На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


курсовая работа Обоснование выбора варианта и технологической схемы перегонки нефти

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 09.09.2012. Сдан: 2012. Страниц: 13. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Введение
     История переработки нефти насчитывает  около двух столетий. Первые сведения о перегонке нефти в кубе и  ее осветлении, т. е. получении светлой  фракции керосина (как тогда он именовался - "фотогена") относятся  к середине XVIII в. В 1745 г. в районе Ухты был построен первый куб для  перегонки нефти. По своим масштабам  это производство было ничтожным, но большинство историков рассматривают  его как начальный момент в  истории мировой и отечественной  переработки нефти.
     Позднее, в 1823 г., в районе г. Моздока на Северном Кавказе братья Дубинины - Василий, Герасим и Макар - соорудили кубовую  установку для перегонки нефти, добываемой из колодцев в районе станицы  Вознесенской на Терском хребте. Это  производство функционировало более 20 лет с ежегодной выработкой нескольких десятков тонн керосина для  освещения при вместимости куба по нефти около 500 л. Легкая бензиновая фракция при этом терялась (сжигалась), остаток перегонки (мазут) частично использовали как колесную смазку, а остальное также сжигали.
     В последней четверти XIX в. (1876-78 гг.) внимание русских ученых было привлечено к  остаточной фракции перегонки нефти - мазуту, из которого на основе идей Д.И. Менделеева было начато производство смазочных масел ("олеонафты"). Они были получены впервые инженером  В.И. Рагозиным и после демонстрации на Всемирной Парижской выставке в 1878 г. нашли широкое применение.
     Важным  этапом в технологии перегонки нефти  явился переход в 1885-86 гг. от единичных  перегонных кубов периодического действия к кубовым батареям непрерывного действия, позволявшим разделить  нефть в непрерывном режиме сразу  на 3-5 фракций с различными пределами  кипения. Создатели этих батарей - инженеры А.Ф. Инчик, В.Г. Шухов и И.И. Един. В 1890 г. В.Г. Шухов и С.П. Гаврилов получили патент на нефтеперегонную установку принципиально нового типа - трубчатую, у которой непрерывный нагрев нефти осуществлялся в трубном змеевике печи, а разделение испарившейся нефти на фракции - в специальных тарельчатых колоннах.
     Суть  этого гениального изобретения  лежит в основе всех современных  установок первичной перегонки  нефти.
     Как отмечалось выше, на начальных этапах перегонки легкие фракции нефти (до 150-180°С) сжигались как ненужный побочный продукт, и даже к началу XX века ситуация в этом отношении  не изменилась.
     Потребность в бензине стала нарастать  с появлением автомобилей и других транспортных средств, снабженных двигателями  внутреннего сгорания, что немедленно отразилось на технологии переработки  нефти, где наряду с керосином  стали получать моторное топливо - бензин.
     Задача  первичной переработки нефти - разделить  отдельные фракции (дистилляты) без  изменения их природного химического  состава, она включает два этапа  технологии - глубокое обезвоживание  и обессоливание нефти, и собственно дистилляцию нефти на фракции. При  этом получаемые дистилляты составляют три группы продуктов - светлые дистилляты (3-4 фракции, выкипающие в интервале  от 25-30°С до 350°С), средние дистилляты (2-3 фракции, выкипающие от 350°С до 500 или 550°С) и остаток (гудрон), кипящий выше 500-550°С.
     Процесс прямой гонки проводится в установках трубчатого типа (название - по названию трубчатых печей), которые включают трубчатые печи различного типа, ректификационные и отпарные колонны, теплообменники и холодильники.
     Продуктами  прямой гонки на установках AT являются моторные топлива (бензин, авиационный  керосин), дизельное топливо и  значительное количество остатка - мазута. На установках АВТ на второй ступени подвергается разгонке мазут с образованием смазочных масел и остатки - гудрона, перерабатываемого в битум, пек, нефтяной кокс. Этим на установках АВТ достигается большая глубина переработки нефти.
     1. Теоретические основы  процесса
     1.1 Индексация нефтей и ее связь с технологией их переработки
     Нефти различных месторождений даже в  пределах одного месторождения значительно  отличаются друг от друга по химическому  составу, а также по содержанию смол, серы и парафина.
     В разное время предлагались различные  химические, генетические, промышленные и товарные классификации нефтей. В настоящее время действует технологическая классификация нефтей.
     В основу ее положено содержание серы в  нефтях и светлых нефтепродуктах, выход фракций, выкипающих до 350°С, потенциальное содержание, а также индекс вязкости базовых масел и содержание парафина в нефтях.
     Нефти, содержащие не более 0,5 вес. % серы, считаются малосернистыми и относятся к I классу, однако если в одном или во всех дистиллятных топливах из данной нефти содержание серы выше установленных 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, и 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 не превышает норм, предусмотренных для топлив из малосернистой нефти, то эта нефть должна быть отнесена к I классу и считается малосернистой. В случае, когда при таком же количестве серы в нефти (0,51--2,0 вес.%) одно или 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, выкипающих до 350°С, нефти делятся на три типа: Т1 Т2 и Т3, а в зависимости от суммарного содержания дистиллятных и остаточных базовых масел - на четыре группы: М1 М2, М3 и М4. По величине индекса вязкости базовых масел классификацией предусмотрены 4 подгруппы нефтей: И1 И2, И3 и И4.
     По  содержанию парафина различают нефти  трех видов: П1 П2 и П3. К виду П1 относятся малопарафинистые нефти, содержащие не более 1,5 вес. % парафина с температурой плавления 50°С и при условии, что из них получаются без депарафинизации реактивное топливо, зимнее дизельное топливо (фракция 240-350°С) с температурой застывания не выше минус 45°С и базовые масла, температуры застывания которых в зависимости от вязкости варьируются.
     Вид П2 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.
     Используя эту классификацию, для любой  промышленной нефти можно составить  шифр. По шифру нефти легко составить  представление о наиболее рациональных путях её переработки и о возможности замены ею ранее применявшейся в данном технологическом процессе.
     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 на моторные и котельные  топлива. При одной и той 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 и 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 низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию при помощи смесей метилэтилкетона 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 получают дистиллятные масла (легкие и средние индустриальные, автотракторные и др.). Остаточные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При этом образуются деасфальтизат и асфальт. Деасфальтизат подвергают дальнейшей обработке, подобно масляным дистиллятам, а асфальт перерабатывают в битум или кокс.
     При любом из двух разобранных вариантов  переработки нефти 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 физико-химические процессы, связанные с многотоннажным производством азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и многих других химикалий.
     1.2 Физические основы  первичной перегонки  нефти
     В основе технологии первичной перегонки  нефти лежит перегонка - процесс  физического разделении нефти на составные части, именуемые фракциями. Перегонка осуществляется различными способами частичного выкипания нефти, отбора и конденсации образовавшихся паров, обогащенных легколетучими компонентами, в качестве дистиллятных фракций. По способу проведения процесса перегонка делится на простую и сложную.
     Простая перегонка осуществляется путем  постепенного, однократного и многократного  испарения жидких смесей.
     Перегонка с постепенным испарением (рис. 1 а) состоит в постепенном непрерывном  нагревании жилкой смеси в кубе 1 от начальной до конечной температуры  при непрерывном отводе образующихся паров, конденсации их в аппарате 3 и сборе в приемнике 4 целиком  или выводе из него периодически отдельными фракциями.
     Этот  способ перегонки нефти и нефтепродуктов преимущественно применяют в  лабораторной практике при определении  фракционного состава по ГОСТ 2177-82 на стандартном аппарате периодического действия; анализ дает возможность  судить о технической ценности нефти  и эксплуатационных свойствах нефтепродукта.
     Рис. 1 Схемы простой перегонки
     а - постепенная, б - однократная, в - двукратная,
     1 - куб, 2 - кипятильник, 3 - конденсатор, 4 - приемник, 5 - сепаратор,
     I - сырье, II - отгон, III - остаток, IV - отгон  второй ступени, V - остаток второй  ступени.
     Перегонка однократным испарением (рис. 1 б). Исходную жидкую смесь непрерывно подают в  кипятильник 2, где она нагревается  до определенной конечной температуры  при фиксированном давлении; образовавшиеся и достигшие состояния равновесия паровая и жидкая фазы однократно разделяются в адиабатическом сепараторе 5. Паровая фаза, пройдя конденсатор 3. поступает в приемник 4, откуда непрерывно отводится в качестве дистиллята (отгона). С низа сепаратора 5 непрерывно отводится жидкая фаза - остаток.
     Отношение количества образовавшихся паров при  однократном испарении к количеству исходной смеси называют долей отгона.
     Перегонка с однократным испарением обеспечивает большую долю отгона, чем с постепенным  при одинаковых температуре и давлении. Это важное преимущество используют в практике перегонки нефти для достижения максимального испарения при ограниченной температуре нагрева вследствие разложения (крекинга) отдельных компонентов нефти.
     Многократное  испарение заключается в последовательном повторении процесса однократного испарения  при более высоких температурах (или низких давлениях) по отношению к остатку полученному от предыдущего однократного испарения жидкой смеси. На рис. 1 в показана схема двукратной перегонки. Остаток однократного испарения первой ступени после нагрева до более высокой температуры поступает в сепаратор второй ступени, с верхней части которого отбирают отгон второй ступени, а с нижней - остаток второй ступени.
     Способы перегонки с однократным и  многократным испарением имеют наибольшее значение в осуществлении промышленной переработки нефти на установках непрерывного действия. Так, примером процесса однократного испарения является изменение фазового состояния (доли отгона) нефти при нагреве в  регенеративных теплообменниках и  в змеевике трубчатой печи с последующим отделением паровой от жидкой фазы в секции питания ректификационной колонны.
     Простая перегонка, особенно вариант с однократным  испарением, не дает четкого разделения смеси на составляющие компоненты. Для повышения четкости разделения перегонку ведут с дефлегмацией или с ректификацией.
     Перегонка с дефлегмацией основана на частичной  конденсации образующихся при перегонке  паров и возврате конденсата (флегмы) навстречу потоку пара. Благодаря  этому однократному и одностороннему массообмену между встречными потоками пара и жидкости уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, так как при частичной конденсации из них преимущественно выделяются высококипящие составные части.
     Дефлегмацию осуществляют в специальных по конструкции  поверхностных конденсаторах воздушного или водяного охлаждения, размещаемых  над перегонным кубом.
     Перегонка с ректификацией дает более высокую  четкость разделения смесей по сравнению  с перегонкой с дефлегмацией. Основой  процесса ректификации является многократный двусторонний массообмен между движущимися противотоком парами и жидкостью перегоняемой смеси. Этот процесс осуществляют в ректификационных колоннах. Для обеспечения более тесного соприкосновения между встречными потоками пара и жидкости ректификационные колонны оборудованы контактными устройствами - тарелками или насадкой. От числа таких контактов и от количества флегмы (орошения), стекающей навстречу парам, в основном зависит четкость разделения компонентов смеси.
     Современная промышленная технология первичной  перегонки нефти основана на процессах  одно- и многократной перегонки с  последующей ректификацией образовавшихся паровой и жидкой фаз. Перегонку с дефлегмацией и периодическую ректификацию, так же как перегонку с постепенным испарением, применяют в лабораторной практике.
     1.3 Основные факторы,  определяющие выход  и качество конечных  дистиллятов. Аппаратурное  оформление
     Современные АВТ имеют максимальную мощность по нефти 3-8 млн. т/г, число получаемых дистиллятов от 6 до 10, являются одним из энергоемких процессов: удельный расход топлива 20-22 кг/т нефти (AT) или 30-35 кг/т нефти (АВТ). Общие энергозатраты на АВТ (считая электроэнергию, воду, воздух и др.) составляют 45-50 кг/т нефти, т.е. 4,5-5,0% от всей перерабатываемой нефти.
     Температура. Температурный режим колонны  выбирается так, чтобы обеспечить необходимую  долю отгона, и в то же время, самая  высокая температура в колонне  должна быть ниже температуры разложения углеводородов.
     Давление. Ректификацию проводят как под атмосферным  давлением, так и при давлениях  выше и ниже атмосферного. Давление ниже атмосферного применяется для  разделения высококипящих смесей, ректификацию при повышенном давлении применяют, когда разделяемая смесь при  атмосферном давлении находится  в газообразном состоянии. С повышением давления четкость разделения падает, т.е. для процесса ректификации пониженное давление более благоприятно. Однако при понижении давления возникает  проблема с конденсацией ректификата  и с созданием нисходящего  потока орошения.
     Флегмовое число - отношение количества жидкости, поступающей на ректификационную тарелку, к количеству паров, покидающих ее. Чем выше флегмовое число, тем выше четкость ректификации, то тем больше энергетические затраты на процесс. Отношение отбора дистиллята к сырью - чем меньше отбор, тем больше четкость ректификации.
     Количество  тарелок. Чем оно больше, тем больше число ступеней контакта и выше четкость разделения, но тем выше колонны  и, соответственно, возрастают капитальные  затраты.
     Четкость  разделения любой колонны зависит  от ресурса подведения (и отвода) тепла.
     Максимальный  поток тепла вносится с сырьем, исходя из максимально допустимых температур нагрева. Чтобы тепло подвести качественно, поток нагретого сырья вводится тангенциально. Если температура сырья  выше чем температура низа, то подводят горячую струю. Иногда вводят водяной  пар для снижения парциального давления. Для низкотемпературных колонн тепло  может подводиться двумя способами: через кипятильник - продукт с  низа колонны проходит через кипятильник  и вносится в колонну или рибойлерный подвод тепла - пары идут в колонну, а жидкость отводится.
     Отводится тепло орошениями: верхним острым (испаряющимся), промежуточным циркуляционным орошением, верхним или нижним циркуляционным орошением и выносной системой конденсации (для вакуумных колонн).
     Ректификационные  колонны. На АВТ установках используются ректификационные колонны нескольких типов, которые подразделяются:
     по  числу получаемых в них дистиллятов - на простые и сложные колонны. Простые колонны (без вывода боковых погонов) - это колонны стабилизации, вторичной перегонки бензина или дизельного топлива. Сложные колонны - это основные колонны установки - атмосферная и вакуумная;
     по  типу внутренних контактных устройств - на насадочные и тарельчатые. В первых контакт и массообмен пара и жидкости происходят в пленочном режиме на развитой поверхности специальной насадки (обычно это вакуумные колонны), а во-вторых - путем барботажа пара через слой жидкости на специальных тарелках;
     по  уровню давления в колоннах - на атмосферные, вакуумные и с высоким избыточным давлением. К атмосферным относят колонны, где абсолютное давление не превышает 200-250 кПа (атмосферные колонны перегонки нефти). В вакуумных колоннах абсолютное давление обычно составляет 3-10 кПа, а в колоннах высокого давления (стабилизационные) давление достигает 1,0 МПа (1000 кПа).
     Трубчатые печи на АВТ установках служат для нагрева нефти (отбензиненной нефти), мазута и бензина, они обеспечивают основной поток тепла, вносимого в ректификационные колонны, и соответственно энергетический потенциал их разделительной способности.
     На  ранней стадии становления нефтепереработки (в 1920-40-е годы) применяли трубчатые  печи коробчатого типа (одно- и двухкамерные) с центральным расположением  конвекционной камеры и горизонтальным расположением радиантных и конвекционных труб. Трубы змеевика печи длиной 9-12 м экранировали основную часть стен топочного пространства. Отвод дымовых газов осуществлялся через дымоход под конвекционной камерой.
     Печи  шатрового типа были металлоемкими, имели большие габариты при относительно невысокой тепловой мощности, и поэтому, когда началось внедрение АВТ установок мощностью 3-6 млн. т/г., они уступили место новому поколению трубчатых печей - узкокамерным форсированным печам.
     Теплообменные аппараты. Процесс дистилляции нефти, как и любой тепловой процесс, реализуется путем подвода теплового  потока в ректификационную колонну  и отвода из нее соответствующего количества низкопотенциального тепла.
     Общий поток высокопотенциального тепла, подводимый нефтью в колонну, слагается  из тепла сырой нефти из резервуаров  Qн, тепла, регенерированного нефтью от горячих дистиллятов колонны Qр, и полезного тепла, подведенного на нагрев сырья в печи Qпол. Как отмечалось выше, доля Qпол от всего тепла сгорания топлива в печи Qт составляет 75-85% (к. п. д. печи), а остальная часть в виде тепловых потерь печи Qпп теряется. Из колонны тепло отводится в несколько потоков. Основной поток - это та часть тепла, которая регенерируется на нагрев сырой нефти в теплообменниках. Другой поток - это та часть тепла, которая отводится в конденсаторах и холодильниках Qохл при конденсации паров сверху колонны, охлаждения циркуляционных орошений и охлаждения товарных дистиллятов до температур, при которых они откачиваются в парк. Наконец, третий поток тепла -это тепло всех охлажденных до 40-80°С дистиллятов, откачивающихся в приемный парк Qнп. Небольшая часть тепла (1-3%) теряется в окружающую среду Qпос. Из этой схемы видно, что чем большая доля тепла будет регенерирована на нагрев нефти, тем меньше придется затратить тепла на нагрев ее в печи и меньше израсходовать топлива. А это существенно улучшает экономические показатели процесса перегонки нефти. Соотношение это характеризуют коэффициентом регенерации тепла Кр = Qp/Qпол , который для действующих АВТ составляет от 0,5 до 0,8.
     Функции регенерации тепла горячих потоков  дистиллятов, а также их конденсации, охлаждения, дополнительного нагрева  и испарения выполняет на установках АВТ разветвленная система теплообменных аппаратов различного устройства.
      
     1.4 Первичная стабилизация  и очистка дистиллятов  и применяемые  реагенты
     Дистилляты, вырабатываемые из нефти на установках АВТ (кроме топлива ТС-1 или осветительного керосина), подвергают обычно дальнейшей переработке. Она может заключаться в их повторной (вторичной) перегонке с целью разделения на более узкие фракции, очистке от вредных примесей или нежелательных групп углеводородов либо в облагораживании химического состава с целью придания дистиллятам определенных свойств или получения новых, отличных по химическому составу нефтепродуктов.
     Стабилизацию  бензина осуществляют непосредственно  на АВТ. Ректификационная колонна стабилизации бензина имеет небольшой диаметр (1,2-1,6 м), причем та часть колонны, которая  расположена над вводом сырья, имеет  иногда диаметр меньше, чем отгонная ее часть, так как количество паровой  фазы значительно меньше, чем жидкой. Число тарелок в такой колонне - 35-40. Нестабильный бензин до поступления  в колонну нагревают в теплообменниках  до 80-85°С. При давлении в колонне 0,6-0,7 МПа температура паров наверху - около 60°С, а внизу - 130-140°С. Тепло  внизу колонны подводится через  ребойлер, где в качестве теплоносителя используют водяной пар или один из горячих потоков АВТ (например, циркуляционное орошение атмосферной колонны).
     Верхним продуктом является в этой колонне  газовая головка бензина - углеводороды С14 в количестве 3,5-4% (мас.) от исходного нестабильного бензина, причем небольшую часть этой головки отбирают в виде несконденсированного сухого газа С12, а остальную - в виде сжиженного газа С34 с небольшой примесью пентанов.
     Остаточным  продуктом колонны стабилизации является стабильный бензин, в котором  отсутствуют углеводороды С13 и сведено к минимуму содержание бутанов.
     Очистка прямогонных нефтяных дистиллятов  раствором щелочи (щелочная очистка) позволяет удалить из них кислые органические соединения (нафтеновые кислоты, фенолы), легкие сернистые  соединения (сероводород, низшие меркаптаны), а также остатки серной кислоты, если перед этим дистиллят подвергался  кислотной очистке. Очистка осуществляется смешением нефтепродукта с 15-20 %-м  водным раствором гидроксида натрия (едкого натра), за счет химического  взаимодействия которого с указанными выше нежелательными примесями последние  нейтрализуются.
     Щелочной  очистке подвергают обычно сжиженные  нефтяные газы (пропан-бутан-пентаны) и  светлые дистилляты (бензин, керосины и дизельные топлива).
     Процесс щелочной очистки технологически очень  прост, но обладает двумя существенными  недостатками: достигаемая глубина  очистки обычно невелика (особенно по меркаптанам), и в процессе образуется загрязненный щелочью водный сток, очистка которого представляет непростую  задачу.
     Очистка нефтепродуктов серной кислотой (сернокислотная очистка) обычно используется для того, чтобы удалить из них определенное количество ароматических углеводородов  и довести их содержание до норм, регламентированных стандартами на товарный нефтепродукт. К таким нефтепродуктам, в которых ограничивается содержание ароматических углеводородов, относятся  осветительные керосины, бензины-растворители и жидкий парафин.
     Задачей осушки жидких нефтепродуктов, полученных на АВТ, является удаление взвешенной в нем (эмульгированной) воды, поскольку растворенная вода методами отстоя не может быть удалена.
     Осушку  нефтепродуктов от влаги осуществляют методами естественного или интенсифицированного отстоя. В первом случае отстой производится в резервуарах готовой продукции, куда поступает соответствующий дистиллят с АВТ. Большая вместимость этих резервуаров (1000-5000 м) и длительное время нахождения нефтепродукта в них до отгрузки (10-50 ч) позволяют каплям эмульгированной воды осесть на дно резервуара, откуда она периодически дренируется в системы очистки сточных вод. При интенсифицированном отстое используют специальные аппараты - электроразделители, в которых, так же как и в электродегидраторах ЭЛОУ, имеются высоковольтные электроды, между которыми проходит обводненный нефтепродукт. В поле высокого напряжения происходит интенсивная коалесценция капель воды и их быстрое оседание на дно аппарата. Осушка при этом достаточно глубокая - содержание остаточной влаги составляет 0,05-0,10 % (мас), т. е. близко к растворимости. Это позволяет практически исключить попадание воды в товарные резервуары и предохранить их от коррозии. Пропускная способность таких электроразделителей - до 5 объемов нефтепродукта на 1 объем активной зоны аппарата в час.
     Депарафинизация - это процесс удаления из дистиллята н-алканов с целью понижения температуры его застывания и одновременного получения концентрата н-алканов (парафина) Используют этот процесс для депарафинизации фракций дизельного топлива и масляных дистиллятов.
     Депарафинизация дизельного топлива может осуществляться четырьмя способами:
     депарафинизация вымораживанием н-алканов при низких температурах из раствора дизельного топлива с селективным растворителем (смесь толуола с метилэтилкетоном) с последующим отделением кристаллов парафина на фильтрах;
     карбамидная депарафинизация с использованием свойства н-алканов образовывать твердое комплексное соединение (аддукт), который отделяется от массы топлива на фильтрах (или иным методом) и затем разлагается на парафин и карбамид;
     адсорбционная депарафинизация за счет использования свойств цеолитов типа "А" селективно адсорбировать только н-алканы;
     каталитическая депарафинизация с использованием специальных катализаторов, на которых при высокой температуре (300-380°С) в атмосфере водорода н-алканы селективно подвергаются крекингу на низкомолекулярные и изомеризуются.
     Наиболее  универсальным, эффективным и экологически предпочтительным процессом очистки  нефтепродуктов от вредных примесей является гидроочистка - процесс селективного гидрогенолиза гетероорганических соединений серы, азота, кислорода и металлов.
     Гидроочистке  может подвергаться любой дистиллят, выделяемый из нефти.
     Глубина очистки зависит от исходного  содержания примесей в сырье и  режима очистки. Сера и кислородсодержащие соединения при гидроочистке удаляются с наибольшей глубиной (80-99%), азотсодержащие - с несколько меньшей (70-90%), а металлы - всего на 30-40%.
      
2. Характеристика исходной  нефти
Физико-химические характеристики Тенгинской нефти
 
  н50сСт Температура,°С Парафин  
    застывания Вспышки в закрытом тигле Содержание, % tпл,°С  
0,8445 14,22 32 29 22,7 59  
             
 
 
Содержание, % Коксуе-мость, % Золь-ность, % Кислотное число, мг КОН на 1г нефти Выход фракций, % мас.  
серы азота смол селикогелевых асфальтенов       До 200°С До 350°С  
0,06 0,13 15,2 0,95 1,72 0,075 0,06 10,2 38,4  
                   
 
Характеристика  фракций выкипающих до 200°С
 
tотб,°С Выход на нефть, %   Фракционный состав,°С Содер-жание серы, % Октановое число Кислот-ность, мг КОН на 100мл фракции  
      н.к. 10% 50% 90%   без ТЭС с 0,82 г ТЭС  на 1кг фракции    
н.к.-120 2,9 0,7434 86 95 103 114 следы 55,6 73,4 следы  
н.к.-150 5 0,7545 99 110 124 144 » 45,6 62,8 0,019  
н.к.-200 10,2 0,7651 107 126 160 186 0,007 26,4 45,6 0,03  
                       
 
Характеристика  фракций, служащих сырьём для каталитического риформинга
 
tотб,°С Выход на нефть, %   Содер-жание серы, % Содержание  углеводов, %  
        ароматических нафтеновых парафиновых  
            всего н-строения изо-строения  
85-180 7,2 0,7627 0,006 19 24 57 25 32  
                   
  

Характеристика  лёгких керосиновых дистиллятов
 
tотб,°С Выход на нефть, %   Фракционный состав,°С н20 сСт
н-40 сСт
tнач кристал-лизации,°С  
      н.к. 10% 50% 90% 98%        
120-220 10,2 0,7737 153 160 173 206 220 1,21 4,61 -51  
120-240 14,2 0,7789 154 162 177 210 234 1,41 5,27 -56  
                       
 
 
tвспышки в закрытом тигле,°С Теплота сгорания (низшая), ккал/кг Содержание  ароматических углеводородов,% Содержание  серы, % Кислотность, мг КОН на 100мл дистиллята  
34 10385 16 0,011 1,19  
36 10365 16 - 1,22  
           
 
Характеристика  керосиновых дистиллятов
 
tотб,°С Выход на нефть, %   Фракционный состав,°С  
      н.к. 10% 50% 90% 98% отгоняется  до 270°С %  
200-300 16,8 0,8036 228 235 248 270 277 90  
180-320 24,1 0,8027 215 228 251 284 294 73  
Температура,°С Содержание  серы, % Кислотность, мг КОН на 100 мл дистиллята              
помутнения вспышки                
-16 99 0,019 0,71            
-13 88 0,016 0,95            
                   
 
Характеристика  дизельных топлив и их компонентов
 
tотб,°С Выход на нефть, % Цетановое число Дизельный индекс Фракционный состав,°С    
        10% 50% 90% 98%    
150-350 33,4 48 78,6 210 261 312 325 0,8025  
180-320 24,1 50 77,1 224
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.