К продуктам прямой перегонки нефти относится. Простая перегонка

Ректификация - это процесс разделения бинарных или многокомпонентных смесей за счет противоточного массо- и теплообмена между паром и жидкостью.

Ректификация нефти заключается в разделении на фракции при нагревании, при этом выделяются фракции, различающиеся по температуре кипения. Низкокипящие фракции называются легкими, а высококипящие - тяжелыми.

В результате ректификации нефти получают бензин, керосин, дизельное топливо, масла и другие фракции.

Светлые нефтепродукты - бензин, керосин и дизельное топливо получают на установках, называемых атмосферными или атмосферными трубчатками (AT), поскольку процесс происходит под атмосферным давлением, а нагрев нефти производится в трубчатой печи. Получаемый на этих установках остаток - мазут - может быть направлен в вакуумную установку, где в результате перегонки получают различные сорта смазочных масел.

Перегонка с ректификацией наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах – ректификационных колоннах – путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости.

Основные фракции, выделяемые при первичной перегонке нефти:

21 . Получение водорода из метана.

Паровая конверсия природного газа/метана

Паровая конверсия - получение чистого водорода из лёгких углеводородов (например метана, пропан-бутановой фракции) путём парового риформинга(каталитической конверсии углеводородов в присутствии водяного пара).

CH 4 + H 2 O = CO + 3H 2 - реакция парового риформинга;

Водород можно получать разной чистоты: 95-98% или особо чистый. В зависимости от дальнейшего использования водород получают под различным давлением: от 1,0 до 4,2 МПа. Сырье (природный газ или легкие нефтяные фракции) подогревается до 350-400° в конвективной печи или теплообменнике и поступает в аппарат десульфирования. Конвертированный газ из печи охлаждается в печи-утилизаторе, где вырабатывается пар требуемых параметров. После ступеней высокотемпературной и низкотемпературной конверсии СО газ поступает на адсорбцию СО 2 и затем на метанирование остаточных оксидов. В результате получается водород 95-98,5% чистоты с содержанием в нем 1-5% метана и следов СО и СО 2 .

В том случае, если требуется получать особо чистый водород, установка дополняется секцией адсорбционного разделения конвертированного газа. В отличие от предыдущей схемы конверсия СО здесь одноступенчатая. Газовая смесь, содержащая H 2 , CO 2 , CH 4 , H 2 O и небольшое количество СО, охлаждается для удаления воды и направляется в адсорбционные аппараты, заполненные цеолитами. Все примеси адсорбируются в одну ступень при температуре окружающей среды. В результате получают водород со степенью чистоты 99,99%. Давление получаемого водорода составляет 1,5-2,0 МПа..

Определения

Фракционный состав . Для всех индивидуальных веществ температура кипения при данном давлении является физической константой. Так как нефть представляет собой смесь большого числа органических веществ, обладающих различным давлением насыщенных паров, то говорить о температуре кипения нефти нельзя.

В условиях лабораторной перегонки нефти или нефтепродуктов при постепенно повышающейся температуре отдельные компоненты отгоняются в порядке возрастания их температур кипения, или, что то же самое, в порядке уменьшения давления их насыщенных паров. Следовательно, нефть и ее продукты характеризуется не температурами кипения, а температурными пределами начала и конца кипения и выходом отдельных фракций, перегоняющихся в определенных температурных интервалах. По результатам перегонки и судят о фракционном составе.

Фракцией называется доля нефти, выкипающая в определенном интервале температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур, в основном, от 28 до 520-540°С. Фракционный состав нефти определяется стандартным методом (ГОСТ 2177–82) по результатам лабораторных испытаний при разделении соединений по температурам кипения методом фракционирования (разгонки) нефти, отгона или смеси соединений на установках АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка).

Началом кипения фракции считают температуру падения первой капли сконденсированных паров.

Концом кипения фракции считают температуру, при которой испарение фракции прекращается.

При исследовании новых нефтей фракционный состав определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колонками. Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам фракционирования так называемую кривую истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура - выход фракций, в % (масс.). Отбор фракций до 200°С проводится при атмосферном давлении, а остальных во избежание термического разложения - под различным вакуумом. По принятой методике от начала кипения до 300°С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные фракции до фракций с концом кипения 475-550°С.

Нефтяные фракции

В зависимости от температурных диапазонов выкипания нефтяные фракции (продукты разделения нефти) подразделяют на:

• углеводородный газ - выводится с установок в газообразном и жидком ("головка стабилизации”) виде, направляется для дальнейшей переработки на газофракционируюшие установки, используется как топливо нефтезаводских печей;
• бензиновая фракция - выкипает в пределах 50-180°С, используется как компонент товарного автомобильного бензина, сырье установок каталитического риформинга и пиролиза; подвергается вторичной перегонке для получения узких фракций;
• керосиновая фракция - выкипает в пределах 140-220°С (180-240°С), используется как топливо для реактивных и тракторных карбюраторных двигателей, для освещения, как сырье установок гидроочистки;
• дизельная фракция (лёгкий или атмосферный газойль, соляровый дистиллят) - выкипает в пределах 180-350°С (220-350°С, 240-350°С), используется как топливо для дизельных двигателей и сырье установок гидроочистки;
• мазут - остаток атмосферной перегонки - выкипает выше 350°С, применяется как котельное топливо или сырьё для установок гидроочистки и термического крекинга;
• вакуумные дистилляты (вакуумные газойли) - выкипают в пределах 350-500°С, используются как сырье каталитического крекинга и гидрокрекинга;
На НПЗ с масляной схемой переработки получают несколько (2-3) вакуумных дистиллятов:
• трансформаторный дистиллят (лёгкая масляная фракция) - выкипает в пределах 300-400°С (350-420°С);
• машинный дистиллят (средняя масляная фракция) - выкипает в пределах 400-450°С (420-490°С);
• цилиндровый дистиллят (тяжёлая масляная фракция) - выкипает в пределах 450-490°С;
• гудрон - остаток атмосферновакуумной перегонки нефти, выкипает при температуре выше 500°С (490°С), используется как сырье установок термического крекинга, коксования, производства битумов и масел.

Определение фракционного состава

Фракционный состав определяется стандартным методом по ГОСТ 2177-99 (метод аналогичен распространенной за рубежом разгонке по Энглеру), а также различными способами с применением лабораторных колонок. Для пересчета температур выкипания, полученных стандартной перегонкой (Т гост ) в истинные температуры кипения (Т итк ) предложена формула:

Температуры начала Т нк и конца Т кк кипения по ИТК можно определить по формулам:

При определении фракционного состава нефть или нефтепродукт перегоняют в стандартном приборе при определенных условиях и строят кривую разгонки в системе координат: ось абсцисс - выход фракций (отгон) в % (об.) или % (маcc.) и ось ординат - температура кипения в °С.

При нагреве такой сложной смеси, как нефть, в паровую фазу прежде всего переходят низкокипящие компоненты, обладающие высокой летучестью. Частично с ними уходят высококипящие компоненты, однако концентрация низкокипящего компонента в парах всегда больше, чем в кипящей жидкости. По мере отгона низкокипящих компонентов остаток обогащается высококипящими. Поскольку давление насыщенных паров высококипящих компонентов при данной температуре ниже внешнего давления, кипение в конечном счете может прекратиться. Для того чтобы сделать кипение безостановочным, жидкий остаток непрерывно подогревают. При этом в пары переходят все новые и новые компоненты со всевозрастающими температурами кипения. Отходящие пары конденсируются, образовавшийся конденсат отбирают по интервалам температур кипения компонентов в виде отдельных нефтяных фракций.

Перегонку нефти и нефтепродуктов с целью разделения на фракции можно осуществлять с постепенным либо с однократным испарением. При перегонке с постепенным испарением образующиеся пары непрерывно отводят из перегонного аппарата, они конденсируются и охлаждаются в конденсаторе-холодильнике и собираются в приемник в виде жидких фракций.

В том случае, когда образующиеся в процессе нагрева пары не выводят из перегонного аппарата до тех пор, пока не будет достигнута заданная температура, при которой в один прием (однократно) отделяют паровую фазу от жидкой, процесс называют перегонкой с однократным испарением. После этого строят кривую ОИ.

Ни постепенным, ни тем более однократным испарением невозможно добиться четкого разделения нефтепродуктов на узкие фракции,так как часть высококипящих компонентов переходит в дистиллят, а часть низкокипящих остается в жидкой фазе. Поэтому применяют перегонку с дефлегмацией или ректификацией. Для этого в колбе нагревают нефть или нефтепродукт; образующиеся при перегонке пары, почти лишенные высококипящих компонентов, охлаждаются в специальном аппарате - дефлегматоре и переходят в жидкое состояние - флегму. Флегма, стекая вниз, встречается со вновь образовавшимися парами. В результате теплообмена низкокипящие компоненты флегмы испаряются, а высококипящие компоненты паров конденсируются. При таком контакте паров достигается более четкое разделение на фракции, чем без дефлегмации.

Еще более четкое разделение происходит при перегонке с ректификацией. Аппарат для такой перегонки состоит из перегонной колбы, ректификационной колонки, конденсатора-холодильника и приемника.

Ректификация осуществляется в ректификационных колонках. При ректификации происходит контакт между восходящим потоком паров и стекающим вниз конденсатом - флегмой. Пары имеют более высокую температуру, чем флегма, поэтому при контакте происходит теплообмен. В результате этого низкокипящие компоненты из флегмы переходят в паровую фазу, а высококипящие компоненты конденсируются и переходят в жидкую фазу. Для эффективного ведения процесса ректификации необходимо возможно более тесное соприкосновение между паровой и жидкой фазами. Это достигается с помощью особых контактирующих устройств, размещенных в колонке (насадок, тарелок и т. д.). От числа ступеней контакта и количества флегмы (орошения), стекающей навстречу парам, в основном и зависит четкость разделения компонентов смеси. Для образования флегмы в верхней части колонны помещен конденсатор-холодильник. По результатам четкой ректификации строят кривую ИТК (истинных температур кипения).

Определение фракционного состава нефтей и нефтяных фракций проводится в лабораторных условиях. Наибольшее распространение в лабораторной практике получили следующие виды перегонки.

1. Перегонка, основанная на принципе постепенного испарения: простая перегонка нефти и нефтепродуктов, выкипающих до 350°С:

• при атмосферном давлении;
• простая перегонка нефтепродуктов, выкипающих выше 350°С при пониженном давлении (под вакуумом);
• перегонка с дефлегмацией;
• перегонка с четкой ректификацией.

Принципы перегонки нефти

Разделение любой смеси (в частности, нефти) на фракции путем перегонки основано на различии в температурах кипения ее компонентов. Так, если смесь состоит из двух компонентов, то при испарении компонент с более низкой темпера­турой кипения (низко-кипящий, НКК) переходит в пары, а компонент с более высокой температурой кипения (высококипящий, ВКК) остается в жид­ком состоянии. Полу­ченные пары конденси­руются, образуя дистиллят, неиспарившаяся жидкость назы­вается остатком. Та­ким образом, НКК пе­реходит в дистиллят, а ВКК - в остаток.

Описанный процесс называется простой перегонкой. Для наиболее полного разделения компонентов приме­няют более сложный вид перегонки - перегонку с ректификацией. Ректификация заключается в противоточном контактировании па­ров, образующихся при перегонке, с жидкостью, получающейся при конденсации этих паров. Для осуществле­ния ректификации в колонне необходимо создать восходящий поток паров и нисходящий поток жидкости. Первый поток образуется за счет тепла, вводимого в нижнюю (отгонную) часть колонны, вто­рой - за счет холодного орошения, подаваемого в верхнюю (кон­центрационную) часть колонны (о других видах орошения см. ни­же).

Рис. 4.1 Схема колпачковой тарелки:1-пластина; 2- сливной стакан; 3- -колпачок; 4- патрубок для прохода паров; 5- прорези в колпачке для прохода паров; 6- подпорная перегородка для создания уровня жидкости на тарелке; 7- стенка колонны; 8- кольцевое пространство

На тарелках колонны встречаются две фазы: паровая; (с более высокой температурой), и жидкая (с более низкой температурой). При этом пары охлаждаются, и часть высококипящего компонента конденсируется и переходит в жидкость. Жидкость же нагревается и часть низкокипящего компонента из нее испаряется, переходя в паровую фазу. Такой процесс происходит многократно на каждой тарелке. В процессе перегонки и ректификации нефти и нефтепро­дуктов давление насыщенных паров и равновесие между парами и жидкостью играют решающую роль.

Такой процесс происходит многократно на каждой тарелке. В процессе перегонки и ректификации нефти и нефтепро­дуктов давление насыщенных паров и равновесие между парами и жидкостью играют решающую роль.

Давление насыщенных паров жидкости .

Давлением насыщенного пара жидкости называют давление, развиваемое ее парами при данной температуре в условиях равно­весия с жидкостью. Это давление возрастает с повышением темпе­ратуры и уменьшением теплоты испарения жидкости. Кривые дав­ления насыщенных паров углеводо­родов, входящих в состав светлых нефтепродуктов, в зависимости от температуры показаны на рис.4.2

Давление насыщенных паров смесей и нефтяных фракций зави­сит не только от температуры, но и от состава жидкой и паровой фаз. Каза­лось бы, что при очень низких температурах или достаточно высо­ком давлении все газы должны переходить в жидкое состояние. Од­нако для каждого газа существует такая температура, выше кото­рой он никаким повышением давления не может быть переведен в жидкость. Это так называемая критическая температура Т кр. Дав ление паров, отвечающее критической температуре, называют кри­тическим давлением Р Кр - Удельный объем газа при критических температуре и давлении называют критическим объемом. В крити­ческой точке исчезает прерывность между газообразным и жидким состояниями.

Перегонка (дистилляция) - это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), различающиеся друг от дру­га и от исходной смеси по температурным пределам (или температу­ре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку.

Существует два основных способа перегонки нефти: с постепенным, или многократным, испарением (в кубах); с однократным испарением (в трубча­тых печах). При постепенном испарении образующиеся пары не­медленно выводятся из системы (например, фракции при разгонке нефтепродуктов на стандартном аппарате, а также на одном из ку­бов кубовой батареи). При однократном испарении продукт нагревают в трубчатой печи до определенной температуры, обеспечивающей получение нуж­ного отгона, причем в течение всего времени нагрева пары не отде­ляют от жидкости - состав системы не меняется. По достижении нужной температуры образовавшиеся в системе жидкая и паровая фазы разделяются. Это разделение происходит в колонне или ис­парителе (эвапораторе), куда поступает продукт после его нагре­ва в трубчатой печи. Перед разделением обе фазы - пары и жид­кость- находятся в равновесии друг с другом, поэтому однократ­ное испарение называют также равновесным. Таким образом, при перегонке нефти с однократным испарением вся смесь паров, обра­зовавшаяся при заданной температуре, сразу отделяется от жидко­го остатка, а затем разделяется на фракцию

Перегонка нефти с однократным испарением в отличие от по­степенного испарения в кубах, занимающего несколько часов, про­ходит в несколько минут и при более низких температурах. Это объясняется тем, что низкокипящие фракции при однократном ис­парении способствуют испарению высококипящих компонентов при более низких температурах.

Рис.4.3 Изобарные кривые

Для пояснения процесса испарения возьмем изобарные кривые (рис. 3.6). Допустим, что есть жидкость с низкокипящего компонента (НКК) Ао при температуре t 0 . Это состояние системы характеризуется точ­кой Ао . Начнем нагревать жидкость. Графически это изобразится прямой А 0 А 1 параллельной оси ординат. Жидкость при достижении температуры t 1 начинает кипеть (это вытекает из самого спо­соба построения изобар).

С учетом равновесности жидкости и паров со­став образовавшихся паров опреде­ляется горизонталью A 1 B 1 , проводи­мой до пересечения с кривой паровой фазы в точке. Действительно, ес­ли температура насыщенных паров равна t 1 , то состав их определяется точкой B 1 , абсцисса которой равна t 1 (делается допущение, что количе­ство выделяемых паров ничтожно мало и что состав жидкости до и после закипания остается неизмен­ным и равным х о).

Рассмотрим теперь другой слу­чай. Допустим, что та же смесь со­става х о нагрета до более высокой температуры t. При этом пары, кото­рые начали образовываться уже при температуре t 1 не отделяются от жидкости, из-за чего состав всей си­стемы, включающий и пары и жид­кость, остается постоянным и рав­ным х о Допустим далее, что, достигнув температуры t в точке С, мы отделили пары от жидкости. Каков же состав этих паров и жидкости? Для решения этого вопроса достаточно через точку С провести горизонталь АВ, соответствующую температуре t. Точки пересечения А к В этой горизонтали с кривыми изобар покажут соответственно состав жидкости х и паров у. При нагревании системы до более высокой температуры t 2 ее состояние характеризуется точками A 2 и В 2 с концентрациями х 2 и у 2 . При этом у 2 совпадает с х о, т. е. у 2 = х о, что возможно только при полном испарении всей жидкости. Таким образом, t 2 является тем­пературой полного испарения жидкости состава х о при однократном испарении, дальнейшее повышение температуры сопровождается только перегревом паров. Из сказанного выше следует, что любая точка, расположенная в области, ограниченной нижней кривой, характеризует наличие только жидкой фазы, а точка, расположенная в области, ограниченной изобарами (площадь линзы), характеризует одновременное существование и паровой и жидкой фаз, располо­женная же в области - существование только паровой фазы. (См С.В.Вержичинская, Химия и технология нефти и газа, стр.60-65).

Способы снижения температуры кипения нефти и ее фракций

При повышении температуры нагрева нефти и увеличении длительности нагрева, когда начинается разложение вы­сокомолекулярных углеводоро­дов - так называемый крекинг. В зависимости от состава нефти этот момент наступает при темпе­ратурах 320-360°С. Однако в ря­де случаев, особенно при получе­нии высококипящих фракций для производства дистиллятных ма­сел и сырья для каталитического крекинга, необходимо нагревать нефть выше указанных пределов. Чтобы предупредить разложение высокомолекулярных углеводоро­дов, необходимо снизить темпера­туру ее кипения при переработке. Это достигается перегонкой в вакууме или подачей водяного пара (иногда и тем и другим).

Вакуум (разрежение) дости­гается в результате откачки (от­соса) из колонны газов, используя вакуумные насосы, или их кон­денсации. Давление в таком ап­парате называется остаточным.

Оно всегда ниже атмосферного (101,3 мПа, или 760 мм рт.ст.). Ва­куум определяется как разность между 101,3 мПа (760 мм рт.ст.) и остаточным давлением. Например, если остаточное давление 13,3 мПа (100 мм рт.ст.), то вакуум составляет: 101,3 - 13,3 = 88 мПа (760- 100 = 660 мм рт. ст.). На рис. 3.8 показана пример­ная зависимость температуры кипения от давления для высокомо­лекулярных фракций нефти со средней температурой кипения меж­ду 350 и 500° С. Итак, чем ниже давление, тем быстрее понижается температура кипения фракции. Например, для фракции со средней температурой кипения 450° С при остаточном давлении 13,3 мПа (100 мм рт. ст.) снижение температуры кипения равно 110°С (точ­ка Л), т. е. фракция в этих условиях закипает при 450 - 110 = = 340° С, а при остаточном давлении 0,665 мПа (5 мм рт.ст.) -при 236°С (450 -214 = 236°С, точка Б). Для фракции со средней тем­пературой кипения 500°С снижение температуры кипения при ос­таточном давлении 13,3 мПа (100 мм рт. ст.) составляет 117° С (точ­ка В), а для фракции 350°С - 350 - 94 = 256°С (точка Г)

Понижение температуры кипения путем перегонки с водяным паром также широко применяют в прак­тике нефтеперерабатывающей про­мышленности, особенно при пере­гонке мазута. Действие водяного пара при перегонке нефти (пар вво­дят через маточник, расположен­ный над дном аппарата) сводится к следующему: бесчисленные пузырь­ки пара образуют внутри нефти ог­ромную свободную поверхность, с которой нефть испаряется внутрь этих пузырьков. Давление паров нефти, будучи ниже атмосферного, недостаточно для его преодоления, т. е. для возникновения кипения и перегонки, но к давлению паров нефти присоединяется давление во­дяного пара, поэтому в сумме (по закону Дальтона) получается дав­ление, несколько превышающее ат­мосферное и достаточное для кипе­ния и перегонки нефти.

Давление пара надо поддерживать таким, чтобы оно могло преодолеть напор столба жидкости и давление в аппарате, а так­же гидравлическое сопротивление трубопроводов. Обычно исполь­зуют пар давлением выше 0,2 МПа (2 кгс/см2); пар должен быть сухим, поэтому его часто перегревают в одном из змеевиков печи.

Значительное снижение температуры перегонки при помощи только вакуума требует создания низкого остаточного давления, что удорожает вакуумную установку и усложняет ее эксплуатацию, применение же перегонки с паром без вакуума вызывает большой расход пара, что также требует больших затрат, связанных с про­изводством пара (например, для перегонки автолового дистилля­та расход пара достигает 75%). Поэтому наиболее выгодным ва­риантом перегонки высокомолекулярных нефтепродуктов является сочетание вакуума с подачей острого пара в перегоняемый нефте­продукт. Такое сочетание применяют при перегонке мазута с по­лучением масляных дистиллятов, сырья для каталитического кре­кинга или гидрокрекинга.

Перегонка нефти с ректификацией

Общие сведения о процессе. В заводских условиях перегонку нефти с однократным испарением ведут на трубчатых установках. Нефть, нагреваясь в трубах печи до требуемой температуры, по­ступает в ректификационную колонну. Здесь она разделяется на две фазы. Первая - паровая фаза - устремляется вверх, а вто­рая - жидкая - стекает в нижнюю часть колонны. В зависимости от необходимости при перегонке нефти или другого продукта по­лучают фракции с определенными пределами выкипания. Такое разделение нефти, достигаемое путем многократного испарения и конденсации углеводородов, как указывалось выше, называется ректификацией.

При ректификации двойной смеси (смеси, состоящей из двух компонентов) через верх колонны уходит в виде паров низкокипящий компонент, а через низ колонны в виде жидкости - высококипящий. На рис. 4.5 показана схема ректификации смеси бензола и толуола. Эта смесь после нагрева в печи поступает по линии в ректификационную колонну. Вверху колонны пары бензола (низкокипящего компонента) по линии поступают в конденса­тор 2, откуда часть сконденсировавшегося бензола поступает по линии в качестве орошения, а остальная часть отводится через холодильник 3 по линии IV в товарный парк. Внизу колонны раз­мещен подогреватель, куда поступает пар по линии VI. Толуол (высококипящий компонент) выводится из колонны по линии V (через холодильник) в товарный парк. При разделении смеси бен­зола и толуола температура вверху колонны должна быть 80,4°С, т. е. соответствовать температуре кипения чистого бензола; внизу колонны температура должна быть выше 110°С. Для ректифика­ции смеси, состоящей из трех компонентов, например бензола, то­луола и ксилола, необходимы две колонны. Из

Рис 4.5 Схема ректификации двойной смеси

нижней части пер­вой колонны отбирают ксилол, а из верхней части - смесь бензола и толуола, которую разделяют на бензол и толуол во второй колонне так же, как показано на рис.4.5.

Для ректификации сложной смеси (к которой относится и нефть) с получе­нием п компонентов или фракций нужно (п-1) простых колонн. Это очень гро­моздко и требует больших капиталовло­жений и эксплуатационных затрат. По­этому на нефтеперегонных установках строят одну сложную колонну, как бы со­стоящую из нескольких простых колонн с внутренними или выносными (рис. 4.6) отпарными секциями, в которые подают водяной пар. На установках большой производительности выносные отпарные секции ставят одна на другую, и они составляют одну отпарную колон­ну (рис. 4.7). Процесс происходит на каждой тарелке. При этом для нормальной работы ректификационной колонны необходимы теснейший контакт между флегмой (жидкостью на тарелке) и вос­ходящим потоком паров, а также соответствующий температурный режим.

Первое обеспечивается конструкцией колпачков и тарелок, второе - подачей орошения, обеспечивающего конден­сацию высококипящих компонентов (путем снятия тепла) в верх­ней части колонны. Создание восходящего потока паров, как ука­зывалось выше, обеспечивается нагреванием в печи или в кубе, а также частичным испарением жидкой фазы внизу колонны при по­мощи кипятильников или водяного пара.

Подачей ороше­ния регулируется температура вверху колонны, создается нисхо­дящий поток жидкости и обеспечивается необходимое снижение температуры паров по мере прохождения их по колонне снизу вверх.

В зависимости от способа орошение бывает холодное (острое), горячее (глухое) и циркуляционное (рис. 3.12).

Горячее орошение

Парциальный конденсатор пред­ставляет собой кожухотрубный теплообменник (рис.4.8а), установленный горизонтально или вертикально на верху колонны. Охлаждающим агентом служит вода, иногда исходное сырье. Поступающие в меж­трубное пространство пары частично конденсируются и возвраща­ются на верхнюю тарелку в виде орошения, а пары ректификата от­водятся из конденсатора. Из-за трудности монтажа и обслуживания и значительной коррозии конденсатора этот способ получил ограни­ченное применение.

Холодное (острое) орошение (рис 4.8б). Этот способ отвода тепла на верху колонны получил наибольшее распространение в практике нефтепереработки. Паровой поток, уходящий с верха ко­лонны, полностью конденсируется в конденсаторе - холодильнике (водяном или воздушном) и поступает в емкость или сепаратор, от­куда часть ректификата насосом подается обратно в ректификаци­онную колонну в качестве холодного испаряющегося орошения, а балансовое его количество отводится как целевой продукт.

Циркуляционное неиспаряющееся орошение (рис 4.8в) Этот вариант отвода тепла в концентрационной секции колонны в техно­логии нефтепереработки применяется исключительно широко не только для регулирования температуры наверху, но и в средних се­чениях сложных колонн. Для создания циркуляционного орошения с некоторой тарелки колонны выводят часть флегмы (или бокового дистиллята), охлаждают в теплообменнике, в котором она отдает тепло исходному сырью, после чего насосом возвращают на выше­лежащую тарелку.

На современных установках перегонки нефти чаще применяют комбинированные схемы орошения. Так, сложная колонна атмосфер­ной перегонки нефти обычно имеет вверху острое орошение и затем по высоте несколько промежуточных циркуляционных орошений. Из промежуточных орошений чаще применяют циркуляционные орошения, располагаемые обычно под отбором бокового погона или использующие отбор бокового погона для создания циркуляционно­го орошения с подачей последнего в колонну выше точки возврата паров из отпарной секции. В концентрационной секции сложных колонн вакуумной перегонки мазута отвод тепла осуществляется преимущественно посредством циркуляционного орошения.

При подводе тепла в низ колонны кипятильником (рис 4.8 г) осуществляют дополнительный подогрев кубового продукта в вы­носном кипятильнике с паровым пространством (рибойлере), где он частично испаряется. Образовавшиеся пары возвращают под ниж­нюю тарелку колонны. Характерной особенностью этого способа является наличие в кипятильнике постоянного уровня жидкости и парового пространства над этой жидкостью. По своему разделительному действию кипятильник эквивалентен одной теоретической та­релке. Этот способ подвода тепла в низ колонны наиболее широко применяется на установках фракционирования попутных нефтяных и нефтезаводских газов, при стабилизации и отбензинивании нефтей, стабилизации бензинов прямой перегонки и вторичных процес­сов нефтепереработки.

При подводе тепла в низ колонны трубчатой печью (Рис.4.8д) часть кубового продукта прокачивается через трубчатую печь, и подогретая парожидкостная смесь (горячая струя) вновь поступает в низ колонны. Этот способ применяют при необходимости обеспе­чения сравнительно высокой температуры низа колонны, когда при­менение обычных теплоносителей (водяной пар и др.) невозможно или нецелесообразно (например, в колоннах отбензинивания нефти).

Место ввода в ректификационную колонну нагретого перегоняе­мого сырья называют питательной секцией (зоной) , где осуществля­ется однократное испарение. Часть колонны, расположенная выше питательной секции, служит для ректификации парового потока и называется концентрационной (укрепляющей) , а другая – нижняя часть, в которой осуществляется ректификация жидкого потока - отгонной, или исчерпывающей секцией .

Четкость погоноразделения - основной показатель эффективнос­ти работы ректификационных колонн, характеризует их разделитель­ную способность. Она может быть выражена в случае бинарных сме­сей концентрацией целевого компонента в продукте.

Как косвенный показатель четкости (чистоты) разделения на практике часто используют такую характеристику, как налегание температур кипения соседних фрак­ций в продукте. В промышленной практике обычно не предъявляют сверхвысоких требований по отношению к четкости погоноразделения, поскольку для получения сверхчистых компонентов или сверхуз­ких фракций потребуются соответственно сверхбольшие капиталь­ные и эксплуатационные затраты. В нефтепереработке, например, в качестве критерия достаточно высокой разделительной способности колонн перегонки нефти на топливные фракции считается налегание температур кипения соседних фракций в пределах 1О-ЗО°С.

Установлено, что на разделительную способность ректификаци­онных колонн значительное влияние оказывают число контактных ступеней и соотношение потоков жидкой и паровой фаз. Для полу­чения продуктов, отвечающих заданным требованиям, необходимо, наряду с другими параметрами ректификационной колонны (давле­ние, температура, место ввода сырья и т.д.), иметь достаточное чис­ло тарелок (или высоту насадки) и соответствующее флегмовое и паровое числа.

Флегмовое число (R ) характеризует соотношение жидкого и па­рового потоков в концентрационной части колонны и рассчитывает­ся как R=L/D, где L и D - количества соответственно флегмы и рек­тификата.

Паровое число (П) характеризует соотношение контактирующихся потоков пара и жидкости в отгонной секции колонны, рассчи­тываемое как П = G/W, где G и W- количества соответственно паров и кубового продукта.

Число тарелок (N) колонны (или высота насадки) определяется числом теоретических тарелок (N T), обеспечивающим заданную чет­кость разделения при принятом флегмовом (и паровом) числе, а так­же эффективностью контактных устройств (обычно КПД реальных тарелок или удельной высотой насадки, соответствующей 1 теоре­тической тарелке). Фактическое число тарелок N ф определяется из опытных данных с учётом эфектифного КПД тарелки n т

На технико-экономические показатели и четкость погоноразделения ректификационной колонны, кроме ее разделительной способ­ности, в значительной степени влияют физические свойства (моле­кулярная масса, плотность, температура кипения, летучесть и др.), компонентный состав, число (би- или многокомпонентный) и харак­тер распределения (непрерывный, дискретный) компонентов пере­гоняемого сырья. В наиболее обобщенной форме разделительные свойства перегоняемого сырья принято выражать коэффициентом относительной летучести.

Чем больше тарелок в колонне и совершеннее их конструкция и чем больше подается орошения, тем четче ректификация. Однако большое число таре­лок удорожает колонну и усложняет ее эксплуатацию, а чрезмерно большая подача орошения увеличивает расход топлива на после­дующее его испарение. Кроме того, увеличивается расход воды и энергии на конденсацию паров и подачу орошения. Коэффициент полезного действия тарелок в зависимости от их конструкции со­ставляет 0,4-0,8.

Для разделения светлых нефтепродуктов (например, керосина и дизельного топлива) в концентрационной части колонн ставят от 6 до 9, в отпарной - от 3 до 6 тарелок. Для разделения масля­ных дистиллятов допускается меньшая четкость ректификации, од­нако количество тарелок между выводами фракций и между вво­дом сырья и выводом нижнего дистиллята должно быть не менее 6. Под первой тарелкой снизу монтируют ситчатый отбойник.

На четкость ректификации кроме количества тарелок и подачи ороше­ния влияют скорость движения паров в колонне и расстояние между тарел­ками. Нормальная скорость паров в колоннах, работающих при атмосфер­ном давлении, 0,6-0,8 м/с, в вакууме 1-3 м/с, а в колоннах, работающих под давлением, - от 0,2 до 0,7 м/с. Увеличение производительности уста­новки при сырье того же состава и увеличение тем самым скорости дви­жения паров ухудшает ректифика­цию, так как пары увлекают с собой капельки флегмы, которая разбрызги­вается на вышележащие тарелки и ухудшает качество получаемой про­дукции. Расстояние между тарелками выбирают таким, чтобы капли флегмы, подхватываемые парами с тарелок, не попадали на следующие тарелки, и что­бы их можно было ремонтировать и чистить. Обычно расстояние между тарелками равно 0,6-0,7 м, для таре­лок некоторых новых конструкций оно в 2--3 раза меньше

Перегонка нефти

1. Варианты переработки

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей потребности хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают три основных варианта переработки нефти:

• 1) топливный;
• 2) горюче-смазочный;
• 3) нефтехимический.

По топливном варианте нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим числом технологических установок и низкими капиталовложениями. Различают глубокую и неглубокую топливную переработку. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей самолетов. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка - гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. По этому варианту применяются каталитические процессы - каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистки, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена ​​на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива.

При топливно-масляном варианте переработки наряду с топливами получают масла. Для производства масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное количество технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкипающие выше 350 ? С), выделенные из нефти, сначала подвергаются очистке избирательными (селективными) растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низькоиндексни углеводороды, затем проводят депарафинизацию с помощью смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для снижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими глинами. В последних технологиях для получения масел используют процессы гидроочистки взамен селективной очистки и обработки отбеливающими глинами. Таким образом получают дистиллятные масла (легкие и средние индустриальные, автотракторные и др.).. Остаточные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При этом образуются деасфальты и асфальт. Деасфальт подвергается дальнейшей обработке, а асфальт перерабатывают в битум или кокс .

Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимической продукции и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями. Нефтеперерабатывающие заводы, строительство которых проводилось в последние десятилетия, направленные на нефтехимическую переработку. Нефтехимический вариант переработки нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки высококачественных моторных топлив и масел не только проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафинив углеводородов и др.). Для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложные физико-химические процессы, связанные с крупнотоннажных производством азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и многих других химикалий. В настоящее время из нефти получают тысячи продуктов. Основными группами являются жидкое топливо, газообразное топливо, твердое топливо (нефтяной кокс), смазочные и специальные масла, парафины и церезины, битумы, ароматические соединения, сажа, ацетилен, этилен, нефтяные кислоты и их соли, высшие спирты.

2. ПЕРЕГОНКА НЕФТИ ПЕРВИЧНАЯ

ПЕРЕГОНКА НЕФТИ ПЕРВИЧНАЯ, (рус. первичная перегонка нефти ; англ. primary oil refining ; нем. prim?re Erd?ldestillation f ) - Разделение нефти на фракции по температуре кипения при первичной переработке нефти для последующей переработки или использования в качестве товарной продукции. Осуществляется на атмосферных трубчатых и атмосферно-вакуумных трубчатых оборудования, часто комплектуются оборудованием обессоливания нефти и вторичной перегонки бензина .

Продукцией П.н.п. являются:

2) фракция 62-85 ? С - сырье для каталитического риформинга , на основе которой производят бензол ;

3) фракция 85-105 ? С - сырье установок каталитического риформинга, на основе которой производят толуол ;

4) фракция 105-140 ? С - сырье для каталитического риформинга, на основе которой производят ксилолы;

5) фракция 140-180 ? С - компонент товарного автобензина и керосина , сырье установок каталитически го риформинга и гидроочистки керосина.

Таблица - Типичные составы смесей, получаемых при деструктивной переработке нефтей (% масс.)

4. Продукты перегонки нефти. Параметры и режимы перегонки.

Чаще нефть перегоняют на следующие фракции: бензиновый , что выкипает до 170-200 о C; керосиновую , что выкипает при 175-270 о C; газойлевая , что выкипает при 270-350 ? С и остаток- мазут .

При перегонке нефти получают также газ прямой гонки, который представляет собой трудную часть попутных газов, оставшихся растворенными в нефти. Как правило, выход газа прямой перегонки невелик.

Применяют высокопроизводительные непрерывно действующие трубчатые перегонные установки, отличающиеся конструкцией печей, в которых происходит нагревание нефти, или конструкцией других аппаратов, входящих в состав установки.

В большинстве случаев трубчатая непрерывно действующая установка состоит из трубчатой ​​печи, насоса, качает нефть через трубчатую печь под давлением 1,0 МПа и более, колонны фракционирования, куда поступает перегретая нефть и где она разделяется на необходимые фракции, которые отбираются из колонны на разной высоте, конденсатора, водовидбирача и пароперегревателя, который служит для перегрева пара.

Перегонку нефти в промышленности производят на непрерывно действующих трубчатых установках. В их состав входит трубчатая печь, для конденсации и разделения паров сооружаются крупные ректификационные колонны, а для приема продуктов перегонки выстраиваются целые городки резервуаров.

Трубчатая печь представляет собой помещение, выложена внутри огнеупорным кирпичом. Внутри печи находится многократно изогнутый стальной трубопровод. Длина труб в печах достигает километра. Когда завод работает, по этим трубам непрерывно, с помощью насоса, подается нефть с большой скоростью - до двух метров в секунду. Печь обогревается мазутом, подаваемым в нее при помощи форсунок и сгорает в факеле. В трубопроводе нефть быстро нагревается до 350-370 ?. При такой температуре более летучие вещества нефти превращаются в пар.

Так как нефть - это смесь углеводородов различной молекулярной массы, имеющие разные температуры кипения, то перегонкой ее разделяют на отдельные нефтепродукты. При перегонке нефти получают светлые нефтепродукты: бензин (t кип 90-200 ? С), лигроин (t кип 150-230 ? С), керосин (t кип -300 ? С), легкий газойль - соляровое масло (t кип 230-350 ? С), тяжелый газойль (t кип 350-430 ? С), а в остатке - вязкую черную жидкость - мазут (t кип выше 430 ? С). Мазут подвергают дальнейшей переработке. Его перегоняют под уменьшенным давлением (чтобы предупредить разложение) и выделяют масла.

При перегонке с однократным испарением нефть нагревают в змеевике какого-либо нагревателя заранее заданной температуры. По мере повышения температуры образуется все больше пары, находится в равновесии с жидкой фазой, и при заданной температуре парожидкостных смесь оставляет подогреватель и поступает в адиабатический испаритель. Последний представляет собой пустотелый цилиндр, в котором паровая фаза отделяется от жидкой. Температура паровой и жидкой фаз в этом случае одинакова. Перегонка с многократным испарением включает два или более однократных процессы перегонки с повышением рабочей температуры на каждом этапе.

Точность разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением меньше по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным испарением. Но если высокой точности разделения фракций не требуется, то метод однократного испарения дешевле: при максимально допустимой температуре нагрева нефти 350-370 ? С (при более высокой температуре начинается разложение углеводородов) больше продуктов переходит в паровую фазу по сравнению с многократным или постепенным испарением. Для отбора из нефти фракций, выкипающие выше 350-370 ? С, применяют вакуум или водяной пар. Использование в промышленности принципа перегонки с однократным испарением в сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз позволяет достигать высокой четкости разделения нефти на фракции, непрерывности процесса и экономичного расхода топлива на нагрев сырья.

При первичной перегонке происходят только физические изменения нефти. От нее отгоняются легкие фракции, кипящие при низких температурах. Сами углеводороды остаются при этом неизменными. Выход бензина, в этом случае, составляет всего 10-15%. Такое количество бензина не может удовлетворить все возрастающий спрос на него со стороны авиации и автомобильного транспорта. При крекинге имеют место химические изменения нефти. Изменяется строение углеводородов. В аппаратах крекинг-заводов происходят сложные химические реакции. Выход бензина из нефти значительно увеличивается (до 65-70%) "путем расщепления углеводородов с длинной цепью, содержащихся, например, в мазуте, на углеводороды с относительно меньшей молекулярной массой. Такой процесс называется крекингом (от англ. Crack - расщеплять).

Крекинг изобрел русский инженер Шухов в 1891 г. В 1913 г. изобретение Шухова начали применять в Америке. Крекингом называется процесс расщепления углеводородов, в результате которого образуются углеводороды с меньшим числом атомов углерода в молекуле Процесс ведется при более высоких температурах (до 600 ? С) часто при повышенном давлении. При таких температурах крупные молекулы углеводородов "измельчаются" на меньшие.

Аппаратура крекинг-заводов в основном та же, что и для перегонки нефти. Это - печи, колонны. Но режим переработки другой. Сырье тоже другая - мазут.

Мазут - остаток первичной перегонки - густая и относительно тяжелая жидкость, его удельный вес близок к единице. Обусловлено это тем, что мазут состоит из сложных и крупных молекул углеводородов. Когда на крекинг-заводе мазут снова подвергается переработке, часть составляющих его углеводородов дробится на меньшие (т.е. с меньшей длиной молекул), из которых как раз и состоят легкие нефтяные продукты - бензин, керосин, лигроин.

Важным моментом является процесс сортировки и смешения нефти.

Различные нефти и выделенные из них соответствующие фракции отличаются физико-химическими и товарными свойствами. Так, бензиновые фракции некоторых нефтей характеризуются высокой концентрацией ароматических, нафтеновых или изопарафинов углеводородов и поэтому имеют высокие октановые числа, тогда как бензиновые фракции других нефтей содержат в значительных количествах парафиновые углеводороды и имеют очень низкие октановые числа. Важное значение в дальнейшей технологической переработке нефти имеет сирчистисть, маслянистость (мастильнисть), смолистость нефти и др.. Таким образом, существует необходимость отслеживания качественных характеристик нефти в процессе транспортировки, сбора и хранения с целью недопущения потери ценных свойств компонентов нефти. Однако раздельные сбор, хранение и перекачку нефти в пределах месторождения с большим числом нефтяных пластов существенно осложняет нефтепромысловое хозяйство и требует больших капиталовложений. Поэтому близкие по физико-химическим и товарным свойствам нефти на промыслах смешивают и направляют на совместную переработку.

4.1. Применение продуктов перегонки нефти

Наибольшее применение продукты переработки нефти находят в топливно-энергетической отрасли. Например, мазут обладает почти в полтора раза большей теплотой сгорания по сравнению с лучшим углем. Он занимает мало места при сгорании и не дает твердых остатков. Мазут применяется на ТЭС, заводах, на железнодорожном и водном транспорте дает огромную экономию средств, способствует быстрому развитию основных отраслей промышленности и транспорта.

Энергетическое направление в использовании нефти до сих пор остается главным во всем мире. Доля нефти в мировом энергобалансе составляет более 46%.

Однако в последние годы продукты переработки нефти все шире используются как сырье для химической промышленности. Около 8% нефти потребляется как сырье для современной химии. Например, этиловый спирт применяется примерно в 50 отраслях производства. В химической промышленности сажа идет на огнестойкие обкладки в печах. В пищевой промышленности применяются полиэтиленовые упаковки, пищевые кислоты, консервирующие средства, парафин, производятся белково-витаминные концентраты, исходным сырьем для которых служат метиловый и этиловый спирты и метан. В фармацевтической и парфюмерной промышленности из производных переработки нефти изготовляют нашатырный спирт , хлороформ , формалин , аспирин , вазелин и др.. Производные нафтосинтезу находят широкое применение и в деревообрабатывающей, текстильной, кожевенно-обувной и строительной промышленности.

Нефть представляет собой полезное ископаемое, имеющее консистенцию маслянистой жидкости. Данное горючее вещество в основном имеет черный цвет, но это зависит от района его добычи. Рассматривая нефть с химической точки зрения, можно сказать, что это вещество является сложной смесью углеводородов, в которой также присутствуют такие примеси соединений, как сера, азот и пр. Запах жидкости зависит от содержания в ее составе сернистых соединений и ароматических углеводородов. Нефть использовали в различных целях, но только в прошлом веке начала использоваться прямая перегонка нефти, она стала главным сырьем для изготовления топлива и множества органичных составов.

Состав нефти

Впервые изучением нефти в XIX веке начал заниматься Карл Шорлеммер, который являлся известным немецким химиком. В ходе проведения исследований вещества он обнаружил в нем простейшие углеводороды бутан (С4Н10), гексан (С6Н14) и пентан (С5Н12). Спустя некоторое время российский ученый В. В. Марковников в процессе исследования обнаружил в нефти достаточное количество циклических насыщенных углеводородов — циклопентана (С5Н10) и циклогексана (С6Н12).

На сегодняшний день установлено, что нефть и нефтепродукты соответственно имеют в своем составе более одной тысячи различных веществ, но некоторые из них представлены в малом количестве. Стоит отметить, что в данном веществе содержатся алициклические, насыщенные, ненасыщенные и ароматические углеводороды, имеющие разнообразное строение. В состав нефти также могут входить соединения азота, серы, а также кислородсодержащие соединения (фенолы и кислоты).

В настоящее время технология переработки нефти включает в себя такие процессы: однократная перегонка нефти и ратификация смесей. К ней часто применяются обобщенные наименования.

В процессе разделения нефти путем перегонки и ратификации получают фракции и дистилляты. Они выкипают при определенных температурах и представляют собой довольно сложные смеси. При этом отдельные фракции нефти в некоторых случаях состоят из небольшого количества компонентов, значительно различающихся температурами кипения. По этой причине смеси могут классифицироваться на дискретные, непрерывные и дискретно-непрерывные.

Продукты переработки нефти

К продуктам переработки относится парафин, вазелин, церезин, различные масла и прочие вещества с выраженными водоотталкивающими свойствами. Благодаря данной особенности их применяют для изготовления чистящих средств и кремов.

Так называемая первичная перегонка нефти выполняется благодаря естественному напору подземных вод, которые располагаются под нефтяной залежью. Под давлением нефть будет поднята на поверхность с глубины. Ускорить процедуру можно с применением насосов. Данная процедура позволяет добыть около 25-30% нефти. Для вторичной добычи в нефтяной пласт в основном накачивают воду или же нагнетают диоксид углерода. В результате этих действий на поверхность можно вытеснить еще примерно 35% вещества.

В процессе первичной перегонки нефти и вторичной термической переработки выделяются продукты перегонки нефти, в которых содержится сероводород. В значительной степени это зависит от условий предварительной сепарации нефти, а также эксплуатируемых месторождений. Содержание в составе нефти сероводорода является важным показателем, определяющим множество факторов.

Методы переработки нефти. Фракционная перегонка

Главным методом переработки является фракционная перегонка нефти. Данная процедура подразумевает разделение вещества на фракции, которые отличаются по составу. Дистилляция основана на различии в температурах кипения компонентов нефти.

Фракция представляет собой химическую часть вещества с одинаковыми физическими и химическими свойствами, которая выделяется в процессе перегонки.

Прямая перегонка представляет собой физический метод переработки нефти с применением атмосферно-вакуумной установки.

Принцип работы атмосферно-вакуумной установки

В специальной трубчатой печи происходит нагрев нефти при температуре 350°С. В результате этой процедуры образуется смесь жидкого остатка и паров вещества, которая поступает в ректификационную колонну с теплообменниками.

Далее соблюдается схема перегонки нефти, которая предусматривает осуществление в ректификационной колонне разделения паров нефти на фракции, которые составляют собой различные нефтепродукты. При этом температура их кипения имеет различия в несколько градусов.

Тяжелые фракции вещества поступают в устройство в жидкой фазе. Они отделяются от паров в нижней ее части и в виде мазута отводятся из нее.

Применяются следующие способы перегонки нефти для получения топлива в зависимости от химического состава нефти. В первом случае отбирают авиационные бензины в интервале температур кипения от 40 до 150°С, а также керосин для производства реактивного топлива - от 150 до 300°С. Во втором случае добывают автомобильные бензины при температуре кипения от 40 до 200°С, а дизельные топлива - от 200 до 350°С.

Мазут, который остается после отгона топливных фракций, применяют для образования крекинг-бензинов и масел. Углеводороды, имеющие температуру кипения меньше 40°С, используются в качестве сырья для изготовления определенных синтетических продуктов, добавок к некоторым бензинам, а также как топливо для автомобилей.

Таким образом, вакуумная перегонка нефти позволяет добыть такие дистилляты: бензин, керосин, соляр, лигроин и газойль. Средний выход бензиновых фракций зависит от характеристик добываемого вещества и варьируется от 15 до 20%. Доля остального топлива составляет до 30%. Лигроин обладает большей плотностью, нежели бензин, и применяется для создания высокооктановых бензинов, а также в качестве дизельного топлива для автомобилей. Газойль представляет собой промежуточный продукт между смазочными маслами и керосином. Его образовывает прямая перегонка нефти, после чего его применяют в качестве сырья для каталитического крекинга и топлива для дизелей.

Продукты, получаемые в результате прямой перегонки, отличаются высокой химической стабильностью благодаря отсутствию в своем составе непредельных углеводородов.

Крекинг

Увеличить выход бензиновых фракций можно благодаря применению крекинг-процессов для переработки нефти. Крекинг представляет собой процесс перегонки нефти и нефтепродуктов, который основан на расщеплении молекул сложных углеводородов в условиях высоких давлений и температур. В 1875 году крекинг был впервые предложен А.А. Летним, российским ученым, после чего он был разработан в 1891 году В.Г. Шуховым. Несмотря на это, первая промышленная установка, в которой предусматривалась прямая перегонка, была сооружена в США.

Крекинг делится на следующие виды: термический, каталитический, гидрокрекинг и каталитический риформинг. Термический крекинг применяется для образования бензина, керосина и дизельного топлива. К примеру, при температуре до 500°С и давлении 5 МПа имеющийся в составе дизельного топлива и керосина углеводород цетан разлагается на вещества, которые входят в состав бензина.

Термический крекинг

Бензин, создаваемый путем термического крекинга, обладает невысоким октановым числом и большим содержанием непредельных углеводородов. Из этого можно сделать вывод, что бензин имеет плохую химическую стабильность. Поэтому его будут применять только в качестве компонента для образования товарных бензинов.

На сегодняшний день установки для термического крекинга не сооружаются. Это объясняется тем, что с их помощью получают продукты перегонки нефти, которые в условиях хранения окисляются. В них образовываются смолы, поэтому в вещество вводят специальные присадки, предназначенные для снижения степени осмоления.

Каталитический крекинг

Каталитический крекинг представляет собой процесс перегонки нефти для получения бензина, который основан на расщеплении углеводородов и изменении их структуры, что происходит благодаря катализатору и высоким температурам. Впервые каталитический крекинг был осуществлен в 1919 году в России на заводской установке.

При каталитическом крекинге в качестве сырья применяют фракции соляра и газойля, которые образуются в случае прямой перегонки нефти. Их нагревают до температуры около 500°С при соблюдении давления 0,15 МПа с использованием алюмоселикатного катализатора. Он позволяет ускорить процедуру расщепления молекул сырья и превращает продукты распада в ароматические углеводороды. Прямая перегонка позволяет бензинам иметь большее октановое число, нежели при термическом крекинге. Продукты каталитического крекинга представляют собой обязательные составляющие топлива марки А-72 и А-76.

Гидрокрекинг

Гидрокрекинг представляет собой процедуру переработки, которая распространяется на нефть и нефтепродукты. Он состоит из крекирования и гидрирования сырья. Его выполняют в условиях температуры около 400°С и давления водорода до 20 МПа. При этом используются специальные молибденовые катализаторы. В таком случае октановое число бензиновых фракций будет еще больше. Данный процесс также способен повысить выход светлых нефтепродуктов, таких как реактивное и дизельное топливо, бензин.

Каталитический риформинг

Сырьем для каталитического риформинга служат бензиновые фракции, получаемые при температуре не более 180°С в процессе первичной перегонки нефти. Данную процедуру производят в условиях водосодержащего газа. При этом температура составляет около 500°С, а давление 4 МПа. Также применяется платиновый или молибденовый катализатор.

Гидроформингом называют риформинг с применением молибденового катализатора, а платформингом - процедуру с использованием платинового катализатора. Более простым и безопасным методом является платформинг, поэтому его применяют намного чаще. Для получения высокооктанового компонента автомобильных бензинов используют каталитический риформинг.

Получение смазочных масел

В 1876 году В.И. Рогозиным был сооружен первый в мире завод по изготовлению мазута и масел около Нижнего Новгорода. Рассматривая способ производства, масла можно разделить остаточные и дистиллятные масла. В первом случае мазут нагревают до температуры около 400°С в вакуумной колонне. Из мазута выходит только 50% дистиллятных масел, а остальная часть состоит из гудрона.

Остаточные масла представляют собой очищенные гудроны. Для их образования полугудрон или мазут дополняют сжиженным пропаном, в условиях невысокой температуры около 50°С. Прямая перегонка позволяет производить трансмиссионные и авиационные масла. В смазочных маслах, которые будут получены из мазута, содержатся углеводороды. Кроме них, имеются сернистые соединения, нафтеновые кислоты, а также смолисто-асфальтовые вещества, поэтому необходимо выполнять их очистку.

Нефтеперерабатывающая промышленность России

Нефтеперерабатывающая промышленность представляет собой отрасль нефтяной промышленности России. На данный момент в стране действует более тридцати крупных предприятий, специализирующихся на переработке нефти. Ими добываются большие объемы автомобильного бензина, дизельного топлива и мазута. Преимущественное количество предприятий начало свое существование в последние два десятилетия. При этом некоторые из них занимают лидирующие позиции на рынке.

В большинстве случаев ими применяется фракционная перегонка нефти, которая наиболее актуальна в современных условиях. Предприятиями изготавливаются высококачественные средства, которые пользуются большим спросом не только на отечественном, но и на мировом рынке.