Добавить материал и получить бесплатное свидетельство о публикации в СМИ
Эл. №ФС77-60625 от 20.01.2015
Инфоурок / Технология / Другие методич. материалы / Методические указания по проведению практических занятий для профессии 18.01.28 Оператор нефтепереработки МДК.01.01 Ведение технологического процесса нефтепереработки

Методические указания по проведению практических занятий для профессии 18.01.28 Оператор нефтепереработки МДК.01.01 Ведение технологического процесса нефтепереработки


  • Технология

Поделитесь материалом с коллегами:

hello_html_2ecd7e82.gifhello_html_eb7533a.gifhello_html_3f879d48.gifhello_html_4304201f.gifhello_html_m6a181e9f.gifhello_html_4304201f.gifhello_html_6866da02.gifhello_html_m3c6c215c.gifhello_html_m1b745f56.gifhello_html_76b0c9d2.gifhello_html_m1248ddcd.gifhello_html_5f293880.gifhello_html_5f293880.gifhello_html_51de6a73.gifhello_html_51de6a73.gifhello_html_51de6a73.gifhello_html_m695a8987.gifhello_html_m695a8987.gifhello_html_6060db92.gifhello_html_51de6a73.gifhello_html_m695a8987.gifhello_html_m695a8987.gifhello_html_6060db92.gifhello_html_51de6a73.gifhello_html_79451ad0.gifhello_html_m2a7690f7.gif
hello_html_m2a7690f7.gif
hello_html_m2a7690f7.gif
hello_html_m2a7690f7.gif
hello_html_m2a7690f7.gif
hello_html_m2a7690f7.gif
hello_html_m2a7690f7.gif
hello_html_m2a7690f7.gif
hello_html_m2a7690f7.gif
hello_html_m2a7690f7.gif
hello_html_m2a7690f7.gif
hello_html_m2a7690f7.gif
hello_html_m2a7690f7.gif
hello_html_m2a7690f7.gif
hello_html_m2a7690f7.gif
hello_html_3e816bf4.gifhello_html_m51eb1d11.gifhello_html_m2bb32712.gifhello_html_41d7975.gifhello_html_m71149aae.gifhello_html_m2a7690f7.gif
Государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение

города Москвы Колледж связи № 54

имени П. М. Вострухина













МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО ПРОВЕДЕНИЮ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАНЯТИЙ


для профессии 18.01.28 Оператор нефтепереработки

МДК.01.01 Ведение технологического процесса нефтепереработки


























Москва, 2015


Рассмотрено: Утверждено:

на заседании ПЦК “ОПД и ПМ специальности зам. директора по УМР

20.02.01 Рациональное использование _______________И. Г. Бозрова

природохозяйственных комплексов, профессии

18.01.28 Оператор нефтепереработки”

Протокол № 1 от «28» августа 2015 г.


Председатель __________И. Л. Липская «____» ____________ 2015 г.














Автор: И. Л. Липская - преподаватель спецдисциплин ГБПОУ Колледж связи № 54

имени П. М. Вострухина
































  1. Предисловие

    1. Назначение методических указаний.

Настоящие методические указания по проведению практических занятий составлены в соответствии с программой МДК.01.01 Ведение технологического процесса нефтепереработки для учащихся колледжа по профессии 18.01.28 Оператор нефтепереработки.

Практические занятия – одно из звеньев учебно-педагогического процесса: учащиеся получают новые знания, навыки самостоятельной работы, умения делать выводы из полученных данных и тем самым более полно усваивать материал МДК.

Практические работы проводят при изучении или в конце изучения определённой темы. Их главной целью является закрепление знаний и практических умений учащихся.

Приступая к выполнению конкретной работы, учащиеся должны внимательно ознакомиться с порядком выполнения работы и получить от преподавателя необходимые разъяснения. Предварительная подготовка к практическим работам состоит в повторении теоретических вопросов, ожидаемых результатов, порядка выполнения работы, содержания отчёта. Для этой цели может использоваться устный опрос, беседа, самостоятельная работа по карточкам-заданиям, программированный опрос и т.д. Каждая работа оформляется в виде отчёта и сдаётся преподавателю.

Для выполнения практических работ учащимся необходимы чертёжные и измерительные инструменты: простые карандаши различной твёрдости, линейки, треугольники, циркули, миллиметровая бумага, калькулятор. Рисунки и таблицы должны быть выполнены с требуемой точностью и качеством

В результате выполнения практических работ учащиеся должны приобрести необходимые знания по технологическому оборудованию, применяемому в нефтеперерабатывающей промышленности, а также ремонтным работам основного оборудования таких производств.

1.2.Требования к умениям, компетенции, которые формируются после проведения практических занятий по МДК.01.01 Ведение технологического процесса нефтепереработки .

Выполнение практических занятий должно способствовать формированию умений:

- обеспечивать соблюдение параметров технологического процесса;

- осуществлять контроль качества сырья, полуфабрикатов и готовой продукции по показаниям КИП и результатам анализа;

- отбирать пробы на анализ и проводить анализы;

- проводить розлив, затаривание и транспортировку готовой продукции на склад;

- соблюдать правила пожарной и электрической безопасности;


- анализировать причины нарушения технологического процесса и разрабатывать меры по их предупреждению и ликвидации;

- осуществлять контроль за образующимися на производстве продукции отходами, сточными водами, выбросами в атмосферу, методами утилизации и переработки;

- осуществлять выполнение требований охраны труда, промышленной и пожарной безопасности при эксплуатации производственного объекта;

- оценивать состояние техники безопасности, экологии и окружающей среды на производственном объекте;

- вести учёт расхода сырья, реагентов, количества вырабатываемой продукции, энергоресурсов;

- вести отчётно-техническую документацию;

Практические занятия будут формировать общие и профессиональные компетенции.

Общие компетенции:

  1. Понимать сущность и социальную значимость своей будущей профессии, проявлять к ней устойчивый интерес.

  2. Организовывать собственную деятельность, исходя из цели и способов её достижения, определённых руководителем.

  3. Анализировать рабочую ситуацию, осуществлять текущий и итоговый контроль, оценку и коррекцию собственной деятельности, нести ответственность за результаты своей работы.

  4. Осуществлять поиск информации, необходимой для эффективного выполнения профессиональных задач.

  5. Использовать информационно-коммуникативные технологии в профессиональной деятельности.

  6. Работать в команде, эффективно общаться с коллегами, руководством, клиентами.

Профессиональные компетенции:

  1. Контролировать и регулировать технологический режим с использованием средств автоматизации и результатов анализов.

  2. Контролировать качество и расход сырья, продукции, реагентов, катализаторов, топливно-энергетических ресурсов.

  3. Анализировать причины возникновения производственных инцидентов, принимать меры по их устранению и предупреждению.













  1. Правила проведения лабораторных работ и

практических занятий

    1. Обучающийся должен подготовить ответы на теоретические вопросы к ПЗ;

    2. Перед началом каждого занятия проверяется готовность обучающегося к ПЗ;

    3. После завершения ПЗ обучающийся должен сдать преподавателю отчёт о проделанной работе, выполненной в тетради;

    4. Обучающийся, пропустивший ПЗ по уважительной или неуважительной причинам, обязан выполнить задания ПЗ в дополнительно назначенное время;

    5. Оценка за выполненные задания обучающемуся выставляется с учётом предварительной подготовки к занятию, доли самостоятельности при выполнении расчётов, точности и грамотности оформления отчёта.












































Лабораторные работы и практические занятия

по МДК 01.01

Ведение технологического

процесса нефтепереработки














Практическое занятие № 1

Отбор проб нефти и жидких нефтепродуктов


Цель занятия: ознакомление с правилами отбора проб нефтепродуктов.


Пояснения

Нефть и жидкие нефтепродукты могут двигаться, например, перемещаться по трубопроводу, или находиться в покое в какой-либо емкости. Для этих двух основных случаев применяют соответствующие методы отбора проб. Различают индивидуальную, среднюю и контрольную пробы. Индивидуальная проба характеризует нефть или нефтепродукты в определенное время при движении по трубопроводу или в определенном месте резервуара.

Средняя проба позволяет судить о свойствах и качестве нефти или нефтепродукта, находящегося в одной или нескольких емкостях или протекающего по трубопроводу в течение определенного времени. Средняя проба составляется смешением индивидуальных проб.

Контрольная проба служит для контроля некоторых показателей качества нефти или нефтепродукта и представляет собой часть средней или индивидуальной пробы.

Для характеристики качества нефти и нефтепродуктов и сравнения их показателей с требованиями технических норм наибольшее значение имеет средняя проба.

Отбор и составление средней пробы из горизонтальных резервуаров диаметром более 2500 мм, танков и из вертикальных резервуаров следует проводить по правилам, которые приведены в табл 1.


Таблица 1. Составление средних проб продуктов из резервуара


Уровень, с которого берут пробу

Количество частей, вводимых в среднюю пробу

вертикальный резервуар и танк наливного судна

горизонтальный резервуар диаметром более 2500 мм

Верхний уровень на расстоянии 200 мм ниже поверхности нефтепродукта

Средний уровень – середина высоты взлива

Нижний уровень – ниже 100 мм нижнего обреза приёмно-раздаточной трубы или на 250 мм от дна, если в резервуаре отсутствует сливная труба или она расположена на расстоянии 350 мм от дна




1


3










1




1


6










1

C:\Documents and Settings\user\Local Settings\Temporary Internet Files\Content.Word\Scan05142012_173130.bmp







Рис. 1. Пробоотборник:

1, 3, 4 – кольцо, 2 – ось.






Отбор пробы на заданной высоте резервуара осуществляют с помощью пробоотборника, который представляет собой металлический цилиндр высотой 150 мм и объемом 1 л (рис. 1). Утяжеленное дно пробоотборника способствует его погружению даже в очень вязкую жидкость. Пробоотборник имеет крышку овальной формы, которая хорошо пригнана к внутренней поверхности цилиндра и может поворачиваться вокруг оси 2. В крышке имеются кольца 1 и 4 для цепей и кольцо 3 для рулетки. Для отбора пробы пробоотборник держат за цепь, прикрепленную к кольцу 4, и опускают его в нефтепродукт. На определенной глубине по рулетке цепь ослабляют и держат пробоотборник за цепь, прикрепленную к кольцу 1. В этот момент крышка открывается и принимает вертикальное положение, пробоотборник заполняется нефтепродуктом, что легко можно наблюдать по выделению на поверхность нефтепродукта пузырьков воздуха. Затем ослабляют цепь, прикрепленную к кольцу 1, с помощью цепи, прикрепленной к кольцу 4, извлекают пробоотборник из нефтепродукта и выливают его содержимое в сухую чистую посуду.

С каждого уровня, в направлении сверху вниз, в количестве, указанном в табл. 1, точно так же отбирают не ополоснутым пробоотборником остальные индивидуальные пробы, которые сливают все вместе, перемешивают, а затем разливают в две сухие чистые бутылки. Бутылки закупоривают и наклеивают на них этикетки с указанием необходимых данных. Одна проба поступает в лабораторию на анализ, а другая хранится у поставщика в течение 45 дней со дня отгрузки нефтепродукта. Если пробы отбирают для определения плотности нефтепродукта, то необходимо измерить температуру каждой пробы и затем подсчитать среднюю температуру.

Отбор проб из резервуаров, где находятся нефтепродукты под давлением, и из резервуаров с плавающими крышками проводится с помощью специальных пробоотборников.

Пробы бензина, содержащие легколетучие углеводороды, помещают в водяную баню при температуре 0—20°С и после охлаждения перемешивают для составления средней пробы.


Пример отбора и составления средней пробы из вертикального цилиндрического резервуара без сливной трубы, высотою 12 м; высота налива нефтепродуктов 10 м.

Проба с верхнего уровня отбирается на расстоянии (12 — 10) + 0,2 = 2,2 м от верха резервуара.

Проба со среднего уровня отбирается на расстоянии (12 — 10) + 0,5 х 10 = 7 м от верха резервуара.

Проба с нижнего уровня отбирается на расстоянии (12 — 10) +10 - 0,25 = 11,75 м от верха резервуара.

Из пробоотборника пробы выливают в банку, тщательно перемешивают, а затем разливают в бутылки.


Из четырёхосной железнодорожной цистерны и горизонтального резервуара диаметром меньше 2500 мм средняя проба составляется смешением в равных количествах двух проб. Одна из них отбирается на расстоянии 250 мм от дна сосуда, а вторая – на высоте, равной 1/3 диаметра сосуда.

Для составления средней пробы бочки, бидоны, бутылки, банки и тубы отбирают из разных мест складирования, отстоящих друг от друга на равном расстоянии. Каждую отложенную упаковку ставят крышкой вверх и перед вскрытием протирают ее тряпкой. Пробы отбирают трубкой с оттянутым концом, опуская ее до дна тары. После заполнения трубки нефтепродуктом ее свободный конец закрывают пальцем и вынимают трубку из упаковки. Отобранные пробы в равных количествах вносят в один чистый сосуд и перемешивают.

Из напорных трубопроводов и непрерывно действующих технологических установок отбор проб очень часто осуществляется с помощью автоматических пробоотборников, которые отбирают пробу нефти и нефтепродуктов пропорционально их объему, прошедшему через сечение трубопровода.

Автоматические пробоотборники для маловязких продуктов иногда заменяют приспособлением, которое можно легко изготовить в лаборатории (рис. 2). Оно состоит из склянки с резиновой пробкой, через которую проходят две стеклянные трубки. Одна из них, короткая, согнута под прямым углом, а другая, длинная, доходит до дна склянки и соединена с помощью резиновой трубки с устройством, способным собирать нефтепродукт каплями или тонкой струйкой. С помощью резиновой трубки прямой конец стеклянной трубки прибора присоединяют к штуцеру трубопровода. Количество отбираемой жидкости регулируется винтовым зажимом на резиновой трубке.

C:\Documents and Settings\user\Local Settings\Temporary Internet Files\Content.Word\Scan05142012_173130.bmp

Рис. 2. Приспособление для отбора проб маловязких жидкостей.





Иногда средняя проба передаваемого по трубопроводу нефтепродукта составляется из разных объемов отдельных проб. Для этого на прямой части трубопровода монтируется пробоотборный кран, а в нижней части - укрепляется дренажная воронка для стока нефтепродукта. Через равные промежутки времени, обычно через 1 ч или через 2 ч, отбирают пробы (по 100, 200 или 500 мл) и сливают их в закрытый сосуд. Перед каждым взятием пробы кран должен быть чистым, поэтому застоявшийся в кране нефтепродукт следует спустить в дренаж, а через кран пропустить небольшой объем нефтепродукта из трубопровода для промывки.



Задание

  1. Изучив правила отбора проб из резервуаров и табл. 1 рассчитайте точку отбора пробы с верхнего, среднего и нижнего уровня вертикального цилиндрического резервуара без сливной трубы и составьте среднюю пробу; высота резервуара 16 м; высота налива нефтепродукта 14 м.

  2. Рассчитайте точки отбора проб и составьте среднюю пробу при высоте резервуара 20 м и высоте налива нефтепродукта 18 м.


Необходимые принадлежности

  1. Простой карандаш, линейка, ластик.

  2. Калькулятор.


Работа в аудитории

  1. Рассчитайте точку отбора пробы с верхнего, среднего и нижнего уровня вертикальных цилиндрических резервуаров и составьте среднюю пробу, использовав габариты резервуара и высоту налива нефтепродукта в задании 1 и 2.

  2. Нарисуйте приспособление для отбора проб маловязких жидкостей и опишите принцип его работы.


Содержание отчёта

  1. Номер и название работы;

  2. Цель работы;

  3. Задание с исходными данными;

  4. Необходимые принадлежности;

  5. Выполненные расчёты и задания;

  6. Заключение, ответы на контрольные вопросы.


Контрольные вопросы

  1. Какие виды проб вы знаете ?

  2. Как составляется средняя проба ?

  3. Правила отбора проб с верхнего, среднего и нижнего уровня вертикальных цилиндрических резервуаров ?

  4. Принцип работы пробоотборника.

  5. Как идёт отбор проб из трубопроводов ?


Литература

  1. Б. В. Белянин, В. Н. Эрих. Технический анализ нефтепродуктов и газа, издательство “Химия”, 1975. – 336 с.































Лабораторная работа № 1

Определение плотности нефтепродуктов


Цель занятия: ознакомление с видами плотности и методикой определения плотности нефтепродукта с помощью ареометров (нефтеденсиметров).


Пояснения

Плотность нефти и нефтепродуктов может быть относительной и абсолютной. Относительная плотность показывает отношение плотности нефтепродукта при температуре t 2 к плотности дистиллированной воды при температуре t 1. В Российской Федерации принято определять плотность нефтепродукта при 20° С, а воды — при 4° С. Так как плотность воды при 4° С равна единице, то численные значения относительной и абсолютной плотностей совпадают.

Для определения абсолютной плотности ρ (кг/м3, г/см3) надо массу продукта разделить на его объем, т. е. ρ = m/v. Абсолютная плотность нефтей в РФ колеблется от 0,720 до 0,986 г/см3. Для большинства нефтей она составляет 0,845— 0,900 г/см3.

Плотность нефти и нефтепродуктов зависит от содержания и химического состава легких низкокипящих (обладающих низкой плотностью) и тяжелых высококипящих составных частей (фракций). Действительно, одинаково высококипящие парафиновые углеводороды имеют наименьшую плотность, ароматические — наибольшую, а нафтеновые — примерно среднюю. Вот почему плотность является одной из основных характеристик как нефти, так и нефтепродуктов. Ниже приведены примерные значения относительной плотности нефтяных фракций d420.

Бензиновая ……………………………..0,710—0,780 Керосиновая……………………………0,800—0,860

Дизельная………………………………0,840—0,890

Масляные дистилляты………………...0,870—0,940 hello_html_1138aa04.png

С повышением температуры плотность нефтей и нефтепродуктов уменьшается, а объем возрастает, и наоборот. Зависимость плотности от температуры выражается формулой Д. И. Менделеева:

d 4 t =d 4 20 — а(t- 20) (1.1)

или d 4 20 = d 4 t + а(t — 20),

где— d4t относительная плотность нефтепродукта при температуре t; d420 — относительная плотность нефтепродукта при 20° С; а — температурная поправка к плотности.


Д. И. Менделеев




Значения а приведены ниже:

а d 4 t

0,700—0,710 0,000897

0,750—0,760 0,000831C:\Documents and Settings\user\Мои документы\My Pictures\Samsung\ареометр.BMP

0,800—0,810 0,000765

0,850—0,860 0,000699

0,900—0,910 0,000633

0,920—0,930 0,000607

0,950—0,960 0,000567

0,980—0,990 0,000528

0,990—1,000 0,000515


Рис. 1. Ареометр (нефтеденсиметр).


Плотность нефтепродуктов определяют при помощи ареометра, гидростатических весов или пикнометра. Ареометр — это стеклянный цилиндрический сосуд с шариком, заполненным ртутью. Нижняя часть ареометра представляет собой термометр, а верхняя, градуированная, служит для замера плотности. Отсчитывают ее по верхнему мениску. Для большей точности применяют ареометры с узкими пределами плотности (для бензинов, керосинов и т. д.).

C:\Documents and Settings\user\Local Settings\Temporary Internet Files\Content.Word\Scan05152012_100636.bmp




Рис. 2. Гидростатические весы:

1 – коромысло, 2 – призма, 3 – колонка, 4 – винт в стойке, 5 – регулировочный винт, 6 – противовес, 7 – серьга, 8 – поплавок, 9 – цилиндр.




Более точно плотность определяют при помощи гидростатических весов, которые представляют собой коромысло, установленное посредством конуса 4 (рис. 2) на штативе 2 с основанием 1. Длинная часть коромысла 6 разделена на десять частей (десятая часть находится на конце коромысла — крючке). К концу ее подвешен стеклянный цилиндрический поплавок 7 с термометром, помещенный в цилиндр 8. На другой части коромысла находится груз 5, уравновешивающий поплавок. Горизонтальное положение весов регулируется винтом 3. Работа весов основана на законе Архимеда. После погружения поплавка 7 в жидкость весы выходят из равновесия, и плечо с грузом опускается. Для приведения весов в равновесие на деления плеча с поплавком насаживают дужки — разновесы (обычно четыре). Масса самого большого разновеса равна массе дистиллированной воды при 4°С, вытесняемой поплавком и принимаемой за единицу; масса остальных трех разновесов соответственно в 10, 100 и 1000 раз меньше, чем первого. Предположим, что при определении плотности для уравновешивания весов разновесы размещены так: первый — на седьмом делении, второй — на четвертом, третий — на восьмом и четвертый — на пятом. Следовательно, плотность продукта равна 0,7485 г/см3.

Наиболее точно плотность нефтепродукта можно определить пикнометром. Для этого на аналитических весах взвешивают пустой пикнометр (массой а), пикнометр с водой (массой б) и пикнометр с испытуемым продуктом (массой с). Тогда плотность нефтепродукта равна (с—а) : а). Во всех случаях определения плотности вносят поправки на разницу температур: температуру нефтепродукта приводят к 20, а воды — к 4° С.

Плотность высоковязкого нефтепродукта определяют так. Исследуемый нефтепродукт разбавляют равным объемом керосина известной плотности рк и измеряют плотность смеси ром . Абсолютную плотность нефтепродукта ρ н (г/см3) подсчитывают по формуле ρн =2 ρсм — рк . В некоторых случаях важно знать плотность смеси нефтепродуктов. Вследствие аддитивности (свойство ряда химических величин, соответствующее целому объекту, равно сумме значений величин, соответствующих его частям) этого показателя плотность подсчитывают как среднеарифметическую величину по формуле

(1.2)

C:\Documents and Settings\user\Local Settings\Temporary Internet Files\Content.Word\Scan05152012_100636.bmp




где ρ1 ρ2,..., ρn — абсолютная плотность компонентов смеси, г/cм3; V 1, V 2,..., Vп — соответственно объемы этих компонентов (при одинаковых температурах), см3.

Для нахождения относительной плотности паро- и газообразных нефтепродуктов их массу сравнивают с массой того же объема воздуха при нормальных условиях — давлении 101,3 кПа (≈ 760 мм рт. ст.) и температуре 0°С. Плотность воздуха, при этих условиях равную 1,293 кг/м3, принимают равной единице.


Методика определения

В стеклянный цилиндр, диаметр которого в два и более раз больше диаметра поплавка нефтеденсиметра, осторожно по стенке или по стеклянной палочке наливают испытуемый нефтепродукт, причем в таком количестве, чтобы при погружении в него нефтеденсиметра уровень жидкости не поднялся выше края цилиндра. Чистый и сухой нефтеденсиметр берут за верхний конец и осторожно помещают в жидкость. После того как нефтеденсиметр установится и прекратятся его колебания, производят отсчет по верхнему краю мениска. Глаз наблюдателя при этом должен находиться на уровне мениска. Одновременно с этим отмечают температуру нефтепродукта. Если плотность определяют не при 20 °С, а при какой-нибудь другой температуре, то полученную так называемую видимую плотность пересчитывают по формуле (1) в ρ420 . При этом величину температурной поправки для нефтепродуктов берут из табл. 1.

В очень вязкие нефтепродукты — более 200 мм2/с (более 200 сСт), при 50 °С — нефтеденсиметр не погружается. Предварительное нагревание нефтепродукта выше 40 °С не дает должного эффекта, так как погрешность при вычислении действительной плотности по формуле (1) может превысить допускаемую. Поэтому перед определением плотности очень вязкие нефтепродукты предварительно разбавляют равным объемом тракторного или осветительного керосина. Плотность разбавителя должна быть определена тем же нефтеденсиметром.

Принимая, что плотности испытуемого вязкого продукта ρ1 и разбавителя ρ2 подчиняются правилу аддитивности, т. е. плотность смеси р3 равна среднему арифметическому из плотности ρ1 и р2 ρ3=1 + р2)/2 находим ρ1 по формуле:

ρ1 = 2ρ3 — ρ2 (1.3)

Однако следует отметить, что при значительной разнице в плотностях испытуемого нефтепродукта и разбавителя результат определения плотности получается недостаточно точным.

Таблица 1.

C:\Documents and Settings\user\Local Settings\Temporary Internet Files\Content.Word\Scan05152012_110702.bmp

Задание

  1. Изучив методику определения плотности нефтепродукта с помощью ареометра (нефтеденсиметра), рассчитайте плотность нефтепродукта.


Необходимые принадлежности

  1. Простой карандаш, линейка, ластик.

  2. Калькулятор.


Работа в аудитории

  1. Плотность и её виды.

  2. Определение плотности нефтепродукта при данной температуре.

  3. Нарисовать ареометр.


Содержание отчёта

  1. Номер и название работы;

  2. Цель работы;

  3. Задание с исходными данными;

  4. Необходимые принадлежности;

  5. Выполненные расчёты и задания;

  6. Заключение, ответы на контрольные вопросы.


Контрольные вопросы

  1. Абсолютная и относительные плотности и их определение.

  2. Зависимость плотности от температуры.

  3. Как изменяется плотность фракций нефти в зависимости от температуры перегонки фракций ?

  4. Методы измерения плотности нефтепродуктов.

  5. Как определить плотность смеси нефтепродуктов ?


Литература

    1. Б. В. Белянин, В. Н. Эрих. Технический анализ нефтепродуктов и газа, издательство “Химия”, 1975. – 336 с.



























Практическое занятие № 2

Топлива для карбюраторных двигателей, построение кривой разгонки бензина


Цель занятия: ознакомление с основными характеристиками топлив для карбюраторных двигателей, построение кривой разгонки бензина.


Пояснения

К этим топливам относятся авиационные и автомобильные бензины, а также тракторные керосины. Их важной характеристикой является давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.): 29,3—47,9 (220—360) для авиационных бензинов, 66,5—93,1 (500—700) для автомобильных [летний сорт — не более 66,5 (500)].

Фракционный состав также имеет большое значение. Так, температура выкипания 10% бензина характеризует его пусковые свойства, надежность запуска двигателя в различных условиях, в частности при низкой температуре окружающего воздуха. Температура выкипания 50% бензина характеризует скорость прогрева двигателя при запуске, плавность перехода с одного режима на другой, а также устойчивость его работы. Температуры выкипания 90 и 97,5% авиационного бензина, так же как температура конца кипения автомобильного бензина, определяют однородность рабочей смеси (полноту сгорания топлива в двигателе); это очень важно, так как при неполном сгорании топлива в картер попадают жидкие вещества, смазочное масло разжижается, и двигатель изнашивается быстрее. Кроме того, при неполном сгорании топлива дополнительно загрязняется окружающая среда.

Очень важным показателем топлив, определяющим их нормальное сгорание в карбюраторных двигателях, является детонационная стойкость. При детонационном сгорании скорость распространения фронта пламени нарастает очень быстро и происходит взрыв — детонация, сопровождаемая стуком и встряской двигателя. В результате двигатель быстро выходит из строя. Детонация (франц. detoner - взрываться, от латин. detono - гремлю) - процесс самопроизвольного воспламенения топливовоздушной смеси не от искры свечи, а от теплоты сжимаемой поршнем части рабочей смеси, горение которой приобретает взрывной характер, сопровождается характерным металлическим стуком, повышением токсичности отработавших газов и температуры в цилиндрах двигателя. При этом скорость распространения пламени в камере сгорания увеличивается с 15-20 м/с до 1500-2500 м/с. Мгновенное повышение температуры и возникновение ударных волн о стенки цилиндров может привести к перегреву и оплавлению днища поршней, прогару прокладки головки блока цилиндров, разрушение поршневых колец, ускоренному износу вкладышей коленвала.

Стойкость топлива к детонации оценивают октановым числом (ОЧ).

Авиационные бензины (ГОСТ 1012—72). Они являются топливом самолетов и вертолетов, оборудованных карбюраторными (поршневыми) двигателями. Их выпускают следующих марок: Б-70, Б-100/130, Б-95/130 и Б-91/115. Маркировка состоит из буквы Б (бензин) и цифры, указывающей октановое число бензина, либо дроби, в числителе которой октановое число, а в знаменателе — сортность. Авиационные бензины готовят смешением (компаундированием) базового бензина (бензинов каталитического крекинга или каталитического риформинга), высокооктановых компонентов (изооктана, алкилбензина, изопентана, ароматических углеводородов и др.), тетраэтилсвинца (ТЭС) или других добавок, повышающих октановое число, а также ингибиторов — веществ, предупреждающих окисление топлива (для авиационных бензинов применяют оксидифениламин). Соотношение этих компонентов зависит от их качества и марки приготовляемого бензина.

Температура выкипания 90% бензинов должна быть не выше 145°С, 50% — 105°С и 10% —от 75 до 88°С для бензинов разных марок.

Автомобильные бензины. Эти бензины служат для автомобильных карбюраторных двигателей. Одним из важнейших показателей качества автомобильных бензинов является детонационная стойкость, выражаемая октановым числом.

Октановое число есть показатель детонационной стойкости топлива, численно равный содержанию изооктана (в % об.) в такой его смеси с н-гептаном, которая по интенсивности детонации в одноцилиндровом двигателе в стандартных условиях испытания эквивалентна испытуемому топливу. Октановое число изооктана условно принято равным 100, а н-гептана — нулю. Для определения октанового числа пользуются смесями указанных углеводородов, а для текущего контроля — искусственно приготовленными смесями, так называемыми вторичными эталонными топливами с разными значениями октанового числа.

Октановое число определяется подбором смеси эталонных углеводородов – изооктана, у которого октановое число равно 100 и н-гептана (нормальный гептан), у которого октановое число равно 0. При одинаковых условиях испытания детонационная стойкость равна детонационной стойкости испытываемого бензина. Процентное содержание изооктана в полученной смеси как раз и является октановым числом бензина. Определяют октановое число двумя методами - моторным и исследовательским на специальной моторной установке. При моторном методе имитируются более жесткие условия работы двигателя, при которых топливная смесь после карбюрации нагревается до 150°С, а частота вращения выдерживается постоянной - 900 об/мин. При исследовательскому методе частота вращения снижается до 600 об/мин, а смесь не подогревается.

Технология определения октанового числа такова. Испытательный стенд - это одноцилиндровый двигатель внутреннего сгорания с карбюратором. Запускают его на исследуемом бензине, а уровень детонации фиксируют спецдатчики. После подбирается смесь эталонного топлива - изооктана и н-гептана, на котором двигатель работает так, как и на исследуемом топливе. Полученное процентное содержание изооктана в подобранной эталонной смеси и является характеристикой детонационной стойкости бензина. То есть если в смеси 95% изооктана, то и октановое число будет 95.

При моторном методе испытания режимы и параметры моторной установки позволяют выявить взрывчатые свойства бензина при эксплуатации автомобиля в городских условиях (движение с переменною скоростью). Исследовательский метод имеет менее жесткий режим испытания, что позволяет исследовать процесс сгорания бензина при эксплуатации авто при постоянных режимах работы мотора. Таким образом, октановое число по исследовательскому методу на 5-10 единиц выше, чем по моторному.

Октановое число определяют не одним методом, потому что двигатели бывают разными, и условия их работы тоже разные. Одно – сгорания топлива в двигателе тяжелого грузовика, другое – детонация в двигателе форсированного легкового автомобиля, у которого стрелка тахометра не выходит из красной зоны.

В советские времена, октановое число автомобильных бензинов А-72 и А-76 измерялось по моторному методу, а бензины АИ-93, АИ-95, АИ-98 испытывались по исследовательскому, потому добавлена буква «И» в обозначении марки бензина. Сейчас выпускаются пять типов бензина – А-76, А-80, А-92, А-95, А-98. За исключением А-76, все определяются по исследовательскому методу.

Так как двигатели стали технологично совершеннее и имеют высокую степень сжатия, то нужен высокооктановый бензин. Чтобы получить такое топливо переработкой нефти, затраты будут больше и в продаже оно будет значительно дороже, поэтому используются различные присадки, повышающие октановое число.

Самым эффективным был тетраэтилсвинец. Он не только ядовит сам по себе, но и быстро выводит из строя каталитические нейтрализаторы. Также применялись присадки на основе марганца, но сейчас они запрещены. Еще для повышения октанового числа иногда используют присадку - ферроцен. Плохо что она имеет в своем составе железо и создает трудноудалимый токопроводящий налет на свечах (красного оттенка цвет), который уменьшает срок их службы.

Безвредной для двигателя антидетонационной присадкой является метилтретбутиловый эфир. В наше время он наиболее широко применяется в Украине, России и Европе.

Октановое число бензина повышается при добавлении в него ароматических углеводородов и парафиновых углеводородов изостроения, а также при уменьшении температуры конца кипения. Для повышения октанового числа топлив используются высокооктановые компоненты и антидетонационные присадки. Многие из них (например, МТБЭ) испаряются легче, чем бензин, что приводит к интересному эффекту у машин с негерметичным бензобаком — по мере расходования топлива и испарения присадки октановое число бензина, оставшегося в баке, уменьшается на несколько единиц. Это приводит к лёгкому звону при полной мощности мотора (необорудованного датчиком детонации). Подавляющее большинство современных инжекторных двигателей имеют датчики детонации, позволяющие использовать любой бензин с октановым числом 91—98, в двигатели с высокой степенью сжатия можно заливать бензин с октановым числом не ниже 95 или даже 98.

Для облегчения эксплуатации автомобильные бензины делят на летние и зимние сорта. Бензины зимних сортов, как указывалось выше, имеют более высокое давление насыщенных паров. Кроме того, они (за исключением бензина АИ-98) имеют различные температуры выкипания промежуточных фракций и конца кипения. Ниже приведен фракционный состав автомобильных бензинов (в числителе— для летнего сорта, в знаменателе — для зимнего), СС:

Новые, более экономичные модели двигателей имеют высокую степень сжатия, поэтому их можно эксплуатировать только на бензинах с повышенным октановым числом. Автомобильные бензины готовят смешением (компаундированием) различных компонентов: высокооктановых бензинов каталитического крекинга, каталитического риформинга, алкилатов и изомеризатов легких фракций первичной перегонки нефти. Для приготовления бензинов с более низким октановым числом применяют также бензины термического крекинга и коксования, бензины прямой перегонки нефти с большей температурой конца кипения и деароматизированные продукты (рафинаты), получаемые в производстве ароматических углеводородов при каталитическом риформинге бензиновых фракций.


Задание

  1. Построить кривую разгонки бензина, отложив по горизонтали % отгона бензина, а по вертикали – температуру перегонки. Для построения кривой разгонки бензина использовать данные табл. 1.


Таблица 1. Исходные данные


№№

п/п

Отгон, %

Температура перегонки, 0 С

1.

начало кипения

35

2.

10

70

3.

50

115

4.

90

145

5.

97,5

180

6.

конец кипения

195


  1. Кривая разгонки бензина расположена выше кривой разгонки по ГОСТ. Что это означает: в состав бензина входят более лёгкие или более тяжёлые углеводороды ? Ответить на данный вопрос, используя построенную кривую разгонки бензина.

Необходимые принадлежности

  1. Простой карандаш, линейка, ластик.


Работа в аудитории

  1. Основные характеристики топлив для карбюраторных двигателей.

  2. Октановое число и способы повышения октанового числа бензинов.

  3. Для чего строят кривую разгонки бензина ?

  4. Построить кривую разгонки бензина, используя данные табл.1.

  5. Какие свойства топлив характеризует температура 10%, 50% и 90% отгона?

Содержание отчёта

  1. Номер и название работы;

  2. Цель работы;

  3. Задание с исходными данными;

  4. Необходимые принадлежности;

  5. Выполненные задания;

  6. Заключение, ответы на контрольные вопросы.


Контрольные вопросы

  1. Для каких двигателей используются в качестве топлива бензиновые фракции ?

  2. Какие показатели качества топлив для карбюраторных двигателей ?

  3. Что такое октановое число ?

  4. Как повысить октановое число ?

  5. Характеристики свойств топлив при 10%, 50% и 90% доле отгона.

  6. На каких технологических установках можно получить компоненты автомобильного бензина ?


Литература


    1. В. П. Суханов. Переработка нефти, М.: Высшая школа, 1979. – 335.





















Практическое занятие № 3

Установка ЭЛОУ-АВТ, измерение и регулировка параметров процесса


Цель занятия: ознакомление с технологической установкой ЭЛОУ-АВТ, параметрами процесса.

Пояснения

Установка предназначена для получения из нефти дистиллятов бензина, керосина, дизельного топлива, трех масляных фракций разной вязкости и гудрона. Кроме этих продуктов на установке получаются сухой и жирный газы, сжиженный газ (рефлюкс), легкий вакуумный газойль. На перегонку обычно поступают нефти или смеси нефтей с содержанием светлых дистиллятов (выкипающих до 350 °С) от 42 до 50 % (масс.).

Современные установки большой мощности состоят из следующих блоков:

предварительного нагрева нефти в теплообменниках;

электрообессоливания и обезвоживания нефти (блок ЭЛОУ);

последующего нагрева в теплообменниках;

отбензинивания нефти (колонна повышенного давления с нагревательной печью);

атмосферной колонны (с нагревательной печью и отпарными колоннами);

фракционирования мазута под вакуумом (с нагревательной печью, отпарными колоннами и системой создания вакуума);

стабилизации и вторичной перегонки бензина на узкие фракции.

Технологическая схема установки представлена на рисунке 1. Исходная нефть насосом 1 несколькими параллельными потоками (на схеме показаны четыре потока) проходит через группу теплообменников 7, 8, 9, 10, 11, 12 и. 13, где она нагревается до температуры 100—130 °С. Использование такой системы нагрева нефти позволяет создать более эффективный теплообмен. После теплообменников для усреднения температуры потоки нефти смешиваются в общем коллекторе (на схеме не показан). Далее нефть снова четырьмя параллельными потоками направляется в две ступени электродегидраторов 14 (блок ЭЛОУ). По выходе из блока ЭЛОУ нефть нагревается вначале в параллельно включенных теплообменниках 15 и 16, а затем в теплообменнике 18.

Нагретая до 200—250 °С нефть поступает в отбензинивающую колонну 19 по двум тангенциальным вводам. Из этой колонны сверху уходят газы, пары воды и легкой бензиновой фракции (с концом кипения 120—160 °С). Для конденсации паров и охлаждения смеси служат аппарат воздушного охлаждения 20 и расположенный за ним водяной холодильник 21. В сепараторе 22 от сконденсированной легкой бензиновой фракции отделяются газ и вода. Газ, пройдя клапан, регулирующий давление в системе колонна 19 — сепаратор 22, направляется в секцию очистки от сероводорода, а вода с низа сепаратора 22, который снабжен регулятором межфазового уровня (вода—бензин), поступает в систему очистки сточных вод.

Циркулирующая часть бензина (орошение) возвращается в колонну с помощью насоса 25, а балансовое его количество отводится из этого блока и передается в блок стабилизации бензина, в колонну-стабилизатор 59. Для поддержания температуры низа колонны 19 частично отбензиненная нефть забирается насосом 24, проходит змеевики печи 23 и, нагретая до 350—370 °С, возвращается в нижнюю часть колонны. Балансовое количество отбензиненной нефти с помощью насоса 26 проходит через змеевики печи 27 и с температурой 370—380 °С подается по двум тангенциальным вводам в атмосферную колонну 30.

Из колонны 30 сверху отводятся пары тяжелого бензина и воды, а также газы разложения, образовавшиеся при нагреве нефти в печи 27; они проходят аппарат воздушного охлаждения 31 и водяной холодильник 32. Полученная газожидкостная смесь газ— бензин—вода разделяется в сепараторе 33, с верха которого уходит газ (в топливную систему), а с низа — водяной конденсат (отводится, дренируется, в систему очистки воды). Конденсат тяжелой бензиновой фракции отводится насосом 44 и вместе с фракцией легкого бензина передается на стабилизацию. В качестве орошения атмосферной колонны 30 используется верхнее циркуляционное орошение. Циркулирующая жидкость (флегма) с третьей тарелки (сверху) колонны 30 поступает через аппарат воздушного охлаждения 34 и водяной холодильник 37 на прием насоса 43 и этим насосом закачивается на верхнюю тарелку колонны.

Керосиновая фракция выводится с низа отпарной колонны 35 насосом 42 через теплообменник 7 и аппарат воздушного охлаждения 6 отводится с установки.

Фракция дизельного топлива выводится из отпарной колонны 36 насосом 41. Тепло дизельного топлива используется в теплообменнике-подогревателе 78 колонны 68, затем — в теплообменнике 9. После охлаждения в аппарате воздушного охлаждения 4 фракция дизельного топлива отводится с установки. Для увеличения отбора дизельного топлива в низ колонны 30 подается перегретый (400 °С) водяной пар. Пар подается и в отпарные колонны 35 и 36 для удаления легких фракций.

Атмосферная колонна 30 имеет еще два циркуляционных орошения. Среднее циркуляционное орошение — флегма забирается с ректификационной отборной тарелки насосом 38, прокачивается через теплообменник 10, аппарат воздушного охлаждения 28 и возвращается в колонну 30 на три тарелки выше отборной. Нижнее циркуляционное орошение — флегма забирается с отборной тарелки насосом 39, прокачивается через теплообменник 15, аппарат воздушного охлаждения 29 и возвращается в колонну на третью расположенную выше тарелку.

С низа атмосферной колонны 30 насосом 40 откачивается мазут, который нагревается в змеевике вакуум-печи 56 и по двум тангенциальным вводам подается в вакуумную колонну 48. В сечении питания этой колонны над вводом сырья установлены отбойные тарелки для предотвращения «заноса» капель жидкого остатка. Для орошения верха колонны 48 используется верхнее циркуляционное орошение: первая масляная фракция с третьей верхней тарелки вакуумной колонны забирается насосом 51, прокачивается через теплообменник 12, аппарат воздушного охлаждения 47 и после него циркулирующая часть возвращается на верхнюю тарелку колонны 48. Балансовое количество первой масляной фракции отводится с установки.

Неконденсирующиеся вверху вакуумной колонны компоненты, представляющие смесь легких фракций, газов разложения, паров воды и воздуха (засасываемый через неплотности), выводятся из колонны 48 и охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения 46 (его может и не быть), затем в водяной холодильник поверхностного типа 45, после которого газожидкостная смесь поступает в систему создания вакуума .

Вторая масляная фракция выводится с низа отпарной колонны 49 насосом 54 и после теплообменника 11, аппарата воздушного охлаждения 3 откачивается с установки. Третья масляная фракция отводится с низа отпарной колонны 50 и направляется насосом 52 через теплообменник 13 и аппарат воздушного охлаждения 2 в резервуар.

Нижнее циркуляционное орошение вакуумной колонны 48 осуществляется с помощью насоса 55, которым флегма возвращается через теплообменники 16 и аппарат воздушного охлаждения 17 в колонну. Для увеличения отбора третьей масляной фракции в низ колонны 48 подают водяной пар. Гудрон с низа колонны 48 забирают насосом 53 и откачивают с установки через теплообменники 18 и 8 и аппарат воздушного охлаждения 5.

Нестабильные бензины из сепараторов 22 и 33 насосами 25 и 44 двумя параллельными потоками вначале проходят теплообменники 60 и 61, затем поступают в колонну 59. Питание колонны двумя потоками бензинов (легкого и тяжелого) в различные секции позволяет уменьшить расход энергии на стабилизацию бензина. В колонне 59 из бензиновой фракции удаляются растворенные газы, которые выводятся сверху и направляются в аппарат воздушного охлаждения 58, затем в водяной холодильник 57 и сепаратор 72. В сепараторе 72 жирный газ отделяется от сконденсированных легких углеводородов, сжиженного газа (рефлюкса). Циркулирующая часть сжиженного газа нагнетается насосом 73 на верх колонны 59 в качестве орошения, а балансовое количество отводится на установку газофракционирования, куда также направляют и жирный газ. Подвод тепла в низ стабилизационной колонны 59 осуществляется циркуляцией стабильного бензина с помощью насоса 74 через змеевик печи 75.

Стабильный бензин отбирается с низа колонны 59 и передается в блок вторичного фракционирования в колонны 62 и 68. С верха колонны 62 отводится фракция н. к. —85 °С, которая направляется в колонну 68 в качестве парового питания. Циркулирующая часть фракции н. к. —85 °С поступает в аппарат воздушного охлаждения 65, далее в холодильник 66, сборник 67 и насосом 77 подается на орошение колонны 62. С низа колонны 62 фракция 85—120 °С (или 85—180 °С) отводится с установки через теплообменник 61 и аппарат воздушного охлаждения 63. С верха колонны 68 отводится фракция н. к. —62 °С, которая поступает в аппарат воздушного охлаждения 69, водяной холодильник 70, сборник 71, откуда циркулирующая часть подается на орошение колонны 68, а балансовое количество отводится с установки. Тепло в низ колонны 68 подводится от теплообменника 78 за счет тепла дизельного топлива. Выводимая с низа колонны 68 фракция 62—85 °С насосом 79 отводится с установки через теплообменник 60 и аппарат воздушного охлаждения 64.

Давление и температура в основных колоннах:

колонны

Давление вверху

колонны (избыточное),

МПа

Температура, С

Верха

Низа

Ввода сырья

19

30

35

36

48

49

50

0,4-0,6

0,07-0,10

0,07-0,10

0,07-0,10

7,85-8,85 *

7,85-8,85 *

7,85-8,85 *

150-170

170-190

-

-

180-200

-

-

240-250

330-350

200-250

280-300

350-360

260-270

330-350

180-250

350-370

-

-

380-400

-

-

* кПа

II-4


Рис. 2. Система создания вакуума:

1 – вакуумный сепаратор, 2 – отстойник, 3 – эжекторы, 4 – конденсатор, 5 – насос.


Система создания вакуума. Вакуум в вакуумной колонне 48 создается с помощью системы паровых эжекторов. По выходе из водяного конденсатора-холодильника 45 газожидкостная смесь поступает в вакуумный сепаратор 1, откуда жидкость (смесь углеводородов и воды) стекает по вертикальной трубе (длиной более 10 м) в отстойник 2. Газы и воздух отсасываются из сепаратора 1 тремя последовательно соединенными эжекторами 3. Пары и газы после каждого эжектора поступают в конденсатор 4 (поверхностного типа) водяного пара. Образующийся конденсат стекает в отстойник 2. После третьего эжектора и последнего конденсатора газ отводится из системы и направляется к форсункам трубчатых печей, где используется как топливо.

В отстойнике 2 легкий газойль отделяется от воды и далее насосом 5 откачивается с установки. Водяной конденсат чаще всего используется для промывки нефти в блоке ЭЛОУ.





C:\Documents and Settings\user\Local Settings\Temporary Internet Files\Content.Word\Scan05152012_144858.bmp

Рис. 1. Технологическая схема установки ЭЛОУ-АВТ.

Технологическая схема установки ЭЛОУ-АВТ: 1, 24-36, 38-44, 51-55, 73, 74, 76, 77, 78, 79, 80 – насосы, 2-6, 17, 20, 28, 29, 31,34, 46, 47, 58, 63-65, 69 – аппараты воздушного охлаждения, 7-13, 15, 16, 18, 60, 61, 78 – теплообменники, 14 – электродегидраторы, 19 – колонна отбензинивания нефти, 21, 32, 37, 45, 57, 66, 70 – водяные конденсаторы-холодильники, 22, 33, 67, 71, 72 – сепараторы-сборники, 23, 27, 56, 75 – печи, 30 – основная атмосферная колонна, 35, 36, 49, 50 – отпарные колонны, 59 – стабилизатор, 62-68 – колонны вторичного фракционирования бензина.


Задание

  1. Выделить основные блоки на установке ЭЛОУ-АВТ и нарисовать блок-схему данной установки.


Необходимые принадлежности

  1. Простой карандаш, линейка, ластик.


Работа в аудитории

  1. Изучить установку ЭЛОУ-АВТ, основные параметры работы технологического оборудования.

  2. Что даёт использования колонны отбензинивания нефти ?

  3. С какой целью используется блок стабилизации и вторичной перегонки бензина ?

  4. Почему мазут перегоняется в вакууме ?


Содержание отчёта

  1. Номер и название работы;

  2. Цель работы;

  3. Задание с исходными данными;

  4. Необходимые принадлежности;

  5. Выполненные задания;

  6. Заключение, ответы на контрольные вопросы.


Контрольные вопросы

  1. Назначение установки ЭЛОУ-АВТ, основные блоки установки.

  2. Основные блоки установки.

  3. Сколько должно быть воды и солей в нефти после блока ЭЛОУ ?

  4. Какая фракция является остатком атмосферной колонны ?

  5. Какая фракция является остатком вакуумной колонны ?

  6. Простой или сложной колонной является колонна 30 ?

  7. Какие виды орошения используются в атмосферной колонне ?

  8. Какие виды орошения используются в вакуумной колонне ?

  9. Как подводится тепло вниз колонн 59, 62, 68 ?

  10. В чём отличие сухого и жирного газа ?



Литература

  1. В. П. Суханов. Переработка нефти, М.: Высшая школа, 1979. – 335.

  2. Б. И. Бондаренко. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. М., Химия, 1983. – 128 с.










































Практическое занятие № 4

Решение нестандартных ситуаций на установке ЭЛОУ-АВТ


Цель занятия: выполнение заданий по решению нестандартных ситуаций на установке ЭЛОУ-АВТ.

Пояснения

Установка предназначена для получения из нефти дистиллятов бензина, керосина, дизельного топлива, трех масляных фракций разной вязкости и гудрона. Кроме этих продуктов на установке получаются сухой и жирный газы, сжиженный газ (рефлюкс), легкий вакуумный газойль. На перегонку обычно поступают нефти или смеси нефтей с содержанием светлых дистиллятов (выкипающих до 350 °С) от 42 до 50 % (масс.).

Современные установки большой мощности состоят из следующих блоков:

предварительного нагрева нефти в теплообменниках;

электрообессоливания и обезвоживания нефти (блок ЭЛОУ);

последующего нагрева в теплообменниках;

отбензинивания нефти (колонна повышенного давления с нагревательной печью);

атмосферной колонны (с нагревательной печью и отпарными колоннами);

фракционирования мазута под вакуумом (с нагревательной печью, отпарными колоннами и системой создания вакуума);

стабилизации и вторичной перегонки бензина на узкие фракции.

Технологическая схема установки представлена на рисунке 1. Исходная нефть насосом 1 несколькими параллельными потоками (на схеме показаны четыре потока) проходит через группу теплообменников 7, 8, 9, 10, 11, 12 и. 13, где она нагревается до температуры 100—130 °С. Использование такой системы нагрева нефти позволяет создать более эффективный теплообмен. После теплообменников для усреднения температуры потоки нефти смешиваются в общем коллекторе (на схеме не показан). Далее нефть снова четырьмя параллельными потоками направляется в две ступени электродегидраторов 14 (блок ЭЛОУ). По выходе из блока ЭЛОУ нефть нагревается вначале в параллельно включенных теплообменниках 15 и 16, а затем в теплообменнике 18.

Нагретая до 200—250 °С нефть поступает в отбензинивающую колонну 19 по двум тангенциальным вводам. Из этой колонны сверху уходят газы, пары воды и легкой бензиновой фракции (с концом кипения 120—160 °С). Для конденсации паров и охлаждения смеси служат аппарат воздушного охлаждения 20 и расположенный за ним водяной холодильник 21. В сепараторе 22 от сконденсированной легкой бензиновой фракции отделяются газ и вода. Газ, пройдя клапан, регулирующий давление в системе колонна 19 — сепаратор 22, направляется в секцию очистки от сероводорода, а вода с низа сепаратора 22, который снабжен регулятором межфазового уровня (вода—бензин), поступает в систему очистки сточных вод.

Циркулирующая часть бензина (орошение) возвращается в колонну с помощью насоса 25, а балансовое его количество отводится из этого блока и передается в блок стабилизации бензина, в колонну-стабилизатор 59. Для поддержания температуры низа колонны 19 частично отбензиненная нефть забирается насосом 24, проходит змеевики печи 23 и, нагретая до 350—370 °С, возвращается в нижнюю часть колонны. Балансовое количество отбензиненной нефти с помощью насоса 26 проходит через змеевики печи 27 и с температурой 370—380 °С подается по двум тангенциальным вводам в атмосферную колонну 30.

Из колонны 30 сверху отводятся пары тяжелого бензина и воды, а также газы разложения, образовавшиеся при нагреве нефти в печи 27; они проходят аппарат воздушного охлаждения 31 и водяной холодильник 32. Полученная газожидкостная смесь газ— бензин—вода разделяется в сепараторе 33, с верха которого уходит газ (в топливную систему), а с низа — водяной конденсат (отводится, дренируется, в систему очистки воды). Конденсат тяжелой бензиновой фракции отводится насосом 44 и вместе с фракцией легкого бензина передается на стабилизацию. В качестве орошения атмосферной колонны 30 используется верхнее циркуляционное орошение. Циркулирующая жидкость (флегма) с третьей тарелки (сверху) колонны 30 поступает через аппарат воздушного охлаждения 34 и водяной холодильник 37 на прием насоса 43 и этим насосом закачивается на верхнюю тарелку колонны.

Керосиновая фракция выводится с низа отпарной колонны 35 насосом 42 через теплообменник 7 и аппарат воздушного охлаждения 6 отводится с установки.

Фракция дизельного топлива выводится из отпарной колонны 36 насосом 41. Тепло дизельного топлива используется в теплообменнике-подогревателе 78 колонны 68, затем — в теплообменнике 9. После охлаждения в аппарате воздушного охлаждения 4 фракция дизельного топлива отводится с установки. Для увеличения отбора дизельного топлива в низ колонны 30 подается перегретый (400 °С) водяной пар. Пар подается и в отпарные колонны 35 и 36 для удаления легких фракций.

Атмосферная колонна 30 имеет еще два циркуляционных орошения. Среднее циркуляционное орошение — флегма забирается с ректификационной отборной тарелки насосом 38, прокачивается через теплообменник 10, аппарат воздушного охлаждения 28 и возвращается в колонну 30 на три тарелки выше отборной. Нижнее циркуляционное орошение — флегма забирается с отборной тарелки насосом 39, прокачивается через теплообменник 15, аппарат воздушного охлаждения 29 и возвращается в колонну на третью расположенную выше тарелку.

С низа атмосферной колонны 30 насосом 40 откачивается мазут, который нагревается в змеевике вакуум-печи 56 и по двум тангенциальным вводам подается в вакуумную колонну 48. В сечении питания этой колонны над вводом сырья установлены отбойные тарелки для предотвращения «заноса» капель жидкого остатка. Для орошения верха колонны 48 используется верхнее циркуляционное орошение: первая масляная фракция с третьей верхней тарелки вакуумной колонны забирается насосом 51, прокачивается через теплообменник 12, аппарат воздушного охлаждения 47 и после него циркулирующая часть возвращается на верхнюю тарелку колонны 48. Балансовое количество первой масляной фракции отводится с установки.

Неконденсирующиеся вверху вакуумной колонны компоненты, представляющие смесь легких фракций, газов разложения, паров воды и воздуха (засасываемый через неплотности), выводятся из колонны 48 и охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения 46 (его может и не быть), затем в водяной холодильник поверхностного типа 45, после которого газожидкостная смесь поступает в систему создания вакуума .

Вторая масляная фракция выводится с низа отпарной колонны 49 насосом 54 и после теплообменника 11, аппарата воздушного охлаждения 3 откачивается с установки. Третья масляная фракция отводится с низа отпарной колонны 50 и направляется насосом 52 через теплообменник 13 и аппарат воздушного охлаждения 2 в резервуар.

Нижнее циркуляционное орошение вакуумной колонны 48 осуществляется с помощью насоса 55, которым флегма возвращается через теплообменники 16 и аппарат воздушного охлаждения 17 в колонну. Для увеличения отбора третьей масляной фракции в низ колонны 48 подают водяной пар. Гудрон с низа колонны 48 забирают насосом 53 и откачивают с установки через теплообменники 18 и 8 и аппарат воздушного охлаждения 5.

Нестабильные бензины из сепараторов 22 и 33 насосами 25 и 44 двумя параллельными потоками вначале проходят теплообменники 60 и 61, затем поступают в колонну 59. Питание колонны двумя потоками бензинов (легкого и тяжелого) в различные секции позволяет уменьшить расход энергии на стабилизацию бензина. В колонне 59 из бензиновой фракции удаляются растворенные газы, которые выводятся сверху и направляются в аппарат воздушного охлаждения 58, затем в водяной холодильник 57 и сепаратор 72. В сепараторе 72 жирный газ отделяется от сконденсированных легких углеводородов, сжиженного газа (рефлюкса). Циркулирующая часть сжиженного газа нагнетается насосом 73 на верх колонны 59 в качестве орошения, а балансовое количество отводится на установку газофракционирования, куда также направляют и жирный газ. Подвод тепла в низ стабилизационной колонны 59 осуществляется циркуляцией стабильного бензина с помощью насоса 74 через змеевик печи 75.

Стабильный бензин отбирается с низа колонны 59 и передается в блок вторичного фракционирования в колонны 62 и 68. С верха колонны 62 отводится фракция н. к. —85 °С, которая направляется в колонну 68 в качестве парового питания. Циркулирующая часть фракции н. к. —85 °С поступает в аппарат воздушного охлаждения 65, далее в холодильник 66, сборник 67 и насосом 77 подается на орошение колонны 62. С низа колонны 62 фракция 85—120 °С (или 85—180 °С) отводится с установки через теплообменник 61 и аппарат воздушного охлаждения 63. С верха колонны 68 отводится фракция н. к. —62 °С, которая поступает в аппарат воздушного охлаждения 69, водяной холодильник 70, сборник 71, откуда циркулирующая часть подается на орошение колонны 68, а балансовое количество отводится с установки. Тепло в низ колонны 68 подводится от теплообменника 78 за счет тепла дизельного топлива. Выводимая с низа колонны 68 фракция 62—85 °С насосом 79 отводится с установки через теплообменник 60 и аппарат воздушного охлаждения 64.

Давление и температура в основных колоннах:

колонны

Давление вверху

колонны (избыточное),

МПа

Температура, С

Верха

Низа

Ввода сырья

19

30

35

36

48

49

50

0,4-0,6

0,07-0,10

0,07-0,10

0,07-0,10

7,85-8,85 *

7,85-8,85 *

7,85-8,85 *

150-170

170-190

-

-

180-200

-

-

240-250

330-350

200-250

280-300

350-360

260-270

330-350

180-250

350-370

-

-

380-400

-

-

* кПа

II-4


Рис. 2. Система создания вакуума:

1 – вакуумный сепаратор, 2 – отстойник, 3 – эжекторы, 4 – конденсатор, 5 – насос.


Система создания вакуума. Вакуум в вакуумной колонне 48 создается с помощью системы паровых эжекторов. По выходе из водяного конденсатора-холодильника 45 газожидкостная смесь поступает в вакуумный сепаратор 1, откуда жидкость (смесь углеводородов и воды) стекает по вертикальной трубе (длиной более 10 м) в отстойник 2. Газы и воздух отсасываются из сепаратора 1 тремя последовательно соединенными эжекторами 3. Пары и газы после каждого эжектора поступают в конденсатор 4 (поверхностного типа) водяного пара. Образующийся конденсат стекает в отстойник 2. После третьего эжектора и последнего конденсатора газ отводится из системы и направляется к форсункам трубчатых печей, где используется как топливо.

В отстойнике 2 легкий газойль отделяется от воды и далее насосом 5 откачивается с установки. Водяной конденсат чаще всего используется для промывки нефти в блоке ЭЛОУ.





C:\Documents and Settings\user\Local Settings\Temporary Internet Files\Content.Word\Scan05152012_144858.bmp

Рис. 1. Технологическая схема установки ЭЛОУ-АВТ.



Технологическая схема установки ЭЛОУ-АВТ: 1, 24-36, 38-44, 51-55, 73, 74, 76, 77, 78, 79, 80 – насосы, 2-6, 17, 20, 28, 29, 31,34, 46, 47, 58, 63-65, 69 – аппараты воздушного охлаждения, 7-13, 15, 16, 18, 60, 61, 78 – теплообменники, 14 – электродегидраторы, 19 – колонна отбензинивания нефти, 21, 32, 37, 45, 57, 66, 70 – водяные конденсаторы-холодильники, 22, 33, 67, 71, 72 – сепараторы-сборники, 23, 27, 56, 75 – печи, 30 – основная атмосферная колонна, 35, 36, 49, 50 – отпарные колонны, 59 – стабилизатор, 62-68 – колонны вторичного фракционирования бензина.

При работе технологического оборудования возможны нестандартные ситуации, приводящие к изменению параметров технологического процесса. Например: повышение температуры верха ректификационной колонны может наблюдаться вследствие маленького орошения, увеличения подвода тепла вниз колонны, повышения температуры ввода сырья. Чтобы температура верха ректификационной колонны понизилась, нужно увеличить орошение, уменьшить температуру ввода сырья, уменьшить подвод тепла вниз колонны. Затем проверить температуру верха по КИП и А. Решение данной ситуации можно представить виде алгоритма по схеме (рис. 3).


Повышение температуры верха колонны







Повышение температуры ввода сырья

Увеличение подвода тепла вниз колонны

Маленькое орошение








Уменьшить температуру ввода сырья

Увеличить орошение

Уменьшить

подвод тепла вниз колонны







Температура норма, проверка

по КИП и А






Рис. 3. Алгоритм повышения температуры верха ректификационной колонны.




Задание

  1. Составить алгоритм повышения температуры верха колонны отбензинивания нефти 19.

  2. Составить алгоритм понижения температуры низа основной атмосферной колонны 30.

  3. Составить алгоритм понижения температуры верха колонны стабилизатора 59 .

  4. Составить алгоритм повышения температуры низа колонны вторичного фракционирования бензина 68.


Необходимые принадлежности

  1. Простой карандаш, линейка, ластик.


Работа в аудитории

  1. Изучить причины повышения и понижения температуры верха и низа ректификационных колонн.

  2. Составить алгоритмы повышения и понижения температуры верха и низа ректификационных колонн согласно заданиям.


Содержание отчёта

  1. Номер и название работы;

  2. Цель работы;

  3. Задание с исходными данными;

  4. Необходимые принадлежности;

  5. Выполненные задания;

  6. Заключение, ответы на контрольные вопросы.


Контрольные вопросы

  1. Причины повышения температуры верха ректификационной колонны.

  2. Причины повышения температуры низа ректификационной колонны.

  3. Причины понижения температуры верха ректификационной колонны.

  4. Причины понижения температуры верха ректификационной колонны.


Литература

  1. В. П. Суханов. Переработка нефти, М.: Высшая школа, 1979. – 335.

  2. Б. И. Бондаренко. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. М., Химия, 1983. – 128 с.








Практическое занятие № 5

Составление блоков установки ЭЛОУ-АВТ (учебно-технологическая игра “Технологическое лото”)


Цель занятия: составление блоков установки ЭЛОУ-АВТ.


Пояснения

Установка предназначена для получения из нефти дистиллятов бензина, керосина, дизельного топлива, трех масляных фракций разной вязкости и гудрона. Кроме этих продуктов на установке получаются сухой и жирный газы, сжиженный газ (рефлюкс), легкий вакуумный газойль. На перегонку обычно поступают нефти или смеси нефтей с содержанием светлых дистиллятов (выкипающих до 350 °С) от 42 до 50 % (масс.).

Современные установки большой мощности состоят из следующих блоков:

предварительного нагрева нефти в теплообменниках;

электрообессоливания и обезвоживания нефти (блок ЭЛОУ);

последующего нагрева в теплообменниках;

отбензинивания нефти (колонна повышенного давления с нагревательной печью);

атмосферной колонны (с нагревательной печью и отпарными колоннами);

фракционирования мазута под вакуумом (с нагревательной печью, отпарными колоннами и системой создания вакуума);

стабилизации и вторичной перегонки бензина на узкие фракции.

Технологическая схема установки представлена на рисунке 1. Исходная нефть насосом 1 несколькими параллельными потоками (на схеме показаны четыре потока) проходит через группу теплообменников 7, 8, 9, 10, 11, 12 и. 13, где она нагревается до температуры 100—130 °С. Использование такой системы нагрева нефти позволяет создать более эффективный теплообмен. После теплообменников для усреднения температуры потоки нефти смешиваются в общем коллекторе (на схеме не показан). Далее нефть снова четырьмя параллельными потоками направляется в две ступени электродегидраторов 14 (блок ЭЛОУ). По выходе из блока ЭЛОУ нефть нагревается вначале в параллельно включенных теплообменниках 15 и 16, а затем в теплообменнике 18.

Нагретая до 200—250 °С нефть поступает в отбензинивающую колонну 19 по двум тангенциальным вводам. Из этой колонны сверху уходят газы, пары воды и легкой бензиновой фракции (с концом кипения 120—160 °С). Для конденсации паров и охлаждения смеси служат аппарат воздушного охлаждения 20 и расположенный за ним водяной холодильник 21. В сепараторе 22 от сконденсированной легкой бензиновой фракции отделяются газ и вода. Газ, пройдя клапан, регулирующий давление в системе колонна 19 — сепаратор 22, направляется в секцию очистки от сероводорода, а вода с низа сепаратора 22, который снабжен регулятором межфазового уровня (вода—бензин), поступает в систему очистки сточных вод.

Циркулирующая часть бензина (орошение) возвращается в колонну с помощью насоса 25, а балансовое его количество отводится из этого блока и передается в блок стабилизации бензина, в колонну-стабилизатор 59. Для поддержания температуры низа колонны 19 частично отбензиненная нефть забирается насосом 24, проходит змеевики печи 23 и, нагретая до 350—370 °С, возвращается в нижнюю часть колонны. Балансовое количество отбензиненной нефти с помощью насоса 26 проходит через змеевики печи 27 и с температурой 370—380 °С подается по двум тангенциальным вводам в атмосферную колонну 30.

Из колонны 30 сверху отводятся пары тяжелого бензина и воды, а также газы разложения, образовавшиеся при нагреве нефти в печи 27; они проходят аппарат воздушного охлаждения 31 и водяной холодильник 32. Полученная газожидкостная смесь газ— бензин—вода разделяется в сепараторе 33, с верха которого уходит газ (в топливную систему), а с низа — водяной конденсат (отводится, дренируется, в систему очистки воды). Конденсат тяжелой бензиновой фракции отводится насосом 44 и вместе с фракцией легкого бензина передается на стабилизацию. В качестве орошения атмосферной колонны 30 используется верхнее циркуляционное орошение. Циркулирующая жидкость (флегма) с третьей тарелки (сверху) колонны 30 поступает через аппарат воздушного охлаждения 34 и водяной холодильник 37 на прием насоса 43 и этим насосом закачивается на верхнюю тарелку колонны.

Керосиновая фракция выводится с низа отпарной колонны 35 насосом 42 через теплообменник 7 и аппарат воздушного охлаждения 6 отводится с установки.

Фракция дизельного топлива выводится из отпарной колонны 36 насосом 41. Тепло дизельного топлива используется в теплообменнике-подогревателе 78 колонны 68, затем — в теплообменнике 9. После охлаждения в аппарате воздушного охлаждения 4 фракция дизельного топлива отводится с установки. Для увеличения отбора дизельного топлива в низ колонны 30 подается перегретый (400 °С) водяной пар. Пар подается и в отпарные колонны 35 и 36 для удаления легких фракций.

Атмосферная колонна 30 имеет еще два циркуляционных орошения. Среднее циркуляционное орошение — флегма забирается с ректификационной отборной тарелки насосом 38, прокачивается через теплообменник 10, аппарат воздушного охлаждения 28 и возвращается в колонну 30 на три тарелки выше отборной. Нижнее циркуляционное орошение — флегма забирается с отборной тарелки насосом 39, прокачивается через теплообменник 15, аппарат воздушного охлаждения 29 и возвращается в колонну на третью расположенную выше тарелку.

С низа атмосферной колонны 30 насосом 40 откачивается мазут, который нагревается в змеевике вакуум-печи 56 и по двум тангенциальным вводам подается в вакуумную колонну 48. В сечении питания этой колонны над вводом сырья установлены отбойные тарелки для предотвращения «заноса» капель жидкого остатка. Для орошения верха колонны 48 используется верхнее циркуляционное орошение: первая масляная фракция с третьей верхней тарелки вакуумной колонны забирается насосом 51, прокачивается через теплообменник 12, аппарат воздушного охлаждения 47 и после него циркулирующая часть возвращается на верхнюю тарелку колонны 48. Балансовое количество первой масляной фракции отводится с установки.

Неконденсирующиеся вверху вакуумной колонны компоненты, представляющие смесь легких фракций, газов разложения, паров воды и воздуха (засасываемый через неплотности), выводятся из колонны 48 и охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения 46 (его может и не быть), затем в водяной холодильник поверхностного типа 45, после которого газожидкостная смесь поступает в систему создания вакуума .

Вторая масляная фракция выводится с низа отпарной колонны 49 насосом 54 и после теплообменника 11, аппарата воздушного охлаждения 3 откачивается с установки. Третья масляная фракция отводится с низа отпарной колонны 50 и направляется насосом 52 через теплообменник 13 и аппарат воздушного охлаждения 2 в резервуар.

Нижнее циркуляционное орошение вакуумной колонны 48 осуществляется с помощью насоса 55, которым флегма возвращается через теплообменники 16 и аппарат воздушного охлаждения 17 в колонну. Для увеличения отбора третьей масляной фракции в низ колонны 48 подают водяной пар. Гудрон с низа колонны 48 забирают насосом 53 и откачивают с установки через теплообменники 18 и 8 и аппарат воздушного охлаждения 5.

Нестабильные бензины из сепараторов 22 и 33 насосами 25 и 44 двумя параллельными потоками вначале проходят теплообменники 60 и 61, затем поступают в колонну 59. Питание колонны двумя потоками бензинов (легкого и тяжелого) в различные секции позволяет уменьшить расход энергии на стабилизацию бензина. В колонне 59 из бензиновой фракции удаляются растворенные газы, которые выводятся сверху и направляются в аппарат воздушного охлаждения 58, затем в водяной холодильник 57 и сепаратор 72. В сепараторе 72 жирный газ отделяется от сконденсированных легких углеводородов, сжиженного газа (рефлюкса). Циркулирующая часть сжиженного газа нагнетается насосом 73 на верх колонны 59 в качестве орошения, а балансовое количество отводится на установку газофракционирования, куда также направляют и жирный газ. Подвод тепла в низ стабилизационной колонны 59 осуществляется циркуляцией стабильного бензина с помощью насоса 74 через змеевик печи 75.

Стабильный бензин отбирается с низа колонны 59 и передается в блок вторичного фракционирования в колонны 62 и 68. С верха колонны 62 отводится фракция н. к. —85 °С, которая направляется в колонну 68 в качестве парового питания. Циркулирующая часть фракции н. к. —85 °С поступает в аппарат воздушного охлаждения 65, далее в холодильник 66, сборник 67 и насосом 77 подается на орошение колонны 62. С низа колонны 62 фракция 85—120 °С (или 85—180 °С) отводится с установки через теплообменник 61 и аппарат воздушного охлаждения 63. С верха колонны 68 отводится фракция н. к. —62 °С, которая поступает в аппарат воздушного охлаждения 69, водяной холодильник 70, сборник 71, откуда циркулирующая часть подается на орошение колонны 68, а балансовое количество отводится с установки. Тепло в низ колонны 68 подводится от теплообменника 78 за счет тепла дизельного топлива. Выводимая с низа колонны 68 фракция 62—85 °С насосом 79 отводится с установки через теплообменник 60 и аппарат воздушного охлаждения 64.

Давление и температура в основных колоннах:

колонны

Давление вверху

колонны (избыточное),

МПа

Температура, С

Верха

Низа

Ввода сырья

19

30

35

36

48

49

50

0,4-0,6

0,07-0,10

0,07-0,10

0,07-0,10

7,85-8,85 *

7,85-8,85 *

7,85-8,85 *

150-170

170-190

-

-

180-200

-

-

240-250

330-350

200-250

280-300

350-360

260-270

330-350

180-250

350-370

-

-

380-400

-

-

* кПа

II-4


Рис. 2. Система создания вакуума:

1 – вакуумный сепаратор, 2 – отстойник, 3 – эжекторы, 4 – конденсатор, 5 – насос.


Система создания вакуума. Вакуум в вакуумной колонне 48 создается с помощью системы паровых эжекторов. По выходе из водяного конденсатора-холодильника 45 газожидкостная смесь поступает в вакуумный сепаратор 1, откуда жидкость (смесь углеводородов и воды) стекает по вертикальной трубе (длиной более 10 м) в отстойник 2. Газы и воздух отсасываются из сепаратора 1 тремя последовательно соединенными эжекторами 3. Пары и газы после каждого эжектора поступают в конденсатор 4 (поверхностного типа) водяного пара. Образующийся конденсат стекает в отстойник 2. После третьего эжектора и последнего конденсатора газ отводится из системы и направляется к форсункам трубчатых печей, где используется как топливо.

В отстойнике 2 легкий газойль отделяется от воды и далее насосом 5 откачивается с установки. Водяной конденсат чаще всего используется для промывки нефти в блоке ЭЛОУ.





C:\Documents and Settings\user\Local Settings\Temporary Internet Files\Content.Word\Scan05152012_144858.bmp

Рис. 1. Технологическая схема установки ЭЛОУ-АВТ.

Технологическая схема установки ЭЛОУ-АВТ: 1, 24-36, 38-44, 51-55, 73, 74, 76, 77, 78, 79, 80 – насосы, 2-6, 17, 20, 28, 29, 31,34, 46, 47, 58, 63-65, 69 – аппараты воздушного охлаждения, 7-13, 15, 16, 18, 60, 61, 78 – теплообменники, 14 – электродегидраторы, 19 – колонна отбензинивания нефти, 21, 32, 37, 45, 57, 66, 70 – водяные конденсаторы-холодильники, 22, 33, 67, 71, 72 – сепараторы-сборники, 23, 27, 56, 75 – печи, 30 – основная атмосферная колонна, 35, 36, 49, 50 – отпарные колонны, 59 – стабилизатор, 62-68 – колонны вторичного фракционирования бензина.

Программный материал по конструированию технологических схем различных установок наилучшим образом усваивается в игре “Технологическое лото”.

Технологическая установка ЭЛОУ-АВТ разбивается на блоки:

  1. Блок ЭЛОУ.

  2. Блок отбензинивания нефти и атмосферный блок.

  3. Вакуумный блок.

  4. Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина.

По условиям игры класс разбивается на звенья по 4-5 человек в зависимости от количества блоков установки или количества технологических схем. Арбитры – ассистенты-помощники преподавателя, которым даётся карта активности участника игры (схема 1). Деятельность и активность арбитров наблюдает и оценивает преподаватель, учитывая при этом мнения учащихся-участников игры. Правила игры зачитываются преподавателем и отпечатанные вручаются каждому звену.


ПРАВИЛА ИГРЫ

  1. Комплект из карточек-лото с картой активности вручается бригадирам (арбитрам) каждой бригады (звена).

  2. Арбитр распределяет карточки поровну между членами бригады.

  3. Каждому члену бригады “присваивается” должность оператора технологической установки или блока.

  4. По команде «Начать сбор карточек” каждый оператор, передавая по кругу карточки, отдаёт ненужные, оставляя при этом только свои, т. е. необходимые для сборки своей установки или блока.

  5. За один ход отдаётся только одна карточка.

  6. Арбитр строго следит за обязательностью хода и последовательностью ходов.

  7. Пропуск хода разрешается, если на руках только свои карточки.

  8. Пропуск хода считается большим нарушением правил игры, если у учащегося “чужая” карточка, и он её задерживает.

  9. После сигнала “Отбор карточек закончен” фиксируется время окончания игры.

  10. Преподаватель обходит бригады и проверяет правильность сборки схемы.

  11. Преподаватель совместно с арбитрами подводит итог игры.


Схема 1

КАРТА АКТИВНОСТИ СТУДЕНТА (ЗВЕНА)

(КАРТА ОБРАТНОЙ СВЯЗИ)

Арбитр___________________________

Звено_________ Ф.И.О. студента, назначенного в

коллегию арбитров


№№

п/п


Ф.И.О. студентов

Параметры оценки участия в игре


Скорость

ходов

Точность

(сборки

схемы)

Помощь

звену

Общая

оценка

студен-

та

Да

нет

Да

нет


1.








2.








3.








4.








5.









Итоговые результаты звена:


В ходе игры возможна замена оператора соседнего блока. При этом оценочный балл учащегося повышается. Завершающим этапом игры на этом уроке является комментарий преподавателем действий каждого звена.


Задание

  1. Сбор блоков технологической схемы установки ЭЛОУ-АВТ согласно присвоенным номерам блоков.

  2. Изменение номеров блоков и сбор блоков технологической схемы установки ЭЛОУ-АВТ.

Необходимые принадлежности

  1. Простой карандаш, линейка, ластик.


Работа в аудитории

  1. Повторение технологической схемы установки ЭЛОУ-АВТ.

  2. Разбив класса на 4 звена.

  3. Назначение арбитров звеньев.

  4. Ознакомление с правилами игры.

  5. Раздача карточек блоков установки.

  6. Сбор блоков установки.

  7. Комментарии арбитров и преподавателя.

  8. Изменение номеров блоков и повторный сбор блоков установки.

  9. Комментарии арбитров и преподавателя.

  10. Записать в тетради блоки, собираемые учащимися, и дать им характеристику.


Содержание отчёта

  1. Номер и название работы;

  2. Цель работы;

  3. Задание с исходными данными;

  4. Необходимые принадлежности;

  5. Выполненные задания;

  6. Заключение, ответы на контрольные вопросы.


Контрольные вопросы

  1. Назначение технологической установки ЭЛОУ-АВТ.

  2. Назначение каждого из блоков технологической установки ЭЛОУ-АВТ.

  3. Обоснуйте последовательность технологических потоков на установке.


Литература

  1. В. П. Суханов. Переработка нефти, М.: Высшая школа, 1979. – 335.

  2. Б. И. Бондаренко. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. М., Химия, 1983. – 128 с.






























Практическое занятие № 6

Термические процессы нефтепереработки


Цель занятия: закрепление знаний по термическим процессам нефтепереработки.


Пояснения

Под влиянием высоких температур связи между атомами и молекулами углеводородов нефти ослабевают, они могут разрываться, и тогда образуются новые соединения. В каждом гомологическом ряду более легкие, низкокипящие углеводороды расщепляются труднее, чем высококипящие. Наряду с расщеплением и образованием более легких углеводородов происходят и другие превращения, в том числе уплотнение с получением более крупных молекул. Процессы, в которых более тяжелые фракции первичной перегонки нефти подвергаются разложению под влиянием повышенных температур, называются термическими. В нефтеперерабатывающей промышленности применяют следующие термические процессы: термический крекинг, коксование и пиролиз.

Термический крекинг, обычно осуществляемый под давлением до 5 МПа (50 кгс/см2) и при температурах от 420 до 550° С, является процессом качественного изменения сырья с образованием новых соединений, отличающихся от исходных своими физико-химическими свойствами. В зависимости от состава сырья и условий процесса выход бензиновых фракций при крекинге составляет 7—30% от исходного сырья. Наряду с бензиновыми фракциями образуются другие продукты — газообразные, жидкие и твердые (кокс).

Коксование нефтяных остатков ведут при температурах от 445—460 (при коксовании в кубах) до 485—540° С. В зависимости от качества сырья, типа процесса и технологического режима получают (от исходного сырья) 15—38% товарного кокса, 49—77,5% жидких продуктов (в том числе 7—17% бензиновых фракций) и 5—12% газа до С4 включительно.

Пиролиз дистиллятного сырья, а также легких углеводородов (от этана до бутана) проводят обычно при температурах от 650 до 850° С. Основное назначение пиролиза — получение этилена и пропилена, а раньше — получение ароматических углеводородов.

В 30—50-х гг. термический крекинг сыграл большую роль в увеличении производства бензина, необходимого для карбюраторных двигателей. Однако в дальнейшем качество бензинов, получаемых на установках термического крекинга, перестало удовлетворять возросшим требованиям потребителей. После появления каталитических процессов термический крекинг в основном применяют для получения низковязких мазутов из продуктов, остающихся при первичной переработке нефти, и термогазойлей — сырья для получения сажи. Процессы коксования продолжают развиваться в основном для удовлетворения нужд народного хозяйства в коксе, особенно электродном. Одновременно, а иногда и специально, жидкие продукты коксования используют для увеличения производства светлых нефтепродуктов. Пиролиз развивается быстрыми темпами в связи со все возрастающими потребностями в олефиновом сырье, необходимом для химической и нефтехимической промышленности.

Установка висбрекинга тяжёлого сырья.

Висбрекинг — процесс однократного термического крекинга тяжелого остаточного сырья, проводимый в мягких условиях. Типичное сырье висбрекинга — мазуты, получаемые при атмосферной перегонке нефтей, или вакуумные гудроны. Восприимчивость гудрона к висбрекингу тем выше, чем ниже температура его размягчения и чем меньше асфальтенов, нерастворимых в н-пентане .

Висбрекинг проводится для производства преимущественно жидкого котельного топлива пониженной по сравнению с сырьем вязкости (вариант I), либо с целью производства в повышенных количествах газойля—сырья для установок гидрокрекинга и каталитического крекинга (вариант II). В обоих вариантах побочными легкими продуктами являются газы и бензиновые фракции, выход которых обычно не превышает 3 и 8 % (масс.) на сырье. Проведение процесса в более жестких условиях, что оценивается по выходу бензина, может приводить к нестабильности топлив, получаемых смешением остаточного продукта висбрекинга с другими компонентами тяжелого жидкого котельного топлива. Нестабильное топливо расслаивается, в нем образуется осадок .

При проведении висбрекинга по варианту I характерно следующее:

сохранение в составе остаточного продукта (называемого ниже висбрекинг-мазутом) всех жидких фракций, кроме бензиновых;

высокий выход висбрекинг-мазута (90—93 % масс. на сырье);

более низкие по сравнению с сырьем вязкость, температуры начала кипения и застывания висбрекинг-мазута;

простота и гибкость технологической схемы установки, позволяющие перерабатывать остаточное сырье разного качества. В результате висбрекинга гудронов значительно сокращается расход маловязкого дистиллятного разбавителя при приготовлении котельного топлива. Содержание тяжелых бензиновых фракций в остаточном продукте висбрекинга ограничивают, учитывая необходимость получения топлива с достаточно высокой температурой вспышки.

При проведении висбрекинга по варианту II установка дополняется вакуумной секцией, предназначаемой для выделения из висбрекинг-мазута вакуумного газойля. В результате процесса потенциальное содержание вакуумного газойля в сырье повышается на 25—40 % (об.).

На некоторых заводах часть тяжелого остатка, получаемого по варианту II и являющегося нижним продуктом вакуумной колонны, используется как топливо на самих заводах, а избыток после разбавления маловязким продуктом, например каталитическим газойлем, направляется в резервуар товарного мазута нормированной вязкости. Ниже в качестве примера дана характеристика сырья, используемого для висбрекинга, выходы продуктов и их качество, по данным фирмы Lummus :



Остаток

атмосферной

колонны

Остаток

вакуумной

колонны

Характеристика сырья

плотность при 15 оС, кг/м3

температура застывания, оС

вязкость кинематическая, мм2

при 50 оС

при 99 оС

Выходы продуктов, % (масс.)

газ

нестабильный бензин (кк 175 оС)

остаток > 177 оС

Характеристика остатка > 177 оС

плотность при 15 оС, кг/м3

температура застывания, оС

вязкость кинематическая, мм2/с при 99 оС


948,4

10


175

22


2,5

7,5

90,0


924,8

4,4


10


1024,6

49


1900

-


2,5

7,5

90,0


995,8

40,6


380



Установка висбрекинга может входить как секция в состав комбинированной установки, например атмосферная перегонка нефти висбрекинг атмосферного мазута вакуумная перегонка висбрекинг-мазута для выделения газойлевых фракций или висбрекинг атмосферного мазута

выделение газойлей (в частности, под вакуумом) термический крекинг смеси газойлей с целью увеличения выхода керосиновой фракции. Возможны также варианты установок висбрекинга: на одних нагретое сырье по выходе из печи направляется в не обогреваемый реактор, где в основном и осуществляется неглубокий термокрекинг; на других — нагретое сырье подвергается висбрекингу в обогреваемом змеевике (сокинг-секция), расположенном во второй топочной камере трубчатой печи.

Для висбрекинга гудронов условия процесса такие: температура 460—500°С; давление 1,4— 3,5 МПа. Длительность пребывания сырья в зоне реакции определяется с помощью уравнения скорости реакции первого порядка . Требуемый объем реакционной зоны, т. е. того участка змеевика, где температура сырья превышает 399 °С, составляет 3,6—4,8 м3 на каждые 1000 м3 перерабатываемого жидкого сырья в сутки.

Процесс висбрекинга протекает с поглощением тепла.

Октановое число бензиновой фракции висбрекинга находится в пределах от 58 до 68 (моторный метод, без присадки). Содержание серы в бензиновых и керосиновых фракциях существенно ниже, чем в сырье; однако эти фракции обычно нуждаются в очистке. Например, подвергая висбрекингу мазут [мол. масса 407, плотность 938,5 кг/м3; содержание серы 1,81 % (масс.), коксуемость 5,0 % ], самотлорской нефти, получали бензин и керосин, содержащие до очистки 0,7 и 1,0 % (масс.) серы .

III-1














Рис. 1. Технологическая схема висбрекинг-установки с реакционной камерой: 1, 7, 9, 10, 14 – насосы, 2 – трубчатая печь, 3 – реактор, 4 – редукционный клапан, 5 – холодильник, 6 – теплообменник, 8 – фракционирующая колонна, 11 – аппарат воздушного охлаждения, 12 – водяной холодильник, 13 – сепаратор.


Висбрекинг-установка с реакционной камерой Горячий мазут, поступающий с нефтеперегонной установки, подается насосом 1 в змеевик печи 2. По выходе из печи сырье подвергается висбрекингу в реакционной камере 3 (реакторе), работающей при давлении около 1,7 МПа. Полученная смесь продуктов, пройдя редукционный клапан 4, направляется далее в фракционирующую колонну 8. До входа в колонну смесь охлаждается за счет подачи в линию холодного газойля, нагнетаемого насосом 7, через теплообменник 6. Остальная часть охлажденного газойля (рециркулят) возвращается этим же насосом в среднюю зону колонны 8. Балансовое количество газойля отводится с установки через холодильник 5.

Для конденсации бензиновых паров и охлаждения газов, выходящих из колонны 8 сверху, служит аппарат воздушного охлаждения 11. После него смесь проходит водяной холодильник 12. В горизонтальном сепараторе 13 (он же сборник орошения) жирные газы отделяются от нестабильного бензина. Часть бензина подается насосом 14 на верхнюю тарелку колонны в качестве орошения; остальное количество отводится с установки.

Легкая керосиновая фракция отбирается из колонны с промежуточной тарелки и насосом 10 выводится с установки. На некоторых установках эта фракция предварительно продувается водяным паром в выносной отпарной колонне.

Описанная установка является частью комбинированной установки, и с низа колонны 8 остаток — утяжеленный висбрекинг-мазут — направляется насосом 9 в вакуумную ступень.

Термический крекинг. В 1890 г. знаменитый русский ученый В. Г. Шухов спроектировал первую в мире крекинг-установку для получения легких нефтепродуктов из мазута. В дальнейшем, с увеличением потребности в автомобильном бензине, была создана система с реакционными камерами, в которых сырье, нагретое в трубчатом змеевике печи до температуры реакции, задерживалось и крекировалось до образования кокса. Время заполнения реактора коксом определяло продолжительность рабочего цикла установки. Затем вместо реакционной камеры стали создавать реакционный объем в трубах, расположенных в конвекционной камере печи. Во избежание закоксовывания аппаратуры продукты реакции на выходе из печи охлаждали холодным сырьем (так называемый квенч), тем самым прекращая процесс крекинга (по такой схеме работали установки Винклера—Коха). В дальнейшем были введены и другие усовершенствования как за рубежом, так и в Советском Союзе, где термический крекинг был внедрен в 1927—1928 гг.

Как уже говорилось, основной реакцией при термическом крекинге является реакция разложения (расщепления, крекинга). Легче всего подвергаются крекингу парафиновые углеводороды, затем нафтеновые; наиболее устойчивы ароматические углеводороды. В каждом гомологическом ряду легче подвергаются крекингу углеводороды большей молекулярной массы. Таким образом, более тяжелые фракции нефтяных продуктов менее стабильны и крекируются значительно легче, чем более легкие.

Результаты крекинга зависят от фракционного и химического состава сырья и технологического режима, особенно температуры и давления.

Сырье. При прочих равных условиях скорость крекинга зависит от фракционного и химического состава крекируемого сырья.

Скорость образования бензина, так и выход всех образовавшихся фракций увеличиваются с повышением температуры выкипания (утяжелением) сырья. Вместе с тем выход кокса при одинаковом выходе бензина увеличивается при крекировании более тяжелого сырья. В заводских условиях выход кокса допускается не более 0,1% от исходного сырья, при этом условии однократный крекинг мазута дает не более 8% бензина (с температурой конца кипения 200°С), крекинг керосина — не более 40%.

Скорость крекинга зависит также от химического состава сырья. Так, сырье с высоким содержанием ароматических углеводородов плохо поддается крекингу, поэтому скорость его значительно меньше, чем крекинга парафинистого сырья. Как уже говорилось, высокомолекулярные парафиновые углеводороды или парафиновые боковые цепи циклических углеводородов разрушаются легче, чем нафтеновые и особенно ароматические углеводороды с короткими боковыми цепями. Таким образом, скорость крекинга тесно связана с химическим составом и молекулярной массой крекируемого сырья.

Температура — один из основных факторов крекинг-процесса. С повышением температуры скорость реакций крекинга увеличивается. Зависимость температуры и времени крекинга мазута при одинаковом (30%-ном) выходе бензина характеризуется следующими данными:

Температура крекинга, °С . . 400 425 450 475 500

Продолжительность крекинга,

мин 720 120 20 2 0,6

Обычно продолжительность крекинга керосино-дизельных фракций в промышленных условиях составляет 5—7 мин. Для упрощенных расчетов можно принять, что скорость крекинга удваивается при нагреве на каждые 10° С при температуре процесса около 400° С, на каждые 14° С — при 500° С и на каждые 17° С — при 600° С.

Давление заметно не влияет на скорость крекинга и образование бензина при обычных его выходах. Однако крекинг под давлением обеспечивает наиболее желательные условия для распределения тепла и устранения местного перегрева и поэтому дает меньший выход смол и кокса, протекает с максимальным эффектом и минимальным расходом топлива. Повышение давления позволяет увеличить производительность установок.

Первичные реакции не зависят от давления, а вторичные (полимеризации и конденсации) — зависят. Высокие давления благоприятствуют протеканию ряда вторичных реакций, в том числе превращению олефиновых углеводородов в нафтеновые. В результате реакций уплотнения, протекающих быстрее при крекинге под давлением (особенно в паровой фазе), продукты крекинга содержат меньше непредельных углеводородов, чем продукты крекинга, проведенного под низким давлением. Повышение давления способствует протеканию реакции полимеризации, в результате чего содержание в газе непредельных углеводородов, особенно легких олефинов, снижается.

Глубина превращения определяется выходом бензина из исходного сырья. Она является сложной функцией продолжительности и скорости крекинга. Так как скорость крекинга определяется в основном температурой и временем, глубина превращения обычно является функцией времени и температуры. Коксообразование при крекинге крайне нежелательно, так как кокс отлагается в аппаратуре, в трубах печи и трубопроводах, что сокращает межремонтное время и может привести к прогару печных труб и ухудшению качества крекинг-остатка.

Теплота основных реакций термического крекинга. Величиной, необходимой при расчете крекинг-печей, является теплота реакций, которая принимается равной: для легкого крекинга (висбрекинга) гудрона и полугудрона 117—234 кДж/кг (28—56 ккал/кг); для крекинга керосино-дизельных фракций 1256—1465 кДж/кг (300—350 ккал/кг) и для крекинга мазута 1256—1675 кДж/кг (300—400 ккал/кг). Приведенные выше значения теплоты реакций термического крекинга являются разностью между теплотами реакций расщепления, которые проходят с поглощением тепла (эндотермические реакции), и реакций уплотнения, протекающих с выделением тепла (экзотермических). Как видно из приведенных данных, термический крекинг идет с поглощением тепла.

Термический крекинг с рециркуляцией. В результате совместного воздействия рассмотренных выше факторов определяются показатели однократного крекинга. Выход бензина в процессе однократного крекинга ограничивается, с одной стороны, началом его интенсивного разложения (что приводит к увеличению выхода газа) , с другой — усилением коксообразования. Последнее влияет на межремонтное время установки и объем коксоочистительных работ, определяющие длительность ремонта установки. При однократном крекинге получают газ, бензин, промежуточные фракции, крекинг-остаток и иногда — крекинг-керосин. Максимальный выход бензина из легких дистиллятов прямой перегонки нефти при однократном крекинге без заметного коксообразования составляет до 30%, а из тяжелых дистиллятов и остатков (гудрона) — соответственно 20 и 6% исходного сырья.

Более высокие выходы крекинг-бензина с минимальным коксо-образованием могут быть получены в результате многократного повторения крекинга, когда крекируются и дистилляты (промежуточные фракции), получаемые после отделения и удаления остатков, содержащих коксообразующие продукты конденсации. Промежуточную фракцию (крекинг-флегму) можно подвергать крекингу отдельно (так называемый крекинг «гуськом») или в смеси со свежим сырьем (крекинг с рециркуляцией).

В промышленности основным процессом является крекинг с рециркуляцией. Отношение количества крекинг-флегмы к количеству свежего сырья называется коэффициентом рециркуляции, а отношение полной загрузки реакционного аппарата к загрузке его свежим сырьем — коэффициентом загрузки, С увеличением коэффициента рециркуляции растет выход бензина, но снижается производительность установки.

Коксование.Процесс замедленного коксования в необогреваемых камерах предназначен для получения крупнокускового нефтяного кокса как основного целевого продукта, а также легкого и тяжелого газойлей, бензина и газа. Сырьем для коксования служат малосернистые атмосферные и вакуумные нефтяные остатки, сланцевая смола, тяжелые нефти из битуминозных песков, каменноугольный деготь и гильсонит. Эти виды сырья дают губчатый кокс. Для получения высококачественного игольчатого кокса используют более термически стойкое ароматизированное сырье, например смолу пиролиза, крекинг-остатки и каталитические газойли.

Основными показателями качества сырья являются плотность, коксуемость по Конрадсону и содержание серы. Выход кокса определяется коксуемостью сырья и практически линейно изменяется в зависимости от этого показателя. При коксовании в необогреваемых камерах остаточного сырья выход кокса составляет 1,5—1,6 от коксуемости сырья. При коксовании дистиллятного сырья выход кокса не соответствует коксуемости сырья, поэтому составлять материальный баланс расчетным методом для такого сырья нельзя. Главным потребителем кокса является алюминиевая промышленность, где кокс служит восстановителем (анодная масса) при выплавке алюминия из алюминиевых руд. Кроме того, кокс используют в качестве сырья при изготовлении графитированных электродов для сталеплавильных печей, для получения карбидов (кальция, кремния) и сероуглерода.

Основными показателями качества кокса являются истинная плотность, содержание серы, зольность и микроструктура. Для игольчатого кокса истинная плотность должна быть не ниже 2,09 г/см3, для кокса марки КНПС (пиролизного специального), используемого в качестве конструкционного материала, она находится в пределах 2,04—2,08 г/см3 .

Содержание серы в коксе почти всегда больше, чем в остаточном сырье коксования. Из остатков малосернистых нефтей получают малосернистый кокс, содержащий, как правило, до 1,5 % (масс.) серы; кокс из сернистых остатков содержит обычно 2,0— 4,5 % (масс.) серы, а из высокосернистых — более 4,0 % (масс.) .

Содержание золы в коксе в значительной мере зависит от глубины обессоливания нефти перед ее перегонкой.

Пиролиз нефтяного сырья. Назначением процесса пиролиза — наиболее жесткой формы термического крекинга — является получение углеводородного газа с высоким содержанием непредельных, и в первую очередь этилена, поэтому часто установки пиролиза называют этиленовыми установками. Процесс может быть направлен и на максимальный выход пропилена или бутиленов и бутадиена .

Получаемый с помощью пиролиза этилен идет на производство оксида этилена, пластических масс и полимеров. Образующийся в процессе пиролиза пропилен используется в основном для производства полипропилена, акрилопитрила и бутадиена.

Сырьем для процесса пиролиза служат углеводородные газы, легкие бензиновые фракции, газоконденсаты, рафинаты каталитического риформинга, керосиновые и газойлевые фракции; ведутся исследования по пиролизу нефтей и нефтяных остатков. Выбор сырья определяется целью пиролиза, а также доступностью сырья, его количеством, стоимостью, а также экономическими показателями процесса. От качества сырья и технологического режима установки зависят выходы продуктов пиролиза. Наибольший выход этилена получается при пиролизе этана. По мере утяжеления сырья выход этилена снижается с одновременным увеличением выхода пиролизной смолы (углеводородов С6 и выше) и кокса. С повышением температуры процесса и уменьшением времени реакции выход этилена увеличивается. Для повышения выхода непредельных и снижения коксообразования в реакционную смесь подают различные разбавители, например водяной пар, водород, метан или метано-водородную смесь.

Известны различные варианты пиролиза: с твердым теплоносителем, в перегретом водяном паре, в электроразрядных трубках, в вольтовой дуге, в системе с катализатором. Наибольшее же распространение в промышленности получил пиролиз в трубчатых печах.

Основными продуктами современных пиролизных установок являются: этилен чистотой 99,9% (масс.), пропилен чистотой 99,9% (масс.), бутан-бутадиеновая фракция, содержащая 30—40% (масс.) бутадиена, 25—30% (масс.) изобутилена и 15—30% (масс.) н-бутилена, и смола пиролиза. Смола пиролиза разгоняется на фракции по разным вариантам. Например, на установке ЭП-300 выделяют ароматизированную фракцию н.к.—150°С, содержащую 25—30 % (масс.) бензола, 20—25 % (масс.) толуола и 10—15% (масс.) ксилолов для экстракции ароматических углеводородов; фракция 150— 250°С служит дистиллятным топливом, а фракция 250—400СС — компонентом котельного топлива. На одной из зарубежных установок (Германия) смолу разгоняют на бензин до 200°С и остаток. На некоторых заводах страны из смолы получают следующие фракции: н.к.—70°С, являющуюся компонентом бензина; 70—130 °С, используемую для извлечения ароматических углеводородов; 130—160оС, идущую на полимеризацию с получением полимеров стирола; 160—190°С, полимеризуемую в инден-кумароновую смолу; 190—230оС, используемую для извлечения нафталина, и остаток >230°С — пек пиролиза, используемый для получения кокса, пеков или технического углерода.


Задание

  1. Заполнить таблицу 1 по основным параметрам термических процессов.


Таблица 1. Параметры термических процессов


№№

п/п

Наименование процесса

Сырьё

Температура, 0 С

Давление, ат

1.

Термический крекинг




2.

Коксование




3.

Пиролиз




4.

Висбрекинг тяжёлого сырья





  1. Составить таблицу 2, указав наименование процесса и получаемые продукты.


Необходимые принадлежности

  1. Простой карандаш, линейка, ластик.


Работа в аудитории

  1. Заполнить таблицу 1.

  2. Составить таблицу 2.

  3. Почему в процессе термического крекинга используется тяжёлое сырьё ?

  4. Как зависит выход продуктов термических процессов от температуры процесса ?

  5. Для чего на установке висбрекинга тяжёлого сырья после печи стоит реакционная камера ?

  6. Какие из термических процессов используют рециркуляцию непревращённого сырья ?


Содержание отчёта

  1. Номер и название работы;

  2. Цель работы;

  3. Задание с исходными данными;

  4. Необходимые принадлежности;

  5. Выполненные задания;

  6. Заключение, ответы на контрольные вопросы.


Контрольные вопросы

  1. Сырьё термических процессов нефтепереработки.

  2. Основные параметры термических процессов.

  3. Основные факторы термических процессов.

  4. Применение продуктов термических процессов нефтепереработки.

  5. Почему в газах термических процессов нефтепереработки присутствует большое количество непредельных углеводородов ?


Литература

  1. В. П. Суханов. Переработка нефти, М.: Высшая школа, 1979. – 335.

  2. Б. И. Бондаренко. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. М., Химия, 1983. – 128 с.


































Практическое занятие № 7

Каталитический крекинг, измерение и регулировка параметров процесса


Цель занятия: ознакомление с технологической установкой каталитического крекинга, параметрами процесса.


Пояснения

Каталитический крекинг представляет собой процесс превращения высококипящих нефтяных фракций в базовые высокооктановые компоненты авиационных и автомобильных бензинов и в средние дистилляты.

Промышленные процессы каталитического крекинга основаны на контактировании сырья с активным катализатором в условиях, при которых значительная часть сырья превращается в бензин и другие легкие продукты. При реакции крекинга на катализаторе образуются углеродистые отложения, которые резко снижают его активность, в данном случае крекирующую способность. Для восстановления активности катализаторы регенерируют — выжигают углеродистые отложения (обычно называемые коксом) в среде воздуха.

Одно из ведущих мест среди вторичных процессов нефтепереработки принадлежит процессу каталитического крекинга тяжелых дистиллятных фракций на мелкодисперсных катализаторах. Целевым назначением процесса является получение высокооктанового бензина. Газы, богатые бутан-бутиленовой и пропан-пропиленовой фракциями, находят широкое применение в качестве сырья для производства высокооктанового компонента бензина — алкилата, а также в производстве синтетического каучука и в нефтехимии.

Легкий газойль каталитического крекинга используют как компонент дизельного топлива. Тяжелый газойль с высоким содержанием полициклических ароматических соединений имеет широкое применение как сырье для получения дисперсного технического углерода, игольчатого кокса, а также в качестве компонента мазутов.

Основным сырьем крекинга являются вакуумные газойли широкого фракционного состава, например с температурами выкипания от 300 до 500°С. В последние годы стали применять утяжеленные вакуумные газойли с температурой конца кипения до 550 и даже 590оС. Для расширения ресурсов сырья используют и сырье вторичного происхождения, в частности газойли коксования .

Сырье каталитического крекинга должно обладать низкой коксуемостью (не более 0,5 % масс.), т. е. содержать немного полициклических ароматических углеводородов и смолистых веществ, вызывающих быстрое закоксовывание катализатора. Кроме того, в сырье должно быть обеспечено низкое (не более 20—25 г т) содержание металлов, способных дезактивировать (отравлять) катализатор. В настоящее время разрабатывают способы предварительной деметаллизации сырья. Зольность сырья крекинга обычно находится в пределах 0,006—0,007% (масс.) .

Использование сернистого сырья вызывает необходимость его гидроочистки. Последние проекты предусматривают оснащение установок каталитического крекинга блоком гидроочистки, в котором соединения серы удаляются в виде сероводорода, а также происходит общее облагораживание сырья - очистка от соединений азота и кислорода. Содержание серы в сырье после гидроочистки снижается до 0,1—0,3% (масс.).

На установках крекинга широко применяют высокоактивные цеолитсодержащие катализаторы, в которых от 10 до 25% (масс.) кристаллических алюмосиликатов в массе аморфной матрицы. Это позволяет значительно увеличить выход бензина и повысить его октановое число до 82—84 (моторный метод) или 92—94 (исследовательский метод), а также уменьшить время контакта. Катализатор должен иметь определенный гранулометрический состав, развитую поверхность, высокие пористость и механическую прочность.

Под глубиной каталитического крекинга понимается общий выход продуктов (в % масс.), за исключением либо тяжелого газойля, либо суммы легкого и тяжелого газойлей.

Выходы продуктов каталитического крекинга и их качество весьма существенно зависят от природы сырья — содержания в нем ароматических, нафтеновых и парафиновых углеводородов.

Основные факторы процесса

В зависимости от вида перерабатываемого сырья и системы или типа установки, а также состава и свойств катализатора процесс можно вести при различном технологическом режиме. Основными факторами процесса каталитического крекинга являются температура, давление, объемная скорость подачи сырья и кратность циркуляции катализатора.

Каталитический крекинг практически на установках всех типов протекает при 470—535°С и давлении 0,13—0,28 МПа (1,3—2,8 кгс/см2), а регенерация катализатора — в атмосфере воздуха (в некоторых случаях с добавлением кислорода) или в смеси его с продуктами сгорания при 540—680°С и 0,13—0,31 МПа (1,3—3,1 кгс/см2).

Температура в реакторе. Выход бензина при повышении температуры сначала увеличивается, достигает максимума и при дальнейшем росте температуры уменьшается вследствие глубокого разложения ранее образовавшихся углеводородов. С повышением температуры усиливаются реакции распада и увеличивается скорость вторичных реакций дегидрирования нафтеновых углеводородов в| ароматические. Это приводит к увеличению содержания ароматических и непредельных углеводородов в газе и бензине. При этом и газе возрастает содержание углеводородов С1—С3 и снижается содержание С4. Октановое число бензина с повышением температуры увеличивается. Повышение температуры приводит также к увеличению соотношения выходов бензина и кокса и дезактивации катализатора с утратой его кристаллической структуры.

Давление в реакторе. Повышение давления оказывает действие, обратное повышению температуры, — снижает выход бензина, газов С1—С3, олефиновых и ароматических углеводородов. В последнее время наметилась тенденция к увеличению давления до 0,21—0.28 МПа (2,1—2,8 кгс/см2) и соответственно повышению температуры. Одновременно повышаются давление и температура (до 700—760° С) в регенераторе, что способствует более полному выжигу кокса.

Объемная скорость подачи сырья. Напомним, что объемной скоростью называют отношение объёма сырья, подаваемого в реактор за 1 ч, к объему катализатора в зоне крекинга. Выражают ее в м3/(м3.ч) или ч-1. На установках с циркулирующим микросферическим катализатором используют понятие «массовая скорость», так как плотность слоя катализатора в реакционном объеме изменяется в широких пределах в зависимости от скорости паров, проходящих через слой катализатора, и его гранулометрического состава.

Объемная скорость может быть подсчитана для свежей загрузки реактора либо для общей загрузки, т. е. с учетом рециркулирующего сырья (рисайкла). Обычно в качестве рециркулирующего сырья используют газойли каталитического крекинга. С уменьшением объемной скорости глубина превращения (крекинга) возрастает вследствие увеличения времени пребывания углеводородным фракций в реакторе, т. е. более продолжительного контакта их е катализатором. При применении катализатора повышенной активности легко крекируемое сырье можно перерабатывать при более высоких значениях объемной скорости — до 3—5 ч-1 и выше.

Кратность циркуляции катализатора. В системах для каталитического крекинга с циркулирующим микросферическим катализатором на каждую тонну поступающего в реактор сырья вводят 6-10 т регенерированного катализатора, а на установках с крупнозернистым катализатором (частицы диаметром 3—5 мм) - от 3 до 4 т (в зависимости от конструкции установки). Это отношение называют массовой кратностью циркуляции катализатора. Иногда его выражают в объемных единицах и называют объемной кратностью циркуляции катализатора. Значение объемной кратности циркуляции больше, чем массовой.

При прочих равных условиях с увеличением кратности катализатора глубина крекинга увеличивается, а закоксованность катализатора уменьшается, хотя общий выход кокса от сырья возрастает. Это объясняется тем, что образующееся количество кокса приходится на большее количество циркулирующего катализатора.

Кратность циркуляции катализатора является важным показателем технологического режима, влияющим не только на режим процесса каталитического крекинга, но и на мощность и размеры (при проектировании) воздуходувок-компрессоров, катализаторопроводов, охлаждающих змеевиков в регенераторе и некоторых других устройств.

Глубина превращения. Выше отмечалось, что глубина превращения (в %) равна 100 минус выход (от сырья) газойлей. Если хотят достигнуть более глубокого превращения и получить из сырья больше бензина, то крекингу подвергают не только исходное сырье, но и часть образующихся газойлевых фракций. В последнее время свежее сырье и газойли стали подавать в реактор раздельно.

Однако увеличение глубины превращения требует больших энергетических затрат и, что особенно важно, приводит к снижению производительности установок по исходному сырью. Это имеет большое значение при использовании малоактивных катализаторов. С применением же активных цеолитсодержащих катализаторов, когда количество рисайкла резко снижается (а в отдельных случаях он даже исключается), производительность установки изменяется мало.

Технологическая схема установки каталитического крекинга с прямоточным реактором приведена на рисунке 1. Установка включает следующие блоки: гидроочистки сырья — вакуумного дистиллята, каталитического крекинга, ректификации, газофракционирования и стабилизации бензина. Сырье - гидрогенизат, поступающий из секции гидроочистки, — насосом 1 подается в змеевик печи 2 и затем перед входом в реактор 11 смешивается с рециркулятом и водяным паром, подаваемым на распиыливание. В нижней зоне прямоточного реактора 11 сырье, контактируя с горячим регенерированным катализатором, испаряется и подвергается крекингу. Основная масса катализатора отделяется от продуктов реакции в реакторе-сепараторе 10.

Предложены различные способы отделения продуктов реакции от катализатора. Так, на одной из отечественных установок верхняя часть прямоточного реактора расширена (так называемый реактор с форсированным псевдоожиженным слоем). Скорость потока газов и паров в нем составляет примерно 2 м/с. За счет меньшей скорости по сравнению со скоростью в лифт-реакторе происходит отделение основной массы катализатора от газов и паров, которое завершается в реакторе-сепараторе, а затем в циклонах и электрофильтрах.

Катализатор, пройдя зону отпаривания водяным паром, по транспортной линии 5 поступает в регенератор 6 с псевдоожиженным слоем катализатора, куда одновременно воздуходувкой 3 через горизонтальный распределитель подается воздух, необходимый для регенерации катализатора. Регенерированный катализатор по трубопроводу 7 опускается в узел смешения с сырьем. Пары продуктов крекинга и газы регенерации отделяются от катализатор ной пыли в соответствующих двухступенчатых циклонах и объединяются в сборных камерах, расположенных в верхней части аппаратов 6 и 10. Газы регенерации проходят паровой котел-утилизатор 9, где их тепло используется для выработки водяного пара. Затем они очищаются от остатков пыли в электрофильтре 8 и выводятся в атмосферу через дымовую трубу (на схеме не показана).

IV-1

Рис. 1. Технологическая схема установки каталитического крекинга с прямоточным реактором:

1, 15-18, 22, 23 – насосы, 2 – трубчатая печь, 3 – воздуходувка, 4 – топка, 5 – линия транспорта закоксованного катализатора, 6 – регенератор, 7 – линия транспорта регенерированного катализатора, 8 – электрофильтр, 9 – котёл-утилизатор, 10 – реактор-сепаратор, 11 – прямоточный реактор, 12 – теплообменники, 13 – ректификационная колонна, 14 – шламоотделитель, 19,19I – отпарные колонны, 20 – аппараты воздушного охлаждения, 21 – газоводоотделитель.


Парообразные продукты крекинга направляются в нижнюю отмывочно-сепарационную секцию ректификационной колонны 13. Здесь продукты крекинга разделяются. В нижней части колонны от паров отделяется увлеченная катализаторная пыль, кроме того, происходит конденсация тяжелой части паров (за счет подачи нижнего орошения насосом 15). Легкий и тяжелый газойли выводятся из соответствующих точек колонны 13 в отпарные колонны 19 и 19' затем насосами 18 и 22 прокачиваются через теплообменники 12 и аппараты воздушного охлаждения 20 и выводятся с установки. Часть тяжелого газойля подается в узел смешения с катализатором (на рециркуляцию). С низа колонны 13 насосом 17 смесь тяжелых углеводородов с катализаторной пылью откачивается в шламоотделитель 14. Шлам забирается с низа аппарата 14 насосом 16 и возвращается в реактор, а с верха шламоотделителя выводится ароматизированный тяжелый газойль (декантат). Из колонны 13 сверху отводятся пары бензина, углеводородные газы и водяной пар; они поступают в аппарат воздушного охлаждения 20, газоводоотделитель 21, где газ отделяется от конденсата бензина и воды. Бензин насосом 23 частично возвращается в колонну 13 в качестве острого орошения, а балансовое его количество направляется на стабилизацию (для отделения растворенных газов). В период пуска установки воздух в регенератор подается через топку 4, в которой для его нагрева под давлением сжигается топливо. В теплообменниках 12 тепло отходящих потоков используется для нагрева исходного сырья, поступающего в секцию гидроочистки.

Режим работы реакторного блока:


Показатели

Прямоточ

ный

реактор*

Реактор-сепаратор

Регенера

тор

Температура, °С

Давление, МПа

Скорость паров, м/с

Массовая скорость подачи сырья, ч-1

Расход пара на сырье, % (масс.)

Скорость суспензии, м/с

Плотность взвеси, кг3

Скорость выжига кокса, кг/(т ч)

Расход воздуха на выжиг 1 кг кокса, м3

515-545

0,15-0,20

-

18-20

0,1,0

6-8

40-60

-

-

490-500

0,15-0,20

0,4-0,7

-

-

-

400-450

-

-

650-700

0,20-0,30

0,9-1,0

-

-

-

450-500

30-50

10-12

* Диаметр реактора составляет 0.5 — 1,5 м, высота 25—30 м; время пребывания взвеси 2—С с; время регенерации катализатора 5—7 мин.


Задание

  1. Нарисовать реакторный блок установки каталитического крекинга.

  2. Заполнить таблицу 1.


Таблица 1. Характеристики процесса каталитического крекинга


№№

п/п

Характеристики процесса

каталитического крекинга

1.

Сырьё


2.

Продукты


3.

Температура, оС


4.

Давление, ат


5.

Катализатор


6.

Выход бензина, %


7.

Октановое число бензина



Необходимые принадлежности

  1. Простой карандаш, линейка, ластик.


Работа в аудитории

  1. Нарисовать реакторный блок установки каталитического крекинга, подписать наименование технологических потоков (задание 1).

  2. Заполнить таблицу 1 (задание 2).

  3. Определить факторы, влияющие на выход и качество получаемых продуктов.

  4. Почему установка каталитического крекинга работает на тяжёлом сырье ?

  5. Какие реакции являются желательными, а какие нежелательными в процессе каталитического крекинга ?

  6. Применение продуктов процесса.


Содержание отчёта

  1. Номер и название работы;

  2. Цель работы;

  3. Задание с исходными данными;

  4. Необходимые принадлежности;

  5. Выполненные задания;

  6. Заключение, ответы на контрольные вопросы.


Контрольные вопросы

  1. Назначение процесса каталитического крекинга.

  2. Сырьё и продукты процесса.

  3. Параметры процесса.

  4. Основные факторы процесса.

  5. Какие факторы процесса влияют на выход и качество получаемого компонента автомобильного бензина ?

  6. В чём заключается регенерация катализатора процесса ?

  7. Какие устройства расположены в верхней части реактора и регенератора для улавливания частиц катализатора ?


Литература

  1. В. П. Суханов. Переработка нефти, М.: Высшая школа, 1979. – 335.

  2. Б. И. Бондаренко. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. М., Химия, 1983. – 128 с.












Практическое занятие № 8


Каталитический риформинг, измерение и регулировка параметров процесса


Цель занятия: ознакомление с технологической установкой каталитического риформинга, параметрами процесса.


Пояснения

Одним из процессов, позволяющим улучшить качество бензинов, а также получить ценные мономеры, является каталитический риформинг, широко распространенный в современной нефтепереработке. В настоящее время работают в основном установки каталитического риформинга на платиновом катализаторе, так называемый платформинг.

Назначение процесса — производство высокооктанового базового компонента автомобильных бензинов, а также получение индивидуальных ароматических углеводородов: бензола, толуола, ксилолов. В результате процесса получают и водородсодержащий газ (технический водород), используемый далее в процессах гидроочистки топлив, масляных и других фракций, а также на установках гидрокрекинга.

Сырьем для каталитического риформинга служат бензиновые фракции прямой перегонки: широкая фракция 85—180°С для получения высокооктанового бензина, фракции 62—65, 85—115 и 115—150°С для получения бензола, толуола и ксилолов соответственно. Иногда к прямогонной широкой бензиновой фракции добавляют низкооктановые бензины коксования, термического крекинга. Сера, содержащаяся в сырье, вызывает отравление (дезактивацию) катализатора, поэтому платформингу обычно предшествует гидроочистка сырья. Минимальная степень дезактивации катализатора достигается при использовании сырья, содержащего 0,01 % (масс.) серы.

При каталитическом риформинге углеводороды нефтяных фракций претерпевают значительные превращения, в результате которых образуются ароматические углеводороды. Это - дегидрирование шестичленных нафтеновых углеводородов, дегидроизомеризация алкотированных пятичленных нафтенов и дегидроциклизация парафиновых углеводородов; одновременно протекают реакции расщепления и деалкилирования ароматических углеводородов, а также их уплотнения, которые приводят к отложению кокса на поверхности катализатора. Для предотвращения закоксовывания катализатора и гидрирования образующихся при крекинге непредельных углеводородов в реакторе поддерживается давление водорода 3—4 МПа при получении высокооктанового бензина и 2 МПа — при получении индивидуальных ароматических углеводородов.

Все основные реакции протекают с отрицательным тепловым эффектом (с поглощением тепла), причем суммарный тепловой эффект процесса определяется глубиной превращения углеводородов. В ходе процесса температура (480—520°С) снижается, и дальнейшего превращения сырья не происходит. Поэтому для полного превращения сырья необходим промежуточный подогрев смеси непревращенного сырья и продуктов реакции и использование нескольких последовательных реакторов (обычно трех).

Выход высокооктанового компонента бензина составляет 80—88% (масс.), его октановое число 80—85 (моторный метод) против 30—40 для сырья.

Основным промышленным катализатором процесса риформиига является алюмоплатиновый катализатор (0,3—0,8% масс, платины на оксиде алюминия); в последние годы наряду с платиной на основу наносится рений. Применение более активного биметаллического платино-рениевого катализатора позволяет снизить давление в реакторе с 3—4 до 0,70—1,4 МПа. Катализатор имеет форму цилиндров диаметром 2,6 мм и высотой 4 мм.

В настоящее время наиболее распространен платформинг в стационарном слое катализатора (нерегенеративный способ); продолжительность работы катализатора между регенерацией достигает 360 сут. В последнее время уделяется внимание процессу платформинга с непрерывной регенерацией движущегося катализатора. В этом процессе три реактора расположены друг над другом и выполнены в виде одной конструкции. Катализатор из первого (верхнего) реактора перетекает во второй, затем в третий. Из последнего реактора катализатор подается в специальный регенератор и после регенерации вновь поступает в первый реактор. Таким образом осуществляется непрерывный процесс, при этом удается поддерживать более высокий средний уровень активности катализатора, чем в системах со стационарным катализатором.

Технологическая схема установки риформинга со стационарным слоем катализа приведена на рисунке 1. Установка включает следующие блоки: гидроочистки сырья, очистки циркуляционного газа, каталитического риформинга, сепарации газов и стабилизации бензина.

Сырье насосом 12 под давлением (4,7 МПа) подается на смешение с циркулирующим газом гидроочистки и избыточным водородсодержащим газом риформинга. Эта газосырьевая смесь подогревается в отдельной секции печи 16 (до 425°С) и поступает в реактор гидроочистки 15. В реакторе на алюмо-кобальтмолибденовом катализаторе разрушаются присутствующие в сырье соединения серы, которые удаляются затем в виде сероводорода. Одновременно происходит очистка сырья от соединений азота и кислорода.

Из реактора 15 парогазовая смесь выходит снизу, охлаждается в кипятильнике 10 и холодильнике 14 и с температурой 35оС поступает в газосепаратор 8. Здесь смесь разделяется на жидкий гидрогенизат и циркуляционный газ. Газ поступает в абсорбер 2 снизу на очистку от сероводорода с помощью раствора моноэтаноламина (МЭА), затем компрессором 11 сжимается до давления 4,7—5,0 МПа и возвращается в систему гидроочистки. Избыток циркуляционного газа сжимается компрессором 1 до давления 6 МПа и выводится с установки.

Гидрогенизат из сепаратора 8 охлаждается в теплообменнике 9 и поступает в отпарную колонну 7. С верха колонны выводятся сероводород, углеводородные газы и водяные пары, которые после конденсации и охлаждения в аппарате 6 направляются в сепаратор 4. С низа сепаратора 4 конденсат забирается насосом 5 и возвращается в колонну 7. Головной продукт (сероводород и углеводородные газы) из сепаратора поступает в колонну 3, где он очищается от сероводорода с помощью раствора МЭА. С верха колонны 3 пары направляются во фракционирующий абсорбер 27.

Гидрогенизат выводится из колонны 7 снизу и после кипятильника 10 и теплообменника 9 направляется насосом 13 в блок платформинга, предварительно смешиваясь с циркулирующим водородсодержащим газом. Газопродуктовая смесь подогревается вначале в теплообменнике 20, затем в соответствующей секции печи /бис температурой 500 —520°С поступает в реактор 19. Последующий ход смеси — реакторы 18 и 17, причем перед каждым из реакторов она подогревается в змеевиках печи 16. Наконец, из последнего реактора 17 газопродуктовая смесь направляется в теплообменник 20 и холодильник 21, где охлаждается до 30оС, и поступает в сепаратор высокого давления 22 (3,2—3,6 МПа) для отделения циркуляционного газа от катализатора.

Циркуляционный газ под давлением 5 МПа компрессором 24 возвращается в систему платформинга, а избыток его — в систему гидроочистки. Нестабильный катализат из сепаратора 22 поступает в сепаратор низкого давления 23 (давление 1,9 МПа). Выделившийся из катализата углеводородный газ выходит с верха сепаратора и смешивается с углеводородным газом гидроочистки перед входом во фракционирующий абсорбер 27. В этот же абсорбер насосом 25 подается и жидкая фаза из сепаратора 23. Абсорбентом служит стабильный катализат (бензин). В абсорбере 27 при давлении 1,4 МПа и температуре внизу 165оС и вверху 40°С отделяется сухой газ.

Нестабильный катализат насосом 26 прокачивается через теплообменник 31 и подается в колонну 34, где и происходит его стабилизация. Часть продукта для поддержания температуры низа в аппаратах 27 и 34 циркулирует через соответствующие секции печи 28. Головная фракция стабилизации после охлаждения и конденсации в аппарате 32 поступает в приемник 33, откуда насосом 35 частично возвращается в колонну на орошение, а избыток выводится с установки.

Стабильный бензин с низа колонны 34 после охлаждения в теплообменниках 31 и 30 насосом 29 подается во фракционирующий абсорбер 27; избыток его выводится с установки.

Режим работы установки:


Температура, °С

Давление, МПа

Объемная скорость подачи сырья, ч-1

Кратность циркуляции водородсодержащего газа, м3/м3 сырья

Распределение катализатора но ступеням

480-520

3-4

1,5-2,0

1500

1:2:4


Рис. 1. Технологическая схема установки риформинга со стационарным слоем катализатора:IV-3(2)IV-3(1)

1, 11, 24 – компрессоры, 2 – абсорбер, 3 – колонна очистки от сероводорода, 4 – сепаратор, 5, 12, 13, 25, 26, 29, 35, 36 – насосы, 6 – конденсатор-холодильник, 7 – отпарная колонна, 8, 22, 23 – газосепараторы, 9, 20, 30, 31 – теплообменники, 10 – кипятильник, 14, 21 – холодильники, 15 – реактор гидроочистки, 16 – многосекционная печь, 17-19 – ректоры платформинга, 27 – фракционирующий абсорбер, 28 – трубчатая печь, 32 – аппарат воздушного охлаждения, 33 – приёмник, 34 – стабилизационная колонна (стабилизатор).










Задание

  1. Начертите реакторный блок установки каталитического риформинга, подписать наименование технологических потоков.

  2. Заполнить таблицу 1.


Таблица 1. Характеристики процесса каталитического риформинга


№№

п/п

Характеристики процесса

каталитического риформинга

1.

Сырьё


2.

Продукты


3.

Температура, оС


4.

Давление, ат


5.

Катализатор


6.

Выход бензина, %


7.

Октановое число бензина



Необходимые принадлежности

  1. Простой карандаш, линейка, ластик.


Работа в аудитории

  1. Нарисовать реакторный блок установки каталитического риформинга, подписать наименование технологических потоков (задание 1).

  2. Заполнить таблицу 1 (задание 2).

  3. Определить факторы, влияющие на выход и качество получаемых продуктов.

  4. Почему установка каталитического риформинга работает на лёгком сырье ?

  5. Какие реакции являются желательными, а какие нежелательными в процессе каталитического риформинга ?

  6. Применение продуктов процесса.


Содержание отчёта

  1. Номер и название работы;

  2. Цель работы;

  3. Задание с исходными данными;

  4. Необходимые принадлежности;

  5. Выполненные задания;

  6. Заключение, ответы на контрольные вопросы.


Контрольные вопросы

  1. Назначение процесса каталитического риформинга.

  2. Сырьё и продукты процесса.

  3. Параметры процесса.

  4. Основные факторы процесса.

  5. Какие факторы процесса влияют на выход и качество получаемого компонента автомобильного бензина ?

  6. Что даёт последовательное соединение реакторов процесса ?

Каким способом подводится тепло вниз аппаратов 27 и 34 ?

  1. Почему перед реакторным блоком процесса каталитического риформинга применяют блок гидроочистки сырья ?


Литература

  1. В. П. Суханов. Переработка нефти, М.: Высшая школа, 1979. – 335.

  2. Б. И. Бондаренко. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. М., Химия, 1983. – 128 с.


































Практическое занятие № 9

Каталитическая изомеризация легчайших бензиновых фракций, измерение и регулировка параметров процесса


Цель занятия: ознакомление с технологической установкой каталитической изомеризации легчайших бензиновых фракций, параметрами процесса.


Пояснения

Процесс каталитической изомеризации предназначен для получения высокооктановых компонентов бензина, а также сырья для нефтехимической промышленности. Сырьем являются н-бутан, легкие прямогонные фракции н.к.—62°С, рафинаты каталитического риформинга, н-пентан и н-гексан или их смеси, выделенные при фракционировании газов. Процесс проводят в среде водородсодержащего газа .

Основными катализаторами являются: катализатор Фриделя — Крафтса, сульфид вольфрама, бифункциональные, цеолитсодержащие с благородными металлами и комплексные. Наиболее распространены в настоящее время бифункциональные катализаторы, содержащие платину или палладий на кислотном носителе (оксид алюминия, цеолит).

В зависимости от применяемого катализатора режим процесса изомеризации может меняться в широких интервалах:


Температура, оС

Давление, МПа

Объемная скорость подачи сырья, ч-1

Мольное отношение водород:сырье

0-480

1,4-10,5

1,0-6,0

(2-6):1


Выход целевого продукта — изомеризата с октановым числом 88—92 (исследовательский метод) - составляет 93—97% (масс.); побочным продуктом процесса является сухой газ, используемый как топливный.

Основные факторы процесса

Температура. С повышением температуры скорость реакции изомеризации возрастает, достигая предела, определяемого равновесием. Дальнейшее повышение температуры приводит к усилению реакции гидрокрекинга с образованием легких газов и существенно не влияет на изомеризацию пентана. При этом возрастает расход водорода, а равновесие смещается в сторону компонентов нормального строения. Если изомеризацию н-пентана проводят в присутствии платинированных синтетических цеолитов, то при повышении температуры с 350 до 375° С выход изопентана возрастает более чем в 1,5 раза. Повышение температуры до 400° С приводит к усилению реакций гидрокрекинга и снижению выхода изопентана.

Давление. С точки зрения термодинамики давление не должно влиять на реакцию изомеризации, например пентана, так как эта реакция протекает без изменения объема. Однако с уменьшением давления от 3 до 1 МПа (от 30 до 10 кгс/см2) выход изопентана возрастает. Это особенно заметно при пониженных температурах. По мере повышения температуры влияние давления на реакцию ослабевает. Так, при температуре 350° С снижение давления с 3 до 1,5 МПа (с 30 до 15 кгс/см2) увеличивает выход изопентана над катализатором СаY + платина на 7%, при температуре 375° С -на 3,6%. При атмосферном давлении и температуре 350—370°С изомеризация практически не идет, а происходит сильный крекинг. Кроме того, продолжительная работа при пониженном давлении (1,5 МПа, 15 кгс/см2) заметно уменьшает активность катализатора вследствие отложения кокса на его поверхности. При давлении 3 МПа (30 кгс/см2) после 110 ч работы активность катализатора остается прежней.

Объемная скорость подачи сырья. При постоянной глубине превращения объемная скорость подачи сырья и температура одинаково влияют на процесс. В практически важном интервале уменьшение объемной скорости вдвое равноценно повышению температуры процесса примерно на 8—11°С.

Температура и равновесие изомеризации. Равновесное содержание парафинов изостроения возрастает с понижением температуры реакции. Равновесный состав продуктов изомеризации пентановой фракции менее подвержен влиянию температуры, чем гексановой.

Установка изомеризации состоит из двух блоков — ректификации и изомеризации. В блоке ректификации сырье предварительно разделяется на пентановые и гексановые фракции, направляемые на изомеризацию, после которой проводится стабилизация полученного продукта и выделение из него товарных изопентана и изогексана. В блоке изомеризации получают изомеризаты.

На рисунке 1 приведена технологическая схема установки изомеризации фракции н.к.-62оC, содержащей 27,5% (масс.) изопентана, 44% (масс.) н-пентана и 26,2% (масс.) изогексанов, на алюмо-платиновом катализаторе, промотированном фтором.

Сырье (смесь исходной фракции и рециркулирующего пентанового изомеризата), а также насыщенный абсорбент из абсорбера 17 поступают па разделение в ректификационную колонну 8. Из колонны 8 сверху отделяется изопептановая фракция, подвергающаяся дальнейшей ректификации в бутановой колонне 5, а нижний продукт колонны 8 поступает в ректификационную пентановую колонну 9. Нижний продукт этой колонны направляется на разделение в изогексановую колонну 10. Отбираемая из кочонны 9 сверху пентановая фракция, содержащая около 91% (масс.) н-пентана, смешивается с водород содержащим газом, нагревается в теплообменнике 6 и далее через змеевики трубчатой печи 12 поступает в реактор изомеризации 11.

Продукты реакции охлаждаются в теплообменнике 6, холодильниках 7 и 3 поступают в сепаратор 2 Циркулирующий газ из сепаратора направляется в адсорбер 14, а изомеризат после стабилизации в колонне 16 в смеси с сырьем направляется на ректификацию в колонну 8.

Для подавления кислотной функции катализатора свежий водород и циркулирующий газ предварительно подвергают осушке на цеолитах типа NaA в адсорбере 14, Концентрация водорода в циркулирующем газе составляет 80—85 % (об.), расход водорода на процесс составляет 0,1—0,3 % (масс.) на сырье. Катализатор регенерируют каждые 3—4 мес. путем выжига кокса.

Изопентан извлекается из газов стабилизации в абсорбере 17, на верх которого в качестве орошения подается часть циркулирующей гексановой фракции.IV-5


Рис. 1. Технологическая схема установки изомеризации:

1 – насосы, 2 – сепараторы, 3 – водяные холодильники, 4 – кипятильники, 5, 8-10, 16 – колонны, 6 – теплообменники, 7 – аппараты воздушного охлаждения, 11 – реактор, 12 – трубчатая печь, 13 – сборники, 14 – адсорбер-осушитель, 15 – компрессор, 17 – абсорбер.


Технологический режим установки:

Температура, оС

Давление, МПа

Объемная скорость подачи сырья, ч-1

Мольное отношение водород:н-пентан

Кратность циркуляции водородсодержащего газа, м33 сырья

Кратность рециркуляции пентанового изомеризата

380-450

3,5

1,5

3:1


880


1,25


Основным продуктом установки является изопентановая фракция чистотой 95 % (масс.). Октановое число исходного дистиллята после изомеризации пентановой фракции повышается с 79 до 90 (исследовательский метод). В общем случае октановое число легкой фракции можно повысить с помощью изомеризации на 15—20 единиц.


Температура и давление в колоннах приведены ниже:


Показатели

Колонна 5

Колонна 8

Колонна 9

Колонна 16

Температура, оС

эвапоратора

верхa

низа

Давление, МПа


55

82

100

0,6


90

77

110

0,5


84

74

110

0,3


84

68

104

0,15


Задание

  1. Заполнить таблицу 1.


Таблица 1. Характеристики процесса каталитической изомеризации легчайших бензиновых фракций.


№№

п/п

Характеристики процесса

каталитической изомеризации легчайших бензиновых фракций

1.

Сырьё


2.

Продукты


3.

Температура, оС


4.

Давление, ат


5.

Катализатор


6.

Выход бензина, %


7.

Октановое число бензина



Необходимые принадлежности

  1. Простой карандаш, линейка, ластик.


Работа в аудитории

  1. Заполнить таблицу 1 (задание 1).

  2. Определить факторы, влияющие на выход и качество получаемых продуктов.

  3. Почему установка каталитической изомеризации работает на лёгком сырье ?

  4. Какие реакции являются желательными, а какие нежелательными в процессе?

  5. Применение продуктов процесса.

Содержание отчёта

  1. Номер и название работы;

  2. Цель работы;

  3. Задание с исходными данными;

  4. Необходимые принадлежности;

  5. Выполненные задания;

  6. Заключение, ответы на контрольные вопросы.


Контрольные вопросы

  1. Назначение процесса каталитической изомеризации легчайших бензиновых фракций.

  2. Сырьё и продукты процесса.

  3. Параметры процесса.

  4. Основные факторы процесса.

  5. Какие факторы процесса влияют на выход и качество получаемого компонента автомобильного бензина ?


Литература

  1. В. П. Суханов. Переработка нефти, М.: Высшая школа, 1979. – 335.

  2. Б. И. Бондаренко. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. М., Химия, 1983. – 128 с.






















Практическое занятие № 10

Установка гидрокрекинга вакуумного газойля, измерение и регулировка параметров процесса


Цель занятия: ознакомление с технологической установкой гидрокрекинга вакуумного газойля, параметрами процесса.


Пояснения

Катализаторы гидрогенизационных процессов

Катализаторы гидрогенизационных процессов можно разделить на три группы:

металлы — платина, палладий и никель в чистом виде или на носителях, применяются в реакциях насыщения непредельных и ароматических углеводородов, используются в низкотемпературных процессах, сырье не должно содержать примесей, являющихся каталитическим ядом (особенно серы);

окислы и сульфиды металлов (возможны их сочетания) на кислотных носителях — окисях алюминия, магния или кизельгуре, применяются главным образом в реакциях насыщающего гидрирования в присутствии потенциальных каталитических ядов;

окислы и сульфиды металлов (возможны их сочетания) на кислотных носителях — алюмосиликате, магнийсиликате, окиси алюминия (кислотной) или активированной глине; применяются для проведения реакции гидроизомеризации и гидрокрекинга.

Активность металлов в некоторой степени зависит от их электронных свойств. Большинство из них представляет собой элементы VI и VIII групп периодической системы Д. И. Менделеева (хром, молибден, вольфрам, железо, кобальт, никель, платина и палладий). В некоторых случаях сульфиды и окислы в свободном состоянии (без носителей) обнаруживают кислотные свойства. Примером может служить дисульфид вольфрама, обладающий каталитической активностью в реакциях насыщения кратных связей. Так как серосодержащие соединения присутствуют практически в сырье всех видов, следует применять серостойкие катализаторы — сульфиды металлов. В большинстве современных процессов в качестве катализаторов используют кобальт или никель, смешанные в различных соотношениях с молибденом на пористом носителе (в основном окиси алюминия). Иногда применяют сульфидный никельвольфрамовый катализатор. Обычно катализаторы выпускают в окисной форме; при гидрогенизации сернистого сырья окиси кобальта (или никеля) и молибдена полностью или частично переходят в сульфидную форму. Часто после загрузки катализатор «осерняют» предварительной обработкой сероводородом или легкоразлагающимися серосодержащими соединениями в смеси с водородом.

Кобальтомолибденовые или никельмолибденовые катализаторы на окиси алюминия, а также смешанные катализаторы работают 2—3 года. Так как активность их снижается в основном в результате отложения кокса в порах, то регенерацию проводят путем выжига кокса. Особенностью катализаторов гидрокрекинга является их гидрирующая, крекирующая и изомеризующая активность в присутствии серо- и азотсодержащих соединений, как правило, присутствующих в сырье. Поэтому в состав катализаторов могут входить лишь немногие окислы.

Катализаторы для первой ступени или для одноступенчатого гидрокрекинга обычно содержат окислы никеля (или кобальта), вольфрама (или молибдена) и кристаллические формы окислов кремния и алюминия. Иногда для усиления деструкции вводят галоген. Катализаторы для второй ступени гидрокрекинга при переработке очищенного сырья (содержание серы не более 100 , 10-4 и азота менее 1 , 10 -4 %) могут не содержать молибдена (или вольфрама), но вместо никеля содержат драгоценные металлы (палладий или платину). Катализаторы для первой ступени или для одноступенчатого процесса должны быть особенно стойкими к каталитическим ядам, чтобы их можно было использовать на неочищенном сырье. Необходимо также, чтобы размеры пор катализатора соответствовали размерам молекул перерабатываемого сырья.

В ряде процессов гидрокрекинга в качестве носителя используют цеолиты (молекулярные сита), гидрирующим компонентом иногда служит палладий. При применении цеолита гидрирующую активность можно регулировать, изменяя количество каталитически активного металла, вводимого (ионный обмен) вместо натрия в решетку цеолита. Наносимый осаждением палладий распределяется в виде частиц атомных размеров. Эта особенность в известной степени уменьшает действие каталитических ядов (серо- и азотсодержащих соединений) в тяжелом сырье и позволяет проводить крекинг такого сырья при более низких температурах.

Реакции конденсации ароматических углеводородов с непредельными, так же как реакции уплотнения углеводородов, тормозятся в присутствии водорода. Увеличивая скорость гидрирования непредельных углеводородов по сравнению со скоростью их конденсации с ароматическими углеводородами или полимеризации, можно снизить образование кокса. Для этого необходимо повышать парциональное давление водорода (и общее давление в системе) и применять специальные катализаторы. Однако даже при давлении 15—20 МПа (150—200 игс/см2) полностью подавить реакции коксо-образования не удается, и процесс приходится вести с периодической регенерацией катализатора. При общем давлении выше 30 МПа (300 кгс/см2) процесс гидрокрекинга можно проводить без окислительной регенерации катализатора.

Основные факторы процессов

Основными показателями технологического режима гидрогенизационных процессов, так же как и многих каталитических процессов, являются температура, давление, объемная скорость подачи сырья, количество циркулирующего водородсодержащего газа и содержание в нем водорода, а также тип катализатора.

Температура. Она является одним из основных факторов. С ее повышением жесткость (степень деструкции углеводородов и других соединений) процесса возрастает, что приводит к снижению содержания серы, азота, кислорода и металлов в продуктах гидрогенизации. По мере повышения температуры расход водорода увеличивается, а затем может несколько снизиться в результате протекания реакции дегидрирования (при этом образуется водород).

Однако при повышении температуры до области, в которой начинается усиленное протекание реакций гидрокрекинга, расход водорода резко увеличивается. Так как технико-экономические показатели работы гидрогенизационных установок во многом зависят от расхода водорода, рекомендуется температуру процесса поддерживать возможно более низкой, при этом можно уменьшить до минимума скорость отравления катализатора отлагающимися на нем коксом и металлами.

Давление. Давление в гидрогенизационных системах обычно определяется как рабочее давление и парциальное давление, зависящее от соотношения водорода и углерода и концентрации водорода в циркулирующем газе. Глубина деструкции углеводородов определяется давлением водорода в процессе. Наиболее сильная деструкция происходит при давлении около 21 МПа (210 кгс/см2).

С повышением парциального давления водорода увеличивается скорость гидрирования и достигаются более полное удаление серы, азота, кислорода и металлов, а также насыщение непредельных углеводородов. При еще более высоком давлении и применении катализаторов, вызывающих деструкцию (при гидрокрекинге), снижается также содержание ароматических углеводородов и асфальтенов. Кроме того, высокое парциальное давление водорода уменьшает закоксованность катализатора, что способствует увеличению срока его службы. Эти положительные результаты достигаются увеличением расхода водорода. Целесообразно поддерживать и общее давление, и содержание водорода в циркулирующем газе на максимально возможном уровне. Этот уровень определяется ресурсами водородсодержащего газа и экономическими показателями.

Объемная скорость подачи сырья. Повышение объемной скорости подачи сырья (т. е. уменьшение его контакта с катализатором) при парофазном процессе гидрогенизации ведет к снижению интенсивности всех каталитических и термических реакций и вследствие этого — к уменьшению расхода водорода и образования кокса на катализаторе. Реакционная способность серосодержащих соединений неодинакова: меркаптаны, сульфиды и дисульфиды легко удалить при высоких объемных скоростях, но остающуюся тиофеновую серу — значительно труднее, поэтому гидрировать сырье, содержащее ее соединения, следует при меньших объемных скоростях.

Выбор объемной скорости в значительной мере зависит от природы сырья (исходной нефти), его фракционного состава и технологии получения (первичная перегонка нефти или вторичные процессы ее переработки). При переработке различного сырья необходимо выдерживать соответствующие объемные скорости. Если на установку поступает новое сырье, то приходится менять объемную скорость, а следовательно, производительность установки и другие параметры технологического режима. Производительность установки повышается, если новое сырье по сравнению с ранее перерабатываемым позволяет повысить объемную скорость, и наоборот.

Отношение циркулирующего водородсодержащего газа к сырью. При неизменных температуре, объемной скорости и общем давлении отношение циркулирующего водородсодержащего газа (так же как и содержание в нем водорода) к сырью влияет на долю испаряющегося сырья, парциальное давление водорода и продолжительность контакта сырья с катализатором. Работу установок гидрогенизации принято оценивать и анализировать не только по указанным выше параметрам технологического режима, но и по взаимозависимости некоторых из них и по влиянию их на процесс в целом. Одним из таких параметров является скорость реакции. При гидрогенизационных процессах скорость гидрирования непредельных углеводородов значительно больше скорости их распада, поэтому гидрокрекингу практически подвергаются парафиновые углеводороды, образовавшиеся в результате гидрирования. Азотсодержащие соединения при гидрировании разрушаются, как правило, труднее, чем серо- и особенно кислородсодержащие. Напомним, что при взаимодействии этих соединений с водородом соответственно образуются аммиак, сероводород и вода. Устойчивость серосодержащих соединений увеличивается в следующем порядке: меркаптан < дисульфид < сульфид < тиофен. С увеличением молекулярной массы серосодержащих соединений скорость гидрогенизационного обессеривания уменьшается. Этим, по-видимому, объясняется возможность применения более мягкого режима гидрирования при обессеривании бензиновых и лигроиновых дистиллятов, чем при очистке более тяжёлых дистиллятов.

Расход водорода и его источники. При увеличении доли гидрогенизационных процессов в переработке нефтей, особенно высокосернистых, а также при увеличении объёма гидрокрекинга нефтяных продуктов, получаемого при каталитическом риформинге водорода недостаточно. Для обеспечения потребности в водороде изыскивают другие источники. При наличии установок пиролиза нефтяного сярья или производства синтетических каучуков с применением процессов дегидрирования углеводородов С 4 и С 5 водород можно выделять из водородосодержащих газов, образующихся в этих процессах. В отсутствие или при недостаточности этих ресурсов прибегают к специальному производству водорода. Для этой цели в нефтеперерабатывающей промышленности используют главным образом конверсию метана (природного газа) с паром.

Процесс гидрокрекинга предназначен в основном для получения малосернистых топливных дистиллятов из различного сырья. Обычно гидрокрекингу подвергают вакуумные и атмосферные газойли, газойли термического и каталитического крекинга, деасфальтизаты и реже мазуты и гудроны с целью производства автомобильных бензинов, реактивных и дизельных топлив, сырья для нефтехимического синтеза, а иногда и сжиженных углеводородных газов (из бензиновых фракций). Водорода при гидрокрекинге расходуется значительно больше, чем при гидроочистке тех же видов сырья.

Гидрокрекинг осуществляется в одну или две ступени на неподвижном (стационарном) слое катализатора при высоком парциальном давлении водорода. По технологическому оформлению модификации процесса различаются преимущественно применяемыми катализаторами. При производстве топливных дистиллятов из прямогонного сырья обычно используют одноступенчатый вариант с рециркуляцией остатка, совмещая в реакционной системе гидроочистку, гидрирование и гидрокрекинг. При двухступенчатом процессе гидроочистку и гидрирование сырья проводят в первой ступени, а гидрокрекинг — во второй. В этом случае достигается более высокая глубина превращения тяжелого сырья.

Для гидрокрекинга наибольшее распространение получили алюмокобальтмолибденовые катализаторы, а также на первой ступени — оксиды или сульфиды никеля, кобальта, вольфрама и на второй ступени — цеолитсодержащие катализаторы с платиной.

Процесс гидрокрекинга — экзотермический, и для выравнивания температуры сырьевой смеси по высоте реактора предусмотрен ввод холодного водородсодержащего газа в зоны между слоями катализатора. Движение сырьевой смеси в реакторах нисходящее.V-2

Рис.1. Технологическая схема установки гидрокрекинга вакуумного газойля:

9, 12, 16, 19. 23, 25 – насосы, 2, 18 – трубчатые печи, 3 – реактор, 4, 11 – теплообменники, 5, 14 – водяные конденсаторы-холодильники, 1, 10, 17, 22 – сепараторы, 7 – блок очистки от сероводорода, 8 – компрессор, 9 – редукционный клапан, 13, 21 – аппараты воздушного охлаждения, 15, 20 – ректификационные колонны, 24 – отпарная колонна.

Технологические установки гидрокрекинга состоят обычно из двухосновных блоков: реакционного, включающего один или два реактора, и блока фракционирования, имеющего разное число дистилляционных колонн (стабилизации, фракционирования жидких продуктов, вакуумную колонну, фракционирующий абсорбер и др.). Кроме того, часто имеется блок очистки газов от сероводорода. Мощность установок может достигать 13 000 м3/сут.

Технологическая схема одноступенчатого гидрокрекинга с получением преимущественно дизельного топлива из вакуумного газойля в стационарном слое катализатора приведена на рисунке 1. Сырье, подаваемое насосом 1, смешивается со свежим водородсодержащим газом и циркуляционным газом, которые нагнетаются компрессором 8. Газосырьевая смесь, пройдя теплообменник 4 и змеевики печи 2, нагревается до температуры реакции и вводится в реактор 3 сверху. Учитывая большое тепловыделение в процессе гидрокрекинга, в реактор в зоны между слоями катализатора вводят холодный водородсодержащий (циркуляционный) газ с целью выравнивания температур по высоте реактора.Выходящая из реактора смесь продуктов реакции и циркуляционного газа охлаждается в теплообменнике 4, холодильнике 5 и поступает в сепаратор высокого давления 6. Здесь водородсодержащий газ отделяется от жидкости, которая с низа сепаратора через редукционный клапан 9, поступает далее в сепаратор низкого давления 10. В сепараторе 10 выделяется часть углеводородных газов, а жидкий поток направляется в теплообменник 11, расположенный перед промежуточной ректификационной колонной 15. В колонне при небольшом избыточном давлении выделяются углеводородные газы и легкий бензин.

Бензин частично возвращается в колонну 15 в виде острого орошения, а балансовое его количество через систему «защелачивания» откачивается с установки. Остаток колонны 15 разделяется в атмосферной колонне 20 на тяжелый бензин, дизельное топливо и фракцию >360°С.

Бензин атмосферной колонны смешивается с бензином промежуточной колонны и выводится с установки. Дизельное топливо после отпарной колонны 24 охлаждается, «защелачивается» и откачивается с установки. Фракция >360°С используется в виде горячего потока в низу колонны 20, а остальная часть (остаток) выводится с установки. В случае производства масляных фракций блок фракционирования имеет также вакуумную колонну.

Водородсодержащий газ подвергается очистке водным раствором моноэтаноламина и возвращается в систему. Необходимая концентрация водорода в циркуляционном газе обеспечивается подачей свежего водорода {например, с установки каталитического риформинга).

Регенерация катализатора проводится смесью воздуха и инертного газа; срок службы катализатора 4—7 мес.

Режим процесса гидрокрекинга:


Температура, оС

I ступени

II ступени

Давление, МПа

Объемная скорость пидачи сырья, ч-1

Кратность циркуляции водородсодержащего газа, м33 сырья

Расход водорода, % (масс.) на сырье


420-430

450-480

15-20

До 1,5


До 2000

1,2-4,0


В жидких фракциях углеводородов С4—С6, содержится много изопарафинов. Бензины можно использовать во многих случаях как компоненты автомобильных топлив или направлять на каталитический риформинг. Средние дистиллятные продукты отличаются низким содержанием серы и ароматических углеводородов и обладают высокими характеристиками горения.

Тяжелый газойль гидрокрекинга рассматривается как хорошее пиролизное сырье для получения этилена, а фракции С 5 — 85 °С и 85—193 °С, богатые нафтеновыми углеводородами, — как превосходное сырье для каталитического риформинга, направленного на производство ароматических углеводородов. Легкий газойль обычно используется как компонент дизельного топлива.


Задание

  1. Начертите технологическую схему установки одноступенчатого гидрокрекинга вакуумного газойля.

  2. Объясните, почему процесс гидрокрекинга процесса на первой ступени меньше, чем на второй.


Необходимые принадлежности

  1. Простой карандаш, линейка, ластик.


Работа в аудитории

  1. Выполните задания 1 и 2.

  2. Назначение процесса гидрокрекинга.

  3. Факторы процесса гидрокрекинга.

  4. Почему с увеличением температуры процесса увеличивается расход водорода ?

  5. Продукты и их применение.

  6. Как подводится тепло вниз аппаратов 15 и 20 ?


Содержание отчёта

  1. Номер и название работы;

  2. Цель работы;

  3. Задание с исходными данными;

  4. Необходимые принадлежности;

  5. Выполненные задания;

  6. Заключение, ответы на контрольные вопросы.


Контрольные вопросы

  1. Назначение процесса каталитической изомеризации легчайших бензиновых фракций.

  2. Сырьё и продукты процесса.

  3. Параметры процесса.

  4. Основные факторы процесса.

  5. Как влияет давление водорода на глубину обессеривания ?

  6. Какие факторы процесса влияют на выход и качество продуктов ?


Литература

  1. В. П. Суханов. Переработка нефти, М.: Высшая школа, 1979. – 335.

  2. Б. И. Бондаренко. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. М., Химия, 1983. – 128 с.





























Практическое занятие № 11

Гидроочистка дизельного топлива, измерение и регулировка параметров процесса


Цель занятия: ознакомление с технологической установкой гидроочистки дизельного топлива, параметрами процесса.


Пояснения

Основной целью процесса гидроочистки и гидрообессеривания топливных дистиллятов является улучшение качества последних за счет удаления таких нежелательных компонентов, как сера, азот, кислород, металлорганические соединения и смолистые вещества, непредельные соединения.

Гидроочистку и гидрообессеривание бензиновых фракций проводят с целью подготовки сырья для установки каталитического риформинга. Такая предварительная обработка способствует улучшению некоторых важных показателей процесса риформинга, а именно; глубины ароматизации сырья, октанового числа получаемого бензина, а также увеличению срока службы катализатора .

Гидроочистку керосиновых и дизельных фракций проводят с целью снижения содержания серы до норм, установленных стандартом, и для получения товарных топливных дистиллятов с улучшенными характеристиками сгорания и термической стабильности. Одновременно снижается коррозионная агрессивность топлив и уменьшается образование осадка при их хранении.

Подвергаемые гидроочистке бензиновые фракции имеют различные температурные пределы выкипания в зависимости от дальнейшей их переработки: из фракций 85—180 и 105—180°С — обычно путем платформинга получают высококачественные бензины, а из фракций 60—85, 85—105, 105—140 и 130—165оС — концентраты соответственно бензола, толуола и ксилолов. Основным продуктом, получаемым при гидроочистке бензиновых фракций, является стабильный гидрогенизат, выход которого составляет 90—99% (масс.), содержание в гидрогенизате серы не превышает 0,002% (масс.).

Типичным сырьем при гидроочистке керосиновых дистиллятов являются фракции 130—240 и 140— 230°С прямой перегонки нефти. Однако при получении некоторых видов топлив верхний предел выкипания может достигать 315°С. Целевым продуктом процесса является гидроочищенная керосиновая фракция, выход которой может достигать 96—97% (масс.). Кроме того, получаются небольшие количества низкооктановой бензиновой фракции (отгон), углеводородные газы и сероводород.

Одной из важных областей применении гидроочистки является производство малосернистого дизельного топлива из соответствующих дистиллятов сернистых нефтей. В качестве исходного дистиллята обычно используют керосин-газойлевые фракции с температурами выкипания 180—330, 180 360 и 240—360оС (метод разгонки стандартный). Выход стабильного дизельного топлива с содержанием серы не более 0,2% (масс.) составляет 97% (масс.). Побочными продуктами процесса являются низкооктановый бензин (отгон), углеводородный газ, сероводород и водородсодержащий газ.

Гидроочистке нередко подвергают дистилляты вторичного происхождения (газойли коксования, каталитического крекинга, висбрекипга и т. п.) как таковые или чаще в смеси с соответствующими прямогонными дистиллятами.

Процесс гидроочистки осуществляют на алюмокобальтмолибденовом (Аl—Со—Мо) или на алюмоникельмолибденовом (AINiMo) катализаторе при условиях, приведенных ниже:


Показатели

Бензиновые

фракции

Керосиновые

фракции

Дистилляты

дизельных

топлив

Катализатор




Температура, °С

Давление, МПа

Объемная скорость подачи сырья, ч-1

Кратность циркуляции

водородсодержащего газа, м33 сырья

AI—Ni—Mo

AI—Ni—Mo

380-420

2,5-5,0


1-5



100-600

AI—Ni—Mo

AI—Ni—Mo*


350-360

7,0


5-10



300-400

AI—Ni—Mo

AI—Ni—Mo



350-410

3,0-4,0


4-6



300-400

* Цеолитсодержаший.


Используемый водородсодержащий газ, как правило, получают с установки каталитического риформинга; содержание в нем водорода колеблется от 60 до 95 % (об.).

Технологические схемы промышленных установок гидроочистки имеют много общего и различаются по мощности, размерам и технологическому оформлению секций сепарации и стабилизации. В составе промышленных комбинированных установок, например, на комбинированной установке ЛК-6у имеются секции для гидрообессеривания дистиллятов дизельных и реактивных топлив.

Гидроочистка нефтяных дистиллятов.

Гидроочистка применяется для очистки от серы бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, а также парафинов и масел вместо очистки их глинами. В последнее время за рубежом стали обессеривать и мазуты. Гидроочистку используют также для обессеривания и обессмоливания дистиллятов вторичного происхождения, расход водорода при этом резко увеличивается. Вместе с большим уменьшением содержания серы в продуктах очистки (гидрогенизатах) снижается, но меньше, содержание азотистых соединений и металлов. Поэтому гидроочистка наряду с другими процессами позволяет при переработке сернистых и высокосернистых нефтей получать высококачественные нефтепродукты.

Гидроочистку различного сырья проводят в большинстве случаев на алюмокобальтмолибденовых, алюмоникельмолибденовых и алюмоникельмолибденосиликатных катализаторах при 325—425°С, 3—7 МПа (30—70 кгс/см2), объемной скорости подачи сырья 1—10 ч-1 и циркуляции водородсодержащего газа 60—900 м33 сырья, содержащего 60—94% (об.) водорода.

Превращения серосодержащих соединений. Основным видом сырья на нефтеперерабатывающих заводах являются сернистые и даже высокосернистые нефти. Серосодержащие соединения в таких нефтях являются сложными смесями, состоящими из меркаптанов (тиолов), сульфидов (с открытой цепью и циклических), а также дисульфидов и гетероциклических соединений, содержащих другие элементы. Фракции, выкипающие до 180° С, содержат меркаптаны, алифатические и алицикличеекие сульфиды, которые гидрируются сравнительно легко. В более высококипящих фракциях, особенно выше 350° С, присутствуют замещенные тиофены и бициклические сульфиды.

При гидроочистке нефтяных дистиллятов почти полностью нарушаются связи С—S, практически не затрагивая связей С—С, т. е. без заметной деструкции сырья. Подтверждением этого является то, что выход гидрогенизата от сырья достигает 95—98% (масс), а степень обессеривания 90—99,5%. Снижение же содержания азотистых соединений при этом не превышает 75%. Они удаляются труднее не только серы, но и олефинов и тем более диенов.

Серосодержащие соединения нефти почти всегда концентрируются в более тяжелых фракциях в виде гетероциклических ароматических соединений. В тяжелых фракциях содержится больше и азотсодержащих и металлорганических соединений. Гидроочистка такого тяжелого сырья, в том числе нефтяных остатков, более трудна и требует дополнительного изучения.

Сырье и продукты процесса. При гидроочистке бензинов первичной перегонки, используемых в дальнейшем для каталитического риформинга, процесс протекает легко и в мягких условиях. После селективной гидроочистки бензинов термического крекинга и коксования заметно снижается октановое число (на 5—10). Эти бензины необходимо подвергать гидроочистке не в отдельности, а в смеси с прямогонными. Тогда после каталитического риформинга из них можно получать около 80% риформата с октановым числом по исследовательскому методу до 95. Бензины каталитического крекинга целесообразно подвергать неглубокой селективной гидроочистке. При этом октановое число очищенных бензинов понижается незначительно. Гидроочистку керосиновых фракций можно проводить на установках для гидроочистки бензиновых и дизельных фракций или на специальных установках.

При гидроочистке получают следующие продукты: сухой газ (отдув), газ стабилизации, сероводород и в зависимости от сырья — бензин, керосин, дизельное топливо или другой продукт. Выходы этих продуктов зависят от сырья и режима работы установки. Сухой газ (отдув) и газ стабилизации используют как топливо (подают в сеть топливного сухого газа). Иногда эти газы могут служить сырьем для получения водорода конверсией на специальных установках. Сероводород используют как сырье для получения серы и серной кислоты. Бензин может быть использован как компонент низкосортных автомобильных бензинов (из-за низкого октанового числа — 50—56) или сырье каталитического риформинга для получения высокооктанового бензина. Дизельное топливо (или другой продукт) используют по прямому назначению. При переработке продуктов от вторичных процессов дизельное топливо получается с цетановым числом ниже нормы. Для повышения цетанового числа необходимо смешивать его с дизельным топливом, имеющим запас цетанового числа, или добавлять специальную присадку. В ряде случаев гидроочистке подвергают дизельное топливо вторичных процессов в смеси с дизельными фракциями первичной перегонки нефти.

В последнее время гидроочистку широко применяют для очистки масел и парафинов, что значительно улучшает качество парафинов и эксплуатационные свойства смазочных масел (повышение индекса вязкости и стабильности против окисления, снижение содержания серы, кокса и улучшение цвета).

Основные факторы процесса. При гидроочистке сохраняются общие закономерности и основные параметры, характерные для всех гидрогенизационных процессов.

Температура. Влияет на скорость реакций не только протекающих на поверхности катализатора, но и диффузионных (особенно в смешаннофазных системах). Вследствие увеличения летучести углеводородов при повышении температуры уменьшается выход жидкой фазы, что ведет к увеличению скорости диффузии. При гидроочистке нефтяного сырья стремятся предупредить протекание реакций гидрокрекинга и поэтому стараются выдерживать температуру не выше 390°С. В области температур 400—450°С реакции гидрокрекинга становятся преобладающими, выход очищенного продукта снижается, а расход водорода возрастает.

В последнее время для увеличения ресурсов светлых нефтепродуктов в подвергаемое гидроочистке сырье стали добавлять продукты вторичных процессов со значительным содержанием непредельных углеводородов. При одной и той же температуре возможная глубина гидрирования непредельных углеводородов снижается по мере увеличения их молекулярной массы. Повышение давления увеличивает глубину гидрирования и расход водорода, который дополнительно растет с увеличением содержания непредельных углеводородов в сырье.

Давление. С повышением парциального давления водорода до 4 МПа (40 кгс/см2) при прочих равных условиях степень гидрирования серосодержащих соединений увеличивается довольно резко, но при дальнейшем повышении изменяется незначительно.

На промышленных установках гидроочистки общее давление поддерживают от 3 до 7 МПа (30—70 кгс/см2). Чем выше давление, тем меньше кокса отлагается на катализаторе. Однако повышение давления с 7 до 20 МПа (с 70 до 200 кгс/см2 )не влияет на начальный период быстрого отложения кокса, но снижает «равновесный» уровень его образования примерно с 30 до 18% (масс.) от катализатора. Регенерация катализатора, содержащего столько кокса, хотя и обходится дорого, но в целом экономичнее, чем использование тяжелого и дорогостоящего оборудования для поддержания в системе давления 20 МПа (200 кгс/см2). Если ресурсы водорода позволяют, то процесс гидроочистки лучше вести при более высоком содержании водорода в циркулирующем газе — 80—85% (об.) во всех случаях, но не менее 60%.

Объемная скорость подачи сырья. Чем легче по фракционному составу гидрируемый продукт, тем более высокую объемную скорость можно поддерживать в процессе, и наоборот, с утяжелением фракционного состава объемную скорость необходимо снижать. Для различных продуктов объемная скорость составляет от 1 до 10 ч-1.

При переработке продуктов, полученных от вторичных процессов, объемная скорость должна быть меньше, чем для продуктов такого же фракционного состава, но полученных при первичной переработке нефти. Например, при переработке фракции 240— 350° С, полученной при первичной переработке сернистой нефти типа ромашкинской, объемную скорость можно поддерживать на уровне 4 ч-1, а при переработке такой же фракции из той же нефти, но полученной на установках вторичной переработки (термического и каталитического крекинга), объемную скорость приходится снижать до 2—1,5 ч-1. Важное значение имеет и содержание в перерабатываемом сырье серы: чем ее больше, тем меньше должна быть объемная скорость. Так, для фракции 240—350° С из высокосернистой нефти объемную скорость следует поддерживать в пределах 2—2,5 ч-1.

Установка гидроочистки дистиллята дизельного топлива.

Установка (рис. 1), предназначенная для гидроочистки дистиллята дизельного топлива, технологическая схема которой приведена на рисунке, включает реакторный блок, состоящий из печи и одного реактора, системы стабилизации гидроочищенного продукта, удаления сероводорода из циркуляционного газа, а также промывки от сероводорода дистиллята. Процесс проводится в стационарном слое алюмокобальтмолибденового катализатора.

Сырье, подаваемое насосом 1, смешивается с водородсодержащим газом, нагнетаемым компрессором 16. После нагрева в теплообменниках 6 и 4 и в змеевике трубчатой печи 2 смесь при температуре 380—425°С поступает в реактор 3. Разность температур на входе в реактор и выходе из него не должна превышать 10°С.

Продукты реакции охлаждаются в теплообменниках 4, 5 и 6 до 160°С, нагревая одновременно газосырьевую смесь, а также сырье для стабилизационной колонны. Дальнейшее охлаждение газопродуктовой смеси осуществляется в аппарате воздушного охлаждения 7, а доохлаждение (примерно до 38°С) — в водяном холодильнике 8.

Нестабильный гидрогенизат отделяется от циркуляционного газа в сепараторе высокого давления 9. Из сепаратора гидрогенизат выводится снизу, проходит теплообменник 10, где нагревается примерно до 240°С, а затем — теплообменник 5 и поступает в стабилизационную колонну 11.

На некоторых установках проводится высокотемпературная сепарация газопродуктовой смеси. В этом случае смесь разделяется при температуре 210—230°С в горячем сепараторе высокого давления; уходящая из сепаратора жидкость поступает в стабилизационную колонну, а газы и пары — в аппарат воздушного охлаждения. Образовавшийся конденсат отделяется от газов в холодном сепараторе и направляется также в стабилизационную колонну .

Циркуляционный водородсодержащий газ после очистки в абсорбере 18 от сероводорода водным раствором моноэтаноламина возвращается компрессором 16 в систему.

Рис. 1. Технологическая схема установки гидроочистки:V-1

1, 15, 19, 21 – насосы, 2 – трубчатая печь, 3 – реактор, 4-6, 10 – теплообменники, 7, 12, 14 – аппараты воздушного охлаждения, 8 – водяной холодильник, 9, 13, 17, 20 – сепараторы, 11 – стабилизационная колонна, 16 – центробежный компрессор, 18, 22 – абсорберы.


В низ колонны 11 вводится водяной пар. Пары бензина, газ и водяной пар по выходе из колонны при температуре около 135°С поступают в аппарат воздушного охлаждения 12, и газожидкостная смесь разделяется далее в сепараторе 13. Бензин из сепаратора 13 насосом 15 подается на верх колонны 11 в качестве орошения, а балансовое его количество выводится с установки. Углеводородные газы очищаются от сероводорода в абсорбере 22.

Гидроочищенный продукт, уходящий с низа колонны 11, охлаждается последовательно в теплообменнике 10, аппарате воздушного охлаждения 14 и с температурой 50оС выводится с установки.

На установке имеется система для регенерации катализатора (выжиг кокса) газовоздушной смесью при давлении 2—4 МПа и температуре 400—550°С. После регенерации катализатор прокаливается при 550°С и 2 МПа газовоздушной смесью, а затем система продувается инертным газом.



Задание

  1. Начертить блок очистки углеводородного газа от сероводорода (абсорбер и десорбер), подписать наименование технологических потоков.

  2. Объяснить, почему на технологической установке гидроочистки дизельного топлива два абсорбера.


Необходимые принадлежности

  1. Простой карандаш, линейка, ластик.


Работа в аудитории

  1. Выполнить задание 1 и 2.

  2. Какую функцию выполняет водородосодержащий газ в процессе гидроочистки ?

  3. От чего зависит давление водородосодержащего газа в процессе гидроочистки ?

  4. Режим процесса гидроочистки.

  5. Основные факторы процесса.

  6. Влияние температуры на выход и качество гидрогенизата.


Содержание отчёта

  1. Номер и название работы;

  2. Цель работы;

  3. Задание с исходными данными;

  4. Необходимые принадлежности;

  5. Выполненные задания;

  6. Заключение, ответы на контрольные вопросы.


Контрольные вопросы

  1. Назначение процесса гидроочистки.

  2. Сырьё и продукты процесса.

  3. Параметры процесса.

  4. Основные факторы процесса.

  5. Как влияет давление водорода на глубину обессеривания ?

  6. Какие факторы процесса влияют на выход и качество продуктов ?


Литература

  1. В. П. Суханов. Переработка нефти, М.: Высшая школа, 1979. – 335.

  2. Б. И. Бондаренко. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. М., Химия, 1983. – 128 с.





































Практическое занятие № 12

Установка получения водорода, измерение и регулировка параметров процесса


Цель занятия: ознакомление с установкой получения водорода, параметрами процесса.

Пояснения

Назначение установки — производство водорода, потребность в котором возрастает из года в год в связи с постоянным углублением процессов переработки нефти, повышением требований к качеству получаемых топлив и смазочных материалов, а также в связи с необходимостью обессеривания энергетического топлива. В качестве сырья для получения водорода методом паровой каталитической конверсии легких углеводородов могут быть использованы природные и заводские (сухие и жирные) газы, а также прямогонные бензины. Этот наиболее распространенный метод производства водорода включает три стадии: подготовку сырья к конверсии, собственно конверсию и удаление из продуктов оксидов углерода. Применяемая в настоящее время технология peгламентирует некоторые требования к качеству сырья, в частности по содержанию в нем соединений серы (в газах до 100 мг/м3, в бензинах до 0,3 мг/кг), отравляющих как никелевый катализатор паровой конверсии углеводородов, так и цинкмедный катализатор низкотемпературной конверсии оксида углерода. Присутствие в сырье непредельных углеводородов вызывает образование углеродистых отложений на катализаторе паровой конверсии углеводородов.

В промышленности получают технический водород с содержанием водорода 95—98 % (об.). Производство технического водорода меньшей концентрации приводит к его повышенному расходу на установке гидрокрекинга, а большей концентрации — требует значительных затрат и экономически нерентабельно .

Паровую конверсию углеводородов следует вести, избегая осаждения углерода на катализаторе, способствующего его разрушению и увеличению гидравлического сопротивления в реакторе. Для предотвращения этого процесса следует поддерживать некий минимальный расход водяного пара в процессе паровой конверсии углеводородов. Теоретически этот расход не должен быть ниже 2:1. Однако для улучшения теплопередачи на практике подают до 4—5 м3 пара на конверсию 1 м3 метана. Процесс конверсии метана описывается следующими реакциями:


СН42О ↔ СО + 3Н2 – 203 кДж

СН4 + hello_html_6eec8aff.gif О2 ↔ СО + 2Н2 + 36 кДж

В заводской практике для доочистки сырья для водородных установок нашли применение три типа процессов: очистка моноэтаноламином от сероводорода, одностадийное поглощение соединений серы поглотителем на основе оксида цинка (в случае присутствия лишь термически нестойких соединений серы) и двухступенчатая схема извлечения соединений серы, включающая деструктивное гидрирование сернистых соединений с последующим поглощением сероводорода на оксиде цинка.

Современные установки по производству водорода обладают мощностью от 300 тыс. м3 до 3 млн. м9 водорода в сутки; для них характерны рабочие давления в интервале 2—3 МПа.

Установка состоит из следующих секций: подготовки сырья (компрессор, подогреватель, аппараты для очистки сырья от соединений серы, пароперегреватель и инжекторный смеситель); паровой конверсии (печь паровой конверсии и паровой котел-утилизатор); конверсии оксида углерода в диоксид (реакторы средне- и низкотемпературной конверсии); очистки технологического газа от диоксида углерода (абсорбция горячим водным раствором карбоната калия, регенерация и др.) и секции метаниро-вания. Технологическая схема установки представлена на рисунке 1.

VI-4

Рис. 1. Технологическая схема установки для производства водорода методом паровой каталитической конверсии лёгких углеводородов:

1 – дымовая труба, 2 – реактор гидрирования, 3 – адсорбер для поглощения сероводорода, 4 – воздуходувка, 5 – дымосос, 6 – теплообменники, 7 – инжекторный смеситель, 8 – печь паровой конверсии, 9, 19 – компрессоры, 10 – котлы-утилизаторы, 11, 13 – реакторы конверсии СО в СО2, 12 – подогреватель, 14 – абсорбер для очистки от СО2, 15 – турбина, 16 – регенератор абсорбента, 17 – реактор метанирования, 18 – газосепаратор, 20 – насос.


Сырье (газ) сжимают компрессором 9 до давления 2,6 МПа, подогревают в подогревателе, расположенном в конвекционной секции печи 8, до температуры 300—400 °С и подают в реакторы 2 и 3 для очистки от соединений серы. К очищенному газу в смесителе 7 добавляют водяной пар, перегретый до 400—500 °С в пароперегревателе, также расположенном в конвекционной секции печи 8.

Полученная парогазовая смесь поступает в печь паровой конверсии 8. Собственно процесс паровой конверсии углеводородов проходит в вертикальных трубчатых реакторах, заполненных катализатором и размещенных в радиантной секции печи в один, два или несколько рядов, закрепленных только внизу или вверху и обогреваемых с двух сторон. Типичный катализатор процесса — никель, нанесенный на оксид алюминия. Парогазовая смесь с температурой 400—500°С подается в реакционную трубу через верхний коллектор, а конвертированный газ отводится снизу.

Газовые факельные горелки располагаются в своде печи 8, а дымовые газы поступают сверху в нижние борова и затем через общий боров, расположенный в торце печи, с температурой 950— 1100°С — в конвекционную секцию печи. Топливом для печи служит очищенный от сернистых соединений технологический или природный газ. Воздух, необходимый для горения, подается воздуходувкой 4 через теплообменник 6, где он подогревается дымовыми газами до 300—400°С, затем дымовые газы отсасываются дымососом 5 и выводятся в атмосферу через дымовую трубу 1.

Конвертированный газ, охладившийся до 400— 450°С в паровом котле-утилизаторе 10, поступает в реактор 11 среднетемпературной конверсии оксида углерода в диоксид над железохромовым катализатором. После понижения температуры до 230— 260°С в котле-утилизаторе 10 и подогревателе воды 12 парогазовая смесь поступает в реактор 13 низкотемпературной конверсии оксида углерода над цинк-медным катализатором.

Смесь водорода, диоксида углерода и водяного пара охлаждают далее в теплообменниках 6 до 104 °С и направляют в абсорбер 14 на очистку горячим водным раствором карбоната калия от диоксида углерода.

Насыщенный диоксидом углерода раствор поступает из абсорбера 14 в турбину 15, где его давление снижается примерно с 2,0 до 0,2—0,4 МПа, а затем в регенератор 16. Здесь в результате подогрева раствора в теплообменнике 6 и снижения давления из раствора выделяется диоксид углерода и вместе с парами воды выводится в атмосферу.

Водородсодержащий газ из абсорбера 14, подогретый до 300 °С в теплообменнике 6, поступает в реактор метанирования 17, где непревращенный оксид и неудаленный диоксид углерода гидрируются с образованием метана. После метанирования водород охлаждается в теплообменных аппаратах 6 и 12 до 30— 40 °С и далее в сепараторе 18 отделяется от сконденсировавшегося водяного пара. Водород компримируют компрессором 19 до давлений, требуемых потребителю (обычно 4—15 МПа).

Конверсия углеводородов ведется при 800— 900 °С и 2,2—2,4 МПа над никелевым катализатором. Расход природного газа составляет 1,03—1,05 м3 на 1 м3 получаемого технического водорода; расход водяного пара—от 0,60 до 0,66 м3 на 1 м3 сухого газа.

Спецификой работы установки, требующей строжайшего соблюдения правил безопасности и правил эксплуатации аппаратов, работающих под давлением, является применение взрывоопасных и токсичных веществ. Установка паровой каталитической конверсии углеводородов для производства водорода часто является составной частью установки гидрокрекинга; ее строительство обходится примерно в 25—30 % стоимости установки гидрокрекинга.


Задание

  1. Заполните таблицу 1.


Таблица 1. Температура и катализатор в реакторах водородной установки


№№

п/п

Номер аппарата

Температура, 0С

Катализатор

1.

2



2.

3



3.

8



4.

11



5.

13



6.

17




  1. Какой тепловой эффект реакций получения водорода.


Необходимые принадлежности

  1. Простой карандаш, линейка, ластик.


Работа в аудитории

  1. Выполните задание 1.

  2. Какую функцию выполняет печь 8 ?

  3. Для чего предназначен абсорбер 14 ?

  4. Как подводится тепло в десорбер 16 ?

  5. Какие технологические установки являются потребителем водородосодержащего газа ?


Содержание отчёта

  1. Номер и название работы;

  2. Цель работы;

  3. Задание с исходными данными;

  4. Необходимые принадлежности;

  5. Выполненные задания;

  6. Заключение, ответы на контрольные вопросы.



Контрольные вопросы

  1. Сырьё процесса получения водорода.

  2. Параметры процесса.

  3. Основные факторы процесса.

  4. Какую функцию выполняют котлы-утилизаторы ?

  5. Как идёт разделение водорода и углекислого газа на установке ?


Литература

  1. В. П. Суханов. Переработка нефти, М.: Высшая школа, 1979. – 335.

  2. Б. И. Бондаренко. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. М., Химия, 1983. – 128 с.


































Практическое занятие № 13

Получение серы, измерение и регулировка параметров процесса


Цель занятия: ознакомление с технологической установкой получения серы, параметрами процесса.

Пояснения

На нефтеперерабатывающих заводах серу получают из технического сероводорода. На отечественных НПЗ сероводород в основном выделяют с помощью 15 %-ного водного раствора моноэтаноламина из соответствующих потоков с установок гидроочистки и гидрокрекинга. Блоки регенерации сероводорода из насыщенных растворов моноэтаноламина монтируют на установках гидроочистки дизельного топлива, керосина или бензина, гидрокрекинга или непосредственно на установках производства серы, куда собирают растворы моноэтаноламина, содержащие сероводород, с большой группы установок. Регенерированный моноэтаноламин возвращается на установки гидроочистки, где вновь используется для извлечения сероводорода.

На установках производства серы используют сероводородсодержащий газ, в котором не менее 83,8 % (об.) сероводорода. Содержание углеводородных газов в сырье должно быть не более 1,64 % (об.), паров воды (при 40 °С и 0,05 МПа) не более 5 % (об.) и диоксида углерода не более 4.56 % (об.).

На установках вырабатывают высококачественную серу с ее содержанием по ГОСТ 127—76 не менее 99,98 % (масс.); другие сорта содержат серу не менее 99,0 и 99,85 % (масс.). Выход серы от ее потенциального содержания в сероводороде составляет 92— 94 % (масс.). С увеличением концентрации сероводорода в сырье, например до 90 % (об.), выход серы от потенциала увеличивается до 95—96 % (масс.).

Основные стадии процесса производства серы из технического сероводорода: термическое окисление сероводорода кислородом воздуха с получением серы и диоксида серы; взаимодействие диоксида серы с сероводородом в реакторах (конверторах), загруженных катализатором.

Процесс термического окисления протекает в основной топке, смонтированной в одном агрегате с котлом-утилизатором.

Смешение и нагрев сероводорода и диоксида серы осуществляется во вспомогательных топках. Каталитическое производство серы обычно проводят в две ступени. Каталитическое производство серы осуществляется при небольшом избыточном давлении. Технологическая схема установки производства серы приведена на рисунке 1.

Сырье — сероводородсодержащий газ (технический сероводород) — освобождается от увлеченного моноэтаноламина и воды в приемнике 1 и нагревается до 45—50 °С в пароподогревателе 2. Затем 89 % (масс.) от общего количества сероводородсодержащего газа вводится через направляющую форсунку в основную топку 4. Через ту же форсунку воздуходувкой 5 в топку подается воздух. Расход сырья и заданное объемное

Рис. 1. Технологическая схема установки производства серы из технического сероводорода:XII-4

1 – приёмник, 2 – паровой подогреватель, 3 – деаэратор, 4, 11, 14 – топки. 5 – воздуходувка, 6 – фильтр, 7, 9, 17, 18 – гидравлические затворы, 8, 16 – реакторы, 10 – конденсатор-генератор, 12 – печь дожига, 13 – дымовая труба, 15 – сероуловитель, 19 – насос, 20 – хранилище серы, 21 – регуляторы расхода с блоками соотношения воздух : сырьё.


соотношение воздух : газ, равное (2—3) : 1, поддерживаются автоматически. Температура на выходе технологического газа из основной топки измеряется термопарой или пирометром. Затем газ охлаждается последовательно внутри первого, а затем второго конвективного пучка котла-утилизатора основной топки. Конденсат (химически очищенная вода) поступает в котел-утилизатор из деаэратора 3, с верха которого отводится полученный водяной пар. В котле-утилизаторе основной топки вырабатывается пар с давлением 0,4—0,5 МПа. Этот пар используется в пароспутниках трубопроводов установки. В трубопроводах, по которым транспортируется сера, а также в хранилище жидкой а серы поддерживается температура 130—150 °С. Сконденсированная в котле-утилизаторе сера через гидравлический затвор 7 стекает в подземное хранилище 20. Обогащенный диоксидом серы технологический газ из котла-утилизатора направляется в ка-и меру смешения вспомогательной топки I каталитической ступени 11. В камеру сжигания топки поступает сероводородсодержащий газ (≈ 6 % масс. общего количества) и воздух от воздуходувки 5. Объемное соотношение воздух : газ, равное (2 — 3) : 1, здесь также поддерживается автоматически. Смесь продуктов сгорания из камеры смешения вспомогательной топки 11 поступает сверху вниз в вертикальный реактор (конвертор) I ступени 8. В реаткоре на перфорированную решетку загружен катализатор — активный оксид алюминия. По мере прохождения катализатора температура газа возрастает, что ограничивает высоту слоя, так как с повышением температуры возрастает вероятность дезактивации катализатора. Технологический газ из реактора 8 направляется в отдельную секцию конденсатора-генератора 10. Сконденсированная сера стекает через гидравлический затвор 9 в подземное хранилище серы 20, а газ напраляется в камеру смешения вспомогательной топки II каталитической ступени 14. Выработанный в конденсаторегенераторе пар давлением 0,5 или 1,2 МПа используется на установке либо отводится в заводской паропровод. В камеру сжигания топки 14 поступает сероводородсодер-жащий газ (5 % масс. общего количества) и воздух от воздуходувки 5 (в объемном соотношении 1:2—3). Смесь продуктов сгорания сероводородсодержащего и технологического газов из камеры смешения вспомогательной топки 14 поступает в реактор (конвертор) II ступени 16, в который также загружен активный оксид алюминия. Из реактора газ поступает во вторую секцию конденсатора-генератора 10, где сера конденсируется и стекает в подземное хранилище 20 через гидравлический затвор 17. Технологический газ проходит сероуловитель 15, в котором механически унесенные капли серы задерживаются слоем насадки из керамических колец. Сера через гидравлический затвор 18 стекает в хранилище 20. Газ направляется в печь дожи-га 12, где нагревается до 580—600 °С за счет сжигания топливного газа. Воздух для горения топлива и дожига остатков сероводорода до диоксида серы инжектируется топливным газом за счет тяги дымовой трубы 13.

Жидкая сера из подземного хранилища 20 откачивается насосом 19 на открытый склад комовой серы, где она застывает и хранится до погрузки в железнодорожные вагоны. Иногда жидкую серу пропускают через специальный барабан, на котором в результате быстрого охлаждения получают чешуйчатую серу, затем ее сливают в вагоны.




Технологический режим установки производства серы:


Количество сероводородсодержащего газа, поступающего на установку, м3

Давление избыточное, МПа

Сероводородсодержащего газа, подаваемого к топкам

воздуха от воздуходувок

в топках

в деаэраторе

Температура газа, °С

в основной топке

на выходе из котла-утилизатора

на входе в реакторы (конверторы)

на выходе из реактора I ступени

на выходе из реактора II ступени

газа на выходе из конденсатора-генератора в сероуловителе

на выходе из печи дожига

Разрежение в дымоходе, Па

Содержание в дымовых газах, не более, % (об.)

кислорода

диоксида серы

сероводорода


360-760


0,04-0,05

0,05-0,06

0,03-0,05

0,4-0,5

1100-1300

155-165

230-250

290-310

240-260

140-160

150


390-490


4,5-6

1,45

отсутствие


Сера широко применяется в народном хозяйстве — в производстве серной кислоты, красителей, спичек, в качестве вулканизующего агента в резиновой промышленности и др. Использование серы высокой степени чистоты предопределяет и высокое качество получаемой продукции. Наличие в сероводородсодержащем газе углеводородов и их неполное сгорание приводят к образованию углерода, при этом качество серы ухудшается, снижается выход.

Анализ состава технологических газов на различных стадиях производства серы позволяет корректировать распределение сероводородсодержащего газа по топкам, соотношение кислорода и сырья на входе в топки. Так, увеличение доли диоксида серы в дымовых газах после печи дожнга выше 1,45 % (об.) свидетельствует о повышенном содержании непрореагировавшего сероводорода в процессе получения серы. В этом случае корректируют расход воздуха в основную топку, либо перераспределяют сероводородсодержащий газ по топкам.

Важнейшим условием бесперебойной работы установки является поддержание температуры 130-150°С жидкой серы в трубопроводах, аппаратуре, в подземном хранилище. При плавлении сера превращается в подвижную желтую жидкость, но при 160 °С буреет, а при температуре около 190 °С превращается в вязкую темно-коричневую массу, и лишь при дальнейшем нагреве вязкость серы уменьшается.


Задание


  1. Заполните таблицу 1.


Таблица 1. Соединение топок на установке получения серы.


№№

п/п

Топки

Параллельное

соединение

Последовательное соединение

1.

4, 11, 14



2.

4, 11



3.

11, 14



4.

4. 14




Необходимые принадлежности

  1. Простой карандаш, линейка, ластик.


Работа в аудитории

  1. Выполните задание 1.

  2. С каких технологических установок идёт сырьё на установку получения серы ?

  3. Основные стадии процесса получения серы.

  4. Параметры процесса.

  5. Применение продуктов установки получения серы.


Содержание отчёта

  1. Номер и название работы;

  2. Цель работы;

  3. Задание с исходными данными;

  4. Необходимые принадлежности;

  5. Выполненные задания;

  6. Заключение, ответы на контрольные вопросы.


Контрольные вопросы

  1. Назначение процесса.

  2. Сырьё и продукты.

  3. Параметры процесса.

  4. Функция насадки в сероуловителе.

  5. Назначение аппаратов 8 и 16.


Литература

  1. В. П. Суханов. Переработка нефти, М.: Высшая школа, 1979. – 335.

  2. Б. И. Бондаренко. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. М., Химия, 1983. – 128 с.












































Практическое занятие № 14

Термокаталитические процессы переработки сырья


Цель занятия: закрепление знаний по термокаталитическим процессам нефтепереработки.

Пояснения

К термокаталитическим процессам нефтепереработки относятся процессы:

- каталитического крекинга;

- каталитического риформинга;

- гидрокрекинга;

- гидроочистки;

- процесс каталитической изомеризации легчайших бензиновых фракций;

- процесс получения водорода;

- процесс получения серы.

Все процессы идут с применением катализатора. Технологические схемы данных установок представлены на рис. 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7.IV-1


Рис. 1. Технологическая схема установки каталитического крекинга с прямоточным реактором:

1, 15-18, 22, 23 – насосы, 2 – трубчатая печь, 3 – воздуходувка, 4 – топка, 5 – линия транспорта закоксованного катализатора, 6 – регенератор, 7 – линия транспорта регенерированного катализатора, 8 – электрофильтр, 9 – котёл-утилизатор, 10 – реактор-сепаратор, 11 – прямоточный реактор, 12 – теплообменники, 13 – ректификационная колонна, 14 – шламоотделитель, 19,19I – отпарные колонны, 20 – аппараты воздушного охлаждения, 21 – газоводоотделитель.IV-5


Рис. 2. Технологическая схема установки изомеризации:

1 – насосы, 2 – сепараторы, 3 – водяные холодильники, 4 – кипятильники, 5, 8-10, 16 – колонны, 6 – теплообменники, 7 – аппараты воздушного охлаждения, 11 – реактор, 12 – трубчатая печь, 13 – сборники, 14 – адсорбер-осушитель, 15 – компрессор, 17 – абсорбер.

V-2

Рис. 3. Технологическая схема установки гидрокрекинга вакуумного газойля:

9, 12, 16, 19. 23, 25 – насосы, 2, 18 – трубчатые печи, 3 – реактор, 4, 11 – теплообменники, 5, 14 – водяные конденсаторы-холодильники, 1, 10, 17, 22 – сепараторы, 7 – блок очистки от сероводорода, 8 – компрессор, 9 – редукционный клапан, 13, 21 – аппараты воздушного охлаждения, 15, 20 – ректификационные колонны, 24 – отпарная колонна.V-1


Рис. 4. Технологическая схема установки гидроочистки:

1, 15, 19, 21 – насосы, 2 – трубчатая печь, 3 – реактор, 4-6, 10 – теплообменники, 7, 12, 14 – аппараты воздушного охлаждения, 8 – водяной холодильник, 9, 13, 17, 20 – сепараторы, 11 – стабилизационная колонна, 16 – центробежный компрессор, 18, 22 – абсорберы.VI-4

Рис. 5. Технологическая схема установки для производства водорода методом паровой каталитической конверсии лёгких углеводородов:

1 – дымовая труба, 2 – реактор гидрирования, 3 – адсорбер для поглощения сероводорода, 4 – воздуходувка, 5 – дымосос, 6 – теплообменники, 7 – инжекторный смеситель, 8 – печь паровой конверсии, 9, 19 – компрессоры, 10 – котлы-утилизаторы, 11, 13 – реакторы конверсии СО в СО2, 12 – подогреватель, 14 – абсорбер для очистки от СО2, 15 – турбина, 16 – регенератор абсорбента, 17 – реактор метанирования, 18 – газосепаратор, 20 – насос.

XII-4


























Рис. 6. Технологическая схема установки производства серы из технического сероводорода:

1 – приёмник, 2 – паровой подогреватель, 3 – деаэратор, 4, 11, 14 – топки. 5 – воздуходувка, 6 – фильтр, 7, 9, 17, 18 – гидравлические затворы, 8, 16 – реакторы, 10 – конденсатор-генератор, 12 – печь дожига, 13 – дымовая труба, 15 – сероуловитель, 19 – насос, 20 – хранилище серы, 21 – регуляторы расхода с блоками соотношения воздух : сырьё.





Рис. 7. Технологическая схема установки риформинга со стационарным слоем катализатора:IV-3(1)IV-3(2)

1, 11, 24 – компрессоры, 2 – абсорбер, 3 – колонна очистки от сероводорода, 4 – сепаратор, 5, 12, 13, 25, 26, 29, 35, 36 – насосы, 6 – конденсатор-холодильник, 7 – отпарная колонна, 8, 22, 23 – газосепараторы, 9, 20, 30, 31 – теплообменники, 10 – кипятильник, 14, 21 – холодильники, 15 – реактор гидроочистки, 16 – многосекционная печь, 17-19 – ректоры платформинга, 27 – фракционирующий абсорбер, 28 – трубчатая печь, 32 – аппарат воздушного охлаждения, 33 – приёмник, 34 – стабилизационная колонна (стабилизатор).


Задание

  1. Заполните табл. 1.


Таблица 1. Назначение, сырьё и продукты термокаталитических процессов нефтепереработки


№№

п/п

Технологический процесс

Сырьё

продукты

1.

Каталитический крекинг



2.

Каталитический риформинг



3.

Гидрокрекинг



4.

Гидроочистка дизельного топлива



5.

Каталитическая изомеризация легчайших бензиновых фракций



6.

Водородная установка



7.

Процесс получения серы




  1. Заполните табл. 2.


Таблица 2. Температура, давление, катализатор термокаталитических процессов нефтепереработки


№№

п/п

Технологический процесс

Температура, 0С

Давление, ат

Катализатор

1.

Каталитический крекинг




2.

Каталитический риформинг




3.

Гидрокрекинг




4.

Гидроочистка дизельного топлива




5.

Каталитическая изомеризация легчайших бензиновых фракций




6.

Водородная установка




7.

Процесс получения серы





Необходимые принадлежности

  1. Простой карандаш, линейка, ластик.


Работа в аудитории

  1. Выполните задание 1 (табл. 1).

  2. Выполните задание 2 (табл. 2).

  3. Почему в нефтепереработке больше вторичных процессов, чем первичных ?

  4. Почему в нефтепереработке больше каталитических процессов, чем термических ?

  5. Как влияет температура на выход газообразных и жидких продуктов нефтепереработки ?

  6. Какие из термокаталитических процессов нефтепереработки предусматривают ввод водородосодержащего газа ? Какую функцию выполняет водород в этих процессах ?


Содержание отчёта

  1. Номер и название работы;

  2. Цель работы;

  3. Задание с исходными данными;

  4. Необходимые принадлежности;

  5. Выполненные задания;

  6. Заключение, ответы на контрольные вопросы.


Контрольные вопросы

  1. Термокаталитические процессы нефтепереработки.

  2. Сырьё термокаталитических процессов нефтепереработки.

  3. Факторы термокаталитических процессов нефтепереработки.

  4. Какие химические реакции желательны в процессах каталитического крекинга, каталитического риформинга, гидрокрекинга, гидроочистки, каталитической изомеризации легчайших бензиновых фракций ?


Литература

  1. В. П. Суханов. Переработка нефти, М.: Высшая школа, 1979. – 335.

  2. Б. И. Бондаренко. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. М., Химия, 1983. – 128 с.
















Практическое занятие № 15

Составление технологических схем термокаталитических процессов (учебно-технологическая игра “Технологическое лото”).


Цель занятия: составление технологических схем термокаталитических процессов (учебно-технологическая игра “Технологическое лото”).


Пояснения

К термокаталитическим процессам нефтепереработки относятся процессы:

- каталитического крекинга;

- каталитического риформинга;

- гидрокрекинга;

- гидроочистки;

- процесс каталитической изомеризации легчайших бензиновых фракций;

- процесс получения водорода;

- процесс получения серы.

Все процессы идут с применением катализатора. Технологические схемы данных установок представлены на рис. 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7.IV-1


Рис. 1. Технологическая схема установки каталитического крекинга с прямоточным реактором:

1, 15-18, 22, 23 – насосы, 2 – трубчатая печь, 3 – воздуходувка, 4 – топка, 5 – линия транспорта закоксованного катализатора, 6 – регенератор, 7 – линия транспорта регенерированного катализатора, 8 – электрофильтр, 9 – котёл-утилизатор, 10 – реактор-сепаратор, 11 – прямоточный реактор, 12 – теплообменники, 13 – ректификационная колонна, 14 – шламоотделитель, 19,19I – отпарные колонны, 20 – аппараты воздушного охлаждения, 21 – газоводоотделитель.IV-5


Рис. 2. Технологическая схема установки изомеризации:

1 – насосы, 2 – сепараторы, 3 – водяные холодильники, 4 – кипятильники, 5, 8-10, 16 – колонны, 6 – теплообменники, 7 – аппараты воздушного охлаждения, 11 – реактор, 12 – трубчатая печь, 13 – сборники, 14 – адсорбер-осушитель, 15 – компрессор, 17 – абсорбер.

V-2

Рис. 3. Технологическая схема установки гидрокрекинга вакуумного газойля:

9, 12, 16, 19. 23, 25 – насосы, 2, 18 – трубчатые печи, 3 – реактор, 4, 11 – теплообменники, 5, 14 – водяные конденсаторы-холодильники, 1, 10, 17, 22 – сепараторы, 7 – блок очистки от сероводорода, 8 – компрессор, 9 – редукционный клапан, 13, 21 – аппараты воздушного охлаждения, 15, 20 – ректификационные колонны, 24 – отпарная колонна.V-1


Рис. 4. Технологическая схема установки гидроочистки:

1, 15, 19, 21 – насосы, 2 – трубчатая печь, 3 – реактор, 4-6, 10 – теплообменники, 7, 12, 14 – аппараты воздушного охлаждения, 8 – водяной холодильник, 9, 13, 17, 20 – сепараторы, 11 – стабилизационная колонна, 16 – центробежный компрессор, 18, 22 – абсорберы.VI-4

Рис. 5. Технологическая схема установки для производства водорода методом паровой каталитической конверсии лёгких углеводородов:

1 – дымовая труба, 2 – реактор гидрирования, 3 – адсорбер для поглощения сероводорода, 4 – воздуходувка, 5 – дымосос, 6 – теплообменники, 7 – инжекторный смеситель, 8 – печь паровой конверсии, 9, 19 – компрессоры, 10 – котлы-утилизаторы, 11, 13 – реакторы конверсии СО в СО2, 12 – подогреватель, 14 – абсорбер для очистки от СО2, 15 – турбина, 16 – регенератор абсорбента, 17 – реактор метанирования, 18 – газосепаратор, 20 – насос.

XII-4


























Рис. 6. Технологическая схема установки производства серы из технического сероводорода:

1 – приёмник, 2 – паровой подогреватель, 3 – деаэратор, 4, 11, 14 – топки. 5 – воздуходувка, 6 – фильтр, 7, 9, 17, 18 – гидравлические затворы, 8, 16 – реакторы, 10 – конденсатор-генератор, 12 – печь дожига, 13 – дымовая труба, 15 – сероуловитель, 19 – насос, 20 – хранилище серы, 21 – регуляторы расхода с блоками соотношения воздух : сырьё.



IV-3(2)IV-3(1)


Рис. 7. Технологическая схема установки риформинга со стационарным слоем катализатора:

1, 11, 24 – компрессоры, 2 – абсорбер, 3 – колонна очистки от сероводорода, 4 – сепаратор, 5, 12, 13, 25, 26, 29, 35, 36 – насосы, 6 – конденсатор-холодильник, 7 – отпарная колонна, 8, 22, 23 – газосепараторы, 9, 20, 30, 31 – теплообменники, 10 – кипятильник, 14, 21 – холодильники, 15 – реактор гидроочистки, 16 – многосекционная печь, 17-19 – ректоры платформинга, 27 – фракционирующий абсорбер, 28 – трубчатая печь, 32 – аппарат воздушного охлаждения, 33 – приёмник, 34 – стабилизационная колонна (стабилизатор).











Программный материал по конструированию технологических схем различных установок наилучшим образом усваивается в игре “Технологическое лото”.

Сборка технологических схем производится по процессам:

  1. Каталитического крекинга;

  2. Гидроочистки дизельного топлива;

  3. Каталитической изомеризации легчайших бензиновых фракций;

  4. Гидрокрекинга вакуумного газойля.

По условиям игры класс разбивается на звенья по 4-5 человек в зависимости от количества блоков установки или количества технологических схем. Арбитры – ассистенты-помощники преподавателя, которым даётся карта активности участника игры (схема 1). Деятельность и активность арбитров наблюдает и оценивает преподаватель, учитывая при этом мнения учащихся-участников игры. Правила игры зачитываются преподавателем и отпечатанные вручаются каждому звену.


ПРАВИЛА ИГРЫ

  1. Комплект из карточек-лото с картой активности вручается бригадирам (арбитрам) каждой бригады (звена).

  2. Арбитр распределяет карточки поровну между членами бригады.

  3. Каждому члену бригады “присваивается” должность оператора технологической установки или блока.

  4. По команде «Начать сбор карточек” каждый оператор, передавая по кругу карточки, отдаёт ненужные, оставляя при этом только свои, т. е. необходимые для сборки своей установки или блока.

  5. За один ход отдаётся только одна карточка.

  6. Арбитр строго следит за обязательностью хода и последовательностью ходов.

  7. Пропуск хода разрешается, если на руках только свои карточки.

  8. Пропуск хода считается большим нарушением правил игры, если у учащегося “чужая” карточка, и он её задерживает.

  9. После сигнала “Отбор карточек закончен” фиксируется время окончания игры.

  10. Преподаватель обходит бригады и проверяет правильность сборки схемы.

  11. Преподаватель совместно с арбитрами подводит итог игры.









Схема 1

КАРТА АКТИВНОСТИ СТУДЕНТА (ЗВЕНА)

(КАРТА ОБРАТНОЙ СВЯЗИ)

Арбитр___________________________

Звено_________ Ф.И.О. студента, назначенного в

коллегию арбитров


№№

п/п


Ф.И.О. студентов

Параметры оценки участия в игре


Скорость

ходов

Точность

(сборки

схемы)

Помощь

звену

Общая

оценка

студен-

та

Да

нет

Да

нет


1.








2.








3.








4.








5.









Итоговые результаты звена:


В ходе игры возможна замена оператора соседнего блока. При этом оценочный балл учащегося повышается. Завершающим этапом игры на этом уроке является комментарий преподавателем действий каждого звена.


Задание

  1. Сборка технологических схем установок каталитического крекинга, каталитической изомеризации легчайших бензиновых фракций, гидрокрекинга вакуумного газойля, гидроочистки дизельного топлива, согласно присвоенным номерам блоков.

  2. Изменение номеров блоков и сбор блоков технологических схем установок каталитического крекинга, каталитической изомеризации легчайших бензиновых фракций, гидрокрекинга вакуумного газойля, гидроочистки дизельного топлива. согласно присвоенным номерам блоков.


Необходимые принадлежности

  1. Простой карандаш, линейка, ластик.


Работа в аудитории

  1. Повторение технологических схем установок каталитического крекинга, каталитической изомеризации легчайших бензиновых фракций, гидрокрекинга вакуумного газойля, гидроочистки дизельного топлива.

  2. Разбив класса на 4 звена.

  3. Назначение арбитров звеньев.

  4. Ознакомление с правилами игры.

  5. Раздача карточек технологических установок каталитического крекинга, каталитической изомеризации легчайших бензиновых фракций, гидрокрекинга вакуумного газойля, гидроочистки дизельного топлива.

  6. Сбор технологических установок каталитического крекинга, каталитической изомеризации легчайших бензиновых фракций, гидрокрекинга вакуумного газойля, гидроочистки дизельного топлива.

  7. Комментарии арбитров и преподавателя.

  8. Изменение номеров технологических установок и повторный сбор технологических установок.

  9. Комментарии арбитров и преподавателя.

  10. Записать в тетради технологические установки, собираемые учащимися, и дать им характеристику.


Содержание отчёта

  1. Номер и название работы;

  2. Цель работы;

  3. Задание с исходными данными;

  4. Необходимые принадлежности;

  5. Выполненные задания;

  6. Заключение, ответы на контрольные вопросы.


Контрольные вопросы

  1. Назначение технологических установок каталитического крекинга, каталитической изомеризации легчайших бензиновых фракций, гидрокрекинга вакуумного газойля, гидроочистки дизельного топлива.

  2. Сырьё, продукты, параметры, катализатор процессов каталитического крекинга, каталитической изомеризации легчайших бензиновых фракций, гидрокрекинга вакуумного газойля, гидроочистки дизельного топлива.

  3. Обоснуйте последовательность технологических потоков на установках каталитического крекинга, каталитической изомеризации легчайших бензиновых фракций, гидрокрекинга вакуумного газойля, гидроочистки дизельного топлива.


Литература

  1. В. П. Суханов. Переработка нефти, М.: Высшая школа, 1979. – 335.

  2. Б. И. Бондаренко. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. М., Химия, 1983. – 128 с.











Практическое занятие № 16

Установка АГФУ, измерение и регулировка параметров процесса


Цель занятия: ознакомление с методами разделения газов, технологической установкой АГФУ, параметрами процесса.


Пояснения

Состав происхождение газов

Легкие углеводороды содержатся в природных горючих газах, а также в газах, получаемых в процессах переработки нефти, особенно термоконтактных. Природные горючие газы состоят в основном из смеси углеводородов парафинового ряда, в них входят также азот, двуокись углерода, пары воды, сероводород и иногда гелий и аргон.

Месторождения природных газов делят на три основные группы.

Чисто газовые месторождения, все поры продуктивных пластов которых заполнены сухим газом, практически свободным от тяжелых углеводородов. Пластовое давление достигает 10 МПа (100 кгс/см2) и более.

Газо-нефтяные месторождения, в пластах которых газ растворен в нефти или составляет газовую шапку. Объем газа (в м3), приходящийся на 1 т нефти, добытой в стандартных условиях (давление 0,1 МПа, температура 20°С), называется газовым фактором. Он колеблется от 5 до 500 м3/т для различных месторождений.

Газоконденсатные месторождения, в пластовых газах которых вследствие повышенного давления, доходящего иногда до 25— 30 МПа (250—300 кгс/см2), помимо метана содержатся углеводороды С2'—С4, а также высококипящие углеводороды (включая фракции дизельного топлива). На некоторых газоконденсатных месторождениях на 1 м3 извлеченного из пласта газа приходится до 500 мл жидких углеводородов (богатых нафтеновыми углеводородами).

Природные газы, а также газы, выделяемые при стабилизации нефти на промыслах, перерабатывают на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ). В зависимости от исходного сырья и назначения на ГПЗ получают газовый бензин, сжиженные и отбензиненные газы, иногда широкую фракцию, или технические углеводороды: этан, пропан, изобутан, н-бутан, пентан, изопентан, гелий и др. Для улучшения качества продуктов и условий эксплуатации оборудования газоперерабатывающих заводов газы предварительно очищают от механических примесей (частиц пыли, песка, продуктов коррозии газопроводов и пр.), осушивают и очищают от сероводорода и двуокиси углерода.

Другим крупным источником получения легких углеводородов являются предприятия, перерабатывающие нефть и газовый конденсат (в основном нефтеперерабатывающие заводы — НПЗ). Газ, получаемый на НПЗ, содержит не только парафиновые углеводороды, но й олефиновые и даже диолефиновые. Этим он и отличается от газов, получаемых при стабилизации нефти на промыслах и на газобензиновых заводах.

Для выделения легких углеводородов разработан ряд процессов, которые осуществляются на газофракционирующих установках (ГФУ), абсорбционно-фракционирующих установках (АГФУ) и центрально-газофракционирующих установках (ЦГФУ). На ГФУ перерабатывают газы, не содержащие непредельных углеводородов, на АГФУ — газы со вторичных термоконтактных процессов, содержащие непредельные углеводороды, а на ЦГФУ — газы широкого фракционного состава с газоперерабатывающих заводов и с установок на нефтепромыслах (комплексных по подготовке нефти и нефтестабилизационных). Некоторые газы, получаемые на этих установках, поступают на последующую переработку в процессах полимеризации, алкилирования и изомеризации. Остальные используют как топливо (сухой газ), бытовое топливо (С3—С4) и сырье для получения водорода и нефтехимических продуктов. Все указанные выше газы являются ценным сырьем как для производства топлив, так и для нефтехимической промышленности. Комплексная переработка пластового газа газоконденсатных месторождений, особенно Западной Сибири, может способствовать получению сырья для многих нефтехимических процессов (с вовлечением в переработку не только конденсата, но и фракции С2—С4)).

Физические методы разделения газов

Основными физическими методами разделения газовых смесей являются компрессионный, абсорбционный, адсорбционный, ректификационный и конденсационный (основной при разделении газов пиролиза).

Компрессионный метод. Основан на сжатии газа компрессорами и охлаждении его в холодильнике. При сжатии газы частично ожижаются, образуя нестабильный газовый бензин. С повышением давления и понижением температуры выход жидкой фазы возрастает, причем сконденсировавшиеся углеводороды облегчают переход более легких компонентов в жидкое состояние, растворяя их. Для большинства попутных нефтяных газов оптимальное давление при компрессии составляет 2—4 МПа (20—40 кгс/см2). Газ сжимают в две или три ступени. После охлаждения в холодильнике сжатый газ поступает в газосепаратор, откуда конденсат направляется в емкость нестабильного газового бензина, а газ — на следующую ступень сжатия. Конденсат от всех ступеней сжатия подвергают стабилизации для получения стабильного газового бензина и сжиженных газов, а газ после последней ступени сжатия идет в систему сухого газа или на фракционирование для получения технических индивидуальных углеводородов.

Компрессионный метод применяют для отбензинивания жирных газов, содержащих более 150 г/м3 тяжелых углеводородов. Одним из недостатков этого метода является нечеткое отделение легких углеводородов от тяжелых в сепараторах, что приводит к попаданию части легких углеводородов в газовый бензин и потере части тяжелых углеводородов с газовой фазой. Для углубления отбора пропановой фракции компрессионный метод применяют в комбинации с другими, более эффективными.

Абсорбционный метод. Абсорбцией называется процесс поглощения газов или паров из газовых или парогазовых смесей жидкими поглотителями (абсорбентами). При абсорбции, происходящей в рассматриваемом методе, поглощаемый газ не взаимодействует химически с абсорбентом. Абсорбция в большинстве случаев обратима, на этом основано выделение поглощенного газа из жидкости — десорбция. Сочетание абсорбции с десорбцией позволяет многократно применять поглотитель и выделять из него поглощенный компонент в чистом виде. Абсорбционный метод разделения газов основан на избирательном поглощении жидкостью (бензином, керосином, дизельной фракцией) отдельных компонентов газовой смеси. Чем выше молекулярная масса углеводородов, содержащихся в исходном газе, тем больше их растворяется в абсорбенте. Количество растворенных углеводородов возрастает также с повышением давления и понижением температуры (при абсорбции выделяется тепло в количестве, равном примерно теплоте конденсации растворенного углеводорода).

Адсорбционный метод. Адсорбция - это процесс поглощения одного или нескольких компонентов из газовой смеси или раствора твердым веществом — адсорбентом. Процесс адсорбции обычно обратим. На этом свойстве основано выделение из адсорбента поглощенных им веществ — десорбция. Сущность метода заключается в способности пористых твердых тел (активированного угля, силикагеля, молекулярных сит) адсорбировать на своей поверхности различные углеводороды. Количество адсорбированных углеводородов зависит от природы адсорбента, состава газа и режима адсорбции. Так, в пределах одного и того же класса углеводородов их количество, адсорбируемое активированным углем, возрастает с повышением их молекулярной массы. Повышение температуры и понижение давления отрицательно влияют на показатели адсорбции. Обычно ее проводят при температуре окружающего воздуха и давлении 0,2—0,5 МПа (2—5 кгс/см2).

Регенерируют адсорбенты продувкой газом или водяным паром при повышенных температурах и атмосферном давлении. При средней продолжительности адсорбционного цикла 24—25 мин полную замену адсорбента производят после 1—2 лет его работы,

Процесс адсорбции отличается от процесса абсорбции тем, что вещества извлекаются твердым, а не жидким поглотителем. Адсорбцию обычно применяют при небольших концентрациях поглощаемого вещества в исходной смеси, когда требуется достичь практически полного его извлечения. В тех случаях, когда концентрация поглощаемого вещества в исходной смеси относительно велика, обычно выгоднее использовать абсорбцию. Адсорбционный метод разделения газов применяют для выделения газового бензина из тощих газов, содержащих до 50 г/м3 тяжелых углеводородов.

Различают периодические и непрерывные процессы выделения газового бензина при помощи адсорбента. Чаще других применяют периодический процесс как наиболее простой. Он состоит из четырех этапов: адсорбции углеводородов на адсорбенте, десорбции, т. е. удаления адсорбированных углеводородов с поверхности и внутренних пор адсорбента при помощи острого водяного пара, сушки адсорбента горячим газом, охлаждения адсорбента холодным газом. Установка с применением активированного угля позволяет извлечь из газа 50% пропана, 70—85% бутана и почти 100% пентана.

Непрерываую адсорбцию с движущимся слоем адсорбента, например гиперсорбцию (с применением активированного угля), применяют для разделения очень тощих газов или выделения малых количеств компонентов. Этот метод эффективен для извлечения этана из тощих газов и при разделении природного газа на фракции. Но он менее экономичен, чем абсорбционный. Недостатком метода адсорбции является необходимость предварительно удалять из газовой смеси тяжелые углеводороды, так как при десорбции они плохо извлекаются из адсорбента.

Метод ректификации. Он является основным методом разделения газов. Фракционировать газовые смеси непосредственно из газовой фазы затруднительно. Чаще всего их разделяют на две широкие фракции: низкомолекулярных углеводородов в газообразном виде и высокомолекулярных в жидком виде. Выделение из газа жидкой фазы достигается понижением температуры и повышением давления. Охлаждение газовой смеси до низких температур позволяет несколько снизить давление, необходимое для сжижения углеводородов. Для охлаждения газов применяют различные холодильные системы: аммиачные (до—50°С), этано-аммиачные (до —82° С) и с дроссельным охлаждением, при котором возможны еще более низкие температуры (эффект дросселирования основан на способности сжатых газов сильно охлаждаться при быстром понижении давления).

Выбор схемы, температуры и давления определяется составом исходной газовой смеси, назначением продуктов разделения, заданным числом фракций и требуемой чистотой индивидуальных углеводородов. В заводской практике обычно ограничиваются выделением фракций по числу атомов углерода. Искусственные газы при этом фракционируют на метан, этан-этиленовую, пропан-пропиленовую, бутан-бутиленовую и пентан-амиленовую фракции. Иногда, особенно при получении сырья для нефтехимии, газы разделяют на' фракции не только по числу атомов углерода, но и на индивидуальные компоненты. Например, этан-этиленовую фракцию можно хорошо разделить на этановую и этиленовую ректификацией под давлением, так как разница между их температурами кипения достигает 15° С. Наиболее трудно разделить бутиленовую фракцию: температура кипения изобутана при нормальном давлении 11,7° С, изобутилена — 6,9, бутена-1 — 6,26, бутадиена — 4,4 и н-бутана -0,5°С.

Вещества, имеющие близкие температуры кипения и не разделяющиеся обычным фракционированием, выделяют методом азеотропной ректификации. В этом случае к разделяемым углеводородам добавляют компонент, который с одним из углеводородов образует азеотропную смесь с постоянной температурой кипения, которая значительно отличается от температуры кипения исходных веществ. Это дает возможность осуществить их ректификацию. Ректификацией сначала отделяют один из компонентов, не образующих азеотропной смеси, а затем азеотропную смесь.

Конденсационный метод. Он основан на использовании различной способности углеводородов к конденсации. Полная конденсация углеводородной части газовой смеси (в первую очередь конденсируются высококипящие углеводороды) используется для извлечения азотно-гелиевого концентрата. Конденсационный метод в сочетании с ректификационным широко используют для разделения углеводородных газов, полученных при пиролизе углеводородного сырья.

Абсорбционно-газофракционирующая установка (АГФУ)

Назначение абсорбционно-газофракционирующей установки – разделение смеси жирного газа и нестабильного бензина на сухой газ, стабильный бензин и в зависимости от потребностей на фракции углеводородов С 3 , С 4 и С 5 .

В связи с жёсткими требованиями, предъявляемыми к получаемым газам по содержанию в них сероводорода. В схема АГФУ предусмотрены блоки очистки сырья от сероводорода ( на схеме они не показаны). Используют моноэтаноламиновую и трикалийфосфатную очистки. Получаемый сероводород служит ценным сырьём для химической промышленности.

Жирный газ, состоящий преимущественно из предельных углеводородов, поступает с установок первичной переработки нефти AT и АВТ, гидрокрекинга, каталитического риформинга и некоторых других. Жирный газ, состоящий из непредельных углеводородов, поступает с установок каталитического и термического крекинга, пиролиза и коксования. Состав сырья определяет режим процесса, причем это влияние состава сырья одинаково при фракционировании предельных и непредельных углеводородов. Наибольшее влияние на работу фракционирующего абсорбера оказывает изменение концентрации углеводородов С 1 — Сз в жирном газе. Например, с повышением содержания углеводородов Сз в сырье необходимо увеличить расход абсорбента на 10—15 % (масс.). Кроме того, следует повысить расход водяного пара в подогревателе колонны для отпаривания большего количества пропана и усиления режима охлаждения при конденсации паров с верха этой колонны, а также перевода питания колонны на лежащие выше тарелки.

Технологическая схема установки приведена на рисунке 1. Компримированный в две ступени (на схеме не показано) до давления 1,2—2,0 МПа жирный газ поступает в среднюю часть фракционирующего абсорбера 3. Несколькими тарелками выше из резервуарного парка сырьевым насосом подается по одному из трех вводов (в зависимости от содержания пентановых углеводородов) нестабильный бензин. Обычно в абсорбере 3 имеется 40—50 тарелок, распределенных примерно поровну между абсорбционной и десорбционной секциями. Из используемых в абсорберах тарелок наиболее эффективными являются клапанные. Применение секционирования тарелок, уменьшающего эффект поперечного перемешивания, и внедрение прямоточного взаимодействия фаз позволяет в 2—3 раза повы сить производительность оборудования. Давление во фракционирующем абсорбере — от 1,2 до 2,0 МПа.VI-2

Рис.1. Принципиальная схема абсорбционно-газофракционирующей установки (АГФУ):

1 – насосы, 2 – холодильники, 3 – фракционирующий абсорбер, 4 – сепаратор-каплеотбойник, 5 – трубчатая печь, 6 – теплообменник, 7, 10, 12, 13 – ректификационные колонны, 8 – аппараты воздушного охлаждения, 9 – приёмники, 11 – подогреватели-кипятильнаки.


С верха абсорбера 3 уходит сухой газ с содержанием углеводородов C 3 —С 5 не более 10—15 % (об.). В сепараторе 4 от него отделяется конденсат, а сухой газ направляется в заводскую топливную сеть. Абсорбер оборудован системой циркуляционных орошений для съема тепла абсорбции. Тепло для отпаривания углеводородов С 1C 2 подается в низ абсорбера с помощью «горячей струи». Для этого продукт с низа абсорбера забирается насосом 1, проходит один поток трубчатой печи 5 и вводится в абсорбер 3 под первую ректификационную тарелку.

Регенерированный абсорбент (ненасыщенный стабильный бензин) через теплообменник 6 и холодильник 2 подается на верх абсорбера в один из трех вводов (в зависимости от содержания углеводородов C 1C2 в жирном газе и во избежание уноса абсорбента).

Деэтанизированный бензин, насыщенный фракциями С 3 — С 5, после подогрева в теплообменнике 6 подается по одному из трех вводов в стабилизационную колонну 7 для отделения сжиженного газа — рефлюкса (углеводороды —пропан, бутан и пентан). Пары рефлюкса (головная фракция стабилизации) с верха колонны 7, сконденсировавшись в холодильнике 2, поступают в приемник 9.

Тепло для отпаривания легких углеводородов от стабильного бензина вводится в низ колонны «горячей струёй». Для этого бензин с низа этой колонны забирается насосом 1, и часть его нагревается в змеевиках трубчатой печи 5 (второй поток) и поступает под нижнюю ректификационную тарелку колонны 7 (другая часть стабильного бензина направляется на орошение абсорбера 3). Часть конденсата из приемника 9 подается насосом на орошение колонны 7, а избыток — в ректификационную колонну 10 для выделения фракции Сз.

В этой колонне пропановая фракция отделяется от изобутен-бутан-пентановой. Пары ее после конденсации в аппарате воздушного охлаждения 8 поступают в приемник 9. Часть фракции C 3 через холодильник 2 выводится в товарный парк, а основное количество служит орошением, подаваемым на верх колонны 10. Тепло в низ этой колонны подводится с помощью подогревателя 11, в трубное пространство которого подается водяной пар. Продукт из подогревателя направляется в колонну 12 для отделения изобутан-бутановой фракции от пентановой. Низ колонны 12 также снабжен подогревателем-кипятильником 11, из которого через холодильник 2 в сырьевой парк отводится пентановая фракция.

Пары изобутан-бутеновой фракции, сконденсировавшись в аппарате воздушного охлаждения 8 и конденсаторе 2, поступают в приемник 9, откуда часть конденсата идет на орошение колонны 12, а остальное количество — на питание колонны 13. В колонне 13 отделяется изобутановая фракция; пары ее конденсируются в аппаратах 8 и 7, стекают в приемник 9 и, охладившись в холодильнике 2, направляются в товарный парк. Бутановая фракция откачивается из кипятильника 11 через холодильник 2.

Технологический режим АГФУ проектной мощности 417 тыс. т/год и характеристика аппаратов:


Показатели

Абсорбер 3

Колонна 7

Колонна 10

Колонна 12

Давление, МПа

Кратность орошения

Температура, °С

верха

сечения питания

низа

Диаметр, мм

Расстояние между тарелками, мм

1,35

-


35

40

130

1800


-

0,93

2 : 1


78

150

218

2400


600

1,73

3 : 1


44

86

107

1400


450

0,59

3 : 1


48

61

106

1800


500




Задание

  1. Заполните табл. 1.


Таблица 1. Методы разделение газов


№№

п/п

Наименование метода

разделения газов

Принцип метода разделения газов

1.



2.



3.



4.



5.




  1. Упростить принципиальную схему установки АГФУ, показывая только ректификационные колонны и указав наименование технологических потоков.


Необходимые принадлежности

  1. Простой карандаш, линейка, ластик.


Работа в аудитории

  1. Ознакомление с процессами разделения газов.

  2. Выполнить задание 1 (табл.1).

  3. В каких ректификационных колоннах используется холодное орошение и циркуляционное орошение ?

  4. Продукты установки АГФУ и их применение.


Содержание отчёта

  1. Номер и название работы;

  2. Цель работы;

  3. Задание с исходными данными;

  4. Необходимые принадлежности;

  5. Выполненные задания;

  6. Заключение, ответы на контрольные вопросы.


Контрольные вопросы

    1. Какие газы называются сухими, а какие жирными ?

    1. В чём отличие установок ГФУ от установок АГФУ ?

    2. От каких примесей очищают углеводородные газы ?

    3. Методы разделения газов.

    4. Чем обусловлен температурный режим в ректификационных колоннах ?

Литература

  1. В. П. Суханов. Переработка нефти, М.: Высшая школа, 1979. – 335.

  2. Б. И. Бондаренко. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. М., Химия, 1983. – 128 с.












































Практическое занятие № 17

Установка сернокислотного алкилирования, измерение и регулировка параметров процесса


Цель занятия: ознакомление с технологической установкой сернокислотного алкилирования изобутана бутенами, параметрами процесса.


Пояснения

Установка предназначена для алкилирования изобутана бутиленами в присутствии серной кислоты. Сырьем процесса служит бутан-бутиленовая фракция с газофракционирующей установки, в которой массовое соотношение изобутана к бутиленам составляет не менее 1,1:1. Сырьем может быть также смесь пропилена, бутиленов и амиленов с изобутаном .

В качестве продуктов процесса алкилирования получают авиационный и автомобильный алкилаты и отработанную фракцию, которая представляет собой в основном смесь пропана и м-бутана. Выход алкилата в расчете на олефины составляет 160— 180 % (масс.), соотношение между авиа- и авто-алкилатами колеблется от 0,95 : 0,05 до 0,90:0,10.

Автоалкилат образуется в основном в результате побочной реакции при полимеризации олефинов.

Авиаалкилат плотностью при 20°С 698—715 кг/м3 и автоалкилат имеют следующий фракционный состав (разгонка по ГОСТ 2177—66), °С:


Температура, °С


Авиаалкилат

Автоалкилат

н. к

10 %

20 %

50%

к.к.

47—57

75—87

83—90

100—104

150-170

170—175

173—188

174—176

177—198

205-301


При работе только на бутиленовом сырье октановое число авиаалкилата по исследовательскому методу достигает 99 (без ТЭС), при работе на смешанном олефиновом сырье оно составляет 92—96 (без ТЭС), а по моторному методу 90—94 (без ТЭС). Октановое число автоалкилата по исследовательскому методу равно 80—84 (без ТЭС); автоалкилат может служить компонентом дизельного топлива.

В процессе в качестве катализатора применяют 96—98 %-ную, считая на моногидрат, серную кислоту. Расход катализатора на 1 т алкилата зависит от содержания олефинов в сырье: для пропиленового сырья — 190 кг, для бутиленового сырья — от 80 до 100 кг, для амиленового сырья — 120 кг. Объемное соотношение кислота : углеводороды поддерживается в реакционной зоне от 1:1 до 2 : 1. Поскольку кислотные свойства серной кислоты в растворе углеводородов значительно выше, чем в воде, снижение активности катализатора при алкилировании будет зависеть от разбавления ее водой. Поэтому нужна тщательная осушка сырья перед подачей в зону реакции. Концентрация кислоты понижается также за счет накопления в ней высокомолекулярных соединений. Применение более концентрированной кислоты приводит к окислению углеводородов, осмолению продуктов, выделению диоксида серы и снижению выхода алкилата. При меньшей концентрации идет реакция полимеризации олефинов с образованием разбавленной серной кислоты, коррелирующей аппаратуру. В серной кислоте должны отсутствовать примеси, такие, как соединения железа, например сульфат трехвалентного железа, снижающие эффективность процесса.

Основные секции установки следующие: подготовка сырья, алкилирование (реакторный блок), ректификация продуктов, поступающих из реакторного блока. В секции подготовки сырья проводится очистка углеводородных потоков от примесей. Наиболее распространенными примесями в сырье являются сероводород, меркаптаны и вода. Сероводород и меркаптаны обычно удаляются путем щелочной и водной промывки. В этой же секции очищаются продукты реакции от серной кислоты, в результате отстоя, а затем щелочной и водной промывки алкилата.

В реакторном блоке (секция алкилирования) проходит непосредственно процесс алкилирования. В секции ректификации разделяются продукты реакции и выделяются пропан, изобутан, н-бутан и пентан, который выходит вместе с авиа- и автоалкила-тами. Эта секция состоит из четырех ректификационных колонн: пропановой, служащей для отделения пропана от изобутана, изобутановой, в которой отделяются изобутан и пропан от остальных продуктов, бутановой, служащей для отделения н-бутана от алкилата — и колонны для вторичной перегонки, где разделяется смесь алкилатов.

Технологическая схема установки приведена на рисунке 1. Сырье из секции подготовки (на схеме не показана) подается насосом 1 в холодильник 2 (здесь хладогент — испаряющийся изобутан), а затем равными порциями вводится параллельно в пять зон реактора 6. В первую зону реактора 6 вводится циркулирующая и свежая серная кислота насосом 4 и проходит последовательно все зоны реактора.

Требуемая температура в реакторе поддерживается за счет испарения пропана и части изобутана. Пары пропана и изобутана по выходе из левой части реактора проходят через общий коллектор в правую, отстойную зону, откуда они поступают через сепаратор 3 на прием компрессора 5. Сжатая часть паров охлаждается в холодильнике 8, и образующийся конденсат отделяется в промежуточном приемнике 9. Отсюда часть сжиженной пропан-изобутановой фракции направляется в холодильник 2 для охлаждения сырья, а основная часть поступает в колонну-депропанизатор 12.

Из этой колонны сверху выходят пары пропана и направляются в конденсатор-холодильник 14 и затем в приемник 15. Из аппарата 15 часть пропана насосом 16 подается на верхнюю тарелку колонны 12 в качестве орошения, а избыток отводится с установки. Колонна 12 обслуживается кипятильником 13. Нижний продукт колонны 12 — изобутан — поступает в кипятильник 13, далее в теплообменник 17, в котором охлаждающей средой является выходящая из реактора 6 смесь продуктов реакции, и в холодильник 2, где используется в качестве хладагента.

VI-3

Рис 1. Технологическая схема установки алкилирования:

1, 4, 7, 16, 21, 23, 27, 29, 34, 36 – насосы, 2, 8, 37 – холодильники, 3 – сепаратор, 5 – компрессор, 6 – реактор, 9, 10, 11, 15, 20, 26, 33 – приёмники, 12 – колонна-депропанизатор, 13, 22, 28, 35 – кипятильники, 14 – конденсатор-холодильник, 17 – теплообменник, 18 – колонна-деизобутанизатор, 19, 25 – аппараты воздушного охлаждения, 24 – колонна-дебутанизатор, 30 – паровой подогреватель, 31 – колонна вторичной перегонки алкилата.


Продукты реакции, подаваемые насосом 7, проходят последовательно приемник 10, где осуществляется «защелачивание», затем приемник 11, где промываются водой. Отработанный раствор щелочи и промывная вода отводятся из приемников 10 и 11 снизу. Далее продукты реакции, пройдя теплообменник 17, где нагреваются жидким изобутаном (нижний продукт колонны 12), поступают в колонну 18 для выделения изобутана.

С верха колонны 18 отбирается изобутан, который после конденсации в аппарате воздушного охлаждения 19 собирается в приемнике 20. Отсюда часть изобутана насосом 21 подается на верхнюю тарелку колонны 18 в качестве орошения, а основная часть возвращается как рециркулят в реактор 6. Нижний продукт колонны 18 по выходе из кипятильника 22 подается насосом 23 в колонну-дебутанизатор 24.

Верхним продуктом колонны 24 является н-бутан, который после конденсации в аппарате воздушного охлаждения 25 собирается в приемнике 26. Отсюда часть н-бутана насосом 27 подается на верхнюю тарелку колонны 24 в качестве орошения, и основная часть отводится с установки. Нижний продукт колонны 24 после кипятильника 28 подается насосом 29 через паровой подогреватель 30 в колонну вторичной перегонки 31.

Верхним продуктом колонны 31 является авиа-алкилат. Он конденсируется в аппарате воздушного охлаждения 32 и собирается в приемнике 33. Отсюда часть авиаалкилата насосом 34 подается на верхнюю тарелку колонны 31 в качестве орошения, а основная часть выводится с установки. Нижний продукт колонны 31 по выходе из кипятильника 35 подается насосом 36 в холодильник 37 и выводится с установки.

Теплоносителем для всех кипятильников установки является водяной пар давлением около 1 МПа.

Технологический режим процесса:


Секция алкилирования (реактор)

Температура, °С

Давление, МПа

Мольное отношение изобутан : бутилены

Объемное соотношение между углеводородной и сернокислотной фазами

Время контакта кислоты с сырьем, мин.

0-10

0,6-1,0

6 ÷ 12


1 ÷ 5

20-30

Секции ректификации


Колонна 12

Колонна 18

Колонна 24

Колонна 31

Давление, МПа

Температура, °С

верха

низа

1,6-1,7


40-45

85-100

0,7


45-50

95-100

0,4


45-50

130-140

0,12-0,13


100-110

200-220

Тип тарелок

Колпачковые

Желобчатые

Число тарелок

Расстояние между тарелками, м

Диаметр колонны, м

Высота колонны, м

40


0,5

1,6

27,5

80


0,5

3,0

50,1

40


0,5

1,6

26,7

20


0,6

1,8

19


В качестве побочных продуктов в процессе получается пропан и н-бутан, которые можно использовать в виде сжиженных газов, либо в качестве сырья для пиролиза с целью получения газа, богатого непредельными углеводородами, либо как сырье для нефтехимического синтеза.

Концентрация серной кислоты после реактора снижается до 85—87 % (масс.). Такую кислоту можно использовать для очистки нефтепродуктов (в частности, масел), для производства деэмульгаторов или передать на регенерацию.

В настоящее время за рубежом распространен процесс фтористоводородного алкилирования — производство высококачественного автомобильного алкилата взаимодействием пропилена, бутиленов и амиленов с изобутаном. Имеется 85 действующих, строящихся и проектируемых установок мощностью по продукту от 95 до 3340 м3/cyт . Процесс осуществляется при 32 °С и 0,7—0,8 МПа; давление должно быть таким, чтобы сохранить углеводороды и катализатор в жидкой фазе. Получаемый в результате процесса алкилат плотностью 697 кг/м3 при 20 °С имеет следующий фракционный состав (разгонка по Энглеру) :

н.к

10

50

90

к.к

39°С

80°С

до 103°С

до 111°С

169°С


Октановое число по моторному методу 91—94 (без ТЭС). Реакция алкилирования протекает без побочных реакций даже при некотором повышении температуры. Несмотря на это преимущество, высокая летучесть фтористоводородной кислоты, высокая токсичность и коррозийность сдерживают широкое ее применение.


Задание

  1. Упростить принципиальную схему установки сернокислотного алкилирования изобутана бутенами, показывая только реактор, ректификационные колонны и указав наименование технологических потоков.


Необходимые принадлежности

  1. Простой карандаш, линейка, ластик.


Работа в аудитории

  1. Выполнить задание 1.

  2. Какой компонент сырья берётся в избытке : изобутан или бутены ?

  3. Как снимается тепло в реакторе сернокислотного алкилирования ?

  4. Параметры процесса.

  5. Продукты и их применение.


Содержание отчёта

  1. Номер и название работы;

  2. Цель работы;

  3. Задание с исходными данными;

  4. Необходимые принадлежности;

  5. Выполненные задания;

  6. Заключение, ответы на контрольные вопросы.


Контрольные вопросы

  1. Назначение процесса сернокислотного алкилирования изобутана бутенами.

  2. Сырьё, продукты, параметры процесса.

  3. Какие способы орошения и подвода тепла извользуются в ректификационных колоннах на установке ?

  4. Почему автоалкилат и авиаалкилат имеют разный фракционный состав ?

  5. Как поддерживается температура в реакторе 6 ?


Литература

  1. В. П. Суханов. Переработка нефти, М.: Высшая школа, 1979. – 335.

  2. Б. И. Бондаренко. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. М., Химия, 1983. – 128 с.








































Практическое занятие № 18

Получение полиэтилена высокого давления, измерение и регулировка параметров процесса


Цель занятия: ознакомление с процессом получения полиэтилена высокого давления, параметрами процесса.


Пояснения

Высокомолекулярными соединениями или полимерами называются соединения неорганического, органического или элементоорганического характера, состоящие из большого числа одинаковых атомов или атомных групп, соединённых между собою химическими валентными связями. Повторяющаяся часть полимера называется элементарным звеном полимера. Число повторяющихся элементарных звеньев полимера называется степенью полимеризации.

К органическим полимерам относятся соединения, содержащие кроме атомов углерода атомы водорода, кислорода, азота, серы, галогенов.

К элементоорганическим полимерам относятся соединения, цепи которых построены из атомов углерода и атомов кремния, титана, и других элементов (кроме атомов азота, серы и кислорода).

Неорганические полимеры – это соединения, не содержащие атомов углерода. Цепи неорганических полимеров построены из атомов кремния, титана, алюминия, серы и других элементов.

Карбоцепные полимеры имеют главные цепи, построенные только из атомов углерода. Гетероцепные полимеры имеют главные цепи, построенные из атомов углерода, кислорода, серы, фосфора и других элементов.

Полимеры являются основным компонентом синтетических материалов. Для придания этим материалам определённых свойств в них вводят пластификаторы, стабилизаторы, наполнители и другие добавки.

Синтетические полимеры получают в результате реакций полимеризации и поликонденсации.

Полимеризация — это процесс соединения друг с другом большого числа молекул мономера за счет кратных связей (С = С, С = О и др.) или раскрытия циклов, содержащих гетероатомы (О, N, S). При полимеризации обычно не происходит образования низкомолекулярных побочных продуктов, вследствие чего полимер и мономер имеют один и тот же элементный состав,

Полимеризация мономеров с кратными связями протекает по законам цепных реакций в результате разрыва непредельных связей. Макромолекула при цепной полимеризации образуется очень быстро и сразу же приобретает конечные размеры, т. е не возрастает при увеличении длительности процесса.

nСН2=СН2 ( - СН2 – СН2 - )n

Полимеризация мономеров циклического строения происходит за счет раскрытия цикла и в ряде случаев пропекает не по цепному, а по ступенчатому механизму. Макромолекула при ступенчатой полимеризации образуется постепенно, т. е. сначала образуется димер затем тример и т.д., поэтому молекулярная масса полимера растет со временем.

Механизм радикальной полимеризации обычно включает в себя ряд связанных стадий:

инициирование — зарождение активных центров полимеризации;

рост (продолжение) цепи — процесс последовательного присоединения молекул мономеров к центрам;

передача цепи — переход активного центра на другую молекулу;

разветвление цепи — образование нескольких активных центров из одного;

обрыв цепи — гибель активных центров.

Поликонденсация — это процесс соединения друг с другом молекул одного или нескольких мономеров, содержащих две и да более функциональные группы (ОН, СО, СОС, NHS и др.) способные к химическому взаимодействию, при котором происходит отщепление низкомолекулярных продуктов. Полимеры, получаемые поликонденсационным способом, по элементному составу не соответствуют исходным мономерам.

nНООС – R – СООН + nНО –RI - ОН→

НО - [ - ОС – R – СОО – RI – О - ]n - Н + (2n- 1)Н2О

Полимеры также бывают термопластичные и термореактивные. Термопластичные полимеры при нагревании размягчаются, а при охлаждении затвердевают. Этот процесс является обратимым. Термореактивные полимеры при нагревании (или на холоде) структурируются и превращаются в твёрдые неплавкие и нерастворимые продукты, не способные к повторному формованию.

Полимеры бывают линейными, пространственными, разветвлёнными.

Полиэтиле́н — термопластичный полимер этилена. Является органическим соединением и имеет длинные молекулы …—CH2—CH2—CH2—CH2—…, где «—» обозначает ковалентные связи между атомами углерода. Самый распространённый в мире пластик.

Представляет собой воскообразную массу белого цвета (тонкие листы прозрачны и бесцветны). Химически- и морозостоек, изолятор, не чувствителен к удару (амортизатор), при нагревании размягчается (80—120°С), при охлаждении застывает, адгезия (прилипание) — чрезвычайно низкая. Иногда в народном сознании отождествляется с целлофаном — похожим материалом растительного происхождения.

Впервые полиэтилен был получен в лабораторных условиях в 1933—1936 гг. английскими химиками Фосетом и Джимбсом и независимо от них советским химиком Динцесом. Полимеризацию проводили при 200 °С и давлении 1000 кгс/см2 (98 МН/м2) в присутствии небольших количеств кислорода. Однако трудности аппаратурного оформления процесса надолго задержали его развитие.

Промышленное производство полиэтилена (алкатена) было начато в Англии в 1938 г. В 1952 г. Циглером были найдены катализаторы, которые вызывали полимеризацию этилена с образованием высокомолекулярного твердого продукта при атмосферном или несколько большем давлении. Немного позже в США фирмой «Филлипс» был разработан катализатор, состоящий из окислов металлов переменной валентности, для полимеризации этилена при небольшом давлении. В дальнейшем промышленное производство полиэтилена стало быстро развиваться. В 1974 г. Мировое производство полиэтилена высокого давления составило 3,4 млн. т/год.

Полиэтилен применяется в качестве электроизоляционного материала, а также для изготовления труб, пленки, тары и изделий различного профиля.

Наибольшее распространение в промышленности получило производство полиэтилена высокого давления.

Производство полиэтилена при высоком давлении

Полиэтилен высокого давления (низкой плотности) получают методом радикальной полимеризации при 200—270°С и 1000— 3500 кгс/см2 (98—343 МН/м2) в присутствии инициаторов (кислород, органические перекиси):

nСН2=СН2 ( - СН2 – СН2 - )n

Тепловой эффект реакции полимеризации составляет 23 ккал/моль (96,37 кДж/моль) превращенного этилена.

При использовании в качестве инициатора кислорода первичным актом инициирования, по-видимому, является образование перекиси этилена :

СН2=СН2 + О2 СН2 – СН2

О О

Образование перекиси этилена при высоком давлении может происходить при сравнительно низких температурах, но для ее распада и образования свободных радикалов необходима температура свыше 1500С:

СН2 – СН2 R*

О О

Затем к свободному радикалу присоединяются молекулы мономера и цепь растёт с активной концевой группой:

R* + СН2=СН2 R – СН2 – СН2 *

Обрыв цепи идёт за счёт рекомбинации двух радикалов

R – СН2 – СН2 * + RI – СН2 – СН2 * R – СН2 – СН3 + RI – СН2 = СН2

При повышении температуры свыше 300-350оС могут протекать побочные реакции разложения этилена.

Молекулярный вес полиэтилена, как во всяком свободнопрадикальном процессе, зависит от условий полимеризации: давления, температуры, концентрации инициатора.

При повышении давления скорость роста цепи возрастает очень быстро при радикальной полимеризации. Конверсия полиэтилена прямо пропорциональна давлению. С повышением температуры полимеризации этилена возрастает скорость реакции и увеличивается степень превращения этилена в полимер. Но также при повышении температуры снижаются молекулярный вес, степень кристалличности, плотность и прочность, возрастает разветвлённость полимера. Расход инициатора очень мал Скорость полимеризации пропорциональна концентрации инициатора в степени hello_html_m2f681084.gif. С увеличением концентрации инициатора снижается молекулярный вес полимера.

Технологическая схема производства полиэтилена при высоком давлении приведена на рис. 1.

Рис. 1. Технологическая схема получения полиэтилена при высоком давлении:C:\Documents and Settings\user\Local Settings\Temporary Internet Files\Content.Word\Scan05172012_135855.bmp

1 – смеситель, 2 – компрессор первого каскада, 3 – смеситель, 4 – компрессор второго каскада, 5 – подогреватель, 6 – смазкоотделитель, 7 – змеевиковый реактор, 8 – сепаратор высокого давления, 9 – сепаратор низкого давления, 10 – циклонные сепараторы, 11 – трёхступенчатый холодильник, 12 – газоочиститель, 13 – ёмкость для ксилола, 14 – фильтр, 15 – насос.


Свежий этилен из газгольдера при давлении 8—11кгс/см2 поступает в смеситель 1,где смешивается с кислородом и возвратным этиленом низкого давления. Далее смесь сжимается до 250 кгс/см2 в компрессоре 2, после чего охлаждается, отделяется от смазки и поступает в смеситель 3, в котором смешивается с возвратным этиленом высокого давления. Из смесителя этилен подается в компрессор второго каскада 4, где сжимается до1500 кгс/см2. После второго каскада сжатия этилен при температуре около 70°С поступает в реактор 7, выполненный в виде змеевика и снабженный охлаждающей рубашкой. Змеевиковый реактор состоит из двух зон: зоны нагрева этилена от 70СС до 180 °С и зоны реакции, в которой температура этилена повышается до 240°С.

Нагревание этилена осуществляется горячей водой, циркулирующей в рубашках реактора. В зону нагрева подается вода с температурой 150—230 °С под давлением 20—50 кгс/см2 . В зону реакции подается вода с температурой около230 °С под давлением 50 кгс/см2 (4,9 МН/м2).

Давление в реакторе поддерживается равным 1500 кгс/см2 при помощи дроссельного клапана, установленного после зоны реакции. Дроссельный клапан, за счет воздействия на него системы регулирования и программного датчика, создает пульсацию потока этилена в реакторе, что способствует отделению пленки полиэтилена с внутренней поверхности реакционной трубки и улучшает условия теплоотдачи.

На выходе из реактора смесь дросселируется от 1500 кгс/см2 до 320 кгс/см2 и поступает по трубопроводам, обогреваемым водяным паром высокого давления, в вертикальный сепаратор высокого давления 8 для разделения этилена и полиэтилена. Температура в сепараторе высокого давления поддерживается не менее 220 °С. Жидкий полиэтилен из нижней части сепаратора высокого давления поступает по трубопроводам, обогреваемым паром под давлением 30 кгс/см2, в сепаратор низкого давления 9, установленный в отделении грануляции. Перед сепаратором низкого давления полиэтилен с растворенным этиленом дросселируется от 320 кгс/см2 до 1,5—6 кгс/см2 , причем за счет дроссельного эффекта температура понижается на 25—40 °С. Для уменьшения вязкости полиэтилена температуру в сепараторе низкого давления следует поддерживать на уровне 180—200 °С, что обеспечивается температурой в сепараторе высокого давления не менее 220°С.

Этилен из сепаратора низкого давления направляется в компрессоры первого каскада. Возвратный этилен высокого давления из верхней части сепаратора 8 направляется на очистку и охлаждение. Охлаждение этилена до 35 °С осуществляется в трехступенчатом холодильнике типа «труба в трубе» 11. Перед каждой степенью для улавливания полиэтиленовой пыли расположены по два переключающихся сепаратора циклонного типа 10, обогреваемые паровыми рубашками. Перед третьей ступенью охлаждения этилен направляется в колонну 12 сухой очистки от формальдегида. Колонна заполнена смесью едкого калия и измельченного шамота. Температура в колонне 50 °С.

Очищенный и охлажденный этилен после третьей ступени холодильника направляется в отделение компрессии в смеситель 3, и далее в компрессоры второго каскада. При нарушении теплового режима в реакторе может начаться разложение этилена и полиэтилена. В этом случае автоматически срабатывает предохранительный клапан, установленный в конце зоны реакции. Если это не приводит к снижению давления и температуры, то открывается вентиль аварийного сброса этилена на факел, установленный перед реактором. Для промывки аппаратов и трубопроводов от продуктов разложения применяется циркуляционная промывка толуолом или ксилолом. Ксилол хранится в емкости 13 и может подаваться в систему насосом 15.

В условиях реакции полиэтилен растворяется в этилене, образуя гомогенную смесь . Жидкая смесь через дроссельный клапан направляется в сепаратор высокого давления, где происходит разделение этилена и полиэтилена за счет разности плотностей. Конденсация одного из компонентов смеси (в данном случае полиэтилена) при понижении давления носит название ретроградной конденсации. Это явление характерно для высоких давлений.

В реакторе с перемешивающим устройством (рис. 2) температура поддерживается в пределах от 200 до 280°С. Полимеризация проводится в присутствии жидкого инициатора, который подается в реактор непрерывно вместе с этиленом. Технологическая схема процесса мало отличается от технологической схемы, рассмотренной выше. В ней отсутствует система дозирования кислорода и колонна для удаления формальдегида, но имеется система для дозирования инициатора.

C:\Documents and Settings\user\Local Settings\Temporary Internet Files\Content.Word\Scan05172012_160256.bmp






Рис. 2. Реактор с перемешивающим устройством:

1 – корпус реактора, 2 – охлаждающая рубашка, 3 – мешалки, 4 – термопары, 5 – затвор.






Задание

  1. Определите тип полимера, заполнив табл. 1.


Таблица 1. Исходные данные


№№

п/п

Полимеры

Органические

Неорганические

Элементо-

органические

1.

( - СН =СН2- )n


СН3




2.

( - S -)n




3.

( - СН2 – СН - )n


СL







Необходимые принадлежности

  1. Простой карандаш, линейка, ластик.



Работа в аудитории

    1. Выполните задание 1 (табл. 1).

    2. Каким методом получается полиэтилен высокого давления ?

    3. Сырьё, продукты, параметры процесса.

    4. Почему тепло в реакторе снимается горячей водой под давлением ?

    5. Факторы процесса.


Содержание отчёта

  1. Номер и название работы;

  2. Цель работы;

  3. Задание с исходными данными;

  4. Необходимые принадлежности;

  5. Выполненные задания;

  6. Заключение, ответы на контрольные вопросы.


Контрольные вопросы

    1. Какие соединения называются полимерами ?

    2. Методы получения полимеров.

    3. Стадии радикального метода полимеризации.

    4. Влияние факторов процесса на молекулярную массу полиэтилена ?

    5. Свойства полимеров.

Литература

  1. В. П. Суханов. Переработка нефти, М.: Высшая школа, 1979. – 335.

  2. Б. И. Бондаренко. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. М., Химия, 1983. – 128 с.

  3. Я. М. Паушкин, С. В. Адельсон, Т. П. Вишнякова. Технология нефтехимического синтеза, часть II, М.: Химия, 1975. – 352 с.



















Практическое занятие № 19

Получение получения полипропилена, измерение и регулировка параметров процесса.


Цель занятия: ознакомление с процессом получения полипропилена, параметрами процесса.


Пояснения

Полипропилен представляет собой высокомолекулярный продукт полимеризации пропилена в присутствии катализаторов Циглера — Натта

n СН =СН2 ( - СН =СН2- )n + 14 ккал/ моль


СН3 СН3



4hello_html_4588e94d.jpghello_html_m6f82bcf2.jpg


А Б

Рис. 1. Строение стереорегулярных и атактических полимеров пропилена: А — изотактическое; Б —синдиотактическое; В — атактическое.hello_html_410dcda1.jpg


В

Макромолекула полипропилена состоит из мономерных звеньев, соединенных друг с другом по типу «голова к хвосту». Таким образом, асимметричные атомы углерода в полипропилене имеют одно и то же пространственное расположение. Кроме того, боковые метальные группы расположены стереорегулярно по отношению к главной цепи макромолекулы. Полимер пропилена такого регулярного строения получается по анионно-координационному механизму полимеризации.

Стереоизомеры полиолефинов (рис. 1) с различным положением алкильных групп имеют следующие названия: изотактические (цис-положение), синдиотактические (транс-положение), атактические (построены пространственно нерегулярно) и стереоблочные (сочетание отдельных блоков нескольких структур).

Полимеризация на катализаторах этого типа обычно приводит к образованию смесей кристаллического (изотактического и синдиотактического) и аморфного (атактического) полимеров.

Ценные физико-механические свойства полипропилена обусловлены высоким содержанием изотактического полимера. Чтобы при одних и тех же температурах направить реакцию в сторону образования полимеров определенной структуры следует варьировать следующие факторы:

1) агрегатное состояние катализатора и особенно компонентов, содержащих тяжелый металл;

2) степень дисперсности катализатора в среде растворителя в процессе реакций;

3) валентность тяжелого металла в соответствующем компоненте катализатора;

4) природу заместителей у тяжёлого металла;

5) природу заместителей в металлоорганическом соединении.

Чтобы получить регулярный полипропилен, полимеризацию проводят на катализаторах, состоящих из алкилов алюминия, чаще даэтилалюминийхлорида и треххлористого титана. Последний может существовать в трех кристаллических модификациях: α, β, γ. При полимеризации пропилена в присутствии α-ТiCl3 образуется 80-90% кристаллического полипропилена, в то время как в присутствии β- модификации - только 40-50%, Если вместо ТiCl3 взять ТiВг3, то выход изотактического полимера скрывается меньше В ТiCl4 металл находится в состоянии высшей валентности. При его использовании получают больше аморфного и меньше изотактического полимера, чем в присутствии ТiCl3. Увеличение длины алкильных групп сокатализатора приводит к снижению содержания изотактического и увеличению аморфного полипропилена в полимере.

Большое влияние на полимеризацию пропилена оказывает мольное соотношение алкилалюминия и галогенида титана. Оптимальный состав катализатора отвечает примерно отношению АlR3 : ТiCl3 = 2 :1.

Полипропилен, выпускаемый в промышленности, представляет собой смесь различных структур, соотношение которых зависит от условий проведения процесса. Для равномерного распределения катализатора и облегчения регулирования параметров процесса полимеризацию проводят в среде жидкого углеводорода (бензин, пропан) при 650700С, давлении 10-12 кгс/см2 и времени контакта до 6 часов. С увеличением количества катализатора и повышением температуры процесса увеличивается скорость полимеризации, но уменьшается молекулярный вес полимера.

Увеличение давления и концентрации мономера в реакционной смеси способствует возрастанию скорости полимеризации и молекулярного веса.

Пропилен, применяемый для полимеризации, должен обладать не менее 99%-ной степенью чистоты. К остальным используемым реагентам предъявляются те же требования, что и при полимеризации этилена при низком давлении.

В зависимости от условий реакции получают полипропилен с молекулярным весом от 60 000 до 700 000. Наибольший практический интерес представляет полимер с молекулярным весом 80 000—200 000 и содержанием изотактической части 80—95%. Для получения полипропилена заданного молекулярного веса применяются регуляторы, способствующие обрыву и передаче кинетических цепей. В качестве регуляторов используются водород и соединения, содержащие подвижный атом водорода. Процесс , полимеризации проводят по периодической и непрерывной схемам .

Технологическое оформление процесса производства полипропилена аналогично процессу получения полиэтилена при низком давлении.

Технологическая схема производства полипропилена по непрерывному методу (рис. 2) состоит из следующих стадий: приготовление каталитического комплекса, полимеризация, отделение непрореагировавшего пропилена, разложение катализатора, промывка суспензии полипропилена, отжим, сушка и упаковка полипропилена, регенерация растворителя, пропилена, промывных растворов и азота.

C:\Documents and Settings\user\Local Settings\Temporary Internet Files\Content.Word\Scan05172012_174826.bmp

Рис. 2. Технологическая схема процесса производства полипропилена:

1 – смеситель каталитического комплекса, 2 – промежуточная ёмкость, 3 – полимеризатор, 4 – холодильник, 5 – сборник суспензии, 6 – центрифуга, 7 – подогреватель, 8 – аппарат для разложения катализатора, 9 – сборник суспензии, 10 – центрифуга, 11 – промежуточная ёмкость, 12 – ваккум-гребковая сушилка, 13 – ловушка.


Приготовление каталитического комплекса осуществляется смешением 5%-ного раствора Аl(C2Н5)2Cl в бензине с порошкообразным ТiCl3 в смесителе 1. Суспензия катализатора поступает в промежуточную емкость -2, из которой дозируется в реактор 3. Реактор представляет собой цилиндрический аппарат объемом 10 м3, снабженный якорной мешалкой, рубашкой для обогрева и охлаждения и холодильником 4. В полимеризатор при работающей мешалке непрерывно подают жидкий пропилен, каталитический комплекс, бензин и водород.

Продолжительность пребывания реакционной смеси в реакторе при температуре 70 °С и давлении 10 кгс/см2 составляет около 6 ч. Степень конверсии 98%.

Из реактора полимер в виде суспензии перетекает в сборник суспензии 5. В сборнике за счет снижения давления до атмосферного осуществляется сдувка растворенного в бензине непрореагировавшего пропилена и разбавление суспензии бензином до соотношения полимер : бензин = 1:10.

Разбавленная суспензия, к которой добавляется раствор изопропилового спирта в бензине (25%-ной концентрации), обрабатывается на непрерывно действующей центрифуге 6.

Разложение катализатора проводится в аппарате 8 при интенсивном перемешивании суспензии подогретым в подогревателе 7 до 60 °С раствором изопропилового спирта в бензине. Суспензия полимера из сборника 9 подается на отмывку и отжим в центрифугу 10.

Отмытый полипропилен подают в вакуум-гребковую сушилку 12, в которой его высушивают при 95 °С до влажности не более 0,1%.

Непрореагировавший пропилен, растворитель, промывные растворы и азот поступают на регенерацию и возвращаются в цикл.

Процесс производства полипропилена имеет ряд особенностей. Относительно невысокое выделение тепла (334 ккал/кг или (400 кДж/кг) при полимеризации пропилена облегчает теплоотвод.. Кроме того, то обстоятельство, что полипропилен меньше накипает на стенки реактора, чем полиэтилен, позволяет отводить часть тепла через рубашку аппарата.

Поскольку ТiCl3 представляет собой твердое вещество, его подвергают мокрому помолу в вибромельнице в среде углеводорода и атмосфере азота, а затем загружают в реактор в виде суспензии в высокодисперсном состоянии.

Разложение каталитического комплекса и промывка полипропилена осуществляются многократной обработкой его раствором изопропилового спирта в бензине. При этом одновременно происходит и отмывка атактического полипропилена, который значительно ухудшает свойства полипропилена.

Свойства и применение полипропилена

Полипропилен нерастворим в органических растворителях при комнатной температуре, устойчив к действию кислот и оснований даже при повышенных температурах, к растворам солей при температурах выше 100 °С, к растительным маслам.

Благодаря комплексу ценных технических свойств полипропилен применяется для изготовления труб, сосудов, корпусов насосов, арматуры и др. Хорошие диэлектрические свойства позволяют применять полипропилен в электротехнической промышленности. Полипропиленовое волокно в отличие от других синтетических волокон меньше накапливает статического электричества.



Вследствие наличия третичных атомов углерода полипропилен чувствителен к действию кислорода, особенно при повышенных температурах, что обусловливает его большую склонность к старению. Поэтому при переработке в него вводят стабилизаторы.

Показатели основных свойств полипропилена приведены ниже:

Молекулярный вес………………………………………………...80 000-200 000

Плотность, кг/м…………………………………………………....900-910

Температура плавления, 0С…………………………………….…160—170


Задание

  1. Начертить принципиальную технологическую схему процесса производства полипропилена.


Необходимые принадлежности

  1. Простой карандаш, линейка, ластик.


Работа в аудитории

    1. Выполнить задание 1 (рис. 2).

    2. Какого строения полимер должен быть в получаемом продукте ?

    3. Параметры процесса.

    4. Как снимается тепло реакции в реакторе полимеризации ?

    5. Применение полипропилена.


Содержание отчёта

  1. Номер и название работы;

  2. Цель работы;

  3. Задание с исходными данными;

  4. Необходимые принадлежности;

  5. Выполненные задания;

  6. Заключение, ответы на контрольные вопросы.


Контрольные вопросы

    1. Назовите метод получения полипропилена.

    2. С каких технологических установок нефтепереработки может идти сырьё на установку получения полипропилена ?

    3. Стадии процесса производства полипропилена.

    4. Как разлагаются компоненты каталитического комплекса ?

    5. Свойства полипропилена.


Литература

  1. В. П. Суханов. Переработка нефти, М.: Высшая школа, 1979. – 335.

  2. Б. И. Бондаренко. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. М., Химия, 1983. – 128 с.

  3. Я. М. Паушкин, С. В. Адельсон, Т. П. Вишнякова. Технология нефтехимического синтеза, часть II, М.: Химия, 1975. – 352 с.












































Практическое занятие № 20

Составление поточной схемы переработки мазута на масла


Цель занятия: составление поточной схемы переработки мазута на масла, анализ схемы.

Пояснения

В истории нефтепереработки в России и, в том числе, в развитии производства масел и смазочных материалов, Нижний Новгород и территории, к нему прилегающие, сыграли важную, а в некоторых моментах, даже определяющую роль. И это не смотря на то, что Нижний Новгород находится в некотором отдалении от основных мест добычи нефти (а близость к ним ещё во второй половине XIX-начале XX веков являлась ключевым фактором для развития нефтепромышленности).

Как известно, смазочные материалы полтора-два столетия назад изготавливались отнюдь не из нефти. В Нижнем Новгороде и окрестностях, к примеру, работали заводы по изготовлению смазочных масел из древесной смолы. Нефть же довольно активно, по меркам того времени, добывалась, но шла, подчас, на совершенно иные нужды. Упоминания о крупнейшем в России бакинском нефтяном промысле содержится ещё в описаниях венецианского путешественника Марко Поло (XIII в.). Он сообщал, в частности, о применении бакинской нефти для освещения и в качестве лекарства от кожных болезней.

В XIX веке она активно транспортировалась в Нижний Новгород вверх по Волге. Ряд местных купцов владели баржами для перевозки нефти, и ко второй половине века эти перевозки приобрели довольно значительные масштабы. Здесь стоит отметить таких купцов, как Емельян Башкиров (выходец из простой крестьянской семьи) и Виктор Рагозин. Последнему как раз и принадлежит огромный вклад в производство масел и других нефтепродуктов.

Кто впервые занялся безотходной переработкой нефти?

Как уже упоминалось, в XIX веке бакинская нефть использовалась без переработки, как топливо. Впервые в России заводы по её безотходному применению (1874 – в Нижнем Новгороде, в 1876 г. – в г. Балахна) построил Виктор Иванович Рагозин (1833-1901), нижегородский купец 1-й гильдии, управляющий пароходной компанией «Надежда». Он занимался нефтеперевозками и изучением химической природы нефти. В.И.Рагозин (рис. 1) впервые приготовил из нефти высококачественные смазки и масла, которые шли на экспорт и получили за границей название «Русские».

Одновременно с этим Рагозин представлял обширное исследование экономических условий Волжского бассейна, но, к сожалению, работа осталась незаконченной (из 10 томов вышли в свет только два: «Волга» и «Нефть и нефтяная промышленность»). Он издал множество брошюр по разным вопросам нефтяного дела. За выдающиеся труды в области технологий нефти Санкт-Петербургский технологический институт почтил В.И.Рагозина редкой наградой – присуждением звания почётного инженера-технолога.

hello_html_m2d980ae.png

Рис. 1. Виктор Иванович Рагозин


Результаты деятельности В.И.Рагозина трудно переоценить, ведь он первый наладил производство масел и смазочных материалов в нашем понимании, положив основу для сегодняшних технологий их производства. Это повлекло за собой хотя и не слишком быстрое, но явное постепенное развитие нефтепромышленности в России. В 1899 г. уже порядка 30% добытой нефти шли на производство масел, смазок и керосина (2.9 млн. тонн из 9 млн. тонн).

И в связи с этим нельзя не остановиться на истории одного завода, ныне находящегося в черте города Нижнего Новгорода, в конце же позапрошлого века отстоявшего на расстоянии нескольких километров. Варинские технологические заводы И.Н.Тер-Акопова (сельцо Варя Балахнинского уезда Нижегородской губернии).

В 1877 году Тер-Акопов приобрёл участок земли с маленьким заводиком, вырабатывавшим смазочные масла из древесной смолы. В том же году он был расширен и приспособлен для выработки осветительных и смазочных масел из бакинской нефти так же, как и заводы Рагозина. Этим был также один из первых шагов в России по созданию отрасли технохимических заводов. То, что не смогли сделать нефтяники Баку, сделал Тер-Акопов, организовав производство с полной утилизацией нефтяных остатков при постоянном совершенствовании его технологии. В 1886 году была проложена железнодорожная ветка с Сормовского завода, откуда доставлялись нефть и нефтяные остатки цистернами. На следующий год был проложен водопровод из речки Левинки.

hello_html_m35513513.png

Рис. 2. Варинский завод Тер-Акопова. Фотография конца XIX в.


В 1890 году Тер-Акопов организовал собственную добычу нефти в Баку. Через два года завод был перестроен на новейшую технологию, созданы ремонтные мастерские с литейной. В 1893 году выстроены два новых цеха для регенерации кислотных и щелочных отбросов, введена новейшая технология парфюмерных и вазелиновых масел.

На следующий год был проложен нефтепровод от Волги до завода, по которому сырьё перекачивалось из нефтяных барж на собственную нефтяную станцию. Смонтирована непрерывно действующая керосиновая батарея из пяти кубов, перестроены на непрерывное действие батареи из десяти кубов для перегонки смазочных масел. В 1896 производство расширилось: построен новый нефтепровод от Сормовского завода до затона. Тер-Акопов организовал круглогодичное производство с широким ассортиментом товаров и снабжение ими Поволжья и центральной части России.

На Всемирной выставке в Париже 1878 года, на Нижегородской кустарно-промышленной 1885 года и на Парижской выставке 1885 года отмечен серебряными, а на Митаевской 1895 года – золотой медалью. В 1896 году на Всероссийской выставке награждён золотой медалью. Д.И. Менделеев, занимавшийся в том числе проблемами нефтепереработки и присутствовавший на последней выставке, отметил явный прогресс в изготовлении масел и других материалов из нефти.

hello_html_m3f596472.png


Рис.3. Акция предприятия И.Н. Тер-Акопова.


Завод занял лидирующее положение в Нижегородской губернии и близлежащих субъектах нашей страны на весьма длительное время. И история производства смазочных масел в Нижнем Новгороде и прилегающих к нему территориях, история усовершенствования технологии их производства в первой половине XX века практически целиком связана именно с этим предприятием.

После октября 1917 года началась новая веха в истории Варинского технохимического завода. В 1918-20 гг. завод снабжал смазочными материалами суда сформированной в Нижнем Новгороде Волжской флотилии, изготовлял бензин для разместившегося в то время в городе 4 авиационного парка. В результате огромной работы производственная мощность предприятия значительно выросла. Завод освоил производство многих новых видов продукции. В этот период окончательно определился его профиль, его специализация на автотракторных и смазочных маслах.

Началась Великая Отечественная война. За короткий срок на заводе было организовано производство новых смазок. В послевоенные годы выросла и расширилась база предприятия. Проводились большие работы для дальнейшего расширения производства гидравлических масел, были механизированы и автоматизированы сложные и трудоёмкие процессы.

Сейчас завод располагает более чем десятью производственными зданиями, уникальным оборудованием. Здесь выпускаются десятки видов нефтепродуктов, часть из которых нигде больше в стране не производится.

Однако Варинский завод, сделавший значительный вклад в развитие производства масел и смазочных материалов, на данный момент не является самым крупным НПЗ в области.

Существует в Нижегородской области громадный нефтехимический комплекс - крупнейший в Европе нефтеперерабатывающий завод в городе Кстово и целый ряд мощнейших химических предприятий в городе Дзержинске. И на истории Новогорьковского (Кстовского) нефтеперерабатывающего завода стоит остановиться чуть подробнее.

Зимой 1956 года вступил в строй первый турбогенератор Новогорьковской ТЭЦ, с чего началась подготовка к пуску установок нефтеперерабатывающего завода. В 1957 году Кстово из рабочего поселка стал районным городом. И в это же время сюда подходит первая в Северо-Западном управлении «дальняя труба» Альметьевск – Горький, по которой вскоре потечет нефть с промыслов Ромашкинского месторождения в Татарстане.

18 августа 1958 года произошло открытие Новогорьковского нефтеперерабатывающего завода. До сих пор он является одним из самых крупных заводов России и Европы, на котором производятся нефтепродукты и, в том числе, масла.

В 1976 году завод был преобразован в производственное объединение "Горькнефтеоргсинтез". В июне 1994 года на базе предприятия создано ОАО "НОРСИ", а 6 сентября 1995 года – ОАО "Нефтяная компания „НОРСИ-ОЙЛ“", объединившая несколько предприятий, которые занимаются переработкой нефти на территории Нижегородской области. Сейчас Кстовский нефтеперерабатывающий завод входит в состав компании НК "ЛУКОЙЛ" как дочернее предприятие. Кстовский НПЗ является основным изготовителем и поставщиком битумов в Центральной России. Продукция завода также поставляется и на экспорт. Мощность предприятия составляет 14,5 млн. тонн нефти в год.

Таким образом, производство и масел, смазок и других нефтепродуктов на территории Нижегородской области имеет весьма небезинтересную историю почти в полтора столетия. И тем она интереснее, что именно здесь были внедрены инновации, повлиявшие в дальнейшем на всё производство данных товаров в России. Сделав этот вклад, Нижегородская область и сегодня продолжает оставаться субъектом, где активно функционируют крупные НПЗ и ведётся масштабная деятельность по перевозке и хранению смазочных материалов и прочих нефтепродуктов, часть из которых идёт на экспорт.

Нефтеперерабатывающая промышленность выпускает минеральные масла многих видов: моторные (авиационные, дизельные и автотракторные), индустриальные, турбинные, электроизоляционные, компрессорные и др.

Для всех масел нормируются следующие показатели:

  1. Вязкостно-температурные свойства, которые зависят от химического состава. В маслах нежелательны смолистые вещества. Полициклические углеводороды с короткими боковыми цепями.

  2. Стабильность против окисления.

  3. Хорошая подвижность при низких температурах, т. е. иметь низкую температуру застывания.

  4. Хорошие смазывающие свойства.

  5. Хорошие моющие свойства: не должны образовывать лаков, нагаров, осадков.

  6. Температура вспышки.

  7. Показатели, которые зависят от области применения смазочного масла.

Сырьём для производства смазочных масел являются остатки от прямой перегонки нефти: мазуты и гудроны. Вакуумной перегонкой мазута также можно получить масляные дистилляты, которые также являются сырьём для получения смазочных масел. Эти виды сырья подвергаются переработке с целью удаления полициклических ароматических углеводородов, асфальто-смолистых веществ, высокомолекулярных парафиновых углеводородов, сернистых соединений и т. д.

Гудрон, полученный при вакуумной перегонке мазута, направляется на процесс деасфальтизации с помощью пропана. Пропан растворяет масляные компоненты и не растворяет асфальто-смолистые вещества. Процесс идёт при температуре 60-850С и давлении 35-40 ат. В десфальтизационную колонну подают сырьё (гудрон) и пропан противотоком. Сверху деасфальтизационной колонны уходит раствор деасфальтизата, содержащий масляные компоненты, а снизу – битум деасфальтизации, содержащий асфальто-смолистые вещества. Процесс деасфальтизации можно проводит в две ступени.

Масляные дистилляты и деасфальтизат затем направляют на процесс селективной очистки с применением растворителей фенола и фурфурола. Растворитель растворяет нежелательные компоненты. Растворитель должен обладать высокой селективностью, хорошей растворяющей способностью по отношению к нежелательным компонентам, хорошо регенерироваться, должен иметь более высокую плотность, чем очищаемое сырьё (чтобы был противоток), не быть токсичным и т. д. Температура 48-1050С. Температура процесса определяется составом очищаемого сырья Расход растворителя должен быть больше при увеличении содержания нежелательных компонентов.

В результате селективной очистки образуется два продукта: рафинат, состоящий из масляных компонентов (желательных) и экстракт, состоящий из нежелательных компонентов. После селективной очистки уменьшаются вязкость, плотность, коксуемость. На базе экстрактов изготавливаются пластификаторы, смягчители шин машин, используют как топливо. Рафинаты селективной очистки идут на дальнейшую переработку.

Так как рафинаты селективной очистки застывают, т. е. теряют подвижность, то из них необходимо удалить твёрдые углеводороды: парафины и церезины. Рафинаты направляют на процесс деперафинизации для удаления твёрдых углеводородов с целью понижения температуры застывания смазочного масла.

Депарафинизацию проводят с применением растворителей или карбамида. Неполярными растворителями являются пропан и лёгкая фракция бензина. Полярным растворителем является толуол, растворяющий масляные компоненты и не растворяющий твёрдые углеводороды. Добавляют ацетон, который является осадителем. Процесс кристаллизации идёт при медленном охлаждении раствора. Расход растворителя должен быть оптимальным. Скорость охлаждения 4-100С в час. Сначала охлаждение ведут водой, а затем жидким аммиаком или другими хладоагентами.

После депарафинизации получают гач (твёрдые углеводороды) и петролатум (церезин из гудрона), направляемый на процесс обезмасливания. Получаемый отходы обезмасливания являются сырьём крекинга, а парафин-сырец и церезин-сырец подвергаются гидроочистке и идут на производство товарного парафина и товарного церезина.

В процессе депарафинизации с применением карбамида ( NН 2)2 СО образуется комплекс гексагональной структуры карбамида с парафиновыми углеводородами. Чем больше молекулярный вес парафиновых углеводородов углеводородов, тем устойчивее комплекс с карбамидом. Кардамидная депарафинизация используется при производстве реактивных и дизельных топлив, низкокипящих масел, имеющих низкую температуру застывания (трансформаторные). При карбамидной депарафинизации для снижения вязкости депарафинированного сырья используются растворители: бензин, изооктан, нормальный гептан и другие.

Депарафинированные масла направляют на процесс гидрирования, каталитического гидрокрекинга, очистки отбеливающей глиной или кристаллическим алюмосиликатом (например, цеолитом) и др. Добавляют присадки и компаундированием из базовых масел получают товарные масла.

Базовые масла различаются между собой вязкостью, химическим составом и некоторыми другими свойствами. Базовое масло - это основа товарного масла, готовая к смешению, но еще без присадок. Сырьем для смазочных масел могут быть минеральные и синтетические базовые масла. Химический состав минеральных масел зависит от нефти, из которой произведено масло. Химический состав синтетических масел зависит от исходного сырья (мономеров) и метода синтеза.

Крупные нефтекомпании имеют несколько нефтеперерабатывающих заводов. Для конкретной товарной марки на все маслосмесительные заводы они поставляют базовое масло и присадки строго определенного состава и свойств. Поэтому в документах на продукцию обычно не указывается завод-изготовитель, а только название нефтекомпании.

Качество товарного масла зависит от типа исходной нефти, способа получения базового масла, глубины химического превращения и очистки. В описаниях продукта часто указываются особенности его производства и состава что дает потребителю возможность судить о качестве исходного базового масла.

Компаундирование масел является относительно несложным технологическим процессом и может быть осуществлено на сравнительно небольших маслосмесительных заводах. Эту задачу способны выполнить и небольшие самостоятельные фирмы. Они покупают базовые масла и присадки, смешивают их, расфасовывают и поставляют масла на рынок под своим фирменным названием.

Крупные нефтекомпании разрабатывают новые технологии и составы и выполняют все процессы по производству масел от переработки нефти и до расфасовки конечного продукта. В условиях конкуренции они постоянно совершенствуют технологии и поддерживают качество своей продукции на самом высоком уровне. Потребителю полезно быть знакомым со структурой и возможностями производителей и поставщиков нефтепродуктов.

Присадки и их наборы (пакеты) поставляются на рынок компаниями и заводами химической промышленности в большом ассортименте, часто это пакеты полностью готовые для получения масла определенного класса (уровня качества). Маслосмесительные заводы по компаундированию масел имеют достаточно большой выбор и могут в некоторой степени конкурировать с крупными нефтекомпаниями быстрым реагированием на изменения потребностей рынка. Крупные нефтяные и химические компании разрабатывают оригинальные присадки и наборы, применяют их для компаундирования своих продуктов и тем самым имеют больше возможностей по усовершенствованию качества, чем мелкие фирмы.

Каждая крупная нефтекомпания старается создать процессы производства, очистки и модификации базовых масел и подбор компонентов товарных масел, которые были бы не только оригинальными, но и наиболее эффективными в экономическом плане и обеспечивали бы наилучшее качество. Поэтому каждое новшество, которое улучшает качество продукта, обязательно указывается в описании масла, как ценное преимущество данного продукта. Для правильного понимания любых предписаний производителей, нужны определенные знания по технологии производства, модификациям масел и специфической терминологии. Кроме того, в мировой практике приняты отдельные выражения, характеризующие свойства и качество масел, которые могут быть неоднозначно истолкованы потребителями, например "энергосберегающеемасло", "масло удлиненного интервала замены, "масло со стабильными свойствами" масло, поддерживающее чистоту двигателя и др.

Товарные базовые масла

Окончательно подготовленные базовые масла, называемые также первичными маслами, являются товаром, как и другие продукты переработки нефти. Нефтеперерабатывающие заводы продают базовые масла фирмам или другим заводам по компаундированию товарных масел. Основные показатели качества, указываемые в сопровождающих документах:

знак базового масла, показывающий, из какой нефти оно изготовлено,

плотность,

содержание предельных углеводородов;

компонентный состав,

содержание серы;

другие примеси,

кинематическая вязкость,

индекс вязкости,

температура застывания.

На маслосмесительных заводах базовые масла могут смешиваться между собой с целью получения необходимой вязкости, а также к ним добавляются функциональные присадки раздельно или в виде композиций - пакетов присадок. Пакеты присадок составлены с целью получения масла определенного класса.

Задание

  1. Составить поточную схему переработки мазута на масла, указав на ней наименование потоков продуктов.

  2. Обосновать последовательность технологических процессов получения масел из мазута и гудрона


Необходимые принадлежности

      1. Простой карандаш, линейка, ластик.


Работа в аудитории

  1. Выполнить задание 1.

  2. Выполнить задание 2.

  3. Какие показатели изменяются после процессов деасфальтизации, селективной очистки, депарафинизации.

  4. Параметры и характеристики процессов получения масел.


Содержание отчёта

  1. Номер и название работы;

  2. Цель работы;

  3. Задание с исходными данными;

  4. Необходимые принадлежности;

  5. Выполненные задания;

  6. Заключение, ответы на контрольные вопросы.


Контрольные вопросы

    1. Назначение смазочных масел.

    2. Виды смазочных масел.

    3. Свойства смазочных масел

    4. Процессы, предназначенные для переработки мазута и гудрона в смазочные масла.

    5. Отходы масляного производства.


Литература

  1. В. П. Суханов. Переработка нефти, М.: Высшая школа, 1979. – 335.

  2. Б. И. Бондаренко. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. М., Химия, 1983. – 128 с.

































Практическое занятие № 21

Составление принципиальной схемы нефтеперерабатывающего завода ОАО “Газпромнефть МНПЗ”


Цель занятия: ознакомление с поточной схемой нефтеперерабатывающего завода и по описанию процессов на предприятии составить принципиальную схему переработки нефти на ОАО “Газпромнефть МНПЗ” .


Пояснения

Нефтеперерабатывающие предприятия обычно строят с учётом потребностей ближайших районов в нефтепродуктах, а также обеспечения предприятия водой, электроэнергией, транспортом, рабочей силой и т. д. Нефтеперерабатывающие заводы можно разделить на пять типов:

  1. Топливные с неглубокой переработкой нети.

  2. Топливные с глубокой переработкой нефти.

  3. Топливно-нефтехимические с глубокой переработкой нефти.

  4. Топливно-масляные.

  5. Энергохимические.

На заводах первых двух типов вырабатывают в основном различные топлива. На заводах третьего типа кроме топлива вырабатывают нефтехимические нефтепродукты. В качестве сырья для их производства используют продукты (в основном газы), получаемые при глубокой переработке нефти, или прямогонные бензиновые и керосино-дизельные фракции (пиролиз с получением олефиновых и ароматических углеводородов, а также дивинила для производства синтетических каучуков). Кроме того, ароматические углеводороды можно получать при риформинге бензиновых фракций. На заводах четвёртого типа наряду с топливами вырабатывают различные масла, парафины, церезины, битумы и другую продукцию масляного блока. Заводы пятого типа можно строить при ТЭЦ большой мощности или вблизи неё. На установках для перегонки нефти отбирают бензиновые и керосино-дизельные фракции, а мазут – остаток от перегонки – направляют на ТЭЦ в качестве топлива; полученные фракции светлых нефтепродуктов используют в качестве сырья для пиролиза с получением непредельных и ароматических углеводородов.

На рис. 1 представлена схема нефтеперерабатывающего завода топливно-нефтехимического профиля. Предприятие перерабатывает нефть на первичных установках нефтепереработки ЭЛОУ, АВТ), а затем фракции нефти подвергаются переработке на вторичных процессах нефтепереработки, где происходит изменение состава сырья под действием температур, давлений, с применением катализатора. Газы подвергаются переработке с получением высокомолекулярных соединений (полимеров).

Рис. 1. Принципиальная технологическая схема нефтеперерабатывающего завода топливно-нефтехимического профиля.C:\Documents and Settings\user\Local Settings\Temporary Internet Files\Content.Word\Scan05172012_201425.bmp



История ОАО “Газпромнефть – Московский НПЗ”

В середине 30-х годов ХХ века правительство страны приняло решение построить под Москвой нефтеперерабатывающий завод для снабжения столицы и области моторным топливом и битумом.

Работая безостановочно, Московский нефтеперерабатывающий завод переработал около 400 миллионов тонн нефти, постоянно поддерживая обеспечение Москвы в интересах его жителей.

Стратегической линией его текущей деятельности и развития является интеграция с промышленной и экологической политикой правительства Москвы.

За годы работы завод выпускал только неэтилированные бензины, первым в стране освоил высокооктановый бензин АИ-93 без свинцового антидетонатора.

Важное значение для охраны бассейна реки Москвы имело прекращение транспортировки нефти водным транспортом, а также ликвидация сброса очищенных сточных вод в водоем. Построен самый экологичный трубопроводный транспорт для нефти из отдаленных районов страны, а также и для бензина, авиакеросина, дизтоплива в Московские кольцевые продуктопроводы.

Впервые в отечественной нефтепереработке на заводе сооружен комплекс по глубокой переработке нефти на базе комбинированной установки каталитического крекинга. Это обеспечило Московскому региону дополнительно более 1 млн.т в год высокооктанового бензина без привлечения сырьевых ресурсов, эквивалентных 10 миллионам тонн в год нефти.

В постперестроечное время завод выполнял решения правительства России и Москвы по приоритетным программам промышленной политики.

Построено крупнотоннажное производство нефтяного битума и полностью ликвидирован его дефицит в Московском регионе.

В октябре 1995 года завершена трехлетняя работа коллектива по выполнению распоряжения Правительства России от 22.01.92 г. № 123р о реконструкции производства полипропилена и вводе мощности по этому продукту в объеме 100 тыс.тонн в год экологически чистого полимера.

С пуском нового комплекса выведены из эксплуатации 7 устаревших установок мощностью 10 тыс.тонн в год по полипропилену, которые не отвечали современным нормам технической и экологической безопасности. Техногенная нагрузка на природу при этом снизилась в 15 раз. Строительство выполнено за счет собственных средств завода, без целевого финансирования из бюджета или внебюджетных фондов.

С Московским НПЗ в значительной мере связана политика московского правительства по улучшению экологической обстановки в городе. В 1996 году завод переоснастил производство и наладил выпуск автобензинов и дизельного топлива с улучшенными экологическими свойствами, отвечающими требованиям на выбросы автотранспорта Евро-2. Для обеспечения сохранности качества и несмешиваемости с топливами иногородних поставщиков запущен автоматизированный автомобильный терминал. Построены также производства экологичных облагораживающих компонентов автобензина: кислородсодержащей добавки МТБЭ и олигомеризата.

Высокие темпы строительства и модернизации производства, оснащение процессов современным оборудованием и системами защиты позволили обновить основные фонды и повысить техническую безопасность. В 1997 году введена быстродействующая система аварийного освобождения аппаратуры - новая факельная установка, предусмотренная федеральной целевой программой "Топливо и энергия". Факельная установка по техногенному воздействию отвечает европейским нормам.

В 1994-95 г.г. Московский НПЗ акционировался, в 1997 году принадлежащий государству контрольный пакет акций передан в собственность города Москвы.

В мае 1997 года по решению общего собрания акционеров ОАО «Газпромнефть - Московский НПЗ» вошло в состав Центральной топливной компании, учрежденной Правительством Москвы, в 2001 году перешло под управление МНК/ЦТК.

В 1998-2001 г.г. построены сливная эстакада светлых нефтепродуктов, реагентная обработка оборотной воды, мембранное концентрирование водорода, производство упаковочной ткани и полипропиленовых мешков. Модернизировано оборудование и системы управления установок ЭЛОУ-АВТ-6 и Г-43-107. Введена в эксплуатацию новая котельная.

Накануне 65-летия, в 2002 году закончена очередная реконструкция установки гидроочистки 24-5 и пущена установка этерификации легкого крекинг-бензина метанолом, что создало предпосылки для новой ступени повышения экологических показателей моторных топлив.

В январе-марте 2003 года выполнена технологическая подготовка производства автомобильных бензинов Премиум Евро-95 и Регуляр Евро-92, отвечающих требованиям на выбросы автотранспорта Евро-3.

В 2004 году завод сохранил положительную динамику по основным показателям, определяющим эффективность переработки нефти. ОАО «Газпромнефть - Московский НПЗ» способен производить до 80 % экологически чистого дизельного топлива с содержанием серы 0,035-0,05%, занимает лидирующие позиции среди поставщиков моторного топлива на рынок г. Москвы и московской области.

В 2004 году продолжалась разработка схем и выбор технологии по обеспечению производства автобензина по нормам ЕВРО-3 в части снижения содержания бензола. Разработана схема, выполнен проект и заказано оборудование по расширению узла ввода присадок для приготовления дизельного топлива, отвечающего требованиям ЕВРО-3.

Выполнены проектные работы по комплексу мероприятий, направленных на модернизацию системы электроснабжения (модернизация ТП-1, ТП-2; реконструкция РП-8). Выполнен ряд мероприятий по охране окружающей среды. Реализован крупный проект по монтажу новой печи П-3 на вакуумном блоке установки АВТ-3 взамен физически и морально-изношенной с автоматизированной системой управления, со снижением количества вредных выбросов и более высоким КПД. Выполнены мероприятия и этапы работ по повышению технического уровня продукции.

Технические мероприятия, предусмотренные к внедрению в 2005 году, направлены на улучшение качества и снижение себестоимости товарной продукции, сохранение конкурентных позиций на рынке моторных топлив Московского региона, оптимизацию технологического и управленческого аспектов деятельности.

В 2005 году в ОАО «Газпромнефть - Московский НПЗ» началась работа по внедрению международных систем менеджмента качества, экологии и охраны труда, установленных Международной организацией стандартов (ISO-International organization for standardization). Выполнен большой объем работ по замене физически изношенного и морально устаревшего оборудования (насосно-компрессорное, колонно-емкостное, резервуары).

Во исполнение Постановления Правительства Москвы от 28.12.04 г. № 952 ПП о введении стандартов на бензины и дизельные топлива, реализуемые в г. Москве, соответствующие требованиям ЕВРО-3, осуществлен подбор пакетов присадок, проведены испытания и оформлены допуски на производство. Проведена сертификация новых марок бензина и дизельного топлива.

С 1 января 2006 года ОАО «Газпромнефть - Московский НПЗ» наладил производство высокооктановых бензинов в соответствии с экологическими требованиями Постановления Правительства Москвы №952-ПП от 28.12.2004 г. «О стандартах на моторное топливо с улучшенными экологическими характеристиками». Понимая значение завода в инфраструктуре столицы, в марте 2006 года Совет директоров завода принял решение о разработке обоснования инвестиций для реконструкции и модернизации Московского НПЗ на период с 2007 по 2015 гг. Цель данного решения – разработка поэтапного перехода на производство моторного топлива с экологическими требованиями ЕВРО-4 и ЕВРО-5, а также перевода производств на соответствие современным мировым стандартам промышленной и экологической безопасности.

В 1 квартале 2007 года подготовлено и утверждено Советом директоров ОАО «Газпромнефть - Московский НПЗ» техническое задание на разработку ТЭО на реконструкцию и модернизацию открытого акционерного общества «Московский нефтеперерабатывающий завод». Реконструкция и модернизация ОАО «Газпромнефть - Московский НПЗ» должна быть проведена в период 2007-2015 гг. В сентябре 2007 года компания Sibir Energy plc. стала владельцем 100% акций компании ОАО «МНГК», которая владеет 38,42% от уставного капитала и 51,23% от голосующих акций ОАО «Газпромнефть - Московский НПЗ».

В 2007 году ОАО «Газпромнефть - Московский НПЗ» перешел на двухгодичный цикл ремонтных пробегов технологических установок и согласно утвержденному плану в октябре 2007 года провел плановый ремонт малой цепочки установок: ЭЛОУ-2, АВТ-3, АТ-ВБ, Л-22/4, Л-35-11/300 и ЛЧ-24-5. В этом году были проведены мероприятия на большой битумной установке по обеспечению в зимних условиях выпуска и отгрузки строительной и дорожной марок битума одновременно. Внедрена система вибродиагностики насосного оборудования установки каталитического крекинга Г-43-107. Смонтирована схема тонкой фильтрации растворов аминового абсорбента на установке по производству серы. Выполнена схема введения моющей присадки в автомобильные бензины в резервуары готовой продукции.

С 1 декабря 2007 года ОАО «Газпромнефть - Московский НПЗ» в полном объеме перешел на выпуск автомобильных топлив соответствующих экологическим требованиям ЕВРО-3 с применением моющей присадки. Российский фонд защиты прав потребителей заслуженно наградил коллектив ОАО «Газпромнефть - Московский НПЗ» дипломом «За активное участие в формировании цивилизованного рынка в России».

В апреле 2012 года “Газпромнефть – МНПЗ” перешёл на выпуск высокооктановых бензинов, соответствующих 4–му экологическому классу. На сегодны все высокооктановые бензины производства Московского НПЗ соответствуют этому экологическому стандарту. Производство дизельных топлив класса 4 началось на заводе 1 января 2011 года. Дальнейшее улучшение характеристик производимых заводом топлив будет осуществляться в рамках программы модернизации Московского НПЗ – в частности, строительство установки изомеризации лёгких бензиновых фракций и гидрооблагораживания бензина каталитического крекинга. До конца 2012 года завершена реконструкция установки гидроочистки дизельного топлива ЛЧ-24-2000. Ввод этих объектов в эксплуатацию позволит МНПЗ перейти на выпуск моторных топлив экологического класса 5. МНПЗ сегодня такую задачу решил. Топлива экологического класса 5 сегодня отгружаются с Московского НПЗ.

Технологическая схема нефтепереработки на ОАО “Газпромнефть – Московский НПЗ”

Краткое описание технологической (поточной) схемы завода

Московский нефтеперерабатывающий завод введён в эксплуатацию в 1938 году, является предприятием топливно-нефтехимического профиля, специализирующемся на выпуске моторных топлив различного назначения, строительных и дорожных битумов, сжиженного газа.

Завод перерабатывает смесь нефти (восточных месторождений, ухтинскую и др.), которые поступают по двум нефтепроводам. Мощность завода по переработке нефти составляет 12150 тыс.т/год. В составе завода 26 технологических установок.

1. Подготовка нефти, первичная переработка, получение битума. (ЭЛОУ, АТ-ВБ, АВТ-3, АВТ-6).

Сырая нефть проходит установки подготовки нефти (ЭЛОУ-2, ЭЛОУ-6). Подготовка нефти заключается в удалении из сырой нефти хлористых солей кальция, магния, натрия и воды, растворимых в нефти в виде эмульсии. Процесс ведётся за счёт воздействия специальных реагентов (деэмульгаторов) и электрического поля.

Обессоленная и обезвоженная нефть (содержание солей до 5 мг/л) поступает на установки первичной переработки нефти (АТ, АВТ-3, АВТ-6).

Установки первичной переработки нефти состоят из атмосферных блоков (АТ) в сочетании с вакуумными блоками (ВТ) на установках АВТ-3 и АВТ-6.

В атмосферной части путём ректификации (перегонки) нефти при определённой температуре и давлении отбираются светлые фракции нефтепродуктов: бензин, керосин, дизельное топливо. Остаток нефти после атмосферной перегонки (мазут>350°С) направляется на вакуумные блоки установок АВТ-3 и АВТ-6, где при остаточном давлении 40-60 мм. рт. ст. из мазута отгоняется дополнительное количество вакуумных дистиллятов (350-530°С), которые направляются на процессы глубокой переработки нефти (установка Г-43-107).

Остаток вакуумной перегонки – гудрон (фр. 500°С) направляется на производство нефтебитума и на смешение котельного топлива (топочного мазута), а также на установку висбрекинга для снижения вязкости гудрона (особенно в зимний период).

В основу технологического процесса получения битумов положен метод непрерывного окисления гудрона кислородом воздуха в аппаратах колонного типа при определенной температуре:

для дорожных битумов 250-290°С;

для строительных не выше 320°С.

На блоке висбрекинга установки АТ-ВБ остаток вакуумной перегонки - гудрон подвергается термическому крекированию при температуре 440-450°С и давлении 22 кгс/см2.

Полученные жидкие нефтепродукты остаток висбрекинга и бензин направляются на смешение котельного топлива.

2. Вторичные процессы (22-4, 35-11/1000, 35-11/300, 24/5, 24-2000, ГФУ).

Бензиновые фракции, получаемые с блока атмосферной перегонки установок АТ, АВТ-3, АВТ-6, подвергаются стабилизации (удалению легких газообразных углеводородов) и разгонке на отдельные фракции установки вторичной перегонки бензинов (22-4) и блоке стабилизации вторичной перегонки, входящем в состав комбинированной установки АВТ-6.

После стабилизации и вторичной перегонки более тяжелая бензиновая фракция с пределами кипения 85-180°С направляется на установки каталитического риформинга Л-35-11/300М и ЛЧ-35-11/1000, где в присутствии платинорениевых катализаторов при высокой температуре (до 520°С) и давлении (15-35 кгс/см2) происходят процессы облагораживания бензина (его ароматизация) для повышения основной характеристики автомобильного бензина – октанового числа с 60 пунктов до 94-97 пунктов и.м..

Полученный после установок каталитического риформинга высокооктановый компонент поступает в парк смешения товарных бензинов, куда также поступают и легкие прямогонные фракции бензина, выкипающие до 85°С.

Керосиновый дистиллят с атмосферной части установок АТ, АВТ-3, АВТ-6 выводится как компонент реактивного топлива ТС-1.

Часть из него подвергается гидрообессериванию на установке гидроочистки 24-5 (п. б.) для снижения содержания меркаптановой серы. Гидроочищенный компонент смешивается с прямогонным в требуемом соотношении и выпускается как товарное топливо ТС-1 (высшего сорта).

Дизельные фракции (компоненты дизельного топлива) подвергаются следующим процедурам.

Легкий компонент дизельного топлива (фракция 180-240°С) используется для получения товарного зимнего дизельного топлива или как компонент летнего топлива.

Фракция 240-380°С направляется на установки гидроочистки (24-5 л.б, 24-2000), где в присутствии водорода на катализаторах происходит разложение сернистых соединений до сероводорода, который потом отделяется от реакционной массы и выделяется из газов в процессе очистки МЭА.

В результате гидроочистки содержание серы в дизельном топливе снижается с 0,8-1,0% до 0,05% (на высокоактивных катализаторах).

Гидроочищенный компонент поступает в товарный цех на компаундирование товарного дизельного топлива.

Смесь газовых компонентов, которые выделяются в процессе стабилизации прямогонных бензинов и бензинов каталитического риформинга (рефлюкс стабилизации) с установок АВТ-6, 22-4 и 35-11/1000 в сжиженном виде направляются на газоразделение – установку газофракционирования ГФУ-2. На установке ГФУ за счёт ректификации выделяют (пропан+бутан) и остаток (пентан и выше).

Смесь пропана и бутана поступает на компаундирование для получения бытового сжиженного газа (установка газораздачи); остаток (газовый бензин) на смешение в товарный бензин.

3. Глубокая переработка (Г-43-107).

Для повышения глубины переработки нефти в поточную схему завода включена комбинированная установка каталитического крекинга вакуумного газойля Г-43-107, в состав которой входят:

предварительная гидроочистка сырья (для удаления серы, азотистых соединений, металлов и т.д.);

каталитический крекинг гидроочищенного газойля;

фракционирование продуктов крекинга и стабилизация бензина;

газоразделение головки стабилизации бензина на отдельные компоненты.

Сырье - вакуумный газойль поступает с вакуумных блоков установок АВТ-3 и АВТ-6. Водород для процесса гидроочистки получают на отдельно стоящем производстве водорода методом паровой конверсии метана.


В результате процесса каталитического крекирования тяжелых углеводородов (расщепление высокомолекулярных компонентов на более мелкие молекулы) из остаточного нефтяного сырья получают дополнительное количество ценных светлых нефтепродуктов и газовых компонентов:

бензин с октановым числом 90-91 пунктов по исследовательскому методу является компонентом товарного бензина;

легкий газойль – компонент дизельного и печного топлива;

тяжелый газойль – компонент топочного мазута;

пропан-пропиленовая фракция - сырье для производства полипропилена;

бутан-бутиленовая фракция - сырье для производства МТБЭ, компонент бытового сжиженного газа, компонент автомобильного бензина.

В связи с тем, что завод перерабатывает сернистые нефти (содержание серы до 2,0%) и имеет несколько установок гидрообессеривания, эксплуатируется система извлечения и переработки сероводорода. Процесс извлечения сероводорода из углеводородных газов осуществляется способом аминовой очистки (МЭА) на блоках установок 24-5, 24-2000, Г-43-107, УОР (очистка рефлюкса). Извлеченный сероводород поступает на установки получения элементарной серы (установка Клауса). Очищенный углеводородный газ направляется в заводскую топливную сеть.

4. Приготовление и отгрузка товарной продукции.

Компоненты с установок поступают в резервуарный парк станции смешения бензинов и котельных топлив.

Автобензины, дизельные топлива и мазуты готовятся методом последовательной дозировки компонентов в товарных резервуарах парка сырой нефти и готовой продукции или методом одновременного дозирования и смешения компонентов в трубопроводе.

Газовые компоненты (пропан, бутан) поступают на газораздаточную станцию, где происходит приготовление бытового сжиженного газа и его отгрузка.

Отгрузка товарных топлив осуществляется в железнодорожных цистернах, по продуктопроводам, через автотерминал (автобензины) и через автораздаточный блок Московской нефтебазы (дизельные топлива).

Нефтебитум отгружается непосредственно из битумораздаточников товарного цеха и с битумной установки цеха №1 в автогудронаторы.


Задание

  1. Изучить принципиальная технологическая схема нефтеперерабатывающего завода топливно-нефтехимического профиля (рис. 1).

  2. Ознакомиться с историей Московского НПЗ.

  3. Ознакомиться с кратким описанием технологической (поточной) схемы Московского нефтеперерабатывающего завода

  4. Составить технологическую (поточную) схему Московского нефтеперерабатывающего завода.

  5. На поточной схеме Московского нефтеперерабатывающего завода указать технологические потоки.


Необходимые принадлежности

  1. Простой карандаш, линейка, ластик.


Работа в аудитории

  1. Выполнить задание 1 (рис. 1).

  2. Выполнить задание 2.

  3. Дать характеристику расположения Московского НПЗ.

  4. Выполнить задание 3.

  5. Выполнить задание 4.

  6. На составленной поточной схеме Московского НПЗ указать технологические потоки.

  7. Перечислить продукцию Московского НПЗ.


Содержание отчёта

  1. Номер и название работы;

  2. Цель работы;

  3. Задание с исходными данными;

  4. Необходимые принадлежности;

  5. Выполненные задания;

  6. Заключение, ответы на контрольные вопросы.


Контрольные вопросы

  1. Назначение Московского НПЗ.

  2. Сырьё и продукция Московского НПЗ.

  3. Как на предприятии достигается увеличение глубины переработки нефти ?

  4. Почему вторичных процессов больше, чем первичных ?

  5. Почему Московский НПЗ расположен в черте города Москвы ?



Литература

  1. В. П. Суханов. Переработка нефти, М.: Высшая школа, 1979. – 335.

  2. Б. И. Бондаренко. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. М., Химия, 1983. – 128 с.

  3. Материалы Московский НПЗ. Нефтегазета. Издание ОАО “Газпромнефть”, 28. 04. 2012, № 5 (67).

  4. Журнал “Сибирская нефть”. Издание ОАО “Газпромнефть”, апрель 2012, № 3/90.





Практическое занятие № 22

Качество продукции, промышленная безопасность, охрана труда и охрана окружающей среды на ОАО “Газпромнефть – Московский НПЗ”


Цель занятия: ознакомление с основными направлениями работы ОАО “Газпромнефть – Московский НПЗ” в области качества продукции, промышленной безопасности, охраны труда и охраны окружающей среды.

Пояснения

Технологическая схема нефтепереработки на ОАО “Газпромнефть – Московский НПЗ”

Краткое описание технологической (поточной) схемы завода

Московский нефтеперерабатывающий завод введён в эксплуатацию в 1938 году, является предприятием топливно-нефтехимического профиля, специализирующемся на выпуске моторных топлив различного назначения, строительных и дорожных битумов, сжиженного газа.

Завод перерабатывает смесь нефти (восточных месторождений, ухтинскую и др.), которые поступают по двум нефтепроводам. Мощность завода по переработке нефти составляет 12150 тыс.т/год. В составе завода 26 технологических установок.

1. Подготовка нефти, первичная переработка, получение битума. (ЭЛОУ, АТ-ВБ, АВТ-3, АВТ-6).

Сырая нефть проходит установки подготовки нефти (ЭЛОУ-2, ЭЛОУ-6). Подготовка нефти заключается в удалении из сырой нефти хлористых солей кальция, магния, натрия и воды, растворимых в нефти в виде эмульсии. Процесс ведётся за счёт воздействия специальных реагентов (деэмульгаторов) и электрического поля.

Обессоленная и обезвоженная нефть (содержание солей до 5 мг/л) поступает на установки первичной переработки нефти (АТ, АВТ-3, АВТ-6).

Установки первичной переработки нефти состоят из атмосферных блоков (АТ) в сочетании с вакуумными блоками (ВТ) на установках АВТ-3 и АВТ-6.

В атмосферной части путём ректификации (перегонки) нефти при определённой температуре и давлении отбираются светлые фракции нефтепродуктов: бензин, керосин, дизельное топливо. Остаток нефти после атмосферной перегонки (мазут>350°С) направляется на вакуумные блоки установок АВТ-3 и АВТ-6, где при остаточном давлении 40-60 мм. рт. ст. из мазута отгоняется дополнительное количество вакуумных дистиллятов (350-530°С), которые направляются на процессы глубокой переработки нефти (установка Г-43-107).

Остаток вакуумной перегонки – гудрон (фр. 500°С) направляется на производство нефтебитума и на смешение котельного топлива (топочного мазута), а также на установку висбрекинга для снижения вязкости гудрона (особенно в зимний период).

В основу технологического процесса получения битумов положен метод непрерывного окисления гудрона кислородом воздуха в аппаратах колонного типа при определенной температуре:

для дорожных битумов 250-290°С;

для строительных не выше 320°С.

На блоке висбрекинга установки АТ-ВБ остаток вакуумной перегонки - гудрон подвергается термическому крекированию при температуре 440-450°С и давлении 22 кгс/см2.

Полученные жидкие нефтепродукты остаток висбрекинга и бензин направляются на смешение котельного топлива.

2. Вторичные процессы (22-4, 35-11/1000, 35-11/300, 24/5, 24-2000, ГФУ).

Бензиновые фракции, получаемые с блока атмосферной перегонки установок АТ, АВТ-3, АВТ-6, подвергаются стабилизации (удалени