.

Проект реконструкции цеха первичной переработки нефти и получения битума на ОАО «Сургутнефтегаз»

Язык: русский
Формат: дипломна
Тип документа: Word Doc
0 10892
Скачать документ

Содержание

стр.

TOC \o “1-4” Реферат PAGEREF _Toc453561422 \h 3

Введение PAGEREF _Toc453561423 \h 4

1. Основы первичной переработки сибирских нефтей. Аналитический обзор
PAGEREF _Toc453561424 \h 5

1.1. Характеристика сырья PAGEREF _Toc453561425 \h 5

1.2. Нефтепродукты PAGEREF _Toc453561426 \h 9

1.2.1. Карбюраторное топливо PAGEREF _Toc453561427 \h 9

1.2.2. Дизельное топливо PAGEREF _Toc453561428 \h 16

1.2.3. Смазочные и специальные масла. PAGEREF _Toc453561429 \h 20

1.2.4. Консистентные смазки PAGEREF _Toc453561430 \h 22

1.2.5. Парафины и церезины PAGEREF _Toc453561431 \h 22

1.2.6. Битумы PAGEREF _Toc453561432 \h 22

1.2.7. Сажа PAGEREF _Toc453561433 \h 23

1.2.8. Нефтяной кокс PAGEREF _Toc453561434 \h 23

1.2.9. Нефтяные кислоты и их соли PAGEREF _Toc453561435 \h 23

1.2.10. Присадки к топливам и маслам PAGEREF _Toc453561436 \h 24

1.3. Первичная перегонка нефти PAGEREF _Toc453561437 \h 24

1.3.1. Назначение первичной перегонки PAGEREF _Toc453561438 \h 24

1.3.2. Дистилляция PAGEREF _Toc453561439 \h 24

1.3.3. Ректификация PAGEREF _Toc453561440 \h 25

1.3.4. Перегонка нефти до мазута и гудрона PAGEREF _Toc453561441 \h
27

1.3.5. Ассортимент продуктов атмосферных и атмосферно-вакуумных
процессов PAGEREF _Toc453561442 \h 27

1.4. Технологические схемы установок первичной перегонки нефти PAGEREF
_Toc453561443 \h 28

1.4.1. Типы установок PAGEREF _Toc453561444 \h 28

1.4.2. Схемы установок PAGEREF _Toc453561445 \h 31

1.5. Очистка светлых дистиллятов PAGEREF _Toc453561446 \h 34

1.5.1. Щелочная очистка PAGEREF _Toc453561447 \h 35

1.5.2. Осушка светлых нефтепродуктов PAGEREF _Toc453561448 \h 36

1.6. Производство нефтяных битумов PAGEREF _Toc453561449 \h 37

1.6.1. Способы получения битумов PAGEREF _Toc453561450 \h 38

1.6.2. Технология окисления битумов PAGEREF _Toc453561451 \h 39

1.6.3. Аппаратура PAGEREF _Toc453561452 \h 41

1.6.4. Контроль и автоматизация процесса PAGEREF _Toc453561453 \h 42

1.6.5. Техника безопасности PAGEREF _Toc453561454 \h 42

1.6.6. Транспортировка битумов PAGEREF _Toc453561455 \h 42

1.7. Основная аппаратура установок первичной перегонки нефти PAGEREF
_Toc453561456 \h 42

1.7.1. Теплообменная аппаратура PAGEREF _Toc453561457 \h 43

1.7.2. Трубчатые печи PAGEREF _Toc453561458 \h 45

1.7.3. Ректификационные колонны PAGEREF _Toc453561459 \h 48

1.8. Меры борьбы с коррозией PAGEREF _Toc453561460 \h 53

1.9. Основы эксплуатации перегонных установок PAGEREF _Toc453561461 \h
55

1.9.1. Пуск установки PAGEREF _Toc453561462 \h 55

1.9.2. Остановка установки PAGEREF _Toc453561463 \h 56

1.9.3. Контроль и регулирование работы установок PAGEREF _Toc453561464
\h 56

1.9.4. Лабораторный контроль качества сырья и продукции PAGEREF
_Toc453561465 \h 58

1.9.5. Организация и учет работы установки PAGEREF _Toc453561466 \h
59

1.9.6. Предупреждение и ликвидация аварии PAGEREF _Toc453561467 \h 59

2. Основные производства цеха первичной переработки нефти ОАО
«Сургутнефтегаз» PAGEREF _Toc453561468 \h 60

2.1. Краткое описание процессов цеха первичной переработки нефти
PAGEREF _Toc453561469 \h 60

2.1.1. Обезвоживание и обессоливание нефти PAGEREF _Toc453561470 \h
60

2.1.2. Атмосферная и вакуумная перегонка нефти. PAGEREF _Toc453561471
\h 61

2.1.3. Окисление гудрона получение битума. PAGEREF _Toc453561472 \h
61

2.2. Описание технологической схемы установки первичной переработки
нефти и получения битума PAGEREF _Toc453561473 \h 62

2.2.1. Назначение установки PAGEREF _Toc453561474 \h 62

2.2.2. Описание технологической схемы PAGEREF _Toc453561475 \h 63

2.2.3. Пуск установки PAGEREF _Toc453561476 \h 69

2.2.4. Возможные неполадки, устранение и их причины PAGEREF
_Toc453561477 \h 76

2.2.5. Аварийная остановка установки PAGEREF _Toc453561478 \h 80

2.2.6. Контроль технологического процесса, система сигнализации и
блокировки PAGEREF _Toc453561479 \h 81

2.3. Узкие места производства и рекомендации PAGEREF _Toc453561480 \h
83

2.4. Выводы PAGEREF _Toc453561481 \h 84

3. Материальный баланс PAGEREF _Toc453561482 \h 84

4. Расчетная часть PAGEREF _Toc453561483 \h 86

4.1. Выбор типа технологической печи PAGEREF _Toc453561484 \h 86

4.2. Исходные данные для расчета PAGEREF _Toc453561485 \h 90

4.3. Расчет процесса горения PAGEREF _Toc453561486 \h 91

4.4. КПД печи и расход топлива PAGEREF _Toc453561487 \h 94

4.5. Камера радиации и поверхность теплообмена PAGEREF _Toc453561488
\h 96

4.6. Проверка скорости сырья PAGEREF _Toc453561489 \h 99

4.7. Расчет лучистого теплообмена в топке PAGEREF _Toc453561490 \h
100

4.8. Конвекционная камера PAGEREF _Toc453561491 \h 106

4.9. Гидравлический расчет змеевика печи PAGEREF _Toc453561492 \h 109

4.10. Расчет потерь напора в газовом тракте печи PAGEREF _Toc453561493
\h 114

5. Технико-экономическое обоснование проекта PAGEREF _Toc453561494 \h
121

5.1. Производственная программа PAGEREF _Toc453561495 \h 121

5.2. Расчет затрат на реконструкцию PAGEREF _Toc453561496 \h 121

5.3. Определение себестоимости PAGEREF _Toc453561497 \h 122

5.4. Заключение PAGEREF _Toc453561498 \h 126

6. Автоматизация производства PAGEREF _Toc453561499 \h 126

7. Охрана труда и безопасность жизнедеятельности на производстве
PAGEREF _Toc453561500 \h Ошибка! Закладка не определена.

7.1. Введение PAGEREF _Toc453561501 \h 127

7.2. Характеристика условий труда. PAGEREF _Toc453561502 \h 127

7.3. Спецодежда и предохранительные приспособления. PAGEREF
_Toc453561503 \h 130

7.4. Защита от шума и вибрации PAGEREF _Toc453561504 \h 130

7.5. Электробезопасность и защита от статического электричества
PAGEREF _Toc453561505 \h 130

7.6. Пожарная безопасность PAGEREF _Toc453561506 \h 131

7.7. Чрезвычайные ситуации. PAGEREF _Toc453561507 \h 132

7.8. Выводы PAGEREF _Toc453561508 \h Ошибка! Закладка не определена.

8. Экологичность проекта. PAGEREF _Toc453561509 \h Ошибка! Закладка
не определена.

8.1. Твердые и жидкие отходы производства PAGEREF _Toc453561510 \h
Ошибка! Закладка не определена.

8.2. Выбросы в атмосферу PAGEREF _Toc453561511 \h 133

8.3. Выводы. PAGEREF _Toc453561512 \h 135

Заключение PAGEREF _Toc453561513 \h 136

Список сокращений PAGEREF _Toc453561514 \h 137

Список использованных источников PAGEREF _Toc453561515 \h 137

Реферат

Проект реконструкции цеха первичной переработки нефти и получения битума
на ОАО «Сургутнефтегаз».

Стр. 139, Рис. 46, Табл. 35, Черт. 4

Реконструкция, нефть, бензин, соляр, керосин, биткм, технлоогическая
схема, трубчатая печь, теплообмен, ректификация, автоматизация,
экономический эффект.

Обоснована реконструкция цеха, в связи с необходимостью замены трубчатых
печей П-1 и П-3 на одну более производительную.

Выполнены расчеты:

материальных потоков;

тепловых и материальных балансов;

расчет трубчатой печи;

потбор измерительных приборов и схем автоматизации;

эколго-экономического эффекта.

Приведены рекомендации, для дальнейшей стабильной работы установки.

Введение

Один чудак из партии геологов

Сказал мне, вылив грязь из сапога:

“Послал же бог на голову нам олухов!

Откуда нефть – когда кругом тайга?

И деньга вам отпущены – на тыщи те

Построить детский сад на берегу:

Вы ничего в Тюмени не отыщите –

В болото вы вгоняете деньгу”

В. Высоцкий

Значение нефти и газа для энергетики, транспорта, обороны страны, для
разнообразных отраслей промышленности и для удовлетворения бытовых нужд
населения в наш век исключительно велико. Нефть и газ играют решающую
роль в развитии экономики любой страны. Природный газ—очень удобное для
транспортировки по трубопроводам и сжигания, дешевое энергетическое и
бытовое топливо. Из нефти вырабатываются все виды жидкого топлива:
бензины, керосины, реактивные и дизельные сорта горючего— для двигателей
внутреннего сгорания, мазуты — для газовых турбин и котельных установок.
Из более высококипящих фракций нефти вырабатывается огромный ассортимент
смазочных и специальных масел и консистентных смазок. Из нефти
вырабатываются также парафин, сажа для резиновой промышленности,
нефтяной кокс, многочисленные марки битумов для дорожного строительства
и многие другие товарные продукты.

Вторичная переработка нефтяного и газового сырья получила ныне название
нефтехимического синтеза. Уже в настоящее время 25% мировой химической
продукции выпускается на основе нефти и углеводородных газов. Ближайшие
перспективы развития нефтехимической промышленности исключительно
благоприятны как по масштабам производства, так и по безграничному
разнообразию промежуточных и конечных продуктов синтеза.

К нефтехимической продукции относятся: пластические массы, синтетические
каучуки и смолы, синтетические волокна, синтетические моющие средства и
поверхностно-активные вещества, некоторые химические удобрения, присадки
к топливам и маслам, синтетические смазочные масла, белково-витаминные
концентраты, многочисленные индивидуальные органические вещества:
спирты, кислоты, альдегиды, кетоны, хлорпроизводные эфиры, гликоли,
полигликоли, глицерин и другие, применяющиеся в промышленности, сельском
хозяйстве, медицине и в быту.

Все вышесказанное в полной мере относится к проблемам переработки нефти
в северных районах России. Одним из нефтеперерабатывающих районов
является сургутский нефтеносный район, представляющий из себя крупное
подземное поднятие со сводами и впадинами, окружающих его. Около 30 000
квадратных километров приходится на Сургутский свод. На сегодняшний день
там разрабатывается более десятка месторождений: Карьунское ,
Быстринское, Лянторское, Федеровское, Камарьинское, Солкинское,
Западно-Солкинское, Вачемское и другие.

Цех (установка) первичной переработки нефти и получения битума (ЦППНиПБ)
[1] был заложен в 1981 году в 40 километрах северо-западнее от г.
Сургута и предназначался для получения дорожного битума. В 1987 году
установка претерпела реконструкцию, так как по выполненному проекту
(ВНИПИНефтепромхим г. Казань) на установке были установлены
ректификационные колонны: для атмосферной перегонки с 19-ю тарелками
(диаметр 1,0 м) и вакуумной перегонки – с 15-ю тарелками (диаметр 1,0
м), что не обеспечивало получения продуктов заданного качества.

В 1991 г. БашНИИ НП была произведена реконструкция цеха по увеличению
производительности до 118,8 тыс.т/год нефти (на 18,2% выше проектной),
производства битума – 38,0 тыс.т/год (на 12,7% выше проектной), отбора
суммы светлых нефтепродуктов – 34% на нефть (33% по проекту) и улучшению
их качества.

В 1988 г. НИИГипровостокнефть была произведена реконструкция цеха по
режиму работы, что позволило получать на установке дизельное топливо
(зимнее и летнее), бензиновую фракцию (для промывки нефтяных скважин), а
также повысить качество всех получаемых продуктов.

Сегодня комплексная установка первичной переработки нефти и производства
битумов (ЦППНиПБ) предназначена для выработки дорожных битумов из нефти
Лянторского месторождения и в небольших количествах битумов строительных
марок. Также попутно получают летнее и зимнее дизельное топливо,
бензиновую фракцию, которую используют для промывки нефтяных скважин.

В состав установки входят:

Блок подготовки нефти к переработке для глубокого обессоливания и
обезвоживания нефти.

Блок атмосферно-вакуумной перегонки нефти.

Блоки получения окисленных битумов в реакторах непрерывного действия
колонного типа и периодического действия в реакторах бескомпрессорного
окисления.

Емкости для приема и хранения битумов, дизельного топлива, бензиновой
фракции, газойлей.

Наливная эстакада для отгрузки готовой продукции в автоцистерны.

Технологическая воздушная компрессорная.

Компрессорная воздуха КИП.

Система оборотного водоснабжения включающая в себя градирню и насосы для
циркуляции охлаждающей воды.

Целью данного проекта является реконструкция цеха первичной переработки
нефти и получения битума.

Основы первичной переработки сибирских нефтей. Аналитический обзор

Характеристика сырья

Нефти различных месторождений и даже в пределах одного месторождения
могут значительно отличаться друг от друга по химическому и фракционному
составу, а также по содержанию серы, парафина и смол. В разное время
предлагались различные химические, генетические, промышленные и товарные
классификации нефтей. В настоящее время действует технологическая
классификация нефтей СССР (ГОСТ 912—66). Согласно этой классификации все
нефти оцениваются по следующим показателям:

содержание серы в нефтях и нефтепродуктах;

потенциальное содержание фракций, перегоняющихся до 350 °С;

потенциальное содержание и качество базовых масел;

содержание парафина и возможность получения реактивных, дизельных зимних
или летних топлив и дистиллятных базовых масел с депарафинизацией или
без нее.

Сырьем установки является сырая нефть которая должна соответствовать
требованиям ГОСТ 9965-76 и иметь следующие физико-химические показатели
(табл. 1)

Физико-химические показатели нефти. Таблица SEQ Таблица \* ARABIC 1

п/п Наименование показателя Норма для групп Сырье

I II III приход обработанное

1. Концентрация хлористых солей, мг/дм3 не более 100 300 900 39.3 5.3

2. Массовая доля воды, % не более 0.5 1.0 1.0 0.12 отс.

3. Массовая доля механических примесей, % не более 0.05 0.05 0.05 0.048

4. Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.) не более 66.7

(500) 66.7

(500) 66.7

(500)

Классификация нефтей на классы и типы. Таблица SEQ Таблица \* ARABIC
2

п/п Показатели Норма Сырье

1. Массовая доля общей серы, %

1 – малосернистые до 0.60

2 – сернистые 0.61 – 1.80 0.99

3 – высокосернистые более 1.80

2. Плотность при 20(С, кг/см3

1 – легкие до 850

2 – средние 851 – 885 880

3 – тяжелые более 885

В зависимости от массовой доли серы-нефти, от плотности при 20(С
подразделяют на классы и типы, которые приведены в таб.2.

По содержанию фракций до 350 °С нефти делятся на три типа (Лянторской –
44,7%):

Т1—не менее 45%;

Т2—30—44,9%;

Т3— менее 30%.

По потенциальному содержанию базовых масел все нефти делятся на четыре
группы (Лянторской – 21%):

М1—не менее 25% в расчете на нефть;

М2— 15—25% в расчете на нефть и не менее 45% в расчете на мазут;

М3—15—25% в расчете на нефть и 30—45% в расчете на мазут;

М4—менее 15% в расчете на нефть.

Кроме того, все нефти делятся по качеству базовых масел, оцениваемому
индексом вязкости, еще на две подгруппы (Лянторской – 79):

И1 — индекс вязкости выше 85;

И2 — индекс вязкости 40—85.

По содержанию парафина нефти делятся на три вида (Лянторской – 2,4%):

П1—мало парафиновые (не выше 1,5%);

П2—парафиновые (1,51—6,0%);

П3—высоко парафиновые (более 6%).

Кроме того, указывается для каждого вида, какие продукты можно получать
без депарафинизации или с применением депарафинизации. Так, из нефти,
отнесенной к виду П1 можно получать реактивное топливо, дизельное зимнее
топливо и дистиллятные базовые масла без депарафинизации.

Краткая характеристика некоторых нефтей СССР. Таблица SEQ Таблица \*
ARABIC 3

Месторождение Содержание, вес. % Коксуемость

вес. %

Выход фракций

бъемн.,

%

серы смол асфальтенов парафинов

до

200 °С до

300 °С ДО

350 °С

Биби-Эйбатское (Баку) 0,18 18 — 0,5 1,7 21,4 47,7

Ново-грозненское 0,20 4,5 0,9 9,0 — 21,9 38,9 —

Яринское (Пермская область) 0,54 6,17 Отсутствие 5,5 1,28 30,8 49,0 —

Западно-Тэбукское

(Коми АССР) 0,7 13.7 1,54 3,75 3,71 25,5 49.5 —

Арланское (Башкирская АССР) 2,84 20,3 5,2 4,7 7,7 18,0 39,7 —

Ромашкинское (Татарская АССР) 1,62 11,60 4,16 4,97 5,85 22,4 46,0 —

Усть-Балыкское (Западная Сибирь) 1,77 15,44 2,56 1,24 4,43 18,5 — 42,3

Самотлорское (Западная Сибирь) 0,92 10,2 1,67 2,4 — 30,0 — 60,2

Лянторская 0,99 13,2 2,8 2,4 — 17,22 32,04 40,34

Охинское (Сахалин) 0,3 17,2 1,33 0,92 3,65 7,2 — 40,5

Долинское (УССР) 0,45 13,0 0,4 4,0 — 31,1 50,2 —

Речицкое (Белорусская

ССР) 0,32 7,04 0.11 9,51 2,6 26,4 — 52,2

Котур-Тэпе (Туркменская ССР) 0,27 6,4 0,73 6,45 2.76 17,9 — 46,7

Жетыбайское (Мангышлак) 0,2 11,0 0,3 20,1 1,79 19,5 — 40,5

Используя эту классификацию, для любой промышленной нефти можно
составить шифр. Так например, Лянторская нефть получает шифр IIТ2М3И2П2.

Физико-химическая характеристика Лянторской нефти. Таблица SEQ Таблица
\* ARABIC 4

п/п Наименование показателей Значение

1. Плотность при 20(С, г/см3 0.8943

2. Содержание серы, % масс. 1.11

3. Вязкость при 20(С см2/сек 35.84

4. Молекулярная масса 281

5. Вязкость при 50(С см2/сек 11.75

6. Температура застывания, (С:

с обработкой -40

без обработки -39

7. Содержание соединений, % масс.

парафинов 2.4

асфальтенов 2.8

селикагелевых смол 13.2

Фракционный состав и физический свойства сырья. Таблица SEQ Таблица \*
ARABIC 5

Температура кипения фракции при 760 мм.рт.ст. Выход на нефть, % вес.
Плотность г/см3 Молекулярная масса

отдельных фракций суммарный

C3H8 0,02 0,02

44

i-C4H10 0,06 0,08 0,5572 58

n-C4H10 0,04 0,12 0,5788 58

i-C5H12 0,33 0,45 0,6196 72

n-C5H12 0,10 0,55 0,6262 72

36-62 0,32 0,87 0,6670

62-70 0,83 1,70 0,6921

70-80 0,70 2,40 0,7164

80-90 1,23 3,63 0,7263

90-100 1,25 4,88 0,7391

100-110 1,25 6,13 0,7506 108

110-120 1,06 7,19 0,7528 111

120-130 1,37 8,50 0,7639 115

130-140 1,41 9,97 0,7742 118

140-150 1,09 11,06 0,7825 125

150-160 1,28 12,34 0,7901 129

160-170 1,27 13,61 0,7966 135

170-180 1,17 14,78 0,8046 142

180-190 1,12 15,90 0,8126 148

190-200 1,32 17,22 0,8188 155

200-210 1,40 18,62 0,8341 158

210-220 1,11 19,73 0,8407 170

220-230 1,27 21,00 0,8457 180

230-240 1,38 22,38 0,8497 185

240-250 1,51 23,89 0,8541 194

250-260 1,53 25,42 0,8591 202

260-270 1,78 27,20 0,8593 210

270-280 1,51 28,71 0,8672 221

280-290 1,46 30,17 0,8676 230

290-300 1,87 32,04 0,8684 237

300-310 1,60 33,64 0,8688 244

310-320 1,73 35,73 0,8757 259

330-340 1,87 38,81 0,8957 280

340-350 1,53 40,34 0,8963 291

350-360 1,54 41,88 0,8990 295

360-370 1,61 43,49 0,9006 305

370-380 1,74 45,23 0,9038 314

380-390 1,49 46,72 0,9054 322

390-400 1,70 48,42 0,9055 334

400-425 5,90 54,32 0,9168 370

425-450 5,30 59,62 0,9231 401

450-475 4,70 64,32 0,9304 425

475-500 3,35 67,67 0,9376 450

500-выше 32,33 100,0 0,9936 768

По шифру нефти легко составить представление о наиболее рациональных
путях ее переработки и о, возможности замены ею ранее применявшейся
нефти в данном технологическом процессе.

В табл. 3 приводится выборочный справочный материал, характеризующий
некоторые промышленные нефти СССР.

В качестве исходных данных для расчетов при проектировании установки
первичной переработки нефти и получения битума были использованы
следующие физико-химические показатели, фракционный состав и физические
свойства Лянторской, нефти приведенных в табл.3, табл.4.

Нефтепродукты

Нефтеперерабатывающая промышленность выпускает более 500 различных
нефтепродуктов [4].

Среди них прежде всего следует выделить основные группы, резко
различающиеся по составу и свойствам:

I—жидкое топливо;

II—смазочные и специальные масла;

III—консистентные смазки;

IV—парафины и церезины;

V—битумы;

VI—сажа;

VII— нефтяной кокс;

VIII — нефтяные кислоты и их соли;

IX—присадки к топливам и маслам;

X—прочие нефтепродукты (осветительные керосины, растворители,
ароматические углеводороды, смазочно-охлаждающие жидкости и др.).

Остановимся вкратце на назначении и ассортименте некоторых
нефтепродуктов из этих групп.

Карбюраторное топливо

Карбюраторное топливо—авиационные и автомобильные бензины, тракторный
керосин — для двигателей с зажиганием от искры [5].

Авиационные бензины представляют собой смеси бензинов прямой гонки,
каталитического крекинга и высокооктановых компонентов (алкилбензол,
технический изооктан и другие) с добавкой антидетонационных и
антиокислительных присадок. Выпускаются следующие марки: бензин БА,
Б-100/130, Б-91/115, Б-95/130, Б-70 (без ТЭС). Их фракционный состав
40—180°С.

Автомобильные бензины — смеси бензинов прямой гонки, термического и
каталитического крекинга, каталитического риформинга. Их маркировка:
А-66, А-72, А-76, АИ-93, АИ-98. Для первых трех цифры обозначают
октановые числа по моторному методу, а для двух последних—по
исследовательскому. Бензин марки А-72 выпускается без добавки ТЭС, а в
остальные ТЭС вводится в количестве от 0,41 до 0,82 г/кг бензина. Начало
кипения этих бензинов не ниже —35 °С, а конец кипения 205 °С для А-66,
для других 185—195°С.

Тракторный керосин—смесь дистиллятов прямой гонки и термического
крекинга фракционного состава примерно 100—300 °С. Выпускаются две марки
с октановыми числами 40 и 45.

Топливо для реактивных двигателей (авиакеросины) имеет в основном
прямогонное происхождение. Марки Т-1, ТС-1, Т-2, Т-5, Т-6, Т-7, Т-8, РТ.
Топлива отличаются друг от друга по фракционному составу, содержанию
общей и меркаптановой серы. Авиакеросины должны иметь температуру
застывания не выше —60 °С.

Эксплуатационные свойства карбюраторных топлив. Авиационные и
автомобильные поршневые двигатели внутреннего сгорания с принудительным
воспламенением от искры работают по четырехтактному циклу. В первом
такте (всасывание) топливно-воздушная рабочая смесь заполняет цилиндр
двигателя и нагревается к концу такта в двигателях, работающих на
бензине, до 80—130°С и до 140— 205 °С — в работающих на керосине.

Во втором такте (сжатие) давление смеси возрастает до 10— 12 ат, а
температура—до 150—350 °С. В конце хода сжатия с некоторым опережением
смесь воспламеняется от электрической искры. Хотя время сгорания топлива
очень мало — тысячные доли секунды, но оно все же сгорает постепенно, по
мере продвижения фронта пламени по камере сгорания (фронтом пламени
называется тонкий слой газа, в котором протекает реакция горения). При
нормальном сгорании фронт пламени распространяется со скоростью 20—30
м/сек. Температура сгорания достигает 2200— 2800°С, а давление газов
сравнительно плавно возрастает до 30— 50 ат в автомобильных двигателях и
до 80 ат в авиационных.

В третьем такте (рабочий ход) реализуется энергия сжатых продуктов
сгорания, и во время четвертого такта цилиндр двигателя освобождается от
продуктов сгорания.

В поршневых авиационных и автомобильных двигателях в качестве топлива
применяются бензины. Важнейшее эксплуатационное требование к ним —
обеспечение нормального бездетонационного сгорания в двигателях, для
которых они предназначены.

Детонацией называется особый ненормальный характер сгорания топлива в
двигателе, при этом только часть рабочей смеси после воспламенения от
искры сгорает нормально с обычной скоростью. Последняя порция топливного
заряда (до 15—20%), находящаяся перед фронтом пламени, мгновенно
самовоспламеняется, в результате скорость распространения пламени
возрастает до 1500—2500 м/сек, а давление нарастает не плавно, а резкими
скачками. Этот резкий перепад давления создает ударную детонационную
волну. Удар такой волны о стенки цилиндра и ее многократное отражение от
них приводит к вибрации и вызывает характерный металлический стук,
являющийся главным внешним признаком детонационного сгорания. Другие
внешние признаки детонации: появление в выхлопных газах клубов черного
дыма, а также резкое повышение температуры стенок цилиндра. Детонация —
явление очень вредное. На детонационных режимах мощность двигателя
падает, удельный расход топлива возрастает, работа двигателя становится
жесткой и неровной. Кроме того, детонация вызывает прогорание и
коробление поршней и выхлопных клапанов, перегрев и выход из строя
электрических свечей и другие неполадки. Износ двигателя ускоряется, а
межремонтные сроки укорачиваются. При длительной работе на режиме
интенсивной детонации возможны и аварийные последствия. Особенно опасна
детонация в авиационных двигателях.

Явление детонации с химической точки зрения объясняется перенасыщением
последней части топливного заряда первичными продуктами окисления
углеводородов — гидроперекисями и продуктами их распада —
высокоактивными свободными радикалами, которые при достижении
определенной концентрации реагируют со скоростью взрыва. В результате
вся несгоревшая часть горючей смеси мгновенно самовоспламеняется.
Очевидно, чем выше скорость образования перекисей в данной рабочей
смеси, тем скорее возникает взрывное сгорание, тем раньше нормальное
распространение фронта пламени перейдет в детонационное и последствия
детонации скажутся сильнее. Отсюда следует, что основным фактором, от
которого зависит возникновение и интенсивность детонации, является
химический состав топлива, так как известно, что склонность к окислению
у углеводородов различного строения при сравнимых условиях резко
различна.

Если в топливе преобладают углеводороды, не образующие в условиях
предпламенного окисления значительного количества перекисей, то
взрывного распада не произойдет, смесь не перенасытится активными
частицами и сгорание будет проходить с обычными скоростями, без
детонации.

Оценка детонационной стойкости (ДС) [11] или антидетонационных свойств
углеводородов и топлив проводится на стационарных одноцилиндровых
двигателях. В основе всех методов оценки ДС лежит принцип сравнения
испытуемого топлива со смесями эталонных топлив. В качестве последних
выбраны 2,2,4-триметилпентан (изооктан) и гептан, а за меру
детонационной стойкости принято октановое число.

Октановым числом называется условная единица измерения детонационной
стойкости, численно равная процентному (по объему) содержанию изооктана
(2,2,4-триметилпентана) в его смеси с гептаном, эквивалентной по
детонационной стойкости испытуемому топливу при стандартных условиях
испытания.

Октановое число изооктана принято равным 100, а гептана — 0.
Следовательно, если испытуемый бензин оказался эквивалентным в
стандартных условиях испытания смеси, состоящей, например, из 70%
изооктана и 30% гептана, то его октановое число равно 70. Октановое
число—нормируемый показатель детонационной стойкости автомобильных
бензинов, а также авиационных бензинов при работе на бедных смесях и без
применения наддува.

Для оценки ДС авиационных бензинов при работе двигателя на богатых
смесях и с применением наддува нормируемым показателем служит сортность
топлива.

Сортность топлива на богатой смеси — это характеристика, показывающая
величину мощности двигателя (в процентах) при работе на испытуемом
топливе по сравнению с мощностью, полученной на эталонном изооктане,
сортность которого принимается за 100.

Октановые числа определяются на специальных испытательных установках при
строго стандартных условиях. Имеется несколько методов определения
октановых чисел, отличающихся друг от друга режимом испытания. В
Советском Союзе оценка топлив ведется по моторному и исследовательскому
методу. Октановые числа, определенные по исследовательскому методу, для
некоторых бензинов на несколько единиц выше. Поэтому, когда приводятся
данные по октановым числам, всегда надо оговаривать метод их
определения.

Одним из путей повышения детонационной стойкости топлив для двигателей с
зажиганием от искры является применение антидетонаторов. Это вещества,
которые добавляют к бензинам в количестве не более 0,5% с целью
значительного улучшения антидетонационных свойств.

Достаточно эффективным, применяемым во всех странах, антидетонатором
является тетраэтилсвинец (ТЭС) Pb(С2Н5)4, который уже при 200—250 °С
[13] легко распадается на свинец и свободные радикалы (этил),
присутствие которых в топливно-воздушной среде замедляет образование
перекисей в предпламенный период. Это приводит к снижению их
концентрации перед фронтом пламени, и, следовательно, переход
нормального сгорания в детонационное затрудняется. В свою очередь, и
атомарный свинец уже при более высоких температурах, т. е. на более
поздней стадии процесса горения, дезактивирует различные частицы,
образующиеся при бурном распаде перекисей. Это также приводит к
ослаблению детонации.

В чистом виде ТЭС применять нельзя, так как на клапанах, свечах и
стенках цилиндра накапливаются свинец и окись свинца, что конечно
нарушает работу двигателя. Для удаления свинцовистого нагара к ТЭС
добавляют так называемые выносители свинца — различные галогеналкилы.
При термическом разложении последние выделяют галогенводород или
галоген. Они образуют со свинцом и окисью свинца соли, которые при
высоких температурах двигателя находятся в парообразном состоянии:

3C2H5Br(( 2C2H4 + 2HBr

PbO + 2HBr ( PbBr2 + H2O

Pb + 2HBr ( PbBr2 + H2O

Эти соли вместе с выхлопными газами благодаря своей летучести выводятся
из цилиндра двигателя. В качестве выносителей применяются дибромэтан,
бромистый этил, (-монохлорнафталин, дибромпропан. Смесь ТЭС, выносителей
и красителя называется этиловой жидкостью.

ТЭС, а следовательно, и этиловая жидкость очень ядовиты: при обращении с
ней и содержащими ее этилированными бензинами необходимо соблюдать
специальные правила предосторожности. Чтобы легче отличать этилированные
бензины, этиловую жидкость подкрашивают. Добавляется этиловая жидкость к
бензинам в количестве от 1,5 до 4 мл на 1 кг топлива. Добавление
этиловой жидкости свыше 4 мл/кг уже не приводит к дальнейшему повышению
октановых чисел, но вызывает усиленное отложение свинцовистого нагара
[13].

Октановые числа индивидуальных углеводородов. Таблица SEQ Таблица \*
ARABIC 6

Алканы ОЧ

Алкены ОЧ

Бутан 92

Пентен-1 77

Изобутан 99

Гексен-1 63

Пентан 62

2,3-Диметилбутен-1 81

2-Метилбутан 90

Октен-1 35

Гексан 26

Октен-2 56

2-Метилпентан 74

Октен-3 68

2,2-Диметилбутан (неогексан) 93

Октен-4 74

3,3-Диметилбутан 94

2,2,4-Триметилпентен-2 55

Гептан 0

2,2,4-Триметилпентен-1 86

2,2-Диметилпентан 89

2.2,3-Триметилбутан (триптан) 104

Октан -20

2.3-Диметилгексан . . 79

2,3,4-Триметилпентан 96

2,2,4-Триметилпентан

(эталонный изооктан) 100

2,2,3-Триметилпентан >100

Цикланы ОЧ

Ароматические

углеводороды ОЧ

Циклопентан 87

Бензол 106

Метилциклопентаи 80

Толуол 103

Этплциклопентан 61

Этилбензол 98

Пропилциклопентан 28

п-Ксилол 103

Изопропилциклопептан 76

м-Ксилол 103

Цпклогексан 77

о-Ксилол 100

Метилциклогексан 72

Пропилбензол 99

Этилциклогексан 45

Изопропилбензол (кумол) 100

Декалин 38

1,3,5-Триметилбензол (мезитилен) 100

Бензины различного химического состава по-разному относятся к добавке
ТЭС, т. е. обладают, как говорят, различной приемистостью к. ТЭС.
Приемистость к ТЭС оценивается числом единиц, на которое увеличивается
октановое число данного топлива или углеводорода при добавлении
определенного количества ТЭС по сравнению с октановым числом этого
топлива в чистом виде, т. е. без антидетонатора. Наибольшая приемистость
к ТЭС у парафиновых углеводородов нормального строения, наименьшая—у
непредельных и ароматических углеводородов.

Изучение детонационной стойкости индивидуальных углеводородов позволило
установить зависимость этого важного свойства от химического строения
углеводородов и имело большое значение для подбора и создания различных
сортов горючего для разнообразных двигателей.

Выше (табл. 6) приведены октановые числа некоторых индивидуальных
углеводородов, определенные по моторному методу (без ТЭС).

Как видно из представленных данных, октановые числа некоторых
углеводородов могут оказаться ниже 0 и выше 100. В первом случае это
означает, что их ДС ниже, чем у гептана, а во втором — выше, чем у
изооктана.

При оценке ДС товарных бензинов и компонентов, имеющих октановые числа
выше 100, в качестве эталонных топлив используют смеси чистого изооктана
с различным количеством ТЭС [68].

Для отдельных групп углеводородов, входящих в состав бензинов можно
сделать следующие краткие выводы об их ДС.

Алканы нормального строения. Начиная с пентана углеводороды этого ряда
характеризуются очень низкими октановыми числами, причем чем выше их
молекулярный вес, тем октановые числа ниже. Существует почти линейная
зависимость ДС от молекулярного веса.

Алканы разветвленного строения (изопарафины). Разветвление молекул
предельного ряда резко повышает их ДС. Так, например, у октана октановое
число —20, а у 2,2,4-триметилпентана 100. Наибольшие октановые числа
отмечаются для изомеров с парными метильными группами у одного
углеродного атома (неогексан, триптан, эталонный изооктан), а также у
других триметильных изомеров октана.

Благодаря высоким антидетонационным свойствам изопарафины С5—С8—весьма
желательные компоненты бензинов.

Алкены (моноолефины}. Появление двойной связи в молекуле углеводородов
нормального строения вызывает значительное повышение ДС по сравнению с
соответствующими предельными углеводородами.

Цикланы (нафтеновые углеводороды}. Первые представители рядов
циклопентана и циклогексана обладают хорошей ДС; особенно это относится
к циклопентану. Их приемистость к ТЭС также достаточно высока. Эти
углеводороды являются ценными составными частями бензинов. Наличие
боковых цепей нормального строения в молекулах как циклопентановых, так
и циклогексановых углеводородов, приводит к снижению их октанового
числа. При этом чем длиннее цепь, тем ниже октановые числа. Разветвление
боковых цепей и увеличение их количества повышает ДС цикланов.

Ароматические углеводороды. Почти все простейшие ароматические
углеводороды ряда бензола имеют октановые числа ~ 100 и выше.
Ароматические углеводороды и ароматизированные бензины наряду с
разветвленными алканами—лучшие компоненты высокосортных бензинов. Однако
содержание ароматических углеводородов в бензинах следует ограничивать
примерно до 40—50%. Чрезмерно ароматизованное топливо повышает общую
температуру сгорания, что влечет за собой увеличение теплонапряженности
двигателя, а также может вызвать так называемое калильное
зажигание—самопроизвольное воспламенение рабочей смеси за счет
раскаленных частичек нагара. Это очень вредное явление, которое может
вызвать аварийное повреждение двигателя.

Итак, основным качественным показателем карбюраторных топлив является их
высокая детонационная стойкость. Лучшие сорта автомобильных бензинов
должны иметь октановые числа по исследовательскому методу 93—98 пунктов.

Помимо высокой ДС к карбюраторным топливам предъявляются следующие
основные требования.

Фракционный состав топлива должен обеспечивать его хорошую испаряемость,
легкий запуск двигателя даже при низких температурах, быстрый прогрев
двигателя и хорошую его приемистость к переменам режима. Поэтому
важнейшим техническим показателем бензинов и керосинов являются данные
стандартной разгонки, при которой отмечают: температуру начала кипения;
температуры, при которых отгоняются 10, 50, 90 и 97,5 объемн. % от
загрузки; остаток (в %) и иногда конец кипения. 10%-ная точка определяет
пусковые свойства топлива, 50%-ная точка быстроту прогрева двигателя,
90%- и 97,5%-ные точки и конец кипения характеризуют полноту испарения и
равномерное распределение топлива по цилиндрам [15].

Топливо не должно образовывать газовых пробок в топливоподающей системе.
Для обеспечения этого требования в бензинах контролируется давление
насыщенных паров при 38° С, которое не должно превышать 360 мм рт. ст.
для авиационных бензинов, 500 мм рт. ст. для летних сортов и 700 мм рт.
ст. для зимних сортов автомобильных бензинов.

Топливо должно быть химически стабильным и не содержать смол. Бензины
термического крекинга и коксования содержат непредельные углеводороды,
склонные при хранении окисляться и полимеризоваться. Этот процесс
получил название смолообразования. Выпадение смол резко ухудшает
эксплуатационные свойства топлив, способствует отложению нагаров в
цилиндрах двигателей и на клапанах. Для повышения химической
стабильности топлив вторичного происхождения к ним добавляются
антиокислительные присадки (ингибиторы). Применение антиокислителей
позволяет значительно затормозить реакции окисления. Это имеет большое
практическое значение, так как позволяет увеличить сроки хранения
топлив. В качестве антиокислителей предложено очень много разнообразных
органических веществ. Среди них фенолы, полифенолы, алкилфенолы,
аминофенолы и др. К наиболее распространенным антиокислительным
присадкам, добавляемым к бензинам и керосинам, относятся:

древесно-смольный антиокислитель (ДСА), представляющий собой смесь
полифенолов и их диметиловых эфиров; ДСА добавляется к автомобильным
бензинам в количестве 0,05—0,15% почти на всех нефтеперерабатывающих
заводах СССР;

ФЧ-16—смесь полифенолов из каменноугольной смолы. Этот ингибитор
выпускается с 1968 г. и рекомендуется к применению в количестве
0,05—0,065%;

синтетические ингибиторы 2,4-диметил-б-трег-бутилфенол (топанол А) (I),
2,6-ди-трег-бутил-4-метилфенол (ионол, топанол 0) (II),
п-оксидифениламин (ПОДФА) (III), добавляемые в тысячных и сотых долях
процента:

К числу наиболее сильнодействующих антиокислителей принадлежит также
N,N’-ди-втор-бутил-п-фенилендиамин (ФДА):

Механизм действия антиокислителей в общем виде заключается в том, что
молекулы присадки обрывают цепные реакции окисления.

О химической стабильности топлив судят либо по содержанию фактических
смол (в мг на 100 мл), либо по длительности индукционного периода (в
мин).

Индукционным периодом называется время (в мин], в течение которого
бензин в условиях испытания в бомбе под давлением 7 кгс/см2 кислорода
при 100° С практически не поглощает кислорода. Об этом судят по кривой
давления кислорода в бомбе во время испытания. По окончании
индукционного периода скорость окисления резко возрастает, кислород
начинает расходоваться, а давление в бомбе снижаться. Нормами на
автомобильные бензины длительность индукционного периода установлена для
разных сортов от 450 до 900 мин.

4. Топливо не должно вызывать коррозии деталей двигателя. Это
контролируют по следующим нормируемым показателям качества: кислотность,
общее содержание серы, содержание водорастворимых кислот и щелочей
(должны отсутствовать), присутствие активных сернистых соединений
(испытание по изменению цвета поверхности медной пластинки).

5. Авиационные топлива не должны застывать и выделять кристаллы при
температуре выше —60° С.

Физико-химические свойства бензинов должны соответствовать требованиям
ГОСТ 2084-77, представленным в табл. 7.

Физико-химические свойства бензинов. Таблица SEQ Таблица \* ARABIC 7

п/п Наименование показателей Значение для марки Метод

испытания

А-72 А-76 АИ-93 АИ-95

а а б а б а

ОКП-02

5112 0401 ОКП-2 5112 0501 ОКП-2 5112 0502 ОКП-2 5112 0601 ОКП-2 5112
0602 ОКП-2 5112 0300

1. Детонационная стойкость – октановое число:

по моторному методу 72 76 76 85 85 85 ГОСТ 511-82

по исследовательскому методу не нормируется 93 95 95 ГОСТ 8226-82

2. Концентрация свинца, г/дм3 0,013 0,013 0,17 0,013 0,37 0,013 ГОСТ
2177-82

3. Фракционный состав

летнего/зимнего:

начало кипения 35/- 35/- 35/- 35/- 35/- 30/-

10% 70/55 70/55 70/55 70/55 70/55 75/55

50% 115/100 115/100 115/100 115/100 115/100 120/100

90% 180/160 180/160 180/160 180/160 180/160 180/160

конец кипения 195/185 195/185 195/185 195/185 195/185 205/195

остаток, % 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5

остаток и потери, % 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0

4. Давление насыщенных паров бензина, кПа (мм.рт.ст.):

летнего 66,7 (500)

зимнего 66,7-93,3 (500-700)

5. Кислотность, мг КОН на 100 см3 3,0 1,0 3,0 0,8 3,0 2,0 ГОСТ 11362-76

6. Концентрация фактических смол, мг на 100 см3 бензина:

на месте производства 5,0 3,0 5,0 – 5,0 5,0 ГОСТ 1567-83

на месте потребления 10,0 8,0 10,0 5,0 7,0 –

7. Индукционный период бензина на месте производства, мин 600 1200 900
1200 900 900 ГОСТ 19121-73

8. Массовая доля серы, % 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10

9. Испытание на медной пластинке выдерживает ГОСТ 6321-92

10. Водорастворимые кислоты и щелочи отсутствие ГОСТ 6307-75

11. Механические примеси и вода отсутствие

12. Цвет – – желтый – оранж – визуально

13. Плотность при 20(С, кг/м3 не нормируется ГОСТ 3900-85

14. Тяжелые углеводороды отсутствие

Примечание:

Для городов и районов, а также предприятий, где Главным санитарным
врачом запрещено применение этилированных бензинов, предназначаются
только неэтилированные бензины.

Допускается вырабатывать бензин, предназначенный для применения в южных
районах, со следующими показателями по фракционному составу:

10% перегоняется при температуре не выше 75(С;

50% перегоняется при температуре не выше 120(С,

Для бензинов, изготовленных с применением компонентов каталитического
риформинга, допускается температура конца кипения бензина летнего вида –
не выше 205(С, бензина зимнего вида – не выше 195(С.

Автомобильные этилированные бензины, предназначенные для экспорта,
изготовляют без добавления красителя. Допускается бледно-желтая краска.
Концентрация свинца в них не должна превышать 0,15 г/дм3. Массовая доля
меркаптановой серы по ГОСТ 17323-71 – не более 0,001%.

Физико-химические показатели, которыми обладает бензиновая фракция
получаемая на установке первичной переработки нефти и получения битума
представлены в табл. 8.

Дизельное топливо

Дизельное топливо—для двигателей с зажиганием от сжатия. В эту подгруппу
входят следующие виды топлив:

Топливо для быстроходных дизелей фракционного состава примерно
180—350°С. Выпускаются марки ДА и А (арктические), АЗ и 3 (зимние), ДЛ и
Л (летние), ДС и С (специальные). Они различаются по температуре
застывания (—60(—10 °С) и содержанию серы.

Топливо моторное для среднеоборотных и малооборотных двигателей. Две
марки ДТ, ДМ.

Топливо для тепловозных и судовых двигателей следующих марок: ТЗ
(зимнее), ТЛ (летнее). По фракционному составу это более высококипящие
фракции (50%—275—290 °С; 98%—340— 360°С).

Физико-химическая характеристика бензиновой фракции. Таблица SEQ
Таблица \* ARABIC 8

п/п Наименование показателя Значение

1. Детонационная стойкость – октановое число:

по исследовательскому методу 62

2. Концентрация свинца, г/дм3 –

3. Фракционный состав

летнего/зимнего:

начало кипения 35

10% 76

50% 120

90% 163

конец кипения 185

остаток, % 1,02

остаток и потери, % 3,5

4. Давление насыщенных паров бензина, кПа (мм.рт.ст.): (323)

5. Кислотность, мг КОН на 100 см3 0,5

6. Концентрация фактических смол, мг на 100 см3 бензина –

7. Индукционный период бензина на месте производства, мин 600

8. Массовая доля серы, % 0,04

9. Испытание на медной пластинке выдерживает

10. Водорастворимые кислоты и щелочи –

11. Механические примеси и вода –

12. Цвет желтый

13. Плотность при 20(С, кг/м3 732

14. Тяжелые углеводороды –

Котельное топливо — флотские и топочные мазуты (марки ф5, ф12, 40, 100,
200) и топливо для локомотивных газотурбинных двигателей. Они
различаются по вязкости и температуре застывания.

В 1970 г. были впервые утверждены также технические условия на печное
топливо для битовых и технических целей (марки А, Б, В). Их примерный
фракционный состав 100—300—360 °С.

К группе топлив следует отнести также горючие газы. Их классифицируют
следующим образом:

газ для коммунально-бытового потребления;

газы сжатые для газобаллонных автомобилей;

газы углеводородные сжиженные топливные (пропан технический, бутан
технический, смесь пропана и бутана).

Эксплуатационные свойства дизельных топлив. В двигателях внутреннего
сгорания с воспламенением от сжатия, называемых дизелями, четырехтактный
рабочий процесс протекает несколько иначе, чем в двигателях с зажиганием
от искры [15]. В дизельном двигателе в первых двух тактах засасывается и
сжимается чистый воздух. Температура воздуха в конце хода сжатия
достигает 550—650° С, а давление возрастает до 40 ат. В конце хода
сжатия в сжатый и нагретый воздух впрыскивается в течение определенного
времени под большим давлением порция топлива. Мельчайшие капельки
топлива переходят в парообразное состояние и распределяются в воздухе.
Через определенный весьма незначительный момент времени топливо
самовоспламеняется и полностью сгорает. Время между началом впрыска и
воспламенением топлива называется периодом задержки самовоспламенения. В
современных быстроходных двигателях этот период не более 0,002 сек. В
результате сгорания топлива давление газов достигает 60—100 ат. Весьма
важным для обеспечения плавной, нормальной работы двигателя является
скорость нарастания давления газов. Из практики известно, что эта
скорость не должна превышать 5 ат на 1° угла поворота коленчатого вала.
В противном случае двигатель начинает стучать, работа его становится
«жесткой», а нагрузка на подшипники чрезмерной. Появление стуков и
жесткая работа двигателя тесно связаны с длительностью периода задержки
самовоспламенения. Чем продолжительнее этот период, тем большее
количество топлива успеет поступить в цилиндр двигателя. В
результате—одновременное воспламенение повышенного количества топлива
приводит к взрывному характеру сгорания, и давление газов будет
нарастать скачкообразно. В двух последующих тактах: рабочий ход и
выхлоп—происходит рабочее расширение газов и освобождение цилиндра
двигателя от продуктов сгорания.

В качестве топлива для быстроходных дизелей применяются
керосиногазойлевые фракции нефти. Для тихоходных и стационарных
двигателей этого типа с малым числом оборотов применяется более тяжелое
топливо типа мазутов.

Наиболее существенное эксплуатационное свойство дизельных топлив—их
способность быстро воспламеняться и плавно сгорать, что обеспечивает
нормальное нарастание давления и мягкую работу двигателя без стуков.
Воспламенительные свойства топлив зависят от их химического и
фракционного состава. Очевидно, что это, в первую очередь, связано с
температурой самовоспламенения компонентов топлива. Известно, например,
что ароматические углеводороды имеют очень высокие температуры
воспламенения (500—600° С). Ясно, что сильноароматизованные продукты
неприемлемы в качестве дизельного топлива. Наоборот, парафиновые
углеводороды имеют самые низкие температуры самовоспламенения, и
дизельные топлива из парафинистых нефтей обладают хорошими
эксплуатационными свойствами.

Оценка воспламенительных свойств углеводородов и топлив, так же как и
детонационной стойкости бензинов, проводится методом сравнения на
лабораторных испытательных установках с эталонными топливами.

По аналогии с октановыми числами для оценки моторных свойств дизельных
топлив приняты цетановые числа.

Цетановым числом называется содержание (в объемн. %) цетана в смеси с
(-метилнафталином, эквивалентной по самовоспламеняемости испытуемому
топливу, при сравнении топлив в стандартных условиях испытания [14].

Цетановое число самого цетана (гексадекана) С16Н34 принято равным 100, а
(-метилнафталина—0. Определение цетановых чисел проводится на
стандартной одноцилиндровой установке с дизельной головкой по так
называемому методу совпадения вспышек. Цетановые числа дизельных топлив
нормируются в интервале 40—50 ед.

Цетановое число характеризует не только воспламенительные свойства, оно
отражает и некоторые другие эксплуатационные качества дизельного
топлива: чем выше цетановое число дизельного топлива, тем лучше его
пусковые свойства, тем менее длителен период задержки самовоспламенения,
больше полнота сгорания топлива, меньше задымленность выхлопных газов и
склонность топлива к отложениям нагаров в камере сгорания и в форсунках.

Самые низкие цетановые числа характерны для ароматических углеводородов,
особенно бициклических. Цикланы и бицикланы занимают промежуточное
положение. Наибольшими цетановыми числами обладают алканы нормального
строения. Разветвление молекул алканов приводит к значительному снижению
цетановых чисел. Введение двойной связи в молекулу углеводорода также
вызывает понижение цетанового числа.

Характеристика дизельного топлива. Таблица SEQ Таблица \* ARABIC 9

п/п Наименование показателей Норма для марки ДТ

по ГОСТ 305-82 Продукция ЦППНиПБ

дизтопливо летнее дизтопливо зимнее дизтопливо

1. Цетановое число 45 45 45 45

2. Фракционный состав:

50% перегоняется при температуре, (С 280 280 255 247

96% перегоняется при температуре, (С 360 340 330 331

3. Вязкость кинематическая при 20(С, сСт 3,0-6,0 1,8-5,0 1,5-4,0 3,64

4. Температура застывания для умеренной/холодной климатической зоны, (С
-10/- -35/-45 -/-55 -38

5. Температура помутнения для умеренной/холодной климатической зоны, (С
-5/- -25/-35 -/- -27

6. Температура вспышки в закрытом тигле для судовых дизелей/для дизелей
общего назначения, (С 62/40 40/35 35/30 37

7. Массовая доля серы в топливе вид I/вид II 0,2/0,5 0,2/0,5 0,2/0,4
0,28

8. Содержание сероводорода отсутствует

9. Массовая доля меркаптановой серы, % 0,01 0,01 0,01 –

10. Испытание на медной пластинке выдерживает

11. Содержание водорастворимых кислот и щелочей отсутствует

12. Содержание мех. примесей отсутствует

13. Содержание фактических смол на 100 мл топлива, мг 0,40 0,30 0,30 –

14. Кислотность мг КОН на 100 мл 5 5 5 2,81

15. Йодное число г. йода на 100 мл топлива 6 6 6 0,02

16. Зольность, % 0,01 0,01 0,01 0,015

17. Коксуемость 10% остатка, % 0,20 0,30 0,30 –

18. Коэффициент фильтруемости 3 3 3 –

19. Содержание воды отсутствует.

20. Плотность при 20(С 860 840 830 833

21. Предельная температура фильтруемости,(С 5 – – –

К другим важным эксплуатационным свойствам дизельных топлив для
быстроходных дизелей относятся их фракционный состав, вязкость,
температура застывания, коксуемость, содержание серы; кислотность,
содержание воды и механических примесей. Все эти показатели подбираются
в таких пределах, чтобы обеспечить нормальную бесперебойную подачу
топлива в двигатель, полноту сгорания, уменьшение нагарообразования и
отсутствие коррозии. Особенно большое значение имеет температура
застывания, варьирующая от —10 °С для летних сортов до —60 °С для
арктического сорта, и содержание серы, которое не должно превышать 0,2%
Для всех марок.

Физико-химические свойства дизельного топлива должны соответствовать
требованиям ГОСТ 305-82. Данные по ГОСТ и производимого дизельного
топлива приведены в табл. 9.

Смазочные и специальные масла.

В эту вторую основную группу включены жидкие дистиллятные и остаточные
нефтепродукты различной вязкости и степени очистки, предназначенные для
обеспечения жидкостной смазки в различных машинах и механизмах, а также
нашедших разнообразное техническое применение во многих отраслях
промышленности [16].

Смазочные масла. Смазочные масла подразделяются на следующие подгруппы:

индустриальные масла;

масла турбинные, компрессорные и для паровых машин;

моторные масла;

трансмиссионные масла.

Индустриальные масла предназначены для смазки станков, механизмов и
машин, работающих в разнообразных условиях и с различной скоростью и
нагрузкой. По величине вязкости их подразделяют на легкие ((50 = 4 ( 8,5
сст), средние (( = 12 ( 50 сст) и тяжелые ((100 = 9 ( 36 сст). Для
различных машин и механизмов выпускается более 30 марок индустриальных
масел: велосит, вазелиновое масло, масла для холодильных машин (ХА,
ХА-23, ХА-30, ХФ12-18, ХФ22-24, ХФ22с-16), веретенные и машинные (марки
по вязкости при 50 °С: 12, 20, 30, 45, 50), масла индустриальные
селективной очистки (марки по вязкости при 50 °С: ИС-12, ИС-20, ИС-30,
ИС-45, ИС-50), сепараторные Л и Т, авиационное МС-20С. масло для прессов
и прокатных станов П-28, приборное МВП и др.

Масла турбинные, компрессорные и для паровых машин. В эту подгруппу
включены масла, работающие в тяжелых условиях нагрузки, повышенной
температуры и воздействия воды, пара и воздуха.

Турбинные масла предназначены для смазки и охлаждения подшипников
паровых и водяных турбин и для заполнения систем регулирования паровых
турбогенераторов. Они должны быть стабильны против окисления и обладать
быстрой скоростью деэмульгацни (8 мин). Выпускаются следующие марки по
вязкости при 50 °С: 22м, 22(л), 30(УТ), 46(Т), 57 (турборедукторное).

Компрессорные масла предназначены для смазки цилиндров, клапанов и
других движущихся частей воздушных компрессоров и воздуходувок. Это
высоковязкие, стабильные против окисления масла. Выпускаются две марки с
вязкостью при 100 °С: 12(М) и 19(Т).

Масла для паровых машин (цилиндровые) выпускаются для смазки цилиндров
паровых машин, работающих на насыщенном и перегретом паре. Масла
цилиндровые с вязкостью при 100 °С 11 и 24 сCт (цилиндровое 2 и
вискозин)—для машин с насыщенным паром, тяжелые цилиндровые масла вапор
((100 = 36 сCт) и цилиндровое 6 ((100 = 52 сCт) —для машин с перегретым
паром. Выпускаются также судовое масло и масло для судовых газовых
турбин.

Моторные масла — в эту подгруппу включены многочисленные сорта масел,
применяемых для смазки двигателей внутреннего сгорания. Они
подразделяются на авиационные, автотракторные и дизельные. Обозначение
различных марок моторных масел базируется на следующих принципах. Первая
большая буква, в данном случае «М», указывает на подгруппу, цифры
обозначают вязкость в ест при 50 или 100 °С, буквы п—масло с
отечественной присадкой, и — с иностранной. Буквы С и К указывают на
селективную или кислотную очистку. Буквы Л, 3, С—летнее, зимнее,
северное масло.

Сравнительно недавно принята новая индексация для марок моторных масел
(табл. 10).

Индексация моторных масел. Таблица SEQ Таблица \* ARABIC 10

Вязкость

при 100 °С, ест Марки масел по группам

А Б В Г Д Е

6±1,0 — М6Б М6В — — —

8±1,0 — М8Б М8В М8Г — —

10±2,0 М10А М10Б М10В М10Г — —

12±1,0 — М12Б М12В М12Г М12Д —

14±1,0 — М14Б М14В М14Г МИД М14Е

16±1,0 — М16Б М16В М16Г М16Д М16Е

20±1,0 — М20Б М20В М20Г М20Д М20Е

Выпускаются следующие моторные масла:

Авиационные — это, как правило, остаточные масла хорошей очистки; марки:
МС-14, МС-20, МК-22; здесь цифры обозначают вязкость (в ест) при 100 °С;

Автотракторные (автолы) — в основном дистиллятные масла, селективной
очистки и с присадками, марки: АСп-6 (М6Б), АСП-10 (М10Б), АКЗп (М6Б),
АКЗп-10 (М10Б; АКп-10 (М10Б), АК-15 (тракторное);

Автомобильные — фенольной селективной очистки, марки: АС-6 (М6Б), АС-8
(МВБ), АС-10 (М10Б);

Дизельные — Дп-8, Д-11, Дп-11, Дп-14 и фенольной селективной очистки:
ДС-8 (М8Б), ДС-10 (М10Б); для мощных быстроходных дизелей—масло МТ-1бп.

Трансмиссионные масла предназначены для смазки трансмиссий автомобилей и
тракторов, для зубчатых и гипоидных передач, рулевого управления и для
различных грубых механизмов. Все эти масла неочищенные, как правило
осерненные для улучшения липкости (маслянистости), высокой вязкости.
Выпускаются летние, зимние и северные марки осевых масел с вязкостью при
50 °С от 12 до 52 ест и др.

Специальные (несмазочные) масла. Эта подгруппа включает масла,
предназначенные не для смазки, а для применения в качестве рабочих
жидкостей в тормозных системах, в пароструйных насосах и гидравлических
устройствах, а также в трансформаторах, конденсаторах, маслонаполненных
электрокабелях в качестве электроизолирующей среды. Сюда же относятся
медицинское, парфюмерное, поглотительные и некоторые другие масла
специального назначения. Ко всем этим маслам предъявляются требования
высокой очистки и в них контролируются некоторые специальные показатели
в зависимости от условий применения. Названия этих масел отражают
область их использования. Например, трансформаторные масла (ТКп, ТК),
вазелиновое медицинское, конденсаторные, парфюмерное и т. д.

На установке первичной переработки нефти и получения битума смазочные и
специальные масла не производят.

Консистентные смазки

Консистентные смазки представляют собой нефтяные масла, загущенные
мылами, твердыми углеводородами и другими загустителями. Эти мазе- и
пастообразные нефтепродукты предназначены для смазки закрытых, как
правило тяжелонагруженных, механизмов и для предохранения различных
изделий от воздействия условий внешней среды. Кроме того, некоторые
сорта используются для уплотнения (герметизации) различных систем. Это
очень обширная группа нефтепродуктов, имеющая свою внутреннюю
классификацию и систему обозначения (ГОСТ 3127—46). Все смазки делятся
на два класса: универсальные (У) и специальные. Для обозначения
разнообразных свойств универсальных смазок в их названиях к букве У
добавляются буквы, указывающие на эти свойства:

Н—низкоплавкие, с температурой каплепадения до 65 °С;

С—среднеплавкие, с температурой каплепадения до 100°С;

Т—тугоплавкие, с температурой каплепадения выше 100°С;

М—морозостойкие, не застывающие при —30 °С;

3—защитные (от коррозии);

К—кислотоупорные;

В—водостойкие;

А—активированные;

Р — не растворяющие резины.

Специальные смазки обозначаются буквами в соответствии с областями
применения. Например: автотракторные—А, для предметов вооружения—В,
железнодорожные—Ж, морские—М и т.п.

По своему назначению все смазки делятся на:

антифрикционные, служащие для предотвращения износа (универсальные—
солидолы и консталины и специальные—всего более 40 сортов);

консервационные или защитные — пластичные и жидкие смазки для
предохранения металлических и кожаных изделий;

уплотнительные — для герметизации различных систем.

Парафины и церезины

Из твердых углеводородов, выделяемых из нефти и озокерита,
изготавливаются вазелины (медицинский, ветеринарный, конденсаторный),
парафин для синтеза жирных кислот, медицинский парафин, спичечный
парафин, парафин для пищевой промышленности, различные марки церезина,
восковые и пропиточные составы. Все товарные сорта парафина и церезина в
основном различаются по температуре плавления (от 42 до 80 °С) и степени
очистки.

Битумы

Битумы изготавливаются из тяжелых нефтяных остатков путем их окисления и
предназначены для дорожного строительства, для получения кровельных
материалов для гидроизоляции, электроизоляции, приготовления асфальтовых
лаков и полиграфических красок.

Нефтяные битумы выпускаются в жидком, полутвердом и твердом виде.
Многочисленные марки битумов отличаются друг от друга по температуре
размягчения, глубине погружения иглы (пенетрации), по растяжимости
(дуктильности).

Физико-химические свойства битумов производимых в ЦППНиПБ БНД 90/130 и
БН 70/30 должны соответствовать требованиям ГОСТ 22245-90 и ГОСТ 6617-76
соответственно. Перечень показателей их значения приведены в табл.11.

Характеристика битума производимого в ЦППНиПБ. Таблица SEQ Таблица \*
ARABIC 11

п/п Наименование показателя Битум БНД 90-130 ГОСТ 22245-90 Битум БН
70-30 ГОСТ 6617-76 Продукция ЦППНиПБ

1. Глубина проникания иглы 0,1, мм

при 25(С 91-130 21-40 117

при 0(С 28 – 48

2. Температура размягчения по кольцу и шару, (С не более 43 70-80 42

3. Растяжимость, см

при 25(С не менее 65 3,0 79

при 0(С не менее 4,0

4,06

4. Температура хрупкости, (С не выше -17 не нормир. -24

5. Температура вспышки, (С более 230 более 240 298

6. Изменение температуры размягчения после прогрева, (С не более 5 не
нормир. 3,4

7. Индекс пенетрации -1,0 до +1,0 не нормир. -0,5

8. Массовая доля водорастворимых соединений, % менее 0,30 не нормир 0,05

9. Изменение массы после прогрева, % не нормир. менее 0,50

10. Растворимость, % не нормир. 99,5

11. Массовая доля воды не нормир. следы

Сажа

Сажа — мелкодисперсный сыпучий углеродистый продукт, получаемый на
сажевых заводах. Основной потребитель сажи — резиновая промышленность,
где сажа используется как усилитель и наполнитель каучука. Для резиновой
промышленности выпускается восемь марок сажи. Специальные сорта сажи
используются в качестве пигмента для изготовления типографских красок.

Нефтяной кокс

Нефтяной кокс выпускается четырех марок с содержанием золы от 0,6 до
0,3% и серы от 0,4 до 1,5%. Используется в основном для производства
анодной массы для выплавки алюминия и графитированных электродов [14].

Нефтяные кислоты и их соли

Нефтяные кислоты и их соли получаются в качестве отходов при щелочной
очистке нефтепродуктов. Выпускаются для различного технического
использования: асидолы (с содержанием кислот до 50%), мылонафт
(натриевые соли нефтяных кислот), используемый в основном в мыловаренной
промышленности, и асидол-мылонафт.

Присадки к топливам и маслам

Присадки к топливам и маслам. Присадками называются вещества,
добавляемые в небольших количествах с целью значительного улучшения
эксплуатационных свойств топлив и масел [15].

В качестве присадок применяют самые разнообразные синтетические
органические вещества, обладающие специфическими свойствами. Чаще всего
это полярные, поверхностно-активные соединения. Производство некоторых
из них будет описано. Отечественная нефтеперерабатывающая и
нефтехимическая промышленность вырабатывает более 50 различных марок
присадок.

Первичная перегонка нефти

Назначение первичной перегонки

Нефть, как уже было указано, представляет собой чрезвычайно сложную
смесь взаимно растворимых углеводородов [12]. Разделить ее нацело на
составляющие компоненты практически невозможно, но этого для
промышленного применения нефтепродуктов и не требуется. В промышленной
практике нефть делят на фракции, различающиеся температурными пределами
перегонки. Это разделение проводится на установках первичной перегонки
нефти с применением процессов дистилляции и ректификации.

Полученные фракции служат сырьем для дальнейшей переработки или
используются как товарные продукты. Первичная перегонка — первый
технологический процесс переработки нефти. Установки первичной перегонки
имеются на каждом нефтеперерабатывающем заводе.

Дистилляция

Дистилляцией или перегонкой называется процесс разделения смеси взаимно
растворимых жидкостей на фракции, которые отличаются по температурам
кипения как друг от друга, так и от исходной смеси. При перегонке смесь
нагревается до кипения и частично испаряется. Получаемые пары отбираются
и конденсируются. Перегонкой получают дистиллят и остаток, которые по
составу отличаются от исходной смеси.

Перегонка может быть осуществлена однократным, многократным или
постепенным испарением.

При однократном испарении в течение всего времени нагревания смеси
продуктов до определенной конечной температуры образующиеся пары не
выводятся из системы и остаются в контакте с жидкостью. После того как
сообщение тепла заканчивается, вся парожидкостная смесь выводится в
сепаратор. Здесь образовавшиеся пары в один прием (однократно)
отделяются от жидкости.

При многократном осуществлении процесса разделение фаз производится в
несколько приемов. Многократное испарение состоит из повторяющегося
несколько раз процесса однократного испарения. Первоначально происходит
отделение паров от жидкости, а затем—на второй ступени—жидкая фаза,
оставшаяся при отделении паров в первой ступени, вновь испаряется и т.
д.

При постепенном испарении [12] образующиеся пары по мере их образования
непрерывно выводятся из перегонного аппарата. Постепенное испарение
применяется при лабораторной перегонке нефти из колбы, а в промышленной
практике прежде использовалось при перегонке на кубовых установках.

Процесс однократного испарения обладает преимуществами перед постепенным
испарением. При однократном испарении низкокипящие фракции, перейдя в
пары, остаются в аппарате, снижают парциальное давление испаряющихся
высококипящих фракций, что дает возможность вести перегонку при более
низких температурах.

При постепенном испарении, наоборот, легкие фракции отгоняют сначала, а
тяжелые—в конце. Поэтому легкие фракции, которые превратились в пары и
были выведены из аппарата, не влияют на температуру кипения тяжелых
фракций. Благодаря влиянию легких фракций, применяя однократное
испарение, можно снизить конец кипения перегоняемого сырья на 50—100 °С
по сравнению с постепенным испарением.

На современных установках перегонка нефти проводится с применением
однократного испарения.

Как известно, в составе нефти имеются углеводороды, кипящие при
атмосферном давлении в интервале температур 400—500 °С и выше в то время
как термическая стабильность углеводородов сохраняется только до 380—400
°С. При более высокой температуре начинается процесс разложения —
крекинга углеводородов, причем наиболее высококипящие углеводороды нефти
обладают наименьшей термической стабильностью [15].

Для того чтобы избежать разложения углеводородов, надо понизить
температуру их кипения. Это достигается перегонкой нефти под вакуумом.
Нефтяная фракция, выкипающая при атмосферном давлении в интервале
температур 450—500 °С, может быть перегнана под вакуумом (остаточное
давление 20—40 мм рт. ст.) при 200—250 °С.

Для понижения температуры кипения в практике нефтепереработки применяют
также перегонку с водяным паром, который снижает парциальное давление
углеводородов.

Понизить температуру кипения фракции можно и перегонкой с инертным газом
(азот, углекислый газ и т. д.). Однако этот метод не нашел
распространения, так как присутствие инертного газа ухудшает условия
конденсации нефтяных фракций. На современных установках первичной
перегонки нефти применяют совместное действие пониженного давления и
ввода водяного пара.

Ректификация

При однократном испарении взаимно растворимых жидкостей и последующей
конденсации паров получают две фракции: легкую, в которой содержится
больше низкокипящих фракций, и тяжелую, в которой содержится меньше
низкокнпя-щих фракций, чем в исходном сырье. Следовательно, при
перегонке происходит обогащение одной фазы низкокипящими, а
другой—высококипящими компонентами. Однако достичь требуемого разделения
компонентов нефти и получить конечные продукты, кипящие в заданных
температурных интервалах, с помощью перегонки нельзя. Поэтому после
однократного испарения нефтяные пары подвергаются ректификации.

Ректификацией называется диффузионный процесс разделения жидкостей,
различающихся по температурам кипения, за счет противоточного,
многократного контактирования паров и жидкости,

Контактирование паров и жидкости осуществляется в вертикальных
цилиндрических аппаратах—ректификационных колоннах, снабженных
специальными устройствами — ректификационными тарелками или насадкой, —
позволяющими создать тесный контакт между паром, поднимающимся вверх по
колонне, и жидкостью, стекающей вниз (рис. 1).

В среднюю часть в виде пара, жидкости или парожидкостной смеси подается
сырье, которое необходимо разделить на две части—высококипящую и
низкокипящую. В простейшем случае исходное сырье состоит из двух
компонентов (например, бензола и толуола, бутана и изобутана и др.).
Однако чаще сырье представляет собой многокомпонентную смесь, которую с
помощью ректификации надо разделить на .два продукта, один из которых
содержит в основном низкокипящие компоненты, а другой — высококипящие.
Зона, в которую подается сырье, носит название эвапорационной, так как а
ней происходит эвапорация — однократное испарение нагретой в печи или
теплообменнике смеси на паровую и жидкую фазы. В некоторых случаях
эвапорационная зона отделена от колонны, и эвапорация производится в
самостоятельном аппарате. Однако у большинства колонн, в частности на
установках первичной перегонки, однократное испарение и ректификация
совмещаются.

Принцип работы промышленной ректификационной колонны аналогичен
лабораторной. В работающей ректификационной колонне через каждую тарелку
проходят четыре потока:

жидкость—флегма, стекающая с вышележащей тарелки;

пары, поступающие с нижележащей тарелки;

жидкость-флегма, уходящая на нижележащую тарелку;

пары, поднимающиеся на вышележащую тарелку.

Пары и жидкость, поступающие на тарелку, не находятся в состоянии
равновесия, однако, вступая в соприкосновение, стремятся к этому
состоянию. Жидкий поток с вышележащей тарелки поступает в зону более
высокой температуры, и поэтому из него испаряется некоторое количество
низкокипящего компонента, в результате чего- концентрация последнего в
жидкости уменьшается. С другой стороны, паровой поток, поступающий с
нижележащей тарелки, попадает в зону более низкой температуры и часть
высококипящего продукта из этого потока конденсируется, переходя в
жидкость. Концентрация высококипящего компонента в парах таким образом
понижается, а низкокипящего—повышается. Фракционный состав паров и
жидкости по высоте колонны непрерывно изменяется. Часть ректификационной
колонны, которая расположена выше ввода сырья, называется
концентрационной, а расположенная ниже ввода — отгонной. В обеих частях
колонны происходит один и тот же процесс ректификации.

С верха концентрационной части .в паровой фазе выводится целевой продукт
необходимой чистоты — ректификат, а с низа — жидкость, все еще в
достаточной степени обогащенная низкокипящим компонентом. В отгонной
части из этой жидкости окончательно отпаривается низкокипящий компонент.
В виде жидкости с низа этой части колонны выводится второй целевой
компонент — остаток.

Для нормальной работы ректификационной колонны необходимо, чтобы с верха
колонны на нижележащие тарелки непрерывно стекала жидкость {флегма).
Поэтому часть готового продукта (ректификата) после конденсации
возвращается на верхнюю тарелку колонны в виде так называемого орошения.
С другой стороны, для нормальной работы колонны необходимо, чтобы с низа
колонны вверх непрерывно подымались пары. Чтобы создать в колонне
паровой поток, часть уходящего из колонны остатка подогревается,
испаряется и возвращается обратно в колонну.

На рис. 1 изображена наиболее типичная конструкция ректификационной
колонны. Существуют такие колонны, в которых имеется только
концентрационная часть, когда сырье вводится под нижнюю тарелку колонны,
или только отгонная, когда сырье подается на верхнюю тарелку.

Перегонка нефти до мазута и гудрона

Первичная перегонка нефти на трубчатых установках осуществляется при
атмосферном давлении и под вакуумом. При перегонке нефти на трубчатых
установках, работающих при атмосферном давлении, из нефти выделяют
светлые дистилляты—бензиновый, керосиновый, дизельный [15]. Остатком от
перегонки при атмосферном давлении является мазут—фракция,
перегоняющаяся выше 330—350 °С. Эти установки носят название атмосферная
трубчатая установка (АТ).

Для того чтобы выделить более высококипящие нефтяные фракции, мазут
подвергается перегонке на установках, работающих с применением вакуума.
Остатком от перегонки мазута является гудрон.

В зависимости от общей схемы нефтеперерабатывающего завода и свойств
поступающей для переработки нефти сооружаются либо установки атмосферной
перегонки, либо установки, сочетающие атмосферную и вакуумную
перегонку,— атмосферно-вакуултые трубчатые установки (АВТ). Различные
варианты технологических схем нефтеперерабатывающих заводов
рассматриваются в п.3.

В тех случаях, когда на заводе необходимо получить максимальное
количество светлых продуктов, перегонку ведут до гудрона. Выделенные из
мазута темные дистиллятные фракции и гудрон затем перерабатывают с
применением различных технологических процессов, направленных на
получение более легких нефтепродуктов (крекинг, коксование и Др.).
Перегонку до гудрона проводят и в том случае, если на заводе
организуется производство нефтяных масел, кокса, битума. Если же для
нужд близлежащих районов требуется получить максимальное количество
котельного топлива, то ограничиваются перегонкой до мазута.

Ассортимент продуктов атмосферных и атмосферно-вакуумных процессов

В результате первичной перегонки нефти при атмосферном давлении
получаются следующие продукты [12].

Сжиженный углеводородный газ, состоящий в основном из пропана и бутана.
Количество продукта зависит от того, насколько глубоко была
стабилизирована нефть на промысловых установках. При переработке нефти с
большим содержанием газа пропан-бутановая фракция выводится с перегонной
установки не только в жидком, но и в газообразном виде. После очистки от
сернистых соединений прямогонный сжиженный газ может использоваться как
бытовое топливо. Углеводородный газ является также сырьем
газофракционирующих установок.

Бензиновая фракция. Перегоняется в пределах 30—180 °С. Используется в
качестве компонента товарного автобензина, как сырье установок
каталитического риформинга. Узкие фракции прямогонного бензина,
полученные на установках и блоках вторичной перегонки, являются сырьем
для выработки индивидуальных ароматических углеводородов—бензола,
толуола, ксилолов.

Керосиновая фракция. Перегоняется в пределах 120—315 °С, в зависимости
от того, для какой цели применяется керосин: в качестве топлива
реактивных авиационных двигателей, для освещения или как горючее для
тракторных карбюраторных двигателей. Керосиновая фракция нуждается в
очистке от сернистых соединений, которую проводят на специальных
установках гидроочистки.

Дизельная фракция. Перегоняется в пределах 180—350 °С. Ранее дизельную
фракцию называли атмосферным газойлем. Фракция используется как топливо
для дизельных двигателей, установленных на автомобилях, тракторах,
тепловозах, судах морского и речного флота. Дизельная фракция,
полученная из сернистых нефтей, нуждается в очистке от серы, которая
проводится с применением гидрогенизационного метода.

Мазут. Перегоняется при температуре выше 350 °С. Используется в качестве
котельного топлива, является сырьем установок термического крекинга.

Ассортимент продуктов вакуумной перегонки мазута зависит от выбранного
варианта переработки нефти. Существуют две схемы перегонки мазута:
масляная и топливная. При масляной схеме получают несколько
фракций—вакуумных дистиллятов, при топливной — одну [12].

Число вакуумных дистиллятов при масляной схеме перегонки мазута
определяется типом перерабатываемой нефти.

Согласно существующей в настоящее время схеме получения масел из
восточных нефтей, на установках первичной перегонки следует получать три
вакуумных дистиллята:

легкий (фракция 300— 400 °С),

средний (фракция 400—450 °С),

тяжелый (фракция 450— 500 °С).

Каждый из дистиллятов затем подвергается очистке, очищенные продукты
смешиваются в различных соотношениях. В зависимости от рецептуры смеси
получают тот или иной сорт масел.

Вакуумный дистиллят, вырабатываемый при топливной схеме переработки
мазута, перегоняется при 350—500°С и используется как сырье
каталитического крекинга или гидрокрекинга. Эту фракцию иногда называют
вакуумным газойлем.

6. Гудрон—остаток от перегонки нефти, перегоняется при температуре выше
500 °С. Это — высоковязкий продукт, застывающий при 30—40 °С. Он
используется как сырье установок термического крекинга, коксования, для
производства битума и высоковязких масел.

Технологические схемы установок первичной перегонки нефти

Типы установок

Атмосферные и вакуумные трубчатые установки существуют независимо друг
от друга или комбинируются в составе одной установки. Существующие
атмосферные трубчатые установки подразделяются в зависимости от их
технологической схемы на следующие группы [15]:

установки с однократным испарением нефти;

установки с двукратным испарением нефти;

установки с предварительным испарением легких фракций.

Принципиальная схема установки с однократным испарением приводится на
рис. 2. Нефть из промежуточного парка или непосредственно с установки
ЭЛОУ забирается сырьевым насосом и пропускается через теплообменники и
трубчатую печь в ректификационную колонну. В эвапорационном пространстве
происходит однократное испарение нефти. Пары нефти затем разделяют
ректификацией на целевые фракции, а из жидкости также с применением
процесса ректификации удаляют легкокипящие фракции.

Схема установки с двукратным испарением приводится на рис. 3. Нагретая в
теплообменниках нефть подается в так называемую отбензинивающую
ректификационную колонну, где происходит испарение нефти. Количество
образующихся паров невелико, поскольку нефть нагрета только до
200—220°С. В парах в основном содержатся легкие бензиновые фракции. На
ректификационных тарелках отбензинивающей колонны бензин отделяется от
более тяжелых фракций и в виде паров уходит из колонны. Вместе с парами
бензина удаляются пары воды, поступившей на установку АТ с нефтью, и
газы.

Полуотбензиненную нефть забирают насосом и через трубчатую печь подают в
основную, атмосферную колонну, где происходит повторное испарение нефти
и ректификация паров с выделением тяжелого бензина (смешиваемого затем с
бензином, получаемым в отбензинивающей колонне), керосиновой и
дизельной фракции. Остатком является мазут.

Промежуточное положение занимает схема с предварительным испарением
(рис. 4). Нефть на установках этого типа после теплообменников поступает
в предварительный испаритель (эвапоратора—полый цилиндрический аппарат,
где происходит однократное испарение и от нефти отделяются пары легких
фракций. Жидкая часть подается через печь в ректификационную колонну.
Сюда же поступают пары легких фракций из эвапоратора.

Испарение при этой схеме происходит дважды, а ректификация проводится
совместно для всех отгоняемых фракций, как и по схеме с однократным
испарением.

Достоинством схемы с однократным испарением является то, что легкие и
тяжелые фракции испаряются совместно. Это способствует более глубокому
отделению тяжелых компонентов при относительно низких (300—325°С)
температурах подогрева нефти. Установки однократного испарения
компактны, имеют малую протяженность трубопроводов, требуют меньше, чем
другие установки, топлива. Недостатки схемы с однократным испарением
следующие:

при перегонке нефтей с повышенным (выше 15%) содержанием бензиновых
фракций значительно увеличивается давление в теплообменниках и трубах
печного змеевика, что приводит к необходимости применять более прочную и
металлоемкую аппаратуру, увеличивать давление в линии нагнетания
сырьевого насоса;

если на перегонку подается нефть, из которой плохо удалена вода, то это
также приводит к повышению давления в печи и может вызвать повреждение
фланцевых соединений печных труб;

если перегоняемая нефть недостаточно хорошо обессолена, то при ее
нагреве в трубах печи будут отлагаться минеральные соли, из-за этого
происходят местные перегревы в змеевиках печей, что в конечном итоге
может приводить к аварии—прогару труб;

при переработке сернистых и плохо обессоленных нефтей необходимо
защищать от коррозии мощную основную колонну, что приводит к повышению
расхода высоколегированной стали и цветных металлов.

При двукратном испарении газ, вода и значительная часть бензина
удаляются из нефти до ее поступления в печь. Это обстоятельство
облегчает условия работы как печи, так и основной ректификационной
колонны и является основным преимуществом схемы с двукратным испарением.
Схема с двукратным испарением особенно удобна в тех случаях, когда часто
происходит изменение типа перерабатываемой нефти. На установках
двукратного испарения устранены недостатки, характерные для установок
однократного испарения.

Однако, чтобы достичь такой же глубины отбора дистиллятов, как при
однократном испарении, нефть на установках двукратного испарения
приходится нагревать до более высокой температуры (360—370 °С). На
установке с двукратным испарением удваивается количество
ректификационных колонн, загрузочных насосов, растут размеры
конденсационной аппаратуры.

Преимуществом схемы с предварительным испарением является возможность
снизить давление в печи, благодаря тому, что в эвапораторе отгоняются
легкие фракции. Недостаток схемы—увеличение размеров основной колонны,
поскольку все пары, отделенные в эвапораторе направляются в ту же
колонну, что и пары, полученные в печи.

На установках и блоках вакуумной перегонки также применяются схемы
однократного и двукратного испарения (рис. 5).

Наиболее распространены вакуумные блоки с однократным испарением мазута
(рис. 5, а). Они построены на большинстве отечественных
нефтеперерабатывающих заводов. Но, как показал опыт эксплуатации, на
таких блоках не удается получить хорошо отректифицированные вакуумные
дистилляты с четкими пределами перегонки, необходимые для получения
качественных масел.

Добиться улучшения четкости вакуумных дистиллятов можно за счет
увеличения числа ректификационных тарелок в вакуумной колонне. Однако
такое решение неприемлемо, поскольку при увеличении числа тарелок
снижается вакуум, повышается температура на нижних тарелках колонны,
может понизиться глубина отбора и ухудшиться качество дистиллятов. Более
рациональный путь улучшения качества вакуумных дистиллятов — перегонка
по схеме двукратного испарения (рис. 5, б).

Схема предусматривает отбор в первой колонне широкой масляной фракции,
которая после повторного нагрева в печи разделяется во второй вакуумной
колонне на фракции с более узкими пределами перегонки.

При двухступенчатой вакуумной перегонке расходуются дополнительные
количества топлива, пара, охлаждающей воды. Однако достигаемое улучшение
качества масляных дистиллятов, а следовательно, и товарных масел
компенсирует эти затраты.

Схемы установок

На нефтеперерабатывающих заводах применяются все описанные выше схемы
перегонки нефти и мазута, строятся отдельно стоящие установки
атмосферной и вакуумной перегонки, комбинированные атмосферно-вакуумные
трубчатые установки.

На рис. 6 приводится технологическая схема атмосферно-вакуумной
установки производительностью 1 млн. т нефти в год, рассчитанной на
переработку восточных сернистых нефтей и эксплуатирующейся на многих
нефтеперерабатывающих заводах.

Нефть из резервуаров промежуточного парка забирают насосом Н-1 и
пропускают двумя потоками через сырьевые теплообменники. Для
предотвращения коррозии оборудования к нефти добавляют раствор щелочи.
Первый поток нефти подогревается в Т-1—фракцией 180—240 °С, в Т-2—первым
погоном вакуумной колонны, в Т-3 — фракцией 240—300 °С, в Т-4 — фракцией
300— 350 °С, в Т-7—третьим погоном вакуумной колонны, в Т-8—гудроном.

Второй поток нефти проходит через теплообменники циркуляционного
орошения атмосферной колонны Т-5, среднего циркуляционного орошения
вакуумной колонны Т-6 и гудрона Т-9. После теплообменников нефть
объединяется в один поток и поступает с температурой 220° С в первую,
отбензинивающую колонну К-1.

Верхний продукт колонны К.-1 — пары бензиновой фракции с концом кипения
120—150°С конденсируются в конденсаторе-холодильнике погружного типа
ХК-1 и поступают в рефлюксную емкость Е-1, откуда часть верхнего
продукта насосом Н-3 возвращается в К-1 в качестве орошения (флегмы), а
балансовое количество насосом Н-5 подают на стабилизацию в стабилизатор
бензина К-4 или выводят с установки.

В рефлюксной емкости Е-1 происходит также выделение газа, который
поступает на установки атмосферной перегонки вместе с нефтью. Вследствие
наличия газа давление в рефлюксной емкости и отбензинивающей колонне
повышенное, оно составляет 3—4 ат.

Отбензиненную нефть — нижний продукт К.-1 — забирают насосом Н-2 и
направляют в трубчатую печь П-1, полезная тепловая нагрузка которой
составляет 16 млн. ккал/ч. Часть выходящего из печи потока возвращается
в К.-1, внося дополнительное количество тепла, необходимое для
ректификации.

Остальная часть нагретой полуотбензиненной нефти поступает в основную
атмосферную колонну К-2, где разделяется на несколько фракций.
Температура нефти на входе в К-2 по проекту составляет 320°С, а на
практике поддерживается более высокой— до 350°С.

Для снижения температуры низа колонны и более полного извлечения из
мазута светлых нефтепродуктов ректификацию в К.-2 проводят в присутствии
водяного пара. Пар подается в нижнюю часть колонны в количестве 1,5—2% в
расчете на остаток.

С верха колонны К-2 уходят пары бензиновой фракции с концом кипения 180
°С, а также водяной пар. Пары поступают в конденсатор-холодильник ХК-2,
после конденсации продукт попадает в емкость-водоотделитель Е-2.
Отстоявшийся от воды тяжелый бензин забирают насосом Н-6 и подают
совместно с верхним погоном К-1 в К-4. Часть бензина из Е-2 возвращается
в К-2 в качестве острого орошения.

Из колонны К-2 выводятся также три боковых погона — фракции 180—240 °С,
240—300 °С и 300—350 °С. Эти погоны поступают первоначально в
самостоятельные секции отпарной колонны К-3, где из боковых погонов в
присутствии водяного пара удаляются легкие фракции. Освобожденные от
легких фракций целевые продукты в жидком виде выводятся с установки, а
пары легких фракций возвращаются в К.-2. Расход водяного пара составляет
1,5—2,0% в расчете на целевой продукт.

Фракция 180—240°С выводится с установки через теплообменник Т-1 и
холодильник Х-2. Фракции 240—300 и 300—350 °С также отдают в
соответствующих теплообменниках избыточное тепло поступающей на
установку нефти, охлаждаются в концевых холодильниках и выводятся с
установки.

Для улучшения условий работы колонны К-2 и съема избыточного тепла в
колонне предусмотрен вывод циркулирующего орошения. Это орошение
забирается с 20-й тарелки, проходит через теплообменник Т-5 и
возвращается в К.-2 на 24-ю тарелку.

Остаток из атмосферной колонны—мазут—забирают насосом Н-4 и подают в
трубчатую печь /7-2, имеющую полезную тепловую мощность 8 млн. ккал/ч.
Мазут, нагретый в печи до 420 °С, поступает в вакуумную колонну К-5.

В колонне К-5 поддерживается остаточное давление 60 мм рт. ст.,
температура низа колонны—385 °С. Для снижения температуры низа и
облегчения условий испарения из гудрона легких компонентов в низ К-5
вводят водяной пар.

С верха К-5 выводят водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое
количество легких нефтепродуктов, которые поступают в барометрический
конденсатор А-1, где охлаждаются водой и частично конденсируются.
Несконденсированные газы отсасываются двухступенчатыми эжекторами.

В вакуумной колонне предусмотрен отбор четырех боковых погонов: с 16,
12, 8 и 5-й тарелок. Эти погоны отбираются непосредственно с тарелок.
Часть первых трех погонов после охлаждения возвращается в колонну в
качестве циркулирующего орошения, предназначенного для съема избыточного
тепла и улучшения условий ректификации.

Остаток вакуумной колонны — гудрон откачивается насосом через
теплообменники Т-8 и Т-9 и концевые холодильники с установки.

На АСТ мощностью 1 млн. т в год имеются также колонна вторичной
перегонки К-6, предназначенная для разделения бензина на узкие фракции,
и стабилизатор К-4. Назначение стабилизатора—удалить из бензина легкие
углеводороды (пропан и бутан). Колонна вторичной перегонки предназначена
для разделения бензина на фракции н. к. —85°С и 85—180°С.

Близкую с описанной выше схему имеют и более крупные отечественные
установки атмосферно-вакуумной перегонки.

На нескольких отечественных нефтеперерабатывающих заводах построены
комбинированные установки обессоливания и атмосферной перегонки нефти,
обессоливания и атмосферно-вакуумной перегонки мощностью в 6 млн. т в
год—ЭЛОУ-АТ-6 (рис. 7) и ЭЛОУ-АВТ-6.

Характеристика основных аппаратов установок. Таблица SEQ Таблица \*
ARABIC 12

Значения величин I II

Диаметр, м

отбензинивающей колонны 5,0 3,0

атмосферной колонны 5,0/7,0 3,8

стабилизатора 2,8/3,6 1,2

вакуумной колонны 6,4/9,0 6,4

Поверхность теплообмена и подогрева нефти (одного аппарата), м2 630-800
100

Тепловая нагрузка печей, млн. ккал/ч

атмосферной перегонки 106 16

вакуумной печи 34 8

Отличительной особенностью новых модернизированных установок первичной
перегонки является применение новых, более совершенных видов
оборудования. Для конденсации паров применяются кожухотрубчатые
холодильники-конденсаторы и конденсаторы воздушного охлаждения, для
нагрева нефти—укрупненные теплообменники. В новых установках первичной
перегонки учтен опыт, накопленный при эксплуатации ранее построенных АТ
и АВТ.

В табл. 12 приводится характеристика основных аппаратов установки
ЭЛОУ-АВТ-6 (I) и установки АВТ мощностью 1 млн. т/год (II).

Очистка светлых дистиллятов

Светлые нефтепродукты — карбюраторные, реактивные и дизельные топлива,
бензины-растворители, осветительный керосин, полученные непосредственно
из ректификационной колонны установок АВТ, гидроочистки, каталитического
крекинга и других, еще не являются товарными продуктами, так как
содержат в своем составе компоненты, ухудшающие их эксплуатационные
качества.

Из бензинов, реактивных и дизельных топлив необходимо удалить
сероводород, меркаптаны, нефтяные кислоты; из крекинг-бензинов помимо
сероводорода и меркаптанов удаляют диеновые углеводороды, из дизельных
топлив — твердые парафиновые углеводороды, из бензинов-растворйтелей и
осветительных керосинов — ароматические углеводороды.

Для удаления нежелательных компонентов применяют химические и
физико-химические методы очистки: обработку щелочью и серной кислотой,
взаимодействие нормальных парафиновых углеводородов с карбамидом,
адсорбцию.

Щелочная очистка

Щелочная очистка (защелачивание) применяется для удаления из
нефтепродуктов сероводорода, низших меркаптанов и нефтяных кислот;
щелочная доочистка — для удаления из нефтепродуктов следов серной
кислоты и кислых продуктов реакции после сернокислотной очистки [12].

Для удаления сероводорода применяют обычно раствор едкого натра или
кальцинированной соды Na2CO3. Сероводород реагирует со щелочью по
уравнениям:

2NаОН + Н2S ( Na2S + 2H2O

NаОН + Н2S ( NaHS + H2O

Меркаптаны реагируют со щелочью с образованием меркаптидов:

RSН + NаОН ( RSNa + H2O

Меркаптиды хорошо растворяются в щелочи и поэтому могут быть удалены из
дистиллятов. Удалению меркаптанов в виде меркаптидов препятствует
гидролиз последних. Особенно легко подвергаются гидролизу меркаптиды с
большим молекулярным весом, поэтому щелочным методом можно удалить
только этил- и пропилмеркаптаны (степень извлечения порядка 90%).
Применение веществ, подавляющих гидролиз меркаптидов (например,
метанола, органических кислот), значительно повышает степень очистки
бензинов и реактивных топлив от меркаптанов. Такая очистка получила
название очистки с усилителями.

Нефтяные кислоты образуют со щелочью или содой соли нефтяных
кислот—мыла:

RСООН + NаОН ( RСООNa + H2O

2RСООН + Nа2CO3 ( 2RСООNa + CO2 + H2O

Соли нефтяных кислот переходят в водный раствор щелочи и, таким образом,
легко отделяются от нефтепродукта.

Для щелочной очистки светлых нефтепродуктов обычно применяют 10% раствор
NаОН. Температура защелачивания бензинов 40—50°С, керосинов 60—70°С,
дизельных топлив 80—90°С. Повышение температуры уменьшает опасность
образования водных эмульсий и облегчает отстой нефтепродукта от
щелочного раствора. Следы щелочи удаляются из нефтепродукта водной
промывкой.

В настоящее время наиболее широко распространена полунепрерывная схема
защелачивания топливных дистиллятов. Нефтепродукт поступает непрерывно,
а щелочной раствор циркулирует в системе и периодически обновляется.
Отработанный раствор содержит 2% NаОН. Таким образом, степень
использования щелочи составляет 80%.

При защелачивании бензинов каталитического крекинга конечная
концентрация щелочи должна быть не меньше 3,5—4%, в противном случае
наблюдается повышенное содержание фактических смол вследствие
недостаточно глубокого удаления сернистых соединений при защелачивании.

Качество очистки контролируют специальной пробой на коррозию медной
пластинки. Как только очищаемый продукт перестанет выдерживать эту
пробу, отработанный щелочной раствор полностью заменяют свежим.

Расход щелочи зависит как от конечной концентрации щелочи в отработанном
растворе, так и от содержания сернистых или кислородных соединений в
очищаемом продукте. Для прямогонного бензина расход составляет 0,32
кг/т.

Технологическая схема. Рассмотрим для примера схему защелачивания
керосинового дистиллята (рис. 25).

Очищаемый дистиллят поступает на прием насоса Н-1 из керосиновой секции
отпарной колонны технологической установки. По нагнетательной линии
продукт поступает в инжектор И-1, посредством которого создается
циркуляция щелочного раствора и смешение его с продуктом. Из инжектора
И-1 смесь попадает в отстойник Е-1, где разделяется на 2 слоя — щелочной
и углеводородный. Далее керосин смешивается с водой в инжекторе И-2 и
направляется в отстойник Е-2, где отделяется от промывной воды.
Окончательное отделение следов щелочи и воды происходит в
электроосадителе А-1.

Осушка светлых нефтепродуктов

Одним из узких мест щелочной очистки было до недавнего времени
окончательное удаление влаги из очищенного дистиллята. В отстойнике Е-2
полнота удаления влаги не достигается. Введение в схему
электроосадителя, аналогичного по конструкции горизонтальному
электродегидратору установки ЭЛОУ, значительно улучшило осушку.

Применяется также осушка нефтепродукта (в частности, керосина) воздухом,
пропускаемым вверх навстречу топливу, стекающему вниз по насадке
цилиндрического аппарата.

Хорошие результаты получены при осушке с помощью фильтров, заполненных
стекловатой. На Киришском НПЗ впервые осуществили в промышленном
масштабе очистку авиакеросина от воды, остатков щелочи и механических
примесей при фильтровании авиакеросина через слой ваты, обработанный
кремнийорганическими соединениями для придачи фильтрующей поверхности
гидрофобных свойств. Процесс обезвоживания происходит за счет разности в
сопротивлениях, которые испытывают частицы воды и нефтепродукта при
прохождении через поры такой перегородки. Авиакеросин, поступавший на
фильтрование после защелачивания, содержал 0,2—0,3% воды, после
фильтрования—0,005— 0,009%. Следует отметить, что аппаратура для
щелочной очистки, водной промывки и осушки размещается непосредственно
на установке получения дистиллятов: установках АВТ, гидроочистки и т. д.

Крупными недостатками щелочной очистки являются безвозвратная потеря
дорогого реагента и образование большого количества трудноутилизнруемых
сернисто-щелочных стоков. Поскольку наибольшее количество щелочи
расходуется на очистку бензинов сернистых нефтей от сероводорода, то
вместо щелочной очистки разрабатываются регенеративные методы очистки с
помощью растворов этаноламинов или трикалийфосфата, которые позволяют
многократно использовать реагент, а также получать сероводород [12].

Производство нефтяных битумов

Нефтяные битумы нашли широкое применение в народном хозяйстве. Основное
количество выпускаемых нефтяных битумов используется для целей дорожного
строительства. С 1960 по 1970 г. протяженность дорог с асфальтобетонным
покрытием возросла на 120 тыс. км. В текущей пятилетке строительство
автодорог будет происходить еще более быстрыми темпами и затронет районы
Севера и Сибири. Одновременно резко увеличиваются темпы строительных
работ, а стройки — второй крупный потребитель нефтяных битумов.

Битумы представляют собой темные пластичные нефтепродукты, жидкие,
полутвердые и твердые, в зависимости от марки и назначения. Битумы имеют
наиболее высокую вязкость из всех продуктов нефтепереработки.

С физико-химической точки зрения битумы являются сложной коллоидной
системой асфальтенов и ассоциированных высокомолекулярных смол в среде
масел и низкомолекулярных смол. Асфальтены могут образовывать в
зависимости от количественного соотношения со смолами, и маслами или
жесткий каркас, или отдельные мицеллы, адсорбирующие и удерживающие
смолы. Масла представляют собой среду, в которой смолы растворяются, а
асфальтены набухают.

Требования, предъявляемые к битумам, особенно дорожным, весьма
разнообразны. Основное назначение дорожных битумов— связывание,
склеивание частиц минеральных материалов (щебня, песка), придание им
гидрофобных свойств, заполнение пространств между их частицами. Поэтому
от качества битумов зависят прочность и долговечность асфальтовых
дорожных покрытий.

Дорожные битумы должны:

сохранять прочность при повышенных температурах, т. е. быть
теплостойкими;

сохранять эластичность при отрицательных температурах, т. е. быть
морозостойкими;

сопротивляться сжатию, удару, разрыву под воздействием движущегося
транспорта;

обеспечивать хорошее сцепление с сухой и влажной поверхностью
минеральных материалов;

сохранять в течение длительного времени первоначальную вязкость и
прочность. Строительные битумы могут быть менее эластичными, но они
должны быть более твердыми.

В условиях эксплуатации под воздействием солнечного света, кислорода
воздуха, высоких и низких температур, резких перепадов температур,
усиленных динамических нагрузок битумы разрушаются. Разрушается
коллоидная структура битума, смолы и асфальтены переходят в карбены и
карбоиды, битум теряет способность создавать цельный кроющий слой,
становится хрупким, трескается и крошится. Кроме того, битум теряет
способность прилипать к минеральным материалам: щебню, камню, песку. Все
это ведет к разрушению дорог, толевых кровель, фундаментов, изоляции
трубопроводов и пр.

Эксплуатационные свойства готовых битумов (табл. 7) контролируют рядом
показателей: глубиной проникания иглы (в мм) при 25°С, температурой
размягчения (в °С), определяемой методом кольца и шара, растяжимостью (в
см) при 25 °С, температурой хрупкости (в °С), когезией (в кгс/см2) при
20 °С и адгезией. Глубина проникания иглы и температура размягчения
характеризуют твердость битума, растяжимость—его эластичность. Величина
когезии, т. е. прочность тонких слоев битума при испытании на разрыв,
свидетельствует о прочности битума, температура хрупкости — о
морозостойкости. Адгезия (или прилипание) — способность прочного
сцепления с минеральными материалами — определяется только качественно.

Характеристика битумов. Таблица SEQ Таблица \* ARABIC 13

Показатели Дорожные битумы Строительные битумы

БНД 40/60 БНД 60/90 БНД 90/130 БНД

130/200 БНД 200/300 БН-IV БН-V

Глубина проникания иглы, мм, не менее

при 25° С 40-60 61—90 91-130 131—200 201-300 21—40 5-20

при 0° С 13 20 28 35 45 – –

Растяжимость при

25° С, см, не менее 40 50 60 65 Не нормируется 3 1

Температура размягчения °С, не ниже 52 48 45 40 35 70 90

Температура хрупкости, °С, не выше -10 -15 -17 -18 -20 — —

Испытание на сцепление с мрамором выдерживает

Соотношение компонентов, входящих в состав битума, влияет на его
свойства. Чем больше в битуме асфальтенов, тем битум тверже, смолы
улучшают эластичность битума и его цементирующие свойства, масла
сообщают битумам морозостойкость.

Зависимость эксплуатационных свойств битумов от их химического состава
характеризуется величинами отношений содержания асфальтенов к содержанию
смол А/С и суммы асфальтенов и смол к содержанию масел (А+С)/М. Битумы,
сочетающие хорошую тепло- и морозостойкость с высокой прочностью,
содержат около 23% смол, 15—18% асфальтенов и 52—54% масел; А/С =
0,5-0,6; (А+С)/М=0,8-0,9.

Для улучшения адгезионных свойств битумов применяют присадки,
представляющие собой поверхностно-активные вещества (ПАВ). В качестве
ПАВ обычно применяют кубовые кислоты, являющиеся кубовым остатком при
разгонке синтетических жирных кислот.

Способы получения битумов

Битумы можно получать одним из трех способов:

глубокая вакуумная перегонка мазута;

окисление остаточных нефтепродуктов воздухом при высокой температуре;

компаундирование остаточных и окисленных продуктов.

Качество готовых битумов зависит в первую очередь от качества сырья, а
для окисленных битумов еще и от температуры, продолжительности окисления
и расхода воздуха [12, 14].

Наилучшим сырьем для производства битума служат остаточные продукты
переработки тяжелых смолисто-асфальтеновых нефтей: гудроны,
крекингостатки, асфальты и экстракты очистки масел. Чем больше
содержание смолисто-асфальтеновых компонентов в нефти, чем выше
отношение асфальтены: смолы и чем меньше содержание твердых парафинов,
тем выше качество получаемых битумов и проще технология их производства.

Из гудронов, имеющих оптимальные величины соотношений А/С и (А+С)/М,
получают битум глубокой вакуумной перегонкой. Это характерно для
венесуэльской нефти. Высокопарафинистые нефти—наихудшее сырье для
получения битума. Высокое содержание парафина в нефтях отрицательно
сказывается на важнейших эксплуатационных показателях битумов: прочности
и прилипаемости к минеральным покрытиям. Нефти, из которых получают
битумы, должны быть хорошо обессолены.

Характеристика гудронов, получаемых из советских нефтей и наиболее
пригодных для производства окисленных битумов, приведена в табл. 8.

Характеристика гудронов смолистых нефтей. Таблица SEQ Таблица \*
ARABIC 14

Нефть Содержание гудрона,

вес. % Плотность, (420 Темпера

тура размягчения,

°С Групповой состав

вес. ч. А

С А+С

М

асфальтены смолы масла

Ярегская 50 0,989 28 4,2 33,6 62,2 0,15 0,62

Арланская 55 0,999 30 7,0 30,6 62,4 0,23 0,60

Серноводская — — 28,5 5,8 30,4 63,8 0,19 0,56

Чернушинская — 0,984 30 5,6 28,7 65,7 0,20 0,52

При окислении гудронов часть масел превращается в смолы, часть смол
переходит в асфальтены. В результате количество смол практически
остается неизменным, а отношения А/С и (А+С)/М улучшаются.

Технология окисления битумов

Окисленные битумы получают при одновременном воздействии на нефтяные
остатки кислорода воздуха и высокой температуры. Чем выше температура,
тем быстрее протекает процесс. При слишком высокой температуре, однако,
ускоряются реакции образования карбенов и карбоидов, что недопустимо.

Окисленные битумы получают на установках периодического и непрерывного
действия. При периодическом процессе сырье подают в окислительный куб,
температура .в котором должна быть 170—260 °С. После заполнения
окислительного куба на одну треть начинают подавать в куб сжатый воздух
под давлением 1—1,5 ат и одновременно доводят уровень сырья до
определенной высоты. При окислении выделяется тепло, поэтому температуру
процесса регулируют подачей воздуха. Если необходимо отводить избыточное
тепло, то применяют циркуляцию продукта поршневым насосом, который
выводит часть продукта из куба снизу и через водяной холодильник
возвращает ее в куб сверху.

Продолжительность окисления зависит от качества сырья и требуемого
качества битума. Чем тверже битум, тем время окисления должно быть
больше. Обычно продолжительность окисления составляет 18—40 ч.
Температура .процесса 250—280 °С. После достижения товарного качества
битума подачу воздуха прекращают, битум охлаждают циркуляцией через
холодильник и откачивают на разливочную станцию. Образующиеся в процессе
окисления жидкие и газообразные продукты из куба поступают в
конденсатор-холодильник, а оттуда — в сепаратор, где смесь разделяется
на отгон (так называемую «черную солярку») и газы. Газы сжигаются в
печи. Отгон добавляется к котельному топливу.

Окислительные кубы — пустотелые стальные цилиндрические аппараты объемом
от 50 до 250 м3; расположение их может быть вертикальным и
горизонтальным. В нижней части аппарата располагаются маточники для
подачи воздуха. На установке имеется одновременно несколько таких кубов.
Периодические установки малопроизводительны.

Установка для получения дорожных и строительных битумов непрерывным
окислением в трубчатом реакторе состоит из трех одинаковых параллельных
блоков. Она дает возможность одновременно получать две марки
строительных битумов и тяжелый компонент дорожного битума.

Дорожные битумы получают компаундированием переокисленного компонента с
температурой размягчения 65 °С и разжижителей.

Технологическая схема установки (одного блока) показана на рис. 26.

Технологические параметры установки и материальный баланс. Таблица SEQ
Таблица \* ARABIC 15

Технологические параметры

Температура, °С

сырья на входе на установку 100—160

сырья на выходе из П-1 230—250

воздуха на входе в М-1 150

смеси в Р-1 260

битума после Х-1 170

Давление, ат

воздуха на входе в М-1 9

смеси на входе в Р-1 8

смеси на выходе из Р-1 3

Расход воздуха, м3/м3 продукта 100-130 6:1

Материальный баланс установки (в вес. %)

Поступило:

Получено:

Гудрон 30,20 Битум БНДп-130/200 13,39

Асфальт деасфальтизации 41,10 Битум БНДп-90/130 13,39

Экстракт селективной очистки 25,30 Битум БНДп-60/90 26,78

ПАВ 3,40 Битум БНДп-40/60 13,39

Битум БН-IV 14,33

Битум БН-V 14.33

Отгон 2,30

Потери, газы окисления 2,09

Итого: 100,00 Итого: 100,0

Гудрон насосом Н-1 подается через печь П-1 в смеситель М-1, куда
компрессором нагнетается воздух. В смеситель также поступает
циркулирующий продукт с низа колонны К-1. Из смесителя М-1 смесь воздуха
и продукта входит в реактор Р-1, окисляется и вводится в верхнюю часть
испарителя К.-1. Жидкость спускается сверху вниз, в это время от нее
отделяются азот, остаток кислорода, газы окисления пары «черной
солярки». Часть битума с низа колонны К-1 в качестве рециркулята
подкачивается насосом Н-2 в смеситель М-1. Из середины колонны К-1
готовый битум насосом Н-3 через холодильник Х-1 направляется в емкость
Е-1, откуда через специальное разливочное устройство битумом заполняют
крафтмешки.

Пары и газы с верха колонны К.-1 поступают в конденсатор-холодильник
Х-2, а затем сконденсировавшийся жидкий продукт отделяется от газов в
сепараторе С-1. С низа сепаратора С-1 отгон отводится с установки. Газы
из сепаратора С-1 дожигаются в печи П-3. Технологический режим установки
представлен в табл. 9

Аппаратура

Реактор установки производительностью 250 тыс. т/год представляет
собой цилиндрический аппарат диаметром 2420 мм и высотой 11000 мм с
вертикально расположенным змеевиком из стали Х5М диаметром 150 мм;
скорость продукта в змеевике 11—12 м/сек. Снизу в реактор подается
воздух, обдувающий змеевик снаружи.

Энергетические затраты реакторов разных типов. Таблица SEQ Таблица \*
ARABIC 16

Трубчатый реактор Окислитель

колонного типа

Пар, ккал 400,0 200,0

Электроэнергия, кВт-ч 11,5 6,0

Жидкое топливо, кг 4,23 1,1

Сжатый воздух, м3 50,0 54,0

Таким образом достигается мягкий съем тепла реакции. Нагретый воздух
уходит в атмосферу. Смеситель—цилиндрический аппарат с нижним и верхним
коническими днищами. Продукт вводится снизу по центру, воздух подается в
нижнюю часть цилиндра через распределитель. Выше показаны сравнительные
энергетические затраты на 1 т битума в реакторах обоих типов (табл. 10)

Испаритель—аппарат колонного типа диаметром 2600 мм и высотой 14000 мм,
снабженный внутри направляющим спиральным желобом, по которому продукт
стекает сверху вниз.

Для охлаждения битума и газов реакции применяют воздушные холодильники.

Для повышения производительности битумных установок и улучшения качества
окисленных битумов в последние годы широко применяют в качестве
непрерывно действующих реакторов полые аппараты колонного типа.

Битумы, полученные непрерывным окислением сырья в колонных аппаратах,
имеют такое же качество, как и полученные при окислении в трубчатом
реакторе. При этом с точки зрения энергетических затрат колонные
аппараты имеют несомненное преимущество.

Окислитель колонного типа (рис. 10) имеет диаметр 3358 мм и высоту 23200
мм. Диаметр более 3,5 м нецелесообразен, так как в большом сечении
трудно осуществить равномерное диспергирование воздуха. Воздух вводится
через маточник в нижней части аппарата, продукт подается в середину
колонны и выводится снизу.

Контроль и автоматизация процесса

Основные параметры процесса контролируются и автоматически регулируются.
Расход сырья на установку, а также соотношение свежего сырья и
рециркулята на входе в смеситель поддерживаются постоянными. Температура
продукта на выходе из печи регулируется расходом топлива в печь. Расход
воздуха в смеситель поддерживается постоянным при помощи клапана на
выкиде компрессора. Температурный режим реактора определяется расходом
охлаждающего воздуха в реактор. Уровень продукта в колонне К-1
регулируется отбором битума.

Техника безопасности

Битумы и гудроны, нагретые до высокой температуры, в присутствии
кислорода воздуха способны самовоспламеняться. Резкое изменение расхода
воздуха, сырья, рециркулята может вызвать загорание внутри аппаратуры;
резкое изменение температуры на выходе из печи может привести к
закоксовыванию реактора, внезапному увеличению давления и разрыву
аппаратуры. Поэтому на установке кроме обычных мер по герметизации
оборудования и тщательного контроля за технологическим режимом следует
применять аварийную блокировку. С прекращением подачи рециркулята
автоматически отключается подача воздуха в смеситель.

Транспортировка битумов

Жидкие и полужидкие битумы разливаются в железнодорожные цистерны и
полувагоны (бункеры), а также в автобитумовозы. Высокоплавкие битумы
затаривают в бумажные мешки или отливают в специальные разборные формы.
Мешки и болванки перевозят по железной дороге и автотранспортом.

Основная аппаратура установок первичной перегонки нефти

На установках первичной перегонки широко используются теплообменные
аппараты, ректификационные колонны, трубчатые печи, емкостные аппараты.

Теплообменная аппаратура

Теплообменные аппараты, применяемые на нефтеперерабатывающих заводах, и
в частности на установках прямой перегонки, делятся на следующие группы:

погружные холодильники;

теплообменники типа «труба в трубе»;

кожухотрубчатые теплообменники;

аппараты воздушного охлаждения;

теплообменники непосредственного смешения.

Погружные теплообменники представляют собой заполненные водой
металлические ящики, в которых расположен один или несколько змеевиков.
По змеевикам движутся охлаждаемые пары или жидкость. Эти аппараты
занимают много места, имеют низкий коэффициент теплопередачи. Погружные
теплообменники применялись в качестве конденсаторов паров
ректификационных колонн и концевых холодильников. Эти аппараты полностью
уступили место более совершенным конструкциям.

Теплообменники типа «труба в трубе» (рис. 11) легко разбираются для
чистки и могут быть использованы при любой разности температур
теплообменивающихся сред. Они применяются на установках прямой перегонки
для подогрева нефти остаточными продуктами— мазутом или гудроном.

Кожухотрубчатые теплообменники получили большое распространение на
современных НПЗ, существуют кожухотрубчатые теплообменники
жесткотрубного типа и с плавающей головкой.

Теплообменники с плавающей головкой (рис. 11)—основной вид
теплообменного аппарата современного НПЗ. На установках первичной
перегонки нефти они используются для подогрева нефти за счет тепла
отходящих продуктов, в качестве водяных конденсаторов-холодильников,
подогревателей сырья стабилизации и т. д.

Наличие подвижной решетки позволяет трубному пучку свободно перемещаться
внутри корпуса, пучок легко удаляется для чистки и замены. На
современных установках первичной перегонки применяются теплообменники с
плавающей головкой, имеющие поверхность теплообмена 300—900 м2 и длину
трубок 6 и 9 м. Коэффициент теплопередачи в этих аппаратах равен 100—
150 ккал/ (м2 • ч • град}.

ками воздушного охлаждения.

Аппараты воздушного охлаждения состоят из пучка труб с коллекторами
(сборными трубами), вентилятора с электродвигателем, регулирующих
устройств и опорной части. Теплопередача в аппаратах воздушного
охлаждения (АВО) происходит по принципу противотока. Вентилятором воздух
прогоняется через межтрубное пространство. Пучок труб охлаждается
снаружи. За счет теплоотвода через поверхность охлаждается продукт,
протекающий внутри трубок. Чтобы воздух равномерно распределялся по всей
охлаждающей поверхности труб, вентилятор соединяется с трубными пучками
посредством диффузоров.

Трубы, коллекторы и рамы образуют секции. Коллекторы снабжаются съемными
крышками или пробками, что создает возможность очистки внутренней
поверхности труб.

Чтобы интенсифицировать теплоотдачу от поверхности труб к воздуху,
наружная поверхность труб увеличивается с помощью сплошного и частичного
оребрения. Отношение полной поверхности ребристой трубы к наружной
поверхности гладкой трубы у основания ребра называется коэффициентом
оребрения. Чем выше коэффициент оребрения, тем больше коэффициент
теплоотдачи от наружной поверхности теплообменных труб к воздуху.
Машиностроительной промышленностью выпускаются нормализованные аппараты
воздушного охлаждения с коэффициентом оребрения 9 и 14,6.

Существуют аппараты воздушного охлаждения различной конструкции,
отличающиеся расположением трубных секций. Наиболее часто применяются
горизонтальные (АВГ, рис. 13) и зигзагообразные холодильники (АВЗ, рис.
14). Конструкция аппаратов зигзагообразного типа отличается простотой
монтажа и обслуживания. По сравнению с прочими типами АВО эти аппараты
имеют наибольшую поверхность теплообмена и занимают наименьшую площадь.
Число ходов в секциях АВЗ может изменяться в широких пределах. На
установках первичной перегонки применяются аппараты воздушного
охлаждения горизонтального типа поверхностью до 1,8 тыс. м2 и
зигзагообразные поверхностью 5—7,5 тыс. м2. Коэффициент теплопередачи в
аппаратах воздушного охлаждения равен 15—30 ккал/(м2•ч•град) (в расчете
на оребренную поверхность).

Трубчатые печи

С помощью трубчатых печей технологическим потокам установок прямой
перегонки и других технологических установок” сообщается тепло,
необходимое для проведения процесса.

Трубчатые печи классифицируются по характерным для них признакам:

полезной тепловой мощности;

пропускной способности;

технологическому назначению;

типу теплопоглощающего змеевика;

конструктивным особенностям.

Полезная тепловая нагрузка — количество тепла, воспринятое продуктом, —
выражается обычно в тысячах и миллионах килокалорий в час. Тепловая
нагрузка печей на нефтеперерабатывающих заводах колеблется от 500—800
тыс. ккал/ч до 60— 100 млн. ккал/ч. На современных отечественных
установках прямой перегонки имеются трубчатые печи с полезной тепловой
нагрузкой 16, 32, 100 млн. ккал/ч.

По производительности, т. е. по количеству нагреваемого продукта в
единицу времени, наиболее крупными являются печи первичной перегонки. На
установке АТ мощностью 6 млн. т нефти в год в трубчатой печи в течение
часа подогревается свыше 900 т сырья.

По технологическому назначению печи нефтеперерабатывающих заводов
делятся на печи прямой перегонки, термического крекинга, каталитического
риформинга и др. На нефтеперерабатывающих заводах эксплуатируются
трубчатые печи самых разнообразных конструкций. Существуют печи
отличающиеся по способу передачи тепла (радиантные, конвекционные,
радиантно-конвекционные), по количеству топочных камер (однокамерные и
многокамерные), по способу сжигания топлива (печи с пламенным и
беспламенным горением), по типу облучения труб (с односторонним и
двусторонним облучением), по числу потоков нагреваемого сырья (одно-,
двух- и многопоточные), по форме камеры сгорания (цилиндрические,
коробчатые и т. д.), по расположению труб змеевика (печи с
горизонтальным и вертикальным расположением труб). Схемы основных типов
трубчатых печей приводятся на рис. 15.

Основными теплотехническими показателями, характеризующими печь с точки
зрения эффективности ее работы, являются теплонапряженность поверхности
нагрева и коэффициент полезного действия печи, Теплонапряженностью
поверхности нагрева называется количество тепла, переданное через 1 м2
поверхности нагрева в час. Допустимая теплонапряженность поверхности
нагрева зависит от температуры стенки трубы, от температуры и скорости
движения продукта, от свойств нагреваемого продукта. Теплонапряженность
поверхности нагрева, как правило, должна быть тем меньше, чем более
смолист и склонен к образованию кокса продукт, нагреваемый в печи, чем
ниже его скорость при движении по трубам, чем выше требуемая конечная
температура нагрева продукта [12].

Теплонапряженность поверхности нагрева в радиантных трубах выше, чем в
конвекционных. Средняя теплонапряженность радиантных труб составляет (в
тыс. ккал/м2): при первичной перегонке нефти 25—50, при перегонке мазута
20—30, при термическом крекинге 20—40.

Коэффициентом полезного действия печи называется отношение полезного
используемого тепла к общему количеству тепла, выделенного при сгорании
топлива. Перед конструкторами печей стоит задача добиться повышения к.
п. д. печи. В печах, построенных на установках первичной перегонки
мощностью 1, 2 и 3 млн. т в год в 1950—70 гг., этот показатель не
превышал 60—65%. Новые конструкции печей, разрабатываемые в нашей стране
и за рубежом, имеют более высокий к. п. д. — ~ 80% и выше.

На нефтеперерабатывающих заводах широко распространены одно- и
двускатные трубчатые печи шатрового типа.

Схематический разрез двускатной печи приведен на рис. 16. Печь состоит
из двух радиантных камер и одной конвекционной. Конвекционная камера
отделена от радиантных стенками из огнеупорного кирпича. Эти стенки
называются перевальными. Дымовые газы удаляются из печи через дымоход
(боров), который начинается в нижней части конвекционной камеры, и
дымовую трубу.

Трубы змеевика крепятся к стенкам радиантной камеры печи при помощи
подвесок и кронштейнов из жаропрочной стали, а в конвекционной камере
укладываются на специальные решетки. Между собой они соединяются
сварными калачами или разъемными переходами-двойниками. В радиантной
камере имеются две группы труб—нижняя (подовый экран) и верхняя
(потолочный экран).

Шатровые печи, несмотря на их универсальность, простоту в эксплуатации,
в настоящее время не сооружаются. Их основной недостаток—низкие
технико-экономические показатели. Коэффициент полезного действия этих
печей не превышает 50—60%, так как почти нигде не используется тепло
дымовых газов. Эти печи эксплуатируются с большим коэффициентом избытка
воздуха, что также сказывается на к. п. д. печи. Шатровые печи требуют
много места, для их сооружения расходуется большое количество
легированного металла.

Недостатки печей шатрового типа и других устаревших конструкций
устраняются в конструкциях новых печей. К печам нового типа относятся
трубчатые печи с излучающими стенками из панельных горелок, печи
объемно-настильного пламени, вертикально-факельные печи, разработанные
институтом ВНИИНефтемаш, а также вертикальные трубчатые печи,
разработанные в институте Ленгипрогаз.

Особенностью вертикальных печей является вертикальное расположение труб
в радиантных змеевиках этих печей. Вертикальные трубчатые печи
подразделяются на вертикальные цилиндрические и вертикальные секционные.

Вертикальные цилиндрические печи имеют тепловую производительность от
1,5 до 12 млн. ккал/ч.

Вертикальные секционные печи наиболее часто применяются для современных
установок прямой перегонки. Тепловая производительность этих печей
колеблется от 10 до 100—125 млн. ккал/ч.

Устройство вертикальной секционной печи показано на рис. 17. Печи этого
типа состоят из ряда секций одинаковой теплопроизводительности и
размеров.

Количество секций зависит от необходимой теплопроизводительности печи.
Каждая секция состоит из радиантной и конвекционной камер, причем
радиантные части всех секций печи объединяются в общий металлический
сварной футерованный изнутри корпус.

Радиантная часть печи имеет в плане форму прямоугольника. В днище
радиантных камер расположены форсунки. Чтобы улучшить обслуживание
форсунок, печь приподнимается над землей на металлических стойках
каркаса. Трубы змеевика располагаются внутри камеры, причем если печь
состоит из одной секции, то все трубы змеевиков расположены у стен печи.
Если в печи имеется несколько секции, то наряду с однорядными экранами
появляются двухрядные, расположенные между топочными пространствами
секции.

Сверху каждой радиантной камеры помещается конвекционная камера, которая
также имеет прямоугольную форму, футерована легким жаростойким бетоном и
содержит пакет горизонтальных ошипованных труб. Конвекционная камера
заканчивается сборником продуктов сгорания, имеющим форму усеченной
пирамиды. Продукты сгорания затем уходят в дымовую трубу. Дымовые трубы
могут быть сооружены для каждой секции отдельно или быть общими для
нескольких секций.

В вертикально-секционных печах с дымовыми газами уходит большое
количество тепла, которое следует утилизировать, используя, например,
для выработки водяного пара. Испарительные секции котлов-утилизаторов
располагаются над конвекционным змеевиком в каждой конвекционной камере.
Корпусом котла-утилизатора служит нижняя прямоугольная часть сборника
продуктов сгорания.

Преимущества вертикальных трубчатых печей перед печами других типов
заключаются в следующем:

уменьшение расхода легированного металла на подвески и опоры труб
змеевика, поскольку количество креплений уменьшено и они вынесены за
пределы обогреваемой зоны;

значительное уменьшение габаритов и площади, занимаемой печами;

повышение к. п. д. до 80—85% за счет утилизации тепла и некоторого
уменьшения потерь тепла через наружные стены;

значительное снижение расхода футеровочного материала, благодаря
применению легкого жаростойкого бетона.

Ректификационные колонны

В зависимости от внутреннего устройства колонны делятся на тарельчатые и
насадочные. На большинстве технологических установок современного
нефтеперерабатывающего завода применяются только тарельчатые колонны.

Существуют ректификационные тарелки различных типов— колпачковые (рис.
18), бесколпачковые, струйно-направленные и др [33].

Колпачковая тарелка представляет собой металлический диск, в котором
имеется множество отверстий для прохода паров. По периметру отверстий
закреплены бортики определенной высоты, называемые стаканами, благодаря
которым на тарелке поддерживается определенный слой жидкости. Сверху
стаканы накрываются колпачками. Между верхним срезом стакана и колпачком
имеется зазор для прохода паров, поступающих с нижележащей тарелки. При
работе колпачки погружены в слой жидкости, и вследствие этого образуется
гидравлический затвор, через который барботируют пары.

Уровень жидкости на тарелках поддерживается сливными перегородками
(сливными карманами), нижняя часть которых доходит до следующей тарелки.
Избыток жидкости по сливным карманам спускается на нижележащую тарелку.
Положение колпачков можно регулировать, изменяя размер зазора между
колпачком и верхним срезом стакана. Очень важно, чтобы тарелки
размещались в колонне строго горизонтально и чтобы все колпачки были
одинаково погружены в жидкость на тарелке. Если эти требования не
выполнены, то в какой-либо части тарелки толщина слоя жидкости будет
меньше. Через эту часть тарелки начнет проходить большее количество
жидкости, и многие колпачки на остальной части тарелки перестанут
работать.

Наиболее распространены колпачковые тарелки желобчатого типа, тарелки с
S-образными элементами, с круглыми колпачками и тарелки клапанного типа.

Желобчатые тарелки имеют простую конструкцию и весьма легко монтируются
(рис. 19). Тарелка представляет собой прямоугольник или квадрат,
вписанный в поперечное сечение колонны. Один из сегментов, отделяемых
этим прямоугольником, служит сливным устройством данной тарелки, другой
— сливным устройством вышележащей. Два сегмента тарелки — глухие.

Тарелка состоит из нескольких желобов, прикрепленных к опорным уголкам.
Над желобами располагаются колпачки, монтируемые на нужной высоте.
Жидкость движется по тарелке вдоль колпачков. Основной недостаток
желобчатых тарелок заключается в малой площади барботажа (до 30% от
площади тарелки), что способствует увеличению скорости паров и уносу
флегмы.

В отличие от желобчатых тарелок в тарелках с S-образными элементами
(рис. 20) жидкость, направляясь к сливному устройству, движется поперек
колпачков, а сами колпачки представляют одно целое с желобом. Каждый
S-образный элемент состоит из колпачковой и желобчатой части. При сборке
их располагают таким образом, чтобы колпачковая часть одного элемента
перекрывала желобчатую часть другого, образуя гидравлический затвор.

Тарелки из S-образных элементов предназначены для колонн, работающих при
атмосферном или невысоком давлении, для них характерна устойчивая
равномерная работа при изменении нагрузок. Производительность тарелок на
20% выше, чем желобчатых.

Еще более эффективны для колонн, работающих при переменных нагрузках по
пару и жидкости, а также для колонн, в которых требуется добиться
повышенной четкости разделения, клапанные прямоточные тарелки. Основной
элемент такой тарелки — клапан (рис. 21), который под действием паров
приподнимается над полотном тарелки на различную высоту. В отличие [33]
от прочих колпачковых тарелок, работающих в статичном режиме, для
клапанных тарелок характерен динамический, переменный режим работы.

Подвижные клапаны в зависимости от паровой нагрузки поднимаются или
опускаются, регулируя площадь свободного сечения тарелки. Благодаря
такой конструкции, в широком пределе нагрузок, определяемом возможной
длиной хода клапана, скорость паров существенно не меняется.

Из бесколпачковых тарелок применение в последние годы нашли решетчатые
тарелки провального типа и сетчатые тарелки с отбойными элементами.

Основным показателем для тарелок с переливами является скорость паров в
свободном сечении колонны. Скорость паров [33] в колоннах установок
первичной перегонки зависит от типа тарелки, расстояния между тарелками,
нагрузки тарелки по жидкости, физических свойств разделяемых продуктов и
других факторов. Она составляет: в атмосферной колонне 0,6—0,9 м/сек, в
отбензинивающей 0,2—0,3 м/сек, в стабилизаторе 0,15—0,2 м/сек, в
вакуумной 2—3 м/сек.

На установках первичной перегонки нефть требуется разделить на большое
количество фракций. Поскольку одна обычная ректификационная колонна
может обеспечить разделение смеси только на две фракции, на современных
перегонных установках широкое распространение получили сложные колонны,
в которых как бы совмещается несколько простых колонн (рис. 22).

Нагретая в печи нефть поступает в среднюю часть секции 1 и разделяется
на жидкую и паровую фазы. Жидкая фаза опускается по тарелкам нижней
(отгонной) части секции и при этом из нее отгоняются легкие фракции. Для
улучшения условий отгонки легких фракций в нижнюю часть отгонной секции
вводится водяной пар.

Паровая фаза поднимается по тарелкам верхней концентрационной части
секции 1, постепенно облегчается по составу и затем поступает в секцию
2. Секция 1 представляет собой полную ректификационную колонну, остатком
которой является мазут, а дистиллятом — смесь бензиновых, керосиновых,
дизельных фракций. Эта смесь служит сырьем секции 2. В секции 2 от смеси
отделяется тяжелая дизельная фракция (300—350° С), которая частично
перетекает в секцию 1, являясь ее орошением, а частично поступает в
отдельно расположенную отгонную часть. Здесь тяжелая дизельная фракция
дополнительно ректифицируется. Для облегчения удаления легких
компонентов в нижнюю часть отгонной секции также вводится водяной пар,
как и в нижнюю часть основной колонны [12].

В секции 8 отделяется легкая дизельная фракция, а в секции
4—керосиновая. Как и секция 2, секции 3 и 4 представляют
концентрационные части простых колонн. Отгонные части этих колонн также
выделены в самостоятельные колонны. Готовые продукты — керосиновая,
легкая и тяжелая дизельная фракции — отбираются с низа отгонных секций,
а отогнанные легкие фракции совместно с водяным паром отводятся в
основную колонну. С верха основной колонны уходит смесь водяного пара и
паров самого легкого дистиллята — бензинового.

При сооружении сложных колонн расходуется гораздо меньше металла, чем
для нескольких простых колонн, упрощается обслуживание, уменьшается
количество коммуникаций. Сложные колонны применяются в тех случаях,
когда не требуется особенно высокой четкости разделения продуктов. Для
четкого и сверхчеткого фракционирования (при вторичной перегонке
бензинов, газоразделении) обычно устанавливается несколько простых
ректификационных колонн, в каждой из которых выделяется один или два
целевых компонента.

Способы создания орошения. Чтобы обеспечить нормальное проведение
процесса ректификации, в колонне необходимо создать поток орошения
(флегмы). В промышленной практике применяются три основных способа
создания орошения: с применением поверхностного парциального
конденсатора; холодным, испаряющимся (острым) орошением; циркуляционным,
неиспаряющимся орошением.

Схемы создания орошения приводятся на рис. 23. Парциальный [35]
конденсатор представляет собой трубчатый теплообменный аппарат,
устанавливаемый непосредственно на колонне. В трубки аппарата подается
вода или холодное сырье. Конденсат, образующийся в межтрубном
пространстве, стекает обратно в колонну в виде флегмы.

При съеме тепла острым орошением на верх колонны подается насосом
холодная жидкость, соответствующая по составу ректификату. Эта жидкость,
контактируя на верхней тарелке с парами, поднимающимися с нижних
тарелок, испаряется. Поднимающиеся снизу пары охлаждаются, частично
конденсируются. Образовавшийся конденсат стекает на следующую тарелку в
качестве орошения. Пары орошения и испарившегося на верхней тарелке
продукта уходят в конденсатор-холодильник 3. После конденсации продукт
собирается в емкости 4, откуда ректификат отводится в качестве товарного
продукта, а орошение вновь возвращается в колонну.

С помощью циркулирующего, неиспаряющегося орошения тепло отводится как
из верхней части колонны, так и из промежуточных сечений. Схема съема
тепла циркулирующим орошением следующая: жидкость забирается насосом 5 с
какой-либо тарелки, прокачивается через холодильник или теплообменник 6
и возвращается в колонну на вышележащую тарелку.

Сравнивая различные методы создания орошения, следует отметить, что
применение парциального конденсатора связано с большими неудобствами.
При высокой производительности установок размеры парциальных
конденсаторов растут и становится трудно размещать их над колонной.
Кроме того, возникают сложности в регулировании температуры колонны, так
как быстро изменить количество подаваемого из парциального конденсатора
орошения невозможно.

При отводе тепла острым орошением конденсатор можно размещать на любой
высоте, сооружение и эксплуатация конденсаторов в этом случае много
проще. Однако применение острого орошения требует установки специальных
насосов для подачи орошения и затраты электроэнергии.

На современных установках по перегонке нефти используются
комбинированные схемы орошения. Так, в сложных атмосферных колоннах
сочетается острое и циркулирующее орошение. В сложных колоннах вес
ректификата при переходе от первой (нижней) простой колонны (секции) к
верхней сокращается, а вес флегмы (если в колонну подается только острое
орошение) должен в той же последовательности увеличиваться. Дело в том,
что через секции, расположенные выше, должно проходить такое количество
флегмы, которого было бы достаточно не только для данной колонны, но и
для колонн, расположенных ниже. Таким образом, вышележащие секции
оказываются перегруженными жидкостным потоком, величина которого
значительно превышает необходимое для данной секции орошение. При
переходе на комбинированную схему в виде острого орошения вводится
только то количество флегмы, которое необходимо для верхней секции
колонны. В остальных секциях флегма создается с помощью циркулирующего
орошения, которое забирается с нижележащей тарелки соответствующей
секции, охлаждается и подается на верхнюю тарелку этой секции. В
атмосферных колоннах современных установок первичной перегонки имеется
2—3 циркулирующих орошения. Число промежуточных орошении, как правило,
на единицу меньше числа отводимых боковых погонов.

Внедрение промежуточных циркулирующих орошении позволяет улучшить
условия регенерации тепла на установке, так как температура отводимого
циркулирующего орошения выше температуры острого орошения и дает
возможность значительно разгрузить верхнюю часть атмосферной колонны и
конденсаторы-холодильники. В многосекционных вакуумных колоннах орошение
создается исключительно с помощью потоков циркулирующих орошении.

Способы создания вакуума. Вакуум в колоннах создается с помощью
вакуум-насосов или пароструйных эжекторов. Вакуум-насосы по принципу
действия аналогичны компрессорам. Существуют поршневые, ротационные и
водокольцевые вакуум-насосы.

Принцип работы пароструйных эжекторов — использование кинетической
энергии водяного пара. Эжектор (рис. 24) состоит из парового сопла 1,
диффузора 3 и головки 2, соединяющей сопло с диффузором. Струя пара с
большой скоростью вытекает из сопла, захватывает отсасываемую
газожидкостную смесь и вместе с ней выбрасывается в атмосферу [35].

Чтобы создать небольшой вакуум (до 680 мм рт. ст.}, используют
одноступенчатые эжекторы. Если требуется более глубокий вакуум,
применяют многоступенчатые пароэжекторные агрегаты, снабженные
промежуточными конденсаторами (рис. 24). В конденсаторах рабочий пар и
газы, выходящие из предыдущей ступени, конденсируются и охлаждаются.

Эжекторами и вакуум-насосами из вакуумных колонн отсасываются газы
разложения, водяной пар, подаваемый в колонны для улучшения
ректификации, а также воздух, попавший в аппаратуру вследствие ее
недостаточной герметичности. Схемы конденсации паров, уходящих из
вакуумных колонн, изображены на рис. 25.

В схеме на рис. 25а, основным аппаратом, применяемым для конденсации,
является барометрический конденсатор смешения. Он представляет собой
цилиндрический аппарат с каскадными ситчатыми тарелками, под нижнюю из
которых поступают пары с верха вакуумной колонны. Охлаждающая вода
подается на верхнюю тарелку [35]. Сконденсировавшиеся нефтяные пары и
вода сливаются по трубе 3 в барометрический колодец 6, а газ с верха
барометрического конденсатора отсасывается паровыми эжекторами или
вакуум-насосами 4. Существенный недостаток схемы а состоит в том, что
при непосредственном смешении с нефтяными парами охлаждающая вода сильно
загрязняется сероводородом и нефтепродуктами. Экспериментально
установлено, что в воде конденсаторов содержится до 5% от получаемой на
АВТ дизельной фракции.

Вода, загрязненная нефтепродуктами, попадает затем в сточные воды
завода, загрязняя почву и водоемы.

В схеме на рис. 25, б опасность загрязнения воды устранена. Пары с верха
вакуумной колонны поступают в кожухотрубчатый поверхностный
теплообменник, где конденсируется основная часть водяных паров и
унесенных нефтяных фракций. Затем конденсат и пары поступают в
вакуум-приемник, из которого несконденсировавшиеся пары отсасываются
эжекторами. Конденсат по барометрической трубе поступает в
отстойник-колодец. Сюда также подаются паровые конденсаты из
межступенчатых конденсаторов эжектора. Вода из отстойника сбрасывается в
канализацию. Как показал опыт эксплуатации на нескольких
нефтеперерабатывающих заводах, в этой воде почти не содержится
сероводорода. Основное его количество находится в газах, выбрасываемых
из последней ступени эжектора. Эти газы предложено очищать от
сероводорода. Нефтепродукт, отделенный от воды в отстойнике-колодце,
возвращается в линию дизельного топлива.

Современные схемы создания вакуума обеспечивают поддержание в колоннах
АВТ остаточного давления 40—70 мм рт. ст.

Меры борьбы с коррозией

Причины коррозии при переработке сернистых нефтей. Нефть, добываемая в
промысловых районах Татарии и Башкирии, а также на некоторых
месторождениях других районов, содержит от 1,5 до 3% серы [7, 10]. При
переработке этой нефти выделяется большое количество коррозионноактивных
соединений — сероводорода и меркаптанов.

Сероводород активно воздействует на сталь, из которой выполнена
технологическая аппаратура. Образуются продукты коррозии, состоящие из
различных сульфидов железа. Скорость коррозии углеродистой стали в среде
влажного сероводорода составляет 0,3—1,5 мм в год. Если учесть, что,
например, трубки теплообменников имеют толщину 2—2,5 мм, то понятно,
какой ущерб ежегодно наносится народному хозяйству сероводородной
коррозией металла.

Другой причиной коррозии является наличие в поступающих на заводы нефтях
высокоминерализованных, содержащих большое количество солей, пластовых
вод. На многие установки первичной перегонки даже после двух- и
трехступенчатого обессоливания поступает нефть, в которой содержится
более 20 мг/л солей. При нагреве такой нефти до 350 °С соли (в основном,
хлориды) разлагаются. Образуется хлористый водород, который в
присутствии влаги обладает высокой коррозионной способностью. Скорость
коррозии черных металлов в присутствии влажного хлористого водорода в
10—20 раз выше, чем в присутствии сероводорода. Показателем
интенсивности коррозии служит рН воды, удаляемой из рефлюксных емкостей
отбензинивающей и атмосферной колонн, а также содержание в этой воде
иона железа.

Методы борьбы с коррозией. Для уменьшения коррозии на установках
первичной перегонки нефти применяются следующие методы:

глубокое обессоливание и обезвоживание нефти;

добавка нейтрализующих веществ;

использование коррозионно-стойких металлов и лакокрасочных покрытий;

введение ингибиторов коррозии.

Глубокое обессоливание нефти — одно из главных условий снижения коррозии
аппаратуры. Однако следует иметь в виду, что и при глубоком
обессоливании коррозия полностью не устраняется. При обессоливании в
первую очередь удаляются хлориды натрия, а менее стабильные хлориды
кальция и магния остаются в нефти.

Для подавления хлористоводородной коррозии на перегонных установках
нефть подщелачивается. С этой целью применяют раствор едкого натра или
смесь растворов соды и щелочи. Подщелачиванием можно уменьшить скорость
коррозии в 10—20 раз.

Наряду с подщелачиванием нефти на многих установках первичной перегонки
применяется подача в верхнюю часть атмосферной и отбензинивающей колонн
аммиака. Расход аммиака регулируется в зависимости от рН дренируемой из
рефлюксных емкостей воды. Подачей аммиака коррозию снижают на 60—80%.

Аммиак целесообразно применять только для подавления коррозии черных
металлов (чугуна и стали). Если аппаратура изготовлена из цветных
металлов и сплавов, то при неосторожном применении аммиака коррозия
может даже усилиться. Аммиак подается в виде водного раствора
концентрацией 5—7% или в газообразном виде. Первый способ более
эффективен, так как предотвращает загрязнение аппаратуры солями аммония.

Наиболее интенсивно корродируют на [10] установках прямой перегонки
печные трубы, линии горячих остатковых продуктов (мазута и гудрона),
верхняя часть атмосферной колонны, конденсационно-холодильная
аппаратура. Чтобы увеличить срок службы оборудования, на этих участках
применяются более коррозионностойкие материалы—легированные стали Х5М и
0Х13, латунь, сплав никеля и меди, называющийся монельметаллом. Для
удешевления аппаратуры ее изготовляют из двухслойного металла —
внутренняя, подверженная действию вредных соединений поверхность
выполняется из легированного металла, а наружная — из углеродистой
стали.

Наибольший эффект в борьбе с коррозией на установках прямой перегонки
дает применение специальных ингибиторов (замедлителей) коррозии.
Ингибиторы, как правило, представляют собой органические вещества,
которые образуют защитную пленку на поверхности металла.

На отечественных заводах применяются ингибиторы коррозии ИКБ-1 и ИКБ-2.
ИКБ-1 представляет собой смесь азотистых и сернистых соединений,
извлекаемых из тяжелых фракций нефти. Он применяется в виде раствора в
смеси бензина и ароматических углеводородов. Количество подаваемого
ингибитора составляет около 0,005% на поток бензина, проходящего через
конденсатор-холодильник. Вместе с ИКБ-1 подается аммиак. Скорость
коррозии черных металлов при совместном применении ИКБ-1 и аммиака
уменьшается на 85—90%. Недостатком ИКБ-1 является то, что при его
использовании увеличивается содержание смол и азота в прямогонном
бензине.

Более эффективен ингибитор ИКБ-2, представляющий собой твердую пасту,
которую растворяют в воде или масле. Полученный 3—5% раствор подается в
шлемовую линию атмосферной колонны в количестве около 0,001% на бензин.

Основы эксплуатации перегонных установок

Пуск установки

Ввод установки в эксплуатацию [6] состоит из нескольких этапов: холодной
циркуляции, опрессовки аппаратов, горячей циркуляции, вывода установки
на режим. При холодной циркуляции нефть из сырьевого резервуара забирают
насосом, прокачивают через основную аппаратуру установки и возвращают по
сырьевой линии в резервуар. Назначение этой операции—тщательная проверка
герметичности всех соединений, наладка работы насосов и
контрольно-измерительных приборов.

Горячая циркуляция предназначена для плавного прогрева аппаратуры и
оборудования, удаления из системы воды. После включения в работу
конденсаторов-холодильников ректификационных колонн продувают паром
камеры сгорания печей и зажигают с помощью форсунки печи.

Подъем температуры в аппаратах ведут постепенно. После достижения на
верху колонн температуры 100—105° С дальнейший подъем температуры
временно прекращают. Выдержка необходима для полного испарения воды из
системы. Удалив окончательно всю воду, возобновляют подъем температуры
со скоростью 25—30 град/ч. Температура поднимается до тех пор, пока не
будет достигнута предусмотренная нормами технологического режима
величина в трансферной линии (линии подачи сырья из печи в колонну).
Затем начинают налаживание нормального технологического режима на
установке.

Вывод установки на режим производится в следующей последовательности.
Как только будет достигнут нормальный уровень бензина в рефлюксных
емкостях, включают насосы и начинают подачу орошения в колонны.
Регулируя расход орошения, устанавливают заданную температуру верха
колонн, после чего налаживают работу систем циркулирующих орошении,
затем в К-2 подают водяной пар, открывают задвижки между атмосферной и
отпарными колоннами, начинают подачу пара и в эти колонны.

По мере появления уровня жидкости в отпарных колоннах включают насосы
откачки. Однако керосиновые и дизельные фракции не сразу выводят в
товарные резервуары, а первоначально сбрасывают в сырье установки. Так
поступают до тех пор, пока не будет получено подтверждение из
лаборатории, что эти фракции по качеству соответствуют нормам.

Остановка установки

Плановая остановка на ремонт установки первичной перегонки ведется
следующим образом. Постепенно снижают температуру на выходе нефти из
печи и уменьшают до 50% производительность установки [3, 6]. После того
как температура на выходе из печи снизится до 320° С, установку
переводят на горячую циркуляцию—прием сырья и вывод продуктов
прекращается. Затем приостанавливают подачу острого водяного пара в
колонны, перекрывают линии перетока боковых фракций из атмосферной
колонны в отпарные секции, откачивают оставшиеся в отпарных секциях
нефтепродукты в резервуар «некондиции» (некачественного продукта),
находящийся в промежуточном парке установки.

Далее останавливают насосы циркулирующих орошении, но подачу острого
орошения продолжают еще некоторое время, чтобы постепенно охладить
колонну. Прекращение подачи острого орошения и отключение всех насосов и
вентиляторов воздушных холодильников производится после того, как
исчезнет уровень жидкости в рефлюксных емкостях. После снижения
температуры на выходе из печи до 250° С тушат все форсунки и перекрывают
задвижки на линиях подачи топлива. Когда температура низа колонн К-1 и
К-2 снизится до 150— 160° С, горячая циркуляция прекращается.

После того как установка остановлена, проводят тщательную подготовку
аппаратуры к ремонту. Змеевики печных труб, все аппараты и трубопроводы
полностью освобождаются от нефтепродуктов, продуваются водяным паром
(пропариваются). Помимо пропарки на всех установках начинают
практиковать продувку аппаратуры перед ремонтом инертным газом.

Контроль и регулирование работы установок

Работа установки первичной перегонки, как и любой другой технологической
установки, регулируется производственным персоналом с помощью
контрольно-измерительных приборов, а также путем непосредственного
контроля за состоянием аппаратуры, оборудования, коммуникаций,
лабораторных анализов качества сырья и получаемой продукции [6].

Установки первичной перегонки нефти оснащены большим количеством
приборов для измерения и автоматического регулирования расхода,
температуры, давления и уровня продуктов в аппаратах и трубопроводах. На
современной установке АВТ имеется более 2 тыс. приборов автоматического
контроля и регулирования.

На рис. 26 приводится схема регулирования работы атмосферной
ректификационной колонны и отгонных колонн. Основные регулируемые
параметры в атмосферной колонне следующие:

температура верха колонны;

температура верхней части секций колонны;

давление;

расход пара в колонну;

уровень жидкости в колонне.

Температура верха колонны зависит от того, какой конец кипения должен
иметь бензиновый погон, отбираемый в этой колонне. Она поддерживается
постоянной за счет подачи определенного количества острого орошения.
Задание регулятора температуры 1 связано с выходным сигналом анализатора
конца кипения бензиновой фракции типа АКР. Если при заданной температуре
верха колонны качество бензина будет изменяться, например, за счет
изменения состава сырья, то АКР изменит задание регулятору температуры,
который изменит последнюю. Новая температура будет поддерживаться другим
количеством орошения на другом постоянном значении, соответствующем
заданному концу кипения бензина.

Температура верхней части секции колонны регулируется изменением
количества подаваемого циркулирующего орошения—прибор 8. Давление в
колонне поддерживается постоянным с помощью регулятора давления 2.

Расход пара в колонне также поддерживается постоянным с помощью
соответствующих приборов 4. Для поддержания уровня жидкости в колонне
служит регулятор уровня 5; кроме того, об изменении уровня выше или ниже
допустимого предела оператор получает соответствующий световой и
звуковой сигнал.

В отгонных колоннах регулируется уровень изменением количества отводимых
продуктов (приборы 7 и 8}, а также качество выводимых фракций. На линиях
подачи пара в отгонные колонны устанавливается регулятор расхода, а на
линиях вывода керосиновой и дизельной фракций—датчики температуры
вспышки. Датчики, состоящие из первичных и вторичных приборов,
анализируют температуру вспышки и выдают сигнал регулятору расхода пара.
При повышенной подаче пара растет количество отпариваемых легких фракций
[18].

Нормальная эксплуатация установки первичной перегонки во многом зависит
от технологического режима печей. Схема регулирования трубчатой печи
приводится на рис. 27. Основной регулируемый параметр в трубчатой печи —
температура нагреваемого продукта на выходе из печи. Необходимо, чтобы
температура эта поддерживалась постоянной.

В настоящее время на нефтеперерабатывающих заводах применяется схема
связанного регулирования температурного режима трубчатых печей. В
системе имеются два регулятора 2 и 3. Один из них 2 поддерживает
постоянной температуру дымовых газов над перевальной стенкой печи. При
отклонении температуры от заданного значения регулятор с помощью клапана
1 изменяет подачу топлива в печь.

будет постоянной. Однако эти параметры могут изменяться, а следовательно
будет меняться и температура продукта на выходе. Чтобы стабилизировать
температуру продукта, на выходе его из печи установлен регулятор 3,
соединенный с термопарой 5, который при изменении температуры меняет
задание регулятору 2 и, следовательно, изменяет в допустимых пределах
температуру дымовых газов над перевалом за счет изменения подачи
топлива.

На температурный режим нефтезаводских печей влияет также равномерность
подачи продукта в печь. Поскольку при частом изменении расхода продукта
меняется температура в печи и уменьшается продолжительность безаварийной
эксплуатации труб змеевика печи, расход продукта в печь следует
поддерживать постоянным. Для поддержания постоянства расхода продукта на
выходной линии насоса устанавливается диафрагма 6, связанная с
регистрирующим прибором и регулирующим блоком 8. Регулирующий блок в
соответствии с установленным заданием действует на клапан 7.

Лабораторный контроль качества сырья и продукции

Благодаря лабораторному контролю персонал установок получает
дополнительные сведения, позволяющие правильно вести технологический
процесс.

В лаборатории исследуется качество нефти, поступающей на перегонную
установку, и продукции, уходящей с установки. При анализе нефти
определяется ее плотность, содержание солей, воды, светлых фракций.
Анализ бензиновых фракций состоит в определении октанового числа,
наличия или отсутствия активных сернистых соединений (проба на людную
пластинку). Проводится также фракционная разгонка бензина. Для средних
дистиллятов— керосиновой и дизельной фракции—в лаборатории проводят
анализы фракционного состава, вязкости, температуры вспышки и застывания
или помутнения [22].

Если в результате лабораторного анализа выясняется, что продукция не
соответствует нормам, оператор должен немедленно определить причину
этого и в случае необходимости изменить режим работы установки или
отдельных аппаратов.

На лабораторный анализ затрачивается много времени, его результаты
поступают на установку через 1,5—2 ч после отбора пробы, т. е. тогда,
когда оператор уже не может исправить качество выпущенной за это время
продукции. Кроме того, лабораторным контролем занимается большое
количество людей. Поэтому основное направление технического прогресса и
совершенствования установок первичной перегонки состоит в значительном
увеличении степени автоматизации, переходе к автоматическому контролю
качества продукции.

Разработанные в последние годы анализаторы качества на потоке позволяют
не направлять отбираемые пробы сырья и продукции в цеховую или заводскую
лабораторию, а получать результат анализа [23] сразу же, непосредственно
на установке. В перспективе, связав анализаторы качества с регуляторами
технологического режима, можно будет добиться полной автоматизации
технологического процесса. Анализаторы качества, определяющие
фракционный состав, температуру вспышки, плотность продукта, уже
работают на многих установках прямой перегонки.

Организация и учет работы установки

С помощью регистрирующих и показывающих приборов, а также руководствуясь
данными лабораторных анализов, оператор имеет возможность непрерывно
следить за эксплуатацией установки, соблюдением технологического режима.

Основным документом, в котором определены [12] требования к
технологическому процессу, является технологический регламент. В
регламенте приводится характеристика изготавливаемой продукции, сырья и
полуфабрикатов, описание технологического процесса, нормы
технологического режима, описываются возможные неполадки, причины и
способы их устранения. Особое место уделено аналитическому контролю
производства, основным правилам безопасного ведения технологического
режима и правилам аварийной остановки производства.

Технологические регламенты составляются сроком на три года,
согласовываются с проектной организацией — автором проекта установки и
утверждаются вышестоящей организацией. Регламенты хранятся в техническом
отделе нефтеперерабатывающего завода, а на каждом рабочем месте должны
быть инструкции, разработанные в соответствии с регламентом. Перечень
обязательных инструкций приводится в регламенте.

Оперативный документ, находящийся на установке и содержащий основные
требования по поддержанию режима технологического процесса, носит
название технологической карты. Технологическая карта вывешивается на
видном месте в операторной установки и служит для старшего оператора и
всех работающих на установке основным руководством. Карта для каждой
установки пересматривается ежегодно. Обычно в технологических картах
приводятся пределы регулирования различных параметров технологического
режима.

Текущую работу оператор анализирует с помощью записей о технологическом
режиме, о качестве сырья и продукции. Запись режима проводится с
интервалом в два часа в специальном вахтенном журнале. В этот же журнал
записываются сведения о регулировке режима в связи с переходом на отбор
других нефтепродуктов, о возникающих в ходе вахты нарушениях режима и
неполадках в работе установки.

На основе вахтенного журнала заступающая на вахту смена знакомится с
работой установки в предшествующий период. Начальник и технолог цеха
ежедневно просматривают вахтенный журнал и дают письменные указания по
устранению выявленных отклонений от регламента. Соблюдение норм
технологического режима контролируется отделом технического контроля
(ОТК) завода.

Предупреждение и ликвидация аварии

Аварии на установках являются в первую очередь результатом нарушения
технологического режима, правил эксплуатации, правил и норм пожарной
безопасности при работе с огне- и взрывоопасными веществами. Причиной
аварии бывает также прекращение подачи на установку сырья, пара,
топлива, воды, электроэнергии [10, 12].

При прекращении подачи сырья установку следует перевести на горячую
циркуляцию. Если прекратилась подача электроэнергии, то следует
немедленно произвести аварийную остановку. В этом случае последовательно
выполняют следующие операции: тушат форсунки печей, перекрывают задвижки
на приемных и нагнетательных линиях насосов, тщательно наблюдая за
давлением в аппаратах. После включения электроэнергии установку выводят
на нормальный режим согласно пусковой инструкции.

Прекращение подачи водяного пара—очень серьезная авария, так как при
этом установка лишается основного средства пожаротушения. В случае, если
пар отсутствует в течение длительного времени, также должна быть
произведена аварийная остановка. Частой причиной аварии на установках
является прогар труб в печах.

Порядок ликвидации аварий подробно излагается в производственных
инструкциях и, в частности, в плане ликвидации аварий на установке,
инструкциях по технике безопасности и пожарной безопасности.

Основные производства цеха первичной переработки нефти ОАО
«Сургутнефтегаз»

Краткое описание процессов цеха первичной переработки нефти

Обезвоживание и обессоливание нефти

Нефть поступающая на установку содержит хлористых солей до 100 мг/л,
воды до 0,5%, мехпримесей до 0,5%. Вода с растворенными в ней солями
находится в виде мелких капель размером от 1,6 до 2,0 мм. На [1]
поверхностях этих капель собираются естественные эмульгаторы, нефтяные
кислоты, асфальтосмолистые вещества, микрокристаллы парафинов,
механические примеси содержащиеся в нефти образуют прочные эмульсии. Это
затрудняет слияние капель воды укрупнение и осаждение их. Наличие в
нефти хлоридов и воды способствуют проявлению ряда негативных факторов:

образованию смоляной кислоты (НСl);

повышению давления в аппаратах;

снижению производительности;

образованию на стенках трубок теплообменников и печей отложений,
ухудшающих теплопередачу;

снижению качества товарных нефтепродуктов.

При снижении содержания хлоридов до 5 мг/л из нефти удаляются такие
металлы, как железо, кальций и магний, содержание ванадия снижается
более чем в два раза. Обезвоживание и обессоливание нефти на установке
производится термоэлектрохимическим способом который объединяет
термический, химический и электрический способы, и позволяет довести
содержание воды не менее 0,1%, солей до 5 мг/л. При этом в значительной
мере удаляются и механические примеси. Процесс этот основан на
деэмульгации эмульсионных частиц содержащихся в нефти их укрупнении и
охлаждении. С этой целью в нефть подается промывная вода в виде
дисперсии. Технический способ предусматривает подогрев нефти при
повышении температуры снижается вязкость и плотность нефти, прочность
внешней пленки эмульсионных частиц, облегчается слияние капель воды их
укрупнение и охлаждение.

Для улучшения деэмульгации существующих частиц эмульсии в нефть вводят
поверхностно активные вещества – деэмульгаторы (химический метод).
Деэмульгатор обладая большой поверхностной активностью, вытесняет с
поверхности естественные эмульгаторы. Образовавшийся новый слой,
обволакивающий каплю воды непрочен, при столкновении легко разрушается и
не препятствует слиянию капель в более крупные. Для интенсификации
деэмульгирования процесс обезвоживания проводят в электрическом поле
переменного тока. В электрическом поле высокого напряжения (16-36 кВ)
капли воды за счет поляризации принимают вытяжную форму с
противоположными зарядами на концах. Под действием электрического поля
переменного тока капли приобретают хаотическое движение, сталкиваются
друг с другом, сливаются образуя более крупные капли, которые осаждаются
на дно аппарата. Процесс обезвоживания и обессоливание зависит от
температур, расхода деэмульгатора, количества промывной воды. Однако
повышение температуры процесса выше 120 (С нецелесообразно из-за
повышение электропроводности эмульсии, что приводит к увеличению расхода
электроэнергии, а также повышению давления в аппаратах. Расход
деэмульгатора зависит от его типа и в среднем составляет 20-30 грамм на
тонну нефти. Количество промывной воды составляет 6-10% (масс.) от
количества нефти.

Атмосферная и вакуумная перегонка нефти.

Разделение нефти на фракции осуществляется методом ректификации в
аппаратах колонного типа при атмосферном давлении и под вакуумом.
Ректификация нефти это многократное испарение и конденсация компонентов
нефти на контактных тарелках колонн [1]. Таким образом фракция нефти
имеющая высокую температуру кипения остается внизу, а фракция имеющая
низкую температуру кипения, в виде паров, поднимается в верхнюю часть
колонны. Процесс разделения, четкость разделения, зависит в основном от
температуры и давления на орошение (флегмы), от конструкции и
количества контактных тарелок. При повышении давления в колонне
снижается относительная летучесть компонентов, ухудшается четкость
ректификации, в продукции низа колонны увеличивается содержание “легких”
компонентов. Повышение температуры низа и верха колонны вызывает
увеличение “тяжелых” компонентов в продукции верха колонны, а снижение
температуры вызывает увеличение “легких” компонентов в продукции низа
колонны.

Учитывая то, что при нагреве нефти выше 380 (С и мазута выше 420 (С
происходит их разложение более глубокое разделение нефти проводят под
вакуумом. При этом испарение “тяжелых” компонентов происходит при более
низком температурном режиме, чем разделение при атмосферном давлении.

Для снижения температуры низа ректификационной колонны, улучшения
четкости реактификации, а также предотвращения разложения нефти и мазута
в нижнюю часть колонны подают перегретый пар.

Окисление гудрона получение битума.

Получение битумов основано на процессе окисления гудрона кислородом
воздуха [1]. Сущность процесса заключается в том, что содержащиеся в
составе гудрона масла и смолы под воздействием кислорода воздуха
превращаются в асфальтный остаток. Повышение температуры размягчения и
вязкость битума, придают битуму твердость и прочность. Процесс окисления
зависит от температуры, расхода воздуха и времени контакта. С повышением
температуры скорость реакций окисления возрастает и процесс окисления
ускоряется. При температуре выше 280 (С преобладают реакции.
Образования карбенов и карбоидов, которые ухудшают качество битума.
Поэтому процесс окисления ведется в интервале температур 240-280 (С. С
повышением температуры окисления увеличивается температура размягчения
битума, снижается растяжимость и пенетрация, повышается хрупкость,
ухудшается аугезионное средство, снижается теплостойкость и интервал,
пластичность. Увеличение расхода воздуха до определенного предела ведет
к повышению скорости реакции окисления. Дальнейшее увеличение расхода
воздуха не увеличивает скорость окисления, а присутствие
неиспользованного кислорода в газе окисления повышает взрывоопасность.

Процесс окисления гудрона идет с выделением тепла, особенно в начальный
период при контакте воздуха со свежим гудроном. Для регулирования
температуры процесса и создания гидродинамических условий в реакторе
часть битума возвращается в реактор в виде рециркулята, с которым
смешивается поступающий гудрон.

Описание технологической схемы установки первичной переработки нефти и
получения битума

Назначение установки

Установка получения битума является комбинированной и включает в себя
следующие процессы:

Подготовка нефти к переработке – обезвоживание и обессоливание нефти до
содержания воды не более 0,1% и солей не более 5 мг/м3. Обезвоживание и
обессоливание нефти осуществляется в электродегидраторе Э-1. Для
разрушения эмульсии “вода в нефти” в нефть подается деэмульгатор.
Обессоливание нефти достигается вымыванием солей за счет подачи воды в
нефть.

Первичная переработка нефти в атмосферно-вакуумной части установки.
Основное назначение блока – отбор фракции до 350 (С от нефти в
атмосферной колонне с последующей разгонкой мазута в вакуумной колонне
для получения гудрона – сырья для получения битума.

Окисление гудрона до битума в реакторе колонного типа или реакторах
бескомпрессорного окисления.

Кроме целевого продукта – битума в процессе переработки нефти на
установке получаются продукты:

Бензинования фракция н.к.-200 (С. Может применяться в качестве топлива
марки А-72 или как компонент бензина.

Фракция 200-320 (С – дизельное топливо. Может применяться в качестве
топлива дизельного зимнего по ГОСТ 305-82.

Фракция 320-360 (С – атмосферный газойль. В смеси с вакуумным газойлем
может применяться в качестве котельного топлива.

Фракция 360-480 (С – вакуумный газойль. Представляет собой смесь тяжелых
углеводородов и может применяться в качестве котельного топлива.

Углеводородный газ. Может применяться в качестве топлива внутри
установки.

Описание технологической схемы

Нефть из трубопровода “Лянторское месторождение – ЦКПН” под давлением
3,0 – 4,0 кг/см2 поступает в сырьевую емкость Е-1, через узел учета
(Рис. 28). Расход нефти на установку замеряются трубоквантом. Уровень
нефти в емкости Е-1 поддерживается клапаном-регулятором уровня,
расположенном на трубопроводе подачи нефти перед Е-1.

Из емкости Е-1 насосом Н-1 нефть подается паралельными потоками в
трубное пространство теплообменников Т-1/3 и Т-1/4, где нагревается за
счет тепла откачиваемых дизельного топлива в теплообменнике Т-1/3 и
смеси атмосферного и вакуумного газойлей в теплообменнике Т-1/4.
Технологической схемой предусмотрена подача нефти на прием насоса Н-1/1
через задвижку, минуя емкость Е-1.

Расход нефти в теплообменнике Т-1/3, Т-1/4 регулируется вручную с
помощью задвижек по температуре охлаждения дизельного топлива и
газойля в этих аппаратах, контролируемой по прибору.

В приемный трубопровод насоса Н-1 из сети производственного
водоснабжения подается промывная вода, а также деэмульгатор из блока
Бр-2,5. Расход воды на промывку нефти регулируется клапаном регулятором
расхода. Расход смеси “нефть-вода” после насосов Н-1 регистрируется
расходомером.

Предварительно нагретая нефть после теплообменника Т-1/3, Т-1/4
объединяется в общий поток и поступает в трубный пучек теплообменника
Т-1/7. Нагретая до 90-120 (С за счет тепла гудрона нефть из
теплообменника Т-1/7 подается в междуэлектродное пространство
электродегидратора Э-1. Температура нефти после теплообменника Т-1/7
регистрируется прибором.

Электродегидратор Э-1 работает под давлением нефти, в случаях снижения
уровня нефти и образования “газовой подушки” срабатывает блокировка,
отключающая подачу напряжения на электроды дегидратора. В зависимости
от содержания воды в нефти и стойкости эмульсии напряжение на электроды
может подаваться 16, 5, 22 или 36 кВ. Давление нефти в
электродегидраторе регистрируется прибором. Температура нефти в
электродегидраторе регистрируется прибором. Насыщенная вода – “солевой
раствор” – с низа электродегидратора через клапан-регулятор уровня
раздела фаз “нефть-вода” выводится в емкость Б-9.

Обессоленная нефть выходит сверху электродегидратора Э-1 и разделяется
на два потока. Первый, меньший поток нефти, проходит последовательно
через трубное пространство теплообменников Т-1/5, Т-1/6 и нагревается за
счет тепла циркуляционного орошения колонны К-3 до 130-160 (С.
Температура нефти после теплообменника Т-1/6 регистрируется прибором.
Схемой предусмотрены байпасные линии через задвижки, минуя
теплообменники Т-1/5, Т-1/6. Второй поток нефти последовательно проходит
через трубное пространство теплообменников Т-1/8, Т-1/9, где нагревается
за счет тепла вакуумного газойля до 180-200 (С. Расход нефти по второму
потоку регулируется клапаном-регулятором расхода, расположенном на
трубопроводе нефти перед Т-1/8. Температура нефти после теплообменника
Т-1/9 регистрируется прибором. Схемой предусмотрены байпасные линии
через задвижки, минуя теплообменники Т-1/8, Т-1/9.

После теплообменника Т-1/6, Т-1/9 оба потока обессоленной нефти
объединяются в общий поток нефти, который поступает последовательно в
трубное пространство теплообменников Т-1/1, Т-1/2, где нагревается за
счет тепла гудрона до 190-210 (С. Температура нефти после
теплообменников Т-1/1,2 регистрируется прибором. Технологической схемой
предусмотрены байпасные линии через задвижки, минуя теплообменники
Т-1/1, Т-1/2.

Расход нефти в переработку регулируется клапаном-регулятором
установленным на выкидном коллекторе насосов Н-1. Расходомер смонтирован
на трубопроводе выхода обессоленной нефти после теплообменников Т-1/6,9.

После теплообменников Т-1/1,2 нефть подается в нагревательные печи П-1,
П-3. Расходы нефти через змеевики печей П-1, П-3 регистрируются
расходомерами. Нагрев нефти в печах осуществляется в змеевиках камер
конвекции дымовыми газами и в камерах радиации за счет лучистого тепла
при сжигании топливного газа. В камере радиации печи П-1 размещен также
змеевик для нагрева мазута, а в камере конвекции печи П-3 расположен
пароперегреватель для получения водяного пара.

Температура нефти на выходе из печи П-3 регулируется
клапаном-регулятором температуры, расположенном на трубопроводе подачи
топливного газа к форсункам печи. На этом же трубопроводе после
клапана-регулятора температуры смонтирован отсекатель, прекращающий
подачу топливного газа к форсунке при падении расхода нефти до “0”.

Температура нефти на выходе из печи П-1 регулируется
клапаном-регулятором расхода, расположенным на трубопроводе входа нефти
в печь П-1 и регистрируется прибором.

Дополнительно температуры нагрева в печах П-1, П-3 регистрируются
приборами.

Нагретая в печах до 360-375 (С нефть объединяется в общий поток и
направляется на 4-ю тарелку атмосферной колонны К-3. Всего в колонне
имеется 23 клапанных тарелок, из них в укрепляющей части 19 и отгонной 4
тарелки.

Сверху колонны К-3 пары бензина, водяные пары и углеводородный газ с
температурой до 150 (С поступают в конденсаторы воздушного охлаждения
ВХК-1, ВХК-2, далее доохлаждаются в водяном холодильнике Х-1 до
температуры не выше 80 (С и в виде газожидкостной смеси собираются в
емкость Е-2.

Температура газожидкостной смеси после ВХК-1,2 регистрируется прибором,
после Х-1. Технологической схемой предусмотрена байпасная линия с
задвижкой для подачи конденсата, минуя холодильник Х-1.

В емкости Е-2 происходит разделение смеси на бензин, углеводородный газ
и воду. Углеводородный газ сверху емкости Е-2 выводится в качестве
топливного газа в печь П-1 или на дожиг в печи П-2. Давление в системе
колонны К-3 не более 1,8 кг/см2 поддерживается клапаном-регулятором,
расположенным на выводе газа из Е-2 в трубопровод паров из Е-13 в печи
дожига П-2.

Вода с низа емкости Е-2 через клапан-регулятор уровня раздела фаз
“бензин-вода” сбрасывается в емкость промстоков Б-9.

Часть бензиновой фракции из емкостей Е-2 насосом Н-4 через
клапан-регулятор температуры верха колонны К-3 возвращается на 21-ю
тарелку колонны в качестве острого орошения. Расход острого орошения
регистрируется расходомером. Температура верха колонны К-3 дополнительно
регистрируется прибором. Другая часть бензиновой фракции подается в
емкость Е-11 регулирование расхода бензиновой фракции, откачиваемой в
емкости Е-11, осуществляется клапаном-регулятором расхода в зависимости
от уровня в емкости Е-2. Технологической схемой предусмотрена подача
бензиновой фракции через диафрагменный смеситель в емкость защелачивания
Е-16. В диафрагменный смеситель с насосом Н-8 из емкости Е-18 подается
расчетное количество раствора щелочи. Расход раствора щелочи в смеситель
контролируется прибором. Бензиновая фракция сверху емкости Е-16
поступает в отстойник Е-17, где происходит отстой воды (раствора щелочи)
из состава бензиновой фракции. Бензин сверху отстойника Е-17 через
турбоквант и клапан-регулятор уровня бензиновой фракции в Е-2 выводится
в емкость хранения бензина Е-11. Уровень бензина в емкости Е-11
контролируется уровнемерами.

Уровень раствора щелочи в емкости Е-16 контролируется прибором, который
при достижении максимального уровня Нmaх=1650 мм и минимального уровня
Нmin=250 мм включает световой и звуковой сигнал.

Отработанный до кондиции 0,5 – 1% (масс.) раствор щелочи из Е-16, а
также уловленный при уносе раствор из Е-17 периодически сбрасывается
вручную в емкость промстоков Б-9, при этом раствор в Е-16 заменяется
свежим, путем закачки насосом Н-8 из емкости Е-18.

5-8% раствор щелочи приготавливается в емкости Е-18 растворением водой
твердой каустической соды (NaOH) или жидкой щелочи закачиваемой в
автоцистерны насосом Н-8. Перемешивание раствора в Е-18 производится
путем циркуляции его насосом Н-8. Уровень раствора щелочи в Е-18
контролируется уровнемером.

С 13-й тарелки атмосферной колонны К-3 отбирается дизельное топливо,
которое насосом Н-3 с температурой 180 (С подается в межтрубное
пространство теплообменников Т-1/3, где отдает тепло сырой нефти,
доохлаждается до температуры не выше 70 (С в водяном холодильнике Х-3 и
направляется в емкости хранения дизельного топлива Е-10. Количество
выводимого дизельного топлива из К-3 регулируется клапаном- регулятором
расхода расположенном на трубопроводе откачки его после Х-3 и
учитывается турбоквантом. Температура дизельного топлива после
холодильника Х-3 регистрируется прибором.

Уровень дизельного топлива в емкости Е-10 контролируется уровнемерами.

Качество дизельного топлива обеспечивается циркуляционным орошением.
Циркуляционное орошение с 11-й тарелки колонны К-3 забирается насосом
Н-12, прокачивается последовательно через теплообменники Т-1/6, где
отдает тепло первому потоку обессоленной нефти, доохлаждается в
воздушном холодильнике ВХК-3 и с температурой 135-145 (С возвращается в
колонну на 12-ю тарелку. Температура орошения на выходе из колонны К-3
регистрируется прибором. Температура на 12-ой тарелке К-3 поддерживается
клапаном-регулятором расположенном на трубопроводе орошения после ВХК-3.
Расход циркуляционного орошения регистрируется расходомером,
расположенным на выкидном коллекторе насосов Н-12. Температура орошения
на входе К-3 регистрируется прибором.

Для обеспечения требуемого качества мазута по содержанию фракции до 360
(С с тарелки “4а” атмосферной колонны К-3 выводится атмосферный газойль,
который поступает в отпарную колонну К-4 с температурой 285-295 (С.

С низа отпарной колонны атмосферный газойль насосом Н-11 через
клапан-регулятор уровня газойля в К-4 подается в теплообменник Т-1/4,
где отдает тепло сырой нефти: на входе в Т-1/4 атмосферный газойль
смешивается с вакуумным газойлем, далее смесь доохлаждается в водяном
холодильнике Х-4 и с температурой не выше 90 (С направляется в емкости
хранения Е-12. Вывод атмосферного газойля в К-4 регулируется с помощью
задвижки на перетоке. Количество выводимого газойля регистрируется
расходометром. Температура атмосферного газойля на выходе с тарелки 4а и
после холодильника Х-4 регистрируется прибором.

Для более полного извлечения дизельного топлива из атмосферного газойля
и фракции до 360 (С из мазута предусмотрена возможность подачи
перегретого водяного пара в низ колонны К-3, К-4. Пары сверху колонны
К-4 возвращаются в колонну К-3 на 13-ю тарелку. Температура верха
колонны К-4 регистрируется прибором. Температура низа колонны К-3
регистрируется прибором. Давление в колонне К-3 контролируется прибором.
Мазут с низа атмосферной колонны К-3 с температурой 350 (С насосом Н-2
через клапан-регулятор уровня в колонне подается для нагрева в мазутный
змеевик печи П-1. Температура мазута на выходе из печи П-1 регулируются
клапаном-регулятором температуры расположенном на трубопроводе подачи
топливного газа к форсункам печи и регистрируется дополнительно
прибором.

Нагретый до 390-405 (С мазут из печи П-1 поступает на вторую тарелку
вакуумной колонны К-5. Вакуумная колонна оборудована 12-ю клапанными
тарелками, в том числе в отгонной части две тарелки. Сверху вакуумной
колонны газы разложения и пары углеводородов с температурой
190-200 (С поступает в водяной конденсатор КВ-1. Сконденсировавший
нефтепродукт из КВ-1 стекает в барометрическую емкость БЕ-1, а
несконденсированные газы отсасываются двухступенчатым пароэжекторным
насосом ПВН-1. Температура сконденсированной смеси в КВ-1 регистрируется
прибором.

Конденсат из промежуточных поверхностных конденсаторов пароэжекторного
насоса ПВН-1 сливается в барометрическую емкость БЕ-1,а
несконденсированные газы выбрасываются в печи П-2 для дожига или в печь
П-1 в качестве топливного газа. Конденсать из БЕ-1 сливается самотеком
через клапан-регулятор уровня в дренажную емкость Е-13.

С 8-ой тарелки вакуумный газойль с температурой 280 (С отбирается в
емкость Е-3. Емкость Е-3 связана с колонной К-5 на уровне 9-й тарелки
линией суфлирования. Вакуумный газойль из емкости Е-3 забирается насосом
Н-6 и прокачивается последовательно через теплообменники Т-1/9 где
отдает тепло второму потоку обессоленной нефти. После Т-1/8 часть
вакуумного газойля температурой 160-170 (С возвращается через
холодильник воздушного охлаждения ВХК-4 на верхнюю тарелку колонны К-5 в
качестве циркуляционного орошения, а избыток газойля через
клапан-регулятор расхода поступает в теплообменник Т-1/4 совместно с
атмосферным газойлем и после доохлаждения в холодильнике Х-4 выводится в
емкости Е-12 через турбоквант. Температура газойля после ВХК-4
регистрируется прибором. Температура верха колонны К-5 поддерживается
клапаном-регулятором температуры на трубопроводе подачи орошения в
колонну после ВХК-4. Расход циркуляционного орошения в К-5
регистрируется расходомером.

Гудрон с температурой 360-400 (С с низа колонны К-5 насосом Н-5
прокачивается последовательно через темплообменники Т-1/1, Т-1/7, где
отдает тепло сырой нефти и с температурой 150-180 (С направляется по
“жесткой” схеме в окислительную колонну К-1 или емкость гудрона Е-14.

Уровень гудрона в колонне К-5 поддерживается клапаном-регулятором уровня
расположенным на трубопроводе откачки гудрона после Т-1/7. Температура
гудрона после Т-1/7 регистрируется прибором.

Часть гудрона после теплообменника Т-1/1 с температурой 240-255 (С
возвращается вниз вакуумной колонны для снижения температуры.

Температура низа К-5 регулируется клапаном-регулятором температуры на
подаче гудрона вниз колонны и регистрируется дополнительно прибором.

Давление в верху вакуумной колонны и в зоне питания регистрируется
приборами.

Окислительная колонна К-1 представляет собой пустотелый вертикальный
аппарат. Вход гудрона в колонну осуществляется ниже рабочего уровня
битума в колонне. Расход гудрона в окислительную колонну регистрируется
расходомером. Вниз окислительной колонны компрессором ВК-1 через ресивер
В-1 подается технический воздух. Распределение воздуха по сечению
колонны осуществляется за счет маточника. Расход воздуха в колонну
регистрируется клапаном-регулятором расхода расположенном на
трубопроводе воздуха в колонну. После указанного клапана-регулятора
смонтирован клапан-отсекатель прекращающий подачу воздуха в колонну
при срабатывании блокировки по одному из параметров: повышение
содержания свободного кислорода в газах окисления более 4%, повышение
температуры битума внизу колонны выше 275 (С, понижение уровня в колонне
ниже 10%.

Газы окисления сверху окислительной колонны К-1 выводятся в
газосепаратор ГС-1, где происходит отделение газовой фазы от жидкости.
Из сепаратора ГС-1 газы окисления поступают на дожиг в печи П-2, а
жидкая фаза -“черный соляр”, через клапан-регулятор уровня в ГС-1
выводится в дренажную емкость Е-13. Давление в окислительной колонне
контролируется приборами, которые при достижении давления в К-1 выше 0,4
кг/см2 подают звуковой и световой сигналы.

На трубопроводе выхода газов окисления ГС-1 установлен автоматический
газоанализатор, который непрерывно определяет содержание свободного
кислорода в газах окисления с регистрацией результатов и завязан в
систему блокировки, описанной выше. Для предотвращения попадания
унесенного “черного соляра” на печи П-2, на трубопроводе подачи газов
окисления к печам смонтированы дренажные трубопроводы, с помощью которых
жидкость периодически сбрасывается в дренажную емкость Е-13.

Битум с низа колонны К-1 с температурой до 260 (С насосом Н-16
откачивается в емкости готового битума Е-15. Схемой предусмотрена
возможность откачки битума из колонны также в емкость Е-14. Уровень
битума в колонне К-1 регулируется клапаном-регулятором на выкидном
коллекторе насосов Н-16. Расход битума в емкости Е-15 регистрируется
расходомером. Для смягчения температурного режима часть битума после
насосов Н-16 возвращается в колонну К-1 ниже ввода гудрона в качестве
циркулята.

Для контроля за работой колонны предусмотрен контроль температуры и
уровня с помощью термопар по всей высоте колонны показания которых
регистрируются прибором. Технологической схемой предусмотрена подача
гудрона в К-1 через промежуточную емкость Е-14 насосом Н-15. Уровень
гудрона в емкости Е-14 контролируется приборами.

Дорожный битум из емкостей Е-15 отгружается потребителю наливом в
автоцистерны.

Уровень битума в емкости Е-15 контролируется уровнемерами.

Бензин из емкостей Е-11 насосами Н-32 подается на наливную эстакаду для
налива в автоцистерны. Учет отгружаемого бензина осуществляется
счетчиками на трубопроводах подачи бензина на наливные стояки 1/2, 2/2.
Уровень бензина в емкостях Е-11 контролируется уровнемерами.

Дизельное топливо забирается насосами Н-31 из емкостей Е-10 и подается
ими к наливным стоякам, через счетчики. Уровни дизельного топлива в
емкостях Е-10 контролируется уровнемерами.

Схемой предусмотрен также налив в автоцистерны смеси атмосферного и
вакуумного газойля в качестве котельно-печного топлива, которое подается
на наливную эстакаду насосами Н-30 из емкостей Е-12 через счетчики.
Уровни газойля в Е-12 контролируется уровнемерами. При отсутствии
потребителя бензин, дизельное топливо и газойль из емкостей Е-11, Е-10,
Е-12 откачивается в резервуары ЦКПН “Федоровскнефть” или нефтепровод
“Быстринскнефть” насосами Н-21 через турбоквант. Откачка нефтепродуктов
производится поочередно по мере их накопления в емкостях.

При необходимости возможен налив указанных нефтепродуктов в автоцистерны
насосами Н-21 через стояки у этих насосов. Из дренажной емкости Е-13
“черный” соляр, поступивший из сепараторов ГС-1, КС-1,2, нефтепродукт из
БЕ-1, а также нефтепродукты при освобождении всех аппаратов и насосов в
случаях подготовки их к ремонту (кроме заполненных битумом) периодически
откачивается насосом Н-13 в нефтепровод на ЦКПН “Федоровскнефть” через
турбоквант. Уровень продукта в Е-13 контролируется уровнемером.
Освобождение аппарата К-1 отбор битума производится откачкой его в
емкость готового битума с последующей отгрузкой потребителю.

Промышленные стоки – подтоварная вода из емкостей Е-2, БЕ-1 “солевой”
раствор из электродегидратора Э-1, раствор отработанной щелочи, а также
ливневые стоки и стоки от смыва площадок по мере накопления в емкости
промстоков Б-9 автоматически откачиваются по уровню насосом Н-14 в
систему поддержания пластового давления на Западно-Сургутский товарный
парк. Уровень в емкости Б-9 контролируется уровнемером.

Деэмульгатор на установку завозится в бочках. Для дальнейшего
использования его на установке применяет