Простая перегонка нефти. Как происходит первичная переработка нефти
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
по дисциплине
Перегонка нефти. Применение испаряющих агентов
Технология природных энергоносителей и углеродных материалов
Иркутск 2017 г.
Введение
1. Фракционный состав нефти
2. Основные нефтяные фракции
Заключение
Список используемой литературы
Введение
Нефть представляет собой сложную смесь жидких органических веществ, в которых растворены различные твердые углеводороды и смолистые вещества. Кроме того, часто в ней растворены и сопутствующие нефти газообразные углеводороды. Разделение сложных смесей на более простые или в пределе - на индивидуальные компоненты называется фракционированием. Методы разделения базируются на различии физических, поверхностных и химических свойств разделяемых компонентов. При исследовании и переработке нефти и газа используются следующие методы разделения: физическая стабилизация (дегазация), перегонка и ректификация, перегонка под вакуумом, азеотропная перегонка, молекулярная перегонка, адсорбция, хроматография, применение молекулярных сит, экстракция, кристаллизация из растворов, обработка как химическими реагентами, так и карбамидом (с целью выделения парафинов нормального строения). Всеми этими методами возможно получить различные фракции, по составу и свойствам резко отличающиеся от исходного продукта. Часто эти методы комбинируют. Так, например, абсорбция и экстракция при разделении смолистых веществ или экстракция и перегонка в процессе экстрактивной перегонки. При детальном исследовании химического состава нефти практически используются все перечисленные выше методы.
Наиболее распространенные методы и положены в основу заводской переработки нефти. В процессе перегонки при постепенно повышающейся температуре компоненты нефти отгоняются в порядке возрастания их температур кипения.
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 то же самое, в порядке уменьшения давления их насыщенных паров. Следовательно, нефть и ее продукты характеризуются 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.
1. Фракционный состав нефти
нефть испарение перегонка агент
Поскольку нефть представляет собой многокомпонентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соединений, то обычными методами перегонки не удается разделить их на индивидуальные соединения со строго определенными физическими константами, в частности температурой кипения при данном давлении Принято разделять нефть и нефтепродукты путем перегонки на отдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты называют фракциями или дистиллятами. В условиях лабораторной или промышленной перегонки отдельные нефтяные фракции отгоняются при постоянно повышающейся температуре кипения. Следовательно, нефть и ее фракции характеризуются не температурой кипения, а температурными пределами начала кипения и конца кипения.
При исследовании качества новых нефтей (т. е. составлении технического паспорта), их фракционный состав определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колоннами (например, на АРН-2 по ГОСТ 11011-85). Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам перегонки так называемую кривую истинной температуры кипения в координатах температура -- выход фракций в % мас., (или % об.).
Нефти различных месторождений значительно различаются по фракционному составу и, следовательно, по потенциальному содержанию дистиллятов моторного топлива и смазочных масел. Большинство нефтей содержит 10-30 % бензиновых фракций, выкипающих до 200 % и 40-65% керосиногазойлевых фракций, перегоняющихся до 350 °С. Известны месторождения легких нефтей с высоким содержанием светлых (до 350 °С). Так, Самотлорская нефть содержит 58 % светлых, а газоконденсаты большинства месторождений почти полностью (85-90 %) состоят из светлых. Добываются также очень тяжелые нефти, состоящие в основном из высококипящих фракций (например, нефть Ярегского месторождения, добываемая шахтным способом).
Углеводный состав нефти -- является наиболее важным показателем их качества, определяющим выбор метода переработки, ассортимент и эксплуатационные свойства получаемых нефтепродуктов. В исходных нефтях содержатся в различных соотношениях все классы углеводов, кроме алкенов: алканы, цикланы, арены, а также гетероатомные соединения. Алканы (СnН2n+2) -- парафиновые углеводы -- составляют значительную часть групповых компонентов нефтей, газоконденсатов и природных газов. Общее содержание их в нефтях составляет 25-75 % маc. и только в некоторых парафинистых нефтях типа Мангышлакской достигает 40-50 %. С повышением молярной фракций нефти содержание в них алканов уменьшается. Попутные нефтяные и природные газы практически полностью, а прямогонные бензины чаще всего на 60-70 % состоят из алканов. В масляных фракциях их содержание снижается до 5-20 % маc. Из алканов в бензинах преобладают 2- и 3-монометилзамещенные, при этом доля изоалканов с четвертичным углеродным атомом меньше, а этил- и пропилзамещенные изоалканы практически отсутствуют. С увеличением числа атомов углерода в молекуле алканов свыше 8 относительное содержание монозамещенных снижается. В газойлевых фракциях (200-350 °С) нефтей содержатся алканы от додекана до эйкозана. Установлено, что среди алканов в них преобладают монометилзамещенные и изопреноидные (с чередованием боковых метильных групп через три углеродных атома в основе углеродной цепи) структуры. В среднем содержание алканов изопреноидного строения составляет около 10-11 %.
Циклоалканы (ц. СnН2n) -- нафтеновые углеводы -- входят в состав всех фракций нефтей, кроме газов. В среднем в нефтях различных типов они содержатся от 25 до 80 % мас. Бензиновые и керосиновые фракции представлены в основном гомологами циклопентана и циклогексана, преимущественно с короткими (C1 -- С3) алкилзамещенными цикланами. Высококипящие фракции содержат преимущественно полициклические гомологи цикланов с 2-4 одинаковыми или разными цикланами сочлененного или конденсированного типа строения. Распределение цикланов по фракциям нефти самое разнообразное. Их содержание растет по мере утяжеления фракций и только в наиболее высококипящих масляных фракциях падает. Можно отметить следующее распределение изомеров цикланов: среди С7 -- циклопентанов преобладают 1,2 -- и 1,3-диметилзамещенные; С8 -- циклопентаны представлены преимущественно триметилзамещенными; среди алкилциклогексанов преобладает доля ди- и триметилзамещенные, не содержащие четвертичного атома углерода.
Цикланы являются наиболее высококачественной составной частью моторного топлива и смазочных масел. Моноциклические цикланы придают моторному топливу высокие эксплуатационные свойства, являются более качественным сырьем в процессах каталитического реформинга. В составе смазочных масел они обеспечивают малое изменение вязкости от температуры (т. е. высокий индекс). При одинаковом числе углеродных атомов цикланы по сравнению с алканами характеризуются большей плотностью и, что особенно важно, меньшей температурой застывания.
Арены (ароматические углеводороды) с эмпирической формулой СnНn+2-2Ка (где Ка -- число ареновых колец) -- содержатся в нефтях обычно в меньшем количестве (15-50 %), чем алканы и цикланы, и представлены гомологами бензола в бензиновых фракциях. Распределение их по фракциям различно и зависит от степени ароматизированности нефти, выражающейся в ее плотность. В легких нефтях содержание аренов с повышением температуры кипения фракции, как правило, снижается. Нефти средней плотности цикланового типа характеризуются почти равномерным распределением аренов по фракциям. В тяжелых нефтях содержание их резко возрастает с повышением температуры кипения фракций. Установлена следующая закономерность распределения изомеров аренов в бензиновых фракциях: из C8-аренов больше 1,3-диметилзамещенных, чем этилбензолов; С9-аренов преобладают 1,2,4-триметилзамещенные. Арены являются ценными компонентами в автобензине (с высокими октановым числом), но нежелательными в реактивном топливе и дизельном топливе. Моноциклические арены с длинными боковыми алкильными цепями придают смазочным маслам хорошие вязкостно-температурные свойства.
2. Основные нефтяные фракции
Из нефти выделяют разнообразные продукты, имеющие большое практическое значение. Сначала из нее удаляют растворенные газообразные углеводороды (преимущественно метан). После отгонки летучих углеводородов нефть нагревают. Первыми переходят в парообразное состояние и отгоняются углеводороды с небольшим числом атомов углерода в молекуле, имеющие относительно низкую температуру кипения. С повышением температуры смеси перегоняются углеводороды с более высокой температурой кипения. Таким образом можно собрать отдельные смеси (фракции) нефти. Чаще всего при такой перегонке получают четыре летучие фракции, которые затем подвергаются дальнейшему разделению.
Основные фракции нефти следующие:
* Газолиновая фракция, собираемая от 40 до 200 °С, содержит углеводороды от С5Н12 до С11Н24. При дальнейшей перегонке выделенной фракции получают газолин (tкип = 40-70 °С), бензин
(tкип = 70-120 °С) - авиационный, автомобильный и т.д.
* Лигроиновая фракция, собираемая в пределах от 150 до 250 °С, содержит углеводороды от С8Н18 до С14Н30. Лигроин применяется как горючее для тракторов. Большие количества лигроина перерабатывают в бензин.
* Керосиновая фракция включает углеводороды от С12Н26 до С18Н38 с температурой кипения от 180 до 300 °С. Керосин после очистки используется в качестве горючего для тракторов, реактивных самолетов и ракет.
* Газойлевая фракция (tкип > 275 °С), по-другому называется дизельным топливом.
* Остаток после перегонки нефти - мазут - содержит углеводороды с большим числом атомов углерода (до многих десятков) в молекуле. Мазут также разделяют на фракции перегонкой под уменьшенным давлением, чтобы избежать разложения. В результате получают соляровые масла (дизельное топливо), смазочные масла (автотракторные, авиационные, индустриальные и др.), вазелин (технический вазелин применяется для смазки металлических изделий с целью предохранения их от коррозии, очищенный вазелин используется как основа для косметических средств и в медицине). Из некоторых сортов нефти получают парафин (для производства спичек, свечей и др.). После отгонки летучих компонентов из мазута остается гудрон. Его широко применяют в дорожном строительстве. Кроме переработки на смазочные масла мазут также используют в качестве жидкого топлива в котельных установках.
3. Метод однократного и постепенного испарения
Разделение нефти на составные части (фракции) по их температурам кипения в целях получения товарных нефтепродуктов или их компонентов. Перегонка нефти-- начальный процесс переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах, основанный на том, что при нагреве нефти образуется паровая фаза, отличающаяся по составу от жидкости. Фракции, получаемые в результате перегонки нефти, обычно представляют собой смеси углеводородов. С помощью методов многократной перегонки нефтяных фракций удаётся выделить некоторые индивидуальные углеводороды. Перегонка нефти осуществляется методами однократного испарения (равновесная дистилляция) или постепенного испарения (простая перегонка, или фракционная дистилляция); с ректификацией и без неё; в присутствии перегретого водяного пара --испаряющего агента; при атмосферном давлении и под вакуумом. При равновесной дистилляции разделение нефти на фракции происходит менее четко по сравнению с простой перегонкой. Однако в первом случае при одной и той же температуре нагрева в парообразное состояние переходит большая часть нефти. В лабораторной практике в основном применяется простая перегонка нефти с ректификацией паровой фазы на установках периодического действия. В промышленности используется перегонка нефти с однократным испарением в сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз. Такое сочетание позволяет проводить перегонку нефти на установках непрерывного действия и добиваться высокой чёткости разделения нефти на фракции, экономного расходования топлива на её нагрев. Применение водяного пара приводит к снижению температурного режима, увеличению отбора нефтяных фракций и повышению концентрации высококипящих компонентов в остатке. На промышленных установках перегонка нефти вначале проводится при атмосферном давлении, а затем под вакуумом. При атмосферной перегонке нефть нагревается не выше 370 °С, так как при более высокой температуре начинается расщепление углеводородов -- крекинг, а это нежелательно из-за того, что образующиеся непредельные углеводороды резко снижают качество и выход целевых продуктов.
В результате атмосферной перегонка нефти отгоняются фракции, выкипающие примерно от 30 до 350--360 °С, и в остатке остаётся мазут. Из нефтяных фракций, выкипающих до 360 °С, получаются различные виды топлив (бензины, топлива для реактивных и дизельных двигателей), сырьё для нефтехимического синтеза (бензол, этилбензол, ксилолы, этилен, пропилен, бутадиен), растворители и др. Дальнейшая перегонка мазута проводится под вакуумом (остаточное давление 5,3--8 кн/м2, или 40--60 мм рт. ст.), чтобы свести к минимуму крекинг углеводородов. В СССР на ряде нефтеперерабатывающих заводов производительность установок атмосферно-вакуумной переработки нефти доводилась до 8 млн. т нефти в год.
При перегонке с однократным испарением нефть нагревают в змеевике какого-либо подогревателя до заранее заданной температуры. По мере повышения температуры образуется все больше паров, которые находятся в равновесии с жидкой фазой, и при заданной температуре парожидкостная смесь покидает 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 одна и та же. Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением наихудшая.
Перегонка с многократным испарением состоит из двух или более однократных процессов перегонки с повышением рабочей температуры на каждом этапе.
Если при каждом однократном испарении нефти происходит бесконечно малое изменение ее фазового состояния, а число однократных испарений бесконечно большое, то такая перегонка является перегонкой с постепенным испарением.
Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением наихудшая по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным испарением.
Если для нефтяной фракции построить кривые разгонки с однократным и многократным испарением, то окажется, что температура начала кипения фракций при однократном испарении выше, а конца кипения ниже, чем при многократном испарении. Если высокой четкости разделения фракций не требуется, то метод однократного испарения экономичнее. К тому же 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, выкипающих 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 расходования топлива на нагрев сырья. Исходная нефть прокачивается насосом через теплообменники, где нагревается под действием тепла отходящих нефтяных фракций и поступает в огневой подогреватель (трубчатую печь). В трубчатой печи нефть нагревается до заданной температуры и входит в испарительную часть (питательную секцию) ректификационной колонны. В процессе нагрева часть нефти переходит в паровую фазу, которая при прохождении трубчатой печи все время находится в состоянии равновесия с жидкостью. Как только нефть в виде парожидкостной смеси выходит из печи и входит в колонну (где в результате снижения давления дополнительно испаряется часть сырья), паровая фаза отделяется от жидкой и поднимается вверх по колонне, а жидкая перетекает вниз. Паровая фаза подвергается ректификации в верхней части колонны, считая от места ввода сырья. В ректификационной колонне размещены ректификационные тарелки, на которых осуществляется контакт поднимающихся по колонне паров со стекающей жидкостью (флегмой). Флегма создается в результате того, что часть верхнего продукта, пройдя конденсатор-холодильник, возвращается в состоянии на верхнюю тарелку и стекает на нижележащие, обогащая поднимающиеся пары низкокипящими компонентами.
4. Перегонка нефти с использованием испаряющего агента
Для ректификации жидкой части сырья в нижней части ректификационной части колонны под нижнюю тарелку необходимо вводить тепло или какой-либо испаряющий агент. В результате легкая часть нижнего продукта переходит в паровую фазу и тем самым создается паровое орошение. Это орошение, поднимаясь с самой нижней тарелки и вступая в контакт со стекающей жидкой фазой, обогащает последнюю высококипящими компонентами.
В итоге сверху колонны непрерывно отбирается низкокипящая фракция, снизу -- высококипящий остаток.
Испаряющий агент вводится в ректификационную колону с целью повышения концентрации высококипящих компонентов в остатке от перегонки нефти. В качестве испаряющего агента используются пары бензина, лигроина, керосина, инертный газ, чаще всего -- водяной пар.
В присутствии водяного пара в ректификационной колонне снижается парциальное давление углеводородов, а следовательно их температура кипения. В результате наиболее низкокипящие углеводороды, находящиеся в жидкой фазе после однократного испарения, переходят в парообразное состояние и вместе с водяным паром поднимаются вверх по колонне. Водяной пар проходит всю ректификационную колонну и уходит с верхним продуктом, понижая температуру в ней на 10 -- 20°С. На практике применяют перегретый водяной пар и вводят его в колонну с температурой, равной температуре подаваемого сырья или несколько выше (обычно не насыщенный пар при температуре 350 -- 450°С под давлением 2 -- 3ат).
Влияние водяного пара заключается в следующем:
Интенсивно перемешивается кипящая жидкость, что способствует испарению низкокипящих углеводородов;
Создается большая поверхность испарения тем, что испарение углеводородов происходит внутрь множества пузырьков водяного пара.
Расход водяного пара зависит от количества отпариваемых компонентов, их природы и условий внизу колонны. Для хорошей ректификации жидкой фазы внизу колонны необходимо, чтобы примерно 25% ее переходило в парообразное состояние.
В случае применения в качестве испаряющего агента инертного газа происходит большая экономии тепла, затрачиваемого на производство перегретого пара, и снижение расхода воды, идущей на его конденсацию. Весьма рационально применять инертный газ при перегонке сернистого сырья, т.к. сернистые соединения в присутствии влаги вызывают интенсивную коррозию аппаратов. Однако инертный газ не получил широкого применения при перегонке нефти из-за громоздкости подогревателей газа и конденсаторов парогазовой смеси (низкого коэффициента теплоотдачи) и трудности отделения отгоняемого нефтепродукта от газового потока.
Удобно в качестве испаряющего агента использовать легкие нефтяные фракции -- лигроино-керосино-газойлевую фракцию, т.к. это исключает применение открытого водяного пара при перегонке сернистого сырья, вакуума и вакуумсоздающей аппаратуры, и, в то же время, избавляет от указанных сложностей работы с инертным газом.
Чем ниже температура кипения испаряющего агента и больше его относительное количество, тем ниже температура перегонки. Однако чем легче испаряющий агент, тем больше его теряется в процессе перегонки. Поэтому в качестве испаряющего агента рекомендуется применять лигроино-керосино-газойлевую фракцию.
Итак, водяной пар уменьшает парциальное давление паров углеводородов, облегчает их испарение и понижает в колонне температуру, но, кроме того, он создает необходимые для ректификации условия (градиент давлений углеводородных паров) и выполняет роль двигателя.
Необходимо указать на следующие недостатки применения водяного пара в качестве испаряющего агента:
Увеличение затрат энергии (тепла и холода) на перегонку и конденсацию;
Повышение нагрузки колонн по парам, что приводит к увеличению диаметра колонны;
Увеличение сопротивления и повышение давления в колонне и других аппаратах;
Обводнение нефтепродуктов и необходимость их последующей сушки;
Усиление коррозии аппаратуры в присутствии сероводорода и хлористого водорода и образование больших количеств сточных вод;
Тепло его конденсации не используется.
В этой связи в последние годы в мировой нефтепереработке проявляется тенденция к существенному ограничению применения водяного пара и к переводу установок на технологию сухой перегонки или в качестве испаряющего агента использовать легкие нефтяные фракции. Однако чем ниже температура кипения испаряющего агента и больше его относительное количество, тем ниже температура перегонки; но чем он легче, тем больше он теряется в процессе перегонки, поэтому в качестве испаряющего агента рекомендуют применять керосино-газойлевую фракцию.
Заключение
Нефть, нефтяные фракции и нефтепродукты представляют собой, как правило, смеси очень большого числа близко кипящих компонентов. Число компонентов в бензиновых фракциях может достигать 500, а в масляных фракциях еще больше. Как правило, их разделяют путем перегонки на отдельные части, каждая из которых является менее сложной смесью. Нефтяные фракции, в отличие от индивидуальных соединений, не имеют постоянной температуры кипения. Они выкипают в определенных интервалах температур, то есть имеют температуры начала и конца кипения (Тнк и Ткк). Тнк и Ткк зависят от химического состава фракции. Таким образом, фракционный состав нефти и нефтепродукта показывает содержание в них (в объемных или весовых процентах) различных фракций, выкипающих в определенных температурных пределах. Этот показатель является важнейшей характеристикой нефтяных смесей и имеет большое практическое значение.
Полные данные о характеристике состава нефти и нефтепродуктов позволяют решать главные вопросы переработки: проводить сортировку нефти и нефтепродуктов на базах смешения, определять варианты переработки нефти (топливный, топливно-масляный, или нефтехимический), выбирать схемы переработки, определять глубину отбора масляных фракций от потенциала (отношение массы фракций, выделенных на установке, к их массе, содержащейся в нефти), выход отдельных фракций. Знание фракционного состава нефтепродукта позволяет рассчитать их важнейшие эксплуатационные характеристики. Вследствие особенностей химического состава нефтей разных месторождений, физико-химические характеристики идентичных по температуре кипения фракций будут неодинаковы. Каждая нефть имеет свою характерную кривую разгонки, обусловленную специфическим распределением в ней отдельных компонентов (углеводородных и неуглеводородных соединений) как по содержанию, так и по температуре кипения.
Изменения физико-химических характеристик взаимно коррелируют. На этом основаны многие методы определения характеристик и состава нефти и нефтепродуктов, и в настоящее время накоплен значительный объем информации о корреляционных взаимосвязях. Однако большинство из них нашли ограниченное применение из-за громоздкости и неприспособленности для использования в информационных технологиях.
Список использованных источников
1. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа.- М.: Химия, 2001
2. Гуревич И.Л. - Технология переработки нефти и газа Ч. 1. - М.: Химия, 1972.-111 c.
3. М.В. Стародуб, Ю.П. Ясьян, П.А. Пуртов, Ю.В. Аристович - Технология нефти. Подготовка нефти у переработке, Краснодар: Изд.дом ЮГ, 2011.
4. Подвинцев И.Б. Нефтепереработка. Практический вводный курс: Учебное пособие/ И.Б. Подвинцев - Долгопрудный: Издательский Дом «Интеллект», 2011.-31 с.
Размещено на Allbest.ru
...Подобные документы
Первичная и вторичная перегонка нефти. Особенности перегонки с постепенным и многократным испарением. Принцип работы дефлегматора. Перегонка в присутствии испаряющего агента, который вводят в низ колонны для создания требуемого парового орошения фракций.
презентация , добавлен 26.06.2014
Упоминания о нефти в трудах древних историков и географов. Нефть в XX веке как основное сырьё для производства топлива и множества органических соединений. Технологические процессы перегонки нефти: термический, каталитический крекинг, риформинг.
реферат , добавлен 15.10.2009
Характеристика современного состояния нефтегазовой промышленности России. Стадии процесса первичной переработки нефти и вторичная перегонка бензиновой и дизельной фракции. Термические процессы технологии переработки нефти и технология переработки газов.
контрольная работа , добавлен 02.05.2011
Ректификация нефтяных смесей. Системы теплообмена установок первичной перегонки нефти и ректификации углеводородных газов. Оценка возможности повышения эффективности системы теплообмена. Рассмотрение оптимизированной схемы с позиции гидравлики.
дипломная работа , добавлен 20.10.2012
Состав скважинной продукции. Принципиальная схема сбора и подготовки нефти на промысле. Содержание легких фракций в нефти до и после стабилизации. Принципиальные схемы одноступенчатой и двухколонной установок стабилизации нефти, особенности их работы.
презентация , добавлен 26.06.2014
Описание процесса переработки нефти: атмосферная перегонка, вакуумная дистиляция, каталитический риформинг, изомеризация. Эффективный фонд времени и годовой производительности оборудования. Определение выхода продукта по технологическим установкам.
курсовая работа , добавлен 22.01.2015
Процесс первичной перегонки нефти, его схема, основные этапы, специфические признаки. Основные факторы, определяющие выход и качество продуктов первичной перегонки нефти. Установка с двухкратным испарением нефти, выход продуктов первичной перегонки.
курсовая работа , добавлен 14.06.2011
Кривая истинных температур кипения нефти и материальный баланс установки первичной переработки нефти. Потенциальное содержание фракций в Васильевской нефти. Характеристика бензина первичной переработки нефти, термического и каталитического крекинга.
лабораторная работа , добавлен 14.11.2010
Ознакомление с процессом подготовки нефти к переработке. Общие сведения о перегонке и ректификации нефти. Проектирование технологической схемы установки перегонки. Расчет основной нефтеперегонной колонны К-2; определение ее геометрических размеров.
курсовая работа , добавлен 20.05.2015
Классификация нефтей и варианты переработки. Физико-химические свойства Тенгинской нефти и ее фракций, влияние основных параметров на процессы дистилляции, ректификации. Топливный вариант переработки нефти, технологические расчеты процесса и аппаратов.
Первичная перегонка нефти – первый технологический процесс переработки нефти. Установки первичной переработки имеются на каждом нефтеперерабатывающем заводе.
Прямая перегонка основана на разнице в температурах кипения групп углеводородов, близких между собой по физическим свойствам.
Перегонка или дистилляция – это процесс разделения смеси взаимнорастворимых жидкостей на фракции, которые отличаются по температурам кипения как между собой, так и с исходной смесью. При перегонке смесь нагревается до кипения и частично испаряется; получают дистиллят и остаток, которые по составу отличаются от исходной смеси. На современных установках перегонка нефти проводится с применением однократного испарения. При однократном испарении низкокипящие фракции, перейдя в пары, остаются в аппарате и снижают парциальное давление испаряющихся высококипящих фракций, что даёт возможность вести перегонку при более низких температурах.
При однократном испарении и последующей кондесации паров получают две фракции: лёгкую, в которой содержится больше низкокипящих компонентов, и тяжёлую, в которой содержится меньше низкокипящих компонентов, чем в исходном сырье, т.е. при перегонке происходит обогащение одной фазы низкокипящими, а другой высококипящими компонентами. При этом достичь требуемого разделения компонентов нефти и получить конечные продекты, кипящие в заданных температурных интервалах, с помощью перегонки нельзя. В связи с этим после однократного испарения нефтяные пары подвергаются ректификации.
Ректификация – диффузионный процесс разделения жидкостей, различающихся по температурам кипения, за счёт противоточного многократного контактирования паров и жидкости.
На установках первичной перегонки нефтти однократное испарение и ректификация, как правило, совмещаются.
В настоящее время прямая перегонка нефти осуществляется в виде непрерывного процесса в так называемых атмосферно-вакуумных трубчатых установках (рис. 4), основными аппаратами которых являются трубчатая печь и ректификационная колонна.
Рис. 4. Схема атмосферно-вакуумной установки для перегонки
1,5 - трубчатые печи; 2,6 – ректификационные колонны; 3 – теплообменники;
4 - конденсаторы
Основы процесса сводятся к тому, что нефть, нагретая до 350 0 С в трубчатой печи, поступает в среднюю часть нижней секции ректификационной колонны, работающей под атмосферным давлением. При этом её бензиновая, керосиновая и другие фракции, кипящие в интервале температур от 40 до 300 0 С, оказываются перегретыми по отношению к нефти, имеющей температуру 350 0 С, и поэтому сразу превращаются в пар. В ректификационной колонне пары этих низкокипящих фракций устремляются вверх, а высококипящий мазут стекает вниз. Это приводит к неодинаковой температуре по высоте колонны. В её нижней части температура самая высокая, а в верхней - самая низкая.
Поднимающиеся
вверх пары углеводородов при соприкосновении
с более холодной жидкостью, стекающей
вниз, охлаждаются и частично конденсируются.
Жидкость при этом нагревается и из неё
испаряются более летучие фракции. В
результате состав жидкости и пара
изменяется, так как жидкость обогащается
труднолетучими углеводородами, а пары
- легколетучими. Такой процесс конденсации
и испарения вследствие неодинаковости
температуры по высоте колонны приводит
к своеобразному расслаиванию углеводородах
фракций по температурам кипения, а
следовательно, и по составу. Для
интенсификации этого расслаивания
внутри колонны устанавливаются
специальные разделительные полки,
называемые тарелками. Тарелки представляют
собой перфорированные стальные листы
с
отверстиями для жидкости и пара. В
некоторых конструкциях отверстия с
выступами для выхода пара прикрыты
колпачками, а для жидкости предусмотрены
сливные трубки (рис. 5).
Рис. 5. Схема устройства и работы ректификационной тарельчатой колонны:
1 – тарелки; 2 – патрубки; 3 – колпачки; 4 – сливные стаканы; 5 – стенки колонны
На такой тарелке поднимающиеся сверху пары пробулькивают в жидкость из под колпачков, интенсивно перемешивая и превращая её в пенный слой. Высококипящие углеводороды при этом охлаждаются, конденсируются и остатки в жидкости, в то время как растворённые в жидкости низкокипящие углеводороды, нагреваясь, переходят в пар. Пары поднимаются на верхнюю тарелку, а жидкость перетекает на нижнюю. Там процесс конденсации и испарения снова повторяется. Обычно в ректификационной колонне, имеющей высоту 35-45 м, устанавливается до 40 тарелок. Достигаемая при этом степень разделения позволяет конденсировать и отбирать фракции по высоте колонны в строго определённом интервале температур. Так, при 300-350 0 С конденсируется и отбирается соляровое масло, при температуре 200-300 0 С - керосиновая фракция, при температуре 160-200 0 С - лигроиновая фракция. Не сконденсировавшиеся пары бензиновой фракции с температурой 180 0 С выводятся через верхнюю часть колонны, где охлаждаются и конденсируются в специальном теплообменнике. Часть охлаждённой бензиновой фракции возвращается на орошение верхней тарелки колонны. Это делается для того, чтобы соприкосновением горячих паров с охлаждённой бензиновой фракцией тщательнее отделить легколетучие углеводороды и сконденсировать примеси менее летучих, стекающих вниз. Такая мера позволяет получить более чистый и более качественный бензин с октановым числом от 50 до 78.
При более тщательной разгонке бензиновая фракция может быть разделена на газолин (петролейный эфир) - 40-70 0 С, собственно бензин - 70-120 0 С и лигроин 120-180 0 С.
В самой нижней части ректификационной колонны собирается мазут. В зависимости от содержания в нём сернистых соединений он может служить котельным топливом либо сырьём для получения смазочных масел или дополнительных количеств моторного топлива и нефтяных газов. Обычно при содержании в мазуте серы более 1% его используют как высококалорийное котельное топливо, и на этой стадии перегонку прекращают, сводя процесс к одностадийному. При необходимости получения из мазута смазочных масел его подвергают дальнейшей перегонке во второй ректификационной колонне, работающей под вакуумом. Такая схема называется двухстадийной. Двухстадийный процесс отличается от одностадийного меньшим расходом топлива и более высокой интенсивностью работы аппаратуры, что достигается использованием вакуума и более высокой степенью утилизации тепла. Использование вакуума на второй стадии перегонки предотвращает расщепление тяжёлых углеводородов, снижает температуру кипения мазута и тем самым уменьшает расход топлива на его нагревание.
Сущность второй стадии сводится к нагреванию мазута раскалёнными газами до 420 0 С в трубчатой печи и к последующей его разгонке в ректификационной колонне. В результате образуется до 30 % гудрона и до 70 % масляных компонентов, являющихся сырьём для получения смазочных масел. Примерный выход и температура отбора масляных фракций мазута приведены в табл. 15.
Для большей экономии тепла и улучшения технико-экономических показателей работы атмосферно-вакуумных установок нагревание нефти до 350 0 С ведут в два этапа.
Таблица 15
Фракции перегонки мазута
В начале её предварительно нагревают до 170-175 0 С теплом продуктов перегонки (последние при этом охлаждаются), а затем в трубчатой печи теплом раскалённых газов. Такая утилизация тепла позволяет сократить расход топлива на проведение процесса и снизить себестоимость первичной переработки.
Нефть разделяется на фракции для получения нефтепродуктов в два этапа, то есть перегонка нефти проходит через первичную и вторичную обработку.
Процесс первичной нефтепереработки
На этом этапе перегонки производится предварительное обезвоживание и обессоливание сырой нефти на специальном оборудовании для выделения солей и остальных примесей, которые могут вызывать коррозию аппаратуры и снижать качество продуктов нефтепереработки. После этого в нефти содержится всего 3-4 мг солей на литр и не более 0,1 % воды. Подготовленный продукт готов к перегонке.
По причине того, что жидкие углеводороды кипят при различной температуре, это свойство используется при перегонке нефти, чтобы выделить из нее отдельные фракции при разных фазах кипения. Перегонка нефти на первых нефтеперерабатывающих предприятиях давала возможность выделять следующие фракции в зависимости от температуры: бензин (выкипает при 180°С и ниже), реактивное топливо (выкипает при 180-240°С) и дизтопливо (выкипает при 240-350°С). От перегонки нефти остается мазут.
В процессе перегонки нефть разделяется по на фракции (составные части). В результате получаются товарные нефтепродукты или их компоненты. Перегонка нефти является начальным этапом ее переработки на специализированных заводах.
При нагревании образуется паровая фаза, состав которой отличен от жидкости. Получаемые перегонкой нефти фракции обычно являются не чистым продуктом, а смесью углеводородов. Отдельные углеводороды удается выделить только благодаря многократной перегонке нефтяных фракций.
Прямая перегонка нефти выполняется
Методом однократного испарения (так называемая, равновесная дистилляция) или простой перегонки (фракционная дистилляция);
С использованием ректификации и без нее;
С помощью испаряющего агента;
Под вакуумом и при атмосферном давлении.
Равновесная дистилляция менее четко разделяет нефть на фракции, чем простая перегонка. При этом в парообразное состояние при одинаковой температуре в первом случае переходит больше нефти, чем во втором.
Фракционная перегонка нефти дает возможность получить различное для дизельных и реактивных двигателей), а также сырье (бензол, ксилолы, этилбензол, этилен, бутадиен, пропилен), растворители и другие продукты.
Процесс вторичной нефтепереработки
Вторичная перегонка нефти проводится способом химического или термического каталитического расщепления тех продуктов, что выделены из нее в результате первичной нефтеперегонки. При этом получается большее количество бензиновых фракций, а также сырье для производства ароматических углеводородов (толуола, бензола и других). Самой распространенной технологией вторичной нефтепереработки нефти является крекинг.
Крекингом называют процесс высокотемпературной переработки нефти и выделенных фракций для получения (в основном) продуктов, у которых меньшая К ним можно отнести моторное топливо, масла для смазки и т. п., сырье для нефтехимической и химической промышленности. Протекание крекинга проходит с разрывом С—С связей и образованием карбанионов или свободных радикалов. Разрыв связей С—С выполняется одновременно с дегидрированием, изомеризацией, полимеризацией и конденсацией промежуточных и исходных веществ. Последние два процесса образуют крекинг-остаток, т.е. фракцию с температурой кипения выше 350°C и кокс.
Перегонка нефти методом крекинга была запатентована в 1891 году В. Г. Шуховым и С. Гавриловым, затем эти инженерные решения повторил У. Бартон при сооружении в США первой промышленной установки.
Крекинг проводится посредством нагревания сырья или воздействия катализаторов и высокой температуры.
Крекинг позволяет выделить из мазута больше полезных составляющих.
Переработка нефти осуществляется физическими и химическими способами: физический – прямая перегонка; химический – термический крекинг; каталитический крекинг; гидрокрекинг; каталитический риформинг; пиролиз. Разберем эти способы переработки нефти в отдельности.
Переработка нефти прямой перегонкой
В нефтях содержатся углеводороды с различным числом атомов в молекуле (от 2 до 17). Такое разнообразие углеводородов приводит к тому, что нефть не имеет какой-либо постоянной температуры кипения и при нагревании выкипает в широких температурных пределах. Из большинства нефтей при слабом нагревании до 30…40°С начинают испаряться и выкипать наиболее легкие углеводороды. При дальнейшем нагревании до более высоких температур из нефти выкипают все более тяжелые углеводороды. Эти пары можно отвести и охладить (сконденсировать) и выделить часть нефти (фракцию нефти), выкипающую в определенных температурных пределах. И в этом поможет !
Знаете ли Вы, что нефть используется человечеством уже более 6000 лет?
Процесс разделения углеводородов нефти по температурам их кипения называется прямой перегонкой . На современных заводах процесс прямой перегонки нефти осуществляют на установках непрерывного действия. Нефть под давлением подают насосами в трубчатую печь, где ее нагревают до 330…350°С. Горячая нефть вместе с парами попадает в среднюю часть ректификационной колонны, где она вследствие снижения давления дополнительно испаряется и испарившиеся углеводороды отделяются от жидкой части нефти – мазута. Пары углеводородов устремляются вверх по колонне, а жидкий остаток стекает вниз. В ректификационной колонне по пути движения паров устанавливают тарелки, на которых конденсируется часть паров углеводородов. Более тяжелые углеводороды конденсируются на первых тарелках, легкие успевают подняться вверх по колонне, а самые в смеси с газами проходят всю колонну, не конденсируясь, и отводятся сверху колонны в виде паров. Так углеводороды разделяются на фракции в зависимости от температуры их кипения.
С верха колонны и с верхних тарелок отводят легкие бензиновые фракции (дистилляты) нефти. Такие фракции с пределами кипения от 30 до 180…205°С после очистки являются составной частью многих товарных автомобильных бензинов. Ниже отбирают керосиновый дистиллят, который после очистки используют в качестве топлива для реактивных авиационных двигателей. Еще ниже отводят газойлевый дистиллят, который после очистки идет в качестве топлива для дизельных двигателей.
Так добывают нефть
Мазут, оставшийся после прямой перегонки нефти, в зависимости от его состава используют или непосредственно в виде топлива (топочный мазут) или в качестве сырья на установки крекинга, или подвергают дальнейшему разделению на масляные фракции в вакуумной ректификационной колонне. В последнем случае, мазут снова нагревают в трубчатой печи до 420…430°С и подают в ректификационную колонну, работающую под разрежением (остаточное давление 50…100 мм рт. ст.). Температура кипения углеводородов при понижении давления снижается, что позволяет испарить без разложения тяжелые углеводороды, содержащиеся в мазуте. При вакуумной перегонке мазута в верхней части колонны отбирают соляровый дистиллят, который служат сырьем для каталитического крекинга. Ниже отбирают масляные фракции:
- веретенная;
- машинная;
- автоловая;
- цилиндровая.
Все эти фракции после соответствующей очистки идут на приготовление товарных масел. Из нижней части колонны отбирают неиспарившуюся часть мазута – полугудрон или гудрон. Из этих остатков путем глубокой очистки делают высоковязкие, т.н. остаточные масла.
Долгое время прямая перегонка нефти была единственным способом переработки нефти, но с ростом потребности в бензине ее эффективности (20…25% выхода бензина) стало не хватать. В 1875г. был предложен процесс разложения тяжелых углеводородов нефти при высоких температурах. В промышленности этот процесс был назван крекингом , что означает расщепление, раскалывание.
Термический крекинг
В состав автомобильных бензинов входят углеводороды с 4…12 атомами углерода, 12…25 – диз. топливо, 25…70 – масло. В соответствии с увеличением числа атомов увеличивается молекулярная масса. Переработка нефти методом крекинга расщепляет тяжелые молекулы на более легкие и превращает их в легко кипящие углеводороды с образованием бензиновых, керосиновых и дизельных фракций.
В 1900 году в России добывалось больше половины от общемировых объемов добычи нефти.
Термический крекинг разделяют на парофазный и жидкофазный:
- парофазный крекинг – нефть нагревают до 520…550°С при давлении 2…6 атм. Сейчас он не применяется по причине низкой производительности и большого содержания (40%) непредельных углеводородов в конечном продукте, которые легко окисляются и образуют смолы;
- жидкофазный крекинг – температура нагрева нефти 480…500°С при давлении 20…50 атм. Увеличивается производительность, снижается количество (25…30%) непредельных углеводородов. Бензиновые фракции термического крекинга используются в качестве компонента товарных автомобильных бензинов. Для топлив термического крекинга характерна низкая химическая стабильность, которую улучшают путем введения в топлива специальных антиокислительных добавок. Выход бензина 70% – из нефти, 30% – из мазута.
Каталитический крекинг
Переработка нефти каталитическим крекингом – более совершенный технологический процесс. При каталитическом крекинге имеет место расщепление тяжелых молекул углеводородов нефти при температуре 430…530°С при давлении близком к атмосферному в присутствии катализаторов. Катализатор направляет процесс и способствует изомерации предельных углеводородов и превращению из непредельных в предельные. Бензин каталитического крекинга имеет высокую детонационную стойкость и химическую стабильность. Выход бензина до 78% из нефти и качество значительно выше, чем при термическом крекинге. В качестве катализаторов применяют алюмосиликаты, содержащие окиси Si и Al, катализаторы, содержащие окиси меди, марганца, Со, Ni, и платиновый катализатор.
Гидрокрекинг
Переработка нефти – это разновидность каталитического крекинга. Процесс разложения тяжелого сырья происходит в присутствии водорода при температуре 420…500°С и давлении 200 атм. Процесс происходит в специальном реакторе с добавлением катализаторов (окиси W, Mo, Pt). В результате гидрокрекинга получают топливо для турбореактивных двигателей.
Каталитический риформинг
Переработка нефти каталитическим риформингом заключается в ароматизации бензиновых фракций в результате каталитического преобразования нафтеновых и парафиновых углеводородов в ароматические. Кроме ароматизации молекулы парафиновых углеводородов могут подвергаться изомерации, наиболее тяжелые углеводороды могут расщепляться на более мелкие.
Нефть оказывает наибольшее влияние на цену топлива
В качестве сырья для переработки используются бензиновые фракции прямой перегонки нефти пары которых при температуре 540°С и давлении 30 атм. в присутствии водорода пропускают через реакционную камеру, заполненную катализатором (двуокись молибдена и окись алюминия). В результате получают бензин с содержанием ароматических углеводородов 40…50%. При изменении технологического процесса кол-во ароматических углеводородов можно увеличить до 80%. Присутствие водорода увеличивает срок службы катализатора.
Пиролиз
Переработка нефти пиролизом – это термическое разложение углеводородов нефти в специальных аппаратах или газогенераторах при температуре 650 °С. Применяется для получения ароматических углеводородов и газа. В качестве сырья можно применять как нефть так и мазут, но наибольший выход ароматических углеводородов наблюдается при пиролизе легких фракций нефти. Выход: 50% газа, 45% смолы, 5% сажи. Из смолы получают ароматические углеводороды путем ректификации.
Вот мы и разобрали, как осуществляется . Ниже можно посмотреть небольшое видео о том, как поднять октановое число бензина и получать смесевые топлива,
Нефть состоит из множества компонентов - фракций, - свойства, область применения и технологии переработки которых различны. Первичные процессы нефтеперерабатывающего производства позволяют выделить отдельные фракции, подготовив тем самым сырье для дальнейшего получения всем нам хорошо знакомых товарных продуктов - бензина, дизеля, керосина и многих других
Стабильность прежде всего
Прежде чем попасть на производство, нефть еще на промысле проходит перво-начальную подготовку. При помощи газонефтяных сепараторов из нее уда-ляют наиболее легкие, газообразные составляющие. Это попутный нефтяной газ (ПНГ), состоящий преимуществен-но из метана, этана, пропана, бутана и изобутана, то есть из углеводоро-дов, в молекулах которых содержится от одного до четырех атомов углерода (от CH4 до C4H10). Этот процесс называется стабилизацией нефти - подразумевается, что после него нефть будет сохранять свой углеводородный состав и основные физико-химические свойства при транспортировке и хранении.
Объективно говоря, разгазирование пластовой нефти начинается еще в скважине по мере продвижения ее наверх: из-за падения давления в жидкости газ из нее постепенно выделяется. Таким образом, наверху приходится иметь дело уже с двухфазным потоком - нефть / попутный газ. Их совместное хранение и транспортировка оказываются экономически невыгодными и затруднительными с технологической точки зре-ния. Чтобы переместить двухфазный поток по трубопроводу, необходимо соз-дать в нем условия постоянного перемешивания, чтобы газ не отделялся от нефти и не создавал в трубе газовые пробки. Все это требует дополнительных затрат. Намного проще оказывается пропустить газонефтяной поток через сепаратор и максимально отделить от нефти ПНГ. Получить абсолютно стабильную нефть, составляющие которой совсем не будут испаряться в атмосферу, практически невозможно. Некоторое количество газа все равно останется и будет извлечено в процессе нефтепереработки.
Кстати, сам попутный нефтяной газ - это ценное сырье, которое может использоваться для получения электро энергии и тепла, а также в качестве сырья для нефтехимических производств. На газоперерабатывающих заводах из ПНГ получают технически чистые отдельные углеводороды и их смеси, сжиженные газы, серу.
Из истории дистилляции
Дистилляция, или перегонка, - процесс разделения жидкостей путем их испарения и последующей конденсации. Считается, что впервые этот процесс освоили в Древнем Египте, где он применялся при получении из кедровой смолы масла для бальзамирования тел умерших. Позднее смолокурением для получения кедрового масла занимались и римляне. Для этого горшок со смолой ставили на огонь и накрывали шерстяной материей, на которой собиралось масло.
Аристотель описал процесс дистилляции в своей работе «Метеорология», а также упоминал вино, пары которого могу вспыхнуть - косвенно подтверждение того, что его предварительно могли подвергнуть перегонке, чтобы повысить крепость. Из других источников известно, что вино перегоняли в III веке до н. э. в Древнем Риме, правда, не для получения бренди, а для изготовления краски.
Следующие упоминания дистилляции относятся к I веку н. э. и связаны с работами александрийских алхимиков. Позднее этот метод у греков переняли арабы, которые активно использовали его в своих опытах. Также достоверно известно, что дистилляцией алкоголя в XII веке занимались в Салернской врачебной школе. В те времена, впрочем, дистилляты спирта употреблялись не как напиток, а в качестве лекарства. В XIII веке флорентийский медик Тадео Альдеротти впервые осуществил фракционирование (разделение) смеси жидкостей. Первая книга, целиком и полностью посвященная вопросам дистилляции, была опубликована в 1500 году немецким врачом Иеронимом Бруншвигом.
Долгое время для перегонки применялись достаточно простые устройства - аламбик (медный сосуд с трубкой для отвода пара) и реторта (стеклянная кол-ба с узким и длинным наклонным носиком). Техника стала совершенствоваться в XV веке. Однако предшественники современных ректификационных колонн для перегонки нефти, в которых происходит теплообмен между противонаправленными потоками жидкости и пара, появились лишь в середине XIX века. Они позволили получать спирт крепостью 96% с высокой степенью очистки.
Также на месторождении от нефти отделяют воду и механические примеси. После этого она поступает в магистральный нефтепровод и отправляется на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). Прежде чем приступить к пере-работке, нефть необходимо очистить от содержащихся в ней солей (хлоридов и сульфатов натрия, кальция и магния), которые вызывают коррозию оборудования, оседают на стенках труб, загрязняют насосы и клапаны. Для этого используются электрообессоливающие установки (ЭЛОУ). Нефть смешивают с водой, в результате чего возникает эмульсия - микроскопические капельки воды в нефти, в которых растворяется соль. Получившуюся смесь подвергают воздействию электрического поля, из-за чего капли соленой воды сливаются друг с другом и затем отделяются от нефти.
Нефть представляет собой сложную смесь углеводородов и неуглеводородных соединений. с помощью первичной перегонки ее можно разделить только на части - дистилляты, содержащие менее сложную смесь. из-за сложного состава нефтяные фракции выкипают в определенных температурных интервалах.
Фракционный состав
Многие процессы на НПЗ требуют подогрева нефти или нефтепродуктов. Для этого используются трубчатые печи. Нагрев сырья до требуемой температуры происходит в змеевиках из труб диаметром 100–200 мм.
Нефть состоит из большого количества разных углеводородов. Их молекулы различаются массой, которая, в свою очередь, определяется количеством составляющих их атомов углерода и водорода. Чтобы получить тот или иной нефтепродукт, нужны вещества с совершенно определенными характеристиками, поэтому переработка нефти на НПЗ начинается с ее разделения на фракции.
Согласно исследованию нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств, проведенному Американским нефтяным институтом, номенклатура нефтепродуктов, выпускаемых на современных НПЗ и имеющих индивидуальные спецификации, насчитывает более 2000 пунктов.
В одной фракции могут содержаться молекулы разных углеводородов, но свойства большей части из них близки, а молекулярная масса варьируется в определенных пределах. Разделение фракций происходит путем перегонки и основано на том, что у разных углеводородов температура кипения различается: у более легких она ниже, у более тяжелых - выше. Этот процесс называется перегонкой (дистилляцией).
Основные фракции нефти определяют по интервалам температур, при которой кипят входящие в них углеводороды: бензиновая фракция - 28–150°C, керосиновая фракция - 150–250°C, дизельная фракция, или газойль, - 250–360°C, мазут - выше 360°C. Например, при температуре 120°C большая часть бензина уже испарилась, но керосин и дизельное топливо находятся в жидком состоянии. Когда температура поднимается до 150°C, начинает кипеть и испаряться керосин, после 250°C - дизель.
Существует ряд специфических названий фракций, используемых в нефтепереработке. Так, например, головной пар - это наиболее легкие фракции, полученные при первичной переработке. Их разделяют на газообразную составляющую и широкую бензиновую фракцию. Боковые погоны - это керосиновая фракция, легкий и тяжелый газойль.
От колонны к колонне
Ректификационная колонна
Ректификационная колонна - вертикальный цилиндр, внутри которого расположены специальные перегородки (тарелки или насадки). Пары нагретой нефти подаются в колонну и поднимаются вверх. Чем более легкие фракции испаряются, тем выше они поднимутся в колонне. Каждую тарелку, расположенную на определенной высоте, можно рассматривать как своего рода фильтр - в прошедших ее парах остается все меньшее количе-ство тяжелых углеводородов. Часть паров, конденсировавшихся на определен-ной тарелке или не достигнув ее, стекает вниз. Эта жидкость, носящая название флегмы, встречается с поднимающимся паром, происходит теплообмен, в ре-зультате которого низкокипящие составляющие флегмы снова превращаются в пар и поднимаются вверх, а высококипящие составляющие пара конденсируются и стекают вниз с оставшейся флегмой. Таким образом удается достичь более точного разделения фракций. Чем выше ректификационная колонна и чем больше в ней тарелок, тем более узкие фракции можно получить. На современных НПЗ высота колонн превышает 50 м.
Простейшую атмосферную перегонку нефти можно провести путем обычного нагревания жидкости и дальнейшей конденсации паров. Весь отбор здесь заключается в том, что собирается конденсат паров, образовавшихся в разных интервалах температуры кипения: сначала выкипают и затем конденсируются легкие низкокипящие фракции, а затем средние и тяжелые высококипящие фракции углеводородов. Конечно, при таком способе говорить о разделении на узкие фракции не приходится, так как часть высококипящих фракций переходит в дистиллят, а часть низкокипящих не успевает испариться в своем температурном диапазоне. Чтобы получить более узкие фракции, применяют перегонку с ректификацией, для чего строят ректификационные колонны
50
метров и больше может достигать высота ректификационных колонн на современных нпз
Отдельные фракции могут подвергаться и повторной атмосферной перегонке для разделения на более однородные компоненты. Так, из бензинов широкого фракционного состава получают бензольную, толуольную и ксилольную фракции - сырье для получения индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилола). Повторной перегонке и дополнительному разделению могут подвергать и дизельную фракцию.
Перегонка нефти на современных атмосферных установках может осуществляться как однократное испарение в одной ректификационной колонне, двукратное испарение в двух последовательно расположенных колоннах или перегонка с предварительным испарением легких фракций в колонне предварительного испарения.
Перегонка нефти на современных атмосферных установках и на атмосферных секциях комбинированных установок может осуществляться разными способами: как однократное испарение в одной ректификационной колонне, двукратное испарение в двух последовательно расположенных колоннах или перегонка с предварительным испарением легких фракций в колонне предварительного испарения. Так-же ректификационные колонны могут быть вакуумными, где конденсация паров происходит при минимальном давлении.
Фракции, кипящие при температуре свыше 360°C, при атмосферной перегонке (перегонке при атмосферном давлении) не отделяются, так как при более высокой температуре начинается их термическое разложение (крекинг): крупные молекулы распадаются на более мелкие и состав сырья меняется. Чтобы этого избежать, остаток атмосферной дистилляции (мазут) подвергают перегонке в вакуумной колонне. Так как в вакууме любая жидкость кипит при более низкой температуре, это позволяет разделить и более тяжелые составляющие. На этом этапе выделяются фракции смазочных масел, сырье для термического или каталитического крекинга, гудрон.
В ходе первичной переработки получают разные виды сырья, которые затем будут подвергаться химическим преобразованиям в рамках вторичных процессов. У них уже привычные названия - бензин, керосин, дизель, - но они еще не соответствуют требованиям к товарным нефтепродуктам. Их дальнейшая трансформация необходима, чтобы улучшить потребительские качества, очистить, создать продукты с заданными характеристиками и повысить глубину переработки нефти.
