Сайт nashuch.ru и его партнеры используют на этом сайте определенные технологии, в том числе файлы cookie, чтобы подбирать материалы и рекламу на основе интересов и анализа активности пользователей. Чтобы узнать подробности, ознакомьтесь с нашей политикой конфиденциальности. Оставаясь на сайте, вы даете согласие на использование этих технологий. nashuch.ru также участвует в рекламной деятельности третьих сторон, которая учитывает интересы пользователей. Это позволяет поддерживать наши сервисы и предлагать вам подходящие материалы. Нажимая кнопку «Принять», вы выражаете согласие с описанной рекламной деятельностью.

принять

Реферат по дисциплине: Общая химическая технология Исполнитель



Скачать 254.22 Kb.
Дата11.07.2019
Размер254.22 Kb.
Название файлаГидроочистка дизельного топлива.docx
Учебное заведениеНациональный исследовательский Томский политехнический Университет
ТипРеферат

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования



«Национальный исследовательский Томский политехнический Университет»
c:\users\антон\downloads\11.png

ИШНПТ


НОЦ Н.М. Кижнера
18.03.01 «Химическая технология»

«Гидроочистка дизельного топлива»


реферат

по дисциплине:



Общая химическая технология


Исполнитель:





студент группы

4Г6Б




Мариничев С.С,




07.06.2019



















Руководитель:




доцент НОЦ Н.М. Кижнера







Швалев Ю. Б.

























Томск 2019




ВВЕДЕНИЕ
Дизельное топливо – это нефтепродукт, который используется в качестве топлива в дизельном двигателе. Дизтопливо получают при перегонке нефти из керосиново-газойлевых фракций. Глубокая переработка нефти деструктивными методами с последующим гидроочисткой дистиллятов является наиболее экономичным способом производства больших объёмов моторных топлив. Основным промышленным процессом очистки топлив в России является процесс каталитической гидроочистки, основанный на реакциях гидрогенизации, в результате которых органические соединения серы, кислорода и азота гидрируются в среде водорода на катализаторах с образованием сероводорода, воды, аммиака и углеводородов [1].

Гидроочистка — одноступенчатый процесс, проходящий в наиболее мягких, по сравнению с гидрокрекингом и деструктивной гидрогенизацией, условиях. Процесс протекает при 350 – 430°С, 3.0 – 6.0 МПа, циркуляции водородсодержащего газа 100 – 600 м33 сырья и объемной скорости 3–10 ч-1×с применением катализатора (обычно алюмокобальтмолибденовый или алюмоникельмолибденовый).

Гидроочистке (или гидрооблагораживанию) может подвергаться различное сырье, получаемое как при первичной перегонке нефти, так и при термокаталитических процессах, от газа до масел и парафина. Наибольшее применение гидроочистка имеет для обессеривания сырья каталитического риформинга, а также для получения реактивного и малосернистого дизельного топлива из сернистых и высокосернистых нефтей. При гидроочистке происходит частичная деструкция в основном сероорганических и частично кислород- и азотсодержащих соединений [2].

Цена на дизельное топливо формируется с учетом качества сырья, стоимости добычи, его транспортировки и переработки.


Таблица 1 – Сравнительная цена дизельного топлива экологического стандарта Евро [3]

Марка топлива

Цена, рубль за литр

10.04.19

22.04.19

10.05.19

 Евро 3 сорт С

36,3

35,7

34,2

Евро 4 сорт С

39,1

38,2

37,9

Евро 5 сорт С

46,9

45,9

44,6

«Евро» - принятое в России название европейского экологического стандарта, который в соответствии с решением Европейской экономической комиссии при ООН, действует на территории ЕС и стран СНГ. Его основной задачей является регулирование содержания в продуктах сгорания топлива вредных веществ.

Основные потребители дизельного топлива железнодорожный транспорт, грузовой автотранспорт, водный транспорт, военная техника, дизельные электрогенераторы, сельскохозяйственная техника, а также легковой дизельный автотранспорт. Кроме дизельных двигателей, остаточное дизельное топливо (соляровое масло) зачастую используется в качестве котельного топлива, для пропитывания кож, в смазочно-охлаждающих средствах и закалочных жидкостях, при механической и термической обработке металлов. Области применения дизельного топлива необычайно огромны, так же, как и масштабы его производства. Масштаб производства дизельного топлива на 2016 год российской компанией «Роснефть» составил 23,9 млн тонн. А производство дизельного топлива по всей стране в 2013 году составило 72,6 млн тонн [4].

1 ПРОЦЕСС ГИДРООЧИСТКИ ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА
Целью гидроочистки дизтоплива является удаление из нефтяных фракций S-, N-, O-, металлсодержащих соединений, насыщение непредельных и диеновых углеводородов и в отдельных случаях частичное гидрирование ароматических структур.
1.1 Химизм гидроочистки дизельного топлива
Процесс гидроочистки основывается на реакции умеренной гидрогенизации, в результате которой соединения серы, кислорода и азота превращаются в присутствии водорода и катализатора в углеводороды с выделением сероводорода парафинового и нафтенового ряда в зависимости от природы олефинов в исходном сырье [2].

Относительная скорость и глубина протекания реакции зависит от условий ведения процесса, физико-химических свойств перерабатываемого сырья, применяемого катализатора и его состояния.

В зависимости от строения сернистых соединений меркаптаны, сульфиды алициклического строения, дисульфиды и простые тиофены при гидроочистке превращаются в парафиновые или ароматические углеводороды с выделением сероводорода. Ниже приведены схемы основных реакций гидроочистки [4].



1.2 Эмульсии. Обезвоживание смеси
Эмульсия - это гетерогенная система, состоящая из двух несмешивающихся или малосмешивающихся жидкостей, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капель (глобул) [9].

Различают следующие типы нефтяных эмульсий: нефть в воде (гидрофильная) и вода в нефти (гидрофобная). В первом случае капли нефти распределены в водной дисперсионной среде, во втором - дисперсную фазу образуют капли воды, а дисперсионной средой является нефть.

Образование эмульсий связано с поверхностными явлениями на границе раздела фаз дисперсной системы, прежде всего поверхностным натяжением - силой, с которой жидкость сопротивляется увеличению своей поверхности.

Вещества, способствующие образованию и стабилизации эмульсий, называются эмульгаторами; вещества, разрушающие поверхностную адсорбционную пленку стойких эмульсий - деэмульгаторами.

Эмульгаторами обычно являются полярные вещества нефти (смолы, асфальтены). Установлено, что в образовании стойких эмульсий принимают участие также различные твердые углеводороды: парафины и церезины нефтей. Тип образующейся эмульсии в значительной степени зависит от свойств эмульгатора, они способствуют образованию эмульсии того же типа, что и тип эмульгатора.

На НПЗ поступают эмульсии воды в нефти. Они являются весьма стойкими и в большинстве случаев не расслаиваются под действием одной только силы тяжести. Поэтому необходимо создать условия, при которых возможно укрупнение, слияние глобул воды при их столкновении и выделение из нефтяной среды. Чем благоприятнее условия для передвижения капель, тем легче разрушаются эмульсии.

Различные нефти обладают разной склонностью к образованию эмульсии (эмульсионность) и по этому показателю они разделяются на три группы: высокоэмульсионная (эмульсионность от 80 до 100 %), промежуточная (эмульсионность 40 %), низкоэмульсионная (эмульсионность 1,3-8,0 %). Оценка эмульсионности нефтей позволяет выбирать оптимальный режим и схему процесса их обезвоживания и обессоливания.

Обезвоживание нефти проводят путем разрушения (расслоения) водно-нефтяной эмульсии с применением деэмульгаторов. ПАВ, которые, адсорбируясь на границе раздела фаз, способствуют разрушению капель (глобул) диспергированной в нефти воды.

Деэмульгаторы - это специально синтезированные химические соединения, к которым предъявляются следующие требования [1]:

  • способность не изменять свойства нефти и не реагировать с молекулами воды;

  • высокая деэмульгирующая способность при малых расходах;

  • простота извлечения из сточной воды, отделённой от нефти;

  • нетоксичность, инертность по отношению к оборудованию, невысокая стоимость, доступность.

Существует два типа деэмульгаторов - неэлектролитные и коллоидного типа.

К неэлектролитным деэмульгаторам относятся органические вещества (бензол, спирты, керосин), растворяющие эмульгаторы нефти и снижающие при этом её вязкость. Это способствует быстрой коалесценции капель воды и их осаждению. Их используют главным образом в лабораторной и исследовательской практике. В промышленной технологии обезвоживания нефти неэлектролиты не применяют из-за большого расхода и высокой стоимости, а также из-за сложности их отделения от нефти после осаждения воды.

Наиболее широко в промышленности используют поверхностно-активные вещества (ПАВ) - коллоидного типа. Они бывают трёх видов: анионоактивные, катионоактивные и неионогенные, то есть не образующие ионов в воде.

Анионоактивные (сульфанол, карбоновые кислоты) в присутствии воды диссоциируют на отрицательно заряженные ионы углеводородной части и положительные ионы металла и водорода.

Катионоактивные в присутствии воды распадаются на положительно заряженный радикал и отрицательно заряженный остаток кислоты. В качестве деэмульгаторов используются редко.

Неионогенные нашли самое широкое применение в технологии обезвоживания нефтей.

ПАВ обладают по сравнению с содержащимися в нефтях природными эмульгаторами более высокой поверхностной активностью. Разрушение нефтяных эмульсий применением ПАВ может быть результатом [1]:

  • адсорбционного вытеснения с поверхности глобул воды эмульгатора, стабилизирующего эмульсию;

  • образования нестабильных эмульсий противоположного типа;

  • химического растворения адсорбционной пленки.

Происходит дестабилизация водонефтяной эмульсии. Образовавшиеся из стойких нестойкие эмульсии затем легко коалесцируют в крупные глобулы воды и осаждаются из дисперсионной среды (нефти). Именно стадия дестабилизации является лимитирующей суммарный процесс обезвоживания и обессоливания нефти.
1.3 Обессоливание нефти
Одного только обезвоживания для подготовки к переработке нефтей большинства месторождений недостаточно. Оставшиеся в нефти соли и воду удаляют с помощью принципиально мало отличающейся от обезвоживания операции, называется обессоливанием. Последнее заключается в смешении нефти со свежей пресной водой, разрушении образовавшейся эмульсии и последующем отделении от нефти промывной воды с перешедшими в нее солями и механическими примесями.

Все упомянутые выше факторы способствуют интенсификации выделения воды из эмульсии, но не влияют на засоленность остающихся после обезвоживания капель воды в нефти. С целью достижения не только глубокого обезвоживания, но и обессоливания нефти используют промывку нефти свежей пресной водой. Роль этой промывной воды двояка. С одной стороны, смешиваясь с солёными каплями воды эмульсии, она разбавляет их и уменьшает концентрацию солей в них, а с другой стороны, турбулизирует поток нефтяной эмульсии, способствуя также коалесценции капель, т.е. оказывает гидромеханическое воздействие на эмульсию.

Количество оставшихся в нефти солей зависит как от содержания остаточной воды, так и от ее засоленности. Поэтому с целью достижения глубокого обессоливания осуществляют промывку солей подачей в нефть оптимального количества промывной (пресной) воды. При подаче промывной воды только 1 % участвует в разбавлении капель солёной воды, находящейся в эмульсии, а остальное количество промывной воды является только турбулизатором, поэтому подаётся до 1 % пресной воды и от 4 до 5% рециркулирующей (уже использованной от массы нефти), что позволяет в 5-6 раз снизить количество сбрасываемой сточной солёной и загрязнённой воды и уменьшить мощности по её обезвоживанию [9].
1.4 Атмосферная и атмосферно-вакуумная перегонка нефти
Современная промышленная технология первичной перегонки нефти основана на процессах одно- и многократной перегонки с последующей ректификацией образовавшихся паровой и жидкой фаз.

При первичной переработке нефти проводят ее атмосферную перегонку и вакуумную перегонку мазута. Их назначение состоит в разделении нефти на фракции для последующей переработки или использования как товарных нефтепродуктов.

Эти процессы осуществляют соответственно на так называемых атмосферных трубчатых (АТ) и атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установках.

На установках АТ осуществляют неглубокую перегонку нефти с получением бензиновых, керосиновых, дизельных фракций и мазута. Установки АВТ предназначены для углубления переработки нефти. Получаемые на них из мазута газойлевые, масляные фракции и гудрон используют в качестве сырья процессов вторичной переработки нефти с целью производства топлив, смазочных масел и других нефтепродуктов.

Физико-химические свойства нефтей и составляющих их фракций оказывают влияние на выбор ассортимента и технологию получения нефтепродуктов. При определении направления переработки нефти стремятся по возможности максимально полезно использовать индивидуальные природные особенности их химического состава.

Так, переработку малосернистых высокопарафинистых и высокосернистых нефтей осуществляют по топливному варианту с одновременным получением фракций бензина, керосина, дизельного топлива, вакуумного газойля и гудрона. При этом керосиновую фракцию из малосернистой парафинистой нефти используют как растворитель (уайт-спирит); дизельное топливо и вакуумный газойль подвергают депарафинизации для получения соответственно жидких и твердых парафинов; из гудрона получают сернистый электродный кокс. Фракции из высокосернистых нефтей - керосиновую, дизельную, вакуумный газоиль - подвергают гидрообессериванию для получения соответственно товарных реактивного и дизельного топлив. Гудрон используют в производстве остаточных и окисленных битумов или подвергают неглубокому термическому крекингу (висбрекингу) для получения котельного топлива.

Направление переработки нефти обычно выбирают с учетом потребностей района, прилегающего к НПЗ, что позволяет уменьшить затраты на транспортирование полученной продукции. Наименьшее число фракций отбирается при чисто топливном варианте переработки. Это — бензин, керосин, дизельное топливо, вакуумный газойль — сырье для каталитического крекинга или гидрокрекинга и остаток, добавляемый в котельное топливо, либо используемый как сырье для установок коксования, гидрокрекинга, получения битума. Переработка нефти по топливному варианту может быть глубокой и неглубокой. При глубокой переработке стремятся получить максимальный выход суммы светлых нефтепродуктов, при неглубокой — котельных топлив. В последнем варианте установка первичной перегонки состоит только из атмосферной части.

При первичной перегонке нефти получают широкий ассортимент фракций и нефтепродуктов, различающихся по температурным границам кипения, углеводородному и химическому составу, вязкости, температурам вспышки, застывания и другим свойствам, связанным с областью их применения и использования.

Фракцию именуют нефтепродуктом, если ее свойства отвечают нормам стандарта или техническим условиям на товарный продукт, не требуя дополнительного передела. Многообразие фракций достаточно велико [10].

Бензиновая фракция с пределами выкипания 28—180°С преимущественно подвергается вторичной перегонке (четкой ректификации) для получения узких фракций (28—62, 62—85, 85—105, 105—140, 85—140, 85—180°С), служащих сырьем для процессов изомеризации, каталитического риформинга с целью производства индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов), высокооктановых компонентов автомобильных и авиационных бензинов; применяется в качестве сырья пиролиза при получении этилена, реже — как компонент товарных бензинов.

Керосиновая фракция с температурами выкипания 120—230 (240) °С используется как топливо для реактивных двигателей; фракцию 140—200 °С — как растворитель (уайт-спирит) для лакокрасочной промышленности.

Дизельная фракция, выкипающая при температурах 140—320 (340) °С, используется в качестве зимнего дизельного топлива, фракция 180—360 (380) °С — в качестве летнего. При получении из сернистых и высокосернистых нефтей требуется предварительное обессеривание фракций. Фракции 200—320 °С и 200—340 °С из высокопарафинистых нефтей используют как сырье для получения жидких парафинов депарафинизацией.

Мазут — остаток атмосферной перегонки нефти — применяется как котельное топливо или в качестве сырья установок вакуумной перегонки, а также термического, каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Широкая масляная фракция с температурами выкипания 350—500 и 350—540 (580) °С — вакуумный газойль — используется в качестве сырья каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Узкие масляные фракции с пределами выкипания 320 (350) — 400, 350—420, 400—450, 420—490, 450—500 °С используют как сырье для установок производства минеральных масел различного назначения и твердых парафинов.

Гудрон — остаток вакуумной перегонки мазута — подвергают деасфальтизации, коксованию с целью углубления переработки нефти, используют в производстве битума, остаточных базовых масел.

При выборе ассортимента продукции необходимо учитывать качество сырья. Например, получать узкие бензиновые фракции для установки ароматизации особенно целесообразно при высоком содержании нафтенов в бензиновых фракциях, широкие масляные фракции — при их высоком потенциальном содержании и большом индексе вязкости этих фракций. Однако учитывать специфику сырья можно только для относительно малотоннажных производств. При производстве же наиболее массовых продуктов — бензинов, реактивных, дизельных и котельных топлив — задача ставится так: из любого сырья получать высококачественную товарную продукцию, используя вторичные процессы [12].

К большинству фракций, получаемых на АВТ, даже по фракционному составу нельзя предъявлять требования ГОСТов на товарные продукты. В этих случаях качество отбираемых фракций определяется межцеховыми нормами. Например, дизельное топливо получается на заводе после гидроочистки соответствующей фракции, получаемой на АВТ. При гидроочистке температура кипения продукта уменьшается на 5—15 °С (в зависимости от свойств катализатора и режима процесса). Следовательно, при отборе дизельной фракции на АВТ температура кипения фракции должна быть на 5—15 °С выше, чем нормируется по ГОСТу. В результате увеличивается отбор дизельной фракции на АВТ, и после гидроочистки получается товарный продукт.

При переработке высококачественных нефтей товарные продукты можно получать непосредственно на АВТ. В этом случае можно добиться полного соответствия фракционного состава и других нормируемых свойств требованиям ГОСТа, изменяя пределы отбора фракций. Подобным способом удается привести в соответствие с требованиями ГОСТа фракционный состав, содержание серы, вязкость, плотность, температуры застывания и вспышки.

Суммарный отбор светлых дистиллятов зависит от качества нефти и от ассортимента получаемых продуктов. Максимальный отбор дизельной фракции приводит к максимальному отбору светлых дистиллятов [1].

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ПРОЦЕССОВ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ
Совокупность процессов по переработке нефти можно рассмотреть на рисунке 1. Красным выделено место, отведенное процессам первичной переработки нефти. Остальное, это процессы вторичной переработки, очистки и получения готового к сбыту продукта.

Рисунок 1 – Процессы первичной переработки [10]
Добытое углеводородное сырье проходит долгий этап, прежде чем из этой смеси будут выделены важные и ценные компоненты, из которых впоследствии будут получены пригодные к использованию нефтепродукты.

Все процессы первичной переработки можно разделить на три группы, отличающиеся аппаратами, исходным и целевым продуктами. Каждый из них рассмотрим подробнее.

2.1 Электрообессоливание
Глубокое обессоливание нефти обеспечивает снижение коррозии и уменьшение отложений в аппаратуре, увеличение межремонтных пробегов установок, улучшение качества сырья для каталитических процессов, а также товарных продуктов — топлив, битума и электродного кокса. Вода с растворенными в ней солями находится в извлеченной из пласта нефти в виде мелких капель размером от 1, 6 до 250 мкм.

На НПЗ после установки – ЭЛОУ (Рисунок 2) содержание воды в нефти снижается до 0,1 % мас., а содержание солей до 3—5 мг/л.

Рисунок 2 - Принципиальная схема электрообессоливающей установки [9]:

1–насос-дозатор; 2, 6-насосы; 3-теплообменник; 4-инжекторный смеситель; 5, 11-электродегидраторы; 7-отстойник; 8-автоматический клапан; 9-диафрагмовый смеситель; 10-электрод; I-сырая нефть; II-деэмульгатор; III-обессоленная нефть; IV-чистая вода; V-раствор щелочи; VI-частично обессоленная нефть; VII-циркулирующая вода; VIII-эмульсия нефти в воде; IX-вода в заводскую канализацию

В поток нефти I насосом-дозатором 1 подается деэмульгатор. Насосом 2 нефть прокачивается через теплообменники 3, где подогревается дистиллятами с установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти до температуры 80—120°С. После теплообменников в нефть добавляется раствор щелочи V, чтобы довести pH воды до 7,0—7,5. Подача раствора щелочи необходима для подавления сероводородной коррозии и нейтрализации неорганических кислот, попадающих в нефть при обработке скважин кислотными растворами.

В инжекторном смесителе 4 нефть перемешивается с раствором щелочи и циркулирующей водой VII, и смесь подается в нижнюю часть электродегидратора первой ступени 5 через трубчатый распределитель с перфорированными горизонтальными отводами. Обессоленная нефть VI выводится из электродегидратора сверху через коллектор, конструкция которого аналогична распределителю. Благодаря такому расположению устройств ввода и вывода нефти обеспечивается равномерность потока по всему сечению аппарата. Отстоявшаяся вода отводится через дренажные коллекторы или отстойник 7 (из отстойника вода возвращается в процесс). Часть воды из отстойника сбрасывается в заводскую канализацию, что необходимо для снижения концентрации солей. Убыль воды восполняется подачей воды со второй ступени.

Из электродегидратора 5 сверху не полностью обезвоженная нефть поступает под давлением в электродегидратор второй ступени И. Перед этим электродегидратором нефть смешивается со свежей водой IV в диафрагмовом смесителе 9. Вода для промывки предварительно подогревается до температуры 65—70 °С. Обессоленная и обезвоженная нефть III из верхней части электродегидратора II второй ступени отводится с установки.

Основным аппаратом ЭЛОУ является горизонтпльный электродегидратор. Преимущества их по сравнению с использовавшимися ранее вертикальными и шаровыми электродегидраторами следующие [9]:

  • высокая удельная производительность;

  • более благоприятные условия осаждения;

  • меньшая стоимость за счет сравнительно небольшого диаметра электродегидраторов;

  • меньшее количество электрооборудования и более простая электрическая схема.

Поперечный разрез горизонтального электродегидратора изображен на рисунке 3. Напряжение к электродам электродегидраторов подводится с помощью проходных изоляторов (эбонитовые втулки или фторопласт). Питание электродов дегидраторов на отечественных установках производительностью 6 млн т в год осуществляется от двух трансформаторов.

Рисунок 3 - Поперечный разрез горизонтального электродегидратора [9]:

1-штуцер для ввода сырья; 2-нижний коллектор; 3,4-электрод; 5-верхний коллектор; 6-вывод обессоленной нефти; 7-проходной изолятор; 8-подвесной изолятор; 9-вывод отстоявшейся воды
2.2 Атмосферная и атмосферно-вакуумная перегонка нефти
Подготовленная на ЭЛОУ нефть после удаления солей и воды поступает на установки первичной перегонки (Рисунок 4) для разделения на дистиллятные фракции, мазут и гудрон.

Поскольку температура термической стабильности тяжелых фракций примерно соответствует температурной границе деления нефти между дизельным топливом и мазутом, первичную перегонку нефти до мазута проводят обычно при атмосферном давлении, а перегонку мазута в вакууме.

Рисунок 4 - Принципиальные схемы атмосферной колонны для перегонки нефти (а) и вакуумной колонны для перегонки мазута (б) [9]:

1-секция питания; 2 - сепарационная секция; 3 - сложная колонна; 4 - боковые отпарные секции; 5 - нижняя отпарная секция; I - нефть; II - дистиллятные фракции; III - водяной пар; IV - затемненный продукт; V - мазут; VI - гудрон; VII - вода; F - питание; Fn,Fm - количество флегмы и парового потока соответственно; Di - сумма дистиллятов

Нефть, нагретая в печи, поступает в секцию питания 1 сложной колонны 3, где происходит однократное ее испарение с отделением в сепарационной секции 2 паров дистиллятной фракции от мазута. Пары, поднимаясь из секции питания навстречу флегме орошения, разделяются ректификацией на целевые фракции, а из мазута за счет отпаривания водяным паром в нижней отпарной секции 5 выделяются легкокипящие фракции. Отпаривание легкокипящих фракций боковых погонов производят в боковых отпарных секциях (колоннах) 4 водяным паром или «глухим» подогревом. Орошение в сложной колонне 3 создается конденсацией паров в верху колонны и в промежуточных ее сечениях. Аналогичным образом организуется и процесс разделения мазута в вакуумной колонне.

Эффективная сепарация фаз в секции питания сложной колонны достигается установкой специальных сепараторов жидкости и промывкой потока паров стекающей жидкостью. Для этого режим работы колонны подбирают таким образом, чтобы с нижней сепарационной секции сложной колонны в нижнюю отпарную секцию стекала флегма Fn, количество которой обусловлено определенным избытком однократного испарения.

При правильной организации промывки отбойников и сепарации фаз после однократного испарения тяжелая дистиллятная фракция содержит незначительное количество смолистоасфальтеновых, сернистых и металлоорганических соединений. Используемые в промышленности ректификационные колонны позволяют обеспечить требуемую степень разделения дистиллятных фракций при оптимальных затратах тепла, необходимого для таких энергоемких процессов, как первичная перегонка нефти и мазута.
2.4 Ректификационная колонна
Она является главным аппаратом в процессах первичной переработки нефти, потому что позволяет разделить нефть на фракции (Рисунок 5).

Они в свою очередь необходимы для дальнейших процессов вторичной переработки и получения множества полезных продуктов.

В колонне сырье из специального резервуара с помощью помпы загоняется в нагревательный отсек (предварительный нагреватель), где температура доводится до уровня, близкого к точке кипения. Повышается и давление, что позволяет моментально «вскипятить» нефть, как только та попадет в башню дистилляции, где давление ниже. По мере кипения сырья, начинается процесс перехода в газообразное состояние. Более легкие компоненты поднимаются наверх, тяжелые остаются на дне башни. Оттуда они в итоге выкачиваются специальной помпой.

Рисунок 5 – Ректификационная колонна [10]
Итак, тяжелые фракции отделены. Теперь дело за более легкими. В верхней части башни располагается конденсатор. Он охлаждает и сжижает поднявшийся наверх газ. Часть получившегося сырья выкачивается из башни насосом, другая возвращается обратно для продолжения процесса перегонки. Еще одним неотъемлемым элементом процесса перегонки являются ректификационные тарелки (Рисунки 6, 7, 8), расположенные внутри колонны и разделяющие на разных уровнях газ и жидкость. В этих тарелках множество отверстий, через которые газ может подниматься наверх. Но жидкость не протекает вниз сквозь отверстия. Она накапливается в своеобразных поддонах. Если жидкости слишком много, она проливается вниз по специальным каналам. Газ проходит сквозь жидкое вещество, охлаждаясь, жидкость стекает вниз, нагреваясь. В результате повторения таких циклов все легкие фракции оказываются выше, тяжелые, внизу.


Рисунок 6 – Клапанные [1]


Рисунок 7 – Колпачковые [1]

Рисунок 8 – Провальные [1]

3 ЭКОЛОГИЯ
Многие районы деятельности предприятий комплекса переработки нефти и связанные с ними инфраструктурные объекты часто представляют собой ареалы, проблемные с экологической точки зрения.

Почти на всех НПЗ происходят значительные выбросы углеводородов в атмосферу. Это – испарение нефти и нефтепродуктов с открытых поверхностей очистных сооружений. Утечка жидкостей и паров также происходит из фланцев, насосов и особенно компрессоров.

Сточные воды от конденсаторов установок АТ и АВТ являются источниками загрязнения атмосферы сероводородом. Также на установках АВТ получают попутный углеводородный газ, который попадает в атмосферу через неплотности аппаратуры, через предохранительные клапаны ректификационных колонн и сепараторов.

В составе дымовых газов печей АВТ содержатся оксиды азота, серы.



Установленные нормативы – максимальная разовая и среднесуточная предельно допустимая концентрация (ПДК) для каждого вещества, попадающего в атмосферу и в водоемы, приведены в таблице 2.

Таблица 2 – ПДК вредных веществ в атмосферном воздухе и в водоемах [13]

Вещество

ПДК

Воздействие на человека

Воздействие на окружающую среду

водоемы, мг/л

воздух, мг/м3

санитарно-бытового использования

рыбохозяйственного назначения

максимальная разовая

среднесуточная







Диоксид азота

-

-


0,085

0,04

Раздражение слизистых оболочек глаз и носа, отек легких

Кислотный дождь

Бензол

0,5

0,5

0,35

0,35

Малокровие, поражение печени

Отравление почвы

Бензин

0,1

-

1,5

0,1

Тошнота, отравление

Загрязнение водоемов

Диоксид серы

-

-

5

1,5

Поражение легких

Кислотный дождь

Нефтепродукты

0,1-0,3

0,5

-

-

Поражение кожи

Загрязнение водоемов

Сероводород

-

-

0,008

0,008

Удушение

-

Сероуглерод

1

-

0,03

0,005

Удушение, взрывоопасен

-

ЗАКЛЮЧЕНИЕ


Перспективы развития нефтяной промышленности зависят от потребностей населения Земли в этом ценном полезном ископаемом. На сегодняшний день эта потребность велика, а альтернативные источники сырья и топлива находятся в стадии разработки.

Если не случится прорыва в получении альтернативных топливных источников, то дальнейшие перспективы нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отрасли как в России, так и во всем мире, будут наблюдаться в тенденции к росту, пока существуют запасы нефти. Будут совершенствоваться методы переработки нефти, способы увеличения выхода продукта, методы очистки, а также варианты более экологичного и безотходного производства.

В России планируется освоить множество месторождений нефти, что значительно увеличит сырьевую базу нефтеперерабатывающих заводов, увеличит их прибыль, что, возможно позволит внедрять более совершенные технологии в процессы первичной переработки нефти.

Так же для развития промышленности необходима поддержка государства. Она заключается в разработке и совершенствовании законодательной базы, которая бы, несомненно, улучшала положение нефтеперерабатывающей промышленности внутри страны и в мире.

Сырье для нефтеперерабатывающих заводов, т.е. сырая нефть, по примерным оценкам закончится в России через 30 лет, в мире через 50, но такие же цифры можно было наблюдать и 20 лет назад. Поэтому нефтеперерабатывающая промышленность достаточно стабильна и ее замена альтернативными источниками энергии может надолго задержаться.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Кривцова Н. И. Термодинамический анализ процесса гидроочистки топлив/ Н.И. Кривцова, Э.Д. Иваньичина, Ю.И. Афанасьева // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. – 2013. – №4. – С. 10–11.

2. Зуйков А.В. Особенности производства малосернистого дизельного топлива с низким содержанием полициклических ароматических углеводородов / А.В. Зуйков, Е.А. Чернышева, Ю.В. Сидоров // Нефтепереработка и нефтехимия. – 2013. –№1. – С. 11.

3. Поливаев О.И. Оценка эффективности автомобиля с дизельным двигателем/ О.И. Поливаев, О.М. Костиков // Вестник Казанского государственного технического университета им. Туполева А.Н. – 2006 .– №2. – С. 14–17.

4. Митусова Т.Н. // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. – 2004. – №10. – С. 11–14.

5. Бухтиярова Г.А. Современные подходы к тестированию катализаторов глубокой гидроочистки дизельных фракций / Г.А. Бухтиярова, А.В. Пашигрева, О.В. Климов, А.С. Носков // 8–й Петербургский международный форум ТЭК. – 2008. – С. 351.

7. Ахметов С.А., Технология переработки нефти, газа и твердых горючих ископаемых / С.А. Ахметов, М.Х. Ишмияров, А.А. Кауфман // Учебное пособие. Санкт–Петербург.: Недра, 2009. – 827 с.

8. Гайле А.А. Получение компонента дизельного топлива многоступенчатой экстракционной очисткой легкого газойля замедленного коксования/ А.А. Гайле, В.Н. Чистяков, Л.Л.Колдобская // Химия и технология топлив и масел. – 2011. – №5. – С. 39–43. 64

9. Рахманкулов Д. Л. Товароведение нефтяных продуктов / Д.Л. Рахманкулов, Л.В. Долматов, П.Л. Ольков, А.Х. Аглиуллин // Учебное пособие для вузов. – М.: Интер Пресс Медиа, 2006. – 612 с.

10. Сарданашвили А.Г. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа / А.Г. Сарданашвили. – М.: Химия, 1973. – 272 с.

11. Митусова Т.Н. Современное состояние производства дизельных топлив. Требования к качеству. Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний.– 2009.–№9. – 10.– С.7.

12. Зегер К.Е. Получение дизельного топлива с улучшенными экологическими характеристиками / К. Е. Зегер, В.Р. Котлер // Химия и технология топлив и масел. – 1996. – №6. – С. 13–14.

13. Виноградова Н.Я. О современных технологиях глубокой гидроочистки дизельных топлив / Н.Я. Виноградова, Л.А. Гуляева, В.А. Хавкин // Технологии нефти и газа. – 2008. – №1. –С. 4–10.

14. Проскуряков В.А. Химия нефти и газа.– Л.:Химия, 1981. –359 с.

15. Абдульминев К.Г. Становление и развитие процесса гидроочистки дизельных фракций.– Уфа, 2008.–111 с.

16. Нефедов Б.К. Катализ промышленности. – 2003. – №2. – 20–27 с.

17. Черножуков Н.И. Очистка и разделение нефтяного сырья, производство товарных нефтепродуктов / Н.И. Черножуков. – М.: Химия, 1978. – 423 с.

18. Суханов В.П. Каталитические процессы в нефтепереработке / В.П. Суханов. – М.: Химия, 1973. – 416 с.

19. Анчита Х., Переработка тяжелых нефтей и нефтяных остатков / Х. Анчита, Дж. Спейт // Гидрогенизационные процессы. – Санкт–Петербург, 2012. – 380 с. 20. Cыроежко А.М. Химическая технология топлив и углеродных материалов / А.М. Сыроежко, Б.В. Пекаревский. – Санкт–Петербург.– 2011.– 111 с. 65





Поделитесь с Вашими друзьями:


База данных защищена авторским правом ©nashuch.ru 2017
обратиться к администрации | Политика конфиденциальности

    Главная страница
Контрольная работа
Курсовая работа
Лабораторная работа
Пояснительная записка
Методические указания
Рабочая программа
Методические рекомендации
Теоретические основы
Практическая работа
Учебное пособие
Общая характеристика
Общие сведения
Теоретические аспекты
Физическая культура
Дипломная работа
Самостоятельная работа
Федеральное государственное
История развития
Направление подготовки
квалификационная работа
Выпускная квалификационная
Общая часть
Техническое задание
Технологическая карта
Методическое пособие
Краткая характеристика
государственное бюджетное
Теоретическая часть
прохождении производственной
Техническое обслуживание
Методическая разработка
Технология производства
Общие положения
Математическое моделирование
Исследовательская работа
Металлические конструкции
Организация работы
Понятие предмет
Правовое регулирование
учреждение высшего
Гражданское право
Уголовное право
Описание технологического
Технологическая часть
Практическое занятие
Решение задач
Метрология стандартизация
Общие требования
История возникновения
Основная часть
физическая культура