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.

Перегонка, основанная на принципе однократного испарения: перегонка с однократным испарением.

Молекулярная дистилляция для высокомолекулярных соединений и смол.

Имитированная перегонка.

У людей, далеких от химии, слово "углеводород", скорее всего, ассоциируется с нефтью и газом. Удивительного в этом ничего нет, поскольку, нефть и природный газ на начало 21-го столетия продолжают оставаться основными мировыми энергоносителями и сырьем для химической промышленности. Если вы слишите с экрана телевизора словосочетание "природные углеводороды", с вероятностью 99% можно сказать, что речь идет именно о нефти или газе.

Так уж сложилось, что за свою геологическую историю, которая составляет порядка 4,5 млрд. лет, наша планета накопила в своих недрах колоссальные объемы нефти, которую люди назвали "черным золотом", ибо нефть является сырьем для колоссального кол-ва продуктов, без которых современная жизнь попросту немыслима - это разнообразные синтетические спирты, моющие средства, резины и пластмассы, растворители, химические волокна и т.п. (список можно продолжать до бесконечности). В этом списке мы не упомянули бензин, на котором работают миллиарды двигателей внутреннего сгорания, установленных на автомобилях, самолетах, кораблях и других механизмах.

Именно благодаря крупным нефтяным месторождениям некоторые среднеазиатские государства за короткое время превратились из стран "третьего мира" в настоящие цветущие оазисы современной цивилизации.

По своей сути нефть является осадочным материалом животного и растительного происхождения, который находился сотни миллионов лет в земной коре. С химической точки зрения нефть представляет сложную смесь углеводородов, имеющих различные значения молекулярной массы - в жидкой смеси растворены легкие и тяжелые углеводороды.

Для того, чтобы нефть стала "черным золотом", необходимо выделить из черной жижи ее ценные составные компоненты или, говоря научным языком, произвести рафинирование (очищение ) сырой нефти. Данный процесс осуществляется на специальных нефтеочистительных или нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ), где производится промышленное очищение нефтяной смеси и ее отдельных соединений, из которых затем получают топливо и сырье для химической промышленности. Такая очистка состоит из нескольких процессов, первым из которых идет фракционная перегонка сырой нефти.

В основе фракционной перегонки нефти лежит процесс конденсации нагретого пара на более холодных поверхностях. Например, простейшим примером перегонки является процесс самогоноварения.

Процесс перегонки можно использовать для отделения и очистки смеси, поскольку в первую очередь будет закипать та составляющая жидкой смеси, которая имеет наименьшую температуру кипения - пары этой составляющей будут конденсироваться в жидкость, которую потом можно собирать, получая уже чистый компонент. Затем, будет закипать составляющая с более высокой точкой кипения и т.д.

Аналогичный метод используется при очистке нефти (фракционная перегонка), когда нефтяная смесь нагревается, после чего осуществляется выделение и сбор различных фракций сырой нефти. Фракцией называют группу углеводородов, имеющих одинаковую точку кипения.

Схема фракционной перегонки сырой нефти показана на рисунке ниже.

Сырая нефть предварительно нагревается в специальной печи, что приводит к ее испарению - горячие нефтяные пары направляются в громадную колонную фракционной перегонки, где, собственно, и происходит разделение ее на фракции. Наиболее легкие углеводороды (имеющие низкую молекулярную массу) поднимаются в верхнуюю часть колонны, соответственно, наиболее тяжелые углеводороды (имеющие высокую молекулярную массу), собираются в нижней части колонны. По мере того, как каждая фракция достигает своей точки кипения, осуществляется ее сбор и отвод из колонны фракционной перегонки.

Все углеводороды, входящие в одну фракцию, сходны по размерам и сложности, поэтому испльзуются в химической промышленности для одних и тех же целей.

Принято выделять 6 фракций:

1. Первая фракция (газы ) имеет точку кипения до 40°C. Основным компонентом первой фракции является газ метан CH 4 . Также продуктами первой фракции являются газы пропан C 3 H 8 и бутан C 4 H 10 . Данные газы нашли широкое применение в качестве топлива, кроме этого, нефтепродукты первой фракции используются в производстве различных пластмасс.
2. Вторая фракция (бензины ) имеет точку кипения 40-180°C. Начинается вторая фракция пентаном C 5 H 12 и заканчивается деканом C 10 H 22 . Путем повторной перегонки из нефтепродуктов второй фракции получают петролейный эфир (40-70°C), авиационный бензин (70-100°C), автомобильный бензин (100-120°C).
3. Третья фракция (керосины ) имеет точку кипения 180-270°C. В третью фракцию входят углеводороды в диапазоне от C 10 H 22 до C 16 H 34 . Нефтепродукты третьей фракции используются в качестве ракетного топлива.
4. Четвертая фракция (соляровые масла ) имеет точку кипения 270-360°C. C 12 H 26 -C 20 H 42 . Нефтепродукты четвертой фракции используются в качестве сырья для получения смазочных масел и дизельного топлива.
5. Пятая фракция (мазут ) имеет точку кипения 360-550°C. В пятую фракцию входят углеводороды от C 20 до C 36 , которые являются сырьем для получения тяжелых смазочных масел и минеральных масел, вазелина, парафина.
6. Шестая фракция (асфальт ) имеет точку кипения выше 550°C. В данную фракцию входят остаточные полутвердые и твердые материалы.

Тема 9 «ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ»

1. Происхождение и состав нефти. Добыча и подготовка нефти к переработке.

3. Основы технологии производства и переработки полимерных материалов.

4. Основы технологии производства резинотехнических изделий.

Происхождение и состав нефти. Добыча и подготовка нефти к переработке

Из всех известных видов топлива наибольшее значение имеет органическое топливо, сжиганием которого получают тепловую энергию, а переработкой ‑ сырье для химической промышленности.

В настоящее время наиболее широко применяются продукты переработки нефти (нефтепродукты). Их производство осуществляется и в нашей стране, поэтому подробно рассмотрим технологии переработки нефти.

Нефть является жидким горючим ископаемым. Она залегает обычно на глубине 1,2 ‑2 км и более в пористых или трещиноватых горных породах (песках, песчаниках, известняках). Нефть представляет собой маслянистую жидкость от светло-коричневого до темно-бурого цвета со специфическим запахом, плотностью 0,65‑1,05 г/см 3 . По составу нефть представляет собой сложную смесь углеводородов, главным образом парафиновых и нафтеновых, в меньшей степени ‑ ароматических. Ее элементный состав (массовая доля, %): углерод (С) ‑ 82‑87, водород (Н) ‑ 11‑14, сера (S) ‑ ОД‑5,5.

В зависимости от получаемых из нефти продуктов существует три варианта ее переработки:

топливный , применяемый для получения моторного и котельного топлива;

топливно-масляный , которым вырабатывают топливо и смазочные масла;

нефтехимический (комплексный), продуктами которого являются не только топливо и масла, но и сырье для химической промышленности (олефины, ароматические и предельные углеводороды и др.).

Жидкое топливо, полученное из нефти, в зависимости от использования делят на:

карбюраторное (авиационные и автомобильные бензины) ‑ для двигателей внутреннего сгорания;

реактивное (керосин) ‑ для реактивных и газотурбинных двигателей;

Дизельное (газойль, соляровый дистиллят) ‑ для дизельных двигателей.

котельное (мазут) ‑ для топок паровых котлов, генераторных установок, металлургических печей. В общем случае переработка нефти на нефтепродукты включает ее добычу, подготовку и процессы первичной и вторичной переработки.

Добыча нефти осуществляется посредством бурения скважин.

Подготовка извлеченной из недр нефти заключается в удалении из нее примесей (попутного газа, пластовой воды с минеральными солями, механических включений) и стабилизации по составу. Эти операции проводят как непосредственно на нефтяных промыслах, так и на нефтеперерабатывающих заводах.

Первичная переработка нефти , осуществляемая физическими методами (главным образом прямой перегонкой), состоит в разделении ее на отдельные фракции (дистилляты), каждая из которых является смесью углеводородов.

Вторичная нефтепереработка представляет собой разнообразные процессы переработки нефтепродуктов, полученных в результате первичной переработки. Эти процессы сопровождаются деструктивными превращениями содержащихся в нефтепродуктах углеводородов и являются по своей сути химическими процессами.

Прямая перегонка нефти. Крекинг нефтепродуктов

Процесс прямой перегонки основан на явлениях испарения и конденсации смеси веществ с различными температурами кипения.

Кипение смеси начинается при температуре, равной средней температуры кипения составных частей. При этом в парообразную фазу переходят преимущественно легкие низкокипящие компоненты (имеющие меньшую плотность и кипящие при более низких температурах), а в жидкой фазе остаются высококипящие (имеющие большую плотность и кипящие при более высоких температурах). Если образовавшуюся парообразную фазу отвести и охладить, из нее конденсируется жидкая. В нее перейдут главным образом высококипящие (тяжелые) компоненты, а в парообразной фазе останутся легкие.

Таким образом, из исходной смеси получают три фракции. Одна из них, оставшаяся жидкой при кипении, содержит преимущественно высококипящие компоненты; вторая, сконденсировавшаяся, имеет состав, близкий к составу исходной смеси; третья, парообразная, содержит в основном низкокипящие компоненты.

За счет однократных (перегонка) либо многократных (ректификация) процессов кипения и конденсации полученных фракций можно добиться достаточно полного разделения низко- и высококипящих компонентов.

Технологический процесс прямой перегонки нефти состоит из четырех основных операций: нагрева смеси, испарения, конденсации и охлаждения полученных фракций.

В зависимости от глубины переработки нефти установки перегонки подразделяются на два вида:

Одноступенчатые, работающие при атмосферном давлении (AT);

Двухступенчатые (атмосферно-вакуумные) (АВТ), в которых первая ступень, как правило, работает при атмосферном давлении, а другая ‑ при давлении ниже атмосферного (5‑8 кПа)-

При двухступенчатой перегонке нефть предварительно обессоливают и обезвоживают, затем нагревают в трубчатой печи первой ступени до температуры 300 ‑ 350 ° С (на 25 ‑ 30 ° С выше температуры кипения). Разделение нефти на фракции производят в ректификационной колонне, которая представляет собой цилиндрический аппарат высотой 25 ‑ 55 м и диаметром 5 ‑ 7 м. Предварительно нагретую нефть подают в нижнюю часть колонны- Здесь нефть закипает и разделяется на две фазы: парообразную и жидкую. Жидкие продукты стекают вниз, а пары поднимаются вверх по колонне. В верхнюю часть колонны подается орошающая жидкость (флегма). Поднимающиеся снизу пары многократно контактируют по высоте колонны со стекающей жидкой фазой. Встречаясь с поднимающимися горячими парами, орошающая колонну жидкость нагревается и частично испаряется. Пары, отдавая ей теплоту, конденсируются, и конденсат стекает в нижнюю часть колонны. По мере подъема паров их температура уменьшается, при этом стекающая вниз флегма все более обогащается тяжелыми фракциями, поднимающиеся пары ‑ легкими. Внизу колонны собирается жидкость, содержащая наиболее тяжелые фракции (мазут). Мазут сливается из нижней части колонны и охлаждается в теплообменниках, нагревая при этом подаваемую в колонну нефть.

Для поддержания процесса кипения в ректификационную колонну подается перегретый пар, который уносит с собой остатки легких фракций, не испарившихся ранее. Самая легкая бензиновая фракция при температуре 180 ‑ 200 ° С отводится из колонны в виде паров в конденсатор и отделяется от воды в сепараторе. Часть бензиновой фракции возвращается в колонну для орошения.

С промежуточных зон колонны отводятся так называемые средние фракции: керосиновая, кипящая при температуре 200 ‑ 300 °С, и газойлевая (температура кипения 300 ‑ 350 °С). Иногда отводят также другие фракции, например лигроин (160‑200 °С), керосиногазойлевую фракцию (270-320 °С).

Полученный после первоначальной перегонки мазут (его выход ‑ около 55 % исходной нефти) из первой ректификационной колонны перекачивается в трубчатую печь второй ступени, где нагревается до 400 ‑ 420 °С. Из печи мазут поступает во вторую ректификационную колонну, работающую при давлении ниже атмосферного (остаточное давление ‑ 5 ‑ 8 кПа). Из Нижней части этой колонны выводится гудрон, а по высоте отбираются масляные дистилляты.

Производительность двухступенчатых установок составляет 8 ‑ 9 тыс. т нефти в сутки. Выход бензина при прямой перегонке зависит от фракционного состава нефти и колеблется от 3 до 1 5 % .

Основы технологии крекинга нефтепродуктов. Сравнительно малый выход бензина (до 15 %)при прямой перегонке вызывает необходимость переработки других, менее ценных фракций, получаемых при прямой перегонке нефти и содержащих тяжелые молекулы углеводородов. Такая переработка называется крекингом.

Крекинг (англ, to creak ‑ раскалывать, расщеплять) – расщепление длинных молекул тяжелых углеводородов входящих в состав, например мазута, на более короткие легких молекулы легких низкокипящих продуктов.

Главными факторами, влияющими на протекание процесса крекинга, являются температура и продолжительность выдержки: чем выше температура и больше продолжительность выдержки, тем полнее идет процесс и больше выход продуктов крекинга. Большое влияние на ход и направление процесса крекинга оказывают катализаторы. При соответствующем подборе катализатора можно проводить реакцию при меньших температурах, обеспечивая получение необходимых продуктов и увеличение их выхода.

Исходя из вышеизложенного, различают две разновидности крекинга: термический и каталитический.

Термический крекинг ведут при повышенных температурах под высоким давлением (температура 450‑500 °С и давление 2‑7 МПа). Основной целью термического крекинга является получение светлого топлива из мазута или гудрона.

Термический крекинг осуществляется в трубчатых печах, в которых происходит расщепление тяжелых углеводородов.

Далее смесь продуктов крекинга и непрореагировавшего сырья проходит через испаритель, в котором отделяется креаток, т.е. вещества, не поддающиеся крекингу. Легкие продукты поступают в ректификационную колонну для разделения и получения легких товарных фракций. При термическом крекинге, например мазута, примерный состав продуктов следующий: крекинг-бензина ‑ 30‑35 %, крекинг-газов ‑ 10‑15, крекинг-остатка ‑ 50‑55 %. Крекинг-бензины применяются как компоненты автомобильных бензинов, крекинг-газы используются как топливо или сырье для синтеза органических соединений; крекинг-остаток, представляющий собой смесь смолистых, асфальтеноновых веществ, применяется как котельное топливо или сырье дяля производства битумов.

Термический крекинг может быть двух видов: низкотемпературный (висбрекинг) и высокотемпературный (пиролиз).

Низкотемпературный к р е к и н г осуществляется при температуре 440‑500 °С и давлении 1,9‑3 МПа, при этом длительность процесса составляет 90‑200 с. Он используется в основном для получения котельного топлива из мазута и гудрона.

Высокотемпературный крекинг протекает при температуре 530‑600 °С и давлении 0,12‑0,6 МПа и длится 0,5‑3 с. Его основное назначение ‑ получение бензина и этилена. В качестве побочных продуктов образуются пропилен, ароматические углеводороды и их производные.

Каталитический крекинг ‑ переработка нефтепродуктов в присутствии катализатора. В последнее время этот метод находит все большее применение для получения светлых нефтепродуктов, в том числе бензинов. К его достоинствам относят:

Высокую скорость процесса, в 500‑4000 раз превышающую скорость термического крекинга, и как следствие, ‑ более мягкие условия процесса и меньшие энергозатраты;

Увеличение выхода товарных продуктов, в том числе бензинов, характеризующихся высоким октановым числом и большей стабильностью при храпении;

Возможность ведения процесса в нужном направлении и получение продуктов определенного состава;

большой выход газообразных углеводородов, являющихся сырьем для органического синтеза;

использование сырья с высоким содержанием серы вследствие гидрирования сернистых соединений и выделения их в газовую фазу с последующей утилизацией.

В качестве катализаторов на установках каталитического крекинга используются синтетические алюмосиликаты.

Продукты каталитического крекинга из реактора поступают в ректификационную колонну, где разделяются на газы, бензин, легкий и тяжелый каталитические газойли. Непрореагировавшее сырье из нижней части колонны возвращается в реактор.

Примерный выход продуктов при каталитическом крекинге следующий: крекинг-бензин ‑ 35 ‑ 40 % ; крекинг-газ ‑ 15 % легкий крекинг-газойль ‑ 35 ‑ 40 % , тяжелый крекинг-газойль ‑ 5‑8 % .

Бензин каталитического крекинга характеризуется хорошими эксплуатационными свойствами. Газы каталитического крекинга выгодно отличаются высоким содержанием изобутана и бутилена, используемых в производстве синтетических каучуков.

Разновидностью каталитического крекинга является риформинг, ход реакций в котором направлен главным образом на образование ароматических углеводородов и изомеров. В зависимости от катализатора различают следующие разновидности риформинга:

Платформинг (катализатор на основе платины);

Рениформинг (катализатор на основе рения).

На практике наибольшее распространение получил платформинг, представляющий собой каталитический процесс переработки бензино-лигроиновых фракций прямой перегонки, осуществляемый в присутствии водорода. Если платформинг проводится при 480 ‑ 510 °С и давлении от 15- 10 5 до 3 10 6 Па, то в результате образуются бензол, толуол и ксилол. При давлении 5 10 6 Па получаются бензины, отличающиеся наивысшей стабильностью и малым содержанием серы.

Наряду с жидкими продуктами при всех способах каталитическогориформинга образуются газы, содержащие водород, метан, пропан и бутан. Газы риформинга используют как сырье для органического и неорганического синтеза: метанола (этилового спирта), аммиака и других соединений. Выход газов каталитического риформинга составляет 5‑15 % массы сырья. Завершающей стадией нефтепереработки является очистка нефтепродуктов , которая осуществляется химическими и физико-химическими способами. К химическим методам очистки нефтепродуктов относятся очистка серной кислотой и с помощью водорода (гидроочистка,) к физико-химическим ‑ адсорбционные и абсорбционные способы очистки.

Сернокислотная очистка заключается в том, что продукт смешивают с небольшим количеством 90‑93 % Н 2 SО 4 при обычной температуре. В результате химических реакций получаются очищенный продукт и отходы, которые можно использовать для производства серной кислоты.

Гидроочистка заключается во взаимодействии водорода с очищаемым продуктом в присутствии алюмокобальтмолибденовых катализаторов при температуре 380‑420 °С и давлении от 35 10 5 до 4 10 6 Па и удалении сероводорода, аммиака и воды.

При адсорбционном методе очистки нефтепродукты обрабатывают отбеливающими глинами или силикагелем. В этом случае адсорбируются сернистые, кислородосодержащие соединения, смолы и легкоминерализующиеся углеводороды.

Абсорбционные методы очистки заключаются в избирательном (селективном) растворении вредных компонентов нефтепродуктов. В качестве селективных растворителей как правило используются жидкая двуокись серы, фурфурол, нитробензол, дихлорэтиловый эфир и др.

После очистки нефтепродукты не всегда остаются стабильными. В этих случаях к ним добавляются в очень небольших количествах антиокислители (ингибиторы), резко замедляющие реакции окисления смолистых веществ, входящих в состав нефтепродуктов. В качестве ингибиторов применяют фенолы, ароматические амины и другие соединения. Переработка нефти характеризуется высоким уровнем затрат на сырье (50-75 % себестоимости продуктов нефтепереработки)электрическую и тепловую энергию, а также на основные фонды. Уровень затрат в нефтепереработке существенно зависят от состава нефти, предопределяющего глубину ее переработки, технологической схемы переработки, степени подготовки сырья к переработке и т.д. Так, при переработке высокосернистой нефти дополнительные капитальные и эксплуатационные затраты на ее перекачку и подготовку примерно в 1,5 выше, чем при переработке малосернистой нефти. В свою очередь высокопарафинистая вязкая нефть требует дополнительных затрат по ее депарафинизации, перекачке и хранению.

При перегонке нефти, основанной на разнице температур кипения отдельных компонентов, получают фракции или дистил- латы.
Каждая из фракций может быть разогнана в более узких интервалах температур. Перегонка нефти производится при атмосферном давлении. Остаток после перегонки нефти - мазут - может быть подвергнут фракционированию под вакуумом.
В табл. 9.1 приведены основные фракции перегонки нефти при атмосферном давлении.
Бензиновая фракция используется как топливо, может служить сырьем для производства индивидуальных углеводородов.
Таблица 9.1. Фракции (дистилляты) нефти

Керосиновую фракцию применяют в качестве топлива для реактивных двигателей в виде осветленного керосина и как сырье для производства лаков и красок.
Соляровое масло и дизельные фракции служат дизельным топливом и сырьем для получения жидких парафинов путем депарафинизации.
Мазут находит применение как котельное топливо и в качестве сырья во вторичных процессах переработки. После вакуумной перегонки мазута получают газойлевые, масляные фракции и гудрон. Масляные фракции используют в качестве сырья для вторичной переработки нефти в целях получения смазочных масел, кокса и битума. Гудрон применяют при подготовке асфальтовых смесей и в производстве битума.
Физические и химические процессы перегонки включают два основных этапа: нагревание до высоких температур; разделение продуктов.
Основное оборудование для нагревания - печи для нагрева сырья и промежуточных продуктов, а также различные теплообменники.
Разделение продуктов нефтеперегонки проводят в ректификационных колоннах.
Трубчатые печи являются аппаратами, предназначенными для передачи теплоты, выделяемой при сжигании топлива, нагреваемому продукту. Имеется много разновидностей трубчатых печей, используемых на установках первичной переработки, каталитического крекинга, каталитического риформинга, гидроочистки и других процессов.
На рис. 9.2 и 9.3 приведены некоторые характерные типы печей, применяемых на установках нефтеперерабатывающих заводов.
На рис. 9.2 представлена типовая трубчатая печь шатрового типа, имеющая две топочные камеры, разделенные перевальными стенками. В топочных камерах сжигается топливо. По стенкам камеры размещены трубы в виде потолочных и подовых экранов. Здесь теплота сжигаемого топлива передается трубам за счет радиации от факела, образующегося при сжигании топлива. Между перевальными стенками расположена камера конвекции, в которой теплота передается продукту, находящемуся в трубах, непосредственным соприкосновением дымовых газов. Передача теплоты в камерах конвекции тем эффективнее, чем выше скорость дымовых газов в печи и чем больше поверхность труб конвекционного пучка. Сырье в печи сначала направляется в конвекционную камеру, а затем - в камеру радиации. Основная доля теплоты нагреваемому сырью или продукту передается в камере радиации (70 - 80 %), на долю конвекционной камеры приходится 20-25 %. В топочные камеры с помощью форсунок подают распыленное топ-

Рис. 9.2. Типовая двухкамерная трубчатая печь шатрового типа:
1- потолочный экран; 2- конвективный пучок труб; 3- трубная решетка конвективного пучка; 4- взрывное окно; 5- трубная подвеска; 6- каркас печи; 7- смотровой люк; 8- подвесная кладка; 9- туннель для форсунки;
10- подовый экран

ливо, а также необходимый для горения воздух. Топливо интенсивно перемешивается с воздухом, что обеспечивает его эффективное горение.
Температура на входе сырья в печь зависит от степени использования теплоты отходящих горячих продуктов из ректификационных колонн и составляет обычно 180 - 230 °С. Температура выхода сырья из печи зависит от фракционного состава сырья. При атмосферной перегонке нефти температура поддерживается на уровне 330-360 °С, а при вакуумной перегонке - 410 - 450 °С. Температура дымовых газов, покидающих печь и направляемых в дымовую трубу, зависит от температуры поступающего в печь сырья и превышает ее на 100-150 °С. В отдельных случаях отходящие газы направляют в теплообменник для использования их тепловой энергии.
Теплообменники выполняют различные функции и используют разные теплоносители. На долю теплообменников приходится до 40 % металла всего оборудования технологических установок.
На рис. 9.4 представлен теплообменник-испаритель. Теплообменники такого типа применяют для внесения тепла в нижнюю

а - двухкамерная коробчатого типа с излучающими стенками; б- двухкамерная коробчатого типа с верхним отводом газов сгора-
ния и с экранами двухстороннего облучения; в - с объемно-настильным сжиганием топлива

Рис. 9.4. Теплообменник с паровым пространством (испаритель):
1- штуцер для удаления трубного пучка; 2 - днише; 3 - люк-лаз; 4- корпус; 5- сливная пластина; б- «плавающая головка»; 7- трубный пучок; 8- распределительная камера

часть ректификационной колонны тех технологических установок, где не требуется подогрев до высоких температур.
Теплообменник-испаритель состоит из корпуса 4, в котором находится трубный пучок 7 с «плавающей головкой» 6. Внутри корпуса установлена сливная пластина 5. Трубный пучок одной стороной соединен с распределительной камерой, имеющей внутри сплошную горизонтальную перегородку. Камера имеет два штуцера для входа и выхода теплоносителя (пара или горячего нефтепродукта). На корпусе расположено три штуцера: один - для входа нагреваемого углеводородного продукта, второй - для выхода отпаренного нефтепродукта после сливной пластины и третий - для выхода паров и направления их в ректификационную колонну.
Уровень продукта в испарителе поддерживается сливной перегородкой 5 так, что при нормальной работе пучок 7 полностью покрыт отпариваемым нефтепродуктом. По трубному пучку направляют теплоноситель (насыщенный пар или горячий нефтепродукт). Отдав свое тепло нагреваемой среде, теплоноситель выходит через другой штуцер.
С начала 80-х годов XX в. на НПЗ началась массовая замена водяных холодильников конденсаторами воздушного охлаждения. Их применение позволило снизить затраты на эксплуатацию теплообменников и решить ряд экологических проблем. Аппараты воздушного охлаждения (АВО) (рис. 9.5) оборудованы плоскими трубными пучками, по которым проходит охлаждаемый поток
нефтепродуктов. Через этот пучок направляют поток воздуха, нагнетаемый вентилятором.
Ректификационные колонны представляют собой аппараты для разделения продуктов, имеющих различную температуру кипения. Чаще всего они оборудованы барботажными колпаками. Ректификационная колонна представляет собой как бы несколько самостоятельных установок, поставленных друг на друга, с отбором проб по высоте колонны. Процесс перегонки ведут в ректификационных колоннах под давлением (рис. 9.6).
Сырую нефть нагревают первоначально в теплообменнике до температуры 170- 180 °С и направляют в трубчатую печь, где нефть находится под некоторым избыточным давлением и нагревается до 300 - 350 °С. Нагретая парожидкостная смесь подается в нижнюю часть ректификационной колонны. Давление снижается, происходит испарение легких фракций и отделение их от жидкого остатка - мазута. Пары поднимаются в верхнюю часть колонны, контактируя с нисходящим потоком (флегмой). В результате этого наиболее легкие вещества концентрируются в верхней части колонны, наиболее тяжелые - в нижней части, а промежуточные продукты - между ними. По ходу движения продуктов идет их отбор.
Так как более легкие продукты (пар) должны проходить через более тяжелые продукты (жидкость) и находиться с ними в равновесии в любом месте колонны, то в каждом потоке присутству-

Рис. 9.5. Аппарат воздушного охлаждения с горизонтальным расположением секций

Рис. 9.6. Ректификационная колонна с боковой отпарной секцией:
I - печь для подогрева; 2- ректификационная колонна

ют очень летучие компоненты, так называемые головные погоны нефти.
Для удаления легких фракций из бокового погона иногда предусматривается отпарная колонна (секция). Боковой погон поступает в верхнюю часть отпарной секции, легкие фракции отгоняются паром в противотоке и вновь направляются в основную колонну.
Имеются три вида отходов фракционирования сырой нефти: вода, отводимая из верхнего сборника перед рециркуляцией, содержит сульфиды, хлориды, меркаптаны и фенол; слив из линий для отбора проб нефти. Эта вода содержит повышенную концентрацию нефти, иногда - в виде эмульсий; устойчивая нефтяная эмульсия, образующаяся в барометрических конденсаторах, используемых для создания вакуума.
На современных нефтеперерабатывающих заводах вместо барометрических конденсаторов применяют поверхностные конденсаторы, состоящие из ряда последовательно установленных кожухотрубных теплообменников, в которых охлаждаются конденсирующиеся вещества, а вода для охлаждения не имеет прямого контакта с конденсатором.