меэтЭу тарелками,ммРис. 127. График Нельсона:Рис. 127. График Нельсона:1 — для решетчатых, каскадных и перфорированных тарелок при максимальных нагрузках; 2 — для тех же тарелок при нормальной нагрузке; з — для колпачковых тарелок (,?' — при малых нагрузках по жидкости; 3" — то же при больших нагрузках); 4 — по Брауну — Саудерсу; 5 — для вакуумных колонн; 6 — для абсорберов;7 — для пенистых сред.1 — для решетчатых, каскадных и перфорированных тарелок при максимальных нагрузках; 2 — для тех же тарелок при нормальной нагрузке; з — для колпачковых тарелок (,?' — при малых нагрузках по жидкости; 3" — то же при больших нагрузках); 4 — по Брауну — Саудерсу; 5 — для вакуумных колонн; 6 — для абсорберов;7 — для пенистых сред.Количество орошенияКоличество орошенияРис. 126. Определение оптимального количества орошения:1 — общие затраты; 2 — эксплуатационные затраты; 3 — капитальные затраты (амортизационные отчисления).Рис. 126. Определение оптимального количества орошения:1 — общие затраты; 2 — эксплуатационные затраты; 3 — капитальные затраты (амортизационные отчисления).
0,305 „1 Г рж ~ Рп
~ 3600 Г рп
0,305 „1 Г рж ~ Рп
~ 3600 Г рп
(118)
(118)
Расстояние меэтЭу тарелками,мм
Расстояние меэтЭу тарелками,мм
Рис. 127. График Нельсона:
Рис. 127. График Нельсона:
1 — для решетчатых, каскадных и перфорированных тарелок при максимальных нагрузках; 2 — для тех же тарелок при нормальной нагрузке; з — для колпачковых тарелок (,?' — при малых нагрузках по жидкости; 3" — то же при больших нагрузках); 4 — по Брауну — Саудерсу; 5 — для вакуумных колонн; 6 — для абсорберов;
7 — для пенистых сред.
1 — для решетчатых, каскадных и перфорированных тарелок при максимальных нагрузках; 2 — для тех же тарелок при нормальной нагрузке; з — для колпачковых тарелок (,?' — при малых нагрузках по жидкости; 3" — то же при больших нагрузках); 4 — по Брауну — Саудерсу; 5 — для вакуумных колонн; 6 — для абсорберов;
7 — для пенистых сред.
Количество орошения
Количество орошения
Рис. 126. Определение оптимального количества орошения:
1 — общие затраты; 2 — эксплуатационные затраты; 3 — капитальные затраты (амортизационные отчисления).
Рис. 126. Определение оптимального количества орошения:
1 — общие затраты; 2 — эксплуатационные затраты; 3 — капитальные затраты (амортизационные отчисления).
it графиков. В нефтеперерабатывающей промышленности большое распространение получила формула Саудерса и Брауна:
где С — коэффициент, учптываг тощий физические свой- . ства жидкости и пара (поверхностное иатя- жеиие), а также расстояние между тарелками;
Р 11 Рж — соответственно плотность паров и жидкости в рабочих условиях для данного сечения колонны, кг hi?.
Нельсон обобщил опыт работы ректификационных колонн и для определения коэффициента С предложил график, (рис. 127), учитывающий и конструкцию тарелок. Обследования ректификационных колонн на действующих атмосферно-вакуумных трубчатых установках, проведенные ГрозНИИ, показали, что расчет допустимой скорости паров с использованием графика Нельсона для определения коэффициента С хорошо согласуется с практикой. Скорость паров в атмосферных колоннах установок АВТ составляет 0,46—0,84 м1сек, а в вакуумных 2,5—3,5 м(сек при расстоянии между тарелками 0,61 Л1. В колоннах, работающих под давлением, линейная скорость паров составляет 0,2—0,7 м!сек.
Большие расстояния между тарелками делают их более доступными для монтажа, чистки, ремонта и форсированной работы. Однако с увеличением этого расстояния увеличивается высота колонны, а следовательно, расход металла. В связи с этим большое значение
имеют работы по созданию высокоэффективных тарелок с меньшим расстоянием между ними. К числу последних относятся тарелки клапанные, ситчатые и решетчатые. Последние хорошо работают при повышенной производительности и небольшом расстоянии между ними. Расстояние это зависит также от диаметра колонны: наименьшее (до 250 льль) оно в колоннах диаметром до 0,8 м, 450—600 мм в колоннах диаметром до 6 ль и 600—700 мм в колоннах диаметром более 6 ль. -
Скорость движения паров в шлемовых трубах принимается равной 12—20 м/сек для атмосферных колонн и 30—60 м/сек для вакуумных. Скорость жидкого потока на приеме насоса и в трубах для самотека составляет 0,2—0,8 м/сек, а на нагнетательной линии 1—3 м/сек.
Размеры сливных стаканов тарелок подбирают исходя из скорости течения флегмы 0,2—0,3 м/сек, либо по периметру I слива, определяя его по формуле (в мУ ’
где V — объем стекающей флегмы, л3/ч;
h — высота уровня жидкости над переливным устройством (1,5—3,5 сл).
Свободное сечение отверстий колпачков принимается в пределах 12—15% от сечения колонны.■
ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УЗЛЫ И ДЕТАЛИКОЛОННЫ
Распределение флегмы по тарелкам ректификационной колонны может быть одно-, двух- и четырехпоточным. Однопоточные схемы применяют в колоннах диаметром до 4 ль, двухпоточные — в колоннах диаметром 4—8 м, а четырехпоточные — в колоннах диаметром более 8 ль. В комплект двухпоточной тарелки входят переливные устройства с центральными и боковыми сливами, а у четырехпоточной тарелки — с двумя и тремя сливами . Схемы движения флегмы на одно- (а) и двухпоточных (б) тарелках приведены на рис. 128.
Ввод сырья и водяного пара. Скорость паров или паро-жидкостной смеси на входе в ректификационную колонну достигает иногда 100 м/сек. Под действием этих потоков возникает сильная эрозия стенок колонны. Для защиты от эрозии используют отбойные устройства — рефлекторы. Исходное сырье вводится тангенциально (рис. 129, а) к корпусу ректификационной колонны по перфорированным пластинам шириной 0,6—0,7 м с отверстиями диаметром 4—6 льль. Благодаря рефлекторам часть паров и жидкости отбрасывается к центру колонны, а остальные проходят через отверстия в спирали к корпусу аппарата. Подобным образом струя разрывается,
разбрызгивается и распыляется на мельчайшие капли, создавая большую поверхность испарения. В колоннах большого диаметра прибегают к конструкциям типа рис. 129, бив. Для лучшей сепарации жидкости над рефлектором устанавливают дополнительные
Верхняя тарелкаВерхняя тарелкаНижняя тарелкаНижняя тарелкаРис. 128. Распределение флегмы на тарелках:а — однопоточных; б — двухпоточных; I — устройство для ввода жидкости;2 — устройство для вывода жидкости.Рис. 128. Распределение флегмы на тарелках:а — однопоточных; б — двухпоточных; I — устройство для ввода жидкости;2 — устройство для вывода жидкости.
Верхняя тарелка
Верхняя тарелка
Нижняя тарелка
Нижняя тарелка
Рис. 128. Распределение флегмы на тарелках:
а — однопоточных; б — двухпоточных; I — устройство для ввода жидкости;
2 — устройство для вывода жидкости.
Рис. 128. Распределение флегмы на тарелках:
а — однопоточных; б — двухпоточных; I — устройство для ввода жидкости;
2 — устройство для вывода жидкости.
отбойные устройства из гофрированной сетки или просечно-вытяжных гофрированных листов.
Распределители водяного пара выполняют в виде маточных труб., образующих паук, или коллектор (рис. 130), перфорированный
Рис. 129. Ввод сырья в колонну.Рис. 129. Ввод сырья в колонну.Рис. 130. Маточник для вводаРис. 130. Маточник для вводаводяного пара.водяного пара.
Рис. 129. Ввод сырья в колонну.
Рис. 129. Ввод сырья в колонну.
Рис. 130. Маточник для ввода
Рис. 130. Маточник для ввода
водяного пара.
водяного пара.
снизу так, что живое сечение отверстий не превышает 25% от сечения трубы. Через отверстия пузырьки водяного пара равномерно барботируют через слой жидкости.
Отбор и подвод жидкости осуществляется через сливной карман, установленный ниже тарелки не менее чем на 300 мм (рис. 131). При подаче жидкости на верхнюю тарелку конструкция ввода I должна обеспечивать гашение энергии струи жидкости, для чего напротив места ввода орошения на тарелке ставят отражательную пластинку. .
Рис. 131. Отбор и подвод жидкости в колонну:I — ввод орошения; II — вывод Сокового продукта.Рис. 131. Отбор и подвод жидкости в колонну:I — ввод орошения; II — вывод Сокового продукта.Рис. 132. Отбойная тарелка из уголков.Рис. 132. Отбойная тарелка из уголков.
Рис. 131. Отбор и подвод жидкости в колонну:
I — ввод орошения; II — вывод Сокового продукта.
Рис. 131. Отбор и подвод жидкости в колонну:
I — ввод орошения; II — вывод Сокового продукта.
Рис. 132. Отбойная тарелка из уголков.
Рис. 132. Отбойная тарелка из уголков.
Отбойные устройства. Их назначение — сократить унос капелек жидкости парами. Известно много конструкций отбойных устройств. Простейшей из них является насадка из колец. Большое распространение получили отбойники ударного типа, показанные на рис. 132, собранные из уголков и образующие сложный лабиринт для прохода паров. На поворотах, ударяясь о стенки уголков, ка
пельки жидкости отделяются от паров и стекают вниз.
Монтируют их в горизонтальном, вертикальном и наклонном положениях. Хорошо работают сетчатые отбойники из гофрированной вязальной проволоки диаметром 0,2—0,3 мм, с ячейками размером 4—5 лм1 и гофрами высотой 8—10 мм. Преимуществом их является также малый расход металла и сравнительно низкая
стоимость. Применяют их для колонн диаметром до 12 м. На газоперерабатывающих заводах сетчатые отбойники для абсорберов выполняют пакетом из 140 сеток общей толщиной 150 мм. Успешно применяются также отбойники из стекловаты.
Теплоизоляция колонн. Основным требованием, предъявляемым к тепловой изоляции, является сокращение потерь тепла и предохранение от ожогов обслуживающего персонала. Изоляция наносится на аппарат в пластическом состоянии или в виде фасонных плит, матрацев. В качестве изоляционных применяют высокопористые материалы: пеностекло, стекловату, шлакошерсть, асбест, инфузорную землю и др. К изоляционным материалам отделочного характера относятся различного вида штукатурки по металлической сетке, защитные кожухи из листовой стали, алюминия и других материалов. От изоляционной обшивки требуется легкость, негорючесть и прочность. Последнее достигается предварительной обмоткой аппарата одной или несколькими проволочными сетками, между которыми закладывают распорные кольца из перфорпрованиого
шинного железа. Кольца .связывают с корпусом аппарата гайками, лапами или штырями.
Теплоизоляция ректификационной колонны осуществляется следующим образом. На корпусе аппарата и его днище размещена сетка из оцинкованного железа толщиной 2,5 мм. Поверх сетки нанесен первый слой пластической массы, в котором укреплены распорные кольца. К этим кольцам прикреплена еще одна сетка из оцинкованной железной проволоки. Поверх нее нанесен второй слой пластической массы и третья сетка из оцинкованной проволоки, натянутая вдоль и поперек корпуса ректификационной колонны. На третий ряд сетки нанесен слой водонепроницаемого цемента толщиной 6 мм. Чтобы придать всей теплоизоляции высокую пластичность, сделаны так называемые температурные швы, заполненные шлаковатой и облицованные кольцами. Толщина теплоизоляционного слоя зависит от природы изоляционных материалов и климатических условий работы аппаратуры.
Применение фасонных плит и матрацев — более прогрессивный метод изоляции. Их формуют из пластмассы, сушат в печах, а затем накладывают на Теплоизолируемый объект в готовом виде. Фасонные плиты связывают между собой цементными растворами. Матрацами пз шлаковаты обматывают аппарат и закрепляют их стяжными поясами. Поверх теплоизоляционных матрацев накладывают металлические кожухи из оцинкованного железа или алюминия.
СЛОЖНЫЕ КОЛОННЫ УСТАНОВОК АВТ
Схемы ректификации многокомпонентных смесей. При фракционировании нефти и нефтяных остатков (мазутов) получают большое число дистиллятов. Такое разделение в одной простой колонне невозможно, поэтому применяют многоколонную систему. Чтобы уяснить ее работу, допустим, что нефть требуется разделить на пять нефтепродуктов. Осуществить эту задачу можно по следующим вариантам.
По первому варианту используют четыре простые колонны (рис. 133, «), соединяя их так, что пары дистиллятов последовательно поступают из одной колонны в другую. Тогда наиболее легкий продукт — бензин получится сверху четвертой колонны, а самый тяжелый — мазут — снизу первой. Остальные дистилляты отбираются в жидкой фазе снизу второй, третьей п четвертой колонн. Для орошения колонн требуется четыре насоса и четыре холодильника. Помимо этого для каждой колонны требуются металлоконструкции с переходами, лестницами и площадками.
По второму варианту (рис. 133, б) предусмотрены попрежнему четыре колонны. Сверху каждой из них отбирают дистилляты, а остатки перегонки переводят последовательно пз колонны в колонну. Для осуществления этого варианта можно создать такой
16 Заказ 1000
Рпс. 133. Схемы ректификации многокомпонентных смесей:а — первый вариант; б — второй вариант; I — нефть; II — бензин; III — керосин; IV — дизельное топливо; V — газойль; VI— мазут.Рпс. 133. Схемы ректификации многокомпонентных смесей:а — первый вариант; б — второй вариант; I — нефть; II — бензин; III — керосин; IV — дизельное топливо; V — газойль; VI— мазут.Рпс. 134. Схема сложной колонны:Рпс. 134. Схема сложной колонны:1 — теплообменник; 2 — конденсатор- холодильник; з — емкость орошения;4 — ректификационная колонна; 5 — отпарная колонна.Линии:I — нефть; II — бензин;III — керосин; IV — дизельное топливо; V" — газойль; VJI — водяной пар; VIII — газ.1 — теплообменник; 2 — конденсатор- холодильник; з — емкость орошения;4 — ректификационная колонна; 5 — отпарная колонна.Линии:I — нефть; II — бензин;III — керосин; IV — дизельное топливо; V" — газойль; VJI — водяной пар; VIII — газ.
Рпс. 133. Схемы ректификации многокомпонентных смесей:
а — первый вариант; б — второй вариант; I — нефть; II — бензин; III — керосин; IV — дизельное топливо; V — газойль; VI— мазут.
Рпс. 133. Схемы ректификации многокомпонентных смесей:
а — первый вариант; б — второй вариант; I — нефть; II — бензин; III — керосин; IV — дизельное топливо; V — газойль; VI— мазут.
Рпс. 134. Схема сложной колонны:
Рпс. 134. Схема сложной колонны:
1 — теплообменник; 2 — конденсатор- холодильник; з — емкость орошения;
4 — ректификационная колонна; 5 — отпарная колонна.
Линии:I — нефть; II — бензин;
III — керосин; IV — дизельное топливо; V" — газойль; VJI — водяной пар; VIII — газ.
1 — теплообменник; 2 — конденсатор- холодильник; з — емкость орошения;
4 — ректификационная колонна; 5 — отпарная колонна.
Линии:I — нефть; II — бензин;
III — керосин; IV — дизельное топливо; V" — газойль; VJI — водяной пар; VIII — газ.
перепад давления между колоннами, чтобы обеспечить переток остатков. В противном случае загрузка каждой колонны должна осуществляться насосами. Помимо этого каждая колонна должна иметь конденсатор, холодильник и насосы для подачи орошения.
Наиболее летучий компонент — бензин — отбирается из первой колонны, а тяжелый остаток — из четвертой.
Возможны и другие варианты обвязки простых колонн. Из приведенного следует, что многоколонная система сложна и требует большого числа насосов и много металла. Подобную многоколонную систему применяют при ректификации газов и получении индивидуальных углеводородов высокой чистоты. Для разделения нефти или мазута обычно применяют одну сложную колонну, выполненную, например, по схеме на рис. 134. Фактически такие колонны
состоят из нескольких простых колонн, поставленных одна над другой, причем каждая из них дает два продукта — ректификат и остаток. Преимуществами таких колонн являются компактность и возможность осуществить орошение для всех секций с одной верхней точки. Однако в современных колоннах подачу и отвод циркулирующего орошения ведут в нескольких сечениях ' по высоте
колонны.
Рис. 137. Многосекционная отпарная колонна:Рис. 137. Многосекционная отпарная колонна:Рпс. 135. Внутренняя отпарная секция:■1 — глухая тарелка; 2 — паровой патрубок; з — ректификационная тарелка;4 — сливной стакан; 5 — желоб; о —маховик; 7 — шток; 8 — сборник орошения;9 — маточник водяного пара; 10 — гидравлический затвор; 22 — тарелка.Линии: I — боковая фракция; II — орошение; III — водяной пар.Рпс. 135. Внутренняя отпарная секция:■1 — глухая тарелка; 2 — паровой патрубок; з — ректификационная тарелка;4 — сливной стакан; 5 — желоб; о —маховик; 7 — шток; 8 — сборник орошения;9 — маточник водяного пара; 10 — гидравлический затвор; 22 — тарелка.Линии: I — боковая фракция; II — орошение; III — водяной пар.I — вход фракции;II — выход фракции;III— выход паров;IV — водяной пар.I — вход фракции;II — выход фракции;III— выход паров;IV — водяной пар.
Рис. 137. Многосекционная отпарная колонна:
Рис. 137. Многосекционная отпарная колонна:
Рпс. 135. Внутренняя отпарная секция:■
1 — глухая тарелка; 2 — паровой патрубок; з — ректификационная тарелка;
4 — сливной стакан; 5 — желоб; о —маховик; 7 — шток; 8 — сборник орошения;
9 — маточник водяного пара; 10 — гидравлический затвор; 22 — тарелка.
Линии: I — боковая фракция; II — орошение; III — водяной пар.
Рпс. 135. Внутренняя отпарная секция:■
1 — глухая тарелка; 2 — паровой патрубок; з — ректификационная тарелка;
4 — сливной стакан; 5 — желоб; о —маховик; 7 — шток; 8 — сборник орошения;
9 — маточник водяного пара; 10 — гидравлический затвор; 22 — тарелка.
Линии: I — боковая фракция; II — орошение; III — водяной пар.
I — вход фракции;II — выход фракции;III— выход паров;IV — водяной пар.
I — вход фракции;II — выход фракции;III— выход паров;IV — водяной пар.
Отпарные колонны (стрипппнги)
В этих колоннах происходит отпарка легких фракций водяным паром. Подобным образом достигают получения дистиллятов, отвечающих требованиям ГОСТ по температурам вспышки, начала кипе
ния, вязкости и другим своп- ствам. Конструктивно отпарные колонны могут быть размещены внутри ректификационных колонн (внутренние) либо в виде самостоятельных колонок (выносные).
Внутренние отпарные колонны (рис. 135) включают в среднем две-три колпачковые тарелки и одну глухую с горловиной. По этой горловине нефтяные пары переводятся из нижней секции в верхнюю. Подача водяного пара осуществляется по маточнику, устроенному над глухой тарелкой. С этой же тарелки отби-
Рис. 136. Односекционная отпарная колонна:
I — вход фракции; II — выход ■ паров; III — выход фракции; IV — водяной лар.
рается боковая фракция. Переток флегмы из секции в секцию осуществляется по гидравлическому затвору 10. Количество подаваемой флегмы регулируется при помощи маховика 6. При внутренних стриппингах колонна имеет большую высоту.
16* '
Выносные отпарные колонны бывают односекционные (рис. 136) и многосекционные (рис. 137). В обоих случаях боковой погон из основной колонны перетекает на верхнюю тарелку соответствующей отпарной. Двигаясь вниз, дистиллят обрабатывается водяным паром, поступающим через маточник, расположенный у днища аппарата. Пары нефтяных фракций и водяного пара возвращаются обратно в основную колонну. В зависимости от требуемой четкости погоно- разделения выносные колонны имеют от четырех до восьми тарелок. Высота основной колонны в этом случае меньше.
Вакуумные колонны
Эти колонны (рис. 138) применяют для ректификации высоко- кипящих смесей углеводородов в глубоком (свыше 700 мм рт. ст.) вакууме и при высоких (до 430° С) температурах. При общей высоте
этих аппаратовэтих аппаратов15—30 м диаметр их достигает 12 м. Для работы
этих аппаратов
этих аппаратов
Рпс. 138. Схема вакуумной колонны:Рпс. 138. Схема вакуумной колонны:. 1 — корпус; 2 — ректификационные тарелки; з — отбойник; 4 — конденсатор-холодильник; 5 — отстой- шш; в — холодильник.Линии: I — мазут; II — водяной пар; III — песконденсировавшиеся газы; IV — вода; V — циркуляционное орошение; VI — боновой продукт; VII — гудрон.. 1 — корпус; 2 — ректификационные тарелки; з — отбойник; 4 — конденсатор-холодильник; 5 — отстой- шш; в — холодильник.Линии: I — мазут; II — водяной пар; III — песконденсировавшиеся газы; IV — вода; V — циркуляционное орошение; VI — боновой продукт; VII — гудрон.каталитического крекинга,каталитического крекинга,с коррозионно-неагрессивными нефтями вакуумные колонны изготовляют из углеродистой стали. При переработке сернистого сырья вакуумные колонны выполняют из биметалла, а внутренний слой и тарелки — из легированной стали. В отгонной части диаметр корпуса вакуумных колонн в 1,5—2 раза меньше, чем в концентрационной. Это объясняется меньшим объемом восходящего потока нефтяных паров и стремлением уменьшить разложение гудрона, снизив время его пребывания в зоне высоких температур.
Рпс. 138. Схема вакуумной колонны:
Рпс. 138. Схема вакуумной колонны:
. 1 — корпус; 2 — ректификационные тарелки; з — отбойник; 4 — конденсатор-холодильник; 5 — отстой- шш; в — холодильник.
Линии: I — мазут; II — водяной пар; III — песконденсировавшиеся газы; IV — вода; V — циркуляционное орошение; VI — боновой продукт; VII — гудрон.
. 1 — корпус; 2 — ректификационные тарелки; з — отбойник; 4 — конденсатор-холодильник; 5 — отстой- шш; в — холодильник.
Линии: I — мазут; II — водяной пар; III — песконденсировавшиеся газы; IV — вода; V — циркуляционное орошение; VI — боновой продукт; VII — гудрон.
каталитического крекинга,
каталитического крекинга,
Конструкция тарелок должна обеспечить их высокую эффективность при минимуме перепада давлений. Таковыми на современных нефтеперерабатывающих заводах являются тарелки решетчатые, клапанные, ситчатые. Число тарелок зависит от требуемой четкости погоноразделения. Оно является минимальным (8—14) там, где масляные дистилляты используют как сырье для и максимальным (38—42) там, где
дистилляты направляются’на производство масел.
Нельзя не отметить также, что при постоянных температуре и расходе водяного пара увеличение числа тарелок приводит к повышению давления в питательной секции и к снижению глубины отбора. В отгонной секции вакуумной колонны обычно установлено
4—6 тарелок. Остаточное давление в эвапорационном пространстве современных колонн достигает 15—17 мм рт. ст., а на выходе паров из колонны 5 мм рт. ст. .
Над вводом сырья в колоннах устанавливают отбойные тарелки из спрессованной проволочной сетки. Тарелка орошается флегмой, что почти" полностью устраняет проскок капель гудрона через сетку в концентрационную часть колонны. Для борьбы со вспениванием вместе с сырьем из печи вводят силикон (около 0,75 мг[л сырья). Подобно атмосферным, вакуумные колонны снабжаются внутренними, а чаще выносными отпарными колоннами.
Благодаря перечисленным мероприятиям и применению глубокого вакуума получаемый основной продукт — тяжелый вакуумный газойль" (с концом кипения 550° С) прозрачен, имеет низкую коксуемость и ничтожное содержание металлоорганических соединений ванадия, никеля и железа.
Вакуумсоздающая аппаратура
Сюда относятся вакуум-насосы, эжекторы, барометрические конденсаторы. Вакуум-насосы осуществляют отсос газов, их сжатие и выхлоп. Различают вакуум-насосы сухие и мокрые, поршневые и ротационные. Сухие предназначены для отсоса только сухих газов, мокрые — для откачки газа вместе с жидкостью. Поршневые сухие вакуум-насосы имеют производительность 160—200 м^мин и обеспечивают остаточное давление до 30 мм рт. ст. Ротационные вакуумные насосы снабжены рабочим колесом с неподвижными лопатками, вставленными эксцентрично в корпусе насоса.
До определенного уровня насос заполняется водой или другой жидкостью, неогнеопаснон и неразъедающей детали машин, так, чтобы концы лопаток при вращении всегда находились в жидкости. При быстром вращении колеса вода (жидкость) отбрасывается к стенкам корпуса, образуя равномерное водяное кольцо. Между лопатками и этим кольцом в силу эксцентричности колеса образуются неодинаковые по объему ячейки "— большие внизу, меньшие вверху. Работу поршней выполняет вода. При первой половине оборота вала ячейки увеличиваются и через эти отверстия засасывается газ. При второй половине оборота ячейки уменьшаются, происходит сжатие и выхлоп газов через специальные отверстия. Глубина вакуума зависит от температуры рабочей жидкости. Поэтому воду подают с возможно более низкой температурой, другие жидкости охлаждают в специальных холодильниках.
Ротационные вакуум-насосы рекомендуют применять там, где всасываемый газ не содержит сероводорода. Преимуществом этих насосов является возможность их непосредственного соединения с электромотором, что делает установку компактной. Ротационные вакуум-насосы марки РМК производительностью 720—1800 л3/ч
создают вакуум около 720 лм1 рт. ст., потребляя при этом мощность 27—49 л. с.
Барометрический конденсатор (рис. 139) снабжен трубой 3 длиной 12 лк В нем осуществляется встречное движение потоков паров
Рис. 139. Схема барометрического конденсатора:Рис. 139. Схема барометрического конденсатора:7 — корпус; 2 — тарелка; 3 — барометрическая труба; 4 — колодец; 5 — гидравлический затвор. Линии: I — пары и газы из вакуумной колонны; II — несконденсирован- ные газы разложения л воздух; III — холодная вода; IV — сток воды в канализацию.7 — корпус; 2 — тарелка; 3 — барометрическая труба; 4 — колодец; 5 — гидравлический затвор. Линии: I — пары и газы из вакуумной колонны; II — несконденсирован- ные газы разложения л воздух; III — холодная вода; IV — сток воды в канализацию.и воды; водяные пары конденсируются и вместе с водой через гидравлический затвор стекают в водоем или в канализацию. Гидравлический затвор создается тем, что конец трубы 3 находится ниже уровня воды в колодце 4. Воздух и несконденсировавшиеся газы отсасываются вакуум-насосом или пароструйным эжектором.
Рис. 139. Схема барометрического конденсатора:
Рис. 139. Схема барометрического конденсатора:
7 — корпус; 2 — тарелка; 3 — барометрическая труба; 4 — колодец; 5 — гидравлический затвор. Линии: I — пары и газы из вакуумной колонны; II — несконденсирован- ные газы разложения л воздух; III — холодная вода; IV — сток воды в канализацию.
7 — корпус; 2 — тарелка; 3 — барометрическая труба; 4 — колодец; 5 — гидравлический затвор. Линии: I — пары и газы из вакуумной колонны; II — несконденсирован- ные газы разложения л воздух; III — холодная вода; IV — сток воды в канализацию.
Устройство двухступенчатого пароструйного эжектора показано на рис. 140. Газ из барометрического конденсатора поступает в камеру всасывания 3, подхватывается струей водяного пара, вытекающего из сопла 2 под большим (до 10 ат) давлением. Смесь водяного пара и газов, преобразуя в диффузоре 4 скоростную энергию сжатия, поступает через камеру сжатия в промежуточный конденсатор 5.
В зависимости от требуемой глубины вакуума пароструйные эжекторы имеют число ступеней от одной ДО’ пяти. В соответствии с заданной производительностью монтируют по два и более пароструйных эжекторов в потоке. Одноступенчатые эжекторы используют, когда глубина вакуума не превышает 685 Л1Л1 рт. ст., двухступенчатые, когда остаточное давление должно быть не более 50 ммрт.ст., трехступенчатые — в пределах 50—Г м рт. ст. Наконец, четырех- и пятиступенчатые эжекторы применяют, когда остаточное давление должно исчисляться долями миллиметра ртутного столба. В нефтеперерабатывающей промышленности обычно применяют двух- и трехступенчатые эжекторы.
Между ступенями монтируют конденсаторы для конденсации рабочего пара предыдущей
ступени, а также для охлаждения отсасы
ваемых газов. В зависимости от свойств отсасываемых газов и са
нитарных условий применяют конденсаторы смешения или поверхностные конденсаторы. Вакуум в системе лимитируется температурой воды, покидающей конденсатор. Теоретически остаточное давление равно давлению насыщенных паров воды, практически оно больше и зависит от потерь напора в трубопроводах и конденсаторах (рис. 141). -
Рис. 140. Схема двухступенчатого эжектора:
Остаточное давление,мм рт.ст.
Рис. 141. Зависимость остаточного давления от температуры воды:
а — первая ступень ажекцпп; б — вторая ступень эжекцип; 1 — паровая коробка; 2 — сопло; 3 — камера всасывания; 4 — диффузор; 5 — промежуточный конденсатор; 6' — распылитель.
Линии: I — вход пара; II — вход в сопло; III — вход воды; IV — выход конденсата; V — вывод водяного пара второй ступени эжекции.
1 — теоретические данные; 2 — данные с учетом гидравлического сопротивления трубопроводов; з — остаточное давление наверху колонны с конденсатором; 4 — то же с теплообменником и конденсатором.
Рис. 142. Двухступенчатый эжектор с поверхностным конденсатором;
1 — патрубок для ввода паров п газов; 2 — патрубок для ввода рабочего пара; з — переход воздуха и мятого пара в конденсатор.
Рис. 144. Сравнительная оценка эжекторов:1 — трехступенчатых; 2 — двухступенчатых .Рис. 144. Сравнительная оценка эжекторов:1 — трехступенчатых; 2 — двухступенчатых .Рис. 143. Схема включения конденсатора и эжекторов:Рис. 143. Схема включения конденсатора и эжекторов:1 — дополнительный эжектор; 2 — барометрический конденсатор; з — первая ступень эжекцпн; 4 — вторая ступень ожекцпп; 5 — третья ступень эжекции; 6 — барометрическая труба; 7 — барометрический колодец.Линии: / — водяной пар и несконденсировав- шпеся газы из вакуумной колонны; II — водяной пар; III — холодная вода; IV— газ и пар в атмосферу.1 — дополнительный эжектор; 2 — барометрический конденсатор; з — первая ступень эжекцпн; 4 — вторая ступень ожекцпп; 5 — третья ступень эжекции; 6 — барометрическая труба; 7 — барометрический колодец.Линии: / — водяной пар и несконденсировав- шпеся газы из вакуумной колонны; II — водяной пар; III — холодная вода; IV— газ и пар в атмосферу.
Рис. 144. Сравнительная оценка эжекторов:
1 — трехступенчатых; 2 — двухступенчатых .
Рис. 144. Сравнительная оценка эжекторов:
1 — трехступенчатых; 2 — двухступенчатых .
Рис. 143. Схема включения конденсатора и эжекторов:
Рис. 143. Схема включения конденсатора и эжекторов:
1 — дополнительный эжектор; 2 — барометрический конденсатор; з — первая ступень эжекцпн; 4 — вторая ступень ожекцпп; 5 — третья ступень эжекции; 6 — барометрическая труба; 7 — барометрический колодец.
Линии: / — водяной пар и несконденсировав- шпеся газы из вакуумной колонны; II — водяной пар; III — холодная вода; IV— газ и пар в атмосферу.
1 — дополнительный эжектор; 2 — барометрический конденсатор; з — первая ступень эжекцпн; 4 — вторая ступень ожекцпп; 5 — третья ступень эжекции; 6 — барометрическая труба; 7 — барометрический колодец.
Линии: / — водяной пар и несконденсировав- шпеся газы из вакуумной колонны; II — водяной пар; III — холодная вода; IV— газ и пар в атмосферу.
' При высокой температуре воды создать глубокий вакуум невозможно. В таких условиях прибегают к дополнительному нагнетательному эжектору (бустеру), устанавливаемому перед вводом водяных паров и газов в барометрический конденсатор. Такой эжектор создает дополнительный вакуум до себя и повышенное давление после себя. При отсосе неагрессивных газов применяют
диффузор из чугуна, а паровые сопла из легированной стали. Для коррозионно-агрессивных сред пользуются высоколе-
гпрованной сталью, графитом и стеклом.
На рис. 142 показана конструкция двухступенчатого эжектора с промежуточным поверхностным конденсатором, состоящим из двух секций, неравных по поверхности конденсации. Охлаждающая вода проходит вначале нижнюю секцию, а затем верхнюю. Конденсат используется для питания паровых котлов.
На рис. 143 приведена система создания глубокого вакуума на крупной установке АВТ в Делавере (США) *, где применены три последовательно связанных между собой двухступенчатых эжек-
К а з ь и и и Г. И., Гвоздецкий Л. А., Касаткин В. А., Семенов Б. С., Нефтеперерабатывающие заводы США, Гостоптехпэдат, 1962, стр. 68. '
тора с конденсаторами поверхностного типа. Конденсат (отсасываемых паров) откачивается мокрым вакуум-насосом. Вакуумсозда- ющая система создает в эвапорационноп зоне колонны остаточное давление 15—17 мм рт. ст., а наверху колонны 5 мм рт. ст.
Вакуумная колонна диаметром 12 ль и производительностью по мазуту 3 млн. т)год оборудована двумя такими системами, работающими параллельно. Диффузоры эжекторов первой ступени (бустеров) имеют наибольший диаметр 1,5 м и длину 12 м. Применение поверхностных конденсаторов вместо конденсаторов смешения не только способствует созданию более высокого вакуума в колонне, но и избавляет завод от огромных количеств загрязненных стоков, особенно при переработке сернистых и высокосернпстых нефтей.
Производительность эжекторов исчисляется количеством отсасываемых ими паров и газов в 1 ч. Расход водяного пара на отсос газов в эжекторах определяется их производительностью и глубиной вакуума (числом ступеней эжекции). Сравнительная оценка двух- и трехступенчатых эжекторов иллюстрируется рис. 144. Из графика видно, что при одном и том же вакууме производительность трехступенчатых эжекторов выше, чем двухступенчатых.
Характеристика пароструйных трехступенчатых эжекторов конструкции Гипроиефтемаш при остаточном давлении на входе 40 мм рт. ст. и давлении водяного пара 10 ат приведена ниже:
Производительность, кг^ч . .
200
400
640
1000
в том числе пеконденспру-
ющихся газов, нг(ч . . .
125
250
400
600
Расход рабочего пара, нг/ч
900
. 1800
3000
4000
Температураохлаждающей
воды, р С
24
25
25
25
Расход воды, м3}ч
40
80
125
15Г
Отсасываемая эжекторами из барометрического конденсатора паро-воздушная смесь состоит щз неконденсирующихся газов термического распада сырья, воздуха (засасываемого через неплотности аппаратуры, выделившегося в барометрическом конденсаторе из охлаждающей воды и поступившего вместе с водяным паром), нефтяных паров, сероводорода.
По данным ГрозНИИ, количество этих газов зависит от многих факторов, главным образом от типа сырья, температурного режима и типа трубчатой печи. По этим данным количество некоиденсиру- ющихся углеводородных газов составляет 0,005—0,42%, считая на мазут, а количество инертных газов соответственно 0,001—0,14%. В составе инертных газов 70—90% приходится на воздух, подсасываемый через неплотности системы.
В табл. 36 приведена характеристика ректификационных колонн атмосферно-вакуумной трубчатой установки мощностью 6 млн. т]гоЭ.
Ректификационная колонна
S е
о |.
8
Н
К
и а с д
я.
■ и
В и
« в и^ в, . 1! Й?
О ss
О ^
§ Я
У ^ Её.
5 я ft §
я
g
о 5 зг
У Q it
га
у Я
ft К
§ о
й в и
Тип "тарелок
я
§
§
В
Предварительного испарения
верх
120
5,6
0,260
39,6
4,2
453
600
5000
Клапанные
24
ПИЗ
240
5,8
0,327
53,4
5,0
549
600
5000
Двухпоточ-
Атмосферная верх
126
1,5
0,96
35,4
4,65
452
700
5000
иые
То же
16
. тарелка № 24.
260
1,62
0,745
47,3
5,3
533
700
7000
»
27
Вторичной перегонки № 1
верх
114
4,0
0,476
26,2
4,65
428
ООО
2800
НИЗ
192
4,2
0,297
54,3
4,75
535
600
2800
»
30
№ 2 верх
80
3,5
0,39.3
.35,2
4,2
441
600
3600
»
низ
130
3,9
0,385
51,0
4,65
538
600
3600
»
60
№ 3 верх
128
1,2
1,03
37,0
4,65
485
600
2800
Клапанные
20
пнз
178
1,6
0,562
41,8
4,55.
465
600
2800
одпопоточ- и ые
То же
40
Отпарная
№ 1, верх . . .
180
1,55
0,287
29,4
3,8
388
600
2800
»
10
№ 2, верх . . . .
228
1,6
0,347
35,4
4,1
423
600
2000
»
10
№ 3, верх . . . .
296
1,65
0,39
48,7
3,6
487
600
2000
Клапанные
Стабилизатор, верх
62
12,0
0,234
43,7
4,0
512
600
2000
двухпоточ- пые
То же
20
Вакуумная
тарелки № 15—18
140
63*
3,48
42,8
5,75
476
700
6400
Клапанные
тарелки № 9—10
300
82*
2,59
32,1
4,75
415
900
9000
в комбинации с ситчатыми То же
2
тарелки № 5—6
368
94*
2,17
15,3
4,3
355
900
9000
»
2
*В лип рт. стп.
КОНТРОЛЬ ЗА РАБОТОЙ РЕКТИФИКАЦИОННЫХ
КОЛОНИ
Для строгого соблюдения режима и условий, обеспечивающих нормальный ход процесса ректификации, необходимо правильно эксплуатировать колонны. Ведущими факторами режима являются температура, давление, количество орошения и расход водяного пара или тепла (при наличии кипятильников) в отгонной части колонны и в ее отпарных секциях. Для наблюдения за температурой, давлением, количеством жидкостей и водяного пара служат контрольно-измерительные приборы, автоматические анализаторы качества, размещенные в наиболее характерных точках ректификационной колонны. Показания этих приборов позволяют следить за ходом ректификации, качеством продуктов и своевременно устранять возможные отклонения от требуемого режима.
Помимо контрольно-измерительных приборов ректификационные колонны снабжаются автоматическими регуляторами параметров процесса (терморегуляторы, регуляторы потока и другие автоматы, являющиеся неотъемлемой частью современных ректификационных установок).
Важнейшпми для температурного режима являются места ввода сырья, верх и низ ректификационной колонны, а также места отбора промежуточных фракций, или боковых погоиов. Управление ими проследим на конкретных примерах.
Пример 1. В ректификационной колонне с выносными отпарными секциями перегоняется до мазута легкая нефть. Требуется повысить в бепзпне содержание фракции, выкипающих до 100° С, т. е. облегчить фракционный состав бензина.
Решение задачи сводится к увеличению количества подаваемого орошения, а следовательно, к понижению температуры верха колонны при одповремеппом увеличении количества водяного пара в отпарную колонну. В итоге отбор бензина уменьшится, а лигроина увеличится.
Пример 2. В топ же колонне требуется получить керосиновый дистилляг- с пониженной температурой конца кипения. Чтобы решить эту задачу, необходимо облегчить состав паров, поступающих в керосиновую секцию колонны. Для этого понижают температуру в секции дизельного топлива, увеличивая количество подаваемого в эту секцию орошения. Одновременно увеличивают подачу водяного пара в отпарную колонну дизельной фракции.
Из приведенных примеров видно, что контроль за работой ректификационных колони в основном сводится к оперированию важнейшим фактором процесса ректификации — температурным режимом — путем изменения количества подаваемого орошения. Выбранный температурный режим для заданного сырья и качеств получаемых из него дистиллятов поддерживается постоянным автоматически при помощи терморегуляторов, регуляторов расхода и других аппаратов контроля.
ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
РЕКТИФИКАЦИОННЫХ КОЛОНН ■
Для правильной эксплуатации колоии необходимо соблюдать следующее.
Открывать люки колонны можно только после ее пропарки и промывки в строгом порядке, начиная с верхнего. Перед открытием нижнего люка необходимо пустить в него пар или иметь наготове паровой шланг на случай загорания кокса.
При обнаружении пропусков в корпусе ректификационной колонны, испарителя, теплообменника и других аппаратов необходимо немедленно дать пар к местам пропуска для предотвращения воспламенения продукта. При наличии условий, угрожающих аварией, надо немедленно отключить аппарат или остановить установку. Необходимо также своевременно устранять все неплотности в трубопроводах и аппаратуре и не допускать перебоев в работе вентиляции как естественной, так и искусственной.
При сборке и ремонте трубопроводов нужно наблюдать за тем, чтобы в трубах не оставались посторонние предметы. Вся аппаратура, арматура, измерительные приборы и трубопроводы после остановки и ремонта должны быть подвергнуты испытанию на прочность и исправность действия.
ГЛАВА X
ТЕПЛООБМЕННЫЕ АППАРАТЫ
Теплообменные аппараты являются составной частью практически всех технологических установок на нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах. Их стоимость составляет в среднем 15% от общей стоимости оборудования технологических установок. Теплообменные аппараты используют для нагрева, испарения, коидеи- сацип, охлаждения, кристаллизации,- плавленпя и затвердевания участвующих в процессе продуктов, а также как парогенераторы или котлы-утилизаторы.
Среды, используемые для подвода или отвода тепла, называются соответственно теплоносителями и хладоагентами. В качестве теплоносителей могут быть применены нагретые газообразные, жидкие или твердые вещества. Дымовые газы как греющий теплоноситель обычно применяют непосредственно на установках, где сжигается топливо, так как их транспортирование на дальние расстояния затруднительно. Горячий воздух как теплоноситель также применяется для многих нефтехимических процессов. Существенным недостатком обогрева дымовыми газами и горячим воздухом является громоздкость теплообменной аппаратуры из-за свойственного им сравнительно низкого коэффициента теплопередачи.
Водяной пар как теплоноситель используется главным образом в насыщенном состоянии —. как высокого давления, так и отработанный от паровых машин и насосов. Преимуществом насыщенного водяного пара является его высокая теплота конденсации, поэтому для передачи даже большого количества тепла требуется сравнительно немного теплоносителя. Высокие коэффициенты теплопередачи при конденсаций водяного пара позволяют иметь относительно малые поверхности теплообмена. Кроме того, постоянство температуры конденсации облегчает эксплуатацию теплообменников. Недостатком водяного пара является значительный рост давления, связанный с повышением температуры насыщения, что ограничивает его применение конечной температурой нагрева вещества 200—215° С. При более высоких температурах требуется высокое давление пара, и теплообменные аппараты становятся металлоемкими и дорогими.
В нефтеперерабатывающей промышленности в качестве теплоносителей широко применяют высоконагретые дистилляты и остатки перегонки, а также нефтяные пары. В ряде случаев используют высоконагретые сыпучие твердые тела, в том числе твердые катализаторы и кокс, а также специальные жидкие теплоносители: дифенил, дифенилоксид, силиконы и высокоперегретую (под давлением 220 ат) воду. Все эти теплоносители позволяют вести нагрев лишь до 250° С. Выше этой температуры передачу тепла осуществляют при помощи огневых нагревателей — трубчатых печей. Для нагрева до высоких температур применяют иногда жидкие сплавы с высокой температурой кипения: сплав NaNO2 (40%)+■ KNO3 (53%) + + NaNOg (7%) с температурой кипения 680° С, сплав NaCI + + A1CL + FeClg в молекулярном соотношении 1:1:1с температурой кипения 800° С.
КЛАССИФИКАЦИЯ
По способу действия теплообменные аппараты подразделяют на поверхностные и аппараты смешения. К первой группе относятся теплообменные аппараты, в которых теплообменивающиеся среды разделены твердой стенкой. В теплообменниках смешения теплопередача происходит без разделяющей перегородки путем непосредственного контакта между теплообменивающимися средами. Примером может служить конденсатор смешения (скруббер), заполненный насадкой. Жидкость стекает сверху вниз, пары или газ двигаются противотоком к ней. На нефтеперерабатывающих заводах преимущественное применение получили поверхностные теплообменники. По конструктивному оформлению они делятся на змеевиковые ^типа «труба в трубе» и кожухотрубчатые — с неподвижными трубными решетками, с U-образными трубками и с плавающей ГОЛОВКЮЙ.
По способу монтажа различают вертикальные, горизонтальные и наклонные теплообменные аппараты. Вертикальные теплообменники занимают меньше места, но они менее удобны при очистке. На нефтеперерабатывающих заводах наибольшее распространение получили горизонтальные теплообменники.
Змеевиковые теплообменники
Змеевиковые теплообменники были первыми аппаратами, применяемыми для регенерации, тепла мазутов и полутудронов. Их укладывали по дну подогревателя сырья. По трубам змеевика прокачивали горячий остаток; охлаждаясь, он отдавал тепло сырью. Вследствие возможности размещения небольшой поверхности теплообмена, низкого коэффициента теплопередачи — менее 30 ккйл((м2 X X ч-граЭ), громоздкости и опасности в пожарном отношении такие
теплообменные аппараты не получили распространения. Их применяют лишь для разогрева легкозастывающих нефтепродуктов. Теплоносителем обычно служит водяной пар.
' Теплообменные аппараты «труба в трубе»
Такие аппараты представляют собой две трубы, концентрически расположенные одна в другой, в них легко обеспечивается высокая скорость движения теплообменивающихся сред и поэтому — высокие [до 250 ккал^м2 - ч-град)А коэффициенты теплопередачи.
Рис. 145. Теплообменник типа «труба в трубе» конструкции Гппропефтемаша:I — вход теплоносителя; II — выход теплоносителя; III — вход нагреваемого продукта; IV— выход нагреваемого продукта.Рис. 145. Теплообменник типа «труба в трубе» конструкции Гппропефтемаша:I — вход теплоносителя; II — выход теплоносителя; III — вход нагреваемого продукта; IV— выход нагреваемого продукта.
Рис. 145. Теплообменник типа «труба в трубе» конструкции Гппропефтемаша:
I — вход теплоносителя; II — выход теплоносителя; III — вход нагреваемого продукта; IV— выход нагреваемого продукта.
Рис. 145. Теплообменник типа «труба в трубе» конструкции Гппропефтемаша:
I — вход теплоносителя; II — выход теплоносителя; III — вход нагреваемого продукта; IV— выход нагреваемого продукта.
Их применяют главным образом для регенерации тепла высоковязких и легкозастывающих гудронов и крекииг-остатков. Горячий теплоноситель прокачивается по внутренней трубе, более доступной для очистки от механических загрязнений или от пробок застывшего продукта. Однотрубные теплообменники «труба в трубе» металлоемки, громоздки и сравнительно дороги.
Сейчас теплообменники «труба в трубе» усовершенствованы: сохранено концентрическое расположение труб, но эти трубы собраны в пучок с камерами для перетока теплоносителя (рис. 145). Такой аппарат компактен и легко разбирается. Поверхность односекционного теплообменника, отнесенная к наружному диаметру внутренних труб 48 X 4 мм, составляет 50 м2, а при оребрении — 230 ,м2. Вес аппарата, отнесенный к 1 .м2 поверхности нагрева, составляет 146 кГ для гладкостенных труб и 29,2 кГ для оребренных. Теплообменники «труба в трубе» изготовляют отдельными секциями и монтируют друг над другом. ■
v Кожухотрубчатые теплообменники
Кожухотрубчатые теплообменники с неподвижными трубными решетками (рис. 146) применяют в тех случаях, когда температуры трубного пучка и корпуса аппарата отличаются не более чем на 50° С.
Изготовляют их с поверхностью теплообмена И—350 .м2 для работы под давлением 2—25 ат. Трубные пучки выполняют из стальных трубок диаметром 25 или 38 мм и длиной 3—6 ли Теплообменники
этого типа экономичны и имеют минимальное число соединений на прокладках. Вес аппарата, отнесенный к 1 № наружной поверхности нагрева, составляет 38,8 кТ для. гладких труб и 22 кГ — для оребренных. Недостатки таких аппаратов: невозможность механической очистки межтрубного пространства, отсутствие устройств для компенсации разности температурного удлинения труб и корпуса. Последний недостаток можно устранить применением компенсатора на кожухе, что, однако, усложняет конструкцию и повышает стоимость аппарата.
Теплообменники с U-образными трубами более экономичны с этой точки зрения. Их применяют главным образом в процессах, осуществляемых под высоким давлением. Такой вертикальный аппарат показан на рис. 147. Трубный пучок состоит из неподвижной
Рис. 147.' Теплообменник с U-образпыми трубками:1 —■ распределительная коробка;2 — трубная решетка; 3 — П-об- разные трубки пучка; 4 — опора;5 — поперечная перегородка.Рис. 147.' Теплообменник с U-образпыми трубками:1 —■ распределительная коробка;2 — трубная решетка; 3 — П-об- разные трубки пучка; 4 — опора;5 — поперечная перегородка.Рис. 146. Схема кожухотрубчатого теплообменника. жесткой конструкции.Рис. 146. Схема кожухотрубчатого теплообменника. жесткой конструкции.трубной решетки 2, U-образных трубок 3 и поперечных перегородок 5. Трубный пучок легко может быть извлечен из корпуса теплообменника для чистки. Применение пучка из U-образных труб позволяет уменьшить до минимума зазор между внешними трубами пучка и корпусом. В результате повышается скорость движения теплоносителя, а следовательно, коэффициент теплоотдачи со стороны меж-
Рис. 147.' Теплообменник с U-образпыми трубками:
1 —■ распределительная коробка;
2 — трубная решетка; 3 — П-об- разные трубки пучка; 4 — опора;
5 — поперечная перегородка.
Рис. 147.' Теплообменник с U-образпыми трубками:
1 —■ распределительная коробка;
2 — трубная решетка; 3 — П-об- разные трубки пучка; 4 — опора;
5 — поперечная перегородка.
Рис. 146. Схема кожухотрубчатого теплообменника. жесткой конструкции.
Рис. 146. Схема кожухотрубчатого теплообменника. жесткой конструкции.
трубного пространства. Недостатками такого теплообменника являются невозможность механической очистки внутренней поверхности труб, малая гибкость в распределении потока жидкости по трубам при многоходовых теплообменниках. Применяется он для работы с чистыми средами. Изготовляют теплообменники с U-образными трубами поверхностью до 150 м2 для давлений до 50 ат и температуры до 500° С; расход металла 64 кг Дм2. '
Теплообменники с плавающей головкой. Особенностью таких аппаратов является возможность свободного осевого перемещения, или плавания, одной из трубных решеток в корпусе аппарата
Рис. 148. Двухходовой теплообменник с плавающей головкой: 1 — распределительная головка; 2 — трубная решетка; з — плавающая головка.Рис. 148. Двухходовой теплообменник с плавающей головкой: 1 — распределительная головка; 2 — трубная решетка; з — плавающая головка.
Рис. 148. Двухходовой теплообменник с плавающей головкой: 1 — распределительная головка; 2 — трубная решетка; з — плавающая головка.
Рис. 148. Двухходовой теплообменник с плавающей головкой: 1 — распределительная головка; 2 — трубная решетка; з — плавающая головка.
(рис. 148). Этим обеспечивается компенсация температурных удлинений корпуса и труб пучка. Разъемная конструкция аппарата позволяет вынимать трубный пучок и чистить межтрубное пространство от отложений. Установленные в распределительной коробке продольные перегородки создают в аппарате два, три и большее число ходов теплоносителя по трубам. Поперечные перегородки с вырезами и поворотами их по спирали повышают скорость потока рабочей среды в межтрубиом пространстве, увеличивая коэффициент теплоотдачи. Типы, основные показатели и размеры кожухотрубчатых теплообменников поверхностью до 2000 at3 стандартизованы. Повышение поверхности теплообмена достигается увеличением числа и длины оребренных труб с 6 до 9 ль и сдвоением аппаратов. Характеристика теплообменников с плавающей головкой конструкции Гппро- нефтемаш приведены ниже:
Давление,атДавление,атПоверхность нагрева, ль2Поверхность нагрева, ль2Наружный диаметр корпуса теплообменника, лип
Давление,ат
Давление,ат
Поверхность нагрева, ль2
Поверхность нагрева, ль2
325 16—4021
478 16-4053
529 15—2535—70
630 2550—100
720 16130
900 * 16410-870
* Выполняется из гладких и оребренных трубок длиной 6 и 9 ль
17 Заказ 1000
С увеличением поверхности нагрева удельный расход металла уменьшается с 60 до 26 кг)ма для гладких труб пучка п до 14 кг/л12 — для оребренных. Поток теплоносителя в межтрубном пространстве теплообменников одноходовый. Для работы в условиях высококоррозионной среды детали трубного пучка и распределительной коробки изготовляют из легированной стали.
Подогреватели с паровым пространством (кипятильники) применяют для подвода тепла вниз ректификационных колонн, в качестве испарителей, например пропана, в процессе деасфальтизации и котлов-утилизаторов для получения водяного пара. Кипятильники выпускают с поверхностью нагрева 50—500 at2. Как видно
Рпс. 149. Подогреватель-кипятильник конструкция Гппроиефтемаш: I и II — теплоноситель; III и IV— нагреваемая жидкость; V — пары.
из рис. 149, этот аппарат представляет собой двухходовый с плавающей головкой (или U-образнымп трубками) пучок теплообменных труб, вмонтированных в куб с поперечной перегородкой. Подлежащая испарению жидкость поступает в аппарат снизу и, двигаясь вверх между трубками, нагревается и частично испаряется, а затем перетекает через перегородку и через нижний штуцер выводится из аппарата. Образующиеся пары отводятся через верхний штуцер. Допустимое рабочее давление в корпусе аппарата в зависимости от температуры среды составляет 10—40 ат, в трубах пучка 40— 60 ат, причем чем выше температура, тем ниже допустимое давление.
Пародистиллятные теплообменники. В этих аппаратах тепло передается от конденсирующихся нефтяных паров. Их, в частности, используют в качестве парциальных конденсаторов (рис. 150) для образования орошения и монтируют на ректификационных колоннах в горизонтальном или вертикальном положениях. В горизонтальных парциальных конденсаторах может иметь место неравномерное термическое удлинение трубок и в результате — перекос трубной доски, нарушение плотности развальцовки труб и образование течи. Этих недостатков лишены ^вертикальные аппараты с разрезными плавающими головками.
. Практические коэффициенты теплопередачи в пародистиллятных теплообменниках следующие: смесь нефтяных и водяных паров — вода 220—270; те же пары — нефтепродукт 120—150 ккал^м2 X X ч-град).
Рис. 150. Схема парциального конденсатора:I и II — пары; III — конденсат; IV и V — хладоагент.Рис. 150. Схема парциального конденсатора:I и II — пары; III — конденсат; IV и V — хладоагент.
Рис. 150. Схема парциального конденсатора:
I и II — пары; III — конденсат; IV и V — хладоагент.
Рис. 150. Схема парциального конденсатора:
I и II — пары; III — конденсат; IV и V — хладоагент.
Рис. 151. Секционный конденсатор- холодильппк:Рис. 151. Секционный конденсатор- холодильппк:1 — корпус; 2 ■— трубный пучок. Линии: I — пары продукта; II — конденсат; III — холодная вода; IV — нагретая вода.1 — корпус; 2 ■— трубный пучок. Линии: I — пары продукта; II — конденсат; III — холодная вода; IV — нагретая вода.с проточной водой. Устанавли-с проточной водой. Устанавли-
Рис. 151. Секционный конденсатор- холодильппк:
Рис. 151. Секционный конденсатор- холодильппк:
1 — корпус; 2 ■— трубный пучок. Линии: I — пары продукта; II — конденсат; III — холодная вода; IV — нагретая вода.
1 — корпус; 2 ■— трубный пучок. Линии: I — пары продукта; II — конденсат; III — холодная вода; IV — нагретая вода.
с проточной водой. Устанавли-
с проточной водой. Устанавли-
Конденсаторы и холодильники
Первые предназначены для конденсации паров, а вторые — для охлаждения продуктов до заданной температуры. Эти аппараты выполняют в виде змеевиков из гладких или ребристых труб либо
в виде одно-и многоходовых кожухотрубчатых аппаратов.
Широкое распространение на нефтеперерабатывающих заводах получили погружные конденсаторы и холодильники секционного типа, реже — оросительные холодильники, в последние годы все чаще применяют аппараты воздушного охлаждения. Используют
также конденсаторы смешения (скрубберы).
Погружные конденсаторы и холодильники выполняют в виде сплошного змеевика или коллектора с параллельно работающими змеевиками, помещенными в ящик
вают их либо на бетонной крыше насосного здания, либо на бетонных основаниях. Змеевики выполняют из ребристых или гладких труб.
17*. ''
Ящики погружных конденсаторов-холодильников разделены перегородками на секции. В каждой секции размещен змеевик (рис. 1'51) для охлаждения данного дистиллята. Охлаждающая вода поступает в ящик снизу и выводится сверху через карманы, имеющиеся в каждой секции. Для уменьшения числа двойников трубы змеевика либо сваривают, либо соединяют при помощи фланцев или муфт. В секционных конденсаторах-холодильниках трубы развальцовывают в трубных решетках. К решеткам прикрепляют выпуклые крышки с перегородками, создающими от 6 до 8 ходов для конденсаторов и от 8 до 12 — для холодильников. Секции в ящике с водой обычно размещают в два этажа.
Для работы в коррозионно-агрессивной среде змеевики погружных конденсаторов-холодильников изготовляют из легированной стали или латуни. Значения коэффициента теплопередачи для разных теплопередающих сред составляют: для паров легких нефтепродуктов 75—100; для паров тяжелых нефтепродуктов 50—75; для водяных паров 245—295; для дистиллятов легких фракций 75—125; для вязких масляных фракций 50—75; для остатков перегонки нефти 40—60 ккал/(л12-ч-град).
Достоинством погружных конденсаторов-холодильников являются простота устройства и эксплуатации, надежность конструкции, большой запас воды, гарантирующий безаварийную работу установки при временном прекращении подачи воды, и сравнительная легкость очистки поверхности труб от накипи и прочих загрязнений. Но они громоздки и требуют для размещения больших площадей. Такие конденсаторы-холодильники имеют поверхность охлаждения 200, 618 и 800 Л12, длину 7,8 м, высоту 2,3 лг, ширину 3,4; 6,0 и 7,8 м и весят соответственно 21, 41,1 и 50,8 Т. •
Оросительные конденсаторы-холодильники представляют собой змеевики, орошаемые снаружи водой, подаваемой по желобам (рис. 152). Попадая на стенки горячих труб, вода частично испаряется, благодаря чему расход воды примерно в 2 раза меньше, чем в холодильниках других типов. Еще больший эффект достигается распылением воды по поверхности змеевиков при помощи распылителей. Оросительные холодильники, монтируют из труб длиной 6—9 м. При благоприятных условиях (сухом климате, наличии ветра) коэффициент теплопередачи в таких аппаратах достигает 500 ккал/(л(2-ч-граду
Оросительные холодильники выполняют также в виде многоярусных параллелепипедов с распределительной головкой (рис. 153), размещенных горизонтально или вертикально. Такие аппараты компактны и отличаются высоким коэффициентом теплопередачи. Особенностью их конструкции является наличие жесткой рамы для каждого пучка (яруса), некоторая изогнутость трубок, косая и особо прочная их ввальцовка в трубные решетки. Для более эффективной вентпляции воздухом оросительные холодильники ограждают на-
клонными жалюзи. Более 'интенсивное испарение воды в градирнях достигается нагнетанием илп отсосом воздуха одним или несколькими
Рис. 152. Оросительный конденсатор-холодильник.
вентиляторами. Оросительные холодильники применяют главным образом на газобензиновых заводах.
Конденсаторы-холодильники воздушного охлаждения. Дефицит
воды в связи с интенсивным развитием промышленности, высокие
капитальные затраты на систему водоснабжения и канализации, включая и водоочистные сооружения, большая площадь, требуемая для этих сооружений, а также значительные энергозатраты на перекачку воды как при прямоточном, так и при оборотном водоснабжении, вызвали все возрастающее применение в промышленности аппаратов воздушного охлаждения. Эти аппараты по сравнению
одного из типоводного из типовтаких аппаратов следующий:таких аппаратов следующий:Температура поступающего воздуха,Температура поступающего воздуха,Число работающих Расход воздуха на тыс. м?]ч Е . .Число работающих Расход воздуха на тыс. м?]ч Е . .вентиляторов . . один конденсатор,вентиляторов . . один конденсатор,25о25о22102102о1о1-102-102-201-201'С-202'С-2022002002002002002002002001001001501507575•Шмеркович В. М., Аппараты•Шмеркович В. М., АппаратывоздушноговоздушногоохлажденияохлажденияДляДлятехпо-техпо-логических установок нефтеперерабатывающих п нефтехимических заводов, ЦИНТИХИМНефтемаш, 1967.логических установок нефтеперерабатывающих п нефтехимических заводов, ЦИНТИХИМНефтемаш, 1967.
одного из типов
одного из типов
таких аппаратов следующий:
таких аппаратов следующий:
Температура поступающего воздуха,
Температура поступающего воздуха,
Число работающих Расход воздуха на тыс. м?]ч Е . .
Число работающих Расход воздуха на тыс. м?]ч Е . .
вентиляторов . . один конденсатор,
вентиляторов . . один конденсатор,
25о
25о
2
2
10
2
10
2
о
1
о
1
-10
2
-10
2
-20
1
-20
1
'С
-20
2
'С
-20
2
200
200
200
200
200
200
200
200
100
100
150
150
75
75
•Шмеркович В. М., Аппараты
•Шмеркович В. М., Аппараты
воздушного
воздушного
охлаждения
охлаждения
Для
Для
техпо-
техпо-
логических установок нефтеперерабатывающих п нефтехимических заводов, ЦИНТИХИМНефтемаш, 1967.
логических установок нефтеперерабатывающих п нефтехимических заводов, ЦИНТИХИМНефтемаш, 1967.
с водяными конденсаторами и холодильниками удобнее в эксплуатации (их внешняя поверхность не загрязняется илистыми отложениями и накипью, ухудшающими теплопередачу), менее подвержены коррозии, меньше расходы на ремонт и очистку *. Конденсаторы- холодильники воздушного охлаждения (рис. 154) оборудованы плоскими трубными пучками, по которым проходит конденсируемый
Рпс. 154. Схема конденсатора воздушного охлаждения:
1 — левая секция; я — правая секция; з — металлоконструкция; 4 — диффузор;
5 — увлажнитель; в — колесо вентилятора; 7 — коллектор ] вентилятора; 8 — привод вентилятора; 9 — кок.
или охлаждаемый поток нефтепродукта. Через этот пучок вентилятором пропускается воздух. Для компенсации низкого коэффициента теплоотдачи со стороны воздуха применяют оребренные трубы. В зависимости от скорости воздуха коэффициент теплопередачи колеблется в пределах 10—50 ккалЦм* • ч • град). Для снижения начальной температуры предусматривается его увлажнение. На укрупненных технологических установках используют сдвоенные агрегаты. Общий вид конденсаторов воздушного охлаждения приведен на рис. 155.
В зависимости от температуры вводимого воздуха режим работы
974 425 975 425 975 425974 425 975 425 975 425Частота вращения вала электродвигателя, об/мин 975Потребляемая мощность электродвп- гателя, кет 60Частота вращения вала электродвигателя, об/мин 975Потребляемая мощность электродвп- гателя, кет 60608308124608308124Рис. 155. Группа конденсаторовРис. 155. Группа конденсатороввоздушного охлаждения.воздушного охлаждения.Габариты этого агрегата следующие: ширина 4,35 л, длина 8,5 л, вес 24 Т; давление нагнетания вентилятора 30 к.Г/л2, давление в трубах 6 ат. В зимний период при особенно низких
974 425 975 425 975 425
974 425 975 425 975 425
Частота вращения вала электродвигателя, об/мин 975
Потребляемая мощность электродвп- гателя, кет 60
Частота вращения вала электродвигателя, об/мин 975
Потребляемая мощность электродвп- гателя, кет 60
608308124
608308124
Рис. 155. Группа конденсаторов
Рис. 155. Группа конденсаторов
воздушного охлаждения.
воздушного охлаждения.
температурах воздуха возможны полное отключение мотора и работа аппарата при естественной конвекции воздуха.
Конденсаторы смешения (скрубберы). Теплообмен в этих аппаратах осуществляется посредством прямого контакта между восходящим потоком нефтяных паров п орошающей их водой. Обычно их выполняют в виде насадочных или полочных колонн. Нижняя их часть служит водоотделителем (рис. 156). Конденсаторы смешения просты в эксплуатации и недороги, но требуют чистой воды, так как органические примеси (нефтяные продукты, смолистые вещества) могут привести к окрашиванию конденсата — целевого продукта.
ДЕТАЛИ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ
Рис. 156. Скруббер- холодпльппк насадочного типа:Рис. 156. Скруббер- холодпльппк насадочного типа:7 — корпус; 2 — насадка. Линии: I — ввод паров и газов; II — отвод газов; III — отвод дистиллята; IV — отвод воды;V — ввод коды.7 — корпус; 2 — насадка. Линии: I — ввод паров и газов; II — отвод газов; III — отвод дистиллята; IV — отвод воды;V — ввод коды.Рассмотрим устройство таких важнейших деталей кожухотрубчатых теплообменных аппаратов, как перегородки, узлы крепления трубок п компенсаторы теплового расширения (рис. 157).
Рис. 156. Скруббер- холодпльппк насадочного типа:
Рис. 156. Скруббер- холодпльппк насадочного типа:
7 — корпус; 2 — насадка. Линии: I — ввод паров и газов; II — отвод газов; III — отвод дистиллята; IV — отвод воды;
V — ввод коды.
7 — корпус; 2 — насадка. Линии: I — ввод паров и газов; II — отвод газов; III — отвод дистиллята; IV — отвод воды;
V — ввод коды.
Перегородки делают хордовыми и радиальными для трубного пространства и продольными, поперечными и винтовыми — для межтрубного. Продольные перегородки (рис. 158) делят межтрубное
Рис. 157. Детали теплообменных аппаратов.Рис. 157. Детали теплообменных аппаратов.
Рис. 157. Детали теплообменных аппаратов.
Рис. 157. Детали теплообменных аппаратов.
пространство на столько ходов, сколько их имеется в трубном. В поперечных перегородках (рис. 159) имеются кольцевые зазоры, через которые пропущены трубы; небольшая часть теплоносителя
перемещается через эти зазоры с повышенной скоростью, что интенсифицирует теплопередачу. Поперечные перего-
Рпс. 158. Продольные пере- Рис. 159. Поперечные перегородки, созда- городкп:тощие поток:
а, б — хордовые; в, г — радиаль- а, б — зигзагообразный; в — винтообразный, ные.
родни устанавливают так, что основной поток движется зигзагообразно или винтообразно. Чем ближе поставлены друг к другу эти перегородки, тем больше скорость потока и коэффициент теплопередачи, но тем сложнее очищать затрубное "пространство от осадков и тем выше гидравлическое сопротивление потоку теплоносителя.
Крепление и размещение трубок. Для теплообменников применяют только цельнотянутые трубки, которые обычно развальцовкой крепят в трубных решетках. На поверхности трубной решетки трубки
Рпс. 160. График Яновского для различных способов размещения трубок:
1 — кривая для размещения по способу а; 2 — то же по способу б; 3 — то же по способу в.
располагают по углам равностороннего треугольника, ромба или квадрата. Для лучшей очистки межтрубного пространства от отложений удобнее располагать трубки пр углам квадрата. В конденса-
Рис. 161. Компенсаторы теплового расширения:
а — компенсатор-днище; б — гофрированный кощух; в — гармонь; г — отбортовка ко;куха;
5 — сальник; е — плавающие головки; ж — плавающая головка с сальником.
торах предпочтительнее размещение трубок по углам ромба с поворотом линии центров каждого ряда под углом ср к горизонту (рис. 160). Благодаря этому конденсат, стекая струйками на нижележащие трубки, омывает их лишь по 1/4 окружности и коэффициент
теплоотдачи на остальных 3/4 окружности остается таким же, как и в трубках верхнего ряда. '
Сравнительная оценка трех способов расположения трубок на трубной доске иллюстрируется графиком Яновского (см. рис. 160), дающим величину поправки (5 коэффициента теплоотдачи для конденсаторов с горизонтальным расположением трубок. Эта поправка минимальна для трубок, размещенных по углам квадрата.
Компенсаторы теплового расширения. В отсутствие подобных устройств при повышенной разности температур трубок и корпуса возникает деформация мест развальцовки, нарушается герметичность и образуется течь. На рис. 161 представлены различные компенсирующие устройства. Лучшим способом считается применение плавающих головок в сочетании с отбортовкой кожуха: при этом уменьшается живое сечение затрубного пространства, повышаются скорость теплоносителя и коэффициент теплопередачи. В гудронных теплообменниках можно применять^плавающую головку в сочетании с сальниковым уплотнением.
РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ
Расчет теплообменного аппарата ведут применительно к выбранной конструкции и размерам теплообменника, выпускаемого промышленностью, поскольку для определения коэффициента теплопередачи необходимо располагать данными о скорости движения теплообменивающихся сред.
Первым этапом расчета является составление уравнения теплового баланса:
<2 = Gi(7<1-7Z1)n = G2(9u-^a)(120)
где Q — количество тепла, передаваемого через поверхность теплообмена, ккал/ч',
GT и G2 — количество греющего п нагреваемого теплоносптелей, кг/ч;
qt и qln — энтальппя греющего потока соответственно при начальной и конечной температурах, ккал/кг;
qta и qtt — энтальпия нагревающегося потока при температурах соответственно входа и выхода из аппарата, ккал/кг;•
ц — коэффициент использования тепла (0,95—0,97).
Поверхность теплообменника F определяют по формуле:
где К — коэффициент теплопередачи, ккал, (м--ч-граЭ);
тср — средняя разность температур (средипй температурный напор), °C.
Коэффициент теплопередачи вычисляют по формуле!
(122)(122)К = —
(122)
(122)
1 I ^СТ I
®1 ^ст ^2
где 6СТ — толщина стенки трубок, лц -
Хет —теплопроводность металла трубок, ккал/(.и-ч-град);
«! паа — коэффициенты теплоотдачи с каждой стороны степки, ккал/(м2-ч-град).
Рпс. 162. Схемы теплообмена (г — температура горячего теплоносителя; т — температура холодного теплоносителя): а — параллельный ток (прямоток); б — противоток; в — перекрестный ток; г — смешанный ток.Рпс. 162. Схемы теплообмена (г — температура горячего теплоносителя; т — температура холодного теплоносителя): а — параллельный ток (прямоток); б — противоток; в — перекрестный ток; г — смешанный ток.1г1гРпс. 163. Кривые изменения температур теплоносителя:а — при параллельном токе; б — при противотоке; t — температура горячего теплоносителя; т — температура холодного теплоносителя.Рпс. 163. Кривые изменения температур теплоносителя:а — при параллельном токе; б — при противотоке; t — температура горячего теплоносителя; т — температура холодного теплоносителя.Коэффициент теплоотдачи является функцией физических свойств теплоносителей (плотности, теплоемкости, теплопроводности, вязкости), скорости и направления потоков, материала, длины, диаметра и состояния поверхности трубок. Коэффициенты теплоотдачи тем больше, чем выше скорость потока теплоносителя и меньше его вязкость.
Рпс. 162. Схемы теплообмена (г — температура горячего теплоносителя; т — температура холодного теплоносителя): а — параллельный ток (прямоток); б — противоток; в — перекрестный ток; г — смешанный ток.
Рпс. 162. Схемы теплообмена (г — температура горячего теплоносителя; т — температура холодного теплоносителя): а — параллельный ток (прямоток); б — противоток; в — перекрестный ток; г — смешанный ток.
1г
1г
Рпс. 163. Кривые изменения температур теплоносителя:
а — при параллельном токе; б — при противотоке; t — температура горячего теплоносителя; т — температура холодного теплоносителя.
Рпс. 163. Кривые изменения температур теплоносителя:
а — при параллельном токе; б — при противотоке; t — температура горячего теплоносителя; т — температура холодного теплоносителя.
При конденсации смеси нефтяных и водяных паров коэффициент теплоотдачи можно подсчитать по правилу смешения:
а, = анпУнп+авпУвп(123)
Q нп + Q вп
где анп иавп — коэффициенты теплоотдачи соответственно для нефтяных и водяных паров, ккал/(м"-ч-град);
QHn п Свп — количество тепла, выделяющегося соответственно при конденсации нефтяных и водяных паров, ккал/ч.
Для расчетов могут быть приняты следующие величины коэффициентов теплоотдачи:
анп = 700— 1500 ккалЦм? ■ ч • гряд)
аап = 5000— 10 000 ккал/(м2 • ч • граду
Средняя разность температур. Возможные схемы теплообмена представлены на рис. 162. На рис. 163 представлены кривые "изменения температуры при параллельном токе и противотоке. Из этого рисунка видно, что при параллельном токе конечная температура нагреваемого потока т2 ниже конечной температуры греющего теплоносителя /2, при противотоке конечная температура нагрева т2 может быть выше конечной температуры греющего теплоносителя 1г. При одних и тех же температурных условиях (tv тт, <2, т2) в случае
параллельного тока и противотока последний обеспечивает большую
среднюю разность температур, а следовательно, меньшую поверхность теплообмена. При конструировании теплообменных аппаратов стремятся обеспечить противоток, что не всегда удается, поэтому многие теплообменные аппараты сконструированы по принципу перекрестного пли смешанного тока.Среднюю разность температур для прямотока или противотока вычисляют по формуле:.где Д <„ иЕслиратур ссреднюю разность температур, а следовательно, меньшую поверхность теплообмена. При конструировании теплообменных аппаратов стремятся обеспечить противоток, что не всегда удается, поэтому многие теплообменные аппараты сконструированы по принципу перекрестного пли смешанного тока.Среднюю разность температур для прямотока или противотока вычисляют по формуле:.где Д <„ иЕслиратур сСкорость потока Рпс. 164. Кривые для выбора оптимальной скорости потоков в теплообменнике:1 — амортизационные затраты; 2 — эксплуатационные затраты; з — общие затраты.Скорость потока Рпс. 164. Кривые для выбора оптимальной скорости потоков в теплообменнике:1 — амортизационные затраты; 2 — эксплуатационные затраты; з — общие затраты.Д /к — большая и меньшая разности температур между теплоносителями.Д /к — большая и меньшая разности температур между теплоносителями.Д/„ — о2, то среднюю разность погрешностью не более 4%Д/„ — о2, то среднюю разность погрешностью не более 4%темпе-темпе-можноможновычислить как среднеарифметическую:тСр=-^4^(125)При теплообмене перекрестным или смешанным током среднюю разность температур вычисляют по формуле: .Тср™стСре прот(^26)гДе Тср.ирот — средняя разность температур, вычисленная так же, как для противотока;е — поправочный коэффициент (находится по специальным графикам*).вычислить как среднеарифметическую:тСр=-^4^(125)При теплообмене перекрестным или смешанным током среднюю разность температур вычисляют по формуле: .Тср™стСре прот(^26)гДе Тср.ирот — средняя разность температур, вычисленная так же, как для противотока;е — поправочный коэффициент (находится по специальным графикам*).
среднюю разность температур, а следовательно, меньшую поверхность теплообмена. При конструировании теплообменных аппаратов стремятся обеспечить противоток, что не всегда удается, поэтому многие теплообменные аппараты сконструированы по принципу перекрестного пли смешанного тока.
Среднюю разность температур для прямотока или противотока вычисляют по формуле:.
где Д <„ и
Если
ратур с
среднюю разность температур, а следовательно, меньшую поверхность теплообмена. При конструировании теплообменных аппаратов стремятся обеспечить противоток, что не всегда удается, поэтому многие теплообменные аппараты сконструированы по принципу перекрестного пли смешанного тока.
Среднюю разность температур для прямотока или противотока вычисляют по формуле:.
где Д <„ и
Если
ратур с
Скорость потока Рпс. 164. Кривые для выбора оптимальной скорости потоков в теплообменнике:
1 — амортизационные затраты; 2 — эксплуатационные затраты; з — общие затраты.
Скорость потока Рпс. 164. Кривые для выбора оптимальной скорости потоков в теплообменнике:
1 — амортизационные затраты; 2 — эксплуатационные затраты; з — общие затраты.
Д /к — большая и меньшая разности температур между теплоносителями.
Д /к — большая и меньшая разности температур между теплоносителями.
Д/„ — о
2, то среднюю разность погрешностью не более 4%
Д/„ — о
2, то среднюю разность погрешностью не более 4%
темпе-
темпе-
можно
можно
вычислить как среднеарифметическую:
тСр=-^4^(125)
При теплообмене перекрестным или смешанным током среднюю разность температур вычисляют по формуле: .
Тср™стСре прот(^26)
гДе Тср.ирот — средняя разность температур, вычисленная так же, как для противотока;
е — поправочный коэффициент (находится по специальным графикам*).
вычислить как среднеарифметическую:
тСр=-^4^(125)
При теплообмене перекрестным или смешанным током среднюю разность температур вычисляют по формуле: .
Тср™стСре прот(^26)
гДе Тср.ирот — средняя разность температур, вычисленная так же, как для противотока;
е — поправочный коэффициент (находится по специальным графикам*).
Потеря напора в теплообменных аппаратах. Выбор скорости потока теплоносителя и допустимой потери Напора в теплообменных аппаратах связан с общей схемой процесса. В регенераторах тепла пародистиллятов вакуумных колонн потери напора на паровых потоках исчисляются несколькими миллиметрами ртутного столба. Для паровых потоков атмосферных колонн и колонн, работающих под давлением, потеря напора может достигать значительно больших величин. Расчет потери напора ведут по известным уравнениям
гидравлики, учитывая местные гидравлические сопротивления, возникающие при прохождении потока через прорези в перегородках, между перегородками, при обтекании труб, на поворотах и т. д.
С увеличением скорости потоков растет и коэффициент теплопередачи, однако при этом примерно пропорционально квадрату скорости растет потеря напора, а следовательно, и стоимость перекачек. Оптимальные условия находят расчетом соответственно мпни-
мальной сумме' амортизационных и эксплуатационных затрат по графику, приведенному на рис. 164.
Применение вычислительных машин сокращает продолжительность расчетов и позволяет решать задачи по оптимизации параметров проектирования. Стоимость теплообменных аппаратов зависит от многих факторов: величины поверхности теплообмена, применяемых материалов, конструкций, рабочей температуры, давления и т. д. Так, при повышении давления с 6 до 43 ат стоимость аппарата возрастает на 60%, а с повышением температуры с 300 до 480° С — в 2 раза. Наибольшую стоимость при данной поверхности теплообмена имеют теплообменники с плавающей головкой, наименьшую — с жесткими трубными решетками. •
ВЫБОР ТИПА ТЕПЛООБМЕННИКОВ
При выборе теплообменного аппарата необходимо учитывать следующее:
конструкция должна быть по возможности простой, позволяющей затрачивать минимум времени на разборку и сборку аппарата при ремонте и смене деталей;
должна быть обеспечена необходимая прочность и надежность в работе;.1
металл, из которого изготовлен аппарат, должен противостоять коррозии.
Важным фактором при выборе является число ходов в теплообменном аппарате. В многоходовых теплообменниках достигаются более высокие коэффициенты теплопередачи, но они менее удобны в эксплуатации. Трудности в данном случае связаны с разборкой, чисткой и сборкой этих аппаратов, а также с герметичностью перегородок. Опыт переработки сернистых нефтей * показывает, что при частом вытаскивании пучков для очистки из теплообменников с двумя и большим числом потоков перегородки легко теряют форму, что затрудняет демонтаж и монтаж пучков. Поэтому предпочитают применять теплообменники одноходовые по корпусу и двухходовые в трубном пространстве.
Теплообменники «труба в трубе» применяют для высоковязких и загрязненных мазутов и гудронов. Хорошо противостоят сероводородной п хлористоводородной коррозии в конденсаторах трубки из адмиралтейского сплава (70% Си, 1% Sn, 29% Zn). Погружные конденсаторы из чугунных труб в этих условиях работают менее 2 лет, пучковые же конденсаторы из этого сплава работают более 5 лет. Решетки и крышки пучков в последнем случае были из
нержавеющей стали. Для экономии легированной стали и латуни применяют решетки из биметалла.
Для работы в высокоагрессивных средах (серной и соляной кислот, треххлористого алюминия и др.) в процессах выпарки, конденсации и охлаждения под давлением до 3 ат применяют графитовые, теплообменники поверхностью 1,6—240 ж2 с прокладками из политетрафторэтилена (тефлона). Такие теплообменники успешно эксплуатируются в СССР на фабриках искусственного волокна, а также на нефтехимических заводах. Применяют теплообменные аппараты из утлеграфитового материала — антегмита.
Для борьбы с коррозией теплообменников внутреннюю или наружную поверхность металлических труб и внутреннюю поверхность кожухов облицовывают стеклом: применяют плакировку, сочетающую механическую прочность одного металла с коррозионной стойкостью другого. Так, тонкий слой нержавеющей стали прокаткой соединяют с листом обычной углеродистой стали. Применяют иногда электролитические или химические покрытия, образующие противокоррозионную пленку на конструкционных материалах. При случае несовместимости прокачиваемой жидкости с материалами труб используют биметаллические трубы, например из никелевого сплава с одной стороны и алюминиевого — с другой.
СТЕПЕНЬ РЕГЕНЕРАЦИИ ТЕПЛА
Оптимальный предел регенерации тепла пародистиллятов, дистиллятов и остатков перегонки для подогрева сырья предопределяется экономикой процесса. Чем больше регенерируется тепла, тем больше поверхность теплообмена и число регенераторов, выше гидравлические сопротивления, а следовательно, и расход энергии на их преодоление. Кроме того, чем выше температура предварительного подогрева- сырья, поступающего в огневые нагреватели (печи), тем выше (в отсутствие воздухоподогревателя) должна быть температура отходящих дымовых газов и ниже к. п. д. печей. Так, в среднем повышению температуры нагрева нефти на 1° С соответствует повышение температуры отходящих дымовых газов на 6° С. Сопоставление затрат, обусловливаемых усилением регенерации тепла, со стоимостью сэкономленного топлива позволяет выбрать экономически целесообразную степень регенерации тепла для данной технологической установки.
Распределение тепловой нагрузки между регенераторами тепла и холодильниками зависит от многих факторов и примерно составляет 1 : 2 для светлых нефтепродуктов и 2 : 1 для масляных дистиллятов и остатков перегонки нефти.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТЕПЛООБМЕННЫХ
АППАРАТОВ
Для сокращения потерь тепла в окружающую среду теплообменники изолируют. Один из вариантов термоизоляции теплообменного аппарата следующий: цилиндрическая часть аппарата изолирована мастичным материалом, оштукатурена слоем асбоцемента и облицована тонким листом алюминия. Головки аппарата несут собственную теплоизоляцию, которая связана с изоляцией цилиндрической части соединительными кольцами. Для облегчения демонтажа аппарата перед чисткой труб теплоизолирующий кожух выполняют из двух половинок и монтируют внахлестку.
Эффективность работы теплообменника зависит от степени чистоты поверхности теплообмена.
Отложения в теплообменных аппаратах могут быть двух видов: твердые — окалина, накипь, продукты коррозии металла, кокс и др.; пористые — рыхлый кокс, тина, грязь, коксовая пыль, сажа и др. Эти отложения снижают коэффициент теплопередачи и, как следствие, температуру нагрева сырья на выходе из теплообменника. Чтобы поддержать коэффициент теплопередачи на должном уровне, загрязненный пучок теплообменных труб периодически очищают от отложении. Обычно для однотипных теплообменников используют запасной пучок теплообменных труб, заменяя им загрязненный
Влияние загрязнений поверхности труб па коэффициент теппопередачи можно проиллюстрировать примером.
Пример. В теплообменнике «труба в трубе» теплообменные стальные трубы со стенками толщиной 6СТ =2,5 мм и коэффициентом теплопроводностп лст = = 40 ккал/(м-ч-град) покрылись слоем кокса толщиной 2 ai.u, Лк = = 0,15 ккал! (м-ч-град) и слоем окалины толщиной 1 лм1, %ок = = 2 ккал/(м-ч - град). Требуется сравнить коэффициенты теплопередачи для чистой и загрязненной поверхностей при условии, что коэффициенты теплоотдачи составляют: для мазута 272 ккал, (м--ч-град') и для цилиндрового дистиллята 886 ккал/( м2 -ч-град).
Решение. Коэффициенты теплопередачи для обоих случаев определяют по формуле:
■амаз ^ст ^к ^ок а ц.д
Для чистой поверхности коэффициент теплопередачи равен:
К4 = "1/272 + 0,0025/40 + 1/886 = 204 ””М/(Л12'4 ’ гр^
Для загрязненной поверхности:
Кг = 1 /272 + 0,0025/40 + 0,002/0,15 + 0,001/2 +1 /886 ^ 53,5 ^^^^' 4* гРа8'>
Как видно, в результате загрязнения коэффициент теплопередачи снизился почти в 4 раза...
Некоторые из этих отложений легко отделяются при продувке паром, другие — при промывке водой, третьи только механическим путем. Практикуется применение химических реагентов (минеральных кислот). Очистку теплообменных аппаратов ведут следующим образом. .
При механической очистке аппарат раскрывают, пучки труб вынимают из кожуха. Отложения в межтрубном пространстве отбивают притупленными зубилами и всю мелочь удаляют скребками или металлическими щетками. Внутреннюю часть трубок очищают шарошками или длинными стальными прутьями. При чистке погружных конденсаторов и холодильников спускают воду, а типу и грязь выбрасывают из ящика. Накипь часто прочно удерживается на поверхности металла и трудно поддается даже механической очистке.
Заслуживает внимания так называемый абразивный метод очистки кожухотрубчатых теплообменников. Метод состоит в удалении рыхлых осадков из труб теплообменников промывкой их водной взвесью песка. ' '
Число теплообменных аппаратов на современных укрупненных и комбинированных технологических установках и нефтеперерабатывающих заводах в целом исчисляется десятками и сотнями. Например, на АВТ со вторичной перегонкой мощностью 3 млн. т/год их число достигает 132 с общей поверхностью 22,5 тыс. л2, а на АВТ мощностью 6 млн. т/год — 67 штук с поверхностью 54 тыс. зг.
ГЛАВА XI
ТРУБЧАТЫЕ ПЕЧИ
КЛАССИФИКАЦИЯ
Трубчатые печи являются ведущей группой огневых нагревателей на большинстве технологических установок нефтеперерабатывающих ' и нефтехимических заводов. Впервые они предложены русскими инженерами В. Г. Шуховым и С. П. Гавриловым и прежде всего нашли применение на промыслах для деэмульгирования нефтей. В годы первой мировой воины трубчатые печи стали- применять на нефтеперегонных заводах, заменяя ими малопроизводительные цилиндрические кубы с низкими к. и. д. Первые трубчатые печи были кострового типа с восходящим потоком дымовых газов. В этих печах верхние ряды труб змеевика были недогружены в тепловом отношении, тогда как нижние ряды перегружены п часто прогорали; к. п. д. этих печей также был низок.
На смену печам кострового типа пришли печи конвекционные, в которых змеевик труб отделен от камеры сгорания перевальной стеной. При эксплуатации таких печей были установлены существенные недостатки: высокая .температура дымовых газов над перевальной стенкой, оплавление и деформирование кирпичной кладки, прогар труб верхних рядов змеевика. Для снижения температуры в топочной камере применяли рециркуляцию дымовых газов и осуществляли горение топлива с повышенным коэффициентом избытка воздуха. Однако повышенный расход воздуха снижал к. п. д. печей и не уменьшал прогар труб.
И только экранированием топочной камеры и увеличением ее объема были созданы нормальные условия для работы змеевика. Были созданы трубчатые печи радиантного типа. В ранних конструкциях таких печей трубы потолочного экрана защищали от сильного воздействия пламени манжетами из огнестойкого материала. Гофрированными чугунными манжетами на конвекционных трубах повышали поверхность нагрева в конвекционной камере печи. В результате экранирования потолка печи усилилась передача тепла радиацией, снизилась температура дымовых газов над перевалом и отпала необходимость • в защитных манжетах и рециркуляции дымовых газов. Для максимального использования тепла
18 Заказ 1000
радиации стали сооружать печи с боковыми, а позже и с подовыми экранами.
На нефтеперерабатывающих и особенно на газоперерабатывающих заводах нашли применение вертикальные цилиндрические печи с трубами, расположенными по поверхности цилиндра (рис. 165). Этим достигается равномерная тепловая нагрузка труб. Такие
Рис. 165. Вертикальная цилиндрическая печь:1 — корпус; 2 — трубы; 3 — форсунки;4 — радиирующиП конус; 5 — дымовая труба.Рис. 165. Вертикальная цилиндрическая печь:1 — корпус; 2 — трубы; 3 — форсунки;4 — радиирующиП конус; 5 — дымовая труба.Рис. 166. Схема двухкамерной пе*ш с восходящим потоком газов:1 — радиантная камера; 2 — конвекционная камера; 3 —* потолочный экран; 4 — боковой экран;5 — форсунки.Линии: I, И — сырье; III — дымовые газы.Рис. 166. Схема двухкамерной пе*ш с восходящим потоком газов:1 — радиантная камера; 2 — конвекционная камера; 3 —* потолочный экран; 4 — боковой экран;5 — форсунки.Линии: I, И — сырье; III — дымовые газы.
Рис. 165. Вертикальная цилиндрическая печь:
1 — корпус; 2 — трубы; 3 — форсунки;
4 — радиирующиП конус; 5 — дымовая труба.
Рис. 165. Вертикальная цилиндрическая печь:
1 — корпус; 2 — трубы; 3 — форсунки;
4 — радиирующиП конус; 5 — дымовая труба.
Рис. 166. Схема двухкамерной пе*ш с восходящим потоком газов:
1 — радиантная камера; 2 — конвекционная камера; 3 —* потолочный экран; 4 — боковой экран;
5 — форсунки.
Линии: I, И — сырье; III — дымовые газы.
Рис. 166. Схема двухкамерной пе*ш с восходящим потоком газов:
1 — радиантная камера; 2 — конвекционная камера; 3 —* потолочный экран; 4 — боковой экран;
5 — форсунки.
Линии: I, И — сырье; III — дымовые газы.
печи компактны it транспортабельны, напряженность их топочного пространства достигает 75 000 ккал^м4-ч). Вверху огневого нагревателя подвешен конус из жароупорной стали, способствующей равномерному нагреву сырья по длине труб в результате повышения скорости потока дымовых газов в верхней части печи. Нагревательный змеевик собран из U-образных трубных секции. Для подъема труб и ремонтных работ служит тельфер, перемещающийся по монорельсу, прикрепленному кольцом к дымовой трубе. Печь обслу- живается газовыми горелками в поде печи.
Восходящий поток дымовых газов осуществляется также в печах с горизонтальным расположением труб змеевика (рис. 166). Про-
дукты сгорания, пройдя сквозь потолочный экран 3, поступают в конвекционную камеру 2, расположенную над трубами потолочного экрана. Последние перекрыты огнеупорными плитами соответствующей формы, что обеспечивает равномерное распределенпе дымовых газов у радиантных труб.
Рис. 167. Схема печи с объемно-настильным пламенем:Рис. 167. Схема печи с объемно-настильным пламенем:1 — форсунка; 2 — вертикальная стенка; з — боковой экран; 4 — потолочный экран; 5 — конвекционная камера.1 — форсунка; 2 — вертикальная стенка; з — боковой экран; 4 — потолочный экран; 5 — конвекционная камера.Рис. 168. Схема печи беспламенного горения:I — трубы радиантной камеры; 2.— трубы конвекционной камеры; 3 — беспламенные панельные горелки; 4—дымовая труба.Рис. 168. Схема печи беспламенного горения:I — трубы радиантной камеры; 2.— трубы конвекционной камеры; 3 — беспламенные панельные горелки; 4—дымовая труба.
Рис. 167. Схема печи с объемно-настильным пламенем:
Рис. 167. Схема печи с объемно-настильным пламенем:
1 — форсунка; 2 — вертикальная стенка; з — боковой экран; 4 — потолочный экран; 5 — конвекционная камера.
1 — форсунка; 2 — вертикальная стенка; з — боковой экран; 4 — потолочный экран; 5 — конвекционная камера.
Рис. 168. Схема печи беспламенного горения:
I — трубы радиантной камеры; 2.— трубы конвекционной камеры; 3 — беспламенные панельные горелки; 4—дымовая труба.
Рис. 168. Схема печи беспламенного горения:
I — трубы радиантной камеры; 2.— трубы конвекционной камеры; 3 — беспламенные панельные горелки; 4—дымовая труба.
Разновидностью печей с восходящим потоком газов является трубчатая печь с объемно-настильным пламенем (рис. 167). Из наклонных форсунок 1 факел направляют на расположенную посредине печи вертикальную стенку 2 из жароупорного материала. По этой стенке факел как бы стелется, что способствует равномерному излучению тепловой энергии на трубы боковых 3 и потолочных 4 экранов. Двигаясь вверх, топочные газы отдают тепло трубам конвекционной камеры 5 и направляются далее в дымовую трубу.
Более совершенными и экономичными являются трубчатые печи с излучающими стенками из беспламенных панельных горелок и двухсторонним облучением труб змеевика (рис. 168). Одна из таких печей конструкции Гипронефтемаш представлена на рис. 169; она работает на газообразном топливе, которое сжигается в горелках (рис. 170), выполненных в виде керамических призм 7 (призмы являются одновременно сборными элементами стен печи). При сжигании газа
в туннелях керамические плитки накаливаются и интенсивно излучают тепло на поверхность радиантных труб, расположенных в шахматном порядке на расстоянии 600—1000 мм от плиток. Монтируя панельные горелки на противоположных сторонах печи, можно облучать трубы с двух сторон. Поэтому такие печи названы печами двухстороннего, облучения.
Рис. 169. Печп с излучающими стенами из беспламенных . панельных горелок. ■
В отличие от ранее описанных печей, работающих на жидком топливе, печи с излучающими стенками помимо высоких теплотехнических показателей обладают меньшими габаритами, требуют меньше металла и огнеупорного кирпича. Их выпускают тепловой мощностью 6—20 млн. ккал/ч. Змеевики собирают из труб диаметром 102— 152 мм, длиной 6—24 м. Печи оборудуют горелками, отличающимися размерами эжектора, сопла, а также числом туннелей (100 и 169 соответственно). Количество металла на 1 млн. ккал/ч для печей с излучающими стенками колеблется от 11,6 до 8,1 т против 16,8 пг для двухскатных печей.
На рис. 171 приведена схема трубчатой печи беспламенного горения с железобетонными стенами конструкции Гипронефтемаш. Она выполнена из сборных ребристых панелей толщиной 150 мм. Между ребрами панелей заложены теплоизоляционная кладка из диатомового кирпича и минеральная вата слоем толщиной, обеспечивающей температуру наружной поверхности стен примерно 45° С. Для монтажа блоков беспламенных
горелок в боковых стенках предусмотрены проемы. Устойчивость
Рпс. 170. Беспламенная панельная горелка:
1 — стальная труба; 2 — эжектор; 3— сопло;
4 — регулятор воздуха; 5 —изоляционная прослойка; 6 — корпус; 7 — керампчсскпе призмы.
Рнс. 171. Схема трубчатой печи беспламенного горения с железобетонными стенами:
1 — железобетонные блоки; 2 — газовый коллектор; з — воздушный канал;
4 — блоки горелок; 5 — трубы радиантной камеры; 6— конвекционная камера.
трубивши решетками. Нагревательный змеевик длиной 10,3 Л1 и диаметром 152 мм и стенками толщиной 8 мм занимает под, перевальные стены, свод и конвекционную камеру. Тепловая мощность печи 15 млн. ккал/ч, теплонапряженность радиантных труб 50 000 ккмДль2 -ч).
Подвески потолочных труб крепят непосредственно к ребрам, решетки радиантных труб закреплены на фундаменте. Под печи, охлаждается воздухом, проходящим по воздушным каналам в бетонных блоках. Применение жароупорного бетона исключает необходимость сооружения каркаса, кладки и кронштейнов для подвески кирпичей свода. Стоимость печи значительно ниже, чем обычной печи беспламенного горения.
В промышленности применяется также многосекционная печь двухстороннего облучения, безретурбентная с горизонтальным змее- виком труб и нижней конвекционной камерой (рис. 172) конструкции
Рис. 172. Схема многокамерной печи двухстороннего облучения конструкции «Гипронефтезаводы»:1 — радиантная камера; a — конвекционная камера; 3 — форсунки.Рис. 172. Схема многокамерной печи двухстороннего облучения конструкции «Гипронефтезаводы»:1 — радиантная камера; a — конвекционная камера; 3 — форсунки.института «Гипронефтезаводы», вошедшая в эксплуатацию с 1966 г. Отличительной особенностью этой печи является применение комбинированных газо-жидкостных длиннопламенных форсунок, смонтированных на противоположных сторонах печи по четыре ■ в ряду. Тепловая мощность печен составляет 25—90 млн. ккал!ч и зависит от числа секций. Печи оборудованы воздухо- и пароперегревателями, повышающими к. п. д.
Рис. 172. Схема многокамерной печи двухстороннего облучения конструкции «Гипронефтезаводы»:
1 — радиантная камера; a — конвекционная камера; 3 — форсунки.
Рис. 172. Схема многокамерной печи двухстороннего облучения конструкции «Гипронефтезаводы»:
1 — радиантная камера; a — конвекционная камера; 3 — форсунки.
На рис. 173 изображена двухкамерная трубчатая печь с наклонными сводами мощностью 16 млн. ккал(ч. Она состоит из двухтопочных камер и одной общей конвекционной камеры с нижним отводом дымовых газов. Экранированием перевальных стен, установкой экранов над конвекционной ка
Рис. 173. Двухкамерная печь с паклонпыми сводами:1 — радиантная камера; 2— конвекционная камера; з — форсунки; 4 — потолочный экран;5 — боров.Рис. 173. Двухкамерная печь с паклонпыми сводами:1 — радиантная камера; 2— конвекционная камера; з — форсунки; 4 — потолочный экран;5 — боров.мерой и над форсуночными окнами, дополнительным экранированием сводов печи тепловая мощность печи доведена до 30— 32 млн. ккал/ч.
Рис. 173. Двухкамерная печь с паклонпыми сводами:
1 — радиантная камера; 2— конвекционная камера; з — форсунки; 4 — потолочный экран;
5 — боров.
Рис. 173. Двухкамерная печь с паклонпыми сводами:
1 — радиантная камера; 2— конвекционная камера; з — форсунки; 4 — потолочный экран;
5 — боров.
Оригинальной многокамерной печью является печь с вертикальными трубами конструкции Ленгипрогаз (рис. 174). Промежуточными стенками печь разделена на четыре камеры: три радиантные
Рпс. 174. Схема многокамерной печи с вертикальными трубами конструкции Ленгипрогаз:
а — вид сверху; б — вид по А—.4; 1 — конвекционная камера;*2 — радиантная камера; 3 — форсунки.
Рис. 175. Схема многокамерной печи двухстороннего облучения:1— радиантная камера; f 2 — конвекционная камера; з — форсунки; 4 — дымовая труба.Рис. 175. Схема многокамерной печи двухстороннего облучения:1— радиантная камера; f 2 — конвекционная камера; з — форсунки; 4 — дымовая труба.Рпс. 176. Схема печис пылевидным топ-ливом;1 — шаровая мельница; 2 — потолочный экран. Липни: I — вход нефти; II — выход нефти; III — вход водяного пара; IV— выход водяного пара; V — выход дымовых газов; VI —удаление золы.Рпс. 176. Схема печис пылевидным топ-ливом;1 — шаровая мельница; 2 — потолочный экран. Липни: I — вход нефти; II — выход нефти; III — вход водяного пара; IV— выход водяного пара; V — выход дымовых газов; VI —удаление золы.Ливии: I — вход сырья; II — выход сырья; III — выход дымовых газов.
Рис. 175. Схема многокамерной печи двухстороннего облучения:
1— радиантная камера; f 2 — конвекционная камера; з — форсунки; 4 — дымовая труба.
Рис. 175. Схема многокамерной печи двухстороннего облучения:
1— радиантная камера; f 2 — конвекционная камера; з — форсунки; 4 — дымовая труба.
Рпс. 176. Схема печис пылевидным топ-ливом;
1 — шаровая мельница; 2 — потолочный экран. Липни: I — вход нефти; II — выход нефти; III — вход водяного пара; IV— выход водяного пара; V — выход дымовых газов; VI —удаление золы.
Рпс. 176. Схема печис пылевидным топ-ливом;
1 — шаровая мельница; 2 — потолочный экран. Липни: I — вход нефти; II — выход нефти; III — вход водяного пара; IV— выход водяного пара; V — выход дымовых газов; VI —удаление золы.
и одну конвекционную. Дымовые газы из радиантных камер по сборному каналу поступают в трехходовую камеру конвекции, а оттуда в дымовую трубу. Змеевик печи состоит из 72 радиантных и 102 конвекционных труб, расположенных вертикально на кронштейнах, укрепленных на верхних металлических балках.
Для аналогичных целей в США применяют многокамерные печи двухстороннего облучения (рис. 175). Это печи из группы настильных, форсунки в них расположены в поде пли на потолке печи Печи компактный рассчитаны на температуру в топочной камере примерно 815° С.
Обзор огневых нагревателей закончим трубчатой печью, работающей на пылевидном топливе — нефтяном коксе (рис. 176). В новейших конструкциях печей в топках одновременно с коксом сжигаются мазут и сухой газ. Подобные печи успешно эксплуатируются на мощной (7 млн. т1год) атмосферно-вакуумной трубчатой установке в штате Делавер (США); в них сжигается до 220 треушки пылевидного кокса. Перед подачей в топкп двух параллельно работающих печей общей тепловой мощностью 90 млн. ккал)ч кокс истирают до частиц размером 200 меш (0,074 мк). Обе печи имеют общую дымовую трубу высотой 105 Л1, что позволяет рассеивать дымовые газы.
ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ
Горение топлива. Для обеспечения полного сгорания топлива необходимо подвести к нему строго определенное количество воздуха, точнее кислорода воздуха. ’
Ниже приведены данные о теоретическом расходе кислорода и воздуха при горении углеводородных газов, а также о количестве образующихся при этом продуктов сгорания:
Количество, .м3/л13 газа
Количество продуктов сгорания, Л13/Л13 газа
Углеводород
о
о
о
’•4
О о и
. В 5.
к 5
и й
о
Метан
2,0
9,52
1,00
2,00
7,52
10,52
Этап
3,5
16,66
2,00
3,00
13,16
18,16
Пропан
5,0
23,80
3,00
4,00
18,80
25,80
Бутап
6,5
30,94
4,00
5,00
24,44
33,44
Этплеп
3,0
14,28
2,00
■ 2,00
11,28
15,28
Пропилен
4,5
6,0
22,42
28,56
3,00
3,00
16.92
22,92
Бутилен
4,00
4,00
20,68
28,68
Данные о теоретическом расходе кислорода и воздуха при горении основных элементов топлива следующие (в кг/кг):
Элемент топлива
Теоретический расход
Количество продуктов сгорания *
кислорода
воздуха
двуокиси углерода
азота
Углерод
2,67
11,52
3,67
8,85
Окись углерода
0,57
2,46
1,57
1,89
Сера
1,000
4,32
—
3,32
Водород
8,000
34,56
—
26,56
* Водяного пара 9 иг/иг, сернистого ангидрида 2 кг/кг.
Практически расход воздуха Ln (в кг/кг) несколько больше теоретического Lo и определяется по формуле:
Ln = a,L0(127)
где а— коэффициент избытка воздуха (1,1ч-1,4).
Количество дымовых газов G (в кг/кг), образующихся при сгорании 1 кг топлива, составляет:
6 = 1 + аЛ0 + Т7ф(128)
где ТУф — расход форсуночного пара, кг/кг.
Энтальпия продуктов сгорания топлива. Энтальпию Q дымовых газов определяют как сумму энтальпий компонентов, их составляющих (в ккал/кг или ккалри'У
Q = "^Gct.(129)
где G — весовое (или объемное) количество компонентов газовой смеси, кг (л;3);
с — весовая (или объемная) теплоемкость компонентов при температуре газов t, ккал!(кг-град) нлп ккал/(мя-град).
На рис. 177 приведены кривые энтальпии дымовых газов при различных коэффициентах избытка воздуха для мазута (а) и кре- кинг-газа (б)..
Температурный режим трубчатых печей. Важнейшими точками контроля являются температуры: на входе и выходе сырья из змеевика печи; иа входе и выходе водяного пара из пароперегревателя; на входе дымовых газов в боров печи; у радиантных труб; иад перевальной стенкой.'
Температура входа нефти в печь зависит от степени регенерации тепла иа установке и составляет 170—220° С. Чем выше температура нефти, поступающей в печь, тем выше должна быть температура отходящих дымовых газов, следовательно, больше тепла теряется
- в дымовую трубу с продуктами сгорания топлива, т. е. уменьшается к. п. д. печи. Сказанное иллюстрируется следующими данными:
Температура отходящих дымо
вых газов, РС 205215245270300330
Коэффициент полезного дей
ствия печп, % 80,0 79,377,776,074,472,8
При высокой температуре сырья, поступающего в печь, температура отходящих дымовых газов может быть снижена, а к. п. д. печи повышен использованием тепла дымовых газов на подогрев воздуха, поступающего на горение топлива. Кроме того, при этом повышается температура в топочной камере, более эффективно сгорает топливо и более интенсивно передается тепло радиацией.
Однако подогрев воздуха требует дополнительных затрат па установку воздуходувки и воздухоподогревателя и дополнительного расхода электроэнергии. При сооружении воздухоподогревателя необходимо учитывать возможность коррозии поверхностей дымовыми газами при низкой начальной температуре воздуха. Температура стеики воздухоподогревателя может быть ниже точки росы, тогда водяной пар, частично конденсируясь, поглощает из дымовых газов сернистый ангидрид, образуя при этом агрессивную сернистую кислоту..
Температура выхода сырья из печи зависит от фракционного состава сырья, давления на выходе из печи и доли отгона. Постоянство этой температуры поддерживается терморегулятором, связанным с подачей топлива: при повышении температуры количество подаваемого в топку топлива автоматически снижается, при понижении температуры приток топлива увеличивается. При перегонке нефти температура на выходе из печи составляет 320—350° С, а для мазутов 410—450° С. При заданной доле отгона температура сырья на выходе из печи тем выше, чем меньше в нем легких фракций и выше давление. Введение водяного пара в радиантные трубы печи позволяет понизить температуру на выходе из печи.
Температура у пароперегревателя. В ряде случаев в конвекционной секции печи монтируется змеевик для перегрева водяного пара, подаваемого в ректификационные колонны для отпарки легкокипящих фракций. Пароперегреватель размещают там, где температура дымовых газов составляет 450—550° С, т. е. в средней или нижней секции конвекционной камеры. Температура перегретого пара составляет 350—400° С.
■ Температура газов, покидающих конвекционную камеру и направляемых в дымовую трубу, зависит от температуры поступающего в печь сырья и превышает ее на 100—150° С. Однако когда температура сырья по технологическим причинам высока (печь для перегонки мазута, печи каталитического риформинга и др.), дымовые газы охлаждают, используя их тепло
в пароперегревателе, воздухоподогревателе или змеевике для подогрева конденсатной воды и получения водяного пара.
Температура дымовых газов над перевальной стенкой особенно важна. Высокой температуре газов на перевале соответствует высокая теплонапряженность поверхности радиантных труб, температура их стенок и большая вероятность коксообразования. Отлагаясь на внутренней поверхности труб, кокс затрудняет теплопередачу, что приводит к дальнейшему повышению температуры стенок и к их прогару.
Увеличение скорости движения нагреваемого сырья в трубах печи повышает эффективность отвода тепла, снижает температуру стенок труб и позволяет, таким образом, работать с более высокими теплонапряженностыо радиантных труб и температурой дымовых газов на перевале.
Чем выше температура нагреваемого сырья в радиантных трубах и больше его склонность к коксообразованшо, тем меньше должна быть теплонапряженность, а следовательно, ниже температура дымовых газов над перевалом. Для данной печи увеличение поверхности радиантных труб ведет к снижению температуры дымовых газов над перевалом и теплонапряженности радиантных труб. Загрязнение внутренней поверхности труб коксовыми или другими отложениями может привести к повышению температуры дымовых газов над перевалом и к прогару первых рядов труб в конвекционной камере печи. Температура над перевалом тщательно контролируется и обычно не превышает 850—900° С.
' ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС
Коэффициент полезного действия трубчатой печи определяют из теплового баланса печи.
Помимо теплоты сгорания топлива О® в топочную камеру вносится тепло топлива дт, тепло воздуха qB и тепло форсуночного (на распыление топлива) пара q^. Приход тепла можно выразить следующим уравнением (в ккал/кг)’. '
Уприх^ Ср + 9т + ?вН“7ф " (130)
Последние три слагаемых в уравнении невелики по сравнению с первым, и ими можно пренебречь. При подогреве воздуха qB представляет собой значительную величину, и ею пренебречь нельзя.
Выделяющееся при сгорании топлива тепло <2® расходуется на полезно используемое" qnQn и на потери. К полезно используемому относится тепло, расходуемое на нагрев и испарение сырья, на перегрев водяного пара (при наличии пароперегревателя), на реакцию (при химическом процессе). К потерям относятся тепло, уносимое
с уходящими дымовыми газами дух и тепло дпот, теряемое гкладкой печииретурбентамив окружающую среду. Следовательно (в ккал/кгу.
9расх= ?пол ?ух ~Ь ?пот(131)
Обозначив коэффициент полезного действия печи цп и приняв <2Расх = <2р, имеем:
„„=^100—^ЁГ^у^мо<132)
VpVp.■
Потери тепла в атмосферу кладкой печи и ретурбентами зависят от поверхности печи, толщины и материала кладки и свода. Они составляют 6—10%. Потери тепла стенками топочной камеры оцениваются величиной 2—6%, а в конвекционной камере в пределах 3—4%. Потери тепла дымовыми газами зависят от коэффициента избытка воздуха и температуры газов, уходящих в дымовую трубу. Определить их можно по рис. 177 (а и б), учитывая, что температура дымовых газов при естественной тяге должна быть не ниже 250° Си на 100—150° С выше температуры сырья, поступающего в печь. Использованием тепла отходящих дымовых газов на подогрев воздуха с применением искусственной тяги можно значительно снизить потери тепла дух и иметь трубчатую печь с к. п. д. 0,83—0,88.
Тепловая нагрузка печи. Полезная тепловая нагрузка печей Qc при нагреве и испарении сырья определяется формулой (в ккал]чу.
Cc=GH=+U-=)g^-^lизз)
где G — количество сырья, кг/ч;
е — доля отгона, т. е. доля сырья, испарившегося в печи;
д" и ч^ — энтальпия паровой п жидкой фаз сырья при температуре па выходе его из печи, кнал/нг;
q^ — энтальпия жидкого сырья при температуре на входе в печь, пкал!кг.
При наличии пароперегревателя расход тепла на перегрев водяного пара <2ВП определяется уравнением (в ннал/ч):
Qm=D [т! + свп (<4—<з)1(134)
где D — количество перегреваемого водяного пара, кг/ч;
к — влажность насыщенного водяного пара, долп единицы;
I — теплота испарения воды при давлении пара, ккал/кг-, свп — удельная теплоемкость водяного пара, ккал/Скг-граЭ)""
14 и t3 — температуры водяного пара соответственно па выходе и входе в пароперегреватель, °C.
Для печей, имеющих воздухоподогреватель, расход тепла на нагрев воздуха <2ВОзд определяют по уравнению (в ннал(чу.
УвОЗД™ 7?УоасвОЗД Уб ^б)(135)
где В — расход топлпва, кг/ч;
У о — теоретический расход воздуха, .н3/кг;
а — коэффициент избытка воздуха;
свозд — теплоемкость воздуха при средпей температуре, ккал/(м3-град);
1й и ^ _ температуры воздуха на выходе и входе в воздухоподогреватель, °C.
Рис. 177. Номограммы для определения эпталь- ппп продуктов сгорания: а — мазута, его Qp^ — 10 000 кнал1кг', б — кре- кинг-газа, его Qh = 13 440 ккал/кг.Рис. 177. Номограммы для определения эпталь- ппп продуктов сгорания: а — мазута, его Qp^ — 10 000 кнал1кг', б — кре- кинг-газа, его Qh = 13 440 ккал/кг.
Рис. 177. Номограммы для определения эпталь- ппп продуктов сгорания: а — мазута, его Qp^ — 10 000 кнал1кг', б — кре- кинг-газа, его Qh = 13 440 ккал/кг.
Рис. 177. Номограммы для определения эпталь- ппп продуктов сгорания: а — мазута, его Qp^ — 10 000 кнал1кг', б — кре- кинг-газа, его Qh = 13 440 ккал/кг.
Расход топлива. Суммируя расход тепла на нагрев и испарение сырья, перегрев водяного пара, получим общую полезную тепловую нагрузку печи (в ккал/ч):
(136)(136)Qпол— 9с~Ь Св,п
(136)
(136)
Зная коэффициент полезного действия печи, получаем расход топлива (в кз/ч):
По данным практики, на установках АВТ к. п. д. атмосферных печей составляет 0,61—0,83, вакуумных 0,60—0,81; расход топлива соответствеиио 1,4—2,4 и 1,4—3,2%, считая иа сырье.
ОСНОВНЫЕ ТЕПЛОВЫЕ ПАРАМЕТРЫ
Максимально допустимая теплонапряженность в огневых нагревателях определяется видом сырья и технологией процесса. Лимитирующим обычно является начало интенсивного коксообразоваиия в пограничном слое. В общем виде, чем ниже температура нагреваемого сырья и чем меньше его склонность к образованию кокса и вьппе скорость потока в трубах змеевика, тем более высокой может быть теплонапряжеииость поверхности нагрева труб печей. Важнейшими параметрами эффективной работы трубчатых печей является тепло- напряженность радиантных и конвекционных труб.
Теплонапряженность поверхности нагрева радиантных труб характеризует количество тепла, передаваемого в 1 ч через 1 ль2 поверхности радиантных труб. Величина эта составляет 25 000— 45 000 ккал/(м2-ч) для атмосферных и 20 000—30 000 ккал/(л12-ч) для вакуумных печей. В современных трубчатых печах с двухсторонним облучением труб змеевика теплонапряженность доходит до 50 и даже 60—65 тыс. ккал^мй -ч^.
Напряженность поверхности нагрева конвекционных труб зависит в основном от характера труб (гладкие, оребренные), а главное от скорости движения дымовых тазов и составляет 10 000— 15 000 ккалЦм? -ч).
Передача тепла радиантным трубам. Отношение общего количества тепла, переданного радиантным трубам, ко всему теплу, полезно выделенному топливом, называют коэффициентом прямой отдачи ц, равным:
' r‘=Wn7 (138) где Qp — количество тепла, переданного радиантным трубам, ккал/ч;
В — расход топлива, т/ч;
— теплота сгорания топлива, ккал/кг', 7]т — к. п. д. топки (0,94 ч- 0,98).
Определению прямой отдачи посвящены многочисленные работы советских и зарубежных ученых. Наилучшие результаты при расчете коэффициента прямой отдачи и количества тепла Q^ полученного радиантными трубами, дает аналитический метод Н. И. Белоконя , базирующийся на совместном решении уравнений теплового баланса
и теплопередачи. Этот метод подробно описан в книгах С. В. Адельсон , А. И. Скобло и др., и Р. Т. Эмирджанова .
Передача тепла конвекционным трубам. В камере конвекции трубчатых печей передача тепла трубам осуществляется: конвек
цией дымовых газов; радиацией трехатомных газов (СО2, SO2 и Н3О);
радиацией стенок кладки..
Коэффициент теплоотдачи конвекцией зависит главным образом от скорости движения газов и может быть найден по графику на
рис. 178. График составлен для труб диаметром 102 мм. Для труб иных размеров найденную величину коэффициента теплоотдачи делят на поправочный коэффициент:
Диаметр труб, лап . .5270 102 156
Поправочный коэффициент 0,7950,915 1,00 1,150
С увеличением скорости движения газов в конвекционной камере печи коэффициент теплоотдачи конвекцией увеличи
Рис. 178. График для определения коэффициента теплоотдачи конвекцией. Цифры иа кривых — температуры дымовых газов (В °C).Рис. 178. График для определения коэффициента теплоотдачи конвекцией. Цифры иа кривых — температуры дымовых газов (В °C).вается, но одновременно увеличиваются гидравлические сопротивления потоку газов, а следовательно, и требуемая высота дымовой трубы.
Рис. 178. График для определения коэффициента теплоотдачи конвекцией. Цифры иа кривых — температуры дымовых газов (В °C).
Рис. 178. График для определения коэффициента теплоотдачи конвекцией. Цифры иа кривых — температуры дымовых газов (В °C).
Передача тепла радиацией трехатомпых газов зависит от температуры и эффективной толщины газового слоя, которая равна
произведению парциального давления трехатомных газов на толщину газового слоя. Коэффициент теплоотдачи радиацией от трехатомных газов арад тем больше, чем выше температура газов и больше эффективная толщина газового слоя. Численные значения ар.5Д в зависимости от температуры и толщины газового слоя определяют по таблицам или графикам, приведенным в специальной литературе по
теплотехнике. ■
Тепло, передаваемое радпацпей стенок кладки конвекционным трубам, зависит от соотношения между площадью боковых стенок камеры конвекции и поверхностью труб, т. е. от числа труб в ряду, и составляет 7—15% от суммы тепла, передаваемого трубам конвекцией аконв и радиацией от трехатомных газов арад. В итоге коэффициент
Таблица 37. Технологические показатели работы печей установок АВТ
Показатели
Двухсторонняя с панельными горелками
Двухскатная двухкамерная
Многокамерная (АВТ-6)
А
В
А
в
А
В
Тепловая мощность, мли. ккал/ч
15,7
14,8
31,4*
14,8
106,0
34
Поверхность, -из
нагрева на 1 т/сутки
сырья
0,21
0,18
0,115
0,318
0,21
0,185
пароперегревателя . . .
33
39
145
121
204
383
котла-утплпзатора . , .
150
150
—
—
—
—
радиантных труб . . . .
332
332
305
634
1868
850
конвекционных труб . . .
332
332
490
298
3375
904
Доля радпаитпой поверхности,
%
39
39
33
60
34,3
48,0
Число
потоков сырья
2
—
4
2
12
6
радиантных труб . . . .
40
40
130
116
330
152.
конвекционных труб , . .
40
40
70
55
600
160
Диаметр труб, Л1Л1
радиантных
152x8
152x8
152x8
152x8
152X8
219x10
пароперегревателя . . .
48
48
145
121
57X4
57X4
котла-утилизатора . . .
150
150
—
—
—
—
Длина труб, .и
18
18
15
12
11,8
11,8
Скорость потока па входе, м/сек . . ;
2,1
2,1
2,16
1,55
1,9—2,4
1,66
Тепловая напряженность, тыс.
ккалЦ.м1- ч)
радиантных труб . . . .
39,2
39,2
26,8
10,77
41,0
31,8
конвекционных труб . . .
7,42
7,42
13,9
6,55
8,3
6,65
К. л. д. печи
0,81
0,81
0,83
0,81
0703**
0,689**
Расход топлива, вес. % иа
нефть и мазут
2,4
2,8
1,65
1,88
2,04
1,32
Температура, °C
сырья па входе в печь . .
240
310
240
310
240
330
сырья па выходе из печи
340
420
330
420
340-360
410
газов над перевалом . . .
750
750
800
765
600-760
710
па выходе из конвенцпоп-
пой камеры
330
340
310
405
—
450
Коэффициент избытка воздуха в топке
1,1
1,1
1,2—1,5
1,2—1,5
1,2
1,2
на выходе из борова . . .
—
—
—
1,4—1,7
1,6
1,65
Давление, ат
па входе продуктов в печь
17,4
4,17
17,3
6,0
15-18
4,5
на выходе продуктов из
печп
6,0
1,1
6,0
1,0
3-6
0,4
* После реконструкции п значительного расширения радиантной поверхности. Без котла-утплпзатора.
теплопередачи к конвекционным трубам определяют следующим образом:
для четырех труб в ряду
К = 1,15 («конв "Г ®рад)'
для шести труб в ряду
А = 1,1 («коив Т ®рад)
для восьми труб в ряду
К = 1,07 (“конв + ^ад)■
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
Технологические показатели работы атмосферных (А) и вакуумных (В) секций трубчатых печей установок АВТ представлены в табл. 37.
ДЕТАЛИ ТРУБЧАТЫХ ПЕЧЕЙ
К числу важнейших деталей относятся трубы, подвески, кронштейны, решетки и двойники (ретурбеиты).
Трубы применяют цельнотянутые, выполненные из различных сталей: для нагрева коррозионно-неагрессивного сырья до 450° С под давлением ниже 60 ат из углеродистой стали марок 10 и 20; для нагрева коррозионно-агрессивного сырья до 450° С из стали, содержащей 4—6% Сг, 0,5% Мн,0,5% Si, 0,03% 8й0,45—0,65% Мо.
В трубчатых печах пиролиза с температурой до 800° С используют трубы длиной 18 м из жаропрочных сталей, содержащих 18 или 25% хрома и 8 или 20% никеля. Трубы испытывают на растяжение, твердость, расширение концов.
Подвески, кронштейны и решетки предупреждают провисание труб в радиантной и конвекционной секциях печи. Решетки устанавливают в конвекционной камере. Подвески и кронштейны монтируют в топочной камере (рис. 179) и изготовляют из жаропрочной силь- хромовой стали марок ЭСХ-8 и ЭСХ-12. Хорошо показали себя в работе подвески и кронштейны из стали марки ЭЯЗС, содержащей 16,2% Сг, 23,3% Ni, а также 2,9% Si и 0,7% Мп. Кронштейны, поддерживающие боковые экраны труб, изготовляют разборными и неразборными. Для удешевления кронштейны делают разборными, причем поддерживающие крючки выполняют из жаропрочной стали, а собственно кронштейны, крепящиеся к каркасу печи, — из чугуна. Неразборные кронштейны применяют главным образом в печах АВТ, характеризующихся сравнительно небольшой теплонапряжен- ностыо топочной камеры. ,
19 Заказ 100"
Двойники соединяют трубы в непрерывный змеевик. Двойник представляет собой (рис. 180) литую или кованую стальную камеру с четырьмя отверстиями. В первые два отверстия ввальцовывают
Рпс. 179. Разборные подвески:7— балки; 2 — серьги; 3 — трубы.Рпс. 179. Разборные подвески:7— балки; 2 — серьги; 3 — трубы.
Рпс. 179. Разборные подвески:
7— балки; 2 — серьги; 3 — трубы.
Рпс. 179. Разборные подвески:
7— балки; 2 — серьги; 3 — трубы.
нагревательные трубы, а вторые два запирают прижимными пробками и через эти отверстия производят вальцовку и чистку труб откокса. Двойники должны обеспечивать трубам стойкость под
Рис. 181. Разборный двойник.Рис. 181. Разборный двойник.
Рис. 181. Разборный двойник.
Рис. 181. Разборный двойник.
воздействием высоких температур, давлений и коррозионно-агрессивной среды. .
Составивши частями двойника являются корпус 7, запирающие пробки 2 и нажимной болт 3. Запирающие пробки конические, посадка их ведется на мастике из графита и патоки. Достоинством таких
двойников являются компактность, прочность, простота производства, большой диапазон давлений и температур, недостатком — повышенные гидравлические сопротивления, неразборность.
Развальцовка труб в двойнике ведется при помощи развальцовочных машинок, основной частью которых является барабан с вращающимися роликами. Ролики расклиниваются длинным конусом (веретеном), приводимым во вращение от воздушной турбинки или электродвигателя. При раздвижении роликов концы печной трубы отгибаются и придавливаются к корпусу двойника.
Особенностью двойников разборного типа (рис. 181) является шаровой стык, обеспечивающий требуемую герметичность при относительно меньшем давлении, чем плоский стык. Плавное движение потока при повороте сокращает гидравлические сопротивления. Недостаток двойника — необходимость изготовления труб с утолщенными концами, обработанными под сферическую поверхность.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПЕЧЕЙ
Чистка печных труб от кокса и солей производится при помощи шарошек, состоящих из воздушной турбинки, гибкого шланга и системы фрезерных колес. Под действием центробежной силы
фрезы слегка раздвигаются и прижимаются к стенкам труб. При вращении фрезы срезаютс поверхности труб кокс и загрязнения. Поток отработанного воздуха выносит продукты зачистки. Для предварительной очистки поверхности труб взамен зубчатой системы ставят многоходовый молоток с шарнирными соединениями. При вращении ротора турбинки молоток бьет по стенкам трубы, отбивая от них кокс. Аппараты снабжены комплектом шарошек (рис. 182) для труб разных диаметров, включая и трубы теплообменников и шлемовых труб. '
Высокая трудоемкость механи-,,
ческого способа чистки печных Рпс' 182'с “ м0Л0‘
труб при помощи воздушных тур-'
бинок, вредность таких работ заставили разработать так называемый метод паро-воздушного удаления кокса из печных труб. Метод состоит в том, что в змеевик
печи по ходу или против хода сырья вводят воздух в смеси с водяным паром. Под их воздействием кокс горит, растрескивается
и измельчается. Куски кокса вместе с продуктами сгорания выносятся струей в отвеиватель. Реагенты (пар и воздух) подаются под давлением не ниже 5,5 ат. Регулируя количество воздуха и пара, ведут процесс при желаемой температуре.
Паро-воздушный метод выжига кокса применяется для печей, оборудованных трубами из высоколегированных сталей. В других случаях применяется также механический способ удаления кокса. Паро-воздушный метод выжига кокса позволил применять печи с приваренными двойниками.
Потеря напора в змеевиках трубчатых печен. Змеевики трубчатых печей бывают протяженностью иногда несколько километров. Прокачиваемое по змеевику сырье постепенно нагревается и меняет свое агрегатное состояние от жидкого на входе в печь до жидко-парофазного или парофазного на выходе из печи. С изменением агрегатного состояния сырья меняется его объем и линейная скорость потока. Повышенная скорость потока сокращает пребывание сырья в зоне высоких температур, уменьшает коксообразование, увеличивает коэффициент теплопередачи. Однако с ростом скорости потока возрастает гидравлическое сопротивление и, как следствие, расход энергии на прокачку сырья по змеевику трубчатой печи.
Диаметр труб змеевика подбирают с таким расчетом, чтобы сырье входило в печь в жидкой фазе со скоростью 1,2—2 м/сек. Такая скорость ие приводит к чрезмерно высоким гидравлическим сопротивлениям, но обеспечивает турбулентный режим потоку сырья, а с ним и высокий коэффициент теплопередачи. Диаметр труб обычно ие превышает 152 м, поэтому в печах высокой производительности для обеспечения отмеченной скорости в трубах применяют два или большее число параллельных потоков сырья.
Однако применение параллельных потоков может привести к неравномерному распределению сырья по каждому из параллельных змеевиков и к неравномерному его нагреву, перегреву стенок труб и их прогару. Для предотвращения этого явления необходимо следить за температурой сырья на выходе его из каждого змеевика печи, регулируя равномерность распределения потоков при помощи расходомеров или задвижек, установленных на входе сырья в печь.
В вакуумных печах, помимо вышеизложенного снижение гидравлических сопротивлений, как и увеличение доли испарения сырья (мазута), достигается тем, что последние трубы по ходу сырья в змеевике делают большего диаметра, чем в других частях печи. Помимо этого с целью устранения местных перегревов и понижения температуры кипения масляных дистиллятов в радиантные трубы вакуумной печи (в зону высоких температур) вводят водяной пар (3—4%). При выборе направления потока сырья в змеевиках учитывают целесообразность движения насыщенной газом жидкости снизу вверх, что устраняет образование газовых пробок на поворотах и снижает противодавление на линии нагнетания сырьевого насоса.
Значительная часть потери напора в змеевике трубчатой печи приходится на участки с жпдко-парофазным потоком сырья. Потери напора на таких участках с высокой точностью можно рассчитать по методу Б. Д. Бакланова, основанному на допущении, что испарение сырья начинается в радиантных трубах и что приращение тепла в них пропорционально длине труб. Подробнее этот метод изложен в соответствующих курсах .
Смонтированный змеевик в печи подвергают гидравлическому испытанию под давлением, равным 2,5 рабочего. Обнаруженные при испытании дефекты отмечают и устраняют, после чего испытания повторяют.
При эксплуатации трубчатых печей соблюдают следующие основные правила.
Запрещается пользоваться неисправными двойниками.
Запрещается открывать дверки камер двойников во время работы печей. В самые камеры должен быть подведен водяной пар. Перед подачей водяного пара в змеевик пароперегревателя печи из него должен быть спущен конденсат. В Местностях с большим количеством атмосферных осадков фронт форсунок должен быть защищен навесом из огнестойких материалов.
При зажигании форсунки необходимо сначала подвести к ней через специальное отверстие факел, подать пар и воздух и только после этого постепенно открывать топливный вентиль. Запрещается работать без контроля (манометрами) за давлением в змеевиках печей. Не допускается работа с отдулинами и свищами на трубах печей, а также с неисправным паротушением.
Износ нагревательных труб печей должен систематически контролироваться измерением их диаметра.
ГЛАВА XII
ПРОМЫШЛЕННЫЕ УСТАНОВКИ ПО ПЕРВИЧНОЙПЕРЕРАБОТКЕ НЕФТЕЙ И МАЗУТОВ
Первичной переработкой (прямой перегонкой) называют процесс получения нефтяных фракций, различающихся по температуре кипения, без термического распада компонентов, составляющих дистиллят. Этот процесс можно осуществлять на кубовых или трубчатых установках при атмосферном и повышенном давлениях или в вакууме.
Первые нефтеперегонные установки в России были построены в 1745 г. в Ухте, затем в Моздоке и Баку. Это были кубовые установки периодического действия. К концу 70-х годов прошлого столетия таких установок насчитывалось несколько сотен. Они состояли из вертикального куба емкостью 1,5—3 пг и деревянного чана с вмонтированным змеевиком — холодильником — и перерабатывали от 8 до 10 тысяч пудов нефти в год. Обслуживалась каждая установка тремя рабочими в смену.
В 1885 г. А. Ф. Инчиком в г. Баку была сооружена первая в мире непрерывно действующая кубовая батарея, названная впоследствии «нобелевской». Она состояла более чем из десяти горизонтальных кубов, расположенных террасами, так что нефть самотеком перетекала из куба в куб. Перегонный куб был снабжен жаровыми трубами и маточником для ввода в сырье водяного пара (до 20% на дистиллят). В кубах происходил отгон нефтяных фракций, пары которых поступали в конденсаторы и холодильники, где конденсировались и охлаждались. Кондесат самотеком попадал в сортировочное отделение, где смешивался с другими конденсатами, образуя товарные фракции, которые направлялись на очистку серной кислотой и щелочью от нежелательных компонентов (непредельных углеводородов, нафтеновых кислот и смол). В последнем кубе поддерживалась температура сырья около 320° С. Для улавливания легчайших фракций и сообщения кубов с атмосферой служил скруббер, орошаемый холодной водой. Четкость погоноразделения была низкой.
В годы восстановительного периода нефтяной промышленности СССР кубовые установки были реконструированы и оснащены ректификационными колоннами. Благодаря последним четкость погоноразделения повысилась, качество товарных продуктов улучшилось.
Однако малая производительность, большое число аппаратов, их высокая стоимость, громоздкость и пожарная опасность препятствовали развитию модернизированных кубовых батарей на нефтеперерабатывающих заводах.
Аналогично обстояло дело с перегонкой мазута для получения масляных дистиллятов на масляных кубовых батареях. Конструкция масляных батарей впервые была разработана инж. В. Г. Шуховым и И. И. Елиным. На этих батареях перегонка осуществлялась в вакууме и с водяным паром с целью снизить температуру перегонки, не допуская разложения углеводородов, входящих в состав масляных дистиллятов. Куб масляной батареи не имел жаровых труб и топка находилась под кубом.
Пары масляных дистиллятов п водяной пар направлялись через дефлегматоры и конденсаторы-холодильники в емкости для масляных фракций приемно-сортировочного отделения. Несконденсировав- шиеся пары, водяной пар и газообразные продукты распада поступали в барометрический конденсатор. Водяные и масляные пары конденсировались, а газообразные углеводороды отсасывались пароструйными эжекторами. В приемно-сортировочном отделении масляные дистилляты компаундировались (смешивались) для получения товарных масляных дистиллятов заданной вязкости. Очистка масляных дистиллятов от продуктов распада, смол и нафтеновых кислот проводилась также серной кислотой и щелочью.
При реконструкции масляных кубовых батарей их оснащали «головными» или «хвостовыми» трубчатками. В «головной» трубчатке отгоняли газойль и другие легкие фракции, а остаток перетекал в перегонные кубы. Сырьём «хвостовых» трубчаток являлся горячий гудрон (полугудрон) из последнего куба. Его прокачивали через трубчатую печь в испаритель. Здесь в вакууме и при большом расходе водяного пара доиспарялись высоковязкие масляные дистилляты.
Сложность аппаратурного оформления, высокая пожарная опасность и низкие качества получаемых масел препятствовали дальнейшему развитию строительства масляных кубовых батарей. Они, как и керосиновые кубовые батареи, уступили свое место высокопроизводительным трубчатым установкам — атмосферным и вакуумным, рассматриваемым ниже. Впервые подобного рода установки для перегонки нефтей были запатентованы в 1890—1891 гг. В. Г. Шуховым и С. Г. Гавриловым. Однако их строительство в СССР началось лишь в 1925 г. в Баку и Грозном.
На трубчатых установках перегонка осуществлялась по принципу однократного испарения, что позволило снизить температуру нагрева сырья, а следовательно, уменьшить разложение сырья и повысить качество дистиллятов. Кроме того, трубчатые установки отличались большим тепловым к. п. д., меньшими удельными капитальными вложениями и эксплуатационными расходами.
На современном этапе нефтепереработки трубчатые установки входят в состав всех нефтеперерабатывающих заводов и служат поставщиками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов (каталитического крекинга, риформинга, гидрокрекинга, коксования, изомеризации и др.).
Получившие широкое распространение вторичные методы переработки нефти повысили требования к четкости погоноразделения, к более глубокому отбору средних и тяжелых фракций нефтей. В связи с этими требованиями на нефтезаводах стали совершенствовать конструкции ректификационных колонн, увеличивая в них число тарелок и повышая их эффективность, применять вторичную перегонку, глубокий вакуум, брызгоотбойные средства, противо- пенные присадки и т. д.
Наряду с повышением мощности установок по первичной переработке нефтей стали комбинировать этот процесс нефти с другими технологическими процессами, прежде всего с обезвоживанием и обессоливанием, стабилизацией и вторичной перегонкой бензина (с целью получения узких фракций), с каталитическим крекингом, коксованием и др. Производительность некоторых установок по первичной переработке нефтей составляет 6— 7 млн. т)год. В СССР ведутся работы по созданию установок первичной переработки мощностью 10—12 млн. т]гоЭ. Маломощные установки первичной переработки нефтей модернизируются или заменяются более производительными, отвечающими современному уровню'дехники.
КЛАССИФИКАЦИЯ ТРУБЧАТЫХ
УСТАНОВОК
В зависимости от давления в ректификационных колоннах трубчатые установки подразделяются на атмосферные (АТ), вакуумные (ВТ) и атмосферно-вакуумные (АВТ).
По числу ступеней испарения различают трубчатые установки одно-, двух-, трех- и четырехкратного испарения. На установках однократного испарения из нефти в одной ректификационной колонне при атмосферном давлении получают все дистилляты — от бензина до вязкого цилиндрового. Остатком перегонки является гудрон.
На установках двухкратного испарения перегонка до гудрона осуществляется в две ступени: сначала при атмосферном давлении нефть перегоняется до мазута, который затем перегоняется в вакууме до получения в остатке гудрона. Эти процессы осуществляются в двух ректификационных колоннах; в первой из них поддерживается атмосферное давление, во второй — вакуум. Двухкратное испарение нефтей до мазута может также осуществляться при атмосферном давлении в двух ректификационных колоннах; в первой
отбирают только бензин и остатком перегонки является отбензиненная нефть; во второй отбензиненная нефть, нагретая до более высокой температуры, перегоняется до мазута. Подобные двухколонные установки относятся к группе атмосферных (АТ).
На установках трехкратного испарения перегонка нефти осуществляется в трех колоннах: двух атмосферных и одной вакуумной. Разновидностью установки трехкратного испарения нефти является установка АВТ с одной атмосферной и двумя вакуумными колоннами. Вторая вакуумная колонна предназначена для доиспарепия гудрона, в ней поддерживается более глубокий вакуум, чем в основной вакуумной колонне.
Установка четырехкратного испарения представляет собой установку АВТ с отбензинивающей атмосферной колонной в головной части и доиспарительной вакуумной колонной для гудрона к концевой части.
Рассмотрим более подробно схемы трубчатых установок.
АТМОСФЕРНЫЕ. ВАКУУМНЫЕ И АТМОСФЕРНО-ВАКУУМНЫЕ ТРУБЧАТЫЕ УСТАНОВКИ
Установки однократного испарения нефти. На этих установках стабилизированная и обессоленная нефть (рис. 183) прокачивается через теплообменники 4 и змеевик трубчатой печи 1 в ректификационную колонну 2. Наверху этой колонны избыточное давление составляет около 0,2 ат, что соответствует гидравлическому сопротивлению конденсатора; вниз колонны подается перегретый водяной пар. Из колонны отбирают различающиеся по температуре кипения фракции: бензиновую, лигроиновую, керосиновую, газойлевую, соляровую и другие. Низкокипящие компоненты из лигроиновой фракции отгоняются в отпарной колонне 3, снабженной кипятильником. Установка перерабатывает до 1000 т^сутки легкой нефти. Выход фракций составляет: бензиновой 26—30%, лигроиновой 7—14%, керосиновой 5—8%, газойлевой и соляровой 19—20%, легкого и тяжелого парафинистого дистиллятов 15—18%, остальное — гудрон.
В ректификационной колонне ниже ввода сырья установлено 6 тарелок, выше ввода — 32 тарелки; кроме того, в каждой из пяти внутренних отпарных секций (стриппингов) вмонтировано по 3 тарелки, т. е. всего 53 тарелки. Расход топлива составляет 2,5%, водяного пара подается 6% на нефть.
Положительными особенностями одноступенчатой трубчатой установки являются меньшее число аппаратов и, как следствие, меньшая длина коммуникационных линий; компактность; меньшая площадь, занимаемая установкой; более низкая температура нагрева сырья в печи; отсутствие вакуумных устройств; меньший расход топлива
и водяного пара. К недостаткам таких установок относятся высокие гидравлические сопротивления потоку сырья в теплообменниках и трубах печи и, как следствие, повышенный расход энергии для привода сырьевого насоса; повышенное противодавление в трубах и кожухе теплообменной аппаратуры и, в связи с этим, вероятность попадания нефти в дистилляты при нарушении герметичности теплообменников.
Pirc. 183. Схема трубчатой установки для перегонки нефти до гудрона:
1 — трубчатая печь; 2 — ректификационная колонна; 3 — отпарная колонна; 4 ■— теплообменники; s — холодильники; 6 — конденсатор-хо- лодильпик.
Линии: I — нефть; II — верхний продукт; III — боковые продукты; IV — гудрон; V—водяной нар; VI — вода.
Работа установки однократного испарения упрощается при перегонке нефтей до мазута или полугудрона (рис. 184). Особенностью этой установки является применение промежуточного циркуляционного орошения и выносных отпарных секций для каждого из боковых погонов. На трубчатых установках однократного испарения можно успешно перерабатывать только тщательно стабилизированные и обессоленные нефти. В противном случае трубы теплообменников и печей забиваются солями, что приводит к повышению давления на сырьевом насосе и способствует прогару печных труб.
Установки двухкратного испарения нефти до мазута. Для этих установок характерно предварительное частичное испарение нефти перед поступлением в трубчатую печь. Испарение может происходить в испарителе (пустотелой колонне), либо в ректификационной колонне с тарелками. Испаритель применяют в тех случаях, когда в качестве сырья служит стабилизированная (дегазированная), слегка обводненная и не содержащая сероводорода нефть. Нефти же, содержащие растворенные газы (включая сероводород), воду и соли, направляют в отбензинивающую ректификационную колонну.
Вариант с испарителем был реализован в схемах трубчатых установок, названных «Советскими трубчатками» и спроектированных в 1935—1936 гг. Гипроазнефтыо для перегонки стабильных нефтей Азербайджана. Впоследствии такие установки применяли и на других заводах Советского Союза. В 1962 г. был разработан проект реконструкции «Советских трубчаток», предусматривающий
Рис. 18/1. Схема трубчатой установки длй перегонки нефти до полугудропа:
1 — трубчатая печь; 2 — ректификационная колонна; з — конденсатор- холодильник; 4 — водоотделитель; 5 — отпарные колонны; 6 — теплообменники; 7 — холодильники.
Липпи: I — нефть; II — сухой газ; III — верхний продукт; IV — боковые фракции; v — полугудрои; VI — водяной пар.
повышение их производительности и возможность работы на неста- билизированных нефтях. Кроме того, предусматривалось максимальное использование тепла промежуточного циркуляционного орошения для предварительного нагрева нефти и сокращение до минимума количества острого орошения в основной колонне. Тарелки для отбора боковых погонов были переоборудованы под «глухие», так что вся жидкость с этих тарелок перетекала в отпарные колонны, где обрабатывалась водяным паром. Одновременно была увеличена поверхность теплообменников и холодильников, поршневые насосы
заменены на центробежные, установлены новые насосы, а трубы пароперегревателя в печи переобвязаны на подогрев сырья. Для борьбы с коррозией конденсационной аппаратуры в шлемовые трубы колонны вводили газообразный аммиак.
Рпс. 185. Схема установки двухкратного испарения с испарителем:
1 — печи; 2 — испаритель; 3 — ректификационная колонна; 4 — конденсатор бензина; 5 — водоотделитель; 6 — газосепаратор (емкость орошения); 7 — колонны для'защелачивания бензина; S — отпарные колонны; 9 — холодильники; 10 — промежуточная емкость;
.11 — теплообменники; 12 — водогрязеотделитель.
Липип: I — газ; II — фракция и. к. — 140° С; III — водяной пар; IV — фракция 140— 240° С; V" — нефть; VI — фракция 240—300° С; VII — фракция 300—350° С; VIII — мазут;
IX — орошение.
Схема установки после реконструкции приведена на рис. 185. Обессоленная нефть V двумя потоками прокачивается через теплообменники 11 и водогрязеотделитель 12 и с температурой около 200° С поступает в испаритель 2, где разделяются паровая и жидкая фазы. Паровая фаза направляется в основную колонну 5; туда же после нагрева в печи 1 до 330—340° С поступает и жидкая фаза. Колонна 3 имеет 31 тарелку в концентрационной части, тепло отводится промежуточным циркуляционным орошением с 10, 17 и 25 тарелок, считая снизу.
В качестве боковых погонов отбираются фракции 140—240, 240—300 и 300—350° С. Головным продуктом колонны является бензин II (н. к. —140° С). Пары его проходят конденсатор 4, конденсат поступает в водоотделитель 5 и газосепаратор 6. Часть конденсата используется в качестве орошения IX, а балансовое количество направляется на щелочную промывку в колонну 7 и далее в товарный парк. Несконденсировавшиеся углеводороды I направляются
на газофракционирующую установку. Остатком колонны является мазут.
Большое распространение имеют установки двухкратного испарения, в которых вместо испарителя установлена отдельная ректификационная колонна. На таких установках (рис. 186) нефть I несколькими параллельными потоками прокачивается через группу теплообменников 7 в среднюю часть колонны предварительного испарения 2. Пары бензина и воды вместе с растворенными в нефти
Рис. 186. Схема установки двухкратного испарения с отбензинивающей колонной:
1 — трубчатая печь; 2 — отбензинивающая колонна; 3 — основная атмосферная колонна; 4 — стабилизационная колонна; 5 — газосепаратор (емкость орошения); 6 — конденсатор- холодильник; 7 — теплообменник; 8 —■ отпарная колонна; 9 — паровой подогреватель. Линии: I ■— сырая нефть; II — отбензиненная нефть; III — сухой газ; IV — сжиженный газ; V — тяжелый бензин; VZ — стабильный бензин", VII — боковые продукты; VIII ■— мазут; IX — вода; X — водяной пар; XI —■ орошение.
углеводородными газами и сероводородом проходят через конденсатор-холодильник 6 в газосепаратор 5. Газ III из газосепаратора направляется на газофракционирующую установку, а бензин частично подается в колонну в качестве орошения, остальное его количество подается в стабилизационную колонну 4. Головным продуктом этой колонны, работающей под давлением, является сжиженный газ IV, также направляемый на газофракционирутощую установку.
Отбензиненная нефть II из колонны 2 прокачивается по змеевику печи 1 в основную колонну 3 под 7-ую тарелку, считая снизу. Всего в колонне 40 тарелок. Ее головным продуктом является тяжелый бензин V, пары которого, пройдя конденсатор-холодильник 6, поступают в газосепаратор 5, а оттуда частично на орошение в колонну 3, а остальное количество после выщелачивания и промывки водой на компаундирование со стабильным бензином VI из колонны 4. На установке отбираются также фракции VII авиационного керосина, дизельного топлива и снизу колонны 3 мазут.
Вакуумные установки для перегонки мазута. При перегонке в вакууме из мазута получают масляные дистилляты, различающиеся по температурам кипения, вязкости и другим свойствам, в качестве остатка — полугудрон или гудрон. Вакуумные установки (ВТ) делятся на топливные и масляные. На топливных установках из мазута отбирают широкую фракцию до 550° С — вакуумный газойль, который используют в качестве сырья для каталитического крекинга или гидрокрекинга. .
Требования к четкости погоноразделения при отборе широкой фракции менее строгие, чем при отборе масляных дистиллятов: необходимо главным образом предотвратить попадание мельчайших капелек гудрона в вакуумный газойль, чтобы в нем не повысилось содержание металлоорганических соединений, отравляющих катализатор, и чтобы при крекинге не увеличилось коксообразование. Для этого применяют противопенные присадки типа силиконов и устанавливают над местом ввода сырья отбойные устройства из прессованной или гофрированной металлической сетки. ■
Число тарелок в вакуумных колоннах топливных установок невелико: до 8 в концентрационной части и 4 в отгонной. Гидравлическое сопротивление тарелок должно быть возможно меньшим. Вакуум в колонне составляет 700—740 мм рт. ст.; соответствующее этому низкое остаточное давление в колонне наряду с наличием водяного пара способствует большей глубине отбора дистиллята.
Более жесткие требования предъявляются к четкости погоноразделения при получении масляных дистиллятов: в колоннах устанавливают большее число тарелок (до 8 на каждый дистиллят) и применяют отпарные секции. Пределы выкипания отбираемых масляных фракций зависят от природы нефти, режима работы вакуумной колонны, ее погоноразделительной способности, требуемой вязкости дистиллятов, конструкции тарелок. Чем меньше пределы выкипания масляных дистиллятов, тем легче обеспечивается необходимый режим очистки, тем выше качество получаемых масел.
Для более четкого разделения масляных фракций мазут перегоняют на двухколонных установках. По одному из вариантов в первой вакуумной колонне отбирают широкую масляную фракцию, а во второй вакуумной колонне с большим числом тарелок эту фракцию разделяют на более узкие фракции. По другому варианту двухколонной перегонки мазут перегоняют в двух последовательно соединенных вакуумных колоннах. В первой колонне отбирают более легкие дистилляты и полугудрон, который поступает во вторую колонну для получения вязких дистиллятов и гудрона.
Примером первого варианта является схема вакуумной установки (рис. 187) по проекту Гипрогрознефть для мазута из озек- суатской нефти. На этой установке в первой вакуумной колонне 2 как головной продукт отбирается дистиллят II «350° С), боковым погоном является широкая масляная фракция (350—375° С)
III и остатком — гудрон VII. Во второй вакуумной колонне 3 из широкой фракции III получают дистилляты: IV (350—460° С), V (460—490° С) и VI (выше 490° С). Содержание легких фракций
таг
Рис. 187. Схема двухколонной вакуумной установки для перегонки мазута: 1 — трубчатые печи; 2 — первая вакуумная колонна; з — вторая вакуумная колонна;
4 — теплообменники; 5 — холодильники; 6 — барометрические конденсаторы; 7 — эжекторы; 8 — отпарная колонна.
Линии: I — мазут; II — дистиллят < 350° С; III — широкая масляная фракция; Гу — дистиллят 350—460° С; V — дистиллят 460—490° С; VI — дистиллят > 490° С; VII — гудрон; VIII ■—водяной пар; IX — вода; X— некондепсирующиеся пары и газы.
в дистилляте V регулируется в отпарной колонне 8. Характеристика дистиллятов и гудрона приведена ниже:
Пределы выкппанпя, РС . .
Р1° • •
. . До 350 . . 0,829
350—460 460—490 490—575 Выше 575
0,851
0,883
0,885
0,980
Вязкость, сст
при 50°С
. . 4,29
12,5
38,5
32,4 *
при 100° С
. . 1,89
4,0
8,3
13,6
21,5
Температура, РС
застывания
. .16
39
46
61
—
вспышки
165
200
—
—
Содержание парафина, % . .
..—
38
32
—
—
Молекулярный вес. . . .
. .235
310
—
’ 564
—
Коксуемость, %
—
—
—
8-10
Выход, вес. % на мазут . .
. .2,1
42,6
10,6
23,4
20,3
* При 7 0° С."
Часть тепла отходящих потоков на данной установке используется для выработки водяного пара давлением 7 ат, что повышает
ее экономическую эффективность. Технико-экономические показатели установки (на 1 т сырья) следующие:
Расходтоплива, кг 26,5
воды, Л13 оборотной 14,2
химически очищенной 0,135
электроэнергии, кет-ч 3,72
Капитальные затраты, руб1,51
Характеристика вакуумных колонн 2 и 5 (см. рис. 187) приве-
дена
ниже: Колоппа 2 Колоппа 3
Диаметр, м верхней части 5,0—'
средней части 8,66,4
нижней части 5,0—
Число тарелок 2026
Остаточное давление (вверху.
колонны), мм рт. ст. . . .4040
Температура, РС вверху колонны 70—9090
внизу колонны 390340
Обе колонны оборудованы самостоятельными пароэжекторными устройствами для создания вакуума. Огневые нагреватели выполнены из сборных блоков жароупорного железобетона п оборудованы беспламенными горелками. Насосы расположены на открытой площадке под постаментом блока ректификации. Размеры площадки 62 X 80 м.
Другим вариантом двухколонной перегонки мазута является процесс с использованием испаряющегося агента. В этом.процессе остаток первой вакуумной колонны (полугудрон или гудрон) смешивается с легкоиспаряющейся нефтяной фракцией, например керосином или газойлем, и после нагрева в трубчатой печи направляется во вторую вакуумную колонну, где отбирается высоковязкий масляный дистиллят, испаряющийся агент, возвращаемый обратно в процесс, и остаток — битум. Такой вариант перегонки осуществлен на АВТ четырехкратного испарения, описанной далее (см. рис. 190). .
Температура ОН,
°C/
340
360
390
47,0
58,0
74,5
53,0
42,0
25,5
Этот процесс изучался в лабораторных условиях. Испаряющимся агентом служил бензин, перегонку вели при атмосферном давлении, различных температурах и кратности бензина к сырью. Результаты трех опытов приведены ниже:
Выход, % масел битума
Качество масляного дистиллята
о20
0,9417
0,9455
0,9487
вязкость прп 100° С, 9 В У
2,2
2,8
3,0
Качество битума
температура размягчепия (по КпШ), 5 С
28
37
50
глубина проникания иглы
Течет
275
55
растяжимость, см
Жпдкпй
65
100
При кратности бензина к сырью 0,25 : 1 и температуре ОИ 390° С было получено до 90% от потенциала высоковязких цилиндровых масел и битум. Исходный гудрон обладал следующими свойствами:
Р1° 0,9728
Содержание, % масел 82,7
смол 16,9
асфальтенов 0,4
Коксуемость, % 7,0
Вязкость при 100° С, ° ВУ . .7,68
Выкипает до 550° С, %. . .50
Выход масляного дистиллята тем больше, чем больше кратность растворителя к сырью, чем выше температура ОИ и чем ниже давление в испарителе. Недостатками этого метода являются большой расход тепла на испарение и воды на конденсацию испаряющегося агента, относительно высокий расход металла на конденсаторы и холодильники.
Атмосферно-вакуумные установки. Вакуумные трубчатые установки обычно сооружают в едином комплексе с атмосферной ступенью перегонки нефтей. Комбинирование процессов атмосферной и вакуумной перегонки на одной установке имеет следующие преимущества: сокращение коммуникационных линий; меньшее число промежуточных емкостей; компактность; удобство обслуживания; возможность более полного использования тепла дистиллятов и остатков; сокращение расхода металла и эксплуатационных затрат; большая производительность труда.
В 1947—1953 гг. сооружалпсь АВТ мощностью 0,5 млн. т!год нефти, затем их мощность была доведена до 0,8—1 млн. т/год. В последующие годы были сооружены АВТ мощностью 1, 2, 3 и 6 млн. т/год. В настоящее время ведутся работы по созданию АВТ мощностью 10—12 млн. т)год.
На рис. 188 представлена технологическая схема атмосферновакуумной установки топливного профиля, предназначенной для переработки сернистой нефти. Газойль, отбираемый сверху вакуумной колонны, представляет собой широкую фракцию и используется как исходное сырье для каталитического крекинга.
На рис. 189 представлена схема укрупненной трехступенчатой установки АВТ производительностью 11,2 тыс. тп]сутки масляной нефти. Составными частями такой установки являются атмосферная колонна 2 и две последовательно работающие вакуумные колонны 4
20 Заказ 1000
и 5. В первой из них отбираются три масляных дистиллята и полугудрон VII — в остатке. Часть остатка используется как сырье для получения остаточного масла, остальная через змеевик печи подается во вторую вакуумную колонну, работающую при остаточном давлении 10—15 мм pin. ст. В этой колонне получают тяжелое дистиллятное сырье для каталитического крекинга или гидрокрекинга. Остатком перегонки является гудрон XIII, используемый как дорожный
Рис. 188. Атмосферно-вакуумная установка для перегонки сернистой нефти: 2 — трубчатые печи; 2 — атмосферная колонна; з — вакуумная колонна; 4 — отпарная колонна; о — конденсатор-холодильник; 6 — водоотделитель; 7 — теплообменник; 8 — холодильник; 9 — барометрический конденсатор; Ю — эжектор.
Линии: I — нефть; II — боковой продукт; III — верхний продукт; IV — газ; V — мазут; VI — гудрон; VII — водяной пар; VIII —■ вода; IX — несконденсировавшиеся пары и газы.
битум. Лигроиновая фракция направляется на каталитический риформинг. Широко используется промежуточное циркуляционное орошение. '
Особый интерес представляет вакуумсоздающая аппаратура в виде эжекторов и поверхностных конденсаторов вместо барометрических. При помощи такой системы создается более глубокий вакуум, а нефтеперерабатывающий завод и водоемы избавлены от загрязненных сероводородом потоков воды. Меньшее остаточное давление во второй колонне и хорошее фракционирование позволяют уменьшить коксуемость и содержание металлов в дистиллятах, направляемых на каталитический крекинг и на производство масел.
На. рис. 190 представлена схема установки АВТ четырехкратного испарения: с двумя атмосферными колоннами и двумя вакуумными. В качестве испаряющегося агента используют газойль. Как следует из схемы, полугудрон V из первой вакуумной колонны 4 перед входом в печь 1 смешивается с газойлем XIV. Нагретая в печи смесь
Рис. 189. Схема трехступеичатой установки АВТ:
— печи; 2 — атмосферная колонна; з — стабилизатор бензина; 4 — масляная вакуумная колонна; 5 — топливная вакуумная колонна;
— теплообменники; 7 — конденсатор-холодильник; 8 — паровой подогреватель; я — емкость орошения; 10 —■ поверхностные конденсаторы-холодильники вакуумной колонны; 11 — эжекторы.
Линни: I— нефть; II—газ; III— сжшкенный газ; IV—боковой продукт; V—нестабильный бензин; VI—стабильный бензин; VII — полугудрон; VIII — водяной пар; IX— мазут; X— отстойная вода; XI — холодная вода; XII — некой денсирующпеся пары и газы; XIII — гудрон; XIV — конденсат.
Рис. 190. Схема четырехступопчатой установки АВТ:
1 — печи; 2 — отбензинивающая колонна; 3 — основная атмосферная колонна; 4 — первая вакуумная колонна; 5 — вторая вакуумна:колонна; 6 ■— теплообменники; 7 — кондсисаторы-холодильипкн; S — емкости орошения; 9 — барометрические конденсаторы; 10 — эжекторыЛинии: I — нефть; II — газ; III — верхний продукт; IV — боковой продукт; V — полугудрон; VI — гудрон; VII — водяной пар; VIII—горячая струя; IX — мазут; X—отбензиненная нефть; XI— отстойная вода; XII —"холодная вода; XIII— нескоидепсировавшиес:пары и газы; XIV — газойль.
подается во вторую вакуумную колонну 5, где отбираются три продукта: циркулирующий газойль XIV, вязкий масляный дистиллят IV и остаток — гудрон VI.
КОМБИНИРОВАННЫЕ УСТАНОВКИ
Все возрастающая мощность строящихся и проектируемых нефтеперерабатывающих заводов требует комплектования их минимальным числом технологических установок, что снижает капиталовложения, сокращает сроки строительства заводов. Решение этой задачи достигается как повышением производительности технологических установок, так и комбинированием процессов на одной установке.
Комбинирование процессов первичной перегонки и термического крекинга практиковалось на заводах СССР с 30-х годов. Трудности при эксплуатации и ремонте таких установок были успешно преодолены. Накопленный опыт и современный уровень развития автоматики, телемеханики, дистанционного управления и регулирования технологических процессов позволяют расширить область применения комбинированных установок и сделать их надежными в работе. Основное внимание было уделено созданию прямой перегонки и других процессов переработки нефти.
Возможны различные комбинации процессов на одной установке: ЭЛОУ — АВТ; АВТ — вторичная перегонка широкой бензиновой фракции; первичная перегонка нефти — каталитический крекинг вакуумного газойля — деструктивная перегонка гудрона; первичная перегонка нефти — коксование мазута в кипящем слое кокса.
Установки ЭЛОУ — АВТ. Технологическая схема комбинированной установки ЭЛОУ — АВТ приведена на рис. 191. Подогретая в теплообменниках 8 нефть I с температурой 120—140° С в дегидраторах 1 подвергается термохимическому и электрообезвоживанию и обессоливанию в присутствии воды, деэмульгатора и щелочи. Подготовленная таким образом нефть дополнительно подогревается в других теплообменниках и с температурой 220° С поступает в колонну 2. Сверху этой колонны отбирается фракция легкого бензина XV. Остаток III снизу колонны 2 подается в печь 7, где нагревается до 330° С, и поступает в колонну 3. Часть нефти из печи 7 возвращается в колонну 2 в качестве горячей струи. Сверху колонны 3 отбирается тяжелый бензин XVII, а сбоку через отпарные колонны 11 фракции VI (140-240, 240-300 и 300-350° С). Мазут IV снизу колонны 3 подается в печь 15, где нагревается до 420° С, и поступает в вакуумную колонну 4, работающую при остаточном давлении 60 мм рт. ст. Водяные пары, газообразные продукты разложения и легкие пары XIV сверху колонны 4 поступают в барометрический конденсатор 12, иесконденсировавшиеся газы отсасываются эжектором 13. Боковыми погонами колонны 4 являются фракции VII, остатком — гудрон VIII. '
Рпс. 191. Схема комбинированной установки ЭЛОУ—АВТ:
1 — электродегидратор; 2 — отбензинивающая колонна; з — основная атмосферная колонна; 4 — вакуумная колонна; 5 — стабилизационная колонна; 6 — абсорбер; 7— атмосферная печь; 8— теплообменники; 9 — конденсаторы-холодильники; 10 — газосепараторы; 11— отпарные колонны; 12 — барометрический конденсатор; 13 ■— эжектор; 14 — паровые подогреватели; 15 — вакуумная печь.
Линии: I — сырая нефть; II — обезвоженная и обессоленная нефть; III — отбензиненная нефть; IV — мазут; V — стабильный бензин; VI— боковые продукты атмосферной колонны; VII — боковые продукты вакуумной колонны; VIII— гудрон; IX — водяной пар; X— оборотная вода; XI ■—аммиачная вода; XII— сухой газ; XIII — сжиженный газ; XIV — несконденсировавшиеся пары и газы; XV— легкий бензин; XVI — горячая струя; XVII — тяжелый бензин; XVIII — вода,» деэмульгатор и щелочь.
АВТ—ЭЛОУАВТ и ЭЛОУотдельно1001002—2,52,50,18—2,82——113,299,18j эд16,2717,8816,9416,9410,610,6■ 11,413,430,028,02,52,50,51,6АВТ—ЭЛОУАВТ и ЭЛОУотдельно1001002—2,52,50,18—2,82——113,299,18j эд16,2717,8816,9416,9410,610,6■ 11,413,430,028,02,52,50,51,6
АВТ—ЭЛОУАВТ и ЭЛОУ
отдельно
100100
2—
2,52,5
0,18—
2,82—
—1
13,299,18
j эд
16,2717,88
16,9416,94
10,610,6
■ 11,413,4
30,028,0
2,52,5
0,51,6
АВТ—ЭЛОУАВТ и ЭЛОУ
отдельно
100100
2—
2,52,5
0,18—
2,82—
—1
13,299,18
j эд
16,2717,88
16,9416,94
10,610,6
■ 11,413,4
30,028,0
2,52,5
0,51,6
Бензины XV и XVII, получаемые из колонн 2 иЗ, смешивают и отводят в стабилизатор 5. Газ из газосепараторов 10 после компримирования подается в абсорбер 6, орошаемый стабильным бензином V. Сухой газ XII сбрасывается к форсункам печей. Головной продукт стабилизации колонны 5 направляется на ГФУ. Стабильный бензин подвергается защелачиванию. ■
Материальный баланс переработки нефти на комбинированной установке и на АВТ приведен ниже:
Взято, % ромаппшнская нефть газ вода и солп
Получено, %.
сухой газ головка стабилизации сжиженные газы фракции бензиновые промежуточная ■-
керосиновые ■ дизельные 350—420^ С 420—490° С гудрон '
вода + соли потери
Экономическая эффективность комбинирования АВТ с ЭЛОУ иллюстрируется следующими данными:
ЭЛОУ—АВТ
АВТ
Производительность, млп. m/год нефти . .
Энергозатраты на 1 иг сырья
•2 .
1
1
топливо, кг
.23,1
24,6
29,38
пар, кг
.64,0 '
133 *
139
хлмическп очищенная вода, л3 . . .
.0,29
- 0,39
0,39
промышленная вода, л3
.8,6
9,4
11,54
электроэнергия, кет. -ч
.4,25
5,35
7,18
Штат, чел
.41
41
41
Капитальные затраты, руб/т сырья . . Расход металла, кг/т сырья
.1,25
1,72
1,86
.1,51
1,85
2,37
Занимаемая площадь, л2
.21 376
19 320
24 000
Эксплуатационные расходы, руб/т сырья
Себестоимость продуктов, руб/т
.0,775
0,841
1,088
в атмосферной секцип
.4,71
4,93
5,3
в вакуумной секции
.4,75
4,76
5,13
* Пар вырабатывается в регенеративных испарителях за счет тепла дистиллятов.
Из этих данных видно, что в результате комбинирования достигается экономия топлива, электроэнергии, пара и капитальных
затрат. С увеличением производительности установок эта экономия возрастает. Еще больший эффект получается при комбинировании нескольких технологических процессов.
Рпс. 192. Общий вид комбинированной установкиЗЛО У — АВТ в Делавере.
Рпс. 193. Схема комбпипроваццои установки ЭЛОУ—АВТ в Делавере:
1 — электродегидратор; 2 — колонна предварительного испарения; з — атмосферная печь;
4 — атмосферная колонна; 5 — стабилизатор; 6 — отпарная колонна; 7 — вакуумная колонна; S — аппарат для защелачивания бензина; 9 — вакуумная печь.
Линии: I — сырая нефть; II — обезвоженная н обессоленная нефть; III — отбензиненная нефть; IV — нестабильный бензин; V — газ; VI — легкий бензин; VII — тяжелый бензин; VIII — лигроиновая фракция; IX — керосиновая фракция; X — легкая газойлевая фракция; XI — мазут; XII — тяжелая газойлевая фракция; XIII — гудрон; XIV — нескондси- .спровавшиеся пары и газы.
Среди зарубежных заслуживает внимания крупнейшая в США атмосферно-вакуумная установка фирмы «Tidewater» в штате Делавер. Установка перерабатывает 20 000 треушки сернистых и высокосер- иистых нефтей. Общий вид установки приведен на рис. 192, ее
схема — на рис. 193. По этой схеме установка АВТ комбинирована с двухступенчатой электрообезвоживающей и обессоливающей установкой из четырех горизонтальных электродегидраторов 1.
Нефть I поступает под давлением 24 ат и при температуре 16° С. После подогрева в ряде теплообменников до 127° С нефть подается на ЭЛОУ. Практически лишенная здесь воды и солей нефть нагревается затем в теплообменниках и с температурой 204° С поступает
в колонну предварительного испарения 2. Головным зтой колонны является бензин IV, стабилизируемый стабилизаторе 5. Головка стабилизации V направляется на газофракционирующую установку..
Отбензиненная нефть III через теплообменники и трубчатую печь 3 поступает в основную атмосферную колонну 4 диаметром 7 31. Эта колонна оснащена трехсекционной отпарной колонной 6. Боковыми погонами основной колонны являются лиг-
продуктом в колонне-продуктом в колонне-роиновая VIII, керосиновая IX и легкая газойлевая X фракции. Головным продуктом основной колонны служит тяжелый бензин VII. Остатком перегонки является мазут XI, который прокачивают через печь 9 в вакуумную колонну 7 диаметром
продуктом в колонне-
продуктом в колонне-
Рис. 194. СхемаРис. 194. Схемасистемы глубокого вакуума:системы глубокого вакуума:1 — вакуумная колонпа;г2 — поверхностные конденсаторы; з — насос; 4 — эжекторы.Линии: I — мазут; II — вакуумный газойль; III — гудроп; IV — орошение; V — пеконден- сирующиеся пары п газы; VI — водяной пар; VII — паровой конденсат; VIII — охлаждающая вода.1 — вакуумная колонпа;г2 — поверхностные конденсаторы; з — насос; 4 — эжекторы.Линии: I — мазут; II — вакуумный газойль; III — гудроп; IV — орошение; V — пеконден- сирующиеся пары п газы; VI — водяной пар; VII — паровой конденсат; VIII — охлаждающая вода.12 л1. Сверху этой колонны уходят водяные пары и газы XIV, в том числе сероводород. В качестве бокового погона отбирается тяжелый вакуумный газойль XII, направляемый на каталитический крекинг. Остатком перегонки служит гудрон XIII, используемый как сырье для коксования. Температура наверху вакуумной колонны 70— 75° С, остаточное давление в испарительном пространстве 17 3131 рт. ст., а вверху 5 мм рт. ст. Вакуум поддерживается трех- ступенчатымн эжекторами 4 с промежуточными поверхностными конденсаторами 2 (рис. 194).
Рис. 194. Схема
Рис. 194. Схема
системы глубокого вакуума:
системы глубокого вакуума:
1 — вакуумная колонпа;г2 — поверхностные конденсаторы; з — насос; 4 — эжекторы.
Линии: I — мазут; II — вакуумный газойль; III — гудроп; IV — орошение; V — пеконден- сирующиеся пары п газы; VI — водяной пар; VII — паровой конденсат; VIII — охлаждающая вода.
1 — вакуумная колонпа;г2 — поверхностные конденсаторы; з — насос; 4 — эжекторы.
Линии: I — мазут; II — вакуумный газойль; III — гудроп; IV — орошение; V — пеконден- сирующиеся пары п газы; VI — водяной пар; VII — паровой конденсат; VIII — охлаждающая вода.
Конденсат VII откачивается насосом 3 и направляется на установку для отпарки растворенного сероводорода. Бензин подвергается- очистке от меркаптановой серы. Верхняя часть колонны, шлемовые трубы, корпусы кожухотрубчатых конденсаторов, сборники орошения и конденсата, насосы для откачки конденсата из колонны предварительного испарения, стабилизатор бензина и его
шлемовая труба защищены от коррозии монель-металлом. Значительная часть вакуумной колонны и ее внутренние детали, отпарная колонна для легкого газойля, часть атмосферной колонны, трансферные линии от печей к ректификационным колоннам, продуктовая часть горячих насосов выполнены из нержавеющей стали. Для защиты верха колонны атмосферной секции от коррозии применен аммиак. Трубчатые печи сконструированы для работы на порошкообразном коксе, мазуте и топочном газе. Расходные показатели на перегонку 1 т сернистой нефти составляют:
Вода, м3 7,85Топливо, кг котельное 16,5газообразное16,3Пар, т 2,7 ат 0,00912 ат 0,013Электроэнергия, квт-ч . .2Вода, м3 7,85Топливо, кг котельное 16,5газообразное16,3Пар, т 2,7 ат 0,00912 ат 0,013Электроэнергия, квт-ч . .2Выход продуктов, вес. %на нефть'Выход продуктов, вес. %на нефть'газа 1легкого бензина ...8тяжелого бензина..8лигроина 2,5легкого газойля ...9тяжелого газойля.,30,5гудрона 32,5газа 1легкого бензина ...8тяжелого бензина..8лигроина 2,5легкого газойля ...9тяжелого газойля.,30,5гудрона 32,5
Вода, м3 7,85
Топливо, кг котельное 16,5
газообразное16,3
Пар, т 2,7 ат 0,009
12 ат 0,013
Электроэнергия, квт-ч . .2
Вода, м3 7,85
Топливо, кг котельное 16,5
газообразное16,3
Пар, т 2,7 ат 0,009
12 ат 0,013
Электроэнергия, квт-ч . .2
Выход продуктов, вес. %на нефть'
Выход продуктов, вес. %на нефть'
газа 1
легкого бензина ...8
тяжелого бензина..8
лигроина 2,5
легкого газойля ...9
тяжелого газойля.,30,5
гудрона 32,5
газа 1
легкого бензина ...8
тяжелого бензина..8
лигроина 2,5
легкого газойля ...9
тяжелого газойля.,30,5
гудрона 32,5
Установки АВТ и вторичной перегонки бензина. Такая комбинированная установка мощностью 3 млн. т^год сернистой ромашкин- ской нефти, запроектированная Гипроазнефтью, эксплуатируется с 1964 г. Технологическая схема представлена на рис. 195, а общий вид — на рис. 196. -
По этой схеме из испарителя 1 пары бензина и растворенные в нефти газы направляются в испарительную секцию основной колонны 2. Туда же поступает и полуотбензиненная нефть / после нагрева в трубчатой печи 9. Тепло циркуляционных орошений, организованных в трех сечениях основной колонны, используется для нагрева нефти. Острое орошение подается наверх колонны. Боковые погоны из основной колонны ректифицируются в трехсекционной отпарной колонне 14. Мазут XVII из основной колонны после нагрева в печи 10 подается в вакуумную колонну 3. В этой колонне отбирается широкая (350—490° С) фракция XI, а также имеется три промежуточных циркуляционных орошения.
Блок вторичной перегонки широкой бензиновой фракции состоит из трех ректификационных колонн — 6, 7 и 8, в каждой из них по 60 тарелок. Перед вторичной перегонкой широкая бензиновая фракция поступает в стабилизационную колонну 5, а газообразные углеводороды — в абсорбер 4. Абсорбентом XV служит стабильный бензин, который затем подвергают защелачиванию и вторичной перегонке на узкие фракции: до 62, 62—85, 85—120, 120—140 и остаток выше 140° С. Третья колонна вторичной перегонки 8 снабжена отпарной колонной 14. Фракция 140—240° С, как и бензиновая, подвергается защелачиванию и сушке. Технологический режим
Рис. 195. Схема комбинированной установки АВТ п вторичной перегонки бензила:
1 — испаритель; 2 — атмосферная колонна; 3 — вакуумная колонна; 4 — абсорбер; 5 — стабилизационная колонна (десорбер); 6 — первая колонна блока вторичной перегонки; 7— вторая колонна блока вторичной перегонки; 8— третья колонна блока вторичной перегонки; 9, 10 — трубчатые печи; 11 — теплообменники; 12 — конденсаторы-холодильники; 13 — емкости орошения; 14 — отпарные колонны; 15 — барометрический конденсатор; 16 — эжектор; 17 — паровые подогреватели.
Лишит: I — нефть; II — сухой газ; III — сжиженный газ; IV — стабильный бензин; Л'" — франция н. к. — 62° С; VI — фракция 62—85° С; VII — фракция 85—120° С; VIII — фракция 120—140° С; IX — фракция 140—180° С; -Y— боковые продукты атмосферной колонны; XI — боковые продукты вакуумной колонны; XII — гудрон; XIII — водяной пар; XIV — вода; XV — абсорбент; ЛУГ — нескондеисировавшиеся пары и газы; XVII — мазут.'
работы основных аппаратов атмосферной секции приведен ниже:
По про- По данным обследований
скту1
и
ш
Температура, °- С
в предварительном пспарптеле . . . .
вверху
210
.228
230
229
на входе сырья (пефтп) . . . .
230
240
220
236
внизу
215
235
235
235 ‘
в основной ректпфпкацпошгоп колоппе
вверху
112
140
123
125
на входе отбепзппеппон нефти
345
360
360
360
внизу
310
345
356
348
на 38-ой тарелке
150
190
171
181
на 28-ой тарелке
240
249
256
249
в печи атмосферного блока
правого потока нефти . . ,. . .
350
360
- 365
365
левого потока нефти
350
360
365
365
перегретого пара
330
390
357
355
дымовых газов у перевала . . .
780
720
763
720
Давление, ат,
в предварительном испарителе . . . .
2,0
1,8
1,9
1,9
в основной колонне
1,8
1,2
1,4
1,1
па входе в печь
20
23
23
24
Отбор светлых составлял 44,7%,
В том
числе
бензина
11,5%,
керосина 10,5% и дизельных топлив
22,7%
. Для
предотвращения
сероводородной коррозии в шлемовые линии подается газообразный аммиак. На установке применены кожухотрубчатые теплообменники с корпусом диаметром до 1200 мм и поверхностью до 600 лг. Печи двухскатные, работающие на комбинированном топливе (газ — мазут), их тепловая мощность 32 млн. ккал!ч. В конвекционных камерах печей установлены секции котла-утилизатора для производства водяного пара давлением 6 ат, имеются также пароперегреватель и воздухоподогреватель. Колонны оборудованы тарелками с S-образ- ными колпачками. Технико-экономические показатели установки следующие:
Производительность, млн. т.]гоЭ 3,0
Отбор всех дистиллятов, % на нефть 70,0
Энергетические затраты топливо, % на нефть 2,1
водяной пар, % 3,5
вода, ы^т 10,2
Расход металла на 1 nt нефти, кг 1,42
Общая протяженность технологических трубопроводов, .м .37 300
Занимаемая площадь (175 X 150), га 2,62
Численность обслуживаемого персонала, чел 41
Установки ЭЛОУ — АТ (АВТ) — вторичнаяперегонка бензина
Установка ЭЛОУ — АТ-6 является самой мощной установкой в Европе. Ее производительность 6 млн. т/год. Установка предназначена для переработки нестабильной сернистой (типа ромашкинской)
Рис. 196. Общий вид комбинированной установки АВТ п вторичной перегонки бепзппа.
Рис. 197. Схема комбинированной установки АТ-6 'П вторичной перегонки бензина:
— предварительный испаритель; г — конденсаторы-холодильники; з — основная ректификационная колонна; 4, 13 — отпарные колонны; 5 — стабилизатор; 6,7,8 — колонны вторичной перегонки; 9 — емкости орошения; 10 — промежуточные емкости; 11, 12 — труб- /чатые печи.
Линии: I — нефть; НА- сухой газ; III — сжижеппый газ; /V — фракция н. к. — 62° С; V — фракция 62—85° С; VI—фракция 85—120° С; VII — фракция 120—140° С; VIII— фракция 140—180° С; IX — фракция 180—240° С; X — фракция 240—350° С; XI — мазут.
нефти, включая вторичную перегонку широкой бензиновой фракции.
Технологическая схема установки приведена на рис. 197. В предварительный испаритель — колонну 1 поступает • обезвоженная нефть / после четырех пар горизонтальных электродегидраторов (на схеме не показаны), нагретая в теплообменниках до 210° С. Сверху этой колонны отходит легкая (до 140° С) бензиновая фракция с углеводородными газами и сероводородом. В нижнюю часть колонны 1 подается горячая струя, благодаря которой здесь поддерживается температура 240° С при избыточном давлении 3 ат. Кратность орошения 1,5 : 1. В колонне имеется 24 тарелки S-образного типа. Пары головного продукта через конденсатор-холодильник 2 поступают в емкость 9. Часть этого конденсата возвращается в колонну на орошение, а избыток перетекает в промежуточную емкость 10. Частично отбензиненная нефть из колонны 1 насосом прокачивается через змеевик печи 11 в колонну 1 как горячая струя. ■
Балансовый избыток из этой колонны другим насосом подается через другую секцию атмосферной печи 11 в основную атмосферную колонну 3, оборудованную 40 тарелками S-образного типа. Головным продуктом этой колонны является фракция н. к. — 180° С. Боковыми погонами являются фракции 180—240 и 240 —350° С. В отпарных колоннах 4 с 10 тарелками провального типа в каждой дистилляты обрабатываются водяным паром, дистилляты 140—180 и 180—220° С через теплообменники и холодильники (на схеме не показаны) откачиваются на выщелачивание и промывку водой, а затем в емкость готового продукта. Снизу колонны 3 отбирается мазут XI. ■
Головной продукт колонны 3, пройдя конденсатор-холодильник 2, поступает в емкость 9, откуда перекачивается в емкость бензина 10, где смешивается с головным продуктом колонны 1. Смесь головных продуктов обеих колонн через теплообменник подается на стабилизацию в колонну 5 (число тарелок 60). Стабилизация протекает под давлением 8 ат.
Головной продукт III из стабилизатора 5 поступает через конденсатор-холодильник 2 в емкость 9, откуда часть конденсата насо- согг возвращается в колонну как орошение, остальное передается на ГФУ, а газ — к форсункам печей. Стабильный продукт частично прокачивается через змеевик печи 12 обратно в стабилизатор как теплоноситель, а избыток передается на вторичную перегонку в колонны 6, 7 и 8. Колонна 8 оборудована отпарной колонной 4. В стабилизаторе 5, как и в колоннах вторичной перегонки, теплоносителем являются циркулирующие через печь 12 остатки ректификационных колонн 6, 7 и 8. Головным продуктом колонны 8 является фракция 85—120° С, остатком — фракция 140—180° С.
В табл. 38 приведена характеристика основных аппаратов этой установки. Ниже сопоставлены технико-экономические показатели установок АТ-6 и АТ-3:
‘АТ-6АТ-3
Число установок на 6 млн. mlsori 12
Капиталовложения.
всего, млн. руб 4,556,35
на 1 т годовой мощности, руб0,761,06
Годовые эксплуатационные расходы, млн.руб..2,513,04
Требуемая площадь, га 1,652,99
Численность обслуживающего персонала,чел..2642
Таблица 38. Характеристика аппаратов установки ЭЛОУ—АТ-6
Наименование аппаратаНаименование аппаратаПредварительный испаритель 1. . Основная колонна 3. .. .Стабилизатор 5 Кплптпп,т вторичной перегонки678Отпарные колонны 4 13Кожухотрубчатые теплообменники Кипятильники Водяные кожухотрубчатые конденсаторы. . . .холодильники. . . .Предварительный испаритель 1. . Основная колонна 3. .. .Стабилизатор 5 Кплптпп,т вторичной перегонки678Отпарные колонны 4 13Кожухотрубчатые теплообменники Кипятильники Водяные кожухотрубчатые конденсаторы. . . .холодильники. . . .Примечание.95 п 30 млн. ккал/ч.Примечание.95 п 30 млн. ккал/ч.с£иТарелкии5 ° -числотип174,93,830,124S-образные—1366,57,044,840То же—127,51,827,740Решетчатые—146,32,233,660 ■То же176,03,037,260»—197,03,439,360»—1•130,2 4,92,41,227,310,7По 1010»—16388,3———12 47029,9————5908172,0———7 2001391,3————2 420с£иТарелкии5 ° -числотип174,93,830,124S-образные—1366,57,044,840То же—127,51,827,740Решетчатые—146,32,233,660 ■То же176,03,037,260»—197,03,439,360»—1•130,2 4,92,41,227,310,7По 1010»—16388,3———12 47029,9————5908172,0———7 2001391,3————2 420равнаравнаПроизводительность трубчатых печен 11 и 12 соответственноПроизводительность трубчатых печен 11 и 12 соответственно
Наименование аппарата
Наименование аппарата
Предварительный испаритель 1. .
Основная колонна 3. .. .
Стабилизатор 5
Кплптпп,т вторичной перегонки
6
7
8
Отпарные колонны 4 13
Кожухотрубчатые теплообменники
Кипятильники
Водяные кожухотрубчатые конденсаторы. . . .
холодильники. . . .
Предварительный испаритель 1. .
Основная колонна 3. .. .
Стабилизатор 5
Кплптпп,т вторичной перегонки
6
7
8
Отпарные колонны 4 13
Кожухотрубчатые теплообменники
Кипятильники
Водяные кожухотрубчатые конденсаторы. . . .
холодильники. . . .
Примечание.
95 п 30 млн. ккал/ч.
Примечание.
95 п 30 млн. ккал/ч.
с
£
и
Тарелки
и
5 ° -
число
тип
1
74,9
3,8
30,1
24
S-образные
—
1
366,5
7,0
44,8
40
То же
—
1
27,5
1,8
27,7
40
Решетчатые
—
1
46,3
2,2
33,6
60 ■
То же
1
76,0
3,0
37,2
60
»
—
1
97,0
3,4
39,3
60
»
—
1
•1
30,2 4,9
2,4
1,2
27,3
10,7
По 10
10
»
—
16
388,3
—
—
—
12 470
29,9
—
—
—
—
590
8
172,0
—
—
—
7 200
13
91,3
—
—
—
—
2 420
с
£
и
Тарелки
и
5 ° -
число
тип
1
74,9
3,8
30,1
24
S-образные
—
1
366,5
7,0
44,8
40
То же
—
1
27,5
1,8
27,7
40
Решетчатые
—
1
46,3
2,2
33,6
60 ■
То же
1
76,0
3,0
37,2
60
»
—
1
97,0
3,4
39,3
60
»
—
1
•1
30,2 4,9
2,4
1,2
27,3
10,7
По 10
10
»
—
16
388,3
—
—
—
12 470
29,9
—
—
—
—
590
8
172,0
—
—
—
7 200
13
91,3
—
—
—
—
2 420
равна
равна
Производительность трубчатых печен 11 и 12 соответственно
Производительность трубчатых печен 11 и 12 соответственно
Как видно из этих данных, при увеличении мощности установок прямой перегонки нефти с 3 до 6 млн. т/год удельные капиталовложения снижаются на 25%, расход металла на 47%, производительность труда повышается более чем в 1,6 раза.
Установка ЭЛОУ—АВТ-6 производительностью 6 млн. пг(гоЭ осуществляет процессы обезвоживания и обессоливания нефти, ее атмосферно-вакуумную перегонку и вторичную перегонку бензина. Схема этой установки представлена на рис. 198. .
Исходная нефть после смешения с деэмульгатором, нагретая в теплообменниках 1, четырьмя параллельными потоками проходит
через две ступени горизонтальных электродегидра торов 2, где осуществляется и обессоливание. Далее нефть после дополнительного нагрева в теплообменниках направляется в отбензинивающую колонну 3. Тепло вниз этой колонны подводится горячей струей XV, циркулирующей через печь 4.
Частично отбензиненная нефть XIV из колонны 3 после нагрева в печи 4 направляется в основную колонну 5, где осуществляется ректификация с получением паров бензина сверху колонны, трех
Рис. 198. Схема установки ЭЛОУ—АВТ-6 со вторичной перегонкой бензпна: 1 — тсплообменпикп; 2 — электродегидраторы; з —■ отбензинивающая колонна; 4, 14, 15 — трубчатые печи; 5 — основная атмосферная колонна; 6 — отпарные колонны; 7 — аппараты воздугапого охлаждения; 8 — стабилизационная колонна; 9 — ректификационные колонны вторичной перегонки бензина; 10 — вакуумная колонна; 11 — конденсаторы-холодильники; 12 — емкости орошения; 13 — вакуумсозцающал аппаратура.
Линии: I — нефть; II — сухой газ; III — сжиженный газ; IV — фракция н. к. — 62° С; V — фракция 62—105° С; V/ — фракция 105—140° С; VII — фракция 140—180° С; VIII — фракция 180—220° С; IX — фракция 220—280° С; X — фракция 280—350° С; XI — фракция 280—350° С в атмосферную колонну 5; XII — фракция 350—500° С; XIII—гудрон; XIV — отбензиненная нефть; XV — горячая струя; XVI— мазут; XVII— водяной пар; XVIII— смесь бензиновых фракций; XIX — стабильный бензпн.
боковых дистиллятов VIII, IX и X из отпарных колонн 6 и мазута XVI снизу колонны. Отвод тепла в колонне осуществляется верхним испаряющимся орошением и двумя промежуточными циркуляционными орошениями. Смесь бензиновых фракций XVIII из колонн 3 и 5 направляется на стабилизацию в колонну 8, где сверху отбираются легкие головные фракции (жидкая головка), а снизу — стабильный бензин XIX. Последний в колоннах 9 подвергается вторичной перегонке с получением узких фракций, используемых в качестве сырья для каталитического риформинга. Тепло вниз стабилизатора 8 и колонн вторичной перегонки 9 подводится циркулирующими флегмами XV, нагреваемыми в печи 14.
Мазут XVI из основной колонны 5 атмосферной секции насосом подается в вакуумную печь 15, откуда с температурой 420° С направляется в вакуумную колонну 10. В ппяшюю часть этой колонны подается перегретый водяной пар XVII. Сверху колонны водяной пар вместе с газообразными продуктами разложения поступает в поверхностные конденсаторы 11, откуда газы разложения отсасываются трехступенчатыми пароэжекторными вакуумными насосами. Остаточное давление в колонне 50 мм рт. ст. Боковым погоном вакуумной колонны служат фракции XI и XII, которые насосом через теплообменник и холодильник направляются в емкости. В трех сечениях вакуумной колонны организовано промежуточное циркуляционное орошение. Гудрон XIII снизу вакуумной колонны откачивается насосом через теплообменник 1 и холодильник в резервуары.
Аппаратура и оборудование АВТ-6 занимают площадку 265 X X 130 лц или 3,4 га. В здании размещены подстанция, насосная для перекачки воды и компрессорная. Блок ректификационной аппаратуры примыкает к одноярусному железобетонному постаменту, на котором, как и на описанной выше установке АТ-6, установлена конденсационно-холодильная аппаратура и промежуточные емкости. Под первым ярусом постамента расположены насосы технологического назначения для перекачки нефтепродуктов. В качестве огневых нагревателей мазута, нефти и циркулирующей флегмы применены многосекционные печи общей тепловой мощностью около 160 млн. ккал/ч с прямым сводом, горизонтальным расположением радиантных труб двухстороннего облучения и нижней конвекционной шахтой. Печи потребляют жидкое топливо, сжигаемое в форсунках с воздушным распылом. Предусмотрена возможность использования в качестве топлива газа. Ниже приведены технико-экономические показатели установок АВТ различной производительности (на 1 т нефти): . .
Производительность, мли. т/год
1
2
3
6
Топливо ’Жидкое, кг
38,5
30,7
32,4
27,7
Электроэнергия, квт-ч
2,62
2,26
5,68
3,97
Вода, м3 ..
21,7
15,5
8,51
4,47
Пар водяной (со стороны), млн. ккал . . .
0,11
0,09
0,008
—
Эксплуатационные расходы, руб]гоЭ . . .
1,0
0,79
0,63
0,44
Капитальные затраты, руб—-г-. .
1,76
1,30
1,24
1,05
Расход металла па аппаратуру, кг . . . .
1,86
1,64
1,26
0,58
Производительность труда па 1 раб., тыс. т.
33,3
66,7
75,0
66,7
Из приведенных данных следует, что повышение мощности установок не только сокращает их число на нефтеперерабатывающих заводах, но и снижает эксплуатационные расходы и капиталовложения, повышает производительность труда.
ГЛАВА XIII
УСТАНОВКИ ВТОРИЧНОЙ ПЕРЕГОНКИ,ЧЕТКОЙ РЕКТИФИКАЦИИ, АЗЕОТРОПНОЙИ ЭКСТРАКТИВНОЙ РЕКТИФИКАЦИИ
Вторичная перегонка нефтяных дистиллятов, в частности широкой бензиновой фракции, с целью производства бензина специальных сортов («Экстра» и БР-1) применялась в Баку еще в 1890 г. Перегонными аппаратами в ту пору служили кубы с паровым обогревом, погоноразделптелями — дефлегматоры и насадочные колонны. В дальнейшем кубы были заменены трубчатыми печами, а дефлегматоры — ректификационными колоннами с колпачковыми тарелками.
Внедренпе в нефтеперерабатывающей промышленности процесса термического крекинга потребовало применения вторичной перегонки крекинг-бензинов, подвергшихся сернокислотной очистке, с целью удаления из них полимеров. Для этого строились атмос ферные. и атмосферно-вакуумные установки. Применение вакуума для снижения температуры перегонки до 130—140° С диктовалось ст ремлением предупредить распад сернистых соединений, приводящий к образованию коррозионно-агрессивного сероводорода. Однако эксплуатация подобных установок показала, что разложение и коррозия аппаратуры не устраняются. Поэтому вместо сернокислотной очистки стали применять более совершенные способы сероочистки, лучшим из которых ныне является гидроочистка.
В годы второй мировой войны вторичная перегонка широко применялась для выделения из бензиновых фракций изомеров, используемых в качестве высокооктановых компонентов авиационных бензинов. Этот способ в 30-х годах был предложен проф. П. С. Паню- тпным. В начале 40-х годов на крупнейшем нефтеперерабатывающем заводе в Абадане (Иран) этим методом из бензиновой фракции выделяли изогексан п пзогептан. В настоящее время подобный процесс под названием четкой ректификации широко используется для выделения изомеров парафиновых углеводородов, а также этилбензола п ксилолов, используемых в качестве сырья для органического спитеза.
Развитие каталитического риформинга п потребность в узких бензиновых фракциях побудили включать установки вторичной перегонки в состав современных нефтеперерабатывающих заводов.
Эти установки строят отдельно или включают в состав комбинированных установок, как описано ранее.
Потребность нефтехимической промышленности в практически чистых индивидуальных углеводородах стимулировала дальнейшую разработку и совершенствование методов вторичной перегонки, в частности оснащение установок колоннами четкой п сверхчеткой ректификации, имеющими несколько десятков, а иногда и сотен тарелок. Промышленное оформление процессов вторичной перегонки различно и зависит от характера сырья, требуемой четкости ректификации, числа и конструкции ректификационных тарелок, кратности орошения и др. ■
Критерием оценки возможного^ применения ректификации для разделения углеводородных смесей на составляющие их компоненты, как известно, является коэффициент относительной летучести. Чей больше этот коэффициент, тем легче разделяются компоненты смеси. В табл. 39 приведены результаты расчета числа теоретических тарелок, требуемых для разделения смесей с различным значением коэффициента летучести и получения ректификатов различного состава. Анализируя данные этой таблицы, можно заключить, что для повышения чистоты ректификата, например, с 0,90 до 0,99 требуется примерно в 2 раза увеличить число тарелок. Видно также, что для разделения смесей с низкой летучестью необходимо исключительно большое число тарелок. Так, для разделения смесп с коэффициентом относительной летучести 1,05 при чистоте ректификата 0,99 требуется 189 тарелок. При коэффициенте относительной летучести 1,2 п топ же чистоте ректификата требуется только 50 тарелок и т. д.
Таблица 39. Данные о зависимости числа тарелок от коэффициента относительной летучести разделяемой смеси и четкости разделения
Коэффициент относительной лет\чести
Число тарелок при мольной доле легкокипящегч компонента в ректификате (дистилляте)
0,90
0,91
0,92
0,93
0,94
0,95
0,96
0,97
0,98
0,99
1,05
90,3
94,8
101,3
106,5
113,2
121,0
130,8
143,0
160,0
189,0
1,20
24,1
25,2
26,8
29,4
30,2
32,3
34,9
38,2
42,8
50,5
1,50
10,8
11,4
12,0
12,8
13,6
14,5
15,7
17,2
19,2
22,7
2,00
6,3
6,7
7,1
7,5
8,0
8,5
9,2
10,0
11,2
13,4
5,00
2,7
2,9
3,0
3,2
3,4
3,6
3,9
. 4,3
4,8
5,7
Рассмотрим ряд установок дляЩзторичиой перегонки и четкой ректификации смесей углеводородов нефти.
УСТАНОВКА ВТОРИЧНОЙ ПЕРЕГОНКИ БЕНЗИНА
На современных заводах широко применяют установки вторичной перегонки бензина с целью получения сырья для каталитического риформинга, который осуществляется для получения 21*
высокооктановых компонентов бензина, либо для получения ароматических углеводородов — бепзола, толуола, ксилолов. Для каталитической ароматизации из бензина выделяют фракции 62—85° С (бензольную), 85—120° С (толуольную) и 120—140° С (ксилольную).
Широкая бензиновая фракция (рис. 199) после нагрева в тепло- обмепниках 10 и 9 поступает в колонну 1. Головным ее продуктом является фракция н. к. — 85° С. Часть паров конденсируется и
Рис. 199. Схема установки вторичной перегонки бензина:
.7,2, з — ректификационные
колонны; 4 — огневые кипятильники; 5 — конденсаторы; 6 — емкости орошения; 7 — паровой кипятильник; 8 — концевой холодильник; 0 — паровой нагреватель; 10 — теплооб- меппик; 11—отпарная колонна. Линин: I — фракция 62—85° С; И — фракция п. к. — 62° С; III — фракция140—18(1° С:
IV — сырье; V — фракция 120— 140°С; VI —фракция 85—120°С; VII — газ; VIII — фракция и. к. — 85° С.
возвращается в колонну 1 в качестве орошения, остальные пары направляются в колонну 2. Остаток снизу колонны 1 переводится в колонну 5, а часть его циркулирует через печь 4 и ту же колонну 1. Головным продуктом колонны 2 является фракция н. к. —62, остатком — фракция 62—85° С. В качестве головного продукта в колонне 3 получают фракцию 85—120° С. Колонна 3 оснащена отпарной колонной 11, в которой отбирается фракция 120—140° С. Остатком колонны 3 является фракция 140—180° С. Как и в первых двух колоннах, остаток, циркулируя через печь 4, вносит в ректификационную колонну требуемое для фракционирования тепло. Эти печи приспособлены для работы как на жидком, так и на газообразном топливе. В каждой колонне установлено по 60 тарелок. При мощности установки 1,15 млн. т!год стоимость её около 1 млн. руб., а площадь 80 X 82 м. Расход топлива составляет 3,2%, воды 15 м:1 на 1 т сырья. Обслуживается установка 3 рабочими в смену.
УСТАНОВКА ЧЕТКОЙ РЕКТИФИКАЦИИ .
ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ АРОМАТИЧЕСКИХ
УГЛЕВОДОРОДОВ'
Моноциклические ароматические углеводороды, извлекаемые жидкостной экстракцией или адсорбцией из катализатов риформинга или высокоароматизированных бензиновых фракций, полученных
при перегонке нефтей и газоконденсатов, разделяют, с получением индивидуальных углеводородов высокой чистоты.
На рис. 200 приведена схема установки для выделения бензола, толуола и ксилолов. Экстракт I, представляющий собой смесь ароматических углеводородов, после адсорбционной очистки для извлечения непредельных соединений и смол подается в среднюю часть бензольной колонны 1, сверху которой отбирается азеотропная смесь II, состоящая из неароматпческих углеводородов и части
Рпс. 200. Схема установки для разделения ароматических углеводородов:
1 — бензольная колонна; 2 — толу-, ольная колонна; з — ксплольная колонна; 4 — кппятплышк; 5 — печь; о — конденсаторы-холодильники; 7 — емкости орошения.
Липни: I — сырье — экстракт; II — смесь неароматических углеводородов н бензола; III — бензол; IV — толуол;
V — ксилолы; V/ — ароматические углеводороды С8+высш
бензола (возвращаемого в сырье), а боковым погоном служит бензол высокой чистоты III. Остаток колонны 1 — смесь более тяжелых ароматических углеводородов направляется в толуольную колонну 2, где в виде ректификата отбирается толуол IV, а как остаток смесь ксилолов и высших ароматических углеводородов. Эта смесь подается в ксилольную колонну 3, где головным продуктом является смесь ксилолов V, а остатком — фракция VI (С8+Пь1сшие). В ректификационных колоннах имеется по 30—40 тарелок.
Значительно труднее разделяется смесь изомеров ксилола, так как они имеют близкие температуры кипения. Характеристика этих изомеров приведена ниже:
Температура-, °C
p:i°
^давления
кипения
о=Ксилол
. . . .0,880
-25,2
148,4
.и-Ксилол
. . . .0,864
-47.8
139,4
а-Кспло.т
. . . .0,861
+ 13,3
138,4
Этилбензол
. . . .0,867
—95,0
137,1
Разделение таких изомеров в промышленности осуществляется комбинированием процессов сверхчеткой ректификации (для выделения о-ксилола н этилбензола) и низкотемпературной кристаллизации (для выделения ?г-ксплола). В первой стадии для получения о-ксилола 98%-ной чистоты при кратности орошения 8:1 требуется
минимум 200 тарелок при отборе от потенциала 70%. Для этилбензола при кратности орошения 100 : 1 требуемое число тарелок зависит от величины отбора, от потенциала и чистоты изомера, что иллюстрируется следующими данными:
9090250200250200Отбор от потенциала, % . . . 607080
90
90
250
200
250
200
Требуемое число тарелок при чистоте.
99,9% 200210225
99,0% 153163175
В промышленности для выделения этилбензола 99,6 %-ной чистоты применяют колонные числом практических тарелок 350 при кратности орошения 100 : 1. Для размещения столь большого числа тарелок ректификационная колонна должна быть очень высокой, что может привести к нарушению горизонтальности тарелок из-за отклонения оси колонны от вертикали. Поэтому институтом «Гппронефтезаводы» предложено применять три последовательно соединенные колонны меньшей высоты вместо одной высокой,- В частности, для получения о-ксилола 98%-ной чистоты требуется двухколонная система собщим числом тарелок 230.
УСТАНОВКИ АЗЕОТРОПНОЙ II ЭКСТРАКТИВНОЙ -РЕКТИФИКАЦИИ
Выделение индивидуальных углеводородов из пх смесей ректификацией возможно, когда разделяемые компоненты различаются температурой кипения и не образуют азеотропной смеси.
Известны гомогенные азеотропные смеси с минимумом и максимумом температуры кппепия. Типичным гомогенным азеотропом с минимумом температуры кипения является смесь бензола и циклогексана (рис. 201), которая в точке, соответствующей содержанию бензола 51,5 мол. %, имеет постоянную температуру кипения 77,2° С. Ректификация в колонне с любым числом тарелок не приводит к разделению такой смеси на составляющие компоненты. В любом случае названный азеотроп выделяется как головной продукт, так как он кипит при минимальной- для дайной системы температуре. В остатке в зависимости от состава исходной смесп может быть получен бензол или циклогексан. '
Однако при добавлении третьего компонента, называемого разделяющим агентом, например этанола или фенола, характер разделения смеси может измениться. Этому же способствует понижение давления при ректификации. Так, полное разделение азеотропа этилового спирта и'воды наступает, когда перегонка ведется при остаточном давлении 70 мм рт. ст. Разделяющий агент подбирают с таким расчетом, чтобы он с одним из компонентов смеси образовал второй азеотроп, кипящий при ^рлее низкой температуре, чем исход-
Рпс. 201. Кривые равновесия жидкость — пар в системе бензол — циклогексан (давление 760 мм риг. ст.}.Рпс. 201. Кривые равновесия жидкость — пар в системе бензол — циклогексан (давление 760 мм риг. ст.}.Рпс. 202. Схема установки для выделения толуола азеотропной ректификацией :Рпс. 202. Схема установки для выделения толуола азеотропной ректификацией :нып. Разделяющий агент должен не вызывать коррозии аппаратуры, быть инертным но отношению к компонентам сырья, термически стойким, нетоксичным, недефицитным и обладать низкой теплотой испарения. Кроме того, он должен иметь температуру кипения на 10—40° С меньшую, чем углеводородная смесь. При рабочих температурах, существующих в колоннах, емкостях орошения и трубопроводах, разделяющий агент должен- растворяться в углеводородах. Регенерироваться он должен простыми и экономич-
Рпс. 201. Кривые равновесия жидкость — пар в системе бензол — циклогексан (давление 760 мм риг. ст.}.
Рпс. 201. Кривые равновесия жидкость — пар в системе бензол — циклогексан (давление 760 мм риг. ст.}.
Рпс. 202. Схема установки для выделения толуола азеотропной ректификацией :
Рпс. 202. Схема установки для выделения толуола азеотропной ректификацией :
ними методами, например экстракцией водой или другим дешевым растворителем.Рассмотрим процессы азео-ними методами, например экстракцией водой или другим дешевым растворителем.Рассмотрим процессы азео-колонна азеотропной ректификацир; 2— окстракционпая колонна для извлечения МЭК;
ними методами, например экстракцией водой или другим дешевым растворителем.
Рассмотрим процессы азео-
ними методами, например экстракцией водой или другим дешевым растворителем.
Рассмотрим процессы азео-
3 — колонна для регенерации МЭК.
Линии; I — сырье; II — смесь МЭК и неаро- матических углеводородов; III— пеаромати- ческпе углеводороды: IV — водны!! раствор МЭК; V — МЭК; VI — вода; VII—толуол.
тропной п экстрактивной рек
тификации, применяемые в промышленной практике для извлечения
ароматических углеводородов из их смесей с неароматическими.
Азеотропная ректификация отличается применением третьего компонента повышенной летучести, способного к образованию с одним нз компонентов исходной смеси второго азеотропа с более низкой температурой кипения, чем исходный. Для рассматриваемого
ниже примера промышленного извлечения толуола в качестве разделяющего агента принят водный раствор метплэтплкетоиа (МЭК). На такой установке чистота выделенного толуола достигает 99% и более. На других установках для тех же целен служит метанол. Технологическая схема процесса ректификации представлена на рис. 202. Для полного отделения толуола от неароматпческпх углеводородов в колонпу необходимо подавать в 2.8—3 раза больше МЭК, чем содержится, неароматпческпх углеводородов в исходной смеси. Содержание воды в МЭК пе превышает 10%. Основная его масса отводится с головным продуктом колонны 1 п экстрагируется водой в колонне 2. Из водного раствора МЭК легко извлекается обычной ректификацией. Получаемый сверху регенерационной колонны 3 МЭК содержит около 10% воды и является разделяющим
Рис. 203. Схема установки для разделеппя бензола п циклогексана экстрактивной ректификацией:Рис. 203. Схема установки для разделеппя бензола п циклогексана экстрактивной ректификацией:7 — колонна экстрактивной ректификации; 2 — колонна для регенерации фенола.Липпи: I — сырье — смесь бензола и циклогексана; II — фенол; III — смесь фенола и бензола; IV — циклогексан; V — бензол.7 — колонна экстрактивной ректификации; 2 — колонна для регенерации фенола.Липпи: I — сырье — смесь бензола и циклогексана; II — фенол; III — смесь фенола и бензола; IV — циклогексан; V — бензол.
Рис. 203. Схема установки для разделеппя бензола п циклогексана экстрактивной ректификацией:
Рис. 203. Схема установки для разделеппя бензола п циклогексана экстрактивной ректификацией:
7 — колонна экстрактивной ректификации; 2 — колонна для регенерации фенола.
Липпи: I — сырье — смесь бензола и циклогексана; II — фенол; III — смесь фенола и бензола; IV — циклогексан; V — бензол.
7 — колонна экстрактивной ректификации; 2 — колонна для регенерации фенола.
Липпи: I — сырье — смесь бензола и циклогексана; II — фенол; III — смесь фенола и бензола; IV — циклогексан; V — бензол.
агентом для смешения с толуольным концентратом 7II в колонне азеотропной ректификации 1. Выделившаяся в колонне 3 вода возвращается в процесс на экстракцию МЭК.
Азеотропная ректификация предпочтительнее для сырья, содержащего небольшое количество неароматических углеводородов.
Экстрактивная ректификация. В этом случае для разделения компонентов смеси применяют разделяющий агент менее летучий, чем компоненты сырья. В присутствии разделяющего агента изменяется летучесть компонентов сырья, что позволяет фракционировать смесь в колонне с умеренными числом тарелок и кратностью орошения. Типичная схема установки экстрактивной ректификации приведена на рис. 203. Она предназначена для разделения азеотропной смеси, состоящей из бензола и циклогексана, с использованием в качестве разделяющего агента фенола. Фенол термически устойчив, селективен и имеет сравнительно высокую температуру кипения (182,2° С). Сырье I вводится в среднюю часть колонны 1, а фенол II — на 4—5-ую тарелку (считая сверху). Колонна 1 орошается частью головного продукта IV, а внизу через кипятильник подводится тепло. В присутствии фенола летучесть неароматического углеводорода, в данном случае циклогексана, значительно возрастает по сравнению с летучестью- ароматического углеводорода (бензола), поэтому исходная смесь сравнительно легко разделяется на циклогексан IV — головной продукт и бензол в смеси с фенолом III, отводимый снизу колонны 1. Тарелки, расположенные выше
ввода фенола, предназначены для извлечения следов феиола из паров циклогексана.
Смесь III фенола и бензола, отбираемая снизу колонны 1, поступает на регенерацию фенола в колонну 2, где головным продуктом является бензол V, а остатком — регенерированный фенол, возвращаемый в процесс.■
ГЛАВА XIV
ПРИНЦИПЫ РАЗМЕЩЕНИЯ ОБОРУДОВАНИЯТРУБЧАТЫХ УСТАНОВОК. РАБОТА УСТАНОВОК
АВТ
РАЗМЕЩЕНИЕ АППАРАТОВНА ПЛОЩАДКЕ
Аппаратура и оборудование на площадке могут размещаться в зданиях, под навесами или под открытым небом. Современная техническая оснащенность установок позволяет обслуживающему персоналу следить за основными технологическими показателями процесса у щита контрольно-измерительных и регулирующих приборов, поэтому для размещения аппаратуры специальных зданий не требуется.
Практика работы нефтеперерабатывающих заводов показала, что при тщательной изоляции аппаратов и обвязывающих их трубопроводов тепловые потери относительно малы даже при суровом климате. Размещение большинства аппаратов на открытой площадке не нарушает нормального ведения технологического процесса и создает ряд удобств. В частности, облегчается выполнение требований техники безопасности и противопожарной профилактики, так как при неплотном соединении аппаратов и трубопроводов, находящихся внутри зданий, быстрее загазовывается помещение, что может вызвать взрыв или отравление, тогда как на открытом воздухе подобная опасность значительно меньше.
На основании этих соображений в зданиях или под навесами помещают лишь такие аппараты и оборудование,- условия эксплуатации которых ухудшаются под действием атмосферных осадков или внешней температуры. Сюда относятся некоторые насосы, компрессоры, контрольно-измерительные приборы и др. Основные же аппараты размещают на открытых площадках. В северных районах фронт трубчатых печей разрешается перекрывать зданием или навесом, так как за горением топлива необходимо периодическое наблюдение.
Производственные аппараты выгодно располагать так, чтобы длина соединяющих их трубопроводов была наименьшей. Помимо экономии места и материалов подобное расположение сокращает
Рис. 204. План расположения аппаратуры атмосферной трубчатой установки:
1 — щелочные и водяные емкости; 2 — вентиляционная, водяная насосная, анализаторная; 3 — помещение для счетчиков; •/ — щелочные и водяные отстойники; 5 — подземная дренажная емкость; 6— блок ректификационных колиии; 7— электрическая подстанция; 8 — концевые холодильники; 9 — теплообменная аппаратура; 10 — операторная; 11 — дымовая труба; 12 — огневые •нагреватели.
тепловые потери п облегчает регулирование технологического процесса. Однако слишком близкое расположение агрегатов неудобно для обслуживания, так как затрудняет доступ к задвижкам, люкам и опасно в пожарном отношении. Правильное расположение аппаратов достигается целесообразным сочетанием указанных (иногда взаимно противоречащих) требовании.
Рпс. 205. Макет устаповкп ЭЛОУ—АВТ-6.
В колоннах и других аппаратах с большим числом задвижек и люков по высоте, требующих частого осмотра, расстояние между ними должно быть не менее того, какое требуется для расположения маршевой лестницы с площадками.
Минимальные разрывы между аппаратами и сооружениями с учетом конкретной обстановки устанавливаются в каждом отдельном случае проектирующей организацией в соответствии с противопожарными техническими нормами ПТУСП-02-62 или по специальному согласованию с органами пожарной охраны.
На рис. 204 приведен примерный план расположения аппаратуры и оборудования атмосферной трубчатой установки. В табл. 40 приведены величины допустимых разрывов между аппаратами и строениями трубчатых установок. На рис. 205 изображен макет установки ЭЛОУ—АВТ-6. Установка разбита на блоки: ректификационной и теплообменной аппаратуры (7); огневых нагревателей — печей (2); холодильников (5); вентиляционной камеры п
анализаторной (4); защелачивания и водной промывки (5); операторной с электроподстанцией (6); блока концевых холодильников (7); водяной насосной (S); электродегидраторов (.9).
Таблица 40. Минимальные расстояния (в .и) между аппаратурой и сооружениями трубчатых установок
ОбъектыОбъекты34563456ГруппаГруппа
Объекты
Объекты
3
4
5
6
3
4
5
6
Группа
Группа
Трубчатые печи 5
Погоноразделптельная и сепарационная аппаратура (колонны, дегидраторы, емкости орошения, водоотделители) —
Топливные резервуары установки —
Здания технологического назначения (операторные, насосные) —
Воздушные конденсаторы и холодильники —
Теплообменники и конденсато- торы трубчатого типа, кипя- тпльнпкп —
ветствии с противопожарными техническими нормами ПТУ СП-02-62. Вся технологическая аппаратура, оборудование и насосы (кроме щелочных и водяных) расположены на открытых площадках. Площадь установки составляет 193 X 102 ль2, т. е. 2 га.
По противопожарным соображениям агрегаты располагают так, чтобы линия форсунок и иных огневых точек была обращена в противоположную сторону от пожаро- и взрывоопасных агрегатов неогневого действия. Однако когда, выполнить эти требования трудно, расстояние от форсунок до взрывоопасных агрегатов должно быть не менее 50 м. ■ •
При размещении производственных агрегатов в зданиях заботятся об удобстве их эксплуатации, стремясь максимально сократить длину трубопроводов, количество передаточных узлов и обеспечивая в то же время полную безопасность. Не рекомендуется располагать в одном помещении агрегаты, разные по пожарной опасности (например, бензиновые и мазутные насосы). В этом случае для всего корпуса приходится назначать противопожарные мероприятия (специальное освещение, взрывобезопасные моторы и пр.) по наиболее опасным агрегатам и тем самым удорожать строитель^ ство. Такие агрегаты лучше всего располагать на отдельных площадках, а при размещении в одном здании разделять их брандмауер- пыми стенами.
Аппараты, работающие под давлением, так же как помещения, в которых производятся операции с нефтепродуктами (бензиновые насосы, смесительные для бензина, дизельного топлива и др.), следует располагать в одноэтажных зданиях, ио ни в коем случае не в первом этаже многоэтажных зданий, так как при взрыве или пожаре может пострадать все здание.
Механические мастерские, электросварочные и другие помещения, в которых ведутся операции с применением огня или где возможно образование искр, следует размещать вдали от взрывоопасных аппаратов и агрегатов.
Здания, включающие разнородные производства, следует планировать таким образом, чтобы наиболее вредные и опасные в отношении пожаров и взрывов производства располагались в разных одноэтажных помещениях и отделялись от основного помещения кирпичной стеной.
Трубопроводы и манифольды внутри насосных укладываются в специальные лотки и сверху прикрываются стальными решетками. Сплошное перекрытие применять не рекомендуется, так как. оно затрудняет проветривание траншей и не позволяет наблюдать за состоянием трубопроводов.
Лотки внутри зданий, как правило, дренируются и оборудуются водяными стояками для периодической промывки водой. Трубопроводы, проходящие по территории установки, рекомендуется укладывать в земле за исключением тех, по которым прокачиваются
продукты, требующие специального обогрева или постоянного надзора. Такие трубопроводы укладываются в лотках. Паропроводы укладывают надземным способом на подвесках или на опорах.
ПУСК ТРУБЧАТЫХ УСТАНОВОК
Подготовка к пуску. Прием законченной строительством установки для эксплуатации осуществляется особой комиссией в составе работников строящей и эксплуатирующей организаций при обязательном участии представителей охраны труда, санитарного и технического надзора. К моменту пуска установки обслуживающий персонал должен хорошо знать технологическую схему установки, устройство и работу каждого аппарата и приборов контроля и автоматики. Пуску предшествуют гидравлические испытания (опрессовка) аппаратуры п просушка печен.
Просушка кладки печей ведется в течение двух- трех недель, в том числе 3—5 дней при помощи дровяных костров, разложенных на поду топочной камеры. Остальные дни просушка осуществляется сжиганием через центральные форсунки небольших количеств жидкого или газообразного топлива. Температура на перевале печей при этом медленно повышается со 120—150 до 400— 450° С. На протяжении всего периода просушки через трубы змеевика печи пропускается водяной пар, который отводится в атмосферу либо в ректификационную колонну для ее разогрева.
Опрессовка труб змеевика печи ведется вначале паром, а затем водой, закачиваемой скальчатым насосом. Дефекты труб и появившаяся в двойниках течь устраняются. Опрессовка считается законченной, когда давление, превышающее рабочее не менее чем в 1,5 раза, в течение 10—15 мин остается постоянным. Ректификационные колонны, емкости для орошения, водогрязеотделители разрешается испытывать сжатым воздухом с мыльной пеной при условии соблюдения существующих правил технадзора.
Исправность насосов определяется внешним осмотром и пробной прокачкой воды при заданной производительности и максимальном рабочем давлении.
Вакуумные колонны опрессовывают паром илп воздухом давлением не выше расчетного. Герметичность проверяют так: закрывают все задвижки, эжекторами (вакуум-насосами) создают в колонне разрежение немного ниже рабочего. По выключении вакуум-насоса (эжектора) давление в колонне не должно расти более чем на 12 ммрт. ст. за 1 ч. Аналогичному испытанию подвергается и остальная вакуумная аппаратура установки.
Опрессовка теплообменников производится вводом в межтрубное пространство воды или пара давлением в 1,5 раза выше рабочего. Крышка теплообменника при этом снимается,, что позволяет видеть,
какая из трубок пропускает. Дефектная трубка забивается с обеих сторон пробками, а затем заменяется.
Опрессовка труб змеевиковых холодильников производится путем нагнетания в этот змеевик воды под давлением 3—4 ат. Аппараты, работающие при повышенных температурах, опрессовывают водяным паром под давлением, приближающимся к эксплуатационному. Для этого через дренажные и пробные краны тщательно спускают воду, затем вводят водяной пар, а образующийся конденсат дренируют. При появлении паров воды в воздушнике прогрев считают законченным, аппарат отключают из системы и в него подают водяной пар, строго следя за тем, чтобы давление не превышало рабочее. Продержав в таком состоянии аппарат в течение 15—20 мин, при положительном исходе считают аппарат опрессованным, способным работать при заданной температуре.
Пробная циркуляция на воде. После проведения всех гидравлических испытаний проводят пробный пуск установки на воде . Этой операцией проверяется вся система, выявляются и устраняются дефекты в аппаратах, коммуникациях и трубопроводах. Циркуляция воды осуществляется по схеме: сырьевой насос — теплообменники — первая колонна — трубчатая печь — вторая колонна — вакуумная печь — вакуумная колонна — сырьевой насос. Во избежание попадания в систему взвешенных твердых: частиц на приемных патрубках насосов устанавливают предохранительные сетки. Водой заполняют также емкости для орошения, нижние емкости отпарных колонн и колонн вторичной перегонки и стабилизации. Включаются в работу и проверяются на воде все насосы по технологической схеме, в том числе насосы для циркуляционного орошения и откачки боковых погонов.
Пробная циркуляция на воде длится двое-трое суток. В это время проверяют и налаживают регуляторы уровней, регуляторы расхода и давления, производительность насосов и частично — работу приборов и автоматики. По окончании пробной циркуляции аппаратуру и оборудование тщательно освобождают от воды, а колонны и емкости, кроме того, через нижние люки — от шлама и окалины. С приемных патрубков насосов снимают предохранительные сетки и переходят на заполнение аппаратуры иопрессовку с и с т е м ы нефть ю.
Перед приемом нефтп па установку вызываются представители пожарной охраны и технической инспекции по охране труда. С их санкции нефть прокачивают через теплообменники в первую колонну. Через воздушники из аппаратуры выпускают воздух. По достижению заданного уровня жидкости в колонне последнюю отключают от теплообменников и сырьевым насосом в теплообменниках
создают давление, в 1,5 раза превышающее рабочее. Такое давление поддерживают в течение 10—15 мин.
При отсутствии течи включают печной насос и заполняют нефтью трубы змеевика печи; воздух из них вытесняется во вторую колонну. При заданном уровне жидкости во второй колонне ее отключают от печи и опрессовывают ее змеевик до давления 20 ат. Затем включают мазутный насос и заполняют змеевик второй печи до появления нефти в третьей колонне. Отключив последнюю от печи, опрессовывают змеевик вакуумной печи под давлением 10 ат. После этого включают гудронный насос и нефть прокачивают через теплообменники и холодильники на прием сырьевого насоса. Опрессовав последовательно теплообменники и холодильники под давлением, в 1,5 раза превышающим рабочее, подготавливаются к операциям по пуску установки на холодную и горячую циркуляции.
Холодная циркуляция. Она продолжается 12—18 ч и имеет целью выявить неисправности в работе насосов и контрольно-измерительных приборов. Одновременно ведется тщательный дренаж воды. Холодную циркуляцию осуществляют раздельно по атмосферной и вакуумной секциям либо по установке в целом. В последнем случае сырьевым насосом нефть прокачивают через всю теплообменную аппаратуру, отстойники и трубчатую печь в атмосферную колонну. Отсюда нефть вторым мазутным насосом прокачивается через вакуумную печь в вакуумную колонну. По достижении требуемого уровня в колонне нефть сырьевым насосом возвращается в атмосферную печь, оттуда в атмосферную колонну и т. д. Насосы регулируют так, чтобы уровни в колоннах были постоянными. Убедившись в исправности всего оборудования, приступают к горячей циркуляции.
Горячая циркуляция. До горячей циркуляции еще раз дренируют отстоявшуюся воду из всех аппаратов установки. Подают воду в конденсаторы и холодильники. Открывают шиберы в боровах, ведущих к дымовым трубам, продувают паром в течение 10— 15 мин топку атмосферной печи. Факелом зажигают форсунки этой печи, предварительно освободив топливопровод от воды и грязи. Нагрев сырья в атмосферной печи ведут со скоростью 10 град/ч до 100—130° С, после чего повышают скорость до 25—30 град/ч. Одновременно в пароперегреватель подают выхлопной пар насосов, выбрасывая перегретый пар в атмосферу. Прокачка нефти продолжается по схеме холодной циркуляции, как описано выше.
Когда температура сырья в атмосферной печи достигает 150° С, зажигают (после продувки топки паром) форсунки вакуумной печи и подают перегретый водяной пар в атмосферную колонну. Погоны направляют в резервуар для перебросов. Когда температура паров, отходящих из атмосферной колонны, достигает 110° С, включают орошение. Одновременно открывают перетоки боковых погонов в отпарные колонны. Дистилляты попрежнему направляют в емкость ■для перебросов. Регулируют количество вводимых в ректификацион-
ную колонну орошения и водяного пара так, чтобы качество ректификата соответствовало проектным показателям. Одновременно медленно налаживают качества боковых погонов. Шуровку вакуумной печи ведут так, чтобы температура мазута на выходе из нее была равна температуре сырья, выходящего из атмосферной печи. При циркуляции уровни жидкости в колоннах поддерживают постоянными. '
Во избежание сброса насосов периодически через пробные краники выпускают скопившиеся там газы. Включение эжекторов происходит по ступеням так, чтобы к моменту достижения нормального температурного режима вакуум отвечал заданному. Производительность установки при горячей циркуляции должна быть примерно на уровне 70% от проектной. Заданной проектом производительности установки достигают постепенно.
Переход на нормальную эксплуатацию. По достижении на выходе из печей температуры 270—280° С горячую циркуляцию прекращают, полумазут из вакуумной колонны переводят в холодильник гудрона, а сырьевой насос переключают на питание свежей нефтью. Температуру продукта на выходе из вакуумной печи постепенно повышают до 350—370° С. Одновременно включают барометрический конденсатор и систему эжекторов, в отпарные секции вакуумной колонны подают водяной пар и следят за изменением качества отходящих масляных дистиллятов. Никаких дистиллятов кроме солярового не отбирают, сбрасывая их в гудрон. Отбор этих дистиллятов начинают после того, как температура сырья на выходе из печи будет на 30—40° С ниже проектной. Орошение вакуумной колонны включают, когда температура наверху составит 200—220° С.
НОРМАЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ
Обслуживающий персонал трубчатых установок обязан строго придерживаться производственной инструкции и технологической карты. В инструкции говорится о мерах по устранению производственных неполадок и аварий, о нормальной эксплуатации, об остановке и пуске трубчатой установки после ремонта. В технологической карте указывается, в каких пределах следует держать температуру и давление в основных аппаратах установки, чтобы добиться получения продуктов требуемых качеств.
В качестве примера приводим технологическую карту вакуумной трубчатой установки при работе на бакинском сырье :
Избыточное давление, ат,па сырьевом насосе 9—9,5
водяного пара, вводимого в эжектор 9,5
охлаждающей воды 1,5
Остаточное давление наверху вакуумной колонны, мм рт.
ст 50
Температура, ° С мазута на выходе из печи 430—435
наверху вакуумной колонны ' 190—220
в отпарной секции вакуумной колонны 400—405
внизу вакуумной колонны 395—400
перетока дистиллятов солярового . . . . 230—235
веретенного .' . . . 240—250
машинного 270—280
легкого цилиндрового 315—325
тяжелого цилиндрового 370—390
. воды, выходящей из барометртгческого конденсатора40
Производительность сырьевого насоса устанавливается в соответствии с планом производства' и регулируется автоматически.
Отклонения от нормальной■ . работы
Отклонения от нормального режима обычно связаны с качеством подготовленного к переработке сырья, качеством выполненного ремонта аппаратуры и оборудования п квалификацией обслуживающего персонала. Рассмотрим ряд примеров отклонений, наблюдаемых при эксплуатации трубчатых установок.
Повышение давления на нагнетательной линии сырьевого насоса. Оно может явиться результатом поступления на переработку эмульгированной нефти п недостаточно полного отделения воды в водо- грязеотделителях. Эти нарушения устраняются более тщательными обезвоживанием и обессоливанием нефтей, улучшением отстоя и зачисткой отстойников от воды и грязн.
Падение температуры сырья на выходе из печи может произойти из-за недостаточного нагрева нефти в регенераторах тепла в силу их загрязненности, нарушения режима горения вследствие неравномерной подачи топлива или его обводненности, ухудшения тяги. Как показала практика передовых предприятий, чистка теплообменной аппаратуры строго по графику, применение свободного от воды и грязи топлива и тщательная регулировка процесса горения обеспечивают постоянный температурный режим печи.
Падение вакуума связано с плохой работой эжекционных аппаратов, нарушением герметичности аппаратуры и, как следствие, с повышенным засосом воздуха. Исправная работа эжектора обеспечивается постоянством давления и расхода водяного пара, а также стабильностью температуры и количества воды, поступающей в барометрический конденсатор. Практика заводов показала, что для нормальной работы эжектора необходимо, чтобы температура отходя-
щей из барометрического конденсатора воды была не выше 35° С. Понижение вакуума может-быть вызвано также неполным охлаждением пародистиллятов в барометрическом конденсаторе.
ЛАБОРАТОРНЫЙ КОНТРОЛЬИ РЕГУЛИРОВАНИЕ РЕЖИМА
Регулирование работы трубчатых установок по температурному режиму, давлению, уровню в колоннах, количествам подаваемых орошения, пара и воды должно быть увязано с заводскими нормами качеств нефтепродуктов, получаемых при перегонке нефти. На установке фракционный состав нефтепродуктов регулируется изменением количества орошения и расхода водяного пара. Увеличение количества орошения и сокращение расхода водяного пара облегчает фракционный состав продуктов и наоборот. Контроль за качеством нефтепродуктов осуществляется при помощи анализаторов качества на потоке, а также периодически в цеховой лаборатории.
Меры, принимаемые старшим оператором для регулирования технологического режима, проследим на конкретном примере. Пусть на атмосферной трубчатой установке, работающей по двухколонной схеме, при перегонке нефти из второй колонны должны быть получены пары бензина в качестве головного продукта, три боковых продукта — авиационный керосин, зимнее и компонент летнего дизельного топлива, отбираемые из соответствующих отпарных секций, и в качестве остатка — мазут. Допустим, что по данным лабораторных анализов бензиновая фракция, отбираемая сверху колонны, имеет следующий фракционный состав: температуры 50% и 90% отгона соответственно составляют 110 и 148° С, а конец кипения 168° С, тогда как межцеховыми нормами задано получать бензин с концом кипения не выше 160° С и температурой 90% отгона не более 145° С (температура 50% отгона не нормирована).
Одновременно оператор фиксирует свое внимание на качестве авиационного керосина, отбираемого из верхней отпарной секции, и отмечает, что этот продукт имеет следующий фракционный состав: начало кипения 148° С, 10% отгона соответствует температуре 163° С, 50% - 182° С, 90% - 210° С и конец кипения 230° С, что соответствует требованиям норм. Повышенное значение температур 90% отгона и конца кипения у бензина свидетельствует о том, что на верхних тарелках колонны четкость ректификации не обеспечивает необходимое качество ректификата, а утяжеленный фракционный состав бензина приводит к повышению температуры вверху колонны. Для обеспечения заданного качества бензина оператор корректирует режим: увеличивает количество орошеннщ-поступа- ющего наверх колонны, т. е. увеличивает кратность орошения, а следовательно, и четкость ректификации на верхних тарелках.
Через некоторый отрезок времени, достаточный для стабилизации режима, после изменений, осуществленных оператором, продукты вновь анализируются. При этом установлено, что фракционный состав бензина и авиационного керосина стал следующим: бензин — температура отгона 50% — 108° С, 90% отгона — 140° С, конец кипения — 158° С; керосин — начало кипения 145° С, 10% отгона — 160° С, 50% отгона — 181° С, 90% отгона — 210° С и конец кипения 230° С.
Из полученных данных следует, что скорректированный режим обеспечивает заданное качество бензина, фракционный состав керосина изменился незначительно (несколько возросло содержание легких фракций) и его свойства попрежнему соответствуют норме. При повышенном содержании легких фракций в керосине оператор несколько увеличивает расход водяного пара в отпарную секцию.
Рассмотрим еще один характерный пример для той же колонны. Из данных анализа получаемых продуктов следует, что компонент летнего дизельного топлива имеет конец кипения 347° С, а мазут содержит 18% фракций, выкипающих до 350° С, и имеет температуру вспышки 188° С, тогда как компонент летнего дизельного топлива по межцеховым нормам можно получать с концом кипения не выше 360° С. Данные анализа свидетельствуют о том, что можно утяжелить фракционный состав дизельного топлива и, следовательно, увеличить его отбор. Низкая температура вспышки мазута и повышенное содержание фракции до 350° С также свидетельствуют о наличии в мазуте фракции дизельного топлива.
Отмеченное может быть следствием нижеследующих отклонений от оптимального режима: недостаточно высокой температуры нагрева нефти в трубчатой печи; повышенным количеством флегмы (орошения) на тарелках, расположенных ниже точки отбора дизельного топлива в отпарную колонну; малым расходом водяного пара внизу колонны. Убедившись, что температура нефти на выходе из печи поддерживается на должном уровне и в соответствии с технологической картой, оператор увеличивает переток флегмы в отпарную колонну п этим сокращает количество орошения на нижерасположен- ных тарелках и увеличивает расход водяного пара внизу колонны. Эти изменения режима позволяют утяжелить фракционный состав мазута и дизельного топлива и увеличить отбор светлых нефтепродуктов.
РАБОТА С ПОЛУЧЕНИЕМ КОМПОНЕНТОВ
Практикой работы атмосферно-вакуумных установок показано, что во многих случаях непосредственно на установках целесообразно получать компоненты, последующим смешением которых в том или ином соотношении можно получать продукты, удовлетворяющие требованиям стандарта или межцеховых норм. Такой вариант работы отличается большей гибкостью, не требует частой смены-
режима работы установки при изменении требований к ассортименту получаемых продуктов и др.
Так, часто оказывается удобным получать дизельное топливо в виде двух компонентов — облегченного, удовлетворяющего требованиям по температуре застывания на зимний сорт, и утяжеленного, смешением которого с частью облегченного компонента можно получить летнее дизельное топливо. Ныне многие товарные нефтепродукты, включая и масла, производят смешением (компаундированием) отдельных фракций, получаемых с одной или нескольких установок. Составными частями (компонентами) моторных топлив стали продукты не только первичной переработки, ио и вторичных процессов: каталитического крекинга и риформинга, химической переработки углеводородных газов и др.
Так, бензины А, Б и В с октановым числом 100 (по моторному методу) готовят из следующих компонентов:
А
Б
В
Бензин прямой перегонки (о. ч.
30—40
G5—80), объемн. %. . . .
Бензин каталитического кре-
30-50
• —
книга и риформинга (о. ч. 76—82), объемн. %. . . .
40-60
30-40
Изопентан (о. ч. 90—95), объемн. %
Алкилат (о. ч.90—100),
10—15
10—15
10-15
объемн. %
40—60
30-40
30-40
Этиловая жидкость, мл!кг . .
Аптпокпслптель, г/кг . . . .
1,8
1,8
1,8
0,03
0,03
0,03
Практически для получения компонентов топлив на установках отбирают фракции, качество которых увязывают с характером сырья и конкретными возможностями погоиоразделительиой аппаратуры. Компоненты передают на смесительную базу товарного управления. По предварительным анализам составляют прописи для компаундирования. По ним компоненты автоматически смешивают с получением товарных продуктов, отвечающих нормам ГОСТ. .
Как показала практика нефтеперерабатывающих заводов, работа на получение компонентов создает широкую возможность маневрирования и получения высококачественных нефтепродуктов, ведет к наименьшим.отходам производства, к увеличению ресурсов товарных нефтепродуктов.
ОРГАНИЗАЦИЯ ТРУДА /
Обслуживающий персонал атмосферно-вакуумной трубчатой установки комплектуется из начальника установки или бригадира п четырех вахтенных бригад; каждая бригада состоит из старшего оператора, оператора и двух помощников оператора (насосчик и замерщик для мощных АВТ).
Начальник установки или бригадир отвечает за работу всех четырех вахт, за оборудование установки, за соблюдение технологического режима и качество продукции и за выполнение установленных правил технической и пожарной безопасности.
Старший оператор является техническим руководителем вахты. Он ведет и регулирует технологический процесс производства нефтепродуктов и отвечает за работу установки за время своей вахты, за качество продукции, за отбор ее от потенциала. Ои следит за режимом работы установки и своевременно устраняет возможные отклонения от заданных параметров, обеспечивая выполнение производственного плана, отвечает за сдачу установки его смене в полной исправности и с нормально установленным режимом. Весь обслуживающий установку персонал подчиняется старшему оператору и обязан выполнять все его распоряжения. Старший оператор следит за подчиненными ему работниками, требует от иих исполнительности, разъясняет им причины нарушений работы установки.
Оператор по печам наблюдает за состоянием топки, следит за правильным (а следовательно, и экономным) сгоранием топлива, за температурным режимом. В случае каких-либо ненормальностей оператор принимает меры к их устранению и немедленно сообщает об этом старшему оператору. На некоторых установках оператору поручают также наблюдение за состоянием грязеотстойника и чистотой всей установки.
Помощник оператора по насосам следит за работой насосов и связанных с ними контрольно-измерительных приборов, за уровнями в колоннах и вакуумных приемниках и .сигнализирует о необходимости изменения производительности насосов. Он следит за своевременной смазкой насосов, чистотой помещения и пр. О всех ненормальностях в работе насосов ои сообщает старшему оператору.
Замерщик отбирает пробы для анализов, следит за уровнями жидкости в приемных резервуарах, не допуская их переполнения, ведет перекачки, принимает сырье и сдает продукцию другим цехам.
В зависимости от сложности технологического процесса отдельные операции могут быть соединены. Так, на небольших установках объединяют работу оператора по печам с работой помощника оператора и др. - -
РЕМОНТ УСТАНОВКИ
По графику трубчатую установку останавливают на плановую чистку и' ремонт^ Для этого со скоростью 25—30 град/ч снижают температуру сырья па выходе из вакуумной печи, прекращают отбор боковых фракций и резко снижают вакуум. Остаток вакуумной колонны откачивают в емкость. Воду из холодильников спускают, а оставшийся в них и теплообменниках продукт выдувают паром через вакуумные бачки в запасную емкость. Последними выключают вакуумные аппараты и приборы, находящиеся под вакуумом. Когда
температура сырья на выходе из вакуумной печи упадет до 300° С, тушат форсунки и прекращают ввод воздуха в печь: далее понижают температуру в атмосферной печи со скоростью 30 граЭ]ч. При температуре 240° С переходят на циркуляцию нефти, при 200° С прекращают подачу топлива и воздуха в атмосферную печь, при 150° С прекращают подачу пара в колонну, а при 100—110° С прекращают циркуляцию сырья и выдувают содержимое труб печи в колонну и далее через холодильник в емкость. После 6—8-часовой продувки печен паром открывают люки в топке.
Различают три вида ремонта: текущий, средний и капитальный. Текущий ремонт проводится повседневно во время работы установки. Средний ремонт ведется по окончании цикла работ и длится 2—4 дня. Капитальный ремонт проводится периодически и продолжается более длительное время.
При среднем ремонте трубы' печей и теплообменных аппаратов очищают от отложений, притирают неисправные задвижки, набивают сальники на вентилях, просматривают поплавки регуляторов уровней, меняют карманы для термопар, чистят водяные холодильники от накипи, очищают пробки двойников и промазывают их графитовой мастикой и др.
При капитальном ремонте меняют или восстанавливают основную аппаратуру установки. Часто при капитальном ремонте совершенствуют технологическую схему процесса и реконструируют установку. Капитальный ремонт проводится по заранее разработанному графику. Объем работ и их длительность устанавливаются дефектной ведомостью. Материалом для составления этой ведомости служат записи в книге операторов, устные замечания и наблюдения механика. На основании этих записей составляют квартальный и годовой графики ремонта.
ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ . ПРОФИЛАКТИКА
Из-за легкой воспламеняемости нефти, а также способности ее паров образовывать с воздухом взрывчатые смеси нефтеперерабатывающие заводы относятся к предприятиям, весьма опасным в пожарном отношении. Пожары и взрывы наносят ущерб и иногда сопровождаются человеческими жертвами. Вредное влияние, оказываемое нефтепродуктами на органы человека при систематическом соприкосновении с ними или вдыхании их паров, может при несоблюдении должных мер предосторожности привести к профзаболеваниям и отравлениям. Анализ причин пожаров, взрывов и несчастных случаев на нефтеперерабатывающих заводах показывает, что в подавляющем большинстве они возникли из-за несоблюдения графика планово-предупредительного ремонта, из-за отклонений от технологиче-
ского режима, а зачастую из-за незнания или грубого нарушения правил техники безопасности.
Министерством нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР изданы Правила безопасной эксплуатации, нефтегазоперерабатывающих заводов. В них освещены как общие принципы техники безопасности, так и ее частные правила прп эксплуатации отдельных технологических установок, вспомогательных устройств и сооружений. Большое место в Правилах отводится вопросам техники безопасности при подготовке аппаратуры и оборудования к ремонтным работам и при проведении этих .работ. Весь инженерно-технический персонал предприятия, мастера, бригадиры и десятники обязаны соблюдать сами и требовать от подчиненных строжайшего выполнения действующих норм, правил и положений техники безопасности и нести за них полную ответственность. Знания рабочих и ИТР в области техники безопасности должны проверяться специальными комиссиями не реже одного раза в год. Лица, проявившие неудовлетворительное знание правил техники безопасности, не могут быть оставлены на выполняемой работе. '
Работа с сернистыми нефтями. Специфическими опасностями заводов, перерабатывающих высокосериистое сырье, являются выделение сероводорода и накопление пиросернистого железа, способного в определенных условиях самовозгораться. Плотность сероводорода по отношению к воздуху 1,19, поэтому он может скапливаться в низких местах — ямах, колодцах, тоннелях, ящиках конденсаторов, холодильниках и т. п. .
Правила техники безопасности обязывают иметь в производственных помещениях, где возможно выделение сероводорода, приточно-вытяжную вентиляцию. В случае временного прекращения работы вентиляции рабочие обязаны надеть противогазы, а при длительных, перебоях — удалиться из помещения. Пропуски газа или сернистого нефтепродукта через фланцевые соединения должны устраняться в противогазе и в присутствии дублера.
В сопровождении дублера и в исправном фильтрующем противогазе должны проводиться работы по обваловке резервуарных парков или отбору там проб, открытие кранов и задвижек у сырьевых емкостей. Работу в колодцах, приямках, емкостях следует проводить в шланговом’противогазе и также в присутствии дублера. На работающем должен быть предохранительный пояс с веревкой, свободный конец которой прочно закрепляется у места нахождения дублера. Веревка должна проходить у работающего под подмьпп- ками. При концентрации нефтяных паров более 6% и сероводорода более 2% следует пользоваться шланговым противогазом или кислородным прибором.
Запорные приспособления (задвижки, вентили) в приямках, подвалах, колодцах и т. п. должны иметь приводы, позволяющие рабочему проводить все операции с поверхности земли. Для преду-
преждения образования и самовоспламенения пирофорных осадков необходимо периодически и тщательно очищать внутренние поверхности емкостей от продуктов коррозии. Сброс газа на факел без зажигания не разрешается. Место выпуска газа должно быть согласовано с органами охраны труда и санитарного надзора. Все работники, занятые на переработке сернистых нефтей, должны быть инструктированы относительно правил оказания первой помощи при отравлениях, уметь делать искусственное дыхание, быстро вызывать врача из санпункта.
Работа в зимних условиях. Наибольшую опасность в зимних условиях представляют те места в трубопроводах, емкостях и аппаратуре, где по каким-либо причинам может скопиться вода, способная при замерзании вызвать разрывы и течи. Исключительно опасны также чугунные детали; переходы, лестницы п площадки на установках даже при небольшой корке льда могут быть причиной серьезной травмы. ■ '
По этой причине правила безопасной эксплуатации нефтегазоперерабатывающих заводов обязывают все мероприятия по отеплению производственных помещений п нефтезаводского оборудования выполнять до наступления зимы. Особенно тщательно надлежит отеплять контрольно-измерительные приборы с их коммуникационными линиями. Манометры, установленные на щпте в помещении, должны дублироваться манометрами, установленными непосредственно у аппаратов. Кроме того, должны быть хорошо утеплены стояки для слива воды, паропроводы, дренажные конденсационные линйи, спускные задвижки резервуаров и чугунные задвижки на продуктопроводах.
Во избежание скопления и замерзания воды все спускные линпп нужно возможно чаще прогревать. При морозах водяные стояки и спускные линии, где наблюдается большое скопление воды, должны быть приоткрыты и вода должна вытекать небольшой струей. Во избежание замерзания трубопроводов для вязких жидкостей перекачку их следует вести непрерывно. На случай остановки такие трубопроводы должны иметь присоединения для возможного заполнения их перед остановкой маловязким незастывающим нефтепродуктом. Для отогревания замерзших трубопроводов можно использовать только пар и горячую воду; применение открытого огня в таких случаях не допускается.
Площадка перед установкой и дороги должны быть очищены от снега и льда и посыпаны песком; на лестницах, площадках и переходах не должно быть сосулек. Все эти места также должны быть очищены от льда и посыпаны песком. Должны быть своевременно удалены сосульки и корки льда на оросительных холодильниках и на градирнях. Все поручни, перила, скобы и защитные приспособления, предохраняющие человека от паденпя, должны быть
в исправном состоянии.
Меры борьбы с загрязнением атмосферного воздуха. Этот вопрос приобретает все большее значение. Причиной тому — возрастающая доля переработки сернистых нефтей, сопровождаемой огромными выделениями сероводорода и продуктов сгорания в виде сернистого газа. Для борьбы с этими выделениями необходимы:
высокая степень герметизации всех узлов установок и завода в целом; светлые продукты хранят в резервуарах с плавающими крышами, а горячие продукты, например гудроны, —■ под подушкой инертного газа;
высокая степень рассеивания серосодержащих дымовых газов при помощи дымовых труб высотой более 150 м, применение высококачественных горелок, обеспечивающих бездымное горенпе всех видов топлив п факелов высотой не менее 75 м;
глубокое обессеривание как газообразных, так и жидких нефтепродуктов, применение процессов гидроочистки, а также отдувка сернистых органических соединений паром п их сжигание на факелах или в топках печей;
максимальное удаление технологических установок, отличающихся большим выделением серосодержащих газов, от мест наибольшего сосредоточения технического персонала завода.
Меры борьбы с загрязнением естественных водоемов. Если раньше устранение утечек и улавливание нефтепродуктов из сточных вод рассматривалось как чисто экономическое мероприятие, то теперь это делается по требованию органов санитарного надзора. Требования эти весьма жестки (менее 10 мг на 1 л чистой воды).
Мероприятиями по борьбе с загрязнением естественных водоемов за последнее время на установках АВТ явились применение конденсаторов и холодильников воздушного охлаждения, замена барометрических конденсаторов смешения на поверхностные конденсаторы.
Очистка и дезодорирование сточных вод с удалением сероводорода, меркаптанов и аммиака ведется путем продувки сточных вод паром, либо окислением этих веществ воздухом до образования соединений, не имеющих запаха.
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗА ТЕЛЬ
Аббе рефрактометр 99, 100 Авиационные бензины 126 масла 13, 136
АВТ и вторичная перегонка бензина 314 сл.
Автомобильные бензины 126 с л. масла 137
Автотракторные масла 13
Адсорбционная осушка газов 160
Азеотропная ректификация 205 сл., 322, 326, 327
Азот в нефти 30
Азотистые соедпненпя 30 Алюмосиликаты 12 Аминокислоты 30 Аммонийные соли 30 Антидетонаторы 101 сл. Аитпдетонацпонные свойства 101 сл. Антистатические присадки 93 Антрацен 26 Ареометр 37 АРН-2 аппарат 116, 117
Ароматические углеводороды 26 сл., 34, 325
ASTM кривая 230
ASTM номограмма 59, 60
Асфальтены 32 сл.
Асфальтогеповые кислоты 32 сл.
Асфальто-смолистые вещества 31
Атмосферно-вакуумные установки
297 сл., 305 сл.
Атмосферные колоппы 211 установки 297 сл.
Бакланова метод 293
Барометрический конденсатор 246
Белые масла 142
Бензины
авиационные 126 автомобильные 126 сл.
азотистые соединения 30
аптпдетоцацпоппые свойства 29
' выиосптелп свинца 102
высокооктановые добавки 135, 136 газовый 18
«Галоша» (БР-1) 135
детонационная стойкость 101 сл., 103 сл., 106
детонация 101
октановое число 102 сл., 341 поверхностное натяжение 91 растворптелп 135 сл.
сортность 107, 108
состав 25, 26, 341 теплопроводность 77 уайт-спирит 135 чувствительность 106 Бензол 26 сл.
Бензпиррол 30
Вентури, тарелки 217
Верля тела 211
Беспламеппая панельная горелка 277
Беспламенного горения печи 275, 276, 277
Бптумы 30, 143 сл., 304 сл.
глубина пронпкаппя иглы 85
когезия 86
растяжимость 86
твердость 85
температура размягчения 85
Богданова аппарат 115, 116
Борьба с потерями легких фракций 188 сл.
Брега и Льюиса график 234, 236
БР-1 («Галоша») бензин 135
Бурение 17 ел.
Бустер 248
Вазелины 142, 143
Вакуум-насосы 245
Вакуумная перегонка 115 сл.
Вакуумные
колонны 211, 244 сл., 302 сл.,' 310 сл., 320
установки 297, 302.сл., 310 сл., 320-
Вакуумсоздающая аппаратура 245 сл.
Вальтера формула 52 Ван-Виккля метод 229 сл. Ван-дер-Ваальса уравнение 43 Вертикальные печи 247 Веста тарелки 246 сл.
Виды орошения в колонне 223 сл.
Виноградова номограмма 54, 56 Вискозиметры 61 сл.
Воздушные конденсаторы п холодильники 261 сл.
Воинова формула 38, 71
Волнистые тарелкп 215
Воспламеняемость дизельных топлив 108 сл. .
Вращательное бурение 18
Вредные примеси в нефтях 176 сл.
Вспомогательные узлы и деталп колонны 238 сл.
Вторичная перегонка 322, 323
Вторичная переработка нефти 198 Выделение серы 162 сл.
толуола 327
Выносите ли свипца 102
Высокооктановые добавки 135, 136
Вязкостпо-весовая копстаита 54 Вязкость 50 сл.
динамическая 50 сл.
Вязкость
зависимость от давления 57 сл.
зависимость от температуры 51 сл."
кинематическая 50, 51
приборы для определения 61 сл. смесей 59 сл.
условная 50, 51
Газовый бензин 18 сл., 170 сл. Газотурбинные
двигатели 13
топлива 132 сл.
установки 132 сл.
Газы
водная промывка 162
выделение серы 162 сл.
добыча 18 сл..
жирные 22
закачка в . пласт 19.
извлечение гелия 172, 173 компрессионный метод 163 сл. критические параметры 43 сл. осушка 156 сл.
отбензинивание, см. Отбензинивание газов
очпстка от прпмесеп 154 сл., 161 сл.
переработка 153 сл., 163 сл.
плотность 35 сл.
попутпые 22
природные 22
состав 22
стабилизации 153
сухие 22
фактор сжимаемости 47 фугитивность 48.
хранение и транспортирование -173 сл.
энтальпия 71
«Галоша» (БР-1) бензин 135
Гелий 172, 173
Гепплера впскозиметр 61 .
71-Гептап 102, 104.
Гесса закон 78
Гидравлические масла 141
Гпдратообразование 89
Гидроочистка 198
Гильдебрандта функция 68, 69 Глубина проникания иглы 85 Горного бюро США классификация нефтей 122
Горячая
струя 226, 309 ■ циркуляция 336 Горячее орошение 223 сл. ГрозНИИ
аппарат 117
классификация нефтей 122 Губкина теория происхождения
пефтп 17
Гудрон 296, 298, 302 сл., 306, 307, 311, 312 сл., 315, 320
Гурвича вискозиметр 61
Давление
в колонне 233 сл.
насыщенных паров 41 сл.
Дальтона, закон 233 Двигатели
газотурбинные 13 дизельные 13, 131 карбюраторные 13 коррозия 29 турбовинтовые 13 турбореактивные 13, 129
Двойнпкп печные 290
Двухкамерные печи 274 сл., 278 Двухкратное пспареппе пефтп 298 сл. Двухствольное бурение 18 Депарафинизация 12 Депрессорные присадки 83 Детали трубчатых печей 289 сл. Детонационная стойкость бензинов 101 сл., 103 сл., 106
Детонация в двигателях 101 сл. Дефлегматоры ИЗ Деэмульгаторы 181 сл.
Диаметр колонпы 236 сл. Дизельные
двигатели 13, 131
масла 137, 138
Дизельные топлива 111, 131 сл. воспламеняемость 108 сл. дпзе'льный индекс 111 цетановое число 108
Дина и Девиса формула 53
Динамическая вязкость 50, 51
Дисковые клапаны 219 сл.
Дисперсия нефтепродуктов 98 Дистилляты бензиновые 324 газойлевый 305 сл., 312 сл. масляные 295, 298, 302 сл., 306, 307, 309, 311, 315 топливные 297, 298, 300, 301, 309, 315, 317 сл., 320
Дистилляция нефтепродуктов 118 сл.
Дисульфиды 28
Диэлектрическая проницаемость 93, 94
Диэлектрическая прочностЕ" 93, 94 Добыча газа 18 сл.
Дьюара сосуд 114
Дыхание резервуаров большое 189, 190 малое 189, 192
Дышащие баллоны 191 крыши 193
Жирные газы 22
Жукова метод 84
Загрязнение атмосферы 346 водоемов 346
Залозецкого способ 88
Змеевиковые теплообменники 254
Идеальные тарелки 213
Изооктап 102, 104
Индекс вязкости масел 53
Индол 30
Индустриальные масла 137, 138
Инжекционные тарелки 220
Инталлокса тела 211 Испаряющий агент 203 сл.
Казанского аппарат 117
Калориметры 76
Карбазол 30
Карбены 32
Карбоиды 32
Карбюраторные двигатели 13
Каскадные тарелки 217
Каталитический
крекинг 198
риформинг 25, 198
Керосин осветительный 11, 135
Кинематическая вязкость 50, 51
Кислородные соединения в нефти 31 сл.
Кистяковского формула 67
Клапанные тарелки 218 сл.
Клапейрона—-Клаузиусауравне
ние 73
Клапейрона уравнение 40
Классификация
масел 136
нефтей 121 сл.
нефтепродуктов 125 сл.
ректификационных колонп 209 сл.
тарелок 212 сл.
теплообменных аппаратов 254 сл.
трубчатых печей 274 сл.
трубчатых установок 296
Клауса процесс 162
Кляйзена колба 115
Когезия битумов 86
Кожухотрубчатые теплообменники 255 сл.
Кокс нефтяной 14, 145
Кокса график 41 сл., 229
Колонны
абсорберы 158, 162, 165, 310 сл., 315
адсорберы 160, 168
десорберы 158, 162
контроль за работой 251 сл.
отпарные 165, 243 сл., 298 сл.,
306 сл., 315 сл., 324
размеры 234 сл.
ректификационные, см. Ректификационные колонны
Колоппы стабилизационные 194, 310
Колориметр КН-51 96
Колпачки 215 сл.
Колпачковые тарелки 212 сл.
Кольца и шара метод 84 сл.
Комбинированные установки перегонки нефти 309 сл.
Компепсаторы теплового расшпрепия
265, 266
Компрессорные масла 139, 140
Конденсаторы воздушного охлаждения 261 сл. наружные 259, 260 оросительные 260, 261 смешения 263
Контроль за работой колони 251 сл.
Коррозия аппаратуры 176, 177
Котельные топлива 133 сл.
Коха тарелки 217
Крекинг термический 13
Кривые НТК 202
Кривые ОМ 202, 227 сл.
Критические параметры газов 43 сл.
Крэга
уравнение 63
формула 39
Ксилолы 26 сл.
Кубовая батарея 11, 294
Кубы периодического действия 11
Кустовое бурение 18
Лабораторный контроль за работой установок 339 сл.
Летучесть 47 сл.
Ломоносова теория происхождения пефтп 17
Лэнгмюра
теория 158
уравнение 118
Лэнгуэйта тарелкп 220
Мазут 13 сл., 294, 302 сл., 306,
308, 312 сл., 315, 320
Мак-Кабе п Тили метод 234
Малакометрпческпе свойства 84 сл.
Макстона формула 58
Масла
авцацпоппые 13, 130 автомобильные 137 автотракторные 13 белые 142
вязкостно-весовая константа 54 вязкость 50 сл.
дизельные 137, 138
для гидравлических систем 141 изоляционные свойства 95 индекс вязкости 53 индустриальные 137, 138 классификация 136 компрессорные 139, 140 нефтяные 136 сл. - осевые 139, 140
. поверхностное натяжение 91
подвижность 59
пробивное напряжение 94 трансмиссионные 139, 140 турбинные 139 цилиндровые 138, 139 электроизоляционные 140, 141
Материальный баланс колонны 222 сл.
Мелъполъда и Хидингтона график 236
Менделеева формула 35, 75
Меркаптаны 28
а-Метилнафталпн 108
Многокамерные печи 278, 279
Многократное испарение нефти 201 сл.
Молекулярный вес 38 сл.
Молина — Гурвича вискозпгрймма 59, 61
Моторные топлива 13, 29
Найлон 25
Насадочные колонны 211 сл.
HATH аппарат 49
Нафталин 26
Нафтеновые кислоты 31
Нафтеновые углеводороды 24 сл.
Нейтральные смолы 32
Нельсона
график 237
метод 228
Непредельные углеводороды в нефти 24
Непрерывная ректификация 210
Неуглеводородпые соединения в нефти 27 сл.
Нефтепродукты
анализ кольцевой 99
дисперсия оптическая 98
классификация 125 сл., 135 сл., 142 сл.
оптические свойства 95 сл., 100 поверхностное натяжение 90 сл. показатель преломления 97 сл. растворимость 88 сл.
рефракция 99
срок службы 24
товарная характеристика 125 сл. фракционный состав ГП сл. электрические свойства 93 сл. энтальпия 69 сл.
Нефть
азеотропная ректификация 205 сл.
азотистые соединения 30
борьба с потерями легких фракций 188 сл.
бурение скважин 17 сл.
вредные примеси 176, 177 высокосмолистая 13 вязкость 50 сл.
давление насыщенных паров 41 сл.
добыча 12 сл. ,
запасы 14
испарение 119, 199, 200, 201 сл.
как сырье для переработки 21 сл. кислородные соедппенпя 31 сл. классификация 121 сл.
кривые разгонки 147, 148 летучесть 47 сл.
малакометрдческно свойства 84 сл.
материальный баланс перегонки 149
Нефть
методы переработки 198 сл.
миграция 92
многократное испарение 201 сл. молекулярная дистилляция 119 молекулярный вес 38 сл.
мощности переработки 151 сл. направления переработки 151 сл. неуглеводородные соедппеипя 27 сл.
обезвоживание и обессоливание 177 сл.
однократное пспареппе 119 сл., 199, 200, 227 сл., 297
оптические свойства 96 сл., 100 отстапванне 20
парафинистая 13
первичная переработка 153 сл., 198 сл.
перегонка, см. Перегонка нефти переработка 13 сл., 176 сл., 198 сл.
пиролиз 12, 198 плотность 34 сл.
поверхпостиое натяжение 90 сл. подготовка к переработке 176 сл. показатель преломления 97 сл. постепепное пспареппе 201 сл. потребленпе 15 сл.
производственно-проектная^ оценка 147 сл.
происхождение 17 сл.
прямая перегонка 13
районы добычи 14
растворимость и растворяющая способность 86 сл.
сернистая 13, 344
сернистые соеднненпя 27 сл.
соленость 177
сортировка 196, 197 состав 21 сл.
стабилпзацпя 20, 153 сл., 188 сл., 194 сл.
температура воспламененпя 82 вспышки 79 сл.
Нефть
температура
застывания и плавления 82 сл. тепловые свойства 62 сл. теплоемкость 62 сл., 64 сл. теплопроводность 76 сл. теплота
пспарепия 66 сл.
плавленпя 73 сл.
реакции, растворения, адсорбции и смачивания 78 сл.
сублимации 73 сл.
транспортирование 17 сл.
удельный объем 34
физико-химические свойства
34 сл.
фильтрование 180
фракционный состав 111 сл.
характеризующий фактор 38 сл. химическая природа 21 сл.
центрифугирование 180 эксплуатация скважин 18 сл. экстрактивная ректификация
205 сл.
электрические свойства 93 сл. Нефтяной кокс 145
Нефтяные
битумы 143 сл.
газы 14
масла 136 сл.
Низкотемпературная конденсация газов 163, 169
Номограмма ASTM 59, 60
Нормальная эксплуатация установок 337 сл.
Обезвоживание и обессоливание нефти 177 сл.
Обрядчикова и Смидович метод 228 Однократное испарение нефти 119, 120, 199, 200, 297
Октаповое число бензппов 102 сл., 341
Опрессовка труб 334
Оптические свойства 95 сл., 100 Организация труда на установках 341 с л.
Органические кислоты и их соли 144, 145
Оросительные конденсаторы и холодильники 260, 261
Орошение 203, 223 ел.
горячее 223
холодное 224
циркуляционное 224 сл.
Осветительные керосины 135
Осевые масла 139, 140
ОствалъЭа — Пинкевича впскозп-
* метр 61
Осушка газов 156 сл.
Отбензинивание газов абсорбционное 165 сл. адсорбционное 166 сл. низкотемпературное 169 сл.
Отбойные устройства 240
Отбор и подвод жидкости в колонне 239
Отпарные колонны 165, 243 сл.,'
298 сл., 306 сл., 315 сл., 324
Очистка нефтепродуктов 12
ПАВ — деэмульгаторы 181 сл.
Паля кольца 211
Панченкова формула 51
Парафиновые углеводороды 22 сл.
Парафппы 23 сл., 74, 142, 143
Парахор 93
Пародпстиллятные теплообменники
258, 259
Пенный аппарат 156
Первичная
перегонка нефтей н мазутов 294
переработка пефти 198 сл.
Перегонка нефти
вакуумная 11, 12, 115 сл., 205, 303, 307, 308, 310, 312, 315, 320
в токе водяного пара 11, 12
. до гудрона 298
до полугудропа 299
материальный баланс 149
принципиальная схема 202
прямая 13
23 Заказ 1000
Перегонка нефти
с двукратным испарением 301 с дефлегмацией ИЗ сернистой 306
с испарителем 300
с пспаряющим агентом -203 сл.
с многократным испарением 201 сл.
с однократным испарением 112, ИЗ, 199, 200
с отбепзинпвающеп колонной 301
с постепенным испарением 112, ИЗ, 201 сл.
с ректификацией ИЗ
среднетемпературная 115 сл.
Передача тепла в печи 286, 287 Переработка нефти И, 25, 176 сл., 198 сл.
Периодическая ректификация 210 Печи трубчатые 273 сл.
боспламеппого горенпя 275, 276, 277
двойники 290
двухкамерные 274 сл., 278
двухстороннего облучения 276 детали 289 сл.
классификация 274 сл.
многокамерные 278, 279 передача тепла 286, 287 потеря напора 292 сл. расход топлива 285 сл.
с наклонными сводами 278
с объемно-настильным пламепем 275
с панельными горелкамп 276
с пылевидным топливом 279 температурный режим 280 сл. тепловая нагрузка 284 сл. тепловой баланс 283 сл.
тепловые параметры 286 сл.
теплонапряженность 286 технологические показатели 288, *289
эксплуатация 291 сл.
Пикнометр 37
Пинкевича формула 54 ■
Пиперидин 30
Пирпдпп 30;
Пиробензол 136
Пироппз пефтп 12, 198
Пиррол 30
Пирумова метод 228
Плавающие крыши 193 сл.
Пластинчатые клапаны 218 сл.
Пластичные смазки 146
Плотность газов 36 методы определения 37 нефти 34 сл.
Поверхностно-активные добавки 91 сл.
Поверхностное натяжеипо 90 сл.
Поверхностные теплообменники 254 сл.
Погружные конденсаторы и холо- дпльппкп 259, 260
Подвод тепла вниз колонны 225 сл. Подогреватели с паровым пространством 258
Показатель преломления 97 сл.
Полугудрон 299, 308
Попутные газы 22
Порфирины 30
Постепенное пспареппе нефти 201 сл.
Потеря напора в печах 292 сл.
Пределы взрываемости углеводородов 80, 81
Природный газ 22
Присадки антидетонаторы 101 сл. антистатические 93 депрессорные 83 тетраметплсвинец 101 тетраэтилсвинец (ТЭС) 101
Пробная циркуляция 335 Провальные тарелки 214 сл. Происхождение нефти 17 сл. Промышленные установки первичной перегонки нефти и мазутов 294 сл.
Простые колонны 210
Просушка печей 334
Пулъриха рефрактометр 100
Пуск трубчатых установок 334 сл.
Размеры колонны 234 сл.
Размещенпе аппаратов на площадке 329 сл.
Распределение флегмы 238, 239
Растворимость п растворяющая способность углеводородов 86 сл. Растворители 135 с л.
Растяжимость битумов 86
Расход
водяного пара 233 сл.
топлива в печи 285 сл.
Расчеты
большого дыхания резервуара 189 с л.
высоты некоптящего пламени 135 вязкости нефтепродуктов 51 сл., 57, 59
горячего орошенпя 223
давления насыщенных паров
42 сл., 191
диаметра колонны 236 сл.
коэффициента очисткп газов 154 критических параметров газов 43 летучести 48, 206
материального баланса колонны 222
материального баланса перегонки нефти 148 сл.
.молекулярного веса нефтепродуктов 39 сл.
октанового числа бензинов 105, 106
перегонки с многократным пспа- ренисм 201 сл.
перепада давления па тарелке 213
плотности нефтепродуктов 35 сл. пределов взрываемости 80 сл.
• расхода водяного пара 233 сл. содержания ароматических углеводородов 98
температурного режима колонны 227 сл.
Расчеты
температурного реяшма печи 281 сл.
температуры застывания нефтепродуктов 83
теплового баланса колонны 223 теплового баланса печп 283 сл. тепловых параметров печп 286 сл. тепловых свойств нефтепродуктов 62 сл.
теплообменных аппаратов 266 сл., 271
фактора сжимаемости 47
холодного орошения 224
цетанового числа дизельных топлив ПО, 111
циркуляционного орошения 224, ' 226■
числа тарелок 234, 235
Рауля и Дальтона закон 43, 48, 206
Рашига кольца 211
Реактпвпые топлива 77, 128 сл.
Регенерация тепла в теплообменниках 270
Регулпроваппе режима установок 339 сл.
Редвуда вискозиметр 51 Рейда бомба 49 сл.
Ректнфпкацпоппые колоппы 170 сл., 195, 202, 209 сл., 297 сл., 320, 324, 327 сл., 330 сл.
атмосферные 211
вакуумные 211, 244 сл.
ввод сырья п водяного пара 238, 239•
впды орошения 223 сл.
вспомогательные узлы п детали 238 сл.
выбор тарелок 221 сл.
высокого давления 211'
горячее орошеппе 223 сл.
давление 233 сл.
диаметр 236 сл.
контроль за работой 251 сл.
с инжекционными тарелками 220 с каскадными тарелками 217 23*
Ректификационные колонны ■ с клапанными тарелкамп 218 сл. с колпачковыми тарелкамп 212 сл., 215 сл. .
материальный баланс 222 сл. насадочные 211 сл.
непрерывного действия 209, 210 основные размеры 235 сл.
отбойные устройства 240 отбор п подвод жидкости 239 периодического действия 209 подвод тепла 225 сл.
простые 210
размеры 234 сл.
расход водяного пара 233 сл. расчет 222 сл., 226 сл., 233 сл. роторные 220 сл.
с решетчатыми тарелкамп 214 сл. с ситчатыми тарелкамп 213 сл. сложные 210, 241 сл.
с тарелкамп Вентури 217 сл.
с тарелкамп Веста 216 сл.
с тарелкамп Лэигуэйта 220 тарелки, см. Тарелки ректификационные'
тарельчатые 211, 212 сл. температурный режим 226 сл. тепловой баланс 223 сл. теплоизоляция 240 сл.
техника безопасности при экс- плуатацип 252
холодное орошеппе 224 циркуляционное орошеппе 224 сл. число тарелок 234 сл.
Ректификация 113 сл.
азеотропная 225 сл., 322, 326, 327 многокомпонентных смесей 241 сл. непрерывная 209, 210 низкотемпературная 114 периодическая 209, 210 средиетемпературиая 115 сл. уводитель 207 экстрактивная • 205 ей., 207
Ремонт установок 342 Рефрактометры 99 сл.
Рефракция 99
Роторное бурение 18 Роторные колонны 211, 220 ел.
Сажа 145, 146
Саудерса и Брауна формула 237
Сейболта вискозиметр 51 СеяениЭо номограмма 52 Сернистые нефти 13, 27 сл., 344 Сероводород 28
Система глубокого вакуума 313 Ситчатые тарелки 213 сл.
Скобла график 150
Скрубберы 156, 254, 263 Сложные колонны 210, 241 сл. Смазки пластичные 146 S-образные колпачки 215, 216 «Советские трубчатки» 299 Сортировка нефтей 196, 197 Сортность бензппов 107, 108 Состав бензинов 341 газов 22 нефти 21 сл.
Стабилизация нефтп 194 сл.
Стабильность моторных топлив 29 Стокса закон-179 Стокса уравнение 155 Стрпппингп 243 сл.
Сульфиды 28
Сухие газы 22
Тангенс угла диэлектрических потерь 93, 95
Тарелки ректификационные Вентури 217 сл.
Веста 216 сл. волнистые 215 выбор 221 сл. идеальные ,213 инжекторные 220 каскадные 217 клапанные 218 сл. колпачковые 212 сл., 215 сл. Лэнгуэйта 220 показатели работы 222 провального типа 214 сл.
Тарелки ректификационные распределение флегмы 238, 239 решетчатые 214 сл. роторные 211, 220 с дисковыми клапанами 219 сл. ситчатые 213 сл. с пластинчатыми клапанами 218 сл.
Тарельчатые колонны 211, 212 сл. Твердость битумов 85 Температура вспышки, 79 сл.
застывания и плавления 82 сл.
Температурный режим колонны 226 сл. печи 280 сл.
Теоретическая тарелка 213
Тепловая нагрузка печи 284 сл.
Тепловой баланс колонны 223 сл. пени 283 сл.
Тепловые параметры печи 286 сл.
Тепловые свойства нефтп 62 сл. Теплоемкость
газов и паров 64 сл. нефтепродуктов 62 сл. смесей 66 сл.
Теплоизоляция колбпн 240 сл.
Теплонапряженность печи 286 Теплопосптелп 253
Теплообменные аппараты 253 сл. воздушного охлаждения 261 сл. выбор 269 сл. детали 263 сл. змеевиковые 254 классификация 254 сл. кожухотрубчатые 255 сл. компенсаторы 266 копдепсаторы и холодильники 259 сл.
крепление п размещение трубой 265 сл.
оросптельпые 260, 261'-
пародистпллятиыо 258, 259 перегородки 264 поверхностные 254 сл.
Теплообменные аппараты погружные 259, 260 потеря напора 268 сл. • расчет 266 сл..
регенерация тепла 270 смешения 254, 263 с неподвижными решетками 255, 266
с паровым пространством 258 с плавающей головкой 257 средняя разность температур 267", 268
схемы теплообмена 267
с U-образпымп трубками 256 теплоносптелп 253 «труба в трубе» 255 эксплуатация 271 сл.
Теплопроводность нефтепродуктов 76 сл.
Теплота
испарения нефтепродуктов 66 сл. плавления нефтепродуктов 73 сл. реакции, растворения, адсорбции и смачивания 78 сл.
сгорания нефтепродуктов 75 сл. сублимации нефтепродуктов 73 сл.
Тет р а мети лсвниец 101 Тетраэтилсвинец (ТЭС) 29, 101 сл. Техника безопасностп
на установках 343 сл.
при эксплуатации колони 252
Технологическая классификация нефтей 123 сл.
Технологические показатели печей 288, 289
Технологические схемы абсорбционного отбензпнпвания газов 165
АВТ — вторичная перегонка беп- зина 315
адсорбционного отбензинивания газов 168
адсорбционной осушкп газов 160
азеотропной ректификации 327
Технологические схемы '
АТ — вторпчпая перегонка бензина 317.
вторичной перегонки бензина 324
выделения толуола 327
дегазацпп нефти 194, 195
компрессионной установки 164
непрерывной ректификации 210
низкотемпературной конденсации
газов 170'
низкотемпературной ректификации 170
осушкп газов гликолями 158
очистки газов растворами этанол- амина и этиленгликоля 162
перегонки мазута 303
перегопкп нефти 202, 298, 299,
300, 301, 306
перподпческой ректификации 210
разделения ароматических углеводородов 325
разделения бензола и циклогексана 328
рейтпфикацпп многокомпонентных смесей 242
стабилизации бензина 171
термохимического деэмульгирования нефти 181
трехступенчатой АВТ 307
четырехступенчатой ‘АВТ 308
экстрактивной ректификации 328
электрообезвожпвающей установки 183
ЭЛОУ — АВТ 310, 312
ЭЛОУ — АВТ — вторичная перегонка бензпна 320
ЭЛОУ с горизонтальными элек- тродегпдраторамп 186
Тпофаны 28
Тиофены 28
Толуол 26 сл.
Топлива 125 сл.
авиационные бензины 126
автомобпльпые бензпиы 126
газотурбинные 132 сл.
дизельные 131 сл.
Топлива классификация 125 котельные 133 ел. моторные 13 реактивные 128 ел. температура воспламененпя 82 теплота сгорания 75 сл. тракторные карбюраторные 128
Топливно-энергетпческпй баланс 15 сл.
Трансмиссионные масла 139, 140 Транспортирование пефтп 17, 20 Трегубом метод 227
«Труба в трубе» теплообменники 255 Трубчатые установки
АВТ и вторичной перегонки бензина 314 сл.
азеотропной ректпфпкацпп 322, 326, 327
атмосферно-вакуумные 297 сл., 305 сл. '
атмосферные 297 сл. вакуумные 297 сл., 302 сл.
вторичной перегонкп 322, 323 " горячая циркуляция 336 двухкратного пспаренпя нефти 298 сл..
классификация 296 комбинированные 309 сл.
лабораторный контроль 339 сл. нормальная эксплуатация 337 сл. однократного пспаренпя нефтп 297 сл.
организация труда 341 сл. отклонения от нормальной работы 338
получение компонентов 340 сл. пуск 334 сл.".
размещение оборудоваппя 329 сл. регулирования режима 339 сл. ремонт 342
техника безопасностп 343 сл.
холодная циркуляция 336 четкой ректификации 322, 324 экстрактивной ректпфпкацпп 322, 326, 328
Трубчатые установки
ЭЛОУ-АВТ' 309 сл.
ЭЛОУ—АВТ — вторичная перегонка бепзпна 316 сл.
Тру тона формула 67
Турбинное бурение 18
Турбиппые масла 139
Турбобур 18.
Турбовинтовые двигатели 13 Турбореактивные двигатели 13, 129 ТЭС 29, 101 сл.
Уайт-сппрпт 135
Уводитель 207
Углеводороды пефтп
аптпдетопацпонные свойства 101 сл.
ароматпческпе 26 сл.
водородные связи 87 выделеппе 170 сл.
дпсперспя оптическая 98 нафтеновые 24 сл.
непредельные 24.
октановое число 107 парафиновые 22 сл. парахор 93
поверхностное патяжеппе 91 показатель преломления 97 сл. пределы взрываемости 80, 81 растворимость п растворяющая способиость 86 сл.
рефракция 99 '
температура воспламенения 82 теплоемкость 64 теплопроводность 76 сл.
теплота плавления 74"
' цетановое число 108, 111 чувствительность 107
Ударное бурение 17
Условная вязкость 50, 51 Установки газотурбинные 132 сл.
Фактор сжимаемости газа 47
Фенолы 31
Фенске формула 235
Флегма 203
Фогеля — Осаага вискозиметр (51
Фотоэлектроколориметр ФЭ И К-56 97
Фракционный состав 111 сл.
Фугитивность 47 сл.
Фукса формула 83
Характеризующий фактор 38 сл. Хинолин 30
Холодильники, см. Конденсаторы
Холодная циркуляция 336
Холодное орошение 224
Центрифуги 180
Церезины 23 сл., 74, 142, 143
Цетан 108
Цетановое число 108 сл.
Циклогексан 25
Циклопы 154
Цилиндровые масла 138, 139
Циркуляционное орошение 224 сл., 298, 309
Четкая ректификация 322, 324
Число тарелок в колонне 234 сл.
Чувствительность бензинов 106
Эжекторы 246 сл'.
Эксплуатация
печей 291 сл.
теплообменных аппаратов 271 сл.
Экстрактивная ректификация 205 сл., 322, 326, 328
Электрические свойства нефтепродуктов 93 сл.
Электропозбудпмость нефтепродуктов 93
Электродегпдраторы 184, 186, 187
Электродный кокс 14
Электроизоляционные масла 140, 141
Электропроводность нефтепродуктов 93
ЭЛОУ—АВТ — вторичная перегонка бензина 316 сл.
ЭЛОУ—АВТ-устаповкп 309 сл.
ЭЛОУ схема 183
Эмульсии методы разрушения 179 сл. отстаивание 179
Стокса закон 179
типы 177, 178
фильтрование 180
химическое разрушение 181 сл. центрифугирование 180
электрическое разрушение 183 сл.
Энглера кривые 228
Энтальпия 69 сл.
Эрозия 176
Этаполампповая очистка газов 161
Этиловая жидкость 102
UOP номограмма 43, 44
Яновского график 265
Иосиф Львович Гуревич
Технология переработки нефти и газа
Часть первая
Издательство «Химия», М., 1972 г.' 360 с. УДК 665.63 (075.8)
Редакторы К. Ф. Клейменова, Г. И. КоледоваТехнические редакторы Г. И. Косачев а, 3. И. Яков ле в а
Художник Н. В. И о с о в •
Корректор М. С. Хрипунова
Т-01498. Подписано к печати 7/П1 1972 г.Формат бумаги ООхЭО'/ю. Печ. л. 22,5.
Уч.-изд. л. 22,00. Тираж 22 000 акз.Типогр. бум. № 2. Цена 1 р. 03 к.
Тем. план 1971 г., № 56. Зак. 1000.■
Ленинградская типография Л5 6 Главполиграфпрома Комитета по печати
. -при Совете Министров СССР. Московский пр., 91.
°ВУ
г со ооао 1000000: 500000:
100000:
50000- зоооо- 20000-
10000
5000: зооо-
2000-
1000",
Вязкость
200-
100-.
50-. ио- зо-
20- 152.
7-
6-
ь-
з1
2-
1,5-
1,3-
1,2"
Темпоратура, °с
* В знаменателе.
** В числителе.
Б табл. 33 приведены конструктивные данные и некоторые показатели работы различных ректификационных тарелок.
МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНСРЕКТИФИКАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
Первым этапом технологического расчета является составление материального баланса ректификационной колонны. Применительно к простой колонне (рис. 115) для установившегося режима уравнения материального баланса * следующие:
L=Z) + R
La = DxD-\-RxB
D а~жл L xQ — xR
Рис. 115. Схема материальных потоков в колонне: 1 — конденсатор; 2 — кипятильник.
Линии: Т — сырье; II — орошение; III — ректификат;ТУ — остаток; V — пары.
* С к о б л о А. И., Трегубова И. А., Егоров Н. Н., Процессы п аппараты нефтеперерабатывающей п нефтехимической промышленности, Гостоптехпздат, 1962.
* Справочник химика, т. V, Изд. «Химия», 1966, стр. 547—550.
:> К ис е д ев Т. А., Практика переработки сернистой пефтп, Гостоптех- пздат, 1949, стр. 164—179.
Иосиф ЛьвовичГУРЕВИЧ1901-1868
ТЕХНОЛОГИЯПЕРЕРАБОТКИНЕФТИ И ГАЗА
часть 1
И. Л. ГУРЕВИЧ
ОБЩИЕ СВОЙСТВАИ ПЕРВИЧНЫЕ МЕТОДЫПЕРЕРАБОТКИНЕФТИ И ГАЗА
ИЗДАНИЕ ТРЕТЬЕ,ПЕРЕРАБОТАННОЕ И ДОПОЛНЕННОЕ
Под редакциейканд. техн, наук А. Г. САРДАНАШВИЛИи доктора техн, наук А. И. СКОБЛО
Допущено Министерством высшегои среднего специального образования СССРв качестве учебника для студентовнефтяных специальностейвысших учебных заведений
ИЗДАТЕЛЬСТВО «X ИМИ Я»МОСКВА 1972
УДК 665.63 (075.8)
Г-95
Г у р е в п ч И. Л. Технология переработки нефти и газа
Первая часть учебника «Технология переработки нефти и газа» посвящена первичным методам переработки нефти, а также природных и попутных нефтяных газов.
В учебнике кратко изложена история развития нефтеперерабатывающей промышленности СССР, рассмотрены физико-химические свойства углеводородных газов; нефтяных фракции и нефтей, описаны подготовка их к переработке; методы выделения газового бензина из нефтяных газов, прямая перегонка нефтей на атмосферных и атмосферно-вакуумных установках, вторичная перегонка нефтяных фракций. Значительное внимание уделено аппаратурному оформлению технологических процессов, их технико-экономическим показателям; а также вопросам техники безопасности и охраны труда.
Учебник рассчитан па студентов химико-технологических факультетов нефтяных вузов и может быть использован инженерами нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.
В книге 40 табл., 205 рис.
Рецензенты — кафедра нефтезаводских и химических аппаратов и оборудования Азербайджанского института нефти и химии им. М. А. Азизбекова (зав. кафедрой доктор технических наук, профессор С. А. Багатуров) и главный инженер ВНИПИНефть В. В. Федоров
3-14-7
56-71
СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие 9
РАЗДЕЛ ПЕРВЫЙ. ВВЕДЕНИЕ В ТЕХНОЛОГИЮ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА 11
Глава I. Нефтяная и газовая промышленность . . . . , , ......11
Краткий исторический обзор развития нефтеперерабатывающей промышленности И
Основные районы добычи п переработки нефти за рубежом и в СССР 14
Структура топливно-энергетического баланса за рубежом и в СССР 15
Краткие сведения о добыче нефти и газа и транспортировании их с промыслов па нефтеперерабатывающие заводы 17
Глава II. Нефть п газ как сырье для переработки . . . . ■ 21
' Химическая прпрода п групповой углеводородный состав нефтей и нефтяных газов 21
Неуглеводородные соединения нефти 27
Глава III. Фпзико-химпческпе свойства нефтей и нефтепродуктов 34
Плотность 34
Молекулярный вес 38
Давление насыщенных паров 41
Вязкость 50
Тепловые свойства 62
Температуры вспышки, воспламенения, самовоспламенения, застывания и плавления 79
Малакометрические свойстванефтепродуктов 84
Растворимость и растворяющаяспособность 86
Поверхностное натяжение ..90
Электрические свойства 93
Оптические свойства 95
Антпдетонацпонные свойства бензинов . . .101
Воспламеняемость дизельных топлив .108
Фракционный состав . . .111
Глава IV. Классификация и товарные характеристики нефтей и нефтепродуктов 121
Классификация нефтей 121
Характеристика товарных нефтепродуктов 125
Глава V. Производственно-проектная оценка нефтей и основные направления их переработки 147
Производственно-проектная оценка нефтей 147
Основные направления переработки нефти п газа 151
РАЗДЕЛ (ВТОРОЙ. ПЕРВИЧНАЯ ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИИГАЗА 153
Глава VI. Физические методы переработки природных углеводородных газов 153
Подготовка газов к переработке . . • 153
Переработка природных газов . . ' 163
Хранение и транспортирование сжиженных газов 173
Глава VII. Подготовка нефти к переработке 176
Вредные прпмеси в нефтях 176
Обезвоживание и обессоливаниенефтей 177
Борьба с потерями легких фракций и стабилизация нефтей 188
Сортировка нефтей 196
Глава VIII. Первичная переработканефти 198
Методы переработки нефти 198
Перегонка с однократным, многократным и постепенным испарением 199
Перегонка в присутствии испаряющего агента 1 203
Перегонка в вакууме 205
Азеотропная и экстрактивная ректификация . . . । 205
РАЗДЕЛ ТРЕТИЙ. АППАРАТУРНОЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОФОРМЛЕНИЕ ПРОЦЕССОВ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА 209
Глава IX. Ректификационные колонны 209
Классификация 209
Выбор тарелок для ректификационных колонн 221
Материальный баланс ректификационной колонны 222
Тепловой баланс ректификационной колонны 223
Температурный режим ректификационной колонны 226
Давление в колонне и расход водяного пара 233
Определение основных размеров колонны 234
Вспомогательные узлы и детали колонны 238
Сложные колонны установок АВТ 241
Контроль за работой ректификационных колонн 251
Техника безопасности при эксплуатации ректификационных колонн 252
Глава X. Теплообменные аппараты 253
Классификация 254
Детали теплообменных аппаратов 263
Расчет теплообменных аппаратов 266
Выбор типа теплообменников 269
Степень регенерации тепла 270
Эксплуатация теплообменных аппаратов.' .271
Глава XI. Трубчатые печи 273
Классификация 273
Температурный режим 280
Тепловой баланс 283
Основные тепловые параметры 286
Технологические показатели 289
Детали трубчатых печей 289
Эксплуатация печей 291
Глава XII. Промышленные установки первичной перегонки нефтей и мазутов 294
Классификация трубчатых установок 296
Атмосферные, вакуумные и атмосферно-вакуумные трубчатые установки 297
Комбинированные установки 309
Глава XIII. Установки вторичной перегонки, четкой ректификации, азеотропной и экстрактивнойректификации 322
Установка вторичной перегонки бензина.... 323
Установка четкой ректпфпкацпи для разделения ароматических углеводородов 324
Установки азеотропной и экстрактивнойректификации 326
Глава XIV. Принципы размещения оборудования трубчатых устапо вок. Работа установок АВТ
Размещение аппаратов па площадке
Пуск трубчатых установок
Нормальная эксплуатация
Лабораторный контроль и регулирование режима
Работа с получением компонентов
Организация труда
Ремонт установки
Техника безопасности и противопожарная профилактика ....
Предметный указатель
ПРЕДИСЛОВИЕ
■ Учебник «Технология переработки нефти и газа» предназначен для студентов высших учебных заведений по специальности 0801 «Химическая технология переработки нефти и газа», а также для студентов других нефтяных специальностей, изучающих курс технологии переработки нефти и газа. ,
Учебник состоит из трех частей.
Часть первая — общие свойства и первичная переработка нефти и газа. Автор — профессор, доктор технических наук И. Л. Гуревич.
Часть вторая — деструктивная переработка нефти и газа. Автор ■— профессор, доктор технических наук Е. В. Смидович.
Часть третья — очистка нефтепродуктов и производство специальных продуктов. Автор — профессор, доктор технических наук, лауреат государственной премии СССР, заслуженный деятель науки и техники РСФСР Н. И. Черножуков.
Первая часть учебника включает разделы, посвященные физико-химическим свойствам и классификации нефтей и нефтепродуктов, физическим методам переработки природных углеводородных газов, процессам подготовки нефти к переработке и технологии первичной переработки нефти. Вторая часть посвящена технологии вторичных методов переработки нефти и газа (термических, каталитических и гидрогенизационных), предназначенных для производства различных видов топлив и сырья для нефтехимической про- мьппленности. В третьей части изучаются процессы очистки нефтепродуктов с целью придания им товарных качеств и технология производства специальных продуктов.
После выхода в свет 2-го издания учебника «Технология нефти и газа», часть I, прошло 20 лет. За это время нефтеперерабатывающая промышленность в СССР и за рубежом претерпела значительные изменения в области технологии и аппаратурного оформления процессов подготовки и первичной переработки нефти и газа. Существенно изменились требования к качеству и ассортименту получаемых нефтепродуктов, резко возросли мощности технологических установок, широкое применение нашли комбинированные технологи-
ческие установки, осуществлены новые направления переработки нефти и газа, предназначенные для удовлетворения быстро растущих потребностей в нефтехимическом сырье. Эти изменения нашли необходимое отражение в новом издании курса технологии переработки нефти и газа.
Профессор И. Л. Гуревич полностью закончил рукопись настоящего учебника и представил ее на рецензирование. Однако ему не суждено было учесть рекомендации и замечания рецензентов и завершить подготовку учебника к печати. Преждевременная кончина оборвала жизнь этого замечательного ученого и педагога.
Рекомендации и замечания рецензентов были учтены при редактировании. Главы I—VI и VIII редактировал доцент, кандидат технических наук А. Г. Сарданашвили, главы VII и IX—XIV — профессор, доктор технических наук А. И. Скобло.
Следует выразить глубокую признательность рецензентам — зав. кафедрой нефтезаводских и химических аппаратов и оборудования Азербайджанского института нефти и химии им. М. А. Азиз- бекова доктору технических наук, профессору С. А. Багатурову и главному инженеру ВНИПИНефть В. В. Федорову, а также профессору МИНХ и ГП им. И. М. Губкина, доктору технических наук Е. В. Смидович за ценные советы и замечания по материалам учебника. '
А. Г. Сарданашвили
А. И. Скобло