в. Е. ПАРХОМЕНКО

ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРЕРАБОТКИ
НЕФТИ И ГАЗА

Допущено Управлением учебных заведений
Министерства нефтяной промышленности
в качестве учебника для нефтяных техникумов

тостоптгх-у
\ лздлт Л

ГОСУДАРСТВЕННОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ ИЗДАТЕЛЬСТВО
НЕФТЯНОЙ И ГОРНО-ТОПЛИВНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Москва

1953

Ленинград
14—4—2

АННОТАЦИЯ

Книга является учебником для учащихся нефтяных техни-
кумов и может быть использована в качестве практического
пособия техниками и операторами нефтеперерабатывающих
заводов.

В учебнике изложены теоретические основы и дано описание
главнейших технологических процессов и установок нефте-газо-
перерабатывайщих заводов. Описываются также природа и фи-
зико-химические свойства нефтей, нефтепродуктов и газов.

Рецензенты И. Ф. Благовидов и А. И. Скобло
Жене и помощнице моей Наталии
Митрофановне ПАРХОМЕНКО посвя-
щаю эту книгу.

Автор

ОТ АВТОРА

Предлагаемая книга — учебник по курсу, изучаемому в неф-
тяных техникумах и называемому «Технологией нефти и газа».

В учебнике изложены теоретические основы и дано описание -
главнейших технологических процессов и установок на нефте-
газоперерабатывающих заводах. Более подробное освещение
физико-химических основ переработки нефти и газа и устрой-
ства аппаратуры учащиеся найдут в учебниках по таким спе-
циальным курсам, как «Процессы и аппараты», «Химия нефти»
и др.

В данном учебнике при ограниченном объеме все вопросы
технологии не могут быть изложены так подробно, как этого
'требует учебная программа. Недостающее должен допол-
нять и объяснять преподаватель. Кроме того, в конце книги при-
веден список литературы, выборочное (по указанию преподава-
теля) пользование которой рекомендуется учащимся. Автор обра-
щает внимание учащихся на необходимость обстоятельно вникать
в приводимый в данном учебнике табличный и графический ма-
териал; это поможет осмысленному усвоению закономерностей
и характеристик, не всегда подчеркиваемых в тексте книги.

Стремясь свести к минимуму неточности и ошибки в освеще-
нии разнообразных и сложных вопросов современной технологии
переработки нефти и газа, автор исполь,збвал ценные советы
и указания Я. А. Ботникова, Ф. Н. Воронова, К. К- Дубровая, •
Г. Н. Крутикова, Е. А. Мышкина, Л. С. Шехоян. При описании
некоторых установок частично использован материал из книги
автора «Переработка нефти», изд. 1948 г., которая составлялась
с участием В. Л. Гурвича, Н. X. Манакова, Е. В. Смидович,
П. А. Хохрякова.

Всем перечисленным товарищам, а также рецензенту
И. Ф. Благовидову, рецензенту и редактору А. И. Скобло автор
приносит свою искреннюю благодарность.

Автор просит преподавателей и учащихся сообщить ему свои
замечания об учебнике через Государственное научно-техниче-
ское издательство нефтяной и горно-топливной литературы (Гос-
топтехиздат), Москва, Третьяковский пр., 1/19.

ВВЕДЕНИЕ

§ 1.	Роль и значение нефти

Советская нефтяная промышленность представляет собой
сложную отрасль народного хозяйства. Она охватывает поиски
и разведку нефтяных и газовых месторождений, бурение сква-
жин, добычу нефти и природного газа, переработку нефти и газа
с применением разнообразных физических и химических мето-
дов, транспорт нефти, газа и нефтепродуктов (трубопроводный,
железнодорожный, автомобильный и водный), их хранение
и, наконец, снабжение нефтепродуктами многочисленных потре-
бителей. Если к этому добавить входящие в систему нефтяной
промышленности производства искусственных жидких топлив
и газа из сланца и каменного угля, то будет понятна вся слож-
ность и грандиозность этой отрасли тяжелой индустрии — одной
из ведущих в СССР.

Нефть играет исключительно важную роль в жизни нашей
социалистической Родины — в строительстве коммунизма, улуч-
шении материального и культурного положения трудящихся,
в развитии всех отраслей народного хозяйства, укреплении
оборонной мощи СССР.

§ 2.	Нефтяные месторождения, способы бурения
и добычи нефти

Нефть широко распространена в природе и имеется почти во
всех странах, но количество месторождений, в которых ведется
промышленная добыча нефти, сравнительно невелико.

Основными разрабатываемыми месторождениями в нашей
стране являются: а) бакинские и другие месторождения Азер-
байджана; б) месторождения Второго Баку, • расположенные
в Башкирской АССР (Ишимбай, Туймаза), Молотовской об-
ласти (Краснокамск, Северокамск), Чкаловской области (Бугу-
руслан), Куйбышевской области (Ставрополь), Татарской АССР,
Саратовской области и др.; в) северокавказские (Грозненский и
Майкопский районы, Дагестан), г) эмбенские; д) дальневосточ-
Фиг. 1. Схема установки для вращатель-
ного бурения скважин.

1—талевый блок; 2—вышка; 3—шланг для глини-
стого раствора; 4— квадратная труба; 5—ротор;
в — долото; 7 — вертлюг.

ные; е) среднеазиатские — в Узбекской и Туркменской ССР;
ж) месторождения Западной Украины.

Чтобы извлечь нефть на поверхность земли, необходимо про-
бурить скважину. Глубины скважин различны — от нескольких
сот метров до 3 км и местами даже до 5 км.

В настоящее время основным способом бурения является
вращательный способ — роторное и турбинное бурение. Для бу-
рения сооружают металлическую буровую вышку в виде усечен-
ной пирамиды высотой
около 40 м. Внизу, в цен-
тре вышки при роторном
бурении устанавливают
вращающийся «стол» (ро-
тор). В отверстие стола
вставляют ведущую трубу
квадратного сечения, а к
ней привинчивают бу-
рильные трубы. На конец
нижней трубы навинчива-
ют бурильный инстру-
мент— долото. При вра-
щении долото разрушает
горную породу. Для уда-
ления породы и охла-
ждения долота в колонну
бурильных труб подают
мощным насосом под вы-
соким давлением глини-
стый раствор, вымываю-
щий породу на поверх-
ность земли (фиг. 1).
По мере углубления сква-
жин длина колонны труб,
привинчиваемых одна к
другой, может достигнуть
нескольких километров.
Недостаток этого способа
бурения в том и заклю-

чается, что при большой глубине скважин приходится расходо-
вать много энергии для вращения колонны труб, вес которой
может достигать 100 т и более.

Новый, более совершенный способ бурения основан на примене-
нии турбобура. Турбобур был изобретен советским инж. М. А. Ка-
пелюшниковым . и усовершенствован инженерами Шумиловым,
Иоаннесяном и др. Способ заключается в следующем. Небольшую
турбину особой конструкции с присоединенным к ней долотом
спускают в скважину. По трубам подают под большим давле-
нием глинистый раствор. В отличие от вращательного бурения
в данном случае глинистый раствор имеет еще одно очень важ-
ное назначение: он приводит в движение гидравлический тур-
бобур.

Применяют также электробур, где рабочая турбина, связан-
ная с бурильным инструментом (буром), приводится во враще-
ние электроэнергией (изобретатели инж. А. П. Островский и др.).

Преимущество турбинного бурения перед вращательным
заключается в том, что вращается только долото; колонна труб
неподвижна; не требуется затрачивать энергии на вращение
колонны. Турбинным способом можно
осуществлять вертикальное и наклон-
ное бурение, а также кустовое бурение,
т. е. бурение 8—12 скважин из одной
буровой вышки.

Существуют три промышленных
способа добычи нефти: фонтанный,
компрессорный и глубиннонасосный.

При фонтанном способе нефть бла-
годаря высокому пластовому давлению
и действию газа, переходящего из рас-
творенного состояния в свободное при
поступлении нефти из пласта в сква-
жину, поднимается к устью скважины
и поступает через специальную арма-
туру и трубы в закрытые резервуары.

При компрессорном способе (фиг. 2)
в скважину с обсадной колонной труб 3
опускают колонну нагнетательных
труб 2. Внутри нее находится колонна 4
труб меньшего диаметра. В колонну 2
компрессором 1 нагнетается сжатый
газ — воздух или нефтяной газ. Дав-
лением сжатого газа нефть оттесняется
к нижнему концу внутренней колонны
труб 4, называемых подъемными. Ис-
кусственно созданная газо-нефтяная
смесь имеет меньшую плотность, чем
пластовая нефть 5. Поэтому, а также
вследствие избыточного давления в

пласте газо-нефтяная смесь поднимается по внутренней колонне
труб к устью скважины на поверхности земли. Эта нефть со-
держит в себе пластовый нефтяной газ и газ, принудительно
нагнетаемый в скважину. В трапе газ 7 отделяется от
нефти 8.

Способ подъема нефти при помощи нефтяного газа (так
называемый газлифт) "Предпочтительнее способа работы с возду-
хом (воздушный лифт). \ Однако оба эти способа из-за дорого-
визны и сложности уступают фонтанному и насосному способам
добычи нефти. Поэтому при помощи новых методов разработки,

Фиг. 2. Схема установки
для компрессорной добычи
нефти.

2— компрессор; 2— нагнетательная
труба; «3 —обсадная колонна; 4 —
компрессорная Ъруба; 5—столб
нефти в скважине; б — отводная
труба; 7 и 5—нефть и газ после
отделения их в трапе.
Фиг. 3. Схема
установки для глу-
биннонасосной до-
бычи нефти.

2 —цемент; 2—обсад-
ные трубы; 3—штанга;
4—нагнетательный кла-
пан; 5 — насосная труба;
6 — приемный клапан;

7 — забой скважины.

созданных в последние годы советскими учеными, в разрабаты-
ваемом нефтяном пласте поддерживают давление, обеспечиваю-
щее извлечение нефти из пласта фонтанным способом.

Глубиннонасосный способ заключается в том, что в скважину
опускают специальный насос, приспособленный
для перекачки нефти с больших глубин
(фиг. 3).

§ 3.	Возникновение отечественной нефтяной
промышленности и приоритет русских
ученых и изобретателей

Нефть известна народам многих стран с не-
запамятных времен, относящихся к глубокой
древности.

Наиболее давно широкой известностью
пользовались нефтяные месторождения в Азер-
байджане (на Апшеронском полуострове — в
районе г. Баку), в Грозненском и Кубано-Чер-
номорских районах, на Западной Украине, на
Севере — в бассейне рек Ухта и Печора и в
некоторых других местах.

Нефтяной промысел существовал в указан-
ных районах много веков тому назад, особен-
но в Бакинском районе, который известен «от
библейских времен и до ныне» (Д. И. Менде-
леев). Добытую нефть применяли в необрабо-
танном виде как лечебное средство, как мате-
риал для освещения и отопления жилищ и
для различных'других целей.

Техника добывания бакинской нефти мно-
гие десятилетия в царской России была весьма
примитивной; рыли вручную колодцы глуби-
ной в среднем 10—32	нефть, скоплявшуюся

в колодцах, вычерпывали кожаными черпака-
ми. Труд был ручной, иногда с применением
лошадиной тяги. Нефть хранили в подземных
хранилищах. Наиболее благоустроенные из

них были выложены камнем и оштукатурены глиной или особым
цементом. Из этих ям нефть разливали , в бурдюки — мешки,
сделанные из шкур быков, овец, коз, лошадей. В бурдюках
и перевозили нефть на верблюдах, или в арбах, или же по
морю на парусных лодках.

Бурение нефтяных скважин, впервые осуществленное у нас
(Семеновым и др.) до появления их за рубежом, особенно уси-
ленно начало развиваться с начала 70-х годов XIX столетия.
Это обусловило в дальнейшем быстрый рост добычи нефти.
Многие скважины давали мощные фонтаны нефти; по прекраще-
нии фонтанирования нефть черпали из скважины желонками.
Желонка — металлический цилиндр высотой до 6 м\ на дне
его имелся клапан. Желонку привязывали к канату, проходя-
щему через блок буровой вышки, другой конец каната наматы-
вали на вал лебедки, приводимой в движение конной тягой,
позже — паровым двигателем. Когда желонка опускалась до дна
скважины, клапан открывался, желонка заполнялась нефтью;
при подъеме ее клапан закрывался под тяжестью собственного
веса и давления жидкости.

Более совершенные методы добычи нефти были предложены
русскими изобретателями: В. Г. Шухов в 70-х годах предложил
компрессорный метод, Иваницкий (1865 г.)—глубинный насос.
Эти методы были осуществлены на практике только в советские
годы.

Перегонка нефти также возникла впервые в России (XVIII в.)
задолго до возникновения этого производства за границей.
Крупнопромышленное нефтеперегонное производство начало
у нас развиваться около 1860 г. Вскоре наши ученые разрабо-
тали процессы глубокой термохимической переработки нефти —
пиролиз и крекинг '.

Нашей же Родине принадлежит приоритет в изобретении
А. И. Шпаковским, Ленцем и другими форсунок для распыления
жидкого топлива, в создании В. Г. Шуховым нефтепроводов
для- перекачки нефти и нефтепродуктов (1879 г.), резервуаров,
форсунок, наливных металлических танкеров и барж для пере-
возки нефти по воде.

Особенно велика роль нашей отечественной науки в иссле-
довании и изучении состава и свойств нефтей, в разработке
методов их исследования. Величайший вклад в мировую науку
о нефти, о строении, свойствах и поведении углеводородов
внесли в XIX столетии, задолго до американских и других зару-
бежных ученых, А. М. Бутлеров, Д. И. Менделеев, В. В. Марков-
ников и В. Оглоблин, Ф. Ф. Бейльштейн, В. Эйхлер, К- И. Ли-
сенко и др. Несколько позже классические работы этих ученых
продолжили и развили А. П. Эльтеков, К. В. Харичков,
А. Е. Фаворский, Д. П. и М. И. Коноваловы, Н. Д. Зелинский,
Л. Г. Гурвич и др.

По свидетельству Д. И. Менделеева и других его современ-
ников техника нашей нефтепереработки уже в первый период ее
возникновения стояла неизмеримо выше американской. «Несрав-
ненно больше внимания на техническую и научную стороны неф-
тяного дела обращено в России, где изучению нефти и вопросов,
связанных с ее обработкой, посвятили себя не только специа-
листы-техники, но и многие ученые химики. В этом отношении,
можно смело сказать, мы идем впереди Америки. А прочная
научная основа дает жизнь всякой промышленности, открывая
глаза не только на настоящее, но и будущее» (инж. К. Тумский,
1884 г.).

1 Подробнее об истории возникновения и развития нефтеперерабатываю-
щего промысла см. главу II, о крекинге главу III.
Советская наука не только преемственно восприняла великое
наследство прошлого, но и приумножила его. Л. Г. Гурвич,
Н. Д. Зелинский, С. С. Наметкин, С. В. Лебедев, П. А. Ребин-
дер, Б. А. Казанский и многие другие советские ученые открыли
и разработали многие важнейшие для нефтепереработки хими-
ческие реакции, технологические процессы, аппараты. Их откры-
тия и изобретения являются основой большинства новейших
современных методов нефте- и газопереработки во всем мире.

Даровитые русские практики-новаторы, крупнейшие русские
ученые и талантливые инженеры создали передовую русскую
нефтяную технику и науку. Однако косность царского режима
и капиталистический строй, особенно же хозяйничанье иностран-
ных монополий, тормозили внедрение новаторских и передовых
открытий и изобретений в нефтяную промышленность России.
Достижениями русских людей часто пользовались США и дру-
гие страны.

В дореволюционное время добытую нефть перерабатывали на
малопроизводительных кубовых батареях. Нефтеперегонное
производство имело керосиново-мазутный характер: от нефти
отгоняли керосин, а нефтяные остатки (мазут) сжигали как
котельное топливо. Но даже и такой несовершенной переработке
подвергалось всего около 2/3 добываемой нефти; остальная же
масса сырой нефти сжигалась в топках котельных установок.

Лучшие люди науки и техники доказывали необходимость
и возможность более глубокой переработки нефти и более пол-
ного использования этого драгоценного дара природы, запасы
которого в недрах земли хотя и велики, но не безграничны.
Д. И. Менделеев с огромной силой страсти и гнева («Можно
ведь и ассигнациями топить!» — восклицал он) обличал алчных
промышленников, которые сжигали в топках, не подвергая
переработке, сотни миллионов пудов нефти — прекрасного сырья
для производства масел и других ценных нефтепродуктов.

Стремясь к получению возможно большей прибыли, вла-
дельцы нефтяных промыслов мало заботились о соблюдении
правил охраны недр, сохранении газа, борьбе с водой и т. п.
Эксплуатация труда в нефтяной промышленности была неве-
роятно жестокой. Трудно представить себе более мрачные усло-
вия труда и быта рабочих даже в неприглядных условиях
царской России. Последнее десятилетие перед мировой войной
1914 г. нефтяная промышленность России находилась в состоя-
нии застоя и упадка.

Такова была безотрадная картина нефтяной промышленности
в старой царской и капиталистической России.

§ 4.	Создание советской нефтяной промышленности

Нефтяная промышленность России декретом Совета Народ-
ных Комиссаров РСФСР в июне 1918 г. была объявлена госу-
дарственной собственностью. Англо-американские интервенты

Ю
и муссаватское контрреволюционное «правительство», овладев
Баку, в октябре 1918 г. возвратили капиталистам нефтяные про-
мыслы, заводы, флот и пр. Нефтяная промышленность, сильно
подорванная еще до того, была доведена в годы интервенции
и гражданской войны до полного развала. -В Баку объем буре-
ния в 1919 г. сократился примерно в 14 раз, переработка
нефти — в 22 раза по сравнению с 1913 г.

После разгрома сил контрреволюции и изгнания интервентов
советская власть в 1920 г. национализировала нефтяную про-
мышленность на Северном Кавказе и в Азербайджане. Нефтяная
промышленность представляла в то время по меткому выраже-
нию С. М. Кирова «нефтяное кладбище». Усилия партии, героизм
рабочих-нефтяников, внедрение с самого начала более передовой
техники обеспечили быстрые, невиданные ранее темпы подъема
нефтяной промышленности в первые же годы после ее нацио-
нализации.

Первую пятилетку нефтяная промышленность выполнила
досрочно — за 2,5 года. Уже в 1927 г. широким фронтом развер-
нулось создание по существу новой нефтяной промышленности
на базе новой техники.

Радикальные изменения произошли за годы прошедших пяти-
леток в технике промыслового дела. Ударное бурение полностью
вытеснено вращательным; появилось турбинное бурение. Корен-
ным образом реконструировано долотное и глинистое хозяйство.
На промыслах выстроены глинозаводы, приготовляющие глини-
стый раствор, который перекачивался затем на буровые по трубо-
проводам. Широко применялась наварка долот твердыми спла-
вами.

Повышение уровня техники и организации буровых работ
сказалось на росте скорости проходки скважин. Особенно бы-
стрый рост проходки обязан развитию новаторского движения,
охватившего широкие массы буровиков.

Скорость бурения в последние годы исчисляется уже не
сотнями, а тысячами метров в месяц на один станок, например
3,5 тыс. м и выше; даже при бурении пород высокой твердости
скорость достигает 1100 м и выше.

В области геолого-разведочных работ широкое развитие полу-
чили геофизические методы — маятниковые наблюдения, элек-
трокарротаж, газовая съемка, радиоразведка и др.

Появились нефтяные промыслы и мощные нефтеперерабаты-
вающие заводы там, где их никогда раньше не было: на необъ-
ятных просторах между Волгой и Уралом (Второе Баку), в При-
каспийских степях и бывших пустынях, на цветущей Украине,
в далекой Сибири, на Крайнем Севере.

Еще в годы первой пятилетки были созданы новые производ-
ства — крекинг-бензина, автотракторных и авиационных масел,
парафина, асфальта, сажи.

Развитие прямой перегонки нефти обязано строительству
трубчатых установок, вытеснивших кубовые установки. Для
перегонки мазута на масла были сооружены вакуумные трубча-
тые установки.

Во втором пятилетии в Баку были выстроены по проектам
советских инженеров и целиком из советских материалов мощ-
ные атмосферные трубчатые установки, втрое превышающие
мощность импортных установок.

В области нефтяного транспорта большое развитие получила
перекачка по трубопроводам. В дореволюционной России суще-
ствовало лишь два крупных магистральных трубопровода общим
протяжением 1044 км: керосинопровод Баку — Батуми и мазуто-
провод Грозный — Петровен (Махачкала).

За десятилетие 1925—1935 гг. сооружены нефтепроводы
Баку — Батуми, Грозный — Туапсе, Майкоп — Краснодар,
Гурьев — Орск и продуктопровод Армавир — Трудовая общей
протяженностью 2770 км. В дальнейшие годы продолжалось
строительство новых нефтепроводов, а также крупнейших газо-
проводов: Саратов.— Москва, Дашава—-Киев, Кохтла-Ярве —
Ленинград и др.

Создан морской нефтеналивной флот, увеличены и модерни-
зированы речной флот и парк вагонов-цистерн. Рост потребле-
ния нефтепродуктов и продвижение их в глубь страны следом
за трактором и автомобилем потребовали сооружения большого
количества нефтескладов, баз и бензинораздаточных станций.

В процессе создания нефтезаводов в районах Второго Баку
советские нефтяники успешно разрешили одну из труднейших
технико-экономических проблем нефтяного дела — переработку
в огромных масштабах сернистых нефтей. Это новое и трудное
дело потребовало разработки особых схем и конструкций уста-
новок, аппаратуры, оборудования, создания специальных техно-
логических процессов и новых форм технической организации
труда и производства. В результате было преодолено зло, причи-
няемое сильнейшей коррозией металлических конструкций серни-
стыми соединениями, а также устранена угроза здоровью людей.
Несложный ассортимент нефтепродуктов, первоначально полу-
чавшихся из сернистых нефтей (автомобильный бензин, топлив-
ный мазут, нефтяной битум), расширился выработкой авиацион-
ного бензина, тракторного керосина, дизельного топлива и
в последнее время смазочных масел.

Огромная, ни с чем не сравнимая пропасть лежит между
состоянием и темпами развития нефтяной промышленности в до-
революционный период, с одной стороны, и в советский период —
с другой.

Объединение нефтяных промыслов, нефтезаводов и всех
других предприятий в руках социалистического государства
создало условия для правильной плановой эксплуатации недр и
проведения глубокой технической реконструкции всей нефтяной
промышленности на новой энергетической основе, на основе
широкой электрификации. Все трудоемкие процессы полностью
механизированы. Вся добываемая нефть подвергается перегонке
на совершенных перегонных трубчатых установках; основой
большинства нефтеперерабатывающих процессов являются хими-
ческие процессы. Ассортимент вырабатываемых нефтепродуктов
чрезвычайно разнообразен, а качество их высокое.

Внимание, уделяемое Коммунистической партией Советского
Союза, правительством, обусловило выдающиеся достижения
во всех отраслях нашей нефтяной промышленности, обеспечило
ее коренную техническую перевооруженность, поднятие куль-
турного уровня и материальной обеспеченности рабочих и инже-
нерно-технической интеллигенции. Успешный творческий труд
нефтяников, как и труд всего нашего многомиллионного трудо-
вого народа, создал прочную материально-техническую основу
для дальнейшего развития нефтяной промышленности и всего
народного хозяйства.

Новаторы производства, передовики, отличники социалисти-
ческого труда, лауреаты Сталинских премий — инженеры,
мастера, рабочие — внесли и продолжают вносить много нового
в технику и организацию нефтеперерабатывающего дела.
Каждый их вклад поднимает наше производство на более высо-
кую ступень. Многие наши нефтеперерабатывающие установки
по своим показателям работы оставили позади подобные же
или сходные установки в зарубежных капиталистических стра-
нах. Число новаторов производства растет с каждым годом.

Рационализаторская и изобретательская мысль новаторов
направлена на разработку дальнейших предложений по усовер-
шенствованию технологических процессов, освоению новых видов
продукции, механизации трудоемких работ.

Характерной особенностью социалистического соревнования
послевоенного периода является содружество между деятелями
науки, техники и рабочими производства.

План первой послевоенной пятилетки по нефтяной промыш-
ленности был выполнен досрочно — в 4 года и 3 месяца. В ре-
зультате в послевоенной пятилетке было открыто много новых
богатейших нефтяных месторождений.

Этому способствовало дальнейшее широкое внедрение пере-
довой техники, оснащение разведочных работ высокопроизводи-
тельным отечественным оборудованием, инструментом и аппара-
турой, особенно в восточных районах страны.

Большую роль сыграло также внедрение в широких масшта-
бах более усовершенствованных методов поисковых, геофизиче-
ских и геохимических методов.

В Советском Союзе добыча нефти в 1952 г. составила 47 млн. т.

Согласно решению XIX съезда КПСС план послевоенной
пятилетки (1951 —1955 гг.) предусматривает повышение добычи
нефти в 1955 г. по сравнению с 1950 г. на 85%, добычи природ-
ного и попутного нефтяного газа — на 80 %, мощности заводов
по первичной обработке нефти — примерно в 2 раза и по кре-
кингу нефтяного сырья — в 2,7 раза, производство нефтеаппара-
туры — в 3,5 раза. Предусматриваются дальнейшее значитель-
ное углубление переработки нефти и увеличение выхода светлых
нефтепродуктов, развитие производства искусственного жидкого
топлива, строительство магистральных нефтепроводов, расшире-
ние использования природного газа и газа из сланцев для быто-
вых нужд, в качестве автомобильного топлива и для получения
химических продуктов.

Для осуществления этих грандиозных задач в пятой пяти-
летке будет выполнен объем капитального строительства по неф-
тяной промышленности, на 90% больший, чем в четвертой пяти-
летке; будут построены нефтеперерабатывающие заводы общей
мощностью, равной мощности заводов, действовавших к началу
пятой пятилетки. Таких темпов роста нефтяная промышленность
еще не знала. Нет сомнения в том, что нефтяники Советского
Союза под руководством нашей славной партии добьются
досрочного выполнения пятого пятилетнего плана.
ГЛАВА I

СОСТАВ И СВОЙСТВА НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ, НЕФТЕЙ
И НЕФТЕПРОДУКТОВ

§ 5.	Химический и фракционный состав нефтей
и нефтяных газов

Любая нефть состоит из углеводородов, асфальтовых и смо-
листых веществ, небольшого количества органических кислот,
сернистых и азотистых соединений.

Углеводородная часть всех нефтей представлена алканами
(парафинами), цикланами (нафтенами), ароматическими угле-
водородами. Некоторые нефти содержат в незначительном коли-
честве и непредельные углеводороды — жирные, например
алкены (олефины), и циклические. Однако такие нефти встре-
чаются редко.

Содержание индивидуальных углеводородов и отдельных
Классов их в разных нефтях колеблется в очень широких преде-
лах. То же относится и к неуглеводородной части. Поэтому
существует огромное разнообразие состава и свойств нефтей,
добываемых в разных местах и даже с разных глубин в одном
и том же месте.

Понятие о фракциях. Кроме химического состава различают
фракционный состав нефтей. Он определяется при помощи физи-
ческого процесса — дробной или фракционной перегонки. Пере-
гонкой нефть разделяют на отдельные фракции, различающиеся
по температурам выкипания. Отмечают температуру начала
кипения (н. к.), точнее — начала перегонки, Температуру конца
кипения (к. к.) и ряд промежуточных температур, в интервалах
которых отгоняются различные по качеству и количеству состав-
ные части нефти.

При лабораторном исследовании химического состава нефтей
производят сначала фракционную перегонку, отбирают узкие
фракции, выкипающие в пределах двух-трех и даже одного
градуса. В этих фракциях анализируют содержание отдельных
групп углеводородов или индивидуальных углеводородов.

При лабораторном техническом контроле заводского процесса
перегонки нефти отбирают более широкие фракции. Фракции,
отогнанные в широких температурных пределах на промышлен-
них перегонных установках, обычно называют дестиллатами:
бензиновым, лигроиновым, керосиновым и др. Эти дестиллаты
в ряде случаев дают после дальнейшей обработки товарные про-
дукты тех же названий — бензин, лигроин, керосин и др. Чаще же
дестиллаты являются лишь компонентами (составными частями)
этих нефтепродуктов.

Наиболее легкими и летучими составными частями нефти
являются природные (естественные) нефтяные газы. Они раство-
рены в нефти и выделяются из нее при возникновении подходя-
щих условий как в недрах земли, так и особенно при появлении
нефти на земной поверхности.

Из жидких составных частей наиболее легкие и низкокипящие
фракции входят в состав бензинового дестиллата, выкипающего
от начала кипения и примерно до 170—200°; более тяжелые
фракции, выкипающие в более узких пределах, примерно
160—200°, называют лигроиновыми-, затем следуют керосиновые
фракции (200—270° или 200—300°). В пределах 270—300° выки-
пают промежуточные керосино-газойлевые фракции, от 300
до 350° — газойле-соляровые фракции. Более высококипящие
фракции входят в состав дестиллатных и остаточных смазочных
масел.

Состав природных нефтяных газов. Природный нефтяной газ
часто выделяется из недр земли не только там, где добывают
и перегоняют нефть, но и в местах залегания чисто газовых
месторождений.

Газы нефтяных и чисто газовых месторождений связаны
с нефтью общностью природы и происхождения. Поэтому мы
будем называть и те и другие газы общим термином природный
нефтяной газ.

Природные нефтяные газы состоят почти исключительно из
алканов. Иногда в углеводородной части газов содержится

Состав природных нефтяных

	Газы	Плотность (воздух = 1)	Состав,		
			метан	этан	
Сухие	Саратовский (Елшанка) . • . Западной Украины (Дашава) .	0,592  0,562	94  98	1—2  0,5	
Жирные	Грозненский 	  Ишимбайский	  Заводский, выделенный из неф- ти 			1,2—1,4 1,0  1,5—2,1	40—50  44  1—15, редко до 30	10-13  17  3—17	
.,v ) Ч 7.

незначительная примесь азота, углекислоты, сероводорода
(табл. 1). В газах, содержащих азот, встречается также ценный
легкий газ — гелий.

Состав нефтяных газов зависит от многих условий и, в част-
ности, от состава нефти, выделяющей газ, температуры и давле-
ния, сопровождающих выход нефти или газа из земных недр,
а также от техники хранения и первичной обработки нефти на
промыслах и нефтезаводах. Большое разнообразие состава неф-
тей и условий газовыделения объясняет и большие различия
в составе газов разных месторождений.

Газы некоторых месторождений состоят почти исключительно
из метана (содержание до 95%, иногда и больше) и содержат
очень немного его гомологов. Это — сухие («тощие») газы, не
содержащие или почти не содержащие паров жидких углеводо-
родов. Газы других месторождений содержат значительно
меньше метана и больше его гомологов, в том числе пары
жидких углеводородов, начиная с бутана и выше. Это — «жир-
ные» газы.

Cjs	Физико-химический состав газов приведен в табл. 2.

р/	Углеводороды, начиная с бутана и пентана, входят в состав

бензинов. Следовательно, жирные нефтяные газы могут служить
источником для извлечения из них легкого бензина, называемого
газовым бензином.

Состав и разновидности нефтей. Состав нефтяного газа срав-
нительно несложен, неизмеримо сложнее состав жидких и твер-
дых компонентов нефти.

Даже наиболее легкие жидкие фракции нефти — бензино-
вые — характеризуются огромным разнообразием составляющих
их углеводородов. Состав других фракций усложняется по мере
повышения их температур кипения. До настоящего времени
из нефти выделено относительно ограниченное число индиви-

Таблица 1
газов, промысловых и заводских

% объемы.

	пропан	бу  всего	тан  В ТОМ ЧИСЛС; нзобутан	пентан и выше	сероводород	углекислота
	0,5—0,7 0,2	0,5 0,1	—	0,2  0,0	жеф.-.	0,3  0,1
	15—24  16  10—30	14—22 5,5  15-35	8-12  2,2  ..	5—10 2,5  20—35	г-.	6,1 О.з  - .	V

"ТЕХНИЧГСН'д. ' '	—	17

Г 'Л И Г) т с л. ...v, .
Физико-химические свойства компонентов

Углеводород	Формула	Температура кипения при давлении 760 мм рт. ст. °C	Критические константы		
			давление, кг/см*	температура,	
Алканы					
Метан 		сн4	—161,6	45,8	82,1	
Этан 		С2Н8	—88,6	48.2	32,3	
Пропан 		с3н8	—42,1	42,0	96,8	
и-Бутан		С4Н,П	-0,5	37,5	152,0	
Изобутан 	 .	с4н10	—12,22	38,24	134,0	
н-Пентан 		С5Н12	- 36,11	34,10	197,2	
Изопентан		С5 н12	28,0	33,88	187,8	
2,2-диметилпропан 		С6Н12	9,5	34.1	183,9	
Алкены					
Этен 			с2н4	—103,7	50,7	9,5	
Пропен 		С3С6	—47,7	45,4	91,5	
Бутен		С4Н8	—6,8	—	144,0	
Чис-Бутен-2 	  .	.	С4Н8	3,7	—	155,0	
транс-Бутен-2		С4Н8	1,0	—	1.55,0	
Изобутен 		С4Н8	7,0	—	143,4	
Пентен-1 		С5Н10	30,1	41.83	201,2	
Пентен-2 		С5Н10	36,0	—	191,6	
2-метилбутен		С5Н10	38,6	—	191,67	
3-метилбутен 		CsHio	20,1	35,0	191,67	
Другие компоненты					
газов					
Ацетилен		С2н2	—83,6	61,0	35,3	
Бутадиен		С4Н0	—4,6	—	—	
Водород 	 ...	Н2	—252,7	13,22	240,0	
Сероводород 		H„S	— 10	91,81	100,4	
Углекислый газ		со2	—	75,43	31,11	
Окись углерода		со	—	36,13	—139	

дуальных соединений. При химическом анализе нефтей обычно
исследуют групповой химический состав. Лишь в самой легкой
и летучей части нефтяного вещества — нефтяном газе — да
в наиболее легких бензиновых фракциях определяют природу и
содержание индивидуальных углеводородов.

По химической природе нефти разделяются в зависимости
главным образом от состава углеводородной части на: 1) алкано-
циклановые или парафино-нафтеновые (иначе парафинистые),
2) циклано-алкановые или нафтено-парафиновые, 3) циклано-
18
нефтяных газов, природных и заводских

	Плотность в жидкой фазе при 15,56°	Плотность газа при 760 мм и 15°	Теплота испаре- цня (при т-ре ки- пения 760 мм рт. ст.), ккал/кг	Пределы воспламеняемости в % (объемн.) в смеси с воздухом	
				низший	высший
	(0,3)	0,5538	136	5,0	15,0
	(0,4)	1,0381	117	3,22	12,45
	0,509	1,5222	99,9	2,37	9,50
	0,584	2,0065	32,13	1,86	8,41
	0,564	2,0065	88,0	1,86	8,44
	0,631	2,4908	84,9	1,40	7,86
	0,625	2,4908	81,0	1,32	—
	0,598	2,4908	75,5	—			
	(0,4)	0,9684	115,4	2,75	28,60
	 (0,5)	1,4527	105,0	2,00	11,10
	0,600	1,9370	96,6	1,70	9,00
	0,615	1,9370	103,4	—	—
	0,615	1.9370	101,6	—	—
	0,603	1,9370	92,68	—	—
	0,648	2,4211	82,14	1,60	—
	0,655	2,4211			—	—
	0,664	2,4211					—
	0,635	2,4211	—	—	—
		0,8989	104,3	2,5	80,0
	0,621	—	—	2	11,5
	0,071	0,0696	107,7	4,0	74,2
	0,790	1,1763	131	4,30	45,5
	(1,56	1,5794	—	—	—
	тверд.)				
	0,801	0,9170	50,5	12,50	74,2

ароматические или нафтено-ароматические и 4) алкано-циклано-
ароматические или парафино-нафтено-ароматические (асфальто-
вые). Нефти 2-й и 3-й групп часто называют нефтями смешан-
ного основания.

Алкано-циклановые нефти содержат много (до 20% и более)
бензиновых фракций, в которых преобладают (до 60—65%)
алканы нормального строения; в масляных фракциях имеется
много (в среднем 20%) твердых углеводородов — алканов и
других, ароматических углеводородов в этих нефтях мало;
цикланов много в низкокипящих фракциях (до 35%).
Циклано-алкановые нефти содержат среднее количество
(10—20%) бензиновых фракций с высоким содержанием в них
цикланов (до 70%) и средним содержанием алканов (30—35%),
ароматических углеводородов в бензиновых фракциях мало
(3—4%), в остальных фракциях их содержится в среднем
20—25%.

Циклано-ароматические нефти содержат мало бензиновых
фракций (0—10%), цикланов особенно много (до 90%) в легких
фракциях, много (до 50—60%) в тяжелых фракциях; аромати-
ческих углеводородов много во всех фракциях, особенно в масля-
ных (до 40%); имеются смешанные ^циклано-ароматические
углеводороды; в нефти много смолистых веществ (до 20%)
и относительно много нафтеновых кислот (до 2,5%).

Алкано-циклано-ароматические нефти характеризуются почти
равным содержанием алканов и цикланов в легких фракциях
(40—45%), повышенным содержанием ароматических в легких
и масляных фракциях, очень высоким содержанием смолистых
веществ (30—70% на нефть); это — асфальтово-смолистые
нефти.

Неуглеводородная часть нефти. Из прочих соединений, вхо-
дящих в состав нефти, наибольшая доля приходится на кисло-
родные соединения; значительно меньшая на сернистые и азо-
тистые органические соединения.

Кислородные соединения — это смолы, асфальтовые веще-
ства и нефтяные кислоты.

Смолисто-асфальтовые вещества имеют очень сложное
циклическое строение, большой молекулярный вес; они придают
нефти темную или даже черную окраску; химически неустой-
чивы; при нагревании легко разлагаются и коксуются.

Различают нефтяные смолы, мягкие асфальты, твердые
асфальты (асфальтены); в тяжелых продуктах переработки
содержатся также карбены и карбоиды — углеподобные веще-
ства с очень малым содержанием водорода. Присутствие в неф-
тях большого количества смол и асфальтов осложняет процессы
переработки нефтей.

Нафтеновые кислоты характеризуются наличием в молекуле
карбоксильной группы СООН, связанной с углеводородным
О

радикалом R —	число углеродных атомов в молекуле

ОН

от 7 до 30; точки кипения повышаются с увеличением молеку-
лярного веса. Содержание кислот в разных нефтяных фракциях
неравномерно, как не одинаковы и кислотные числа кислот
(120—340), выделяемых из различных фракций. С едким
натром кислоты образуют нафтеновое мыло, легко извлекаемое
водой из нефтяных растворов.

Сернистые соединения очень разнообразны — сероводород
H2S, жирные и циклические меркаптаны (тиоспирты RSH),
20
сульфиды или тиоэфиры RSR, дисульфиды R—S—S—R, тиофены
(циклические соединения), сульфооксиды и сульфоны (R2SO и
R2SO2) и др. Встречается также элементарная сера. Содержание
сернистых соединений в нефтях колеблется от десятых долей
процента до 5%, например в сызранской нефти содержится
2,5% S, в чусовской 5% S. Нефти Второго Баку за малыми
исключениями — сернистые нефти.

В нефтях, даже в высокосернистых, содержание сероводорода
незначительно; так, например, в ишимбайской нефти с суммар-
ным содержанием серы 2,5—3% сероводорода имеется 0,02—
0,03%. Однако при переработке, особенно при крекинге, серни-
стых нефтей высокомолекулярные соединения серы, в первую
очередь дисульфиды с открытой цепью, разлагаются (при 200—
250—350°) с образованием сероводорода. Продукты перегонки
нефти могут поэтому содержать 0,7% H2S и более, т. е. во много
раз больше, чем в исходной нефти. Это очень затрудняет пере-
работку сернистых нефтей, так как сероводород и меркаптаны
химически очень активны и ядовиты; они опасны для здоровья
и жизни людей; они разрушают металл аппаратуры; портят
качества нефтепродуктов. Для очистки нефтепродуктов от сер-
нистых соединений требуются специальные, порой сложные
процессы. Для защиты аппаратуры от сернйстой коррозии при-
нимают особые меры, что удорожает и осложняет переработку.

§ 6.	Важнейшие физико-химические свойства
и характеристики нефтей

Плотность и удельный вес. Кроме понятий абсолютная плот-
ность ({? г-масса/см3) и абсолютный удельный вес у кГ/м3
веществ, имеются соответствующие безразмерные величины —
относительная плотность и относительный удельный вес. В неф-
тяной практике (и в данной книге) принято пользоваться этими
последними понятиями.

Относительная плотность q™ жидких и твердых нефтепро-
дуктов есть отношение массы их при 20° к массе чистой воды
в том же объеме при 4°. Отношение веса нефтепродукта к весу
воды в таких же условиях есть относительный удельный вес у,".
Численные значения обоих этих свойств совпадают.

Плотность (и удельный вес) большинства нефтей колеблется
в пределах 0,850—0,900 в зависимости от фракционного и хими-
ческого состава. Сравнивая плотности одинаковых температур-
ных фракций, можно косвенно судить об их групповом химиче-
ском составе. Плотность смолистых и асфальтовых веществ
близка к единице, нефтяных углеводородов — значительно ниже
единицы. Естественно, что нефти с большим содержанием
смолистых и асфальтовых веществ относятся к тяжелым
нефтям.

Плотность (и удельный вес) смеси нескольких фракций или
нефтепродуктов может быть подсчитана по простому правилу
смешения, если пренебречь незначительным изменением объема
смеси по сравнению с суммой объемов компонентов:

Viei+v2g2 + ... +Vne„

?см= Vi+v2+“-. + vn >	( }

где Vi и q 1 и т. д. — объемы и плотности компонентов.

Если известны весовые количества компонентов Gi, G2 и т. д.,
то, зная, что V = G: Q, можно вычислить величины Vit V2
и т. д. и пользоваться той же формулой.

При повышении температуры плотность нефтепродуктов
уменьшается приблизительно по следующему линейному закону,
найденному Д. И. Менделеевым:

el =	— а (/— 20),	(2)

где Qi — плотность (относительная) при t° С;
а — температурная поправка плотности.

Так как объем и плотность жидкостей различной плотности
изменяются не одинаково при изменении температуры, то для
каждой плотности температурная поправка плотности а раз-
лична; она колеблется от 0,000897 для нефтепродуктов плот-
ностью 0,700—0,710 до 0,000515 для нефтепродуктов плотностью
0,990—1,000 *.

Для нахождения плотности паро- и газообразных веществ
веса их сравнивают с весом сухого воздуха, взятого в том же
объеме и при нормальных условиях давления и температуры,
т. е. при 0° и 760 мм рт. ст.

Температура кипения. В отличие от индивидуального веще-
ства, как отмечалось выше, нефтяные фракции выкипают в опре-
деленных температурных пределах и, следовательно, характери-
зуются не какой-то постоянной температурой кипения, а преде-
лами температур кипения. Однако в некоторых случаях свойства
данной нефтяной фракции условно приравнивают к свойствам
индивидуального углеводорода, температура кипения которого
равна средней температуре кипения этой фракции /ср-

Различают средние объемную, весовую и молекулярную тем-
пературы кипения нефтепродуктов. Каждую из них можно
вычислить по правилу смешения, если известны объемы У],
V2. . ., веса Gi, G2.. ., числа молей N\, N2... и средние арифме-

1 Поправки а впервые разработаны Д. И. Менделеевым, Казанкиным
уточнены Кусаковым и другими и стандартизованы (ОСТ 7872, МИ 3а-35),
Температурными поправками плотности (и удельного веса) в обычной завод-
ской практике можно пользоваться для всех нефтяных жидкостей, в том
числе (с меньшей точностью) и для парафинистых. При точных расчетах и
проектировании резервуарных емкостей надо учитывать не только темпера-
турную поправку плотности, но и зависимость термического коэффициента
объемного расширения от температуры.
тические температуры кипения составляющих фракций; напри-
мер, средняя весовая температура кипения

.	 61? 1 ср +<^2 ср +  • 

средняя молекулярная температура кипения

.	_ А'1-1 ср + N2?2 ср + •  •

Icp.M-	Ni + Nt + ^_

Величина /ср. м может быть найдена по графику фиг. 4, она
выражает взаимозависимость молекулярного веса, средней моле-

кулярной температуры ки-
пения и плотности нефтя-
ных фракций.

Молекулярный вес.

Средний молекулярный вес
нефти или любой нефтя-
ной фракции зависит от
химического состава. Его
величину определяют экс-
периментально или рас-
считывают приближенно
по формуле Б. П. Воинова:

Л4ср = 60 + 0,3 / +

+0,001/а,	(5)

Фиг. 4. Зависимость средней молекулярной
где t — средняя темпера- температуры кипения нефтепродуктов от
тура кипения нефтяной их молекулярного веса и плотности,
фракции в °C.

Для нефтепродуктов разной химической природы можно
пользоваться следующей формулой Б. П. Воинова:

Мср = (7К -21,5) + (0,76 — 0,04 К) /ср. м +

+ (0,0003 К - 0,00245) /2ср. М:

(6)

где К — характеризующий фактор, учитывающий химическую
природу нефтепродуктов и равный 10—13; наименьшие
значения К имеют ароматические продукты, наиболь-
шие — алкановые.

/ср. м — средняя молекулярная температура кипения в °C.

Величина Л4СР приблизительно равна для нефтей 220—240,
бензина 100—120, керосина 185—200, газойля 210—240, смазоч-
ного масла маловязкого 300—360, высоковязкого 370—500
и выше, мазута 370—4.00.

Упругость паров. Упругость паров нефтяных фракций —
важнейшая характеристика, определяющая летучесть и темпе-
ратуры их кипения. Упругость насыщенного пара каждого дан-
ного вещества есть функция температуры. С повышением тем-
пературы нефтяных фракций упругость каждого из них воз-
растает (фиг. 5). Насыщенный пар, т. е. пар, находящийся
в равновесии с жидкостью, его образовавшей, имеет наиболь-
шую упругость при данной температуре. Пар, находящийся при
той же температуре, но при давлении более низком, чем упру-

Фиг. 5. Зависимость упругости
паров углеводородов от тем-
пературы.

гость паров, будет перегретым.

Упругость паров бензинов и их
компонентов в заводской лаборатор-
ной практике определяют по спе-
циальной методике в металлической
бомбе (ГОСТ 1756-42) и выражают
в миллиметрах ртутного столба.

Критические постоянные. Крити-
ческие постоянные нефтяных углево-
дородов и фракций также играют
важнейшую роль в расчетах и ана-
лизах явлений, осуществляемых в
процессах нефтепереработки.

Критическая температура (/кр)
нефтепродуктов может быть вычис-
лена по формуле

/кр = 82 + 0,97 а - 0,00049 а\ (7)
где a=(l,8/cp. м+ 132)щ5;

щ5 — плотность при 15°;

/сР. м — средняя молекулярная температура кипения (или
менее точно — температура отгона 50% фракции, пере-
гоняемой в стандартном приборе по ГОСТ 2177-48).

Критическое давление Р,ф в та равно:

Ркр = АТкр : М,

(8)

где Ткр—критическая абсолютная температура; Т|ф = /Кр +
+ 273°;

М — молекулярный вес;

А — коэффициент, зависящий от фракционного состава и
природы нефтепродукта:

А = 5,53+0,855

(9)

где /70 и /ю — температуры отгона 70% и 10% при стандартной
разгонке нефтепродукта.

Вязкость. Наряду с динамической (называемой часто в тех-
нике абсолютной) вязкостью, выражаемой в пуазах, и кинемати-
ческой вязкостью, выражаемой в стоксах, в нефтяной практике
часто применяют понятие условной вязкости.
Условной вязкостью, выраженной в условных градусах, назы-
вают отношение времени истечения 200 мл нефтепродукта при
температуре испытания ко времени истечения такого же объема
дестиллированной воды при температуре 20°. Время истечения
200 мл воды при 20° есть водное число вискозиметра — прибора,
служащего для измерения вязкости. Условная вязкость выра-
жается символом ВУ( при той температуре, при которой она

определена.

Вязкость смеси нефтепродуктов не равна средней арифмети-
ческой величине вязкостей компонентов, а всегда меньше ее.

Для приближенных вы-
числений условной вяз-
кости смесей можно
пользоваться специаль-
ными графиками.

Вязкость нефтепро-
дуктов уменьшается при
их нагревании. Пропор-
циональной зависимо-
сти при этом нет: при
небольшом понижении
температуры вязкость

10 20 30	50 50 70 ВО S0 100 I/O 12013(1143150

Температура, °C

может увеличиваться
весьма значительно,
особенно у высоковяз-
ких нефтепродуктов.
Температурные кривые
вязкости некоторых

Фиг. 6. Кривые зависимости вязкости масел
от температуры.

1 и 2— цилиндровые масла; 3— вапор; 4— смазочный
мазут; 5 — сурепное (растительное) масло; 6 — трансфор-
маторное масло.

масел приведены на <риг. 6.

Масло с пологой температурной кривой вязкости ведет себя
в работе лучше, является более ценным смазочным материалом,
чем масло с крутой кривой вязкостей. Хорошее масло незначи-
тельно изменяет вязкость в рабочих условиях при изменении

теплового режима.

Вязкость нефтепродуктов и изменение вязкости при измене-
нии температур зависят от химического состава. Наиболее высо-
кой  вязкостью (в пределах 0—100°) и наибольшей изме-
няемостью ее от изменения температуры отличаются смолистые
и асфальтовые вещества, а из углеводородов — ароматические
и затем цикланы. Изменение вязкости тем значительнее, чем
более ядер содержится в молекулах углеводородов. Алканы
характеризуются наименьшей вязкостью и наименьшим измене-
нием ее при изменении температуры. Наиболее благоприятным
сырьем для получения доброкачественных смазочных масел
в отношении их вязкостных свойств являются малосмолистые
нефти со значительным содержанием алканов и с малым содер-
жанием полициклических углеводородов (конечно, твердые при
обычной температуре углеводороды должны быть удалены из
масла).
Соотношение вязкостей одного и того же нефтепродукта при
двух различных температурах характеризуется так называемым
коэффициентом вязкости (КВ):

КВ = v° ..V10° ,	(10)

vso

где г0, г50 и т100 — кинематические вязкости при темпера-
туре 0, 50, 100°.

Для выражения вязкостно-температурной характеристики
масла иногда пользуются также отношением кинематической
-вязкости масла при 50° к вязкости его при 100°. Применяют
также условную характеристику — индекс вязкости (ИВ), опре-
деляемую на основании кинематической вязкости при 50 и 100°;
пользуются также вязкостно-весовой константой (ВВК), кото-
рая связывает два свойства масел — вязкость и плотность.

Между величинами ИВ и величинами ВВК имеется обратная
зависимость: чем больше ИВ, тем меньше величина ВВК. Чем
меньше вязкостно-весовая константа масла, тем лучше его
вязкостные качества.

Температуры замерзания, помутнения, застывания и плавле-
ния. Температура замерзания контролируется для светлых
моторных топлив (бензинов, бензольных, спиртовых), под ней
•понимают ту максимальную температуру, при которой в топливе
при его охлаждении обнаруживаются невооруженным глазом
кристаллики льда (или бензола и пр.). Этой температуре пред-
шествует помутнение топлива; за температуру помутнения при-
нимают температуру, при которой светлое и прозрачное топливо
.начинает мутнеть вследствие выделения микроскопических капе-
лек воды, кристаллов льда или кристаллов углеводорода. Опре-
деление температур замерзания и помутнения указанных топлив
производится в приборе по ГОСТ 5066-52.

Для масел и темных нефтепродуктов контролируется темпе-
ратура застывания, иначе температура потери подвижности
жидкости (ГОСТ 1533-42). Переход из жидкого подвижного
состояния в неподвижное совершается не при определенной
температуре, как это характерно для индивидуальных химиче-
ских соединений, а сопровождается серией промежуточных
стадий: нефтепродукт при охлаждении становится все более
густым и, наконец, теряет свою подвижность. Поэтому термин
температура застывания нефтепродуктов носит условный ха-
рактер.

Температура, при которой нефтепродукты теряют свойства
текучести и застывают, зависит главным образом от содержания
в них твердых при обычной температуре углеводородов. Чем
больше содержание в нефтепродукте в растворенном виде или
в виде кристаллов таких углеводородов, тем при более высокой
температуре нефтепродукт теряет подвижность.

Под температурой плавления твердых нефтепродуктов
(например, парафина) понимают температуру, при которой
нефтепродукт переходит в строго стандартных условиях из
твердого состояния в жидкое.

Для консистентных смазок, вазелина и других определяют
температуры каплепадения, для нефтяного битума и других
определяют температуру размягчения (ГОСТ 2400-51).

/ Температуры вспышки и воспламенения. Температурой
вспышки нефтепродуктов называется такая температура, при
которой смесь воздуха и паров нефтепродукта, нагреваемого
в определенных условиях, при поднесении огня вспыхивает.
Вспыхнувшее пламя мгновенно затухает; нефтяная жидкость не
загорается.

Если нагревание продолжать выше температуры вспышки, то
наступит момент, когда при поднесении пламени вспыхнут не
только пары, но загорится и нагреваемая жидкость. Этому мо-
менту отвечает температура воспламенения или горения: пары
нефтепродукта выделяются с достаточной скоростью и в доста-
точном количестве для того, чтобы горение, раз начавшись, про-
должалось и дальше.

Температуры вспышки и воспламенения характеризуют испа-
ряемость нефтяных жидкостей. По ним можно судить о степени
огнеопасности нефтепродуктов. Кроме того, по температуре
вспышки можно косвенно судить об однородности фракционного
состава нефтепродукта.

Температура самовоспламенения нефтепродуктов — темпера-
тура, при которой последние, будучи нагреты до высоких темпе-
ратур, загораются в атмосфере воздуха без соприкосновения
с пламенем. Сравнительно легко самовоспламеняются при тем-
пературах несколько выше 300—320° тяжелые жидкие нефтепро-
дукты — гудроны, мазуты и др., а также сажа, кокс и др.

** Взрывчатость. Нефтяные газы или пары при смешении с воз-
духом образуют взрывчатые смеси. Смеси взрываются при со-
прикосновении с пламенем или даже с незначительной искрой
(например, при электрических разрядах). Не всякие смеси,
однако, взрывоопасны; надо, чтобы содержание в воздухе горю-
чих газов или паров было не меньше и не больше определенной
концентрации. Пределы этой концентрации зависят от химиче-
ского состава смесей, а также от внешних, физических, условий:
окружающей температуры, давления и др. Нижний предел
взрывчатости определяется наименьшим содержанием в воздухе
горючих газов или паров, при котором может в определенных
условиях произойти взрыв. Верхний предел взрывчатости — наи-
большее содержание тех же газов и паров, выше которого (со-
держания) взрыв не происходит, так как в смеси недостаточно
кислорода воздуха для поддержания горения’ (см. табл. 2).

Для безопасности работы на заводах необходимо предусма-
тривать специальные мероприятия, устраняющие возможность
взрывов; для этой же цели в угрожаемых помещениях устраи-
вают особо надежную вентиляцию (чтобы не допускать скопле-
ния опасных газов и паров), применяют специальные конструк-
ции осветительной и силовой электропроводки и всей электро-
аппаратуры, запрещают употреблять переносные электролампы,,
полы покрывают особой мастикой, не допускающей искрообра-
зования при ударе о пол металлических изделий, и т. п. Пренеб-
режение взрывоопасностью газовых смесей приводит на прак-
тике к тяжелым авариям, подчас к катастрофам.

Цвет нефтепродуктов. Окраска нефтепродуктов зависит от
количества и характера-содержащихся в них смолистых и дру-
гих окрашивающих (темных) соединений. Эту окраску опреде-
ляют как «цвет» нефтепродуктов; он не является строго научной
характеристикой вещества, как она рассматривается в физике;
это — условная практическая характеристика. Она выражает
степень окраски нефтепродукта по сравнению с окраской цвет-
ного раствора какой-либо жидкости, взятой за образец (напри-
мер, иодного раствора).

§ 7.	Тепловые свойства нефтей

Удельная теплоемкость есть количество тепла, потребное для
нагрева 1 кг данного вещества на Г. Теплоемкость обычно уве-
личивается при повышении температуры. На фиг. 7 дана зави-

Фиг. 7. Зависи-
мость удельной
теплоемкости жид-
ких нефтепродук-
тов разной плот-
ности от темпера-
туры.

симость теплоемкости жидких нефтепродуктов от плотности
и температуры. Подобные же графики имеются и для нефтяных
паров.

Удельная скрытая теплота испарения нефтепродуктов при
атмосферном давлении равна: для бензина 70—75 ккал/кг, ли-
гроина 65—68, керосина 52—60, газойля 50—53, масляных фрак-
ций 40—50 при средних температурах кипения перечисленных
фракций (фиг. 8).

Удельная скрытая теплота испарения есть количество тепла.
затрачиваемое на превращение 1 кг жидкости в пар той же тем-_
пературы. Скрытая теплота испарения одной и той же жидкости
'уменьшается при повышении давления, иод которым происходит

испарение.

Удельное теплосодержание
жидких нефтепродуктов (эн-
тальпия) при данной темпера-
туре есть количество тепла в
ккал/кг, требуемое для нагре-
вания 1 кг жидкости от 0° до
данной температуры С

q = ccpt ккал/кг.	(И)

Теплота нагрева М кг веще-
ства в любом его состоянии от
температуры ti до температуры
t2 при средней теплоемкости
сСр равна

Фиг. 8. Зависимость скрытой теплоты
испарения нефтепродуктов от их сред-
ней температуры кипения.

Q = Ср (t2 — Zi) М ккал = (qt, - -



(12)

Это выражение служит для подсчета количества тепла, как
расходуемого на нагрев, так и выделяемого при охлаждении
от t2 до t[. Надо помнить, что здесь не учитывается тепло пре-
вращения вещества из одного физического состояния в другое,
т. е. скрытая теплота испарения, конденсации, плавления, не
учитывается также и теплота реакций.

Для приблизительного определения теплосодержания жидко-
сти можно пользоваться фиг. 9 *, где числа на кривых обозна-
чавот плотность нефтепродуктов при 15°. Эти же величины можно
находить при помощи специальных таблиц в справочниках.

Удельное теплосодержание насыщенных паров при данной
температуре есть количество тепла в ккал/кг, требуемое для на-
грева 1 кг нефтепродукта от 0° до данной температуры и для
испарения его при этой же температуре. Эта величина носит
также название полной теплоты испарения и равна теплосодер-
жанию жидкости при температуре кипения плюс скрытая теп-
лота испарения. Теплосодержание насыщенных паров может
быть найдено при помощи фиг. 9 или по таблицам справочников.

Удельное теплосодержание перегретых паров при данной
температуре равно сумме тепла, затрачиваемого для нагрева

1	Кривые на фиг. 9 выражают собственно температуры в функции
теплосодержан'ия.
1 кг жидкости от 0° до температуры испарения, для испарения
всей жидкости и для перегрева ее паров до данной темпера-
туры.

С повышением давления удельное теплосодержание нефтя-

ных паров уменьшается.

Теплоемкость и теплосодержание разных нефтепродуктов при
разных температурах могут быть взяты из таблиц Б. П. Воинова
и графиков или рассчитаны по формулам

Удельная скрытая теплота плавления твердых алканов со-

ставляет 40—45 ккал]кг для продуктов молекулярного веса

350—500 и температуры
плавления 52—65°.

Теплопроводность неф-
тепродуктов относительно
низка, ниже теплопровод-
ности воды и в сотни раз
меньше теплопроводности
металлов.

Коэффициент тепло-
проводности нефтепродук-
тов равен для жидких де-
стиллатов 0,12, для бен-
зиновых паров и газооб-
разных алканов 0,01—0,02,
для вазелинообразных по-
лутвердых алканов и па-
рафина 0,19—0,22, для ас-
фальта 0,64, для ' сажи
0,057, для нефтяного кок-
са ~ 4,3 ккал/м час °C.

Теплотворная способ-
ность нефтяных топлив за-

Фиг. 9. Теплосодержание нефтяных жидко- висит от их элементарного
стей и паров в зависимости от температу- состава и составляет для
ры и плотности.	жидких нефтепродуктов

9500—10500 ккал/кг, кок-
са 8500—9000 ккал/кг, нефтяного газа 10000—12000 ккал!кг.

Теплотворная способность топлива либо определяется опыт-
ным путем при помощи калориметров, либо вычисляется по
формулам, например Д. И. Менделеева, если известен элемен-
тарный состав топлива

Q"a6 := 81С + 246Н — 26 (О — S) — 61V,	(13)

где	Qpae—низшая рабочая теплотворная способность

в ккал!кг-,

С, Н, О, S, W — содержание в весовых % углерода, водорода,
кислорода, серы и воды.

1 Примеры пользования см. В. Е. Пархоменко. Переработка нефти,
2-е изд., стр. 64—65. Гостоптехиздаг, 1948.
§ 8. Дробная лабораторная перегонка нефти

Процесс перегонки, сопровождающийся разделением смеси
на несколько фракций с разными пределами выкипания, назы-
вается дробной, или фракционной перегонкой. Каждая из полу-
ченных фракций имеет свой состав. Фракции, отбираемые по1
мере возрастания температуры перегонки, содержат более высоко-
молекулярные, как правило, более высококипящие углеводо-
роды. Каждая из фракций, даже последняя, т. е. отобранная
при наиболее высокой температуре, является более низкокипя-
щей, чем неперегнавшийся остаток в колбе.

Фиг. 10. Стандартный прибор для перегонки нефтепро-
дуктов.

J —колба; 2 — термометр; 3 — холодильник; 4— приемник; 6— сетка;
в — газовая горелка; 7— кожух.

Стандартная разгонка. В лабораторной практике для дроб-
ной перегонки применяют разные аппараты. На фиг. 10 показан
перегонный аппарат, служащий обычно для перегонки светлых
или легких нефтепродуктов — бензина, лигроина, керосина и др.
В этом аппарате можно разгонять и нефть. Колба и все
другие части аппарата имеют строго стандартные размеры
(ГОСТ 2177-48).

В колбу заливают 100 мл разгоняемой жидкости. Получен-
ные фракции также отсчитывают в миллилитрах. Это позволяет
выражать выход фракции непосредственно в объемных про-
центах.

При разгонке записывают барометрическое давление. Если
оно выше 770 мм или ниже 740 мм, то в температуру перегонки
вводят поправку на давление.
Фракционный состав нефтяного продукта, найденный путем
дробной перегонки, изображают для наглядности графически.
Откладывают по горизонтали проценты отгона фракций, по вер-
тикали — температуры перегонки. Соединив точки линией, полу-

4>иг. 11. Кривые разгонок раз-
ных нефтей.

1 — доссорская нефть; 2— смесь дос-
сорской 85% и макатской 15%; 3 —
смесь доссорской 70% и макатской
30%; 4— макатская.

чают кривую разгонки.

На фиг. 11 приведены кривые
разгонки на стандартном аппарате
двух индивидуальных нефтей 1 и 4.

Кривые составлены по данным
табл. 3. В соответствии с резко раз-
личным фракционным составом неф-
тей кривые сильно удалены друг от
друга. Кривая 1 доссорской нефти
начинается и располагается на всем
протяжении ниже кривой 4 макат-
ской нефти: доссорская нефть со-
держит больше легких фракций, чем
макатская; в первой имеется 7%
фракций, выкипающих до 200°, вто-
рая их вовсе не имеет и первые 7%
фракций отгоняются до темпера-
туры 280°.

Фракционные составы смесей
этих двух нефтей имеют промежу-
точные значения, поэтому кривые
разгонок смесей 2 и 3 располагаются

между кривыми 1 и 4, приближаясь
к той из них, какой нефти в смеси больше. Все кривые наглядно
отображают различия составов нефтей и их смесей.

Таблица 3

Разгонка нефтей по ГОСТ 2177-48

Разгонка	Выход фракций, %	
	доссорская нефть	макатская  (юрская) нефть
Начало кипения, °C	100	249
Отгоняется до:		
160°	2,0	—
180°	3,5	—
200°	7,0	—
220°	12,8	—
240°	18,5	—
260°	26,8	2,5
280°	34,0	8,5
300°	41,0	14,5
320°	49,5	23,0
340°	63,0	32,5
Фракционная перегонка мазута. Когда при перегонке нефти
отгоняются легкие фракции — бензин и лигроин, строение моле-
кул углеводородов, из которых состоят эти фракции, не изме-
няется. По мере перехода к отгонке более высококипящих фрак-
ций начинается частичное разложение молекул на более мелкие.
Разложение происходит тем легче, чем сложнее молекулы, чем
выше температура нагрева и чем дольше происходит нагрев.

При перегонке мазута — остатка нефти после отгонки от нее
светлых дестиллатов — имеются условия, благоприятные разло-
жению: большой молекулярный вес и высокая температура ки-
пения соединений, составляющих мазут.

При нагреве мазута несколько выше 320—360° уже происхо-
дит заметное разложение. Понижением температуры перегонки
можно уменьшить разложение.

Чтобы перегнать мазут при пониженных температурах, при-
меняют перегонку под вакуумом или перегонку с водяным паром
(или с инертным газом).

Масляные фракции, отбираемые при перегонке мазута, клас-
сифицируются в зависимости от характера нефти и заданного
ассортимента масел. Примерный перечень отбираемых дестилла-
тов по мере возрастания их вязкости при 50? в сантистоксах
(в скобках в условных градусах, ВУ): соляровый — в среднем
4,0 (1,3), трансформаторный — в среднем 8,3 (1,7), веретен-
ные — после солярового и трансформаторного до вязкостей при-
мерно 16—23 (2,5—3,3), машинные — до вязкостей 47—52
(6,4—7,g), цилиндровые и некоторые автолы — с еще более вы-
сокой вязкостью. Неперегнавшийся остаток называется масля-
ным гудроном.

Разумеется, приведенный перечень дестиллатов может изме-
няться в сильной степени. Так, например, трансформаторный
дестиллат можно отбирать только при перегонке нефтей, даю-
щих очень низкую температуру застывания этого дестиллата.
Вместо высоковязких машинных и цилиндровых дестиллатов
часто отбирают автоловые дестиллаты и т. п.

Перегонка нефти с дефлегмацией. Степень однородности,
«чистоты» состава данной температурной фракции определенной
нефти зависит от устройства перегонного аппарата и от способа
ведения перегонки.

Если любую нефтяную фракцию стандартной разгонки (на-
пример, 100—110°) перегоним вторично на том же аппарате
и в пределах тех же температур 100—110°, то окажется, что
фракция перегонится не сполна; Наряду с отгоном (дестилла-
том) получится некоторый неперегнавшийся остаток в колбе,
а некоторая часть фракции выкипит до 100°. Сказанное отно-
сится к любым фракциям, отобранным, в узких или широких
температурных интервалах.

Чем полнее выкипает фракция при повторной перегонке
в тех же температурных пределах, в которых она была ото-
брана при перегонке нефти, тем она считается более однород-

3 Зак. № 1779.	33
ной, относительно чистой. Если при вторичной перегонке темпе-
ратурные границы полного выкипания фракции значительно
шире первоначальных, фракция неоднородна, мало чиста. Ко-
нечно, эти понятия относительны.

Температурами разгонки обычно считают температуры в па-
ровой фазе. При кипении чистых веществ температуры жидкой
и паровой фаз одинаковы. При кипении сложных смесей это
может быть только при отсутствии дефлегмации. При перегонке
с дефлегмацией жидкость бывает нагрета выше, чем пары над
ней. Эта разница тем больше, чем сложнее и шире состав пере-
гоняемой жидкости. Для одной и той же смеси разница зависит
от устройства перегонного аппарата.

В стандартном аппарате пары отводятся через горло колбы
непосредственно в холодильник. Путь их от поверхности испаре-
ния до выхода из колбы сравнительно недлинен. На этом пути
пары не успевают заметно охладиться и конденсироваться (хотя
частичная конденсация в горлышке колбы все же имеет место).

Установим между колбой и холодильником дефлегматор —
приспособление, которое удлиняет и усложняет путь следования
паров, увеличивает поверхность, охлаждаемую наружным воз-
духом; тогда часть паров будет конденсироваться, еще не дойдя
до холодильника. Жидкость, образовавшаяся при частичной кон-
денсации паров, называется флегмой. Флегма холоднее паров,
поднимающихся из колбы. Стекая вниз, флегма встречается
с потоком горячих паров и входит с ними в соприкосновение.
Пары отдают флегме некоторое количество тепла.

Вследствие этого высококипящие компоненты, находящиеся
в парах, переходят в флегму. В результате в парах увеличи-
вается относительное содержание (концентрация) легких компо-
нентов. Флегма, наоборот, по мере стекания вниз к колбе обо-
гащается все более высококипящими компонентами.

Таким образом, при помощи дефлегматоров удается произ-
вести некоторое, хотя и далеко несовершенное, разделение па-
ровой фазы на две части: более тяжелую флегму и более легкую
основную фракцию.

Перегонка нефти с ректификацией. Дальнейшим развитием
дефлегматоров являются ректификационные колонны. Фракцион-
ная перегонка смесей при помощи ректификационных колонн
носит название ректификации. При ректификации происходит
наиболее тесное и непрерывное взаимодействие пара с флегмой.
Флегма образуется от частичной конденсации пара.

Ректификация существенно отличается от дефлегмации, хотя
при последней имеются некоторые зачаточные элементы ректи-
фикации. В дефлегматорах разделение паровой смеси происхо-
дит главным образом путем охлаждения ее по всей высоте
дефлегматора и частичной конденсации тяжелых углеводородов.
В ректификационных же колоннах отъем тепла происходит
только наверху колонны.

В лабораториях для перегонки с ректификацией применяют
куб, снабженный ректификационной колонной Гадаскина, или
другие подобные аппараты. Колонна наполнена алюминиевыми
кольцами или стеклянными элементами. Верхняя суженная
охлаждаемая часть колонны является парциальным (частичным)
конденсатором.

Пары проходят между зазорами насадки в колонне, раз-
ветвляясь на многочисленные тонкие струйки, и встречают на
своем пути флегму, стекающую вниз по поверхности насадки;
пары ректифицируются, отдавая свои тяжелые фракции флегме
и отнимая от нее легкие; состав паровой фазы получается более
однородным. Этот процесс возможен благодаря орошению ко-
лонны жидкостью из конденсатора над колонной.

Наряду с аппаратом Гадаскина в лабораториях применяют
для периодической перегонки с ректификацией аппарат, полу-
чивший название НТК (истинные температуры кипения), устрой-
ство и работа которого подробно рассматриваются при техниче-
ском анализе топлив и минеральных масел.

При перегонке нефти на таком аппарате отбирают 3%-ные по
объему фракции, отмечая при смене фракций температуры паров
вверху колонны и жидкости в колбе. Разница между этими тем-
пературами при перегонке нефти составляет 100—110° в начале
перегонки и 70—80° в конце

Фракции, полученные при перегонке, анализируют, вычис-
ляют содержание их в нефти в весовых процентах и строят кри-
вую ИТК, и кривые характеристик фракций.

Понятие о перегонке с постепенным и однократным испаре-
нием. Возможны два отличных друг от друга способа пере-
гонки: 1) с постепенным или иначе многократным испарением
(дифференциальная перегонка) и 2) с однократным испарением.

Перегонка с постепенным испарением характеризуется сле-
дующим: испарение жидкости происходит постепенно; отдельные
порции паровой смеси переменного состава тотчас по их образо-
вании отводятся из аппарата. Каждая последующая порция
паров, образовавшихся уже при другом, изменившемся составе
жидкости, отводится и конденсируется не вместе с первой пор-
цией паров, а отдельно от нее. В каждый данный момент в со-
прикосновении с жидкостью находится" не вся сумма паров
отгона, а только некоторая часть их.

Описанная раньше периодическая лабораторная перегонка
или перегонка с дефлегмацией и ректификацией являются при-
мерами перегонки с многократным испарением. При промыш-
ленной перегонке на кубовой батарее поступление сырья, отгон
дестиллатов и удаление остатка происходят непрерывно. Тем не
менее здесь мы имеем, если рассматривать батарею в целом,

1 Температуры кипения фракции, установленные при перегонке на таком
аппарате, являются лишь условно истинными; абсолютное разделение смеси
на отдельные компоненты дочти невозможно на каком угодно совершенном
аппарате; следовательно, невозможно получить вещества с постоянными
температурами кипения.

3*

35
многократное испарение; последовательно, по мере перехода
жидкости из одного куба в следующий, испаряются и отводятся
отдельные, все более высококипящие составные части.

«L Однократное испарение имеем, когда образующиеся при на-
греве пары не отделяются до достижения конечной температуры
нагрева и только после этого в один прием (однократно) все
образующиеся пары отделяются от жидкости. В дальнейшем
пары и жидкость фракционируются на отдельные продукты;
сам же процесс однократного испарения не дает разделения на
фракции. Перегонный аппарат питается непрерывно и с посто-
янной скоростью сырьем постоянного же состава; пар и жидкий
остаток, каждый также

Фиг. 12. Кривые ОИ и ИТ'Л'бинагадинской
нефти.

МВ — молекулярные веса; q — плотность; Тй — темпе-
ратуры вспышки в открытом приборе; ВУ50 и
ВУюо — вязкость в условных градусах.

постоянного состава, не-
прерывно удаляются.

Практически поступа-
ют так: нагревают неф-
тяную жидкость до конеч-
ной температуры; затем
вводят жидкость в сосуд
(испаритель), в котором
вся сумма паров отделяет-
ся от жидкости. Здесь вы-
соко- и низкокипящие
фракции, превратившись в
парообразное состояние,
вместе и одновременно по-
кидают неиспарившуюся
жидкость — остаток. В
промышленном масштабе
такой способ испарения
осуществляется в трубча-
тых печах.

Если нанести на гра-
фик температуры, отве-

чающие различным про-
центам отгона, и соединить их между собой, то получится кри-
вая однократного испарения ОИ (фиг. 12).

К каким результатам приводит каждый из способов пере-
гонки — с (многократным и однократным испарением? При много-
кратном испарении легкие фракции преимущественно перего-
няются вначале, а тяжелые — в конце. При этом легкие части,

превратившиеся в пары и вышедшие из перегонного аппарата,
не оказывают влияния на температуру кипения тяжелых частей.
При однократном испарении нижекипящие углеводороды,
перейдя в парообразное состояние и оставаясь в аппарате, спо-
собствуют испарению высококипящих фракций и дают возмож-
ность вести перегонку при более низкой температуре.

Температура 100%-ного отгона данной фракции является
температурой полного выкипания фракции при однократном спо-
собе испарения. Пока температура паров выше этой точки, вся
фракция остается в парообразном состоянии. Если же охлаж-

дать пары до этой
ваться, и эта точка
является, следова-
тельно, также тем-
пературой начала
конденсации данной
фракции. Вся кри-
вая ОИ показывает,
при какой темпера-
туре сколько процен-
тов сконденсируется.
Очевидно, что вто-
рая крайняя темпе-
ратурная точка кри-
вой однократного ис-
парения фракции, со-
отв етствующа я 0 %
отгона, является вме-
сте с тем температу-
рой полной 100 %-ной
конденсации фрак-
ции или темпера-
турой закипания
жидкости.

Как значительно
влияние легких ча-
стей смеси на тяже-
лые при перегонке
нефти с однократным
испарением? Чтобы
разница между пере-
гонкой с многократ-
ным и однократным
испарением была на-
глядна, приводим
кривые разгонки ОИ
и кривые многократ-
ной перегонки (ИТК)
одной и той же неф-
ти (фиг. 13).

Каковы темпера-
туры, необходимые

Фиг. 13. Характеристика бензиновых фракций.

Упругость паров в мм рт. ст. при 38°; фракционный состав —
содержание в процентах фракций до 100°. Октановые числа:
/ —без этиловой жидкости (эж), 2 — с 1 мл эж, 3 — с 2 мл
эж; 4 — с 3 мл эж на 1 К2 бензина.

для отгона разными способами одинакового процента дестил-
латов от нефти? Против 60% отгона мы имеем температуры:
на кривой многократной перегонки ИТК. 450° (температура
паров), а на кривой ОИ 420°. Так как в приборе ИТК темпера-
тура жидкости при перегонке нефти на 40—100° больше темпе-
ратуры пара, то разница между температурами нагрева жидко-
сти при постепенном испарении и ОИ в данном случае будет
составлять 70—130°.

Итак, подвергая нефть однократному испарению, мы увели-
чиваем глубину отбора дестиллатов при одной и той же темпе-
ратуре нагрева.

Продолжительность перегонки с однократным испарением
гораздо меньше, чем многократной. Чем меньше длится нагрев,
тем больше можно нагревать нефть, не вызывая разложения.
Ясно поэтому, что наибольший выход дестиллатов может быть
достигнут при однократном испарении.

Имея кривую ОИ того сырья, которое нужно перерабаты-
вать, можно заранее определить, сколько процентов отгонится
от него на трубчатой установке при нагревании до заданной
температуры.

§ 9. Классификация нефтепродуктов, характеристики и методы
оценки нефтяного топлива

Классификация нефтепродуктов. До настоящего времени не
существует общепринятой и стандартной классификации всех
продуктов переработки нефти. В зависимости главным образом
от назначения и областей применения различают нефтепродукты:
1) топливо — жидкое, твердое (кокс), газообразное; 2) освети-
тельные и бытовые керосины; 3) растворители нефтяного проис-
хождения; 4) смазочные материалы — жидкие (смазочные
масла) и консистентные смазки (мази); 5) масла специальных
назначений (электроизоляционные, медицинские, охлаждающие
и т. п.); 6) твердые воскообразные и полутвердые смеси углево-
дородов — парафины, церезины, вазелины и др.; 7) нефтяные
битумы и пеки; 8) нефтяные кислоты и их производные — аси-
долы, мылонафты, сульфокислоты, жирные кислоты (из окис-
ленных парафинов и пр.); 9) отдельные углеводороды как сырье
для химического синтеза и других целей (бензол, толуол и др.);
10) прочие продукты.

। Классификация различных видов нефтяного жидкого топ-
'лива. В зависимости от. устройства и назначения двигателей
и установок различают следующие виды жидкого топлива:
’) моторные бензины — топливо для поршневых карбюратор-
ных двигателей (с зажиганием от искры): авиационные и автомо-
бильные бензины; 2) тракторное топливо — для карбюраторных
двигателей, в основном лигроин и керосин; 3) дизельное топ-
ливо — для двигателей с воспламенением от сжатия (дизелей):
керосин, газойль, соляровый дестиллат; 4) моторное топливо —
темные нефтепродукты для стационарных двигателей внутрен-
него сгорания, как дизельных, так и карбюраторных; 5) котель-
ное топливо (топливный мазут)—-мазут, гудрон и другие
жидкие и полужидкие остатки; 6) топливо для реактивных
и турбореактивных двигателей; 7) прочие виды нефтяного топ-
лива.
V Моторные бензины. Авиационные бензины служат топливом
для карбюраторных авиационных двигателей, автомобильные —
для карбюраторных транспортных и стационарных двигателей
(автомобильных, мотоциклетных, моторных лодок и т. п.). Бен-
зины в настоящее время являются одними из главных, ведущих
продуктов переработки нефти.

Основные технические требования, предъявляемые к бензи-
нам, касаются фракционного состава, упругости паров, детона-
ционных свойств, химической стабильности и других характе-
ристик.

Фракционный состав определяется разгонкой бензина в стан-
дартном приборе (ГОСТ 2177-48). Нормируются температуры
начала, конца кипения и выкипания определенных количеств
промежуточных фракций: для авиационных бензинов—10%,
50%:, 90%, 97% (или 97,5%), для автомобильных—10%, 50%
и 90% (объемных) бензина.

Первая—10%-ная — фракция называется пусковой. Ее со-
держанием определяются легкость й быстрота запуска двига-
теля при низких температурах. Например, в авиационных бен-
зинах 10% должно выкипать (отгоняться) до 75°, для некоторых
марок — до 82 или 88°.

Фракции 50%—основные рабочие фракции; они характери-
зуют приемистость работы двигателя, способность быстрого
и плавного перехода с одного режима работы на другой, от ма-
лого числа оборотов к большому. Чем ниже температуры выки-
пания 50% топлива, тем лучше приемистость и устойчивость
работы двигателя.

Температура выкипания 90%' также влияет на приемистость
двигателя, кроме того, на полноту испарения топлива во всасы-
вающей системе, на степень разжижения смазки (особенно в ав-
томобильном двигателе) неиспарившимися «хвостовыми» фрак-
циями топлива. В авиационных бензинах 50% должно отго-
няться до 105°, 97% —до 180°; в автомобильных 50%—обычно
до 145°, 90% —до 195°.

Упругость паров бензина должна быть не выше определен-
ного предела, чтобы обеспечить отсутствие в бензине особо ле-
тучих углеводородов; наличие последних может вызвать образо-
вание паровых пробок в бензинопроводах двигателя, что приво-
дит к перебоям или даже прекращению работы двигателя, к уве-
личению пожарной опасности и потерь от испарения при хране-
нии и транспортировании топлива.

Бензин должен иметь возможно более низкую температуру
выкипания пусковой 10%-ной фракции и одновременно ограни-
ченную упругость пара. Однако очень низкая упругость пара
также нежелательна: затрудняются испаряемость топлива и за-
пуск двигателя при низких температурах.

Для авиационного бензина допускается упругость паров не
более 360 мм рт. ст. при 38°, для автомобильных бензинов —
не более 500 мм.
Детонационные свойства — важнейшие показатели, по кото-
рым различают отдельные марки бензина и оценивают его стой-
кость против детонации в двигателе. Эти показатели — октано-
вое число и сортность бензина. Чем больше октановое
число (о. ч.) и сортность бензина, тем меньшую детонацию он
вызывает при работе двигателя. Октановые числа определяют
для авиационных и автомобильных бензинов, сортность — только
для авиационных.

Детонация заключается в следующем. Как известно, в ци-
линдрах двигателя происходит сжатие смеси паров бензина
с воздухом. При этом менее стойкие углеводороды под действием
высоких температур и давления окисляются воздухом легче
и быстрее основной массы топлива и образуют легко взрываю-
щиеся перекиси. Когда содержание в смеси этих соединений
достигнет определенной величины, они воспламеняются у нака-
ленных точек двигателя (искра свечи, раскаленный металл,,
тлеющий нагар). Пламя распространяется с огромной ско-
ростью, давая преждевременный взрыв рабочей смеси; происхо-
дит, как говорят, «опережение взрыва»; создается детонацион-
ный удар; он воспринимается на слух как сильный стук. Удар-
сопровождается резким нарастанием давления в цилиндрах, их
мгновенным перегревом. Происходят учащенные выхлопы чер-
ного с сажей дыма. Это создает неустойчивый и жесткий режим
работы двигателя, приводит к снижению его мощности, повыше-
нию расхода топлива, а главное — к преждевременному изна-
шиванию и разрушению двигателя. Детонация усиливается при
повышении степени сжатия.

Основной мерой борьбы с детонацией является применение
высококачественного топлива; такое топливо обеспечивает нор-
мальную, без детонации, работу двигателя. Это особенно важно
для авиационных двигателей.

В зависимости от химического состава бензины и их смеси
с другими видами моторных топлив могут давать различную сте-
пень детонации на одном и том же двигателе или даже вовсе
не вызывать детонации.

Различные углеводороды склонны к детонации в разной мере.
Так, например, н-гептан С7Н|6 чрезвычайно сильно детонирует,
изооктан CsHis (2,2,4-триметилпентан), наоборот, при опреде-
ленном режиме слабо детонирует. -Составляя в различных про-
порциях смеси н-гептана с изооктаном, можно получать топлива
с различной детонационной стойкостью. Приняв условно о. ч.
гептана за нуль, изооктана за сто, получим шкалу для сравнения
испытуемого топлива со стандартной смесью н-гептана и изоок-
тана в отношении детонации при работе двигателя на бедных
смесях.

Октановым числом бензина называется процентное содержа-
ние по объему изооктана в такой стандартной смеси его
с н-гептаном, которая по своей детонационной стойкости равно-
ценна испытуемому топливу. Если детонационная стойкость
40
образца топлива оказалась равноценной стойкости смеси, напри-
мер, из 78 % изооктана и 22 % н-гептана, то о. ч. этого топлива
равно 78.

Октановые числа и числа сортности определяются в строго
стандартных условиях на специальных одноцилиндровых двига-
телях. Октановые числа определяются по моторному методу
(ГОСТ 511-52) и по авиационному температурному методу
(ГОСТ 3337-48) (1-С), сортность — по авиационному методу
с наддувом (3-С). Авиационный температурный метод приме-
няется при испытании высокооктановых бензинов.

Октановые числа, определенные и по моторному методу и по
авиационному температурному методу, характеризуют склон-
ность бензинов к детонации при работе двигателя на бедных
смесях, числа сортности — на богатых смесях. Показатель сорт-
ности был введен потому, что октановые числа не дают полной
характеристики поведения бензинов при различных режимах ра-
боты двигателей. Некоторые бензины с высокими октановыми
числами вызывают более сильную детонацию, чем другие бен-
зины с такими же или даже меньшими октановыми числами.
Объясняется это различиями химического состава бензинов. По-
казатели сортности отражают эти различия.

Наибольшую детонацию вызывают алканы нормального
строения; их изомеры, наоборот, детонируют значительно
меньше. Ароматические углеводороды имеют высокие октановые
числа и очень увеличивают, при добавлении их к бензинам,
сортность последних. Цикланы занимают промежуточное поло-
жение.

В зависимости от относительного содержания в бензинах раз-
личных углеводородов бензины различаются по своей антидето-
национной стойкости в различных условиях работы двигателя.
Химический состав бензинов —• первый и основной фактор, опре-
деляющий антидетонационную стойкость, а также и все прочие
характеристики бензина.

Бензины, получаемые при прямой перегонке нефтей и фрак-
ционировке естественных углеводородных газов, не всегда могут
иметь химический состав (зависит от природы исходного сырья),
который обеспечил бы достаточную антидетонационную стой-
кость бензинов. Некоторое увеличение антидетонационной стой-
кости бензинов достигается добавлением к ним небольшого ко-
личества антидетонатора, чаще всего тетраэтилсвинца [РЬ^НбЩ
в виде этиловой жидкости. Такие бензины называются этилиро-
ванными. Важным средством повышения антидетонационной
стойкости является применение разнообразных методов произ-
водства бензина, позволяющих коренным образом изменять его
химический состав.

Фракционный состав бензинов как следствие их химического
состава также влияет на антидетонационную стойкость бензинов.
Как правило, низкокипящие углеводороды детонируют меньше,
чем высококипящие одного и того же класса и одинакового
строения.

Сравнительно высокую антидетонационную стойкость имеют
газовые бензины — наиболее легкие бензины, получаемые из
естественных нефтяных газов.

От авиационных бензинов требуется значительно более вы-
сокая антидетонационная стойкость, чем от автомобильных.
'Основные сорта авиационных бензинов имеют октановые числа
по моторному методу и по авиационному температурному
методу 95—100; сортность по методу с наддувом этих бензинов
115—130 и выше. Автомобильные бензины имеют октановые
числа по моторному методу 66, 70 и 74. Все указанные октано-
вые числа относятся к бензинам, к которым добавлена этиловая
жидкость марки Р-9, к авиационным — не более 4 мл на 1 кг
•бензина, к автомобильным — не более 1,5 мл *.

Химическая стабильность показывает наименьшую склон-
ность бензинов к смолообразованию, к изменению химического
состава, к выделению в осадок антидетонационных добавок.

Различают смолы фактические (растворенные) и потенци-
альные, т. е. такие, которые могут образоваться при окислении
бензина. Смолы отлагаются во всасывающей системе и приводят
к неполадкам в работе двигателя. Смолы образуются из непре-
дельных углеводородов и других малоустойчивых соединений.
Бензины прямой гонки и газовые бензины практически не содер-
жат смол. Смолы имеются в крекинг-бензинах. Предельное со-
держание фактических смол ограничено стандартами.

Для автомобильных бензинов нормируется также индукцион-
ный период, т. е. число минут, в течение которых проба бен-
зина не поглощает кислорода в условиях испытания — при 100°
и повышенном давлении. По этому показателю судят о склон-
ности бензина к образованию смол при длительном хранении.
Контролируется также иодное число всех бензинов; оно указы-
вает величину непредельности бензина.

Присутствие серы и сернистых соединений в бензинах вредно:
двигатели подвергаются коррозии, топливо снижает свою дето-
национную стойкость. Стандартами лимитируется верхний пре-
дел содержания в бензинах серы.

Проба на коррозию (проба на разъедание медной пластинки)
производится, чтобы предупредить наличие в бензине серы, сер-
нистых и других активных соединений.

Тракторное топливо (карбюраторное). Этот вид топлива оце-
нивается в основном по тем же признакам, что и моторые бен-
зины, а именно: фракционный состав, октановые числа, содержа-
ние фактических смол и серы, кислотность, зольность. Трактор-
ный лигроин должен иметь октанбвое число не менее 54, трак-

1 В дальнейшем октановые числа везде приводятся по моторному
 методу, если нет специальной оговорки.
торный керосин не менее 40. Этиловая жидкость (ЭЖ) к трак-
торному топливу не прибавляется.

Топливо для быстроходных (более 1000 рабочих циклов в ми-
нуту) дизелей. Ко всем сортам топлива предъявляются высокие
качественные требования: быстроходные двигатели помимо того,
что имеют большое число оборотов, еще и форсированы обычно
в отношении термических и механических нагрузок.

Основными характеристиками, определяющими экономич-
ность работы двигателя, являются фракционный состав и цета-
новые числа.

По фракционному составу топливо должно представлять
собой относительно узкую фракцию, выкипающую в среднем
в пределах 200—350°, с цетановым числом не ниже 40. Присут-
ствие головных фракций повышает жесткость работы; хвосто-
вые фракции ухудшают экономичность процесса, вызывают дым-
ление и повышенное нагарообразование.

Цетановые числа (ц. ч.) определяют собой склонность топ-
лива вызывать явления, аналогичные детонации в карбюратор-
ных двигателях; однако в противоположность карбюраторным
двигателям здесь выше ценится способность давать более раннее
воспламенение в цилиндре. Чем короче период задержки вос-
пламенения, т. е. чем выше ц. ч., тем лучше. Этому условию
отвечают алканы нормального строения; хуже ведут себя алканы
с разветвленными цепями, ароматические углеводороды, цикланы
и непредельные. Таким образом, и для дизельных топлив хими-
ческий состав сырья играет решающую роль.

Лучшим топливом для быстроходных дизелей в отношении
ц. ч. являются керосино-газойлевые фракции прямой перегонки
алкано-циклановых и циклано-алкановых нефтей. Количество
таких нефтей у нас значительно, но сравнительно редкие из них
имеют необходимую низкую температуру застывания. Послед-
нее создает значительные трудности в подборе подходящего
сырья для получения дизельного топлива, потребность в котором
увеличивается чрезвычайно быстро в связи с бурным ростом
дизелизации транспорта и тракторного парка, работающего на
дизелях.

Цетановые числа топлива определяют подобно октановым
числам. Эталонами для сравнения являются цетан С1бН34 (его
ц. ч. принято за 100) и ароматический углеводород а-метилнаф-
талин С10Н7-СН3, который создает жесткие, тяжелые условия
работы двигателя и ц. ч. которого принимается равным нулю.

Температура застывания должна быть ниже температуры
окружающей среды и потому равна минус 60° для арктического
топлива, минус 43—35° для зимних сортов и минус 10—15° для
прочих.

Низкая температура застывания и умеренная вязкость опре-
деляют собой легкость протекания топлива в топливоподающей
системе и распыливания в цилиндрах; очень низкая вязкость
усиливает износ плунжерных пар форсунок. Низший предел
вязкости при 20° равен нулю, колеблется для разных марок
топлива от 2,5 до 3,5 сет, верхний 4—8 сст

Моторное топливо. Для стационарных двигателей дизельных
и всех других систем в качестве топлива применяют очень разно-
образные нефтяные продукты, дестиллатные и даже остаточные
(например, марка Ms) вязкостью (соляровое масло) ВУ50 =
= 5,0 4-9,0.

Котельное топливо. Мазутами называют нефтяные остатки
прямой перегонки нефти или крекинг-процесса (крекинг-мазуты).
Если мазут прямой перегонки нефти не используется для полу-
чения смазочных масел, или для производства нефтяных биту-
мов, или. для крекинга с целью получения бензинов и других
видов моторного топлива, то он служит, как и крекинг-остаток,
котельным топливом.

Топливные мазуты различают: маловязкие вязкостью ВУ75 =
= 3,6—6,0, средневязкие вязкостью ВУ75 = 6 и 10, высоковяз-
кие — преимущественно крекинг-мазуты и гудроны вязкостью
ВУ75 = 6 и выше.

Температура застывания мазутов повышается при переходе
от маловязких к высоковязким. Нормируется содержание золы,
серы и другие характеристики.

Флотский мазут имеется двух марок-, вязкостью ВУ5о=12
с температурой застывания не выше минус 8° и ВУ7в = 6 и тем-
пературой застывания не выше минус 5°.

§ 10.	Классификация, характеристики и методы оценки
смазочных масел

Классификация. Обилие наименований и сортов масел можно
свести в основном к следующим группам: 1) индустриальные;
2) трансмиссионные; 3) специальные смазочные; 4) авиацион-
ные; 5) автотракторные; 6) дизельные; 7) для паровых машин;
8) судовые; 9) разного назначения — осевые смазочные масла,
полугудроны, гудроны *.

Индустриальные масла. Масла этой группы служат для сма-
зывания всевозможных машин, станков и механизмов, рабо-
тающих при относительно низкой температуре, и для тех узлов
трения машин-двигателей, которые не подвергаются непосред-
ственному действию пара, горячего воздуха и газов.

Основу группы составляют масла, названные еще в старину
веретенными и машинными. Области применения их чрезвычайно
разнообразны и далеко не отвечают их названиям. Веретенные
масла, раньше применявшиеся только для смазывания веретен
в текстильной промышленности, теперь находят применение во
многих отраслях промышленности для смазывания самых раз-
личных механизмов.

1	По ГОСТ 2587-53 с 1953 г. введены новая номенклатура и ассор-
тимент смазочных и специализированных масел, а также турбинных:
и трансформаторных масел (ГОСТ 32-53 и 982-53).
Основными характеристиками индустриальных масел
являются вязкость и температура застывания. В этом отноше-
нии различают следующие подгруппы: особо легкие масла услов-
ной вязкостью ВУ50 от 1,3 до 1,8—2,0, легкие — ВУ50 от 2,0
до 4,0—4,5°, средние — ВУго от 4,0 до 7—7,5, наконец, тяжелые
(машинные) масла вязкостью до ВУюо = 2—3,7.

Для многих масел нормируются коксовое число, цвет, плот-
ность, для всех масел — температура вспышки, вязкость при 50°
или 100°, температура застывания, содержание механических
примесей, отсутствие воды и водорастворимых кислот и щелочей.

Подбор масла для разных станков и агрегатов производится
в первую очередь по величине вязкости. Плотность и темпера-
тура вспышки не играют решающей роли, но в сочетании
с вязкостью могут’ служить для суждения о природе нефтяного
сырья, а следовательно, о достоинствах смазки.

Низкая температура застывания — очень важный показатель:
во многих случаях масла должны работать в механизмах под
открытым небом в зимнее время. Показатели цвета характери-
зуют степень очистки масел.

Трансмиссионные масла. Сюда относятся трансмиссионные
автотракторные и трансмиссионные автотранспортные масла.
Важнейшее требование к этим маслам — высокая маслянистость
(прилипаемость), т. е. способность создавать на трущихся
поверхностях прочную смазывающую пленку. Пленка не должна
разрываться при очень высоких удельных давлениях (нагруз-
ках), создаваемых при работе трансмиссионных зубчатых пере-
дач. На практике пока еще не распространены методы измерения
маслянистости или, что то же, смазывающей способности масел,
поэтому в технических требованиях предусматривается, чтобы
масла имели высокую вязкость ВУюо = 2—8, хорошее соотно-
шение вязкостей при двух температурах (для автотранспортной
смазки), содержали бы специальные присадки или необходимое
количество серы (например, в гипоидных маслах). Сера, при-
садки и некоторые асфальтово-смолистые вещества увеличивают
прочность масляной пленки.

Масла должны не действовать разъедающим образом на
металл и иметь низкую температуру застывания от минус 5°
до минус 25°.

Специальные смазочные масла. Эти масла близки по типу
к машинным, но имеют специальные узкие области применения.

Турбинные и турборедукторное предназначаются главным
образом для смазывания и охлаждения подшипников паровых
и водяных турбин, генераторов электрического тока. Эти масла
занимают особое положение среди многих других масел; они
работают непрерывно (обычно в циркуляционных системах)
весьма продолжительное время. Повышенные температуры,
давления, соприкосновение с водяным паром, воздухом, метал-
лом заставляют предъявлять к турбинным маслам весьма высо-
кие требования в отношении температур вспышки, кислотных
чисел, зольности, натровой пробы (с подкислением) и др. Норми-
рование этих показателей имеет целью обеспечить изготовление
масел высокой очистки и из отборных нефтей. Особенно же важ-
ное значение придается высокой стабильности масел, т. е. способ-
ности противостоять окислению в указанных выше суровых
условиях работы, поэтому масла испытываются также на ста-
бильность.

Турбинные масла помимо всего прочего не должны давать
стойких эмульсий с водой и водяным паром, попадающим в него
во время работы турбин, поэтому предусматривается специаль-
ное испытание на скорость деэмульсации масел, которая должна
быть не более 8 мин.

Компрессорные масла предназначаются для смазывания
цилиндров, клапанов, уплотнений поршневых штоков компрес-
соров — поршневых и ротационных. Компрессорные масла рабо-
тают в еще более жестких условиях: при высоких температурах
и давлениях, развивающихся в момент максимального сжатия
воздуха или другого газа, при сильном окисляющем действии
воздуха в воздушных компрессорах. Поэтому наряду с опреде-
ленными требованиями в отношении вязкости, температуры
вспышки и др. к компрессорным маслам, как и к турбинным,
предъявляются требования высокой стабильности: масла должны
противостоять окислению, разложению, образованию нагара.

Компрессорные масла получают из хорошо очищенных масел,
дестиллатных и остаточных, изготовленных из малосмолистых
нефтей. Для изготовления компрессорных масел могут быть
использованы и другие компоненты, если только смесь будет
удовлетворять техническим условиям, в первую очередь выдер-
живать испытание на стабильность.

Масла для двигателей внутреннего сгорания. Это одна из
наиболее обширных и ответственных групп как по количеству
входящих в нее марок масел, так и по распространенности и
объему производства и потребления. Сюда относятся все масла,
применяемые для смазывания цилиндро-поршневой группы дви-
гателей внутреннего сгорания карбюраторных и дизельных,
в обоих случаях — стационарных двигателей и двигателей авто-
мобильного, тракторного и авиационного парков. По объему
производства основное место занимают автотракторные масла,
обслуживающие обширный автомобильный и тракторный парки,
а затем авиационные масла.

Условия работы масел для двигателей внутреннего сгорания
значительно сложнее и тяжелее условий работы индустриаль-
ных масел и специальных смазочных -масел. Масла для двига-
телей внутреннего сгорания должны создавать достаточный
смазочный слой между отдельными трущимися частями двига-
теля, в том числе и горячими частями, имеющими очень высокую
температуру (стенки цилиндра и поршневые кольца). Кроме
того, масло должно создавать надежное уплотнение между
поршневыми кольцами и стенками цилиндров. Уплотнение
предотвращает возможность пропускания газов в картер двига-
теля во время .взрыва и рабочего хода поршня в условиях высо-
кой температуры. В связи с тем, что часть масла попадает в зону
сгорания топлива в цилиндре двигателя, оно должно испаряться!
по возможности без остатка и сгорать, не оставляя значитель-
ного нагара. Требуется, чтобы масло, нагреваясь в двигателе,
сохраняло свою химическую и термическую стабильность — не
окислялось, не осмолялось, не разлагалось и не коксовалось,
возможно более продолжительное время. Особенно это важно
для авиационных масел.

Таким образом, важнейшими требованиями, предъявляемыми!
к этой группе масел, являются высокая термохимическая ста-
бильность, надлежащая вязкость, низкая температура застыва-
ния, хорошая смазывающая способность, малые коксовые числа,,
благоприятные вязкостно-температурные свойства, отсутствие
коррозионных свойств.

Температура застывания масел — одна из важнейших харак-
теристик, условно определяющая собой потерю подвижности
масла при понижении окружающей температуры. Температура
застывания должна быть низкой, чтобы обеспечить возможность
запуска и применения масла в двигателях в холодное время.

Испытание на коксовое число (коксуемость) имеет целью
выявить (хотя и очень условно) склонность масел к выделению
в рабочих условиях углистого нагара. В фарфоровом тигле про-
каливают без доступа воздуха образец исследуемого масла.
Твердый остаток — кокс — образуется в тем большем коли-
честве, чем менее стабильно масло и чем больше асфальтово-
смолистых веществ и ароматических углеводородов содержалось-,
в масле. Вес кокса выражают в процентах веса образца масла.
Из двух или более сравниваемых масел обычно лучшим является
то, у которого коксовое число ниже.

Масла для дизельных двигателей входят в группу масел для
двигателей внутреннего сгорания и имеют большое число сортов
и марок. Предназначаются они для цилиндропоршневой группы,
стационарных, транспортных и судовых дизельных двигателей,
а также для всякого рода нефтяных, керосиновых и газовых
стационарных двигателей. Одни из них являются дестиллатными
маслами, другие смешанными из дестиллатных и остаточных,
масел компонентов.

Автотракторные масла (автолы) — для карбюраторных дви-
гателей с кинематическими вязкостями при 100° для разных
сортов не менее 5—6—9,5—10—15. Нормируется (как и для
дизельных масел) отношение кинематических вязкостей при 50
и 100°, а для некоторых марок и коэффициент вязкости. Масла
имеют низкие температуры застывания (от минус 20° до ми-
нус 40° для разных сортов, кроме автола АК-15), что обеспечи-
вает хорошую текучесть масла в маслоподающей системе двига-
теля при понижении окружающей температуры и возможность-
запуска двигателя на холоду.
Авиационные масла отличаются от остальных масел рас-
сматриваемой группы большей вязкостью, высокой температурой
вспышки, хорошей подвижностью при низких температурах,
глубокой очисткой и хорошей стабильностью. Это объясняется
особой сложностью и мощностью авиационных двигателей, боль-
шими нагрузками на смазываемые детали, тяжелым темпера-
турным режимом работы, особенно у моторов с воздушным
охлаждением.

Раньше были пригодны для всех авиационных двигателей
масла, очищенные серной кислотой. Современные форсирован-
ные моторы новых конструкций уже не удовлетворяются такими
маслами, особенно в отношении их смазочной способности и
стабильности. Это вызвало к жизни применение специальных
методов очистки масел, потребовало особо тщательной сорти-
ровки и подбора пригодных для этой цели нефтей, заставило
добавлять к маслам специально разработанные присадки. Все
это позволило создать высококачественные масла, отличающиеся
хорошим отношением вязкостей при 50 и 100°, малым коксовым
числом (0,3—0,45%), хорошим цветом, низкой температурой
застывания, меньшей способностью к лако- и нагарообразованию
в цилиндрах двигателя.

Масла для паровых машин. Основное назначение этих масел —
смазывание цилиндров и парораспределительных механизмов
паровых поршневых машин всевозможных видов. Различают
цилиндровые масла для машин, работающих с насыщенным
паром, и масла для машин, работающих с перегретым паром.
Условная вязкость колеблется для разных марок масел в преде-
лах ВУюо от 1,8 до 7,5, температура вспышки в открытом при-
боре— от 180 до 310°. Вязкость и температуры вспышки ниже
у масел, работающих с насыщенным паром, чем у работающих
с перегретым паром.

Из других характеристик имеют значение коксовые числа
(0,8—3,8%) и зольность: минеральные вещества, отлагаясь на
стенках цилиндров, не только сами образуют твердые нагары,
но и служат очагами коксования масла; при плохом масле нага-
рообразование в цилиндрах, работающих на перегретом паре,
может быть очень значительным и привести к аварии.

Успехи в создании ассортимента советских нефтепродуктов.
Только полвека назад круг нефтепродуктов, выпускаемых нефте-
перерабатывающей промышленностью, ограничивался керосином
нескольких марок, топливным мазутом и несколькими видами
смазочных масел. Даже позже, в первые годы после национали-
зации нефтяной промышленности (1918—1921 гг.), ассортимент
нефтепродуктов включал два-три десятка наименований.

Например, в области бензинов тогда вырабатывали лишь
бакинский бензин I сорта и грозненский авиационный бензин.
Выпускали также бензин экспортный, который являлся автомо-
бильным бензином. Были бакинские масла: машинное масло —
оно же и автол Л, цилиндровое масло — оно же и автол М,
вапор 3 — он же автол Т. Цилиндровое масло и вискозинЫ
были равнозначны. Была консистентная смазка тавот (то же
мадия, автомобильная мазь, солидол или автогриз).

Мощный расцвет социалистической техники, промышленности,
транспорта, сельского хозяйства вызвал к жизни производство
огромного числа новых разнообразных и притом особенно высоко-
качественных нефтепродуктов. В советском ассортименте зна-
чилось в 1951 г. более 320 нефтепродуктов.

У нас вырабатывается различных нефтяных топлив около
50 наименований, смазочных и других масел 85, консистентных
смазок 64, прочих нефтепродуктов более 125.

Круг технических требований к товарным характеристикам,
по которым оцениваются нефтепродукты, также сильно расши-
рился и усложнился. Методы определения качеств и числовые
величины характеристик изменяются, усложняются и стано-
вятся все более строгими и совершенными по мере развития
индустрии и повышения требований к количеству сортов и каче-
ствам нефтепродуктов.

В старые времена довольствовались показателем цвета и
малой изменяемостью нефтепродукта при стоянии; позже начали
применять определение натровой пробы и содержания золы,
поскольку при сернокислотной и щелочной очистке керосина и
смазочных масел образовывались сернокислый натрий, мыла,
соли нафтеновых кислот и др. Затем появлялись и продолжают
появляться требования на нормирование все новых характери-
стик и установление методов их определения, вплоть до регули-
рования фракционного и, наконец, химического состава (октано-
вые числа, сортность бензинов, цетановые числа дизельного
топлива, стабильность бензинов и масел и т. п.).

, Старый, почти единственно известный процесс переработки
нефтей — перегонка — теперь даже в сочетании с отличной
ректификацией не в состоянии удовлетворить большинство
возросших новых сложных требований, предъявляемых к составу
и качеству нефтепродуктов. Эти требования обеспечиваются
лишь в результате комбинирования процессов четкой фракциони-
ровки и очистки нефтепродуктов, а также многих других физи-
ческих, химических и физико-химических процессов переработки
нефтяного и газового сырья. С каждым годом продолжают
возникать новые, все более совершенные процессы переработки.

§ 11. Производственная и проектная оценка нефтей

Знание группового химического состава нефтей и их фракций
в соответствии с приведенной выше систематикой разновидностей
нефтей (§ 5) является важнейшим средством в решении вопроса
о выборе целесообразного направления и способов переработки
различных нефтей.

Приведем пример: бензиновые фракции циклано-алкановых

4 Зак&з 1779.	49
нефтей, например бакинских, содержат много цикланов (иногда
до 80%) и отличаются высокими октановыми числами; в керо-
синовых фракциях тех же нефтей содержание цикланов резко
снижается (например, до 40%); в них преобладают алканы.
Алкановые грозненские нефти при низкооктановом в основном
характере бензиновых фракций имеют и низкооктановые керо-
синовые фракции (о. ч. около 9). Ясно, что бензиновые фракции
первых нефтей могут быть компонентами авиационных бензинов,
те же фракции вторых нефтей не могут. Керосиновые фракции
вторых нефтей не могут служить тракторным топливом, но
являются прекрасны’м дизельным топливом.

Керосиновые фракции циклано-ароматических нефтей (бес-
парафиновых) Грозненского района содержат много ароматиче-
ских углеводородов, мало алканов, имеют высокое октановое
число (~ 40) и могут служить тракторным топливом, но не
дизельным.

Стандартная классификация нефтей. Для непосредственной
производственной и проектной оценки любой нефти требуется
произвести ее всестороннее исследование, не ограничиваясь
изучением фракционного и группового химического состава. Так,
например, практически очень важно знать содержание серы,
твердых парафина и церезина, смол, антидетонационные и дру-
гие характеристики отдельных фракций. Для суждения об этом
и отнесения любой нефти к соответствующим классам и группам
существует стандартная промышленная советская классифика-
ция нефтей (ГОСТ 912-46). В ее основу положены признаки,
определяющие характер переработки нефтей и качества нефте-
продуктов.

В зависимости от содержания серы нефти разделяются на
следующие классы: 1) малосернистые (до 0,5% S) и 2) серии;
стые (выше 0,5% S); в зависимости от содержания смолистых
и асфальтовых веществ в мазуте, определяемых по сернокислот-
ному способу, на подклассы: 1) малосмолистые (до 17% смол),
2) смолистые (18—35%) и 3) высокосмолистые (выше 35%);
в зависимости от температуры застывания масляной фракции
вязкостью ВУ5о = 7 на группы: 1) малопарафиновые (—16° и
ниже), 2) парафиновые (от —15 до -%20°) и 3) высокопарафи-
новые (выше -(-20°).

Далее в зависимости от октановых чисел бензина, содержа-
щего 40% До 100°, и тракторного керосина, а также в зависи-
мости от плотности масляной фракции вязкостью ВУво = 7 нефти
делятся на следующие типы:

По бензину: 1 — нефть, содержащая «высокооктановый'»
бензин (о. ч. 72 и более); 2 — нефть, содержащая «.средне-
октановый» бензин (о. ч. 65—71); 3 — нефть, содержащая
«низкооктановый» бензин (о. ч. 65 и менее); 0 — нефть, не
содержащая бензина.

По керосину: 1 — нефть, содержащая тракторный керосин
(о. ч. 40 и более); 2 —нефть, содержащая промежуточный
50
керосин (о. ч. 30—39); 3 — нефть, содержащая низкооктановый
керосин (о. ч. менее 30).

По маслам: 1—нефть, с «высокоиндексными'» маслами
(плотность масляной фракции 0,903 и ниже); 2 — нефть со
«среднеиндексными» маслами (0,904—0,927); 3 — нефть с «низ-
коиндексными» маслами (более 0,927); 0 — нефть, не содержа-
щая масел.

Тип нефти обозначается тремя цифрами: «сотни» обозначают
характер бензина, «десятки» — керосина, «единицы» — масляной
фракции. Отсутствие бензина или масел отмечается цифрой 0.

Приведенные классификации и характеристики нефтей позво-
ляют, как уже отмечалось, определять основные направления
переработки нефтей и предвидеть качества ожидаемых нефте-
продуктов.

Однако наличие даже подробных классификаций не исклю-
чает необходимости тщательного лабораторного исследования
любой нефти, прежде чем начать проектировать новый завод
для ее переработки или прежде чем на существующем заводе
переходить к переработке новой нефти.

Роль химического состава. Знания фракционного, химического
группового состава и практических характеристик, наименования
которых приводятся в классификации по ГОСТ 912-46, еще не
достаточно для полной оценки нефтяного сырья.

Так, для правильной организации производства бензинов,
особенно авиационных, требуется выяснить содержание в бен-
зиновых фракциях отдельных типов углеводородов, например
алканов нормального строения и отдельно их изомеров; первые
дают низкооктановые бензины, вторые — высокооктановые, т. е.
пригодные для включения в состав авиационного бензина.

В бензиновых фракциях наряду с алканами содержатся аро-
матические углеводороды. Но если взять широкую бензиновую
фракцию, то концентрация в ней ароматических углеводородов
может оказаться незначительной и такая фракция в целом не
покажет высоких антидетонационных свойств. Если же выде-
лить более узкие фракции, то в некоторых из них может ока-
заться значительное содержание ароматических углеводородов,
придающих бензину высокую сортность. Такие фракции, конечно,
могут войти в состав авиационного бензина.

Другие узкие фракции, наоборот, имеют настолько низкие
антидетонационные свойства, что их безусловно надо исключить
из состава бензина. Для этого после изучения химического
состава узких фракций процесс переработки определенной нефти
надо запроектировать таким образом, чтобы при помощи четкой
ректификации можно было разделить легкие части нефти на
узкие фракции, отделить высокооктановые бензиновые фракции
от низкооктановых. Последние можно с успехом использовать
для производства не моторного топлива, а других нефтепродук-
тов, например, растворителей, или направить как сырье для
специальных процессов переработки — крекинга и др.
§ 12.	Определение потенциального содержания нефтепродуктов
в нефтях

Наилучшее использование нефтяного сырья на нефтезаводах
требует предварительного исследования нефтей и прежде всего
определения потенциального (т. е. максимально возможного
к получению) содержания в нефтях светлых продуктов, масел
или их компонентов. Это исследование важно также для:
1) контроля работы перегонных установок; 2) правильного и
справедливого определения заработной платы, поощрения луч-
шего использования природного сырья и технических возможно-
стей установки; 3) получения материалов для дальнейшего
обоснованного планирования переработки нефтей и проектиро-
вания новых установок.

Разгонка нефти по ГОСТ 2177-48 позволяет сравнивать нефти
между собой лишь по приблизительному содержанию в них
фракций — бензиновых, лигроиновых и др. Однако этой разгонки
совершенно недостаточно для точного определения фракцион-
ного состава и для контроля погоноразделительной способности
промышленной перегонной установки.

Потенциальное содержание в нефтях светлых продуктов
можно определять любыми лабораторными перегонными аппа-
ратами, снабженными ректификационными колоннами, напри-
мер прибор Гадаскина или близкие к ним приборы ГрозНИИ,
итк.

Сущность определения потенциального содержания светлых
нефтепродуктов или их компонентов в нефти заключается в сле-
дующем: при перегонке нефти отбирают сравнительно широкие
фракции, приблизительно подходящие по фракционному составу
к заданному продукту (или его компоненту), и ряд узких,
например 3%-ных или 5%-ных, фракций. Затем, определив
качества фракций и, если надо, вновь их перегнав, к широкой
фракции добавляют последовательно узкие фракции, проверяя
каждый раз фракционный состав. Окончательно этот последний
проверяют стандартной разгонкой полученных смесей. Для опре-
деления содержания керосина и масел разгонку нефти ведут
при пониженном давлении.

Улучшение исследования нефтей и их фракционировки при
помощи более совершенной лабораторной аппаратуры позволило
уточнить потенциальное содержание бензинов в нефтях и вскрыть
дополнительные ресурсы этих ценных продуктов. Так, при раз-
гонке на разных аппаратах определенной нефти выход бензина
(содержащего 40% фракций до 100°) составлял: разгонка
с дефлегматором по Глинскому 14%, разгонка с ректификацион-
ными колоннами по Гадаскину 15%, по ИТК (ГрозНИИ)
16,5%'.

Внедрение более совершенного метода определения потен-
циала в сочетании с улучшением ректификации бензина на заво-
дах позволило увеличить отбор бензина при перегонке нефти,
52
например, в Грозном с 5—6%', считая на нефть, до 16% в 1925 г.
и в дальнейшем до 20% и выше.

Старый метод определения потенциала светлых продуктов
в нефтях характерен следующим: в лаборатории получают такие
нефтепродукты, в которых содержание фракций, выкипающих
до определенной температуры, отвечает требованиям стандартов
на готовые продукты. Такой метод применим, когда перегонная
установка должна давать готовые (по фракционному составу)
продукты — бензин, лигроин и др.

Опыт работы последних лет показал, что рациональнее

выпускать с установок не бензин,
компоненты их. Компоненты на-
до смешивать для получения то-
варной продукции заданных ка-
честв. При такой системе работы
удается лучше использовать наи-
более ценные фракции бензина и
других дестиллатов. В настоящее
время многие установки работают
на получение именно компонен-
тов. В связи с этим при опреде-''

лигроин и т. д., а отдельные

соо

003

400’.

/л?нЕ

ю



лении потенциала в лаборатории ^
составляют смеси фракций,£

отвечающие по своим каче-

Т1.1 г? I



ствам тем компонентам, которые
должна получать заводская уста-
новка.

Большую помощь при опре-
делении потенциального содержа-
ния в нефтях бензинов оказы-
вают кривые паспортизации бен-

ol

Ю 20 3040 60 60 70 НО 00 %
От нефти

Фиг. 14. Кривые ИТК и вязкости
в условных градусах.

зинов. Бензиновый дестиллат данной нефти, отобранный на при-
боре ИТК до 200°, разгоняют (до и после очистки дестиллата) 
на десятиградусные фракции. Определяют важнейшие характе-
ристики фракций, затем составляют из них серию бензинов от
начала кипения до выкипания при 60°, 70°, 80° и т. д. Изучают
свойства каждого из этих бензинов и составляют кривые, связы-
вающие свойства бензинов в зависимости от их процентного
выхода от нефти (фиг. 13). Задавшись каким-нибудь свойством
бензина, например октановым числом, находят по кривым,
сколько можно получить такого бензина из данной нефти и
каковы будут его остальные свойства, например упругость паров,
фракционный состав и др.

О выходе и качествах масляных дестиллатов можно судить
по кривым разгонок ИТК и кривым их свойств (фиг. 14).

Пусть задано получить из нефти 16% (вес.) машинного
дестиллата вязкостью ВУ5о = 7,О. Сколько при этом получится
солярового и веретенного дестиллатов вязкостью ВУ50 = 2,0
и цилиндрового дестиллата и какова будет вязкость последнего?
(руководствоваться характеристиками, приведенными на фиг. 14).
Находим точку 7,0 на шкале условной вязкости при 50° и из нее
проводим прямую линию (см. пунктир на фиг. 14) до пересечения
с кривой ВУйо- Против точки пересечения находим на горизон-
тальной оси величину отбора от нефти 62%. Здесь лежит сере-
дина 16% машинной фракции. Откладываем от этой же оси в обе
стороны по 8% (так как 16:2 = 8); начало отбора фракции
есть 62 — 8 = 54%, конец 62 4- 8 — 70%. Общая глубина отбора
всех фракций равна 74%. Значит в пределах отбора от 70 до 74%
имеем 4% цилиндровой фракции. Середина ее 72%; этой точке
отвечает ВУ50 — 34. Вязкости ВУзо = 2 веретенного дестиллата
отвечает точка 50 %-го отгона. При 54% отгона начинает отго-
няться фракция машинного дестиллата. Содержание веретенной
фракции найдем, отложив в обе стороны от 50% по 4%, а всего
8% (между 46 и 54%). Все фракции до 46% составят соляровое
масло, керосин и пр. Итак, нефть содержит в себе: 46% светлых
и соляровых дестиллатов; 8% веретенного 2 вязкостью ВУй0 = 2;
16% машинного вязкостью ВУ.г0= 7; 4% цилиндрового вязко-
стью ВУ50 = 34 ; 26% гудрона (плюс потери).

Если бы для этой же нефти мы имели на фиг. 14 кривые тем-
ператур вспышки и прочее, мы таким же образом рассчитали бы
прочие характеристики каждого дестиллата.

Лабораторные разгонки из колб или из кубиков, а также и на
аппарате ИТК не обеспечивают достаточно глубокого отгона
дестиллатов без разложения даже с применением вакуума. Луч-
шие результаты получаются, если отобрать при однократном
испарении в вакууме возможно глубже широкую фракцию
мазута, а затем ее расфракционировать под вакуумом же.
ГЛАВА II

ПЕРВИЧНАЯ ОБРАБОТКА И ПРЯМАЯ ПЕРЕГОНКА
НЕФТИ И МАЗУТА

§ 13.	Деэмульсация, обезвоживание и обессоливание нефтей

Перегонке нефти предшествуют подготовительные операции.
-Следующие из них производятся на промыслах до отправки
нефти на нефтезаводы: 1) отделение главной массы газа от
нефти тотчас по выходе ее из скважин; 2) стабилизация фрак-
ционного состава — извлечение из нефти легколетучих фракций;
3) в некоторых случаях отбензинивание нефти, т. е. отгон всех
или большей части бензиновых фракций; 4) деэмульсация и
обезвоживание нефти; 5) сортировка и смешение отдельных
нефтей.

При недостаточно полном обезвоживании и обессоливании
на промыслах эти операции повторяют на заводах. В некоторых
случаях нефть обрабатывают щелочью (защелачивают) для уда-
ления части нафтеновых кислот.

Нефтяные эмульсии. Эмульсией называется смесь двух
взаимно нерастворимых жидкостей, в которой одна жидкость
распределена в другой в виде мелко раздробленных капелек.
Размеры этих капелек настолько малы, что они не осаждаются
из эмульсии при обычных условиях или осаждаются только за
длительный отрезок времени.

В нефтяных природных эмульсиях обычно капельки воды
распределены в массе нефти. Это так называемые гидрофобные
эмульсии. Вода в них составляет внутреннюю, дисперсную,
фазу, а нефть является внешней, дисперсионной, средой. Раз-
меры водяных капелек колеблются обычно от 0,1 до 100 У
Капельки воды более значительных размеров не задерживаются
более или менее устойчиво в эмульсии и сравнительно легко
отделяются от нее при отстаивании. Это — так называемая
свободная, не эмульсионная вода.

Чем меньше раздробленность (дисперсность) капелек воды,
тем устойчивее эмульсия, тем труднее она поддается разделению
на чистую нефть и воду. Содержание воды в нефтяных эмульсиях
колеблется от долей процента до 60—65%. Наиболее часто
встречаются промысловые эмульсии, содержащие 20—30% воды.

Эмульсии в основном образуются при добыче нефти, чаще
всего в трубах скважин, где нефть интенсивно, перемешивается
с пластовой (буровой) водой, почти всегда извлекаемой из неф-
тяного пласта вместе с нефтью.

Буровые воды содержат в растворенном состоянии соли,
главным образом хлористый натрий, а также хлористый каль-
ций и магний.

При испарении воды соли могут образовать мельчайшие1
кристаллики, остающиеся во взвешенном состоянии в нефти.
Содержание солей в нефти, растворенных и кристаллических,
учитывается в миллиграммах на 1 л нефти. Кристаллические
соли, а также песок, частицы глины и прочие механические при-
меси, содержание которых в сырой нефти колеблется от сотых
долей процента до 1—2%, также находятся в очень устойчивом
состоянии в эмульсии; отделение их от нефти часто затрудни-
тельно.

Основной причиной устойчивости эмульсий является наличие
пленок из смолистых, асфальтовых веществ, сернистых соедине-
ний, нафтеновых кислот и их мыл, обволакивающих капли воды
и частицы механических примесей эмульсии. Указанные вещества
обладают некоторой поверхностной активностью и способностью
накопляться — адсорбироваться на поверхности раздела фаз
эмульсии, т. е. на поверхностях водяных капелек и твердых
частиц. Образуемые ими «защитные» пленки достаточно прочны,
плотны. Они предотвращают слияние отдельных капелек воды
и твердых примесей в более крупные.

Вторая причина устойчивости эмульсий — наличие зарядов
статического электричества, образующихся на капельках и твер-
дых частицах. Под влиянием этих зарядов, одноименных по
знаку (-)- или —), частицы и капельки взаимно отталкиваются
друг от друга, что препятствует слиянию их.

Образование нефтяных эмульсий крайне затрудняет перера-
ботку нефтей. Испарение эмульсионной воды требует значитель-
ного расхода топлива, понижает полезную производительность
перегонных установок. Водяные пары, образующиеся в больших
количествах при перегонке обводненных нефтей, нарушают
процесс ректификации, повышая скорости движения паров
в ректификационных колоннах, что приводит к ухудшению
качества продуктов перегонки.

Механические примеси и соли отлагаются в теплообменниках,
в нагревательных трубах печей, в испарителях. Следовательно,
приходится часто останавливать и вскрывать аппаратуру для
удаления твердых отложений. Последние значительно умень-
шают коэффициент- теплопередачи. Хлористые соли кальция
и особенно магния в определенных условиях при нагревании
образуют свободную соляную кислоту, которая разъедает металл
аппаратуры и оборудования и в особенности конденсаторы;
последние часто и быстро выходят из строя и требуют ремонта.

Из сказанного ясно, что наличие эмульсий затрудняет нор-
мальный ход производственного процесса переработки нефти.

Для устранения этих затруднений нефть до поступления ее
на переработку должна быть отделена от содержащихся в ней
воды и примесей. Содержание воды должно быть доведено
до возможного минимума и во всяком случае быть не выше 1%,„
содержание хлористых солей — не более 70—100 мг/л. Удаление
воды (обезвоживание) достигается деэмульсацией нефти; если
соли при этом не удаляются достаточно полно, то нефть подвер-
гают специальной операции — обессоливанию.

Методы разрушения эмульсий. Для разложения нефтяных
эмульсий необходимо разрушить защитные пленки, обволаки-
вающие водяные капельки, и нейтрализовать электрические
заряды их. После этого мелкие капельки под влиянием сил
взаимного притяжения сливаются в более крупные, которые при
последующем отстаивании осаждаются и удаляются из нефти.

Применяются различные методы разложения эмульсий.

Нагревание и отстаивание нефтяной эмульсии иногда может
помочь делу. При повышении температуры понижается вязкость
нефти, в ней растворяются некоторые асфальтово-смолистые
вещества, находящиеся при обычной температуре в коллоидаль-
ном состоянии, расплавляются и растворяются кристаллы пара-
фина и церезина. В результате всего этого защитные пленки
могут разрушиться и вода отделиться от эмульсии. Однако этот
простейший метод пригоден для разложения только мало-
стойких эмульсий.

Применение деэмульгаторов заключается в том, что к эмуль-
сии добавляют специальные препараты — деэмульгаторы, спо-
собствующие разрушению защитных пленок.

Деэмульгаторы — вещества с высокой поверхностной актив-
ностью. Поэтому они стремятся сконцентрироваться (адсорбиро-
ваться) на межфазных поверхностях эмульсии и вытеснить
находящиеся там пленки менее поверхностно-активных эмуль-
гаторов. Пленки, образуемые деэмульгаторами, непрочны, они
легко разрываются, освобождая капельки воды. Одновременно
с этим может происходить и нейтрализация электрических
зарядов капелек.

Деэмульгаторами обычно служат натриевые соли нафтеновых
кислот и нефтяных сульфокислот. Можно применять также
сульфированные растительные масла (так называемые СУМ),
окисленный керосин, различные нафтенаты, непосредственно
нефтяные сульфокислоты («контакт») и др.; однако все эти
препараты дороги и потому не получили распространения.
Натриевые соли нефтяных сульфокислот известны под назва-
ниями НЧК — нейтрализованный черный контакт, НКГ — ней-
трализованный кислый гудрон. Новаторская мысль занята
поисками и внедрением более дешевых и эффективных деэмуль-
гаторов, чем все названные выше.
Процесс деэмульсации с применением химикатов (деэмуль-
гаторов) проходит успешно только при подогреве. Поэтому
данный метод называется также термохимическим. Для облегче-
ния деэмульсации применяются также другие дополнительные
мероприятия — промывка эмульсии с деэмульгатором путем про-
пускания через слой воды в резервуаре-отстойнике, нейтрализа-
ция эмульсионных вод, позволяющая нейтрализовать электриче-
ские заряды водяных капелек, и т. п.

Электрические методы основаны на пропускании нефтяной
эмульсии между электродами, включенными в цепь е достаточно
высоким напряжением переменного тока; происходят деформа-
ция водяных капелек, разрушение защитных пленок их и взаим-
ное слияние в крупные капли. Такой процесс требует очень
мало времени (доли минуты).

Установки для деэмульсации и обессоливания нефтей.
Деэмульсация нефти производится на промыслах и на нефте-
перерабатывающих заводах. На промысловых деэмульсационных
установках в большинстве случаев нефть обезвоживается не
полностью — остаточное содержание воды в ней часто составляет
1—2% и выше. При транспортировании нефти на заводы,
особенно водным путем, она дополнительно обводняется и
эмульгируется, поэтому на нефтезаводах приходится подвергать
нефть вторичной деэмульсации и дополнительному обессоли-
ванию.

Схемы установок для термохимической деэмульсации нефти
различны. Сущность процесса такова: нефтяную эмульсию
непрерывно смешивают с деэмульгатором. Смесь нагревают
в трубчатых теплообменниках (на промыслах часто в трубчатых
огневых печах) до 50—70° или выше. В специальных отстой-
никах, работающих под некоторым давлением, вода отстаи-
вается и отделяется от нефти. Воду спускают в канализацию.
При содержании воды в промысловых эмульсиях 15—30% рас-
ход деэмульгатора НЧК составляет 0,4—0,5%.

На некоторых установках применяются дополнительные
мероприятия, облегчающие деэмульсацию, например подкачка
к эмульсии до поступления ее в подогреватель части воды, отде-
ляющейся в отстойнике. При смешении этой воды с эмульсией
последняя разлагается полнее и легче, сокращается расход
деэмульгатора, так как повторно используется тот деэмульга-
тор, который отводится из отстойника с промывными водами.

При разложении эмульсий, вода которых имеет кислую
реакцию, благоприятное влияние оказывает добавление вместе
с деэмульгатором щелочи или щелочных отходов нефтепере-
работки. При этом уменьшается расход деэмульгатора, оказы-
вается достаточной пониженная температура отстаивания эмуль-
сии, отделение воды и соли происходит более полно.

Электрообезвоживание нефтей производится в аппарате,
обычно называемом электрическим водоотделителем. Он пред-
ставляет собой цилиндрический вертикальный сосуд 1 (фиг. 15),
внутри которого находятся электроды 2 — металлические пла-
стины, подвешенные на фарфоровых изоляторах 3. Электроды

расположены горизонтально на некотором расстоянии друг от

друга; это расстояние можно увеличивать или уменьшать.
К электродам подводятся токонесущие провода от повыситель-
ного трансформатора
напряжения 10, распо-

ложенного на крыше
аппарата. Провода
вводятся в водоотдели-
тель через проходные
изоляторы 8.

Эмульсия, предва-
рительно подогретая,
подводится непрерывно
насосом по трубопро-
воду 4 к распредели-
тельной головке, нахо-
дящейся между элек-
тродами. Распредели-
тельная головка уст-
роена таким образом,
что через узкую коль-
цевую щель ее, разме-
ры которой можно
изменять, эмульсия
вводится в виде плен-
ки, равномерно движу-
щейся между электро-
дами от оси водоотде-
лителя в направлении
к стенкам его. За это
время эмульсия успе-
вает разложиться; за-
щитные пленки водяных
капелек разрываются,
капельки укрупняются

и осаждаются в ниж-

ней части аппарата, из Фиг. 15. Электрический водоотделитель,
которой вода автома-

тически отводится по трубе 5. В верхней части аппарата про-
исходит отстаивание нефти от воды. Отстоенная нефть непре-
рывно отводитря-"через трубу 6 при помощи автоматического
регулятора — поплавка 7. Клапан 9, связанный со сбросной тру-
бой, предохраняем аппарат от чрезмерного повышения давления
в нем. Сигнальная лампа 11 горит, пока аппарат находится под
напряжением тока.

На фиг. 16 приведена схема электрообезвоживающей уста-
новки.
Эмульсию из сырьевого резервуара 1 непрерывно прокачи-
вают насосом 2 через паровой подогреватель 3 в электрические
водоотделители 4. Количество водоотделителей зависит от произ-
водительности установки и определяется из расчета переработки
в каждом из них 200 т/сутки нефтяного сырья. Аппараты вклю-
чены параллельно. Отстоявшаяся вода спускается с низа каждого
водоотделителя и по отводной линии выводится через смотровой
фонарь в канализацию. Нефть выводится через отводные трубы
и через общий трубопровод поступает в водоотделитель 5 для
окончательного отделения воды. Обезвоженная нефть поступает
далее в резервуар 6.

Фиг. 16. Схема установки для обезвоживания и обессоливания нефтей при
помощи электрического метода.

В тех случаях, когда перерабатывается легкая нефть, а тем-
пература процесса деэмульсации высока (40—100°), нефть по
выходе из водоотделителя и до поступления в резервуар охла-
ждается в водяном холодильнике.

Часто нефть перед поступлением ее в водоотделитель сме-
шивают с водой, которая вымывает из нефти соли. Полезно воду
для промывки нефти предварительно обработать пермутитом
или другими реагентами для понижения содержания в ней солей.

В хорошо обезвоженной и обессоленной нефти содержание
солей не превышает сотых долей процента.

Недостатки описанных электрических водоотделителей сле-
дующие: они громоздки, дороги, требуют обязательного, иногда
значительного подогрева эмульсии — до 100° и выше. Для этого
необходимо сооружение котельных установок, поэтому стоимость
установок и эксплуатации их резко возрастает.' Расход электро-
энергии довольно значителен. При высоком содержании воды
в эмульсии (например, выше 10%) часто случается замыкание
электродов.
Многие из этих недостатков устранены в электро-
водоотделителе системы Московского нефтяного института
им. акад. И. М. Губкина В этом аппарате эмульсии разла-
гаются токами высокой частоты; электроды разделены перегород-
кой из диэлектрического материала, так что обводненная нефть
не соприкасается с электродом высокого напряжения; благодаря
этому исключается возможность коротких замыканий между
электродами. Расход электроэнергии незначителен. Аппарат
компактен и недорог. Процесс обезвоживания даже сильно
обводненных нефтей протекает нормально.

Наши технологи должны стремиться к дальнейшему расши-
рению и усовершенствованию этого. Надо добиться в самое
ближайшее время, чтобы ни на одну перегонную установку не
поступала нефть, содержащая воду и соли. Это повысит сум-
марную производительность нефтеперерабатывающих заводов
в такой мере, как если бы было построено несколько новых
заводов. Далее надо настойчиво стремиться к ликвидации потерь
легких фракций при обезвоживании нефтей, к улавливанию
испаряющихся фракций. Наименьшие потери наблюдаются при
обезвоживании (при помощи электрического тока, термохимиче-
ского метода и др.) под давлением, при этом снижается и рас-
ход деэмульгаторов. Важно внедрять также менее дорогие
деэмульгаторы, чем сульфокислоты и некоторые другие.

Выбор способа обезвоживания и обессоливания должен
определяться для каждой индивидуальной нефти. Некоторые
нефти можно обезвоживать, не затрачивая таких дорогих
деэмульгаторов, как НЧК и др., которые к тому же способ-
ствуют коррозии аппаратуры. Так, например, для достаточно
полного освобождения от воды и солей туймазинской нефти
можно ограничиться двукратной промывкой нефти небольшим
количеством воды и двукратным непродолжительным отстаива-
нием под давлением подогретой нефти; расход воды в данном
случае составляет по 2% на каждую промывку, отстаивание —
каждый раз по 2 часа, температура при отстаивании —
около 110°, давление 2,5 ат.

§ 14.	Защелачивание нефтей и другие меры борьбы
с коррозией аппаратуры

Нейтрализация химически активных соединений в нефти.
Основными веществами, разъедающими металл аппаратуры,
являются меркаптаны, сероводород, элементарная сера, соляная
кислота, нафтеновые кислоты; им помогают также кислород
воздуха, углекислота и др.

Важнейшие меры борьбы с коррозией следующие: 1) воз-
можно более полное обезвоживание и обессоливание нефтей

1	Впервые этот электроводоотделитель был предложен проф. Л. И. Сло-
нимом, Ю. С. Беклемишевым и П. В. Валявским, затем усовершенствован
группой специалистов МНИ им. Губкина.
до их переработки; 2) введение в нефть (или продукты ее пере-
работки) химических реагентов — нейтрализаторов; 3) изгото-
вление аппаратуры из металлов и сплавов, стойких против
коррозии; 4) защита аппаратуры металлическими и другими
покрытиями, противостоящими коррозии.

Нейтрализующие реагенты могут вводиться в нефть при ее
обезвоживании и обессоливании или перед перегонкой. Нейтра-
лизатор вводится в аппаратуру в той точке, которая по ходу
перерабатываемых жидкостей или паров предшествует местам
разъедания аппаратуры. Наиболее уязвимыми в отношении
разъедания аппаратами являются пародестиллатные теплообмен-
ники, конденсаторы, холодильники; в меньшей мере, но все же
значительно могут разъедаться ректификационные колонны
(особенно в верхней части), конденсаторы смешения, резер-
вуарные емкости и др.

Обычно в качестве нейтрализаторов применяют водные рас-
творы минеральных щелочей — едкого натра, негашеной извести
(известковое молоко), кальцинированной соды; применяют
также газообразный и водный аммиак. Процесс обработки неф-
тей щелочами носит название защелачивания нефтей.

Щелочи переводят нафтеновые кислоты в соответствующие
мыла; растворяясь в воде, мыла выводятся из нефти при
отстаивании ее ст воды. Сероводород превращается в присут-
ствии NaOH в сернистый, натрий и может быть полностью уда-
лен из нефти:

2NaOH + H2S Na2S + 2Н2О

Меркаптаны при действии NaOH дают меркаптиды натрия-,.
последние в результате гидролиза частично вновь образуют мер-
каптаны; таким образом, полное удаление их путем защелачи-
вания нефти невыполнимо. Однако едкий натр при взаимодей-
ствии со сталью, из которой изготовлена аппаратура, вызывает
хрупкость стали.

Аммиак вводят обычно в верхнюю часть ректификационных
колонн, в конденсаторы или другие аппараты, работающие при
сравнительно низкой температуре. Его применяют главным обра-
зом для предотвращения коррозии соляной кислотой:

НС1 + H2O+NH3 = NH4C1 + Н2О

Хлористый аммоний NH4C1 растворяется в воде и с нею вы-
водится из системы.

Защелачивание нефтей, являясь методом (хотя и не вполне
совершенным) борьбы с коррозией аппаратуры, в то же время
может служить для получения нефтяного мылонафта.

Установки для выщелачивания нефтей. В колонной установке
для выщелачивания нефтей нефть забирается из резервуара
насосом и подается в теплообменник. До входа нефти в подо-
греватель в нефтепровод закачивается водный раствор щелочи
(плотность 1,03). В подогревателе смесь нагревается до 75—85°
и с этой температурой поступает в отстойные колонны. С верха
62
колонны уходит отстоявшаяся нефть, а с низа спускается водный
раствор нафтеновых мыл, направляемый в емкость. Отстаивание
в колоннах происходит при давлении 4,0—4,5 ат по манометру.
Давление регулируется прикрытием или открытием задвижек на
выкидных трубопроводах. По выходе из колонн нефть поступает
в резервуар. Раствор мыл из колонны спускается в отстойник
периодически. Попадающая туда с раствором нефть отстаи-
вается и может быть выкачана через плавающую трубу в резер-
вуары. Водный раствор мыла, спускаемый из колонны, имеет
темный цвет, непрозрачен, слегка эмульгирован. После отстаива-
ния в течение нескольких дней мыла становятся прозрачными
в тонком слое и имеют темнокрасный цвет. Обводнение выщело-
ченной нефти обычно не превышает 1,5%.

При выщелачиваний различных масляных нефтей наблюда-
лись следующие средние показатели работы в процентах к
нефти: расход NaOH (сухого) 0,18%, потери нефти при выще-
лачивании 2,3—2,5%; обводненность нефти (по центрифуге) до
выщелачивания 0,01—0,1%, после — до 1,0—1,2%; кислотность
нефти (% SO3) до выщелачивания 0,12—0,13, после — 0,01—
0,02. Извлечение нафтеновых кислот составляло около 91—92%,
от потенциального содержания в нефти.

§ 15.	Сортировка и смешение нефтей

В результате исследования нефти устанавливают необходи-
мость отдельной (без смешения с другими) ее переработки или,
наоборот, необходимость смешения двух или даже более различ-
ных нефтей.

В первом случае имеют в виду не допустить обесценивания
в результате смешения получаемой продукции. Пример: тяжелая
малгобекская нефть дает при прямой перегонке фракцию авиа-
ционного бензина с очень высоким октановым числом; легкая
малгобекская нефть, наоборот, дает бензин с низким октановым
числом, которое лишь очень незначительно повышается при сме-
шении бензинов этих двух нефтей. Естественно, что для получе-
ния ценного продукта (высокооктанового авиационного бензина)
неразумно было бы смешивать две указанные нефти; более
разумно перерабатывать их раздельно.

Полезно перерабатывать различные нефти в смеси друг
с другом для получения продуктов заданных свойств в тех слу-
чаях, когда недостаток положительных характеристик одного
вида сырья восполняется избытком этих характеристик другого
вида.

§ 16.	Возникновение нефтеперегонного производства и приоритет
России в его создании

Пионеры нефтеперегонки. Люди знали и применяли в тече-
ние многих веков нефть в необработанном виде. Перегонка же
нефти началась значительно позже, примерно лет двести назад.
Первенство в создании этого производства принадлежит Рос-
сии. Хотя и имеются предположения, что нефтеперегонный про-
мысел был известен несколько веков назад, однако достоверные
и вполне определенные сведения говорят о том, что нефтепере-
рабатывающее производство было создано впервые в 1745 г. на
р. Ухта (в Пустозерском уезде) архангельским купцом Федо-
ром Савельевичем Прядуновым. Он добывал ухтинскую нефть,
просачивающуюся со дна реки, перегонял («передваивал») нефть
на своем «нефтяном заводе» и получал при этом «белую нефть».
Этот продукт он отправлял для продажи в 'Петербург, Москву
и другие города. Завод Прядунова существовал до начала
80-х годов XVIII в. Затем эта отрасль производства была забыта
на долгие годы.

Несколько позже был построен нефтяной завод в Германии
близ Зульца; на заводе имелось 12 чугунных кубов. О назначе-
нии получаемых на заводе продуктов нам неизвестно.

Вскоре после создания нефтяного завода на р. Ухта нефте-
перегонное производство возникло (в 50-х годах XVIII столетия)
в Башкирии в бассейне речек Сока и Сургуту возле г. Сергиевск.
Создателями двух небольших заводиков для перегонки нефти
были Надыр Уразметов из Уфимского завода, его сын Юсуп
Надыров и Аслен Мозяков. Производство прекратилось со
смертью Уразметова.

В 1823 г. нефтеперегонный промысел возник на Северном
Кавказе возле г. Моздок. Его создателями были простые рус-
ские люди — крепостные крестьяне родом из селения Нижний
Ландех, Гороховецкого уезда, Владимирской губ. — братья Ду-
бинины, Василий, Герасим и Макар.

Для превращения черной нефти в белую, т. е. для перегонки
нефти, Василий Дубинин с братьями построили перегонную
установку. Она включала вертикальный перегонный куб, снаб-
женный топкой и пароотводной (шлемовой) трубой, и водяной
змеевиковый холодильник. Нефть привозили из Грозненского
или Вознесенского района. При огневом нагреве нефти в кубе
испарялись ее легкие составные части; они отводились через
шлемовую трубу и после конденсации давали осветительное
масло типа современного керосина.

Около четверти века существовало производство Дубининых.
Они вывезли тысячи пудов полученного ими светлого масла
в Москву, Нижний Новгород и другие города. Масло продава-
лось для аптекарских и осветительных нужд. Когда в России
появились первые партии заграничного фотогена (см. дальше),
нефтяное осветительное масло Дубининых конкурировало с ним
и сбивало его цену у нас со 120 руб. до 40 руб. ассигнациями
за пуд.

Дубинины не знали о предшествовавшем и давно забытом
опыте Ф. Прядунова с далекого Севера, об опыте германского
завода или о попытках Гекера и Митиса (в 1810—1817 гг.) пе-
регонять нефть в Западной Украине (Галиции). Опытные
64
смолокуры Дубинины унаследовали от отцов и дедов старинное
русское мастерство сухой перегонки дерева и своим пытливым
умом дошли до мысли применить этот промысел к нефти. Так
или иначе, когда Дубинины начинали свое дело, нигде в мире
не существовало нефтеперегонных заводов.

Прядунов, Уразметов и Дубинины вошли по праву в историю
нефтяной промышленности как изобретатели и пионеры нефте-
перегонного производства. Прядунов на целый век, а Дубинины
на десятилетия предвосхитили возникновение этого производства
в Америке, относящееся к концу 50-х годов XIX столетия.

Устройство «завода» Дубининых и их технологический про-
цесс перегонки нефти в точности и полностью воспроизводились
впоследствии (в 60—70-х годах) на бакинских примитивных
нефтеперегонных заводах.

«Но усилия Дубининых не вызвали еще нефтяной промыш-
ленности» — писал в конце века Д. И. Менделеев. Не встретив
поддержки царского правительства, не располагая достаточными
оборотными средствами и находясь под давлением невероятных
трудностей, Дубинины вынуждены были около середины XIX в.
оставить свое дело. Нефтеперегонное производство в России
вновь было заброшено на некоторое время. Опыты Дубининых
«далеко опередили, — пишет Менделеев, — применение фотогена
(осветительного для ламп продукта перегонки богхеда и торфа)
и керосина (осветительного нефтяного легкого лампового масла)
для освещения в лампах, но не повлекли за собой практических
результатов».

Нефтеперегонное производство как постоянная и быстро раз-
вивающаяся отрасль нефтяной промышленности возникло в Ба-
кинском районе в начале второй половины XIX в. До этого Ба-
кинский район славился наибольшим количеством добываемой
нефти. С указанного времени он стал ведущим в России цен-
тром и нефтедобычи и нефтепереработки. Таким он продолжал
оставаться почти до нашего времени.

Фотоген и керосин. До 50-х гадов в России применяли для
освещения помещений сальные и восковые свечи, а также масля-
ные лампы. В лампах сжигали растительные масла (сурепное,
рапсовое), иногда животные жиры, олеин. Подавляющее же
большинство населения пользовалось примитивной светильней —
«коптилкой». На юге она называлась каганцом. Это было подо-
бие кавказского чирака. Такой же каганец и пресловутая лучина
господствовали в деревне.

В 50-х годах у нас впервые появились лампы, в которых
сжигали «углеродистые водороды, добываемые из богхеда, из
шиферов, торфа и т. п. и носившие название фотогена» (Менде-
леев) .

Фотоген положил начало вытеснению животных и раститель-
ных жирных масел, применявшихся в качестве осветительных
материалов, и вызвал применение ламп новой конструкции.
«Поводом к такой замене, — объяснял Менделеев,—служили ...,

5 Зак. № 1779.

65
во-первых, относительная дешевизна..во-вторых, удобство
ухода за лампами, сожигающими углеводороды».

Некоторое время с фотогеном успешно конкурировали в Рос-
сии легкие фракции скипидара (терпентинного масла). Скипи-
дар получался в результате сухой перегонки «осмола и вообще
хвойных дерев. Таков «русский свет», начавший несколько лет
тому назад распространяться у нас. Летучие части скипидара
могут заменять керосин при некотором изменении в устройстве
ламп» — писал в 1877 г. Менделеев.

Периодическая и непрерывная перегонка. Первый крупный
нефтеперерабатывающий завод в Баку (завод Кокорева) воз-
ник в 1859 г. Усилиями русских ученых В. Эйхлера и особенно
Д. И. Менделеева, приглашенных для консультации, на этом за-
воде в самом начале 60-х годов была разработана и внедрена
совершенная технология производства керосина, включая и его
химическую очистку ’. Керосин Сураханского завода назвали
фотонафтилем. Под этим названием он появился на рынках
России в 1863—1864 гг., куда его отправляли в деревянных боч-
ках. Этот керосин соперничал в приволжских городах с привоз-
ным американским керосином. Последний появился у нас впер-
вые в 1863 г. одновременно с фотонафтилем. Вопреки реклам-
ным утверждениям американский керосин уступал по качеству
бакинскому.

В 60—70-х годах в Баку и в других местах нашей Родины
возникли многие другие нефтеперерабатывающие заводы. Устрой-
ство перегонных установок и периодический процесс перегонки
в своей основе воспроизводили то, что было открыто раньше
русскими самородками братьями Дубиниными. Однако эти при-
митивные перегонные устройства вскоре перестали удовлетво-
рять быстро развивающуюся нефтяную промышленность и все
возрастающую потребность в керосине, а позже и в мазуте как
котельном топливе.

Усилиями русских ученых и инженеров были разработаны
более совершенные перегонные установки непрерывного дей-
ствия. Сюда относятся установки Д. И. Менделеева, В. Г. Шу-
хова, Кушелевского, Тавризова и др.

В 80-х годах в Баку впервые появились многокубовые пере-
гонные батареи непрерывного действия с высокой суточной про-
изводительностью. Такие батареи получили затем применение на
всех нефтеперерабатывающих заводах. Они вытеснили почти
полностью установки для периодической перегонки нефти и ма-
зута и господствовали до 20-х гг. нашего столетия на всех

1 Великая заслуга этих ученых заключается еще и в том, что они дали
русским нефтезаводчикам правильное указание, направление — вырабаты-
вать керосин (а позже и другие нефтепродукты) из Наиболее подходящего,
естественного сырья — нефти. До этого же Сураханский и другие заводы,
созданные в России, в подражение заграничным заводам и по совету загра-
ничных ученых пытались мало успешно получать фотоген (керосин) из
твердых горючих ископаемых — кцра, озокерита, угля, торфа, сланцев.
нефтезаводах мира. Затем они в свою очередь были вытеснены
трубчатыми перегонными установками.

Первую трубчатую установку непрерывного действия разра-
ботали в 1890 г. и в следующем году запатентовали В. Г. Шухов
и С. Гаврилов. Значительно позже (в XX в.) появились амери-
канские трубчатые установки.

Несмотря на то, что действительный приоритет в создании
и первых и позднейших более совершенных нефтеперегонных
установок (как и крекинг-установок) принадлежит русским
практикам и ученым, зарубежные авторы и особенно американ-
ские обычно приписывают этот приоритет себе.

В настоящее время перегонка нефтяного сырья и полуфабри-
катов ведется почти исключительно на трубчатых перегонных
установках. Лишь на некоторых старых заводах сохранились
кубовые установки.

Кубовые установки, в частности кубы периодического дей-
ствия, полностью не отжили свой век. Они могут применяться
(правда, ограниченно) и в современной нефтепереработке. Ими
удобно пользоваться, например, при небольшом размере добычи
нефти где-либо в отдаленных от промышленных центров пунк-
тах; там можно с успехом соорудить недорогие кубы и получать
нефтепродукты, необходимые для удовлетворения насущнейших
нужд ограниченного района потребления.

Имеются и другие специальные случаи, где до сих пор поль-
зуются кубовыми установками даже и на крупных нефтезаводах,
например в коксовом производстве, в производстве специальных
нефтяных асфальтовых битумов и др.

§ 17.	Кубовые установки для перегонки нефти и мазута

Всякий промышленный процесс перегонки складывается из
следующих отдельных физических процессов: а) сообщение тепла
перегоняемому сырью и частичное испарение последнего; б) фрак-
ционировка образовавшихся при перегонке паров и жидкости;
в) конденсация и охлаждение полученных продуктов перегонки.

Для осуществления этих процессов перегонная установка
должна включать следующие основные аппараты: а) нагрева-
тели сырья; б) фракционирующие устройства (дефлегматоры,
ректификационные колонны); в) конденсаторы и холодильники;
г) прочие.

При перегонке сырья, содержащего воду и грязь и способного
разъедать аппаратуру, добавляют еще две обязательные опера-
ции — обезвоживание сырья в специальных аппаратах и нейтра-
лизацию его, предварительную или в самом процессе перегонки
(§ 13 и 14).

В зависимости от устройства огневого нагревателя различают
кубовые перегонные установки и трубчатые.

Устройство нефтеперегонного куба. Куб представляет собой
горизонтальный цилиндрический котел, склепанный из котель-
ной стали. Куб обмурован кирпичной кладкой и снабжен одной
или двумя жаровыми трубами.

Подобно жаротрубным паровым котлам кубы имеют один-
два сухопарника, иначе шлема. Пары углеводородов и водяной
пар, выделяющиеся над внешней поверхностью испарения, про-
ходят под шлем и выводятся из куба через шлемовую трубу.
Чтобы брызги нефти не загрязняли собой пары, в шлеме
устроены перегородки, полочки или другие приспособления, на-
зываемые отбойниками.

Фиг. 17. Нефтеперегонный куб. Продольный разрез.

1 — жаровые трубы; 2 — шлемы; 3 — труба для ввода нефти; 4— труба для вывода нефти (при
непрерывном действии); 5 — спускная (она же аварийная) труба; 6 — паровые «маточные14 трубы;

7— ввод водяного пара; 8 — люки; 9— форсуночная дверка; 10 — боров; 11— возврат флегмы из
дефлегматора; /, II, III — первый, второй и третий каналы (.ходы") топочных газов (второй
канал на фигуре не показан).

Куб снабжен трубами для ввода в него нефти и для отвода
недогона — неперегнавшегося остатка, а также спускной трубой
для тех случаев, когда; необходимо куб нацело опорожнить. Име-
ются также приспособления и приборы, для наблюдения за уров-
нем жидкости в кубе, давлением, температурой.

В жаротрубных кубах топкой является передняя часть жаро-
вых труб. Здесь сгорает топливо. Дымовые газы проходят вдоль
всей жаровой трубы — первый ход I (фиг. 17). Вторым и третьим
ходами дымовых газов являются два боковых и нижний (под
кубом) каналы II и III, образуемые стенками куба и кирпичной
кладкой.

Проходя последовательно этот путь, газы — продукты горе-
ния топлива — отдают жидкости часть своего запаса тепла.
Теплопередача происходит через стенки жаровых труб и стенки
куба, составляющие поверхность нагрева куба.

В передней части со стороны форсунок жаровые трубы футе-
рованы огнеупорным кирпичом на длину 1,5—2,5 м, равную
длине пламени форсунок. Делается это для защиты стенок куба
от непосредственного воздействия пламени. Кирпичная кладка
дымовых каналов также защищена от действия высокой темпе-
ратуры футеровкой из огнеупорного кирпича
Дымовые газы, отдав большую часть своего тепла, попадают
в бсров и затем в дымовую трубу.

Куб можно рассматривать как аппарат комбинированного
действия: огневой нагреватель и аппарат для отделения
паров от остатка. Дальнейшая обработка паров производится
в фракционирующих и конденсационно-охладительных аппа-
ратах.

Нефтеперегонная («керосиновая») кубовая батарея. В кубе,
как и в лабораторной колбе, перегоняли нефть периодически,

направляя дестиллаты один за
Затем перешли к непрерывной
перегонке в кубовых батареях.

Отдельные кубы соединили
в общую цепь (батарею). Для
этого ставили кубы рядом и
делали для них общую кир-
пичную обмуровку с общим
главным боровом и дымовой
трубой. Вдоль кубов был про-
ложен общий сырьевой трубо-
провод для подачи в кубы
нефти (линия непрерывного
хода, фиг. 18). От этой линии
шли к каждому кубу по два
патрубка с задвижками на них:
по одному нефть входила в
куб, по другому она выходила
и направлялась в следующий
куб. Когда данный куб вклю-
чен в цепь и принимает участие
в общей работе батареи,
задвижки 2 и 3 открыты,

другим в отдельные приемники.

Фиг. 18. Схема непрерывно дейст-
вующей кубовой батареи.

а — вид с фронта; б— вид в плане; 1, 2,
3—задвижки; 4—линия для подачи сырья
в кубы.

а задвижка 1 закрыта; когда куб выключен, задвижки 2 и 3
закрыты, задвижка 1 открыта и перегоняемая жидкость идет
по питательной линии мимо выключенного куба.

Каждый куб установлен ниже предыдущего, считая по ходу
сырья. Разность уровней обеспечивает напор и переток жидкости
из куба в куб, от первого к последнему. В первый куб нефть

непрерывно подается насосом или поступает самотеком из рас-

положенного выше резервуара.

Под каждым кубом сжигают топливо. Оно дает необходимое
для перегонки тепло. В каждом кубе испаряются разные фрак-
ции в соответствии с температурой и фракционным составом
жидкости. В начальных кубах батареи отгоняются легкие фрак-
ции (бензиновые, лигроиновые), в последующих — более тяже-
лые (керосиновые, соляровые). Из последнего куба батареи не-
прерывно отводится неперегнавшийся остаток. Водяной пар впу-
скается в кубы в различных количествах, в первые кубы меньше,
в последние — больше.
Нефть перед поступлением в первый куб предварительно на-
гревается в отстойнике-подогревателе до 80—100° теплом горя-
чего мазута. Температура жидкости в кубах, повышаясь посте-
пенно от куба к кубу, доходит примерно до 300—320° в послед-
нем кубе. С этой температурой мазут по выходе из последнего
куба отводится в упоминавшийся отстойник-подогреватель, а от-
туда в резервуар.

Многокубовые батареи действуют безостановочно при нор-
мальной эксплуатации много месяцев. Любой куб можно выклю-

чить из цепи для чистки или ремонта,
не останавливая всю батарею.

Пары нефтяных фракций и водя-
ной пар, покидая перегонный аппарат,
уносят с собой большой запас тепла.
Чтобы превратить пары в жидкость,
их надо охладить в конденсаторах и
холодильниках.

По мере удаления от куба, т. е.
от места их образования, пары посте-
пенно охлаждаются сначала в шлемо-
вой трубе, затем в дефлегматоре.
Охлаждающей средой является наруж-
ный воздух. Часть высококипящих
фракций тут же конденсируется; обра-
зуется флегма, которая стекает об-
ратно в куб либо направляется в холо-
дильник и оттуда в приемник. Главная
масса паров из куба проходит в кон-

денсатор. Конденсат охлаждается в холодильнике и попадает
в сортировочное отделение перегонной установки.

Конденсацию наиболее летучих паров, не сконденсировав-
шихся в поверхностных конденсаторах, производят в конденсато-
рах смешения или скрубберах; вода отделяется от нефтепродукта
в водоотделителях (см. ниже). Несконденсировавшиеся газы
уходят в атмосферу или на установку по газоулавливанию. Че-
рез скрубберы внутреннее пространство кубов сообщается с ат-
мосферой; этим предотвращается возникновение в кубах повы-
шенного давления из-за скопления газов.

Погоны, образовавшиеся в отдельных кубах, группируют. Так
образуются дестиллаты — бензиновый, лигроиновый, керосино-
вый, газойлевый, соляровый и др. Неперегнавшийся остаток, ухо-
дящий из последнего куба батареи, называется мазутом.

Отделение воды от дестиллатов. Для отделения воды от де-
стиллатов применяют водоотделители (фиг. 19). Смесь дестил-
лата с водой по трубе 1 попадает в среднюю часть полого вер-
тикального цилиндра. Вследствие разной плотности смесь раз-
деляется на два слоя: нижний — вода и верхний — нефтепродукт.
По мере дальнейшего поступления смеси вода вытесняется через
нижнюю коленчатую трубу («хобот») 2, а дестиллат — через
верхнее отводное присоединение 3. В крышке имеется газоот-
вод 4, а в днище — водоспуск 5 для опорожнения водоотделителя.

Рационализированные кубовые батареи. Единичные попытки
применить более усовершенствованные, чем описанные выше,
кубовые установки предпринимались еще в прошлом столетии.
Так, известны непрерывно действующие установки: одна в Ку-
скове, под Москвой, сооруженная по проекту Д. И. Менделеева,
пять установок в Баку, построенные по проекту В. Г. Шухова,
установки Тавризова и др. Каждая установка состояла из одного
перегонного куба и работала с использованием тепла продуктов
перегонки для подогрева нефти, с широкой дефлегмацией и даже
с ректификацией дестиллатов.

После национализации нефтяной промышленности приступили
к массовой рационализации многих старых кубовых батарей и
строительству новых рационализированных батарей с целью
быстрейшего увеличения производительности нефтеперегонных
заводов, улучшения четкости разделения погонов, снижения рас-
хода топлива на перегонку.

Появились керосиновые и масляные батареи: 1) с широкой
регенерацией тепла (регенеративные батареи); 2) с переточными
ректификационными колоннами; 3) с головными трубчатыми
установками.

Регенеративные батареи впервые были сооружены в на-
чале XX в., а позже строились по проектам С. А. Задолина. Они
состояли из небольшого числа (3—5) кубов, но имели высокую
производительность и пониженный расход топлива. Для предва-
рительного подогрева нефти в теплообменниках использовалась
теплота: а) конденсации пародестиллатов; б) охлаждения жидких
дестиллатов; в) охлаждения мазута. Кроме того, теплота дымо-
вого газа использовалась для перегрева водяного пара и подо-
грева воздуха, вводимого в топки кубов.

Эти батареи, как и некоторые многокубовые, снабжались
также фракционирующими колоннами.

В дальнейшем многокубовые батареи разделили на блоки по
нескольку кубов в каждом. Нефть и остатки (недогоны) из бло-
ков здесь направлялись в переточные ректификационные ко-
лонны. Число колонн было равно числу получаемых на установке
дестиллатов. Пары углеводородов из нескольких кубов, состав-
ляющих блок, направлялись в одну колонну. Примерно на вы-
соте середины колонны' в нее поступала горячая нефть или недо-
гон. Стекая по расположенным ниже тарелкам навстречу па-
рам, поступающим из кубов, нефть (или недогон) испаряла
часть своих фракций и затем с низа колонны стекала в кубы
батареи. Смесь паров, введенных в колонну и вновь образовав-
шихся в колонне, ректифицировалась на вышележащих тарелках
колонны.

Старые масляные батареи перегоняли в сутки от 200 до 500 т
мазута. Чтобы увеличить их производительность, к ним при-
страивали трубчатые печи. Печи располагались впереди первого
куба, в «голове» батареи, и потому их назвали головными. В по-
исках лучшей конструкции сооружались самые разнообразные
печи. Некоторые из них имели устройство, приближающееся к
позднейшим трубчатым печам с радиантной и конвекционной по-
верхностями.

Мазут, нагретый в этих печах до температуры примерно
300°, направляется в испаритель, где испарялось некоторое коли-
чество масляных фракций. Жидкий остаток (недогон, полугудрон)
из испарителя поступал в первые кубы и затем проходил, как
обычно, через всю цепь кубов масляной батареи.

Головные трубчатые печи дали возможность увеличить на
25—30% производительность старых кубовых батарей.

Применение рационализированных кубовых батарей явилось
переходным этапом (вызванным требованиями времени) от ста-
рых, громоздких батарей к принципиально новым типам пере-
гонных установок — трубчатым. Эти последние обладают в боль-
шей мере теми достоинствами, зачатки которых были заложены
в рационализированных кубовых батареях — широкая регенера-
ция тепла, высокая производительность, наличие фракционирую-
щих (ректификационных) колонн и др.

§ 18.	Перегонка в вакууме и с водяным паром

Значение вакуума. Высокая температура при перегонке вы-
зывает разложение углеводородов. Поэтому при получении сма-
зочных масел и в некоторых других случаях необходимо снизить
температуру перегонки. Перегонка в вакууме основана на том,
что при уменьшении внешнего давления над жидкостью пони-
жается температура ее кипения.

Для кипения жидкости необходимо, чтобы упругость ее паров
равнялась внешнему давлению. Понижая внешнее давление, мы
понижаем и требующуюся для кипения упругость паров, а сле-
довательно, и температуру кипения жидкости. Зависимость тем-
пературы кипения жидкости от внешнего давления, следова-
тельно, может быть выражена той же самой кривой, что и за-
висимость упругости паров этой жидкости от температуры.

Пример. При температуре 50° упругость паров воды равна 93 мм, сле-
довательно, при внешнем давлении 760 мм вода, нагретая до 50°, кипеть
не будет. П'ри этом давлении она закипит, если будет нагрета до 100°. Но
если удалить из перегонного аппарата воздух до остаточного давления
93 мм, то вода при этом давлении закипит уже при 50°.

Уменьшая давление от 760 мм, например, на 30 мм, мы понижаем
температуру кипения со 100° до 99°, т. е. всего на 1°. Наоборот, переходя
от низкого давления, например 50 мм, к еще более низкому, например 20 мм,
т. е. снижая давление на те же 30 мм, мы получаем снижение температуры
кипения с 38° до 22°, т. е. на 16°.

Подобная же зависимость температуры кипения от абсолютного давле-
ния имеется и для других жидкостей, как это видно на фиг. 5.

Из сказанного сделаем очень важный для практики вывод:
результат, достигаемый уменьшением остаточного давления, осо-
бенно велик в области малых давлений. Чем меньше остаточное
давление, тем большего снижения температуры кипения можно-
добиться. Практически это означает следующее: углеводороды,
кипящие, например, при 500° при атмосферном давлении, можно
перегонять при давлении в несколько миллиметров ртутного
столба уже при 200—250°, т. е. при температурах, не вызываю-
щих разложения углеводородов.

На графиках фиг. 20 на вертикальной оси отложены темпе-
ратуры кипения углеводородов одного и того же класса с моле-
кулярными весами 114, 200, 300 и т. д., на горизонтальной оси—
давления, отвечающие различным температурам кипения каждого

хи рт. столба.

В

Фиг. 20. Кривые температур кипения углеводородов
с различными молекулярными весами.

вещества. Кривые наглядно подтверждают следующее: 1) темпе-
ратуры кипения углеводородов тем выше, чем больше их моле-
кулярный вес; 2) чем выше молекулярный вес, тем значительнее
снижение температуры кипения при одинаковом вакууме; кри-
вая Л4-114 (н-октана) наиболее пологая; 3) наибольшая кри-
визна приходится на область низких давлений (до 100 мм).

Действительно, для углеводорода или фракции с молекуляр-
ным весом 200 снижение температуры кипения при переходе от
давления 760 мм к давлению 50 мм составляет 252 — 152 = 100°;
для фракции с молекулярным весом 500 для тех же давлений
температура снижается с 556 до 395°, т. е. на 191° (см. пунктир-
ные линии).
Итак, перегонкой в вакууме при очень малых остаточных да-
влениях можно сильно понизить температуру кипения, особенно
у наиболее высококипящих фракций нефти, например масляных.
Jia заводах перегонка при очень малом абсолютном давлении
(несколько миллиметров) не получила широкого распростране-
ния,— значительные технические затруднения при осуществлении
этого способа делают его невыгодным. Перегонкой в глубоком
вакууме широко пользуются в лабораторной практике при
перегонке мазутов, масляных фракций и др.

Наблюдаемые при вакуумных перегонках температуры пере-
числяют в температуры, соответствующие перегонке при атмо-
сферном давлении.

Перегонка с водяным паром. Ввод перегретого пара в пере-
гоняемую нефть применяется для ускорения ее испарения путем
создания большой поверхности испарения. Каждый пузырек во-
дяного пара представляет собой в миниатюре атмосферу, в кото-
рую испаряются углеводороды. Огромное количество этих пу-
зырьков создает большую поверхность испарения «внутри» жидко-
сти. Однако значение водяного пара не ограничивается только
созданием этой поверхности.

Согласно закону Дальтона безразлично, происходит ли испа-
рение данной жидкости в безвоздушное пространство или в про-
странство, заполненное каким-либо газом или парами другой
несмешивающейся жидкости. В обоих случаях пары данной
жидкости имеют одну и ту же упругость при постоянной темпера-
туре. Так как первоначально находившиеся в каком-либо сосуде
пары имели некоторое собственное давление, то общее давление
паровой смеси равно сумме парциальных давлений каждой со-
ставной части.

Проведем опыт. В перегонном аппарате нагреем бензол, на-
пример, до 69,5°. Упругость паров его при этой температуре
равна 532 мм, поэтому он не закипит, хотя и будет частично
испаряться. Прибавим в колбу при той же температуре воду
(количество безразлично); тогда система бензол 4- вода закипит
и обе жидкости будут совместно перегоняться: в паровой фазе
будут и бензол и вода. Следовательно, общее давление паров
системы стало равным атмосферному давлению (760 мм). Дей-
ствительно, упругость паров воды при 69,5° равна 228 мм, паров
бензола — 532 мм, сумма их — 760 мм.

Вода здесь как бы выполняет роль вакуума; жидкость
перегоняется при более низкой температуре, при которой соб-
ственная упругость ее паров меньше, чем окружающее
давление.

То же происходит, если брать не индивидуальные вещества
(например, бензол), а нефтяные жидкости. Так, фракция бензина,
перегоняющаяся при давлении 760 мм в пределах, например,
100—120°, начинает перегоняться в присутствии воды при темпе-
ратурах ниже 100—120°. Аналогичное действие оказывает при-
менение при перегонке инертных газов или перегретого водяного
74
пара. На этом и основана перегонка с водяным паром нефтей,
мазутов и т. п.

Зависит ли общая упругость паров, выделяемых такой систе-
мой жидкостей, от того, в каком количестве входит в эту си-
стему каждая из несмешивающихся жидкостей? Нет, не зависит.
Состав системы, вообще говоря, в этом отношении роли не
играет: парциальные упругости паров воды и нефти зависят
не от содержания каждого из них, а только от температуры.
Каждый компонент сохраняет упругость, присущую ему, как
если бы он был в отдельности, а не вместе с другим. Сумма же
парциальных упругостей паров составляет общее давление па-
ров системы. При перегонке оно равно внешнему давлению.

Перегоняя совместно два несмешивающихся вещества, мы
уводим из жидкой фазы в паровую оба компонента. Содержание
каждого вещества в паровой смеси при совместной перегонке
несмешивающихся жидкостей зависит от молекулярных весов и
упругостей паров каждой жидкости, но не зависит от содержа-
ния каждого вещества в перегоняемых жидкостях:

А-.В =М1р1-.М2р2,	(14)

где А и В — весовые количества паров каждого из двух компо-
нентов, перегоняющихся при данной температуре;

Pi и р2 — парциальные упругости паров этих веществ;

Mi и М2 — их молекулярные веса.

Из выражения (14) вытекает, что состав паровой фазы вполне
может быть определен, если известны упругости паров р и моле-
кулярные веса М компонентов. В самом деле содержание в паро-
вой смеси (весовые единицы) компонентов равно

А = В : ТИ2р2;

В = АМ2р2 : М1Р1.

Для данной системы из двух индивидуальных жидкостей со-
отношение в парах А : В постоянно, пока идет перегонка при не-
изменных условиях давления и температуры. Можно подобрать
такие условия перегонки, при которых указанное соотношение
веществ в паровой фазе будет равно такому же соотношению
их в перегоняемой жидкости. Если один из компонентов жидко-
сти находится в избытке против соотношения тех же компонен-
тов в парах, то он останется не перегнавшимся к тому времени,
когда другой весь испарится: упругости пара оставшегося веще-
ства недостаточно для преодоления внешнего давления при
той же температуре перегонки. Если оставшуюся жидкость на-
гревать дальше и повысить ее температуру, а с ней упругость ее
пара, пока последняя не сравняется с внешним давлением, то
перегонка возобновится. Эта перегонка будет происходить также
при постоянной, но повышенной уже против прежнего темпера-
туре.

При перегонке сложной жидкости (раствора) с меняющимися
молекулярными весами и упругостями паров, а следовательно,
с переменными температурами кипения в процессе перегонки со-
ставы паров этой жидкости в два промежутка времени различны...
Так, при периодической перегонке нефти имеем в паровой фазе
в один период времени бензиновую фракцию, в другой — керо-
синовую и т. д. Каждая из них характеризуется своими величи-
нами Mi,pt, М2,р2, ... в парах (Afi, М2, .... средние молекуляр-
ные веса фРакЦий> Рь Ръ •   — парциальные упругости паров
фракций).

Опыт и расчеты показывают: 1) расход пара должен быть
тем выше, чем больше молекулярный вес отгоняемой фракции,
если необходимо, чтобы последняя перегонялась без остатка
совместно с паром и при пониженных температурах; 2) чем бо-
лее низкая температура желательна 'при отгонке той или иной
фракции при данном давлении, тем больший требуется расход
пара. Экономически выгоднее снижать расход пара и вести пере-
гонку при более высоких температурах, не переходя, однако, за^
пределы, где начинается разложение продуктов.

Обратимся к случаю перегонки нефтяной жидкости с водя-
ным паром. Пусть упругость паров этой жидкости при темпера-
туре t° после выделения паров равна р миллиметрам рт. ст. Если
перегонка идет под атмосферным давлением, то водяной пар,
дополняя до 760 мм давление паров жидкости, имеет парциаль-
ное давление (760 — р) миллиметров.

Допустим: А — число килограммов полученного при перегонке
дестиллата; Л41 — молекулярный вес его; В — число килограм-
мов водяного пара, затраченного на отгон А килограммов де-
стиллата; М2 — молекулярный вес водяного пара.

Выражение (14) напишем так:

__	(1

В М2(760 —р)
или

>	В 760 —р М2

~А =----р--- МТ’	(16>

Пользуясь выражением (16), можем вычислить величину В,
т. е. узнать, сколько килограммов (или тонн) водяного пара или.
инертного газа надо затратить на отгон 1 кг (или 1 т) дестил-
лата при атмосферном давлении и при данной температуре.

При перегонке нефтяной жидкости с водяным паром имеем.
М2 = 18; тогда

в _ 760 —р 18

А р М 	И'

Обычно расход пара на перегонку выражают в процентах к
дестиллату. Помножим обе части равенства (17) на 100; полу-
чим

4100 = 2^А#100.	(18)
Число килограммов расходуемого пара, умноженное на 100
и деленное на число килограммов дестиллата, и есть процентное
В-100
выражение расхода пара на перегонку —д— •

Если расход пара в процентах к дестиллату выразить через
в-100	,1ОЧ

лс = —д—, то вместо (18) напишем

Х = 76018_100%_	(19)

Уравнением (19) широко пользуются для вычисления расхода
пара на перегонку.

Исследование уравнения (19) приводит к важным выводам.

1.	Если упругость паров отгоняемого дестиллата р = 760льи,
то числитель 760 — р = 0, вся дробь (760 — р) : р = 0, а вслед
за ней и вся правая часть выражения равна нулю, т. е. расход
пара х — 0. Это имеет место тогда, когда перегоняемая жидкость
нагрета до температуры кипения и упругость паров ее без водя-
ного пара равна атмосферному давлению.

2.	Чем меньше р, тем больше расход пара х. Так как вели-
чина р быстро уменьшается с понижением температуры, то рас-
ход пара, наоборот, быстро возрастает при понижении темпера-
туры перегоняемой жидкости.

3.	Сравним расход пара на перегонку (при одной и той же
температуре) двух углеводородов, имеющих различные молеку-
лярные веса. По кривым на фиг. 20 определим для температуры,
скажем, 280° С упругости паров углеводородов с молекулярными
весами М = 300 и Afi = 400. Упругости равны соответственно
р = 133 мм и pi = 15 мм. Подставим в уравнение (19) значения
р и М для более легкого углеводорода; расход пара составит
(760- 133) 18x100 оооп.

х = ----Гч-, с ---= 28,3 % от дестиллата.

1ОО XuvU

Проделав то же самое для второго углеводорода с молеку-
лярным весом Afj = 400, найдем расход пара xt = 223,5%. Мо-
лекулярныи вес второго углеводорода в «=> 1,33 раза больше
молекулярного веса первого, расход же пара возрос в
"223,5 : 28,3 = 7,9 раза.

Для того чтобы тратить на, перегонку обоих углеводородов
одинаковое количество пара, нужно вести перегонку второго
углеводорода при более высокой температуре.

4.	Зная расход пара и молекулярный вес полученного де-
стиллата, можно вычислить парциальное давление р паров по-
следнего в смеси с водяным паром (обратная задача). Действи-
тельно, из уравнения (19) имеем

_ _ 760 х_18 х 100

Р~ Мх + 18x100 ’	( '

Пример. Насколько больше расход пара на перегонку фракции с мо-
лекулярным весом М = 400 при температуре ( = 280° по сравнению с пере-
гонкой той же фракции при t' = 320°? По кривой rfa фиг, 20 для фракции
молекулярного веса М = 400 для температур 280° и 320° находим соответ-
ствующие давления р = 15 мм и р' = 47 мм. Подставляя значения р и М
в уравнение (19), находим:

при t =± 280° расход пара
760 — 15 18
х = —15— 400 100 = 223'5%:

при Г = 320° расход пара

х'

760-47 18

w100=6W%-

т. е. при 280° расход пара на 155,2% больше.

Пример. Для перегонки при 320° фракций молекулярного веса М = 400
потребовалось 68,3% пара. При какой температуре надо вести перегонку
жидкости молекулярного веса М = 500 для того, чтобы расход пара остался
тем же? Определим парциальное давление р жидкости молекулярного
веса Л4 = 500 при расходе пара х = 68,3%. Подставим в уравнение (20)
вместо х и М соответственно 68,3 и 500:

760x18x 100	_

Р~ 500X 68,3+ 18XW0 — 2Ь-2 мм-

По фиг. 20 находим: давление р = 26,2 мм для фракции с М = 500
соответствует температуре 370°, т. е. в вакууме при остаточном давлении
26,2 мм и температуре 370° фракция перегонялась бы без пара. Пар заме-
няет собой вакуум. В нашем случае (при перегонке с паром) температура
должна быть та же, т. е. 370°.

Перегонка с водяным паром и в вакууме. Значительно большие
преимущества имеет одновременное применение и вакуума и
пара; такой способ широко применяется на перегонных уста-
новках.

В этом случае можно достигнуть большего снижения темпе-
ратуры перегонки или, что самое главное, при той же темпера-
туре нагрева можно перегнать еще более высококипящие фрак-
ции, т. е. углубить отбор дестиллатов. Для сильного снижения
температуры перегонки только при помощи вакуума нужно со-
здавать низкие остаточные давления, но это представляет ряд
неудобств при осуществлении в большом масштабе. С другой
стороны, применение только водяного пара связано с громадным
расходом его; это удорожает перегонку и создает технические
трудности. При комбинированной же перегонке ограничиваются
умеренным вакуумом (остаточное давление 30—75 мм рт. ст.) и
незначительным расходом пара.

Выведем уравнение зависимости расхода пара от упругости паров
перегоняемого вещества, его молекулярного веса и от абсолютного давления
в системе при вакуумной перегонке. Заменив в уравнении (19) величину
атмосферного давления 760 мм величиной того абсолютного давления Р
миллиметров, при котором ведется перегонка, мы по существу ничего не
изменяем. Перегонка под атмосферным давлением есть частный случай
перегонки, при котором внешнее давление над жидкостью Р = 760 мм.
При перегонке в вакууме Р меньше 760 мм. Р асход пара для люб ого
давления
где Р — абсолютное давление; ,

р — упругость паров жидкости;

М — молекулярный вес дестиллата;

х— расход пара в процентах веса дестиллата;

18 — молекулярный вес воды.

О чем говорит это уравнение?

1.	При Р = р расход пара х = 0, т. е. если уменьшить абсолютное-
давление настолько, что оно станет равным упругости паров перегоняемой
жидкости, то последняя перегоняется без пара—случай перегонки только
в вакууме.

2.	Чем меньше Р, тем меньше числитель дроби и х. Следовательно,
уменьшая абсолютное давление, сокращаем расход пара на перегонку.

3,	Экономия в расходе пара у при перегонке в вакууме по сравнению
с перегонкой под атмосферным давлением при той же температуре равна
эазности между величинами расхода пара, вычисленными из уравнений
(19) и (21):

_ (760 —р) 18x100 (Р — р) 18x100^ (760 —Р) 18x100	(22)

Мр	Мр	Мр

Экономия в расходе пара при применении одного и того же вакуума
для более тяжелых фракций значительнее, чем для легких. Следовательно,
роль вакуума особенно существенна при перегонке тяжелых фракций.

4.	Задаваясь определенной величиной расхода пара (скажем, 5%), под-
считываем, какое надо иметь абсолютное давление для перегонки фракции
с молекулярным весом М, имеющей при избранной нами температуре
перегонки упругость паров р. Так как величина х из уравнения (21)
известна и равна 5%, то вместо х подставим 5 и решим уравнение по
отношению к величине р, т. е. к абсолютному давлению:

/ 5М \

^-Птоб+’Л	(23>

§19. Основы перегонки нефти с ректификацией

Закон Рауля. Система, состоящая из воды и нефти, перего-
няется при более низких температурах, чем температура кипения
каждой жидкости в отдельности при том же давлении. Парци-
альные упругости паров каждой жидкости в такой системе равны
упругостям паров тех же жидкостей в «чистом» виде и зависят
от температуры, но не от количества одной и другой жидкостей.
Это позволило нам вычислить (зная молекулярные веса и упру-
гости паров каждой из жидкостей) состав паров на основе за-
кона Дальтона.

Однако теперь нас интересуют соотношения в парах между
отдельными компонентами, составляющими нефтяную жидкость.
Важно знать состав нефтяных паров при перегонке нефти и его
зависимость от состава нефти.

Исключительно большое число углеводородов, составляющих
нефтяные жидкости, затрудняет изучение состава паровой и
жидкой фаз. Близость точек кипения углеводородов и сложное
влияние упругостей их шаров друг на друга позволяют выделить
из нефтяных жидкостей лишь небольшое число отдельных угле-
водородов. Обычно довольствуются разделением весьма сложного
раствора (нефти) на менее сложные растворы — фракции. За-
жономерности, которые при этом существуют, лучше всего изу-
чать на примере перегонки раствора из двух (бинарная, т. е.
двойная, смесь) или из трех (тройная смесь) индивидуальных
веществ. Пример бинарной смеси: бензол + толуол; пример трой-
ной смеси: бензол + толуол ксилол. Поведение при перегонке
этих взаимно растворимых чистых веществ приравнивают к по-
дведению отдельных фракций при перегонке нефтяных жидкостей,
как если бы эти фракции были не смесями индивидуальных ве-
.ществ, а индивидуальными веществами, вроде бензола и т. п.

Для выяснения состава паров над раствором необходимо
прежде всего знать, чему равны упругости паров отдельных ком-
понентов.

Бензол в чистом виде при 69,5° имеет упругость пара
р = 532 мм\ он сохраняет ее и в присутствии не смешивающейся
с ним воды. В растворе же с толуолом при той же температуре
бензол имеет над раствором упругость пара меньше 532 мм.

По закону Рауля парциальные упругости паров компонентов
'для близких по своей природе веществ над растворами их при
данной температуре прямо пропорциональны содержаниям (кон-
центрациям) компонентов в растворе и упругостям их насы-
щенных паров в чистом виде (не в растворе) при той же тем-
пературе.

Другими словами: парциальная упругость пара любого ком-
понента раствора равна упругости его паров в чистом виде, умно-
женной на молекулярное содержание этого компонента в рас-
творе:

Ра = Раха>	<24)

где ра—парциальная упругость пара какого-либо компонента а;

Ра — упругость пара этого компонента в чистом виде;

ха — молекулярная концентрация компонента в растворе.

Так как пар, находящийся над жидкостью, его образовавшей,
является насыщенным, то упругости, о которых говорится в за-
коне Рауля, относятся к насыщенным парам, т. е. находящимся
в равновесии с жидкостью. Так как концентрация любого компо-
нента в растворе (ха) всегда меньше единицы, то парциальная
упругость (ра) пара компонента в растворе меньше его упруго-
сти в чистом виде. Практически это означает, что упругость пара
летучей жидкости понижается от прибавления к ней менее ле-
тучего растворимого вещества. Правило Рауля определяет вели-
чину этого понижения упругости паров.

Пример. Вычислим состав жидкости и паров какого-либо раствора при
определенИой температуре.

Пусть имеем раствор, состоящий из пропана и бутана, при темпера-
туре 30°. В растворе на долю пропана приходится 0,4 части всех молекул
(хп =0,4), на долю бутана 1—0,4 = 0,6 (или xft =1 — хп). Упругости
насыщенных паров чистых веществ при 30° известны и равны: пропана
Р„ =1.2,1 ата, бутана Р^ =3,3 ата. Каковы парциальные упругости паров
пропана и бутана в растворе при указанном составе раствора?
По закону Рауля:
для пропана

рп = Рпхп = 12,1 х0,4 = 4,84 anta;

для бутана

рй = Р6 (1 — хп) = 3,3 х 0,6 = 1,98 ата.

Сумма рп+р6 = 6,82 ата.

В емкости, где хранится смесь пропана и бутана, при 30° общее абсо-
лютное давление их паров над жидкостью равно Р = 6,82 ата (или по
манометру 5,82 ат); оно складывается из парциальных давлений насыщен-
ных паров пропана и бутана. По закону Дальтона парциальные давления
в паровой смеси равны: пропана pn—PVn, бутана р6 = Р(1—Vn), где
Уп — молекулярная концентрация пропана в паровой смеси. Если обозна-
чить через V6 молекулярную концентрацию бутана в паровой смеси, то
получим V6 = 1 — Vn.

Смесь насыщенных паров пропана и бутана находится в равновесии
с жидкостью, их образовавшей. Это значит, что количественных изменений
в составах жидкой и паровой фаз не происходит, т. е. практически не
испаряются (и не конденсируются) при данной температуре ни пропан,
ни бутан. Такое состояние возможно лишь при условии, что парциальная
упругость пара каждого компонента жидкости равна парциальному давле-
нию его пара в паровой смеси. В таком случае можно записать

п =х Р =V Р*

ГП п п * п‘

Это выражение позволяет вычислить состав паровой фазы

Уп=хпРп’: Р = 4,84 : 6,82 = 0,71,

т. е. при указанных выше составе жидкой фазы и температуре в паровой фазе
имеем содержание пропана Уп =0,71, а бутана V6 = 1—Уп =1—0,71 =
= 0,29.

Итак, имеем составы:

Жидкая Паровая

фаза фаза

Пропан ......................... 0,40	0,71

Бутан........................... 0,60	0,29

1,00	1,00

Заметим, что содержание (молекулярная концентрация) летучего компо-
нента пропана в паровой смеси выше, чем в жидкой; содержание менее
летучего компонента (бутана), наоборот, больше в жидкости, чем в парах.
Таким же образом можно вычислить состав жидкости и паров при раз-
личных других температурах.

В примере с бутаном и пропаном нам был известен состав жидкости и
мы определяли состав паровой смеси. Если же не известен состав ни
жидкости, ни паров, то для нахождения содержания летучего компонента
в жидкости пользуются уравнением

Р — Рь
ха = ~р---7^.	(25)

‘а ь
где ха—содержание	(молекулярная концентрация) летучего компонента

в жидкости;

Р — общее давление в системе;

Ра—упругость паров более летучего компонента в чистом виде;

Рь— упругость паров менее летучего компонента в чистом виде.

* Здесь мы применяем совместно два закона — Рауля и Дальтона.

6 Зак. № 1779.	81
Пример. Имеем кипящую смесь бутана (б) и пентана (п) при t —
= 84,7° и общем давлении Р = 7 кг/см?. Определить состав жидкой и паро-
вой фаз, если известно, что при 84,7° упругость паров бутана Р6 = 11 кг/см\
пентана Рп = 4,3 кг/см1. Находим содержание более летучего компонента
(бутана) в жидкости:

рп 7 — 4,3 п.

Хб~Р6-рп “П-4.3 ’

Пентана в жидкости находится хп = 1 — х6 = 1 — 0,4 = 0,6. Содержание
бутана в парах V6 = хй Рб: Р = 0,4 х 11 : 7= 0,63; содержание пентана|в парах
Vn = 1 — V6 = 1 —0,63 = 0,37. Итак, имеем составы фаз:

Жидкая Паровая
фаза	фаза

Бутан ...	............... 0,40	0,63

Пентан .....................	.	0,60	0,37

1,00	1,00

Ректификация в колпачковых колоннах. Рассмотрим сначала
простейший случай ректификации двойной смеси.

Пусть смесь состоит из двух взаимно растворимых индиви-
дуальных жидкостей — бензола и толуола. При перегонке такой
смеси из обыкновенной колбы в отбираемых фракциях сначала
преобладает бензол: он имеет более низкую температуру кипения
(80,4°). В последующих фракциях содержание бензола умень-
шается, а толуола (температура кипения 110,6°) возрастает.
Однако ни первая капля дестиллата, ни остаток не являются чи-
стыми бензолом и толуолом; толуол хотя и в очень незначитель-
ной пропорции перегоняется с самого начала вместе с бензолом,
а небольшие количества бензола удерживаются в остатке в толу-
оле (по закону Рауля).

Смешаем несколько отогнанных начальных фракций с боль-
шим содержанием бензола. Эту смесь вторично разгоним. Пер-
вые фракции вторичной разгонки будут богаче бензолом, чем вто-
рая смесь. Снова смешаем их и перегоним в третий раз. Получим
дестиллат, еще более обогатившийся бензолом. Повторяя много
раз разгонки, получим в конце концов некоторое количество
практически чистого бензола.

Содержание бензола в дестиллате при каждой последующей
перегонке возрастает параллельно с содержанием его в перего-
няемой смеси. Чем больше содержание бензола в перегоняемой
смеси, тем больший процент его в паровой фазе *. Практически * V

1 Это наглядно видно из следующего математического выражения, выте-
кающего из законов Дальтона и Рауля:

V — х
v6 ~ р~хб,
где V6 — содержание бензола в парах; хй — содержание бензола
в жидкости; Рй — упругость паров бензола при данной температуре; Р —
общее давление паров смеси. Чем больше хй, т. е. чем больше содержится
бензола в перегоняемой жидкости, тем больше V6, т. е. содержание его
в парах.
чистый бензол получим при последней перегонке жидкости, очень
обогащенной бензолом в результате предыдущих перегонок. Про-
делав многократно последовательную перегонку остающейся в
колбе жидкости, получим в последнем остатке почти чистый
толуол.	,

Описанный способ многократно повторенной перегонки на за-
водах не применяют, он крайне сложен, длителен, неэкономичен.
Его с успехом заменяют ректификацией на колоннах, чаще всего
колпачковых. В них происходит непрерывно и одновременно
много повторных перегонок.

Фиг. 21. Схема ректи-
фикации двойной

смеси.

Фиг. 22. Схема устройства таре-
лок колпачковой ректификацион-
ной колонны.

Ректификация смеси из двух компонентов сводится к тому,
чтобы, введя в колонну смесь, получить в виде дестиллата ниже-
кипящий компонент, а в виде жидкого остатка — вышекипящий.
Схема этого процесса заключается в следующем.

Пусть в среднюю часть колпачковой колонны 1 (фиг. 21),
снабженной тарелками, поступает смесь паров бензола и толуола
Б Т. С верха колонны уходят пары практически чистого бен-
зола Б, которые затем попадают в конденсатор 2. Сконденсиро-
вавшийся бензол 'частью возвращается обратно (в точке Р) в
верхнюю часть колонны как орошение, частью же после охлажде-
ния в холодильнике 3 отводится в приемник как целевой про-
дукт Ei. Толуол Т отводится как жидкий остаток со дна колонны.
В самой нижней части колонны находится нагреватель 4 (кипя-
тильник).

Что происходит внутри колонны на тарелках, расположенных
выше ввода фракционируемой смеси? Каждая тарелка имеет
(фиг. 22) патрубки 1, перекрытые колпачками 2 с прорезями по
их краям *, и переточную трубу 3. Верхний край переточкой
трубы возвышается над тарелкой и тем создает слой жидкости
на тарелке определенной глубины. Сверху на тарелку поступает
жидкость с вышележащей тарелки по трубе 3. Снизу поднима-

1 Для упрощения на фиг. 22 изображен один колпачок на каждой
тарелке.
ются пары. Они проходят через патрубки под колпачками, затем
через прорези в колпачках попадают в находящийся на тарелке
слой жидкости и барботируют (пробулькивают) через нее в виде
пузырьков.

К,акие явления происходят на каждой тарелке? Находящаяся
на ней жидкость (флегма) состоит из двух компонентов — ниже-
кипящего (НК) бензола и вышекипящего (ВК) толуола. С этой
жидкостью непрерывно приходят в соприкосновение поднимаю-
щиеся снизу более горячие пары, также состоящие из смеси бен-
зола и толуола. Жидкость получает от них некоторое количество
тепла и вследствие этого частично испаряется, обогащая паровую
фазу низкокипящим компонентом — бензолом. В свою очередь
смесь паров, поступивших на эту тарелку и смешавшихся с бо-
лее холодной жидкостью, охлаждается и потому частично кон-
денсируется; при этом она отдает жидкости преимущественно
ВК — толуол, увеличивая концентрацию НК—бензола. Эти два
одновременно протекающих процесса — испарение жидкости и
конденсация паров — направлены к одному общему результату:
жидкость на тарелке обогащается ВК (толуолом), пары обога-
щаются НК (бензолом).

Смесь паров поступает далее на вышележащую тарелку, где
опять входит в контакт с жидкостью, имеющей более низкую
температуру; повторяется описанный выше обмен теплом и ком-
понентами смеси между обеими фазами.

Итак, на каждой тарелке происходят два процесса: кипение
жидкости и конденсация паров. Эти процессы и заменяют собой
повторные последовательные перегонки, описанные выше. Кипе-
ние происходит за счет тепла, вносимого снизу более горячими
парами, а конденсация — вследствие поступления с вышележа-
щей тарелки более холодной флегмы.

На каждой вышележащей тарелке испаряются фракции, все
более богатые низкокипящим компонентом. Так как для получе-
ния чистого компонента нужно, чтобы он испарялся из доста-
точно обогащенной этим же компонентом жидкости, то такое
обогащение и создается орошением колонны бензолом — практи-
чески чистым низкокипящим компонентом. Поднимающиеся снизу
пары обогащаются бензолом. Стекающая вниз жидкость, лишаясь
низкокипящего компонента, обогащается толуолом.

Что происходит в колонне ниже линии ввода смеси Б -\-Т?
Сюда стекает жидкость с нижней тарелки верхней части колонны.
Эта жидкость содержит в себе наряду с толуолом бензол. Чтобы
в жидкости остался только толуол, следует поднять температуру
ее и повторить многократно перегонку. Это и осуществляется на
тарелках нижней части колонны. Необходимое тепло вносится
закрытым паром или какой-либо горячей жидкостью через нагре-
ватель 4 на дне колонны.

Итак, в нижней части колонны ректифицируется жидкость,
уменьшается содержание легкого компонента, поэтому нижнюю
часть колонны называют отгонной. Верхняя половина предназна-
84
чела для ректификации паров; в ней пары укрепляются, обога-
щаются низкокипящим компонентом; последний все более кон-
центрируется в парах; эта часть колонны носит названия кон-
центрационной, обогащающей, укрепляющей.

Как распределяются температуры в колонне? При ректифи-
кации смеси паров бензола и толуола на самом верху колонны
происходит кипение почти чистого бензола. Поэтому здесь тем-
пература приблизительно равна температуре кипения бензола
(80,4°). В низу колонны кипит почти чистый толуол, и там мы
имеем, следовательно, температуру около 110°.

Температура поступающего в колонну сырья выше темпера-
туры кипения бензола и ниже температуры кипения толуола.

Из изложенного ясно, что ректификация — процесс много-
кратного испарения и конденсации — может проводиться только
при следующих условиях: 1) в любом сечении колонны необхо-
димо иметь восходящий поток паров и нисходящий поток жидко-
сти; эти две фазы на каждой тарелке приходят в тесный кон-
такт; 2) необходимо также на двух смежных тарелках иметь
разные температуры как жидкой, так и паровой фаз, чтобы пары,
поднимающиеся на данную тарелку, имели (при постоянном да-
влении) более высокую температуру, чем жидкость, стекающая
с этой тарелки; иными словами требуется, чтобы жидкость на
данной тарелке содержала больше НК, чем жидкость на сосед-
ней нижележащей тарелке.

Нисходящий поток жидкости создается конденсацией в верху
колонны части паров. Восходящий поток паров создается путем
частичного испарения жидкости в низу колонны.

Частичная конденсация паров на верху колонны возможна
также при подаче на верх колонны жидкости соответствующей
или близкой по составу и ректификату. Эта жидкость на верху
колонны, нагреваясь и испаряясь, отнимает тепло и вызывает ча-
стичную конденсацию паров, поднимающихся на верхнюю та-
релку, т. е. образует необходимую для ректификации флегму.

В ряде случаев для частичного испарения жидкости в низу ко-
лонны вместо подвода тепла вводят водяной пар, который вы-
зывает частичное исцарение жидкости и образует пары, необхо-
димые для ректификации в нижней части колонны (см. фиг. 24).

Ректификация тройной смеси, например бензола, толуола и
ксилола (Б ф-Т-ф-Кс), происходит следующим образом.

Колонна, описанная выше (фиг. 21), состоит из двух частей.
Она может разделить смесь только на две части: парообразную —
нижекипящую и жидкую — вышекипящую. На такой колонне
тройную смесь можно разделить на две части: 1) высококипя-
щий ксилол Кс — внизу в виде жидкости и 2) смесь толуола с
бензолом (Б + Т) — сверху, парообразный нижекипящий компо-
нент. Смесь (Б 4* Б) можно подвергнуть ректификации во второй
колонне (фиг. 23), которая даст два продукта: вышекипящий в
виде флегмы — толуол Т, нижекипящий в виде паров — бен-
зол Б.
Чтобы ректификация имела место, необходимо вводить в
верхнюю часть колонны 1 (на первую сверху тарелку) нижеки-
Пящий компонент, по составу близкий к жидкости на этой та-
релке. Таким орошением является жидкая смесь Б + Т, пода-
ваемая сюда с нижней тарелки концентрационной части второй
колойны 2. В низу же первой колонны необходимо подогревать
поступающую смесь для отпарки фракции Б Т от высококи-
пящей жидкости. В колонне 2 надо разделить Б и Т. Здесь весь
процесс протекает так же, как это уже было описано выше.

б+Т

Жидкость для орошения обра-
зуется в конденсаторе 3 из па-
ров Б, выходящих с верха вто-
рой колонны.

Ректификация смеси из п
компонентов в силу изложен-
ного выше потребует п — 1 ко-
лонн.

В рассмотренных примерах
ректификации задача заклю-
чалась в получении чистых

Фиг. 23. Схема ректификации трой- углеводородов, составляющих
ной смеси.	перегоняемую смесь.

Ректификация нефтяных де-
стиллатов заключается в разделении всей массы углеводородов,
содержащихся в нефти, на фракции с определенными темпера-

турными пределами кипения.

Если рассматривать каждую фракцию как компонент и нужно
разделить перегоняемую смесь, например нефть, на п фракций
дестиллата и остаток, то задача ректификации нефти подобна
ректификации смеси из п -4- 1 индивидуальных углеводородов.
Для этого требуется п —1 — 1, т. е. п колонн.

Каждая такая колонна, состоящая из двух частей — концен-
трационной и отгонной, называется простой колонной. Она дает
в результате ректификации смеси два продукта — ректификат и

остаток.

Допустим, надо нефть разделить ректификацией на: 1) бен-
зин, 2) лигроин, 3) керосин, 4) соляровое масло и 5) мазут
(остаток). На одной простой колонне такое разделение обеспе-
чить невозможно.

В соответствии со сказанным выше для решения этой задачи
необходимо иметь четыре простых колонны, т. е. на единицу

меньше числа заданных к получению продуктов.

Каждая из колонн разделяет сложную смесь углеводородов на
два продукта: 1) нижекипящий (паровая фаза) и 2) вышекипя-
щий остаток (жидкая фаза). Фиг. 24 наглядно иллюстрирует
сказанное.

Теоретическая тарелка и коэффициент полезного действия
тарелок. Процессы, происходящие на каждой тарелке, заклю-
чаются в том, что между жидкостью, стекающей с вышележащей
тарелки, и парами, поднимающимися с нижележащей, происходит
непрерывный обмен теплом и молекулами компонентов. При
этом обмене высококипящая фракция паров конденсируется, а
низкокипящаЯ фракция жидкости испаряется. В конечном резуль-
тате в колонне получаются вверху пары, состоящие почти исклю-
чительно из одной низкокипящей фракции, а внизу жидкость, со-
стоящая из почти чистой высококипящей фракции.

Процесс обмена между паром и жидкостью, низко- и высоко-
кйпящими компонентами, происходит вследствие стремления
обеих фаз при их взаимодействии к равновесию.

Чтобы такой обмен совершился наиболее полно и в резуль-
тате получились жидкость и пар с теоретически возможным со-
держанием того и другого компонента (при данных условиях
температуры и давления), необходимы известное время и тесный
контакт. Другими словами, равновесие достигается не мгновенно.
Оно могло бы наступить лишь после того, как более высокая тем-
пература паров и более низкая температура стекающей сверху
жидкости полностью выравнялись вследствие конденсации одной
Части молекул и выкипания другой части их.

Фиг. 24. Ряд простых колонн для разделения нефти на пять
фракций.

1 — ввод водяного пара; 2 — ввод жидкости для орошения.

Только в колонне с теоретическими тарелками имеется полное
равновесие между парами и жидкостью на каждой тарелке.
Поднимающиеся на данную тарелку снизу более горячие пары
и стекающая сверху более холодная жидкость приходят на та-
релке в столь тесное соприкосновение, что принимают какую-то
общую среднюю температуру и состав уходящих с этой тарелки
паров и жидкости в точности соответствует условиям равновесия
для данной температуры и при данном давлении. Таким обра-
зом, под теоретической тарелкой нужно понимать такую тарелку,
на которой предполагается состояние полного равновесия между
жидкостью, стекающей с данной тарелки, и парами, поднимаю-
щимися с нее.

На практике эти условия не осуществимы. Происходит это
потому, что при прохождении через тарелку паров продолжи-
тельность соприкосновения их с жидкостью недостаточна, чтобы
равновесие успело установиться. Температура паров при выходе
из жидкости остается несколько более высокой, чем температура
жидкости. Пары поэтому богаче вышекипящим компонентом, а
жидкость — нижекипящим по сравнению с тем, что должно быть
при полном равновесии.

Для усиления контакта между паром и жидкостью и тем са-
мым с целью приближения паров и жидкости к состоянию равно-
весия был проведен ряд конструктивных усовершенствований та-
релок. Так, было увеличено количество прорезей в колпачках, а
следовательно, и увеличено число пузырьков, на которые разби-
ваются проходящие пары; увеличен слой жидкости на тарелке,
через который (слой) должны пройти пары, создан достаточный
слой пены на тарелке и т. п. И все же на самых совершенных
колпачковых тарелках достигается лишь 70—80 % теоретически
возможного обогащения паров; часто этот процент несколько
ниже 60. Число, показывающее, во сколько раз практическая
тарелка работает хуже теоретической, называется коэффициентом
полезного действия тарелки-, его величина равна 0,6—0,8. Это
значит, что для получения нужной степени фракционировки надо
ставить в 1,5—2 раза больше реальных тарелок, чем требова-
лось бы теоретических тарелок.

В насадочной колонне состав фаз изменяется непрерывно по
высоте колонны, а не ступенчато — от тарелки к тарелке. Здесь
под теоретической тарелкой подразумевают такую высоту слоя
насадки, которая дает степень ректификации, одинаковую с тео-
ретической колпачковой тарелкой.

Чем большее число контактов обеспечивается между парами
и жидкостью, тем более полного разделения можно достигнуть.
Отсюда следует, что увеличение числа тарелок улучшает ректи-
фикацию. Увеличение количества орошения также улучшает рек-
тификацию. При бесконечно большом числе тарелок количество
орошения можно свести к минимуму. Наоборот, минимальное
число тарелок потребовалось бы при бесконечно большой вели-
чине (по сравнению с получаемым дестиллатом) вводимого оро-
шения. На практике ни тот, ни другой случай не приемлемы.
Расчетом определяют наиболее выгодное соотношение между
числом тарелок и количеством орошения. Очень большое число
тарелок удорожает колонну. С увеличением же количества оро-
шения возрастает расход топлива: орошающие жидкости должны
непрерывно испаряться, пары — вновь сжижаться в конденсаторе,
снова возвращаться в колонну и т. д.

Тепло, необходимое для испарения жидкости на тарелках,
вносится смесью паров или смесью жидкости и пара, поступаю-
щих в колонну (например, из трубчатой печи), а также водяным
88
паром или другим теплоносителем, проходящим через змеевик:
кипятильника (фиг. 21). Пренебрегая потерями тепла наружу,
которые в хорошо изолированной колонне очень невелики, можно
сказать: тепло, вносимое в колонну, передается с тарелки на та-
релку на верх колонны, а затем поглощается конденсатором к
частью орошением; остальная часть тепла уводится из колонны
с остатком, уходящим со дна колонны.

§ 20.	Принципиальные схемы трубчатых перегонных установок.

Типы установок. На трубчатой перегонной установке отдель-
ные процессы выполняются при помощи следующих основных
аппаратов: 1) предварительный подогрев сырья производится в
теплообменниках — регенераторах тепла; 2) основной нагрев
сырья — в трубчатых печах; 3) отделение паров от жидкого
остатка и их ректификация — в колоннах; 4) конденсация, охлаж-
дение продуктов перегонки — в конденсаторах и холодильниках.

Перегонку нефти можно осуществлять на трубчатых уста-
новках двух основных типов — одноступенчатых и двухступенча-
тых (но могут быть и трех- и четырехступенчатые системы).
В первом случае нефть перегоняется так, что на одной установке
отбираются все фракции — от бензиновой до любой высококипя-
щей фракции включительно. Во втором случае применяются две
последовательно работающие установки: 1) атмосферная, где из
нефти отгоняются бензин, лигроин, керосин, газойль, и 2) ваку-
умная, где из мазута, полученного с первой установки, отгоня-
ются масляные дестиллаты. При перегонке нефти бензин и ли-
гроин являются легкими частями, керосин и газойль — тяжелыми.
При перегонке мазута соляровая и веретенная фракции выпол-
няют роль легких частей по отношению к высококипящим ци-
линдровым фракциям; легкие фракции, перегоняясь совместно с
более тяжелыми, понижают температуру кипения последних.
Чтобы избежать разложения, во второй ступени при перегонке
мазута испарение и ректификация фракций в колонне осуще-
ствляются в вакууме с одновременным применением водяного
пара,. При первичной перегонке нефти испарение и ректификация
фракций в колонне производятся также в присутствии водяного
пара, но под атмосферным давлением.

Атмосферные установки могут работать либо самостоятельно,
либо объединяются в общей схеме с вакуумными установками.
В последнем случае перегонные установки носят название
атмосферно-вакуумных-, они состоят из двух секций — йтмосфер-
ной и вакуумной.

Атмосферные установки в свою очередь бывают: 1) с одно-
кратным испарением всей отгоняемой части в одной колонне;
2) с двукратным испарением отгоняемой части в двух последо-
вательно расположенных колоннах; 3) с предварительным испа-
рением легких фракций в отдельном испарителе после нагрева
сырья в теплообменниках.
•Фиг. 25. Принципиальные схемы атмо-
сферных нефтеперегонных установок.

а—с однократным испарением; б—с двукрат-
ным испарением; в—с предварительным испаре-
нием в отдельном испарителе; Н1 — сырьевой
насос; Т1—теплообменники; 01—водо-грязеот-
делитель; П1—трубчатая печь; К1 и Я2—ректи-
фикационные колонны; КЗ—предварительный
испаритель; //2 —горячий (печной) насос.

другими схемами расход топлива

На некоторых заводах существуют также комбинированные
установки, которые объединяют в общей схеме и прямую пере-
тонку и крекинг.

Принципиальные схемы установок. На установках всех типов
предварительный подогрев нефти производится в теплообменни-
ках. При этом используется запас тепла нефтяных дестиллатов и
остатков, полученных при перегонке. Подогретая нефть обычно
проходит далее через водогрязеотделители. Дальнейшее направ-
ление потока нефти на уста-
новках разных типов осу-
ществляется по-разному.

Установки с однократным
испарением (фиг. 25, а).
Предварительно нагретую и
обезвоженную нефть прока-
чивают сырьевым насосом
через трубчатую печь. Из
печи нефть под давлением
того же насоса поступает в
ректификационную колонну,
где отделяются все задан-
ные продукты перегонки —
дестилл аты и остаток. Так
как здесь легкие и тяжелые
фракции испаряются со-
вместно, то легкие фракции
способствуют лучшему и бо-
лее глубокому отгону тяже-
лых фракций. Это позволяет
ограничиться сравнительно
низкой температурой нагрева
нефти в печи (300—325р).
Прямым положительным
следствием этого является
меньший по сравнению с
на перегонку. Рассматривае-

мая схема в случае перегонки нефтей с высоким содержанием
(больше 15%) бензиновых фракций характеризуется повышен-
ным давлением в теплообменных аппаратах, водоотделителях
и трубах печи; это требует применения более прочной и тяже-
лой аппаратуры; сырьевой насос должен развивать более высо-
кое давление на выкиде. Схема перегонки с однократным испа-
рением нежелательна также для переработки сернистых и
обводненных нефтей, так как при этом труднее бороться
с разъеданием колонны и конденсационной аппаратуры серни-
стыми и хлористыми соединениями.

Установка с двукратным испарением (фиг. 25,6). Предвари-
тельно нагретая и обезвоженная нефть закачивается непосред-
•ственно в первую ректификационную колонну, а после нее вто-
50
рым (горячим) насосом в трубчатую печь и затем во вторую
колонну. В первой колонне нефть отбензинивается. Кроме того,
здесь испаряется вода, если она была в нефти; Во второй колонне
отбензиненная нефть разделяется на более тяжелые фракции —
лигроиновую, керосиновую, газойлевую, соляровую. Нефтяной
остаток отводится с низа второй колонны.

Эти установки более удобны для перегонки нефтей с высоким
содержанием бензиновых фракций: нефть, лишенная в первой
колонне бензина, не создает в печи излишне высокого давления.
Однако такая схема имеет и неудобства: 1) исключается благо-
приятное влияние наиболее легких фракций на испарение всей
суммы светлых дестиллатов; вследствие этого требуется нагре-

Фиг. 26. Принципиальная схема атмосферно-вакуумных
перегонных установок.

Н1—сырьевой насос; Н2— горячий насос; Т1—теплообменники; П1—
трубчатая печь атмосферной части; 772—трубчатая печь вакуумной
части установки; К1— атмосферная колонна; К2— вакуумная колонна;
О1 — водоотделитель.

вать нефть до более высокой температуры и расходовать не-
сколько больше топлива для достижения такой же глубины от-
бора дестиллатов, как при первой схеме; 2) установка услож-
няется наличием большого числа аппаратов (две колонны, два
загрузочных насоса).

Установка с предварительным испарением легких фракций
(фиг. 25, в). Нагретая в теплообменниках и обезвоженная нефть
закачивается в отдедЛный испаритель, а из него вторым (горя-
чим) насосом в трубчатую печь и затем в ректификационную
колонну, общую для всей установки. В этой схеме, как и в пре-
дыдущей, испарение происходит двукратно, но ректификация
паров осуществляется совместно для всех отгоняемых фракций,
как в первой схеме. Для этой цели пары легких фракций из
испарителя направляются в ректификационную колонну.

Предварительное испарение полезно в том отношении, что:
1) освобождает сырье от легких фракций и тем разгружает печь,
повышает ее производительность, снижает давление в трубах
печи; 2) переработка обводненного сырья не столь отрицательно
сказывается на режиме и производительности установки, так как
вода, отделяясь в испарителе, не попадает в печь.

Установка с предварительным испарением — одна из первых,
которая была разработана советскими специалистами и нашла
широкое распространение на заводах под названием советская
трубчатая установка. Ее схема имеет преимущества схемы с одно-
кратным испарением (отсутствие теплообменников тяжелой кон-
струкции, простота устройства и др.) и одновременно дает воз-
можность перегонки нефтей с большим содержанием легких
фракций.

Атмосферно-вакуумные установки для глубокой перегонки
нефти в две ступени работают по схеме, показанной на фиг. 26.

В атмосферной перегонной секции нефть, подаваемая насо-
сом Я/, подогревается в теплообменниках Т1, отделяется от
воды в 01, поступает в печь П1 и колонну К1 для получения
светлых нефтепродуктов. Мазут со дна колонны К1 насосом Н2
прокачивается через печь П2 перегонной вакуумной секции и
фракционируется на масляные дестиллаты и остаток в ко-
лонне К2. Разумеется, что в атмосферной части перегонка нефти
может быть осуществлена по любому из трех вариантов, опи-
санных выше.

Наиболее часто атмосферно-вакуумные установки применяют
для глубокой перегонки смолистых нефтей до асфальтового
гудрона.

§ 21.	Основная аппаратура трубчатых нефтеперегонных установок

Теплообменные аппараты. Эти аппараты служат для нагре-
вания одних и одновременного охлаждения других веществ. Об-
мен теплом между двумя веществами может происходить:
I) между жидкостью и парами — в пародестиллатных подогре-
вателях, конденсаторах, кипятильниках и т. п.; 2) между двумя
жидкостями — в жидкостных теплообменниках, например в по-
догревателях, в водяных холодильниках, где горячий нефтепро-
дукт охлаждается водой; 3) между двумя газами или парами,
например, в воздушных экономайзерах (рекуператорах или воз-
духоподогревателях), дефлегматорах и конденсаторах с воздуш-
ным охлаждением и др.

Теплообменники в широком смысле слова по устройству и
действию могут быть поверхностными и впрыскивающими.
К последним относятся аппараты, предназначенные главным об-
разом для конденсации паров и охлаждения жидкостей (кон-
денсаторы и холодильники смешения).

В поверхностных аппаратах обменивающиеся теплом веще-
ства отделены друг от друга стенкой (чаще всего металличе-
ской) — поверхностью теплообмена; здесь нет непосредственного
соприкосновения между нагреваемым и охлаждаемым веще-
ствами. Поверхностные теплообменники-подогреватели в свою
очередь разделяются на погруженные (бескожуховые) и трубча-
тые (иначе кожуховые). В погруженных подогревателях водяной
пар или горячая жидкость проходит по спиральному или другой
формы змеевику, погруженному в нагреваемую среду, и отдают
последней свое тепло. Трубчатые (кожуховые) теплообменники
92
состоят из пучков параллельных стальных цельнотянутых трубок
сравнительно малого диаметра. Трубки развальцованы в труб-
ных решетках. Трубы и решетки размещены в цилиндрическом,
реже призматическом кожухе (корпусе) (фиг. 27).

На заводах распространены так называемые многоходовые
трубчатые теплообменники с одной подвижной решеткой; в этих
аппаратах в трубном и междутрубном пространствах имеются
перегородки; они заставляют каждый из потоков (нагреваемого
и охлаждаемого веществ) менять неоднократно свое направление
при прохождении через аппарат. Могут быть три вида направле-
ния потоков; 1) оба вещества перемещаются параллельно друг

Фиг. 27. Типовой трубчатый теплообменник с подвижкой решеткой.
1—трубки диаметром 25x3 мм\ 2 — неподвижная опора; 3—подвижная опора.

другу в одном направлении — прямоток (параллельный ток);
2) оба вещества движутся в прямо противоположных направле-
ниях — противоток-, 3) смешанные, т. е. частично потоки дви-
жутся параллельно, а частично противотоком.

Устройство трубчатых печей. Трубчатые печи — аппараты
огневого действия. Они применяются во многих процессах пере-
работки нефти — при перегонке, крекинге и др.

Большинство современных печей имеют отделенные друг от
друга камеры сгорания и конвекционную и называются ради-
антно-конвекционными (фиг. 28). В первой камере сгорает топ-
ливо, образуя факел.

В каждой из камер расположены трубы, по которым прокачи-
вается нефть или другая нагреваемая жидкость. Все трубы сое-
динены между собой при помощи особо устроенных двойников
в один непрерывный змеевик. Трубы в камере сгорания воспри-
нимают лучистое тепло и обычно называются радиантными.
В конвекционной камере также расположена часть нагреватель-
ных труб и, кроме того, иногда имеется отдельный змеевик паро-
перегревателя. В этой камере нагрев сырья осуществляется пре-
имущественно путем соприкосновения горячих дымовых газов
с поверхностью труб-

Современные печи больше половины всего тепла, необходи-
мого для нагрева сырья, передают радиантным трубам, хотя их
поверхность или несколько меньше поверхности конвекционных
труб, или незначительно превышает последнюю. Пройдя все
трубы змеевика в печи, нефть или другая нефтяная жидкости
получает необходимое количество тепла.

Другой тип радиантно-конвекционных печей показан на
фиг. 29. Они характеризуются значительно развитой радиантной
поверхностью. Достаточно просторная камера горения позволяет
эффективно сжигать топливо и достигать относительно равно-
мерного распределения тепла. Печи работают со сравнительно

Фиг. 28. Радиантно-конвекционная и нагревательная печь коробчатого типа
с малым экранированием (потолочный экран).

1—трубы потолочного экрана; 2, 3, 5—верхняя, средняя и нижняя секции труб конвекционной
камеры; 4—трубы пароперегревателя; 6—выход нефти; 7 и 3—вход и выход водяного пара
в пароперегревателе; 9— вход нефти.

высокой тепловой напряженностью поверхности нагрева, т. е.
обеспечивают передачу сравнительно большого количества тепла
через каждый квадратный метр поверхности нагрева. Осуще-
ствляется принудительная подача в топки нагретого воздуха.

Эти трубчатые печи имеют оригинальную конструкцию: при-
менены нижние, расположенные под камерой сгорания ради-
антно-конвекционные камеры и горизонтальное движение топоч-
ных газов.

В 1928—1930 гг. в Баку были сооружены три такие печи, они
предназначались для вакуумной перегонки масляного гудрона.
При проектировании каждой последующей печи учитывался опыт
работы предыдущих. Устройство последней из них положено-
в основу позднейших высокопроизводительных печей — атмосфер-
ных и вакуумных.

Фиг. 29. Трубчатая нагревательная однокамерная ра-
диантно-конвекционная печь коробчатого типа с подо-
гревом воздуха, с горизонтальным движением газов.
а — поперечный разрез; б—продольный разрез.

В зависимости от числа радиантных камер различают одно-
камерные печи, описанные выше, двухкамерные и многока-
мерные.

В каждой из камер помещается самостоятельный трубчатый
змеевик для обслуживания определенного технологического про-
'цесса со своим собственным температурным режимом. Так, на-
пример, левая камера двухкамерной печи может служить для
первичной атмосферной перегонки нефти, правая камера — для
вакуумной перегонки мазута.

Многокамерные многозмеевиковые (многопоточные) печи на-
ходят все более широкое применение, особенно для установок
большой производительности. Равномерное нагревание большого
количества сырья, снижение давления на сырьевых насосах, при-
менение больших скоростей в трубах небольшого диаметра —
.все это легко достигается в многокамерных печах.

Фиг. 30. Двухкамерная печь с наклонным сводом.

Л—форсунки; 2—муфели; 3 и 4—потолочные радиантные трубы; 5 и 6 — подовые радиантные
>	трубы; 7— конвекционная камера.

Большое распространение имеют двухкамерные трубчатые
печи с наклонным сводом, показанные на фиг. 30. Особенностью
этих печей является наличие наклонного свода, обеспечивающего
более равномерное поглощение тепла потолочными радиантными
трубами, а также сравнительно большое число форсунок. Фор-
сунки размещены в специальных муфелях, огнеупорные стенки
которых каталитически действуют на процесс горения топлива и
позволяют обеспечить полное сгорание топлива с меньшими коэф-
фициентами избытка воздуха при сокращенных размерах факела.

Существуют также радиантные печи различных типов, т. е.
такие, где конвекционная поверхность нагрева играет очень не-
значительную роль либо вовсе отсутствует. На фиг. 31 показана
в качестве примера печь, в которой применен принцип равно-
мерной двусторонней освещенности поверхности труб. Радиант-
‘.96
ные трубы размещаются горизонтально в два ряда в централь-
ной части узкой камеры. Камеры обслуживаются форсунками,
расположенными вверху (обращенный поток газов) или внизу
печи по обе стороны змеевиков.

Фиг. 31. Радиантная вертикальная двухкамерная реакционно-на-
гревательная печь с двусторонним освещением, нисходящим по-
током газов, с подогревом воздуха.

Другой тип радиантной печи показан на фиг. 32 и 33. Вер-
тикальные радиантные трубы расположены по окружности. Фор-
сунки размещены в центре цилиндра, обычно в подовой части.
Подобного же типа печь может быть расположена горизонтально
(печь С. К- Лалабекова).

Существует множество других конструкций трубчатых печей.

Эксплуатация трубчатых печей. Для полного сгорания 1 кг
жидкого топлива теоретически требуется 10—10,5 м3 воздуха.
Однако вследствие того, что идеальное использование и переме-
шивание воздуха с топливом в зоне горения не достигаются, на
практике при достаточно полном горении топлива расход воздуха
всегда на 20—30,% выше теоретического.

7 Зак. № 1778.	97

МвЙа
Отношение количества воздуха, фактически введенного в
топку, к теоретически необходимому называют коэффициентом
избытка воздуха в топке («т). В хо-

Фиг. 32. Цилиндрическая ра-
диантная однокамерная нагре-
вательная печь с восходящим
потоком газов, с подогревом
воздуха.

1—дымовая труба; 2—отражательный
конус; 3— предохранительное окно;
4—форсунки; 5 — трубы.

рошо работающих
1,2—1,25.

Для лучшего
воздуха с газами
его использования
чения наименьшей

печах аг равен

перемешивания
и наибольшего
(т. е. для полу-
величины ат)

тепло дымовых газов для

воздух подводят к основанию фа-
кела непосредственно под форсун-
ками.

Вследствие подсоса воздуха че-
рез неплотности печной кладки
коэффициент избытка воздуха увели-
чивается по мере удаления газов от
топочной камеры. В хорошо рабо-
тающей печи этот присос избыточ-
ного воздуха должен быть незначи-
тельным, чтобы при выходе в боров
коэффициент избытка воздуха не-
превышал as = 1,3—1,4. Более вы-
сокие значения ат и ар указывают
на ненормальную эксплуатацию печи
и обусловливают повышенные по-
тери тепла с газами, уходящими
в дымовую трубу.

В печах высокой производитель-
ности часто применяют принуди-
тельную подачу воздуха в топку при
помощи вентиляторов. В этих слу-
чаях в топочном пространстве
имеется давление выше атмосфер-
ного на несколько миллиметров во-
дяного столба. Принудительная
подача воздуха позволяет работать
с малым коэффициентом избытка,
воздуха, сократить или устранить
засос воздуха через неплотности
кладки (вследствие повышенного
в печи давления), регенерировать
подогрева воздуха. В итоге повы-

шается к. п. д. печи и снижается удельный расход топлива.

При недостаточной поверхности экранов, отнимающих тепло
в камере горения, температура газов на перевале может быть
настолько высока, что вызовет прогорание верхних труб в кон-
векционной камере. Введение в топку заведомо большого из-
бытка холодного воздуха является одним из способов понижения
температуры газов в топке и на перевале. Однако это невыгод-
ный способ регулирования температур в печи, так как при этом:
а) увеличиваются потери тепла с дымовыми газами; б) пони-
жается температура факела, что уменьшает коэффициент отдачи,
т. е. долю тепла, поглощенного трубами, по отношению ко всему
теплу, полученному от сгорания топлива; в) свободный, не уча-
ствующий в реакциях горения кислород воздуха окисляет на-
ружные поверхности труб в печи и ускоряет их разрушение;
г) наконец, избыточное количество газов

Фиг. 33. Подовая часть печи, показанной на фиг. 32.

Л—устройство подовой части; справа — внутренний вид (факел пламени из одного муфеля); 1—
радиантные трубы для сырья; 2—муфели; 3 — наконечник форсунки; 4— подвод первичного
воздуха; 5—’Подвод вторичного воздуха; 6—топливо; 7—водяной пар для распыления топлива.

Нельзя рекомендовать постоянный ввод избытка воздуха для
снижения температуры в топке. Избыток воздуха должен быть
минимальным, обеспечивающим, однако, химическую полноту
горения.

Дымовые газы покидают печь со сравнительно высокой тем-
пературой (300—500°). Чтобы полезно использовать часть тепла,
заключенного в отходящих дымовых газах, печи снабжают ре-
куператорами. Рекуператоры — это теплообменники пластинча-
того или других типов, в которых подогревается воздух, пода-
ваемый в топку печи; воздух получает тепло от дымовых газов.
Подогревая воздух и в связи с этим снижая температуру отхо-
дящих дымовых газов, мы увеличиваем к. п. д. печи, т. е. сни-
жаем расход топлива.

В некоторых печах для понижения температуры газов над
перевалом прибегают к рециркуляции, дымовых газов. Часть ды-
мовых газов из борова засасывается вентилятором и подается в
камеру сгорания. Газы вводятся через несколько каналов выше
факела, чтобы не нарушать правильное горение.

При рециркуляции температура газов при входе в камеру
конвекции поддерживается на уровне 600—800°. При остановке
вентилятора температура поднимается и может достигнуть не-
допустимой величины.

Рециркуляция дымовых газов позволяет сжигать в печи при
той же теплонапряженности радиантных труб больше топлива
и тем больше, чем выше коэффициент рециркуляции ’. При этом
вследствие увеличения скорости газов в конвекционной шахте
печи увеличивается коэффициент теплопередачи к трубам, распо-
ложенным в этой части печи. Трубы эти воспринимают больше
тепла, что позволяет повысить полезное использование тепла и
увеличить нагрузку некоторых печей на 10—15,%. В современных
печах того же эффекта достигают увеличением радиантной по-
верхности печи; увеличение скорости газов в конвекционной части
в этом случае достигается правильной конструкцией последней.

К контрольно-измерительным и регулирующим приборам, об-
служивающим печь, относятся терморегуляторы для автоматиче-
ской регулировки подачи топлива в форсунки для поддержания
заданной температуры на выходе из печи и регуляторы постоян-
ства подачи сырья в печь, тягомеры для замера разрежения в
дымоходах и других точках печи, пирометры для контроля тем-
ператур сырья на входе и выходе, газов на перевале и в других
точках печи, анализаторы состава дымовых газов.

В печах, где сырье проходит двумя потоками, требуется регу-
лирование постоянства потоков. В противном случае трудно до-
стигнуть равномерного нагрева сырья; перегрев сырья в одном
из потоков приведет к коксованию сырья и прогоранию труб.
Печи оборудованы системой паро- и пенотушения и пожарной
сигнализацией.

Технологический и тепловой режимы работы поддерживаются
в зависимости от характера сырья и назначения процесса.

Регулирование процесса горения очень важно в целях наи-
меньшего расхода топлива и во избежание перегрева и разру-
шения труб и коксования сырья.

Правильный режим горения достигается регулировкой вво-
димых в топку: 1) топлива, 2) пара для распыления жидкого
топлива, 3) воздуха, 4) дымовых газов (при рециркуляции).

1.	Жидкое топливо должно быть безводным, высоковязкое —
предварительно подогретым, чтобы снизить потребление энергии

1 Коэффициент рециркуляции есть отношение количества рециркулирую-
щей части газов ко всему количеству газов — продуктов сгорания топлива.
100
топливным насосом. Наилучшее распыление топлива важно для
полноты горения и достигается правильной регулировкой фор-
сунки и подачей пара.

До зажигания форсунки необходимо во избежание хлопка
продуть топку водяным паром, чтобы все находящиеся там газы,
могущие дать взрыв, удалить из топки и дымоходов. Из топлив-
ного трубопровода надо спустить всю воду до появления чистого
безводного топлива. При тушении форсунки необходимо после
ее закрытия спустить из топливной линии топливо, оставив ее
свободной, чтобы избежать застывания топлива.

2.	Для поддержания правильной работы форсунки необхо-
димо подавать пар в таком количестве, чтобы цвет пламени был
соломенно-желтым; не допускать красного или коптящего пла-
мени. При правильном расположении форсунок в окнах и их точ-
ной регулировке можно добиться хорошего распыления топлива
при расходе пара 0,2—0,5 кг на каждый килограмм сжигаемого
мазута.

3.	Поддувала для подачи воздуха должны быть отрегулиро-
ваны так, чтобы обеспечить полноту сгорания топлива. Чрезмер-
ное количество воздуха недопустимо,— это приведет к перерас-
ходу топлива. Недопустимо и недостаточное количество воздуха,
которое вызовет неполное сгорание топлива и, следовательно,
также его перерасход.

4.	Точное указание на степень полноты горения дает анализ
состава дымовых газов. При нормальном избытке воздуха в топке
и полном сгорании процентное содержание углекислоты (СО2) в
газе (при жидком топливе) составляет около 12%; чем больше
избыток воздуха, тем меньше концентрация СО2 в газах. При
недостатке воздуха и неполном сгорании анализ дымового газа
обнаруживает содержание в нем окиси углерода (СО).

Важную роль играет «тяга» в печи. Недостаток разрежения
ведет к неполноте горения и расстройству всей работы печи,.

Цикл безостановочной работы установки может быть доста-
точно длительным, если соблюдается правильный режим работы.

Преждевременная остановка может быть вызвана закоксовы-
ванием труб печи вследствие перегрева их стенок и в связи с
этим частичного разложения нагреваемого сырья и отложения
кокса.

О закоксовании труб можно судить по следующим призна-
кам: 1) появление вначале розовых, а затем черных пятен на
поверхности радиантных труб; 2) температура на перевале печи
повышается, так как кокс является очень плохим проводником
тепла; 3) давление на сырьевом насосе поднимается, так как
свободное сечение труб печи уменьшается. При закоксовании
печи необходимо произвести очистку труб от кокса; работа печи,
если коксование началось, грозит осложнениями.

Ректификационные колонны. Колонны в зависимости от их
конструкции разделяются на насадочные (фиг. 34) и тарельча-
тые. Последние в свою очередь могут быть ситчатыми (теперь
редко применяемыми) и колпачковыми. Колпачковые колонны
получили самое широкое и разностороннее применение.

Для разделения нефтяного сырья на п дестилл атных фрак-
ций и остаток требуется п простых колонн. Однако на современ-
ных нефтеперегонных установках не применяют простых колонн,

Фиг. 34. Насадочная ректифи-
кационная колонна.

1 — вход сырья (например, смесь па-
ров); 2—выход паров легкой фракции;

3—ввод жидкости для орошения; 4—
ввод водяного пара; 5 — отвод недо-
гона (или флегмы); 6 — спускная труба.

а совмещают в одном аппарате не-
сколько ректификационных колонн.
Их устанавливают одну над другой
так, что конструктивно получается
как бы одна колонна. Она назы-
вается сложной колонной. Каждая
из составляющих выполняет роль
самостоятельной простой колонны.

Сложная колонна с выносными
отпарными секциями представлена
на фиг. 35. Она, как и на фиг. 24,
состоит из четырех простых ко-
лонн I—IV. На такой колонне нефть
делят на четыре дестиллатные фрак-
ции и остаток. Нефть, нагревшись
в трубчатой печи до заданной тем-
пературы, поступает в колонну I,
предназначенную для отделения ма-
зута от смеси фракций — соляровой,
керосиновой, лигроиновой и бензи-
новой. Паровой поток 4 этой смеси
направляется в колонну II, где от
смеси отделяется в виде остатка со-
ляровый дестиллат. Поток 5 смеси
паров керосина, лигроина и бен-
зина входит в колонну III. В по-
следней смесь разделяется на жидкий
керосин и смесь паров лигроина и
бензина (поток 6). В колонне IV
получаем раздельно лигроин и бен-

зин.

Отличие колонны (секции) I от
колонн II, III и IV заключается
в следующем. Вся жидкость, имею-
щаяся на нижней тарелке а кон-

центрационной части колонны I, стекает полностью на тарелки
отгонной части, где происходит ректификация жидкости. Допол-

нительное отпаривание от остатка некоторого количества
фракций происходит в самой нижней части колонны при
помощи водяного пара 7. В колоннах же II, III и IV жидкость
с последних концентрационных тарелок б, в, г частично (5, 10,
11) стекает в расположенные ниже колонны, являясь орошением
для каждой из них; другая часть жидкости (12, 13, 14) перете-
кает на верхние тарелки колонн меньшего размера 1, 2 и 3, на-
зываемых отпарными секциями. Эти последние являются частями
основной ректификационной колонны; здесь жидкость ректифи-

цируется, перетекая с тарелки на тарелку; в низу колонны отпа-
ривается дополнительное количество фракций при помощи водя-
ного пара 7 подобно тому, как это делается в колонне 1 с мазу-
том. Ректификаты — соляровый, керосиновый, лигроиновый де-
стиллаты стекают с низа соответствующих отпарных секций 1,

2, 3. Пары из каждой отпарной колонны поступают совместно

с водяным паром обратно в соответ-
ствующие секции главной колонны
(под тарелки б, в, г). С верха глав-
ной колонны отводятся пары наибо-
лее низкокипящей фракции (бензи-
на) вместе с водяным паром.

Таким образом каждая из про-
стых колонн II, III и IV (на фиг. 35
очерчены пунктиром) включает в
себя несколько тарелок главной
колонны и отдельно стоящую (вы-
носную) небольшого размера от-
парную секцию с 4—6 тарелками.

Итак, одна сложная колонна
(с добавочными небольшими отпар-
ными колоннами), показанная на
фиг. 35, выполняет ту же рабо-
ту, что и серия простых колонн на
фиг. 24.

Преимущества сложной колонны
по сравнению с серией простых ко-
лонн заключаются в том, что для
сооружения сложной колонны тре-
буется меньше металла, для ее об-
служивания меньше насосов и дру-
гих приспособлений; орошение по-
дается в одной точке (в верху ко-
лонны).

Сложная колонна с внутренними

Фиг. 35. Схема устройства
сложной ректификационной ко-
лонны с выносными отпарными
секциями.

отпарными секциями пока-

зана на фиг. 361. Такие колонны нашли широкое применение
на атмосферных нефтеперегонных установках.

Колонна разделяет нефть на четыре дестиллата и остаток
Хмазут) и состоит из четырех простых колонн I, II, III, IV. Пары,
отделившись от жидкости в испарительной часть колонны I, рек-
тифицируются в колоннах II, III, IV. Каждая из них имеет кон-
центрационную и отгонную части; первая состоит из 6—8 таре-

лок, вторая имеет две тарелки, расположенные над глухими

1 Обозначения на фиг. 36 совпадают для удобства сравнения с обозначе-
ниями на фиг. 35.
перегородками. Перегородки не имеют колпачков и отделяют
одну простую колонну от другой.

Колонна I дает два компонента: жидкий (мазут) и смесь 4
паров бензина, лигроина, керосина и солярового дестиллата. Эта
смесь поступает через проход в глухой перегородке в колонну //;
там она разделяется на: а) более узкую смесь 5 паров бензина,
лигроина и керосина, поступающую дальше в колонну III, и б) на
флегму (соляровую фракцию), которая сте-
кает с глухой перегородки. Отделение
смеси 6 паров бензина и лигроина от керо-
сина происходит в колонне III, из которой
со дна ее уходит в виде флегмы керосин,
а смесь паров бензина и лигроина проходит
в колонну IV. В колонне IV лигроин
(флегма) отделяется от бензина. Пары
последнего выходят с верха колонны и по-
ступают в конденсатор; здесь они отдают
свою скрытую теплоту испарения и конден-
сируются. Часть бензина отводится обратно
в колонну на ее орошение, часть же отби-
рается как целевой продукт.

Чтобы ректификация паров имела
место, нужно в верхнюю часть каждой ко-
лонны вводить орошение, которое пред-
ставляло бы собой нижекипящий компонент.
Для бензино-лигроиновой колонны IV та-
ким орошением и является бензин 8, воз-
вращаемый из конденсатора на верхнюю
тарелку колонны.

Для керосиновой колонны III нижекипя-
щим компонентом является смесь лигроина
с бензином. Эта смесь в виде паров 6 вхо-
дит в колонну IV. На ближайшей над ее
входом тарелке г находится близкая по со-
ставу к парам жидкость. Часть этой
жидкости стекает в колонну III по трубе И
и служит орошением. Другая часть жидко-

сти с тарелки г перетекает через сливную трубку 12 в нижнюю
часть 3 той же колонны IV, состоящую из двух тарелок. Здесь
вышекипящий компонент (лигроин) освобождается от ниже-
кипящего (бензина) и отводится с днища этой колонны как.
целевой дестиллат, лигроин.

В колонне III на тарелке в находится жидкость, близкая по
составу к парам, поступившим сюда из колонны II, и содержа-
щая керосин, бензин и лигроин. Часть этой жидкости стекает в
нижнюю (отгонную) часть 2, где от керосина отгоняются лигроин
и бензин. Керосин отводится из колонны как дестиллат. Часть
флегмы с тарелки в стекает в колонну II по трубе 10 и служит
здесь орошением.

/3

Керосин

/2.
Л
7-М=

Лигроин

$

7О\

Ж
А
7ч.
Соляр^

Нефть

7





f
J
чзут

Фиг. 36. Схема уст-
ройства сложной ат-
мосферной ректифи-
кационной колонны с
внутренними отпар-
ными секциями.
В колонне II повторяется процесс, .аналогичный процессам
в колоннах IV и III. В результате из колонны II вверх проходят
пары 5 — керосина, лигроина и бензина, снизу (/) отводится со-
ляровый дестиллат, а орошением самой нижней секции I является
флегма 9 с тарелки б — смесь 4 всех четырех фракций.

Мазут, отводимый с низа колонны, практически не содержит
керосина, лигроина и бензина.

Тарелки, расположенные ниже ввода сырья в колонну I, вы-
полняют то же назначение, что и тарелки отпарных секций, рас-
смотренные раньше; на этих тарелках отпариваются из стекаю-
щего сюда остатка жидкости более легкие фракции; эти фрак-
ции остались в момент однократного испарения в остатке, но их
требуется получить в дестиллатах..

Фиг. 37. Внутренняя отпарная секция атмосфер-
ной колонны.

Тарелки, расположенные в колонне 1 выше ввода сырья,
предназначены для отделения тяжелой флегмы от смеси испа-
рившихся фракций, поднимающихся в верхние секции сложной
колонны. Таким образом, здесь вся смесь разделяется на два-
компонента: 1) смесь паров и 2) тяжелую флегму, стекающую
вниз.

Отпарные (выпарные) секции. Внутренняя отпарная секция
(фиг. 37) состоит из тарелок 1 и 2 с колпачками, прохода 3
для паров из нижележащей секции, перфорированного парового
змеевика 4 и приспособления для орошения секции — жолоба 5,
который при помощи маховика 6 и винта 7 передвигается влево
и вправо. Над жолобом 5 расположен сливной стакан 8 для
слива жидкости из вышележащей тарелки. Продукт из стакана 8
вследствие различных положений жолоба 5 может разделяться
на две части: одна из стакана попадает в жолоб 5, оттуда в спе-
циальную коробку 9 и затем по трубопроводу 10 поступает на
орошение расположенной ниже колонны. Другая часть продукта
из стакана 8 мимо жолоба попадает непосредственно в отпар-
ную секцию, где она отпаривается и уходит в виде готового
продукта по трубопроводу 11. Двигая вправо жолоб 5, можно
•брать меньше продукта на орошение и больше давать в выпар-
ную секцию.

Кроме описанной, применяют и другие конструкции внутрен-
них отпаривающих секций в сложных ректификационных ко-
лоннах.

Между действием колонн с внутренними отпарными секциями
и колонн с выносными секциями.нет принципиального отличия.

Колонны с внутренними секциями имеют меньшее число сое-
динений, чем увеличивается герметичность, что особенно важно
для вакуумных колонн.

Применение выносных отпарных секций позволяет: а) не
усложнять конструкции и размеров главной колонны; б) отби-
рать флегму с любых тарелок и в сравнительно широких преде-
лах изменять свойства дестиллатов. Тарелка ректификационной
колонны обычно представляет собой чугунный или стальной

Фиг. 38. Схема устройства и работы тарелки с кол-
пачками.

диск. Диск имеет: 1) большое число отверстий с направленными
вверх патрубками /; 2) колпачки 2, которые прикрывают отвер-
стия; 3) одно или несколько сливных отверстий с направленными
вниз сливными патрубками 3 (переточными стаканами) (фиг. 38).

Колпачки имеют по нижнему краю вырезные зубчики или
щели 4\ такое устройство позволяет парам проходить из-под
колпачка через слой жидкости, находящийся на тарелке.

Сливные патрубки 3, возвышаясь над тарелкой, обеспечивают
поддержание на ней слоя жидкости определенной высоты. Ниж-
ний конец сливного патрубка утоплен в слое жидкости на ниже-
лежащей тарелке (фиг. 22); это создает гидравлический затвор
для потока паров; пары не могут пройти через эти патрубки,
а только через отверстия под колпачками. Такое устройство, как
мы уже знаем, обеспечивает создание наиболее тесного кон-
такта между паром и жидкостью.

На фиг. 38 путь паров показан пунктиром, путь флегмы —
сплошными линиями.

Применяются различные конструкции колпачковых тарелок.

Четкость разделения фракций определяется лабораторной
разгонкой продуктов перегонки нефти. Обычно незначительное
106
«Налегание» кривых фракционного состава вполне допустимо и
не должно порочить работу ректификационной колонны. Так,
если даже сравнительно хорошо отректифицированные два со-
седних дестиллата перегнать вторично из колбы с ректификаци-
онной колонной, то кривые разгонок дадут некоторое налегание:
в ректификационных колоннах трубчатых установок отпарива-
нием нельзя полностью отделить низкокипящий компонент от
вышекипящего, так как это требует большого расхода пара
в отпарных секциях.

При ректификации масел допустимо менее четкое разделение
фракций, что облегчает ведение процесса.

При фракционировании масляных дестиллатов необходимо:

1)	.разделить весь отгон на соответствующее количество
фракций;

2)	выделить максимальное количество наиболее ценных
фракций;

3)	получить масла с возможно высокими температурами
вспышки при данной вязкости;

4)	отделить возможно полнее углеводородную часть от смо-
листо-асфальтовых соединений.

Эти задачи вполне удовлетворительно разрешаются большин-
свом современных вакуумных колонн.

Число тарелок для отделения друг от друга двух фракций
может быть различным. Оно зависит от содержания паров этих
фракций в смеси, от температур кипения их, количества пара,
вводимого в отпаривающие секции, количества орошения, устрой-
ства тарелок и т. д. Чем больше отличаются друг от друга тем-
пературы кипения разделяемых компонентов, тем легче дости-
гается это разделение, т. е. требуется меньше тарелок и меньше
расход орошения.

В разных колоннах число тарелок для выделения одинаковых
товарных фракций колеблется в довольно значительных пре-
делах.

	Отделение	В концентра- ционной части данной секции	В отпарной секции
Бензина от	лигроина или керосина	5-12	2—6
Лигроина от Керосина от	керосина	  .  газойля или солярового	4—8	2-6
дестиллата			2—7	2—6

В вакуумных колоннах в каждой секции (соляровой, вере-
тенной, машинной, автольной и др.) применяют от 2 до 6 таре-
лок (а в отпарных секциях от 2 до 4). Таким образом, для раз-
деления светлых фракций применяют больше тарелок, чем для
разделения масляных, так как для масел требуется меньшая чет-
кость разделения.
Вспомогательные вакуумные колонны. Технологические схемы
и конструкции установок должны учитывать особенности сырья
и возможность его наилучшего использования. Указывалось, что
для глубокого отгона дестиллатов требуется весьма значительно

поднимать температуру остатка в низу колонны и энергично от-

паривать его или сильно увеличивать здесь вакуум. И то и дру-

гое нелегко, особенно при значительном числе тарелок и падении
вакуума от верха к низу колонны. Чтобы обойти эти затрудне-
ния и использовать в полной мере имеющийся вакуум, иногда

Фиг. 39. Схема работы допол-
нительной колонны.

прибегают к следующей схеме пере-
гонки (фиг. 39).

Неиспарившийся остаток (гу-
дрон) из вакуумной колонны по-
дают горячим насосом Н1 в вспомо-
гательную вакуумную колонну К1’,
там гудрон дополнительно отпари-
вают. Колонна снабжена 4—6 кол-
пачковыми тарелками, по которым
гудрон стекает вниз; навстречу ему
вводят перегретый водяной пар. В
верхней части колонны над входом
гудрона имеются отбойники или

одна-две колпачковые тарелки для
улавливания брызг. Далее смесь

К1—дополнительная вакуумная колон-
на; Hl, Н2, НЗ—насосы; Т1 — конден-
сатор; Т2—барометрический конденса-
тор; 73—холодильник для битума; AI
и А2— приемники для цилиндрового
дестиллата; ДЗ—то же для битума.

дестиллатных и водяных паров по-
ступает в конденсаторы Т1 и некой-
денсирующиеся газы удаляются эже-
ктором. Остаток обычно является

готовым битумом.

Чем выше молекулярный вес перегоняемого дестиллата, тем
большее значение для сокращения расхода водяного пара (и

уменьшения объема образующейся смеси паров) имеет повыше-

ние температуры. Поэтому перегонку гудрона для отделения наи-
более высокомолекулярных фракций особенно важно вести при
возможно высокой температуре, но не выражающей разложения.
Для этой цели иногда гудрон перед дополнительным испарением
подогревают в небольшой трубчатой печи или в змеевике, распо-

ложенном в печи для нагрева мазута.

В итоге вся перегонка нефти происходит последовательно в
три ступени: в первой (атмосферной) перегоняется нефть, во вто-
рой (вакуумной) — мазут и, наконец, в третьей (также вакуум-
ной) — гудрон.

Способы орошения колонн. Различают три способа орошения:
парциального конденсатора, острое и циркуляционное оро-
шение.

При орошении из парциального конденсатора пары частично
конденсируются в конденсаторе Т1; он помещается на колонне Л7
(фиг. 40, а), или на некотором расстоянии от нее, или внутри
нее в виде змеевика (пунктирный вариант, там же). Горячая
108
флегма стекает на верхнюю тарелку колонны и орошает ее. Пары
более легких фракций конденсируются в конечном конденсаторе-
холодильнике Т2.

~ При остром орошении (фиг. 40, б) верхний дестиллат из ко-
лонны, сконденсированный и охлажденный в конденсаторе-холо-

дильнике Т2, подается на орошение
насосом Н1 из приемника А1. Другая
часть дестиллата направляется в ре-
зервуары как готовый ректификат.

Схемы циркуляционного орошения
показаны на фиг. 41. Горячая флегма
откачивается насосом с некоторой та-
релки и после отдачи ею тепла в
теплообменнике возвращается на вы-
шележащую тарелку. Циркуляция мо-

Фиг. 40. Схемы орошения

колонны.

К1 — колонна; 7*7, ТЗ—частичные
(парциальные) конденсаторы; Т2—
конденсаторы-холодильники; Н1 —
насос для орошения; А1 — прием-
, ник для дестиллата.

жет производиться в верхнем сечении
колонны или в промежуточном. Многие
колонны орошаются комбинированно,
например острым и циркуляционным
способами одновременно (фиг. 41,6).

В колоннах трубчатых установок тепло, отнимаемое ороше-
нием, составляет несколько миллионов килограмм-калорий в час.
Отсюда понятна желательность использования теплоты орошения

Фиг. 41. Схемы циркуляционного и комбинированного
орошения.

•с— орошение в верхнем сечении колонны; б—орошение промежуточное, цир-
куляционное и острое;/ — газойль; 2 — керосин; 3— лигроин; К1— колонны; Т1—
теплообменники; Н1 — центробежные насосы для циркуляционного орошения;
Л2 — то же для острого орошения; Т2 — конденсатор-холодильник; 01—водоот-
делитель.

для предварительного нагрева перегоняемого сырья. Регенериро-
вать тепло можно при любой схеме. Однако при орошении
(фиг. 40, а) при помощи парциальных конденсаторов не удается
существенно нагреть сырье из-за невысокой температуры паров
верха колонны (на атмосферных установках). Этот способ не
дает, кроме того, гибкости регулировки температуры верха ко-
лонны и часто сопровождается разъеданием теплообменников при
конденсации паров. Циркуляционное орошение (фиг. 41, а) менее
опасно в отношении коррозии (нет конденсации паров), но флегма
не всегда имеет температуру, достаточную для высокого эффекта
регенерации, хотя и обладает большим запасом тепла. Расчетом
определяют наиболее выгодное сечение по высоте колонны, в ко-
тором при циркуляции сочетались бы: 1) большое количество-
тепла, возможное к регенерации (оно возрастает от нижних та-
релок к верхним); 2) достаточная температура флегмы на выходе
из колонны (она возрастает от верхних, тарелок к нижним);
3) сохранение высоких показателей погоноразделения и извле-
чения товарных фракций.

В атмосферных колоннах циркуляция орошения с успехом'
осуществлена под лигроиновой тарелкой (фиг. 41,6). Регенерация
тепла циркуляционного орошения: а) существенно повышает
подогрев сырья в теплообменниках, увеличивая до 30% произ-
водительность перегонной установки; б) разгружает верх колонны
от большого объема паров, уменьшает скорость и сопротивление
движению их, требует меньшей поверхности конденсаторов.

Орошение и регенерация тепла на вакуумных колоннах про-
изводятся по следующим схемам: а) ввод промежуточного цир-
куляционного орошения в нескольких точках и регенерация его
тепла; б) острое орошение верха колонны и регенерация тепла
боковых погонов; в) орошение через парциальный конденсатор
и регенерация тепла боковых погонов. Схема «а» дает наилуч-
шие результаты: требует наименьших поверхностей теплообмена,,
разгружает верх колонны. Орошение колонны в нескольких, на-
пример, в трех, сечениях (по числу боковых погонов) увеличи-
вает гибкость регулирования качества дестиллатов.

Способы создания вакуума. Создание вакуума в аппаратах
может быть произведено: а) механическим путем — при помощи
вакуумных насосов и эжекторов-, б) физическим — путем кон-
денсации паров; в) комбинированием этих двух способов, т. е.
конденсацией паров и отсасыванием неконденсируемых газов ме-
ханическими приспособлениями.

Насосы для создания вакуума (газовые насосы) откачивают
разреженные газы из аппаратов, сжимают их до атмосферного
давления и выбрасывают в атмосферу. Они могут быть поршне-
выми, ротационными и др. Часто применяют пароструйные эжек-
торы.

Конденсация паров на вакуумных установках часто произво-
дится в так называемых «сухих» конденсаторах смешения, рабо-
тающих под вакуумом при таких температурах, при которых во-
дяной пар не конденсируется. Жидкости, образующиеся при-
конденсации паров под вакуумом, можно удалять двумя спосо-
бами: 1) откачиванием насосами или 2) свободным истечением
жидкостей (самотек). При втором способе коноденсатор (баро-
метрический) помещают на соответствующей высоте. Трубу для
отвода жидкостей опускают нижним концом в жидкость. Обра-

ПО
зуется гидравлический затвор, который разобщает аппарат от
окружающей атмосферы.

Барометрические конденсаторы применяются на многих ваку-

умных перегонных установках.

Барометрические конденсаторы обычно устанавливаются ря-
дом с вакуумными фракционирующими колоннами на уровне-

верхней их части. В баро-
метрический конденсатор по-
падают преимущественно
водяные пары, в меньшей
мере пары легких углеводо-
родов и газы. Основная
масса нефтяных паров кон-
денсируется до поступления
в барометрический конденса-
тор в парциальных конденса-
торах и пародестиллатных
теплообменниках (фиг. 42).

В некоторых реже встре-
чающихся случаях баромет-
рические конденсаторы уста-

Фиг. 42. Схема соединения эжек-
торов и конденсаторов с вакуум-
ной колонной.

К1— верх колонны; Т1 — частичный кон-
денсатор-теплообменник (орошение колон-
ны); Т2— водяной конденсатор; ТЗ— баро-
метрический конденсатор; Э1 — двухсту-
пенчатый эжектор; В1— выход воды; 1 —
боковой погон; 2— вода; 3 — подогреваемое
сырье; 4—водяной пар высокого давления;

5 — выкид газов.

Фиг. 43. Барометрический конденсатор-
77, установленный непосредственно на
фракционирующей колонне К1.

Э1 — эжектор; В1 — барометрические трубы; О1—
колодец; 1 — вход горячего мазута; 2 — выход
гудрона; 3—водяной пар; 4—вода; 5—боковые
погоны; б— орошение.

навливаются непосредственно на колонне и составляют с ней
одно целое (фиг. 43). Между ними нет шлемовых труб, следо-
вательно, уменьшаются потеря напора парового потока, количе-
ство неплотностей в соединениях и засос воздуха через них
в аппараты. Все это усиливает вакуум. Однако при этом кон-
струкция барометрического конденсатора и система отвода
воды из него должны быть выполнены безупречно, чтобы
предотвратить возможность попадания воды в колонну, особенно
при аварии барометрической трубы или при других неполадках
в работе. Внезапное попадание большого количества воды в ра-
ботающую колонну может привести к крупным авариям.

Всякий конденсатор,. где конденсируются пары, понижает
давление в системе. Чему оно равно? Если в системе после кон-
денсации паров имеется только конденсат, то давление равно
упругости его паров над жидкостью при температуре конден-
сации.

В барометрический конденсатор поступают не только водя-
ные пары, но также и следующие вещества: а) газообразные
углеводороды (около 0,1% веса перегоняемого на трубчатой
установке сырья); б) воздух из водяного пара и из охлаждающей
воды; в) воздух, засасываемый снаружи через неплотности в
соединениях; г) пары углеводородов при недостаточной их кон-
денсации в предшествующих конденсаторах (обычно менее 1 %
веса перегоняемого сырья). Воздуха выделяется из воды тем
больше, чем меньше давление в аппарате и выше температура
отработанной воды.

В барометрическом конденсаторе остаточное давление Р
больше упругости водяных паров при температуре их конденса-
ции и равно парциальной упругости этих паров (рп) плюс пар-
циальное давление неконденсированных газов (рг)-

Р = р,, + р, мм рт. ст.	(26)

§ 22. Устройство и действие атмосферных трубчатых перегонных
установок

Установки с однократным испарением. Типовая схема уста-
новки показана на фиг. 44. Нефть одним из двух паровых насо-
сов Н1 прокачивается последовательно через пародестиллатные
теплообменники Т1. Предварительно подогретая нефть проходит
через водогрязеотделители 01, работающие параллельно. Затем
нефть нагревается в дестиллатных теплообменниках Т2, мазут-
ных ТЗ и, наконец, поступает в печь П1 при 170—175°. Из печи
нефть при температуре 330° или несколько выше поступает в
ректификационную колонну К1, снабженную отпарными сек-
циями. В колонне отделяются бензин, который отводится с верха
колонны, и боковые погоны, например лигроин, керосин, газойль,
соляровый дестиллат (или парафиновый). Пары бензина и водя-
ной пар конденсируются и охлаждаются в теплообменниках Т1
и в водяных холодильниках Т4, Бензин отделяется от воды в
водоотделителе 02 и из приемного бачка А1 подается в резер-
вуар, другая же его часть насосом Н2 направляется для ороше-
ния колонны. Боковые дестиллаты проходят в водяные холодиль-
ники Т5, Тб, Т7. Мазут с низа колонны насосом ИЗ прокачи-
вается через теплообменники ТЗ и охлаждается в холодиль-
112
нике Т8. Нефть от воды и грязи отстаивается в водоотделителях
при 80—90° и давлении 10—11 ат в течение 50—70 мин.

Отработанный пар из насосов поступает в пароперегреватель,
расположенный в печи П1,

Установки с двукрат-
ным испарением. Описы-
ваемая в качестве при-
мера установка имеет две
трубчатые печи (фиг. 45).

Холодная нефть цен-
тробежным насосом Н1
прокачивается через ли-
гроиновый теплообмен-
ник Т1, где подогревается
до 85—90°. Дальше двумя
потоками нефть проходит

оттуда идет в колонну.

Фиг. 44. Схема атмосферной перегонной
установки с однократным испарением.

Н1—сырьевой насос; Т1 — пародестиллатный тепло-
обменник; 01— водо-грязеотделитель; Т2 — дестил-
латный теплообменник; ТЗ—мазутный теплообмен-
ник; П1 — трубчатая печь; К1—ректификационная
колонна; Т4—Т8 — холодильники; 02— водоотдели-
тель; А1— бачок для орошения; 112— насос для оро-
шения; ИЗ—мазутный насос.

через два керосиновых
теплообменника Т2, отде-

ляется от воды и грязи
в отстойнике Q7, нагре-
вается до 160° в мазутных
теплообменниках ТЗ и вхо-
дит в первую колонну К1

на 12-ю тарелку. Сюда же

на 3-ю тарелку поступает часть полумазута из печи П1 при 340°.
Верх колонны К1 при 105° дает бензин. Полумазут со дна ко-
лонны центробежным насосом Н2 прокачивается двумя пото-

Фиг. 45. Схема атмосферной перегонной установки с двукратным испаре-
нием.

ками через две печи П1 и П2, откуда при 340—345° полумазут
входит во вторую колонну К2, часть же его — в первую колонну,
как упоминалось. Верх второй колонны дает лигроин (165°).
Боковые погоны, керосин и соляровый дестиллат отпариваются
в выносных отпарных секциях КЗ и К4. Керосин прокачивается

8 Зак. № 1779.	113
Фиг. 46. Схема советской атмосферной труб-
чатой установки (с предварительным испаре-
нием).

через теплообменники Т2 и погружной холодильник Т4 в прием-
ники. Соляровый дестиллат идет непосредственно в холодиль-
ник Т5. Пары бензина и воды из первой колонны конденсируются
в погружных конденсаторах Тб. Бензин проходит в водоотдели-
тель 02 и направляется в приемник, часть же его подается на-
сосом НЗ для орошения первой колонны. Таков же путь лигроина
с верха второй колонны с той лишь разницей, что лигроин от-
дает предварительно подогреваемой нефти свое тепло конден-
сации в теплообменнике Т1. Мазут со дна второй колонны про-
качивается через тепло-
обменники ТЗ и холо-
дильник Т7.

Итак, в описанной
схеме осуществлена
первая ступень испаре-
ния нефти в колонне
до поступления сырья
в печь. Запас тепла
приобретается сырьем
в теплообменниках.
Тепло вводится в ниж-
нюю часть колонны
с потоком горячего по-
лумазута, также цирку-
лирующего в системе
печь — колонна. Печь
выполняет роль кипя-
тильника колонны К/.

Это позволяет держать температуру в низу колонны около 210°.

Установки с предварительным испарением. В схеме этих
установок объединены положительные стороны рассмотренных
выше установок: осуществлено предварительное испарение на-
гретого в теплообменниках сырья; вместе с тем вся сумма паров
ректифицируется, как и на установке, показанной на фиг. 44,
в одной общей для всех фракций колонне. Достигается это тем,
что пары отводятся из испарителя в ректификационную колонну.
Отбензиненная в испарителе нефть поступает в печь и оттуда
в ту же колонну (фиг. 46).

Нефть насосом Н1 прокачивается двумя потоками через ряд
теплообменников: один поток — через дестиллатные керосиновые
подогреватели Т1 и часть мазутных Т2\ другой поток — через
теплообменники для циркуляционного промежуточного ороше-
ния ТЗ и через мазутные теплообменники Т2. После отделения
воды и грязи в водоотделителях 01 нефть дополнительно нагре-
вается в мазутных теплообменниках и общим потоком поступает
в предварительный испаритель И1. Оттуда пары бензина на-
правляются в нижнюю часть ректификационной колонны КТ, ча-
стично отбензиненная нефть забирается двумя горячими паро-
выми насосами Н2 с низа испарителя и прокачивается через две
параллельно работающие трубчатые печи П1 и П2< Из печей
оба сырьевых потока направляются при 330—350° в ректифика-
ционную колонну KJ. Мазут из колонны откачивается центро-
бежным насосом НЗ через подогреватели нефти Т2, холодиль-
ник Т4 и направляется в резервуар.

Бензин с верха колонны направляется в конденсатор Т5
и после конденсации и охлаждения проходит в водоотдели-
тель 02, смонтированный вместе со скруббером. Скруббер оро-
шается водой, чтобы конденсировать наиболее легкие фракции
бензина, поступающие туда из конденсатора Т5. Отделенный от
воды суммарный бензиновый дестиллат частью закачивается на-
сосом Н4 на верх колонны К1 (острое верхнее орошение); дру-
гая часть бензина направляется в приемники.

Боковыми погонами являются лигроин, керосин и соляровый
дестиллат или лигроин и дизельное топливо. Три боковых по-
гона, кроме солярового дестиллата, поступают из колонны К1 в
соответствующие отпарные секции, смонтированные в общей ко-
лонне Т\2, установленной над испарителем И1. Потоки с высокой
температурой, так же как керосиновый или дизельное топливо,
проходят через теплообменники — подогреватели нефти (на схеме
не показаны теплообменники дизельного топлива), а затем через
водяные холодильники.

Флегма для циркуляционного орошения забирается насо-
сом Н5 с одной из верхних тарелок и, охладившись в теплооб-
менниках ТЗ, возвращается на вышележащую тарелку. Тепло,
полученное сырьем от орошающей жидкости, составляет 30—35%
всего регенерированного на установке тепла. Расход топлива на
перегонку составляет 1,8% при температуре нефти 190° перед
поступлением ее в печь. До осуществления циркуляционного
орошения расход топлива составлял 2,3% от веса перегоняемой
нефти.

Мятый водяной пар от печных насосов направляется в паро-
перегреватель; оттуда он поступает в низ ректификационной ко-
лонны и во все отпаривающие секции.

Для борьбы с разъеданием аппаратуры на описанных уста-
новках применяют ввод соды в нефть (в сырьевую линию перед
приемом у насоса) и ввод газообразного аммиака в верхнюю
часть ректификационной колонны. Аммиак, расходуемый в ты-
сячных долях процента по отношению к весу перегоняемой нефти,
связывает соляную кислоту и превращает ее в нейтральное соеди-
нение — хлористый аммоний; последний растворяется в воде и
вместе с ней удаляется из водоотделителя.

Бензиновый дестиллат тут же, до поступления в резервуары,
обрабатывается раствором щелочи для удаления сероводорода.
Если сероводород не удалить своевременно, то при хранении
бензина он в результате окисления его кислородом воздуха вы-
деляет свободную серу. Сера растворяется в бензине и услож-
няет его последующую очистку.
§ 23. Вакуумные и атмосферно-вакуумные перегонные установки

строе развитие перегонки мазута

Фиг. 47. Схема советской вакуумной пе-
регонной установки.

Вакуумные установки. Строительство вакуумных трубчатых
установок началось в 1928 г., когда в эксплуатацию вошла
первая советская заводская установка для перегонки масля-
ного гудрона из кубовых батарей. С 1930 г. начинается бы-
на вакуумных трубчатых
установках.

Основные преимущества
вакуумных трубчатых уста-
новок по сравнению с ранее
применявшимися кубовыми
батареями: 1) увеличение от-
бора вязких масел; 2) улуч-
шение их качеств; 3) улуч-
шение погоноразделения и
увеличение глубины перегон-
ки; 4) сокращение капиталь-
ных и эксплуатационных за-
трат на перегонку.

Вакуумные установки для
перегонки мазута (фиг. 47).
Установки предназначены
для получения дестилл атных
и остаточного смазочных ма-
сел или для получения широ-
кой газойле-соляровой фрак-
ции — сырья для крекинга.
Мазут сырьевым насосом Н1
прокачивают через тепло-
обменники Т1, Т2, ТЗ, где
используется тепло боковых

дестиллатов колонны и тепло остатка — гудрона или полу-
гудрона. Горячий мазут поступает в трубчатую печь П1,
разделяясь перед входом на два потока — левый и правый.
Каждый поток проходит два ряда радиантно-конвекционных труб
(в низу печи) и боковой экран в верхней камере сгорания. Перед
входом в трубы потолочного экрана потоки сливаются.' Из печи
мазут поступает в ректификационную колонну К1. Последняя
имеет небольшое число тарелок, например семь, для ректифика-
ции паров и три тарелки в отгонной суженной части для отпа-
ривания и ректификации жидкости; обе части отделены друг
от друга отбойником — решетчатой зигзагообразной перего-
родкой.

Первые две тарелки над отбойником дают веретенный дестил-
лат, третья и четвертая — трансформаторный, пятая и шестая —
соляровый. Отпаренный в отгонной секции полугудрон насо-
сом Н2 прокачивается через гудронные теплообменники ТЗ, во-
дяной погружной холодильник Т4 и направляется в емкость;

Пб
в дальнейшем он подвергается очистке для получения о'статочных
масел *.

Веретенный дестиллат подогревает сырье в теплообмен-
нике Т2, трансформаторный — в двух теплообменниках ТГ, окон-
чательно дестиллаты охлаждаются в водяных погружных холо-
дильниках Т5 и направляются в приемники. Соляровый дестил-
лат непосредственно проходит в водяной холодильник и посту-
пает в приемник, откуда частично подается на седьмую тарелку
колонны для орошения1 2. Все насосы, забирающие дестиллаты и
остаток из-под вакуума, расположены между колонной и тепло-
обменниками. Несконденсированные пары проходят в барометри-
ческий конденсатор Тб, газы отсасываются двумя эжекторами;
сброс воды —в колодец 01.

Схема установки несложна, установка проста в обслужива-
нии, гибка в работе — позволяет перегонять мазуты разнообраз-
ных нефтей с различной глубиной отбора, давая хорошие каче-
ства и выходы дестиллатов.

Характерные черты описанной схемы трубчатых вакуумных
установок следующие.

1.	Для подогрева сырья в теплообменниках используется не-
большое количество жидкостных потоков — наиболее крупных
источников тепла, а именно: остатка перегонки, одного или двух
боковых дестиллатов и потока промежуточного орошения. Паро-
дестиллатные теплообменники отсутствуют. Все теплообменники
включаются обязательно на линии выкида насосов и работают
под давлением.

2.	Сырье, проходя печь, доводится до максимально допусти-
мой температуры (425°). В зоне испарения в колонне держат
возможно более высокую температуру. Сильное снижение темпе-
ратуры при испарении предотвращается частичным испарением
жидкости в трубах печи либо циркуляцией части перегоняемого
сырья через печь.

Остаточное давление в зоне испарения в колонне в наихудших
(летних) условиях не должно превышать 55—70 мм.

3.	Для регулирования температуры верха колонны на две
верхние тарелки подается орошение; для этой цели используется
циркулирующий поток жидкости — верхний боковой погон без
регенерации его тепла (вследствие низкой температуры). Одна
или две средние фракции применяются в качестве циркулирую-
щего промежуточного орошения. Тепло, вносимое последним ви-
дом орошения, — один из основных источников регенерации
тепла на установке.

4.	Мазут вводится в печь двумя потоками; регулируются они
автоматически. Потоки соединяются в один, который с увеличен-

1 Указанный перечень продуктов перегонки является примерным и может
изменяться в зависимости от качеств перегоняемого мазута.

2 Кроме орошения верха колонны, имеется возможность орошать тарелки
отбора дестиллатов, как показано на схеме.
ной скоростью проходит через один или два ряда потолочных
труб. Последние пять или несколько больше труб имеют диа-
метр, увеличенный по сравнению с остальными трубами потолоч-
ного экрана.

5.	Отгонная часть колонн меньшего диаметра, чем концентра-
ционная, помещается внутри общей обечайки колонны, которая
имеет одинаковый диаметр по всей высоте.

Тарелки в колоннах устанавливаются из расчета по две на
каждую отбираемую фракцию. Тарелка свободно лежит на
угольнике жесткости и поддерживающих балках, это устраняет
натяжения при нагреве и полностью исключает разрывы. Рас-
стояния между тарелками доводятся до 900 мм\ это значительно
облегчает монтаж, ремонт и чистку.

Вакуумные установки, работающие по другим схемам, имеют
следующие отличия от описанной установки. Дестиллаты откачи-
ваются насосами из вакуумных приемников, а не из колонны.
Дестиллатные теплообменники включены в схему между колон-
ной и насосами. Таким образом, под вакуумом находятся, кроме
колонны с выносными отпаривающими секциями, также и тепло-
обменники, приемные бачки и многочисленные соединения, свя-
зывающие всю эту аппаратуру.

Атмосферно-вакуумные установки. Примером подобных уста-
новок является установка, показанная на фиг. 48.

Нефть подается насосом Н1 через теплообменники Т\1 кероси-
нового орошения, через парциальный конденсатор ТЗ и гудрон-
ный теплообменник Т2 в гряаеотделители 01, затем в печь П1
и колонну К1 атмосферной части установки. Бензин через кон-
денсатор смешения Т4 и водоотделитель 02 направляется в
приемное отделение, а часть его направляется на орошение верха
колонны К1. Лигроин, керосин и газойль отпариваются в соответ-
ствующих секциях колонны КЗ.

Мазут забирается горячим паровым насосом Н2 с низа ко-
лонны К.1, при температуре 250—260° и давлении 12—20 ат на-
118
гнетается в печь П2 вакуумной части установки и нагревается
там до 410—420°. Из печи мазут поступает в вакуумную ко-
лонну К.2. С верха колонны пары солярового дестиллата проходят
парциальный конденсатор ТЗ, обогревая поступающую нефть, и
идут в соляровые конденсаторы Т5. Несконденсировавшиеся пары
и газы поступают в барометрический конденсатор; дополнитель-
ный вакуум создается эжектором.

Отбор боковых дестиллатов может производиться с любых
тарелок в зависимости от требуемых качеств получаемых дестил-
латов. Гудрон откачивается с низа колонны К2 насосом НЗ и че-
рез гудронный теплообменник Т2 для нефти и холодильник Тб
поступает в приемники.

Перечень дестиллатов, показанных на фиг. 48, относится к
перегонке легкой биби-эйбатской нефти. Выход мазута состав-
ляет примерно 50% количества перегоняемой нефти, выход всех
масляных дестиллатов 63—65% количества мазута, поступившего
на вакуумную секцию.

Описанные выше системы перегонных установок не исчерпы-
вают всего разнообразия существующих схем. Комбинации аппа-
ратов установок могут выполняться и по другим схемам в за-
висимости от многих и разнообразных условий. Основные разли-
чия между отдельными типами — в числе ступеней испарения и,
следовательно, в числе печей и колонн и способа их взаимного
сочетания.

Но даже и для одного и того же типа установки существуют
разнообразнейшие варианты в отношении других, более второсте-
пенных признаков — системы орошения колонн, число, устрой-
ство и взаимосвязь теплообменников, отпарных колонн и др.
Более того решительно все установки, сооруженные по определен-
ной схеме, подвергаются время от времени переделкам и усовер-
шенствованиям в связи с изменяющимися условиями производ-
ства.

На установках различных систем внесены изменения в связи
с необходимостью отбора реактивного топлива, в других слу-
чаях — отбора широкой газойлево-соляровой фракции как сырья
для крекинг-процесса и т. п. Поэтому, изучая описываемые здесь
схемы, читатель должен постоянно помнить об их условности, их
только примерном характере. То же относится и к упоминаемым
показателям технологического режима — температурам, давле-
ниям и др.

§ 24. Технологический режим, показатели работы
и реконструкция перегонных установок

Технологический режим. Установление режима всякой пере-
гонной установки определяется в основном качеством исходного
сырья и заданными номенклатурой и качествами продуктов пе-
регонки.
На атмосферных трубчатых перегонных установках темпера-
тура верха ректификационной колонны устанавливается в зави-
симости от того, какой конец кипения должен иметь бензиновый
компонент, получаемый при перегонке данной нефти (§ 104).

Примерный технологический режим работы атмосферной
установки с предварительным испарением при работе ее на су-
раханской нефти по схеме фиг. 46 следующий.

Давление на выкиде сырьевого насоса перед

теплообменниками ......................... 15—16 ати

Давление в водогрязеотделителях.............. 5—6

Температура нефти в них........................ 120—125°

Температура нефти перед поступлением в испа-
ритель ..................................... 160—180°

Давление в испарителе.........................меньше	1,0 ати

Давление на входе в печь ........................... 20	,

Температура отбензиненной нефти при входе в
печь................... .................... 150—170°

То же на выходе из печи...................... 330- 335

Температура на верху ректификационной колонны 105—110°*

Температуры, °C:
лигроинового потока ........................ не > 150

керосинового потока....................... 200—220

солярового масла ........................... 275

* Перегонка происходит в присутствии перегретого водяно-
го пара.

В табл. 4 приведен пример показателей режима работы
вакуумной трубчатой установки.

Таблица 4

Наименование контрольных точек

Трубчатая печь

Выход мазута (с вводом перегретого
водяного пара в трубы печи) . .

Выход мазута (без ввода водяного
пара).........................

Дымовые газы над перевалом . . .

Вакуумная колонна

Испарительная часть ..........

Верх колонны..................

Веретенный дестиллат..........

Машинный „	..........

Легкий цилиндровый дестиллат . .
Тяжелый цилиндровый ,	. .

Температура, °C	Остаточное давление, мм рт. ст.
425—435		
415—420		
до 900	—
~400	— 140
220—240	60—80
230—250	—
260—305	—
315-325	—
350—370	—
Производственные показатели работы установок. Хорошая
работа перегонных установок характеризуется следующими по-
казателями: 1) наибольшим использованием установок во вре-
мени, т. е. минимумом простоев; 2) наибольшей фактической
производительностью по сырью; 3) наилучшим использованием
сырья — глубоким отбором продуктов, высоким извлечением их
по сравнению с потенциальным содержанием, минимальными
потерями сырья и вспомогательных материалов и др.; 4) высо-
ким качеством получаемых продуктов; 5) соблюдением устано-
вленных норм и разумной экономией расходования всех видов
энергии и вспомогательных материалов; 6) как результат всего
этого — наибольшим снижением себестоимости производства по
сравнению с планом.

Системы атмосферных и вакуумных перегонных установок
в основном определились уже около 20 лет назад, и на ново-
стройках они повторяются с очень небольшими вариациями.
Дальнейшее совершенствование касается отдельных узлов или
аппаратов.

Крупным усовершенствованием установок прямой перегонки
нефти явилось введение Азнефтепроектом промежуточного цир-
куляционного орошения в лигроиново-керосиновой секции
колонны. Промежуточное орошение в середине сложных колонн
несколько ухудшает процесс ректификации; для достижения
той же четкости разделения требуется большее число тарелок.
Однако промежуточное циркуляционное орошение дает много
преимуществ (§21). Первые советские атмосферные трубчатые
установки (фиг. 46), спроектированные на производительность
3500 т нефти в сутки, смогли повысить производительность почти
до 5000 т/сутки в основном благодаря применению промежуточ-
ного орошения.

Циркуляционное, верхнее и промежуточное орошение введено-
также и в вакуумных колоннах. Вследствие этого: 1) достигнута
лучшая регулировка температур в колонне по сравнению с оро-
шением из парциальных конденсаторов; 2) усилен предвари-
тельный подогрев мазута в теплообменниках горячим потоком
циркулирующего орошения; 3) повышена производительность
установок.

Увеличение глубины отбора на вакуумных установках очень
важно для лучшего использования сырья. Если в печах имеются
трубы с увеличенным диаметром в последних рядах экрана (по-
ходу потока сырья), то отбор дестиллатов доходит до 70%; при
малом диаметре труб отбор составляет только 60—62%. В по-
следнем случае не происходит или сокращается степень испаре-
ния сырья в трубах печи, в большей степени должно испаряться
сырье в колонне, но тепло, необходимое на испарение, отнимается
от самого сырья, поэтому температура в испарительной части
колонны снижается и как следствие уменьшается глубина
отгона.

Глубину отгона можно повысить, не только усилив испарение-
в печи путем увеличения диаметра последних труб печи, но
и при помощи следующих мероприятий: 1) устройством допол-
нительного испарителя гудрона с более глубоким вакуумом, чем
в колонне; 2) созданием циркуляции гудрона (или лучше недо-
гона из испарительной части колонны) по замкнутой схеме: низ
колонны — печь — испарительная часть колонны; рециркуляция
позволяет повысить температуру испарительной части колонны;
3) вводом водяного пара в трубы увеличенного диаметра; это
позволяет повысить скорость прохождения сырьевого потока че-
рез трубы и поднять его температуру на выходе из печи до 435°
и выше без угрозы разложения.

Первые два мероприятия связаны с осложнением схемы уста-
новок, третье свободно от этого недостатка и потому практи-
куется на многих установках.

Удельный расход топлива на перегонку зависит как от кон-
струкции аппаратуры, особенно печей, так и от условий экс-
плуатации установки. На многих перегонных установках имеется
пережог топлива в результате неудовлетворительной эксплуата-
ции, недостаточно умелого и внимательного ухода за печами;
только из-за неправильного режима работы топок пережог топ-
лива достигает 10% и выше по сравнению с нормально требую-
щимся расходом топлива.

Важным показателем тепловой работы трубчатой печи
является коэффициент полезного действия, показывающий, ка-
кую часть тепла, выделившегося при сгорании топлива, полезно
используют на нагрев сырья. Фактически наблюдающийся к. п. д.
трубчатых печей одного и того же типа колеблется от 65 до 80%.
Низший предел — показатель неудовлетворительной эксплуата-
ции печей. Обычно к. п. д. трубчатых печей составляет 72—75%.
Опыт стахановской работы показал, что для большинства рабо-
тающих, вполне исправных печей можно достигнуть к. п. д.
около 80%.

Для этого надо: 1) содержать в надлежащем состоянии фор-
сунки и воздушные регистры; 2) вести правильный режим про-
цесса горения топлива; 3) держать в чистоте поверхность на-
грева — наружную и внутреннюю поверхности трубчатого
змеевика; 4) устранить непроизводительный подсос воздуха
в печь и газоходы; 5) содержать в порядке газовый тракт
в печи, устранить излишние сопротивления на пути газового по-
тока; 6) правильно отрегулировать и, если надо, сменить и улуч-
шить устройство дымососов, вентиляторов, рекуператоров; 7) на-
ладить четкую работу контрольно-измерительных приборов;
8) иметь хорошую тепловую изоляцию печей; 9) обеспечить воз-
можно полное обезвоживание и обессоливание сырья; 10) под-
держивать постоянный технологический и тепловой режимы
печей.

Материальный баланс перегонной установки в целом, если
ограничиться только основными материальными потоками
(сырье, продукты), выглядит, например, так:
1. Взято на вакуумную перегонку мазута би-

би-эйбатской нефти (легкой)............... 100% (вес.)

2.	Получено:

газойля и солярового дестиллата .... 22,0% (вес.)

дестиллата веретенного	масла..........5,0

машинного	„	 21,0

„	легкого цилиндрового масла 13,0

„	тяжелого цилиндрового масла 9,0

гудрона ..............................29,5

Итого полупродуктов .... 99,5

3.	Потери производства...................... 0,5

Баланс ... 100,0% (вес.)

§ 25.	Основы эксплуатации перегонных установок

Контроль и регулирование работы. В основе регулирования
процесса перегонки, как и всякого другого процесса переработки
нефти, лежат три источника контрольных операций: 1) лабора-
торный анализ качеств сырья, полуфабрикатов (например, ком-
понентов) и продуктов, а также качеств вспомогательных мате-
риалов, например щелочей, применяемых для предупреждения
коррозии аппаратуры; 2) пользование приборами для контроля,
измерения и регулирования технологического процесса; 3) непо-
средственное наблюдение персонала за поведением и состоянием
оборудования, аппаратуры, коммуникаций и установки в целом.

Лабораторные анализы выполняются по определенной для
каждой установки программе и являются важнейшим руководя-
щим материалом для создания необходимого режима работы
установки. Система и техника лабораторного контроля произ-
водства отчасти были описаны ранее, подробнее они рассматри-
ваются в специальном курсе.

Контрольно-измерительные и регулирующие приборы позво-
ляют поддерживать созданный режим работы. Новейшая тех-
ника широко применяет автоматическое регулирование техноло-
гических процессов.

Наиболее ответственными объектами регулирования являются
трубчатые печи и ректификационные колонны.

В трубчатой печи основной параметр, требующий регулиро-
вания, — температура сырья на выходе из печи; на некоторых
печах, где позволяет их схема и конструктивное устройство, ре-
гулирование этой температуры возможно путем непосредствен-
ного воздействия на количество сжигаемого в печи топлива;
в других случаях прибегают к косвенному регулированию темпе-
ратуры сырья на выходе через регулирование потоков сырья,
поступающих в печь, температуры топочных газов, давления
топливного газа или количества жидкого топлива.

Основные регулируемые параметры работы ректификацион-
ных колонн:

1)	температура верха колонны; регулируется подачей оро-
шения;
2)	уровень жидкости в колонне или в вакуумных бачках (для
вакуумных установок) — поплавковый или другого типа регуля-
тор уровня — автоматически действует на клапан, установлен-
ный на линии отвода этого продукта из колонны или на паро-
проводе к насосу, который откачивает жидкий остаток из ко-
лонны;

3)	количество сырья, поступающего в колонну.

Практикующаяся на некоторых установках ручная регули-
ровка уровней жидкости по пробоотборным краникам в закры-
тых аппаратах несовершенна и нередко приводит к осложне-
ниям.

Предупреждение и ликвидация аварий и неполадок. Ава-
рии — непредвиденное нарушение нормальной работы нефтепе-
рерабатывающей установки или ее части — сопровождаются ма-
териальным убытком.

Чаще всего причиной аварии является нарушение устано-
вленных технологических и производственных инструкций, пра-
вил технической и противопожарной безопасности.

Характер производственных неполадок и аварий может быть
различен, например: 1) внезапное прекращение подачи сырья
или топлива из-за повреждения трубопроводов, насосов, резер-
вуаров и других причин; 2) внезапное прекращение подачи во-
дяного пара, электроэнергии, воды; 3) прогар труб в печи; появ-
ление течи в местах соединений труб — в двойниках.

Во всех этих случаях, если авария не может быть быстро
ликвидирована, надо немедленно остановить установку и одно-
временно вызвать пожарную команду.

Пуск и остановка перегонных установок. Пуск в работу пе-
регонной установки после капитального ремонта производится
в такой последовательности: 1) опрессовка аппаратуры, 2) хо-
лодная циркуляция; 3) горячая циркуляция; 4) вывод на задан-
ный режим и отрегулировка режима.

Нормальная остановка перегонной установки производится
так: постепенно снижают производительность, затем останавли-
вают печи и освобождают их от сырья (выдавливают струей
водяного пара сырье в колонну), продувают змеевик труб водя-
ным паром, отключают печь от других аппаратов и осторожно
открывают двойники.

Колонну после освобождения от жидкости продувают водя-
ным паром, промывают холодной водой, отключают от смежной
аппаратуры и последовательно открывают люки.

При аварийной остановке в случае прогара труб печи быстро
тушат все форсунки у печи, останавливают сырьевой и топлив-
ный насосы, пускают водяной пар в камеру сгорания, выдавли-
вают в колонну сухим перегретым водяным паром горячую
нефть из трубчатого змеевика и продувают его паром. Дальше
поступают, как при нормальной остановке.
§ 26.	Организация труда на перегонных установках

Общие указания. Система организации труда складывается
из многих элементов, в том числе: 1) умения выбрать наиболее
подходящих людей для выполнения определенных обязанностей
в процессе производства; 2) правильной расстановки людей на
рабочих местах (в правильном распределении между ними про-
изводственных обязанностей); 3) выдачи совершенно четких
и ясных заданий и инструктирования о способе осуществления
заданий; 4) справедливого учета количества затраченного труда
для выполнения порученной работы и проверке качества ра-
боты; 5) заблаговременной подготовки рабочего места (забота
об исправности оборудования, обеспечение сырьем, материа-
лами, реагентами, инструментами и т. п.); .6) правильной оценки
работы и исчислении заработной платы.

Как нельзя вести технологический процесс, не зная в тонко-
стях всех его деталей и особенностей, так нельзя руководить
работой на производстве, не зная людей, с которыми работаешь.
Оценив людей и умея подготовлять и воспитывать новые кадры
для выполнения многообразных и сложных функций в производ-
ственном процессе, руководитель обязан поощрять способных,
подготовленных и помогать тем, которые хотя еще и не освоили
производства, но имеют все данные к освоению такового.

Производственная инструкция должна давать не только ука-
зания по чистой технологии, — в ней должны указываться взаим-
ная связь рабочих на производстве (порядок подчиненности одних
лиц другим), характер связи между должностями, распределе-
ние обязанностей между основными, вспомогательными и под-
собными рабочими и т. п.

Как бы обстоятельны и подробны ни были письменные
инструкции и правила, они ни в какой мере не могут заменить
повседневного устного активного инструктирования.

Многообразнейшие и сложные вопросы, возникающие в про-
цессе работы, могут удовлетворительно разрешаться лишь при
условии, что каждое указание, задание вышестоящего должност-
ного лица сопровождаются ясным, точным разъяснением,
инструктированием исполнителей о формах и способах выполне-
ния задания; при этом надо также разъяснить последствия,
которые могут произойти в результате неточного выполнения
задания.

Помимо инструктивных указаний по отдельным вопросам
руководители обязаны практиковать систематические коллектив-
ные собеседования, производственные совещания и другие
формы занятий. На этих занятиях разбираются наиболее харак-
терные случаи из жизни производства, подытоживается и обоб-
щается коллективный опыт работы. Особенное развитие и боль-
шое значение эта форма инструктирования, являющаяся пре-
красной школой производственного обучения, получила в связи
с развитием стахановских методов работы. Живая беседа, в ко-
торой стахановец передает свой опыт товарищам по работе, —
один из лучших активных методов производственного инструк-
тирования.

Распределение обязанностей. Каждая из нефтеперерабаты-
вающих установок обслуживается технологической бригадой.
Она возглавляется начальником установки или бригадиром уста-
новки. В обязанности начальника (бригадира) входит техниче-
ское и административное руководство работой установки
в целом. Технологическая бригада работников установки распре-
деляется на вахтенные или сменные бригады, число которых за-
висит от продолжительности рабочего дня: при восьмичасовом
рабочем дне имеются 3,5 или 4 бригады, при шестичасовом —
4,5 или 5.

Сменную бригаду возглавляет оператор (или старший опе-
ратор). Он непосредственно ведет технологический процесс
в соответствии с технологической картой, технологической
инструкцией и на основании текущих заданий начальника уста-
новки. В частности, он контролирует качество сырья и получае-
мых продуктов, производительность установки, выход продуктов,
глубину их отбора, отбор от потенциала; регулирует и ежечасно
регистрирует поступление сырья, технологический режим (тем-
пературы, давления и др.) в основных узлах установки (на неко-
торых установках часть этих операций поручается помощникам
операторов); следит за состоянием аппаратуры и оборудования,
за соблюдением правил и инструкций по противопожарной тех-
нике и технике безопасности, за экономным расходованием водя-
ного пара, воды, электроэнергии, реагентов и т. п.; в присут-
ствии начальника установки он лично пускает и останавливает
установку.

Рабочее место оператора — у основного контрольного щита
в операторной. Контроль и ведение технологических процессов
осуществляются по показаниям контрольно-измерительных и ре-
гулирующих приборов, по результатам текущих лабораторных
анализов и замеров емкостей и т. п.

Численный состав вахтенной бригады зависит от назначения
и типа нефтеперерабатывающей установки, ее технологической
схемы, мощности и др. Каждый член бригады обслуживает
определенную группу аппаратов или оборудования, за работу
и состояние которых он несет полную ответственность. Для
каждого члена бригады имеются утвержденные права и обязан-
ности.

Все сказанное выше относится к любой нефтеперерабаты-
вающей установке и в дальнейших главах повторяться не будет.

Бригады на установках, прямой перегонки нефти и мазута.
Вахтенная бригада на атмосферной двухпечной трубчатой уста-
новке (показанной на фиг. 46) состоит из оператора, двух по-
мощников оператора и масленщика, на атмосферно-вакуумных
установках — из старшего оператора, оператора, одного или
двух помощников оператора, машиниста или масленщика и де-
126
журного слесаря. Обязанности оператора (старшего оператора)
приведены выше.

Один из помощников оператора обслуживает трубчатые
печи, регулирует процесс горения, наблюдает за состоянием
труб в печах, проверяет давление водяного пара и число ходов
насосов, зачищает водогрязеотделители, наблюдает за работой
теплообменников.

Другой помощник оператора обслуживает ректификацион-
ные колонны, оросительный насос, водоотделители, холодиль-
ники, приемники, вакуум-эжекторы и барометрический конден-
сатор (на вакуумной установке).

Машинист обслуживает печные и все другие насосы и свя-
занные с ними двигатели и контрольно-измерительные приборы;
обслуживает холодные и горячие вентиляторы. Во время теку-
щего ремонта установки машинист производит ревизию насосов
и руководит их ремонтом.

§ 27.	Приемы работы новаторов на перегонных
установках

Способы достижения высоких производственных показателей
многочисленны и разнообразны; однако их можно свести к сле-
дующим семи основным положениям: 1) установление оптималь-
ного технологического режима и тщательное соблюдение его
постоянства для данного вида сырья и заданных качеств про-
дуктов; 2) внимательный уход за аппаратурой и хорошее каче-
ство ее ремонта; 3) систематический анализ показателей работы
и быстрое принятие мер к устранению обнаруженных при ана-
лизе недочетов; 4) правильная организация и оплата труда;
5) систематическая рационализация производства; 6) передача
опыта отстающим (обмен опытом); 7) систематическое повыше-
ние технической квалификации и общественно-политической
грамотности всех работников. Именно этими путями новаторы,
начиная с 1946 г., показали пример длительной и устойчивой
работы советской трубчатой установки в Баку.

Показатели работы этой установки в результате новатор-
ских приемов бригады стали одними из лучших в СССР как по
степени извлечения бензина и светлых продуктов от потенциала
(99,8—100%), так и по перевыполнению плана по количеству
получаемых продуктов.

Эксплуатация установки производится в соответствии с тех-
ническими показателями, перечисленными в технологической
карте. Карта ежегодно пересматривается; при этом в нее вно-
сятся поправки в соответствии с конкретными, строго проверен-
ными обстоятельствами. Так, например, были изучены все усло-
вия, влияющие на постоянство количества подаваемой на уста-
новку нефти: работа водогрязеотделителей, сырьевых насосов
и теплообменников Загрязнение сырьевых труб в теплообменни-
ках уменьшает поступление в них нефти.
О загрязнении и, следовательно, ухудшении работы теплооб-
менников можно судить по степени нагрева сырья, а также по
перепаду давлений в теплообменниках.

Важно следить и своевременно регулировать работу сырье-
вого насоса, подающего нефть в печь, особенно, когда регули-
ровка производится от руки. При понижении давления водяного
пара (при работе с паровыми насосами) и уменьшении числа
ходов насоса надо увеличить приток пара и наоборот.

Важнейшим условием хорошей работы установки является
постоянный и правильно налаженный режим горения топлива
в печах. Факел пламени должен быть светлым, постоянной силы
и величины. Надо добиваться большой скорости движения нефти
в трубах печи; тогда, не опасаясь прогорания труб, удается дер-
жать на высшем установленном пределе температуру топочных
газов и температуру нагрева нефти. Высокая скорость движения
нефти и достаточное количество тепла, передаваемого нефти,
обеспечивают большую производительность установки по сырью
и заданную глубину отгона дестиллатов. В этих условиях всегда
заложены большие возможности проявления инициативы новато-
ров-передовиков.

Процесс ректификации определяется двумя основными фак-
торами: режимом орошения верха колонны и режимом отпари-
вания фракций из нефтяного остатка в низу колонны. Наличие
регуляторов потока орошения не исключает необходимости вни-
мательного наблюдения за работой оросительных насосов, за
температурой верха колонны, за работой водоотделителей,
откуда подается бензин для орошения.

Одной из причин резкого понижения температуры верха ко-
лонны является попадание из водоотделителя воды, на испаре-
ние которой затрачивается больше тепла, чем на испарение
такого же количества нефтепродукта. Налаживание расстроен-
ного режима работы колонны требует времени и большого
опыта. В случае попадания в колонну воды с орошением надо
немедленно ликвидировать источник попадания воды и затем
постепенно повысить температуру верха колонны, чтобы испа-
рить воду.

Увеличение количества верхнего орошения ведет к получению
более легкого бензина, уменьшение — к получению тяжелого
бензина.

Изменение режима работы на установках большой мощности
наступает не сразу после выполнения регулировочных операций.
Происходит это вследствие инерции массы вещества, находяще-
гося в системе. Надо выждать результата произведенных опера-
ций и только тогда в случае надобности производить дальней-
шие операции. В противном случае «дергание» установки приве-
дет к полному разладу в ее работе.

Увеличение отбора боковых погонов достигается большим
открытием задвижек на линиях перетоков, но при этом умень-
шается внутреннее орошение в колонне, что ведет к повышению
128
температуры конца кипения боковых погонов. Обратное дей-
ствие — при закрытии задвижек на перетоках.

При регулировке работы колонны стараются держать посто-
янным количество водяного пара, подаваемого в основную ко-
лонну и в отпарные колонны; регулировать глубину отбора
удобнее по температуре нефти на выходе из печи, а качество
дестиллатов — орошением и открытием задвижек на пере-
токах.

Внимательный уход за аппаратурой — важнейшее условие
хорошей работы установки; нельзя допускать никаких дефектов;
следует своевременно, по графику, подвергать ремонту и чистке
всю аппаратуру и насосы. Применяются рациональные методы
очистки аппаратов. Раньше из теплообменников грязевые отло-
жения в трубном пространстве выбивались железными стер-
жнями — прутьями. В настоящее время отложения растворяют
последовательно крекинг-керосином и горячей паровой водой
и продувают теплообменники водяным паром. Таким образом,
промывается не только трубное, но и межтрубное пространство.
Чистка теплообменников занимает теперь от 8 до 16 час.,
раньше требовалось 32—40 час.

В результате точного соблюдения графика чистки теплооб-
менников достигается наивысший предварительный подогрев
нефти, что обеспечивает высокую производительность установки
и экономию топлива.

Подачей аммиачной воды на верх колонны устраняется кор-
розия конденсаторов, холодильников, водоотделителей и скруб-
беров. Контроль за коррозией ведется на основании анализа
воды на- содержание в ней железа.

Для чистки и ремонта всей аппаратуры установку регулярно
останавливают на планово-предупредительный ремонт. К ре-
монту бригада готовится в течение всего эксплуатационного
пробега: аккуратно записывают все явления, которые следует
учесть при ремонте.

До начала ремонта коллективно обсуждается ведомость де-
фектов, исключаются все работы, которые можно сделать «на
ходу», чтобы не удлинять период простоя установки на ремонте.

Наиболее трудоемкой и ответственной является чистка труб
печи от коксовых отложений внутри и от золы снаружи.

Наглядным примером достижений в результате применения
описанных приемов работы может служить опыт работы завода
им. Андреева и других заводов, где межремонтный пробег уста-
новки увеличен с 50 до 62, затем до 80 и более суток. Прежде
всего были изучены причины частых остановок на чистку. Глав-
ной причиной оказалось усиленное коксообразование в трубах
печи. Усилили рециркуляцию нефти, это способствовало увели-
чению скорости прохождения нефти в трубах.

Был предложен также новый способ частой очистки поверх-
ностей труб конденсаторов струей воды под давлением. Частая
чистка труб предотвращает затвердение накипи и грязи, обеспе-

9 Зак. № 1779.	129
чивая постоянную нормальную температуру охлаждаемого про-
дукта.

Увеличено извлечение светлых продуктов от потенциала
с 97,8 до 99,5% благодаря работе на «верхних пределах» тех-
нологического режима и устранению «налегания» фракций свет-
лых нефтепродуктов; устранены причины «налегания» фракций.

Провисшие трубы удаляются из печи. Незначительное про-
висание можно не заметить на-глаз, в этом случае трубы с тон-
кими стенками обнаруживаются простукиванием.

Во время ремонта технологические бригады работают сов-
местно с ремонтными рабочими.

При хорошей организации ремонта быстро и легко происхо-
дят пуск установки и вывод ее на эксплуатационный режим.

Анализ показателей текущей работы установки производится
на основании «двухчасовых» записей, содержащих данные о ко-
личестве переработанного сырья и полученных продуктов
и о качестве последних; по этим данным можно судить, дости-
гаются ли: 1) заданная производительность по сырью, 2) глу-
бина отбора и 3) четкость ректификации.

В конце смены оператор анализирует работу бригады за всю
вахту и выводы сообщает бригаде.

В систематическом анализе и контроле работы — одно из
условий правильной организации труда. Это обеспечивает по-
стоянство технологического режима. Операторы сдают вахты
«на ходу» при полном соблюдении всех требований технологи-
ческого режима. Каждая последующая вахта знакомится с ра-
ботой установки в предыдущей вахте устно, по записям в ре-
жимном листе и вахтенном журнале.

В вахтенном журнале записываются все регулировки режима
при переходах на отбор различных по качеству нефтепродук-
тов. Поэтому переход на новый режим не связан с потерей
нефтепродуктов, не отражается на их количестве Или качестве.

§ 28.	Охрана труда и техника безопасности
на производстве

Охрана труда. Охрана труда и здоровья трудящихся в Со-
ветском государстве, как ни в одном другом в мире, обеспечи-
вается наиболее полной и всеохватывающей системой меро-
приятий.

Заботой о сохранении жизни и здоровья граждан Советского
государства проникнуты важнейшие статьи Конституции, весь
Кодекс Законов о Труде, многочисленные мероприятия прави-
тельства, повседневная деятельность профсоюзных организаций.

Для упорядочения всех вопросов охраны труда, техники без-
опасности и противопожарной безопасности в СССР изданы
положения и указания по всем отраслям промышленности, в том
числе и нефтяной. Они излагаются в особых руководствах. При-
менительно же к каждому конкретному аппарату, установке,
130
цеху, предприятию необходимые указания содержатся в спе-
циальных правилах и инструкциях, утверждаемых директором
предприятия.

В СССР имеются специальные научные учреждения, которые
изучают вредность различных производств, разрабатывают си-
стему мероприятий по устранению вредности, по улучшению
условий труда рабочих; эти учреждения, а также органы госу-
дарственной и общественной инспекции наблюдают за проведе-
нием в жизнь разработанных мероприятий и контролируют их.

На нефтеперегонных установках несчастные случаи могут
произойти при несоблюдении правил техники безопасности,
в результате отравления сероводородом, газами или парами бен-
зина, ожогов газом или горячей нефтью и др.

Сероводород — сильнейший яд с запахом тухлых яиц.
В малых концентрациях в воздухе сероводород вызывает тош-
ноту, рвоту, головную боль. При высоких концентрациях
(0,1—0,2%) он действует смертельно.

Небольшие концентрации нефтяных и бензиновых газов
и паров не вредны, но при повышенном их содержании в воз-
духе они могут вызвать головную боль, головокружение.

Скопление газов и паров очень опасно в пожарном отноше-
нии. При концентрациях газа от 4,9 до 15,4%, а бензиновых
паров от 1,5 до 6% образуется взрывчатая смесь, которая взры-
вается с огромной силой от малейшей искры. Нельзя допускать
скопления газов, надо тщательно следить за исправным состоя-
нием газопроводов, вентилей, за плотностью соединений, за ра-
ботой вентиляции.

Ожоги могут быть причинены горячим газом или нефтью
и паром.

Главным средством для предотвращения несчастных случаев
являются хорошее знание и неуклонное, точное выполнение пра-
вил эксплуатации установки и правил технической и пожарной
безопасности.

Техника безопасности при ремонтах. Возможны несчастные
случаи при перемещении тяжестей. Эту работу надо поручать
специальной бригаде рабочих (такелажная бригада), работаю-
щих под руководством опытного рабочего. Пользоваться можно
только исправными лебедками, домкратами, блоками и прочими
подъемными механизмами.

Особенно тщательно необходимо готовить аппаратуру для
сварочных работ. Сварочные работы могут производиться
только после полного опоражнивания аппаратуры, постановки
заглушек на всех подводящих трубопроводах, пропарки аппара-
туры водяным паром в течение длительного времени.

Противопожарная техника, развившаяся в крупную отрасль
технических знаний, должна быть предметом специального изу-
чения каждым работником. Ликвидация даже небольшого
пожара не всегда под силу работникам установки и цеха и тре-
буется участие специально обученных дл я этого людей — пожар-
ников. Но предупреждение пожара, соблюдение правил и осу-
ществление мероприятий, которые должны предотвратить воз-
никновение пожара, — это всегда является безусловной и важ-
ной обязанностью каждого работника.

Правила, касающиеся непосредственно данной установки,
цеха и завода в целом, необходимо знать совершенно твердо,
выполнять точно и дисциплинированно. Это спасет народное
достояние — завод — от гибели в огне, спасет жизнь и здоровье
многих людей.

Правила противопожарной техники, как и правила, касаю-
щиеся охраны труда и техники безопасности, должны иметься
в каждом цехе, на каждой установке.

Рабочие и технический персонал нефтеперегонных заводов
допускаются к работе только после изучения ими всех этих
правил и инструкций и сдачи экзамена по технике безопасности
и противопожарной технике.

Несчастные случаи с людьми на производстве, аварии и по-
жары обычно являются результатом небрежности работающих
и несоблюдения ими правил безопасной работы. Особенно
важно для безопасной и безаварийной работы следить за тем,
чтобы аппаратура и оборудование: 1) находились всегда
в исправности и 2) были снабжены исправно работающими
контрольно-измерительными и предохранительными приборами.
Систематически проводимый осмотр и инспекция аппаратуры
и оборудования обусловливают устранение опасных моментов
в их работе.

Не менее важно точное соблюдение технологических инструк-
ций, имеющихся на каждой нефтеперерабатывающей установке.

Технологическая инструкция определяет условия нормаль-
ного ведения процесса, ухода за аппаратами и оборудованием,
обращение с опасными материалами и т. п. Тем самым она
указывает на технические условия, соблюдение которых может
предотвратить или ликвидировать опасные отклонения и нару-
шения в производственном процессе.
ГЛАВА III

ВВЕДЕНИЕ В ТЕХНОЛОГИЮ ТЕРМИЧЕСКОГО КРЕКИНГА

§ 29.	Деструктивная перегонка

История развития и значение крекинга. Прямая перегонка
нефти не может обеспечить ни количества, ни качества потреб-
ных светлых нефтепродуктов — бензинов, лигроинов, керосинов.
На помощь ей приходят различные процессы деструктивной
переработки нефти. Сюда относится и крекинг-процесс.

Крекинг и особенно его разновидность — пиролиз нефти —
были научно и технически разработаны главным образом рус-
скими учеными и техниками в XIX столетии. Основоположни-
ками и создателями этих процессов являются Д. И. Менделеев,
Г. Г. Густавсон, А. А. Летний, В. Г. Шухов, Н. Д. Зелинский,
К. В. Харичков, А. Н. Никифоров, П. П. Алексеев, С. К. Квитко.
В советские годы огромный научный и практический вклад
в развитие крекинга внесли Н. Д. Зелинский, С. С. Наметкин,
С. Н. Обрядчиков и другие наши ученые.

До Великой Октябрьской социалистической революции
1917 г. крекинг не имел в России широкого применения, хотя
отдельные заводские установки термического крекинга были
созданы еще в XIX в. Американцы начали сооружать первые
крекинг-установки для получения бензина в 1913—1915 гг. и
особенно в начале 20-х годов текущего столетия.

В первые пятилетки наши специалисты разработали простую
и по тому времени совершенную систему отечественной двухпеч-
ной установки термического крекинга (системы Нефтезавод-
проекта). Эти установки сооружены на многих наших заводах
и работают, будучи усовершенствованы и реконструированы, до
настоящего времени.

Попытки применения катализаторов при крекинге нефтепро-
дуктов относятся еще к 1877 г. (работы А. А. Летнего). Обра-
зование бензина из тяжелых нефтяных фракций при помрщи
катализатора было изучено в 1881 г. Г. Г. Густавсоном.

Однако необходимость практического применения катализа-
торов возникла лишь в 30-х годах этого столетия. К этому вре-
мени прямая перегонка нефти и термический крекинг не могли
удовлетворить возросшие требования к антидетонационной стой-
кости бензинов.

В настоящее время термический и каталитический крекинг
является важнейшим источником получения бензина и некото-
рой части керосина.

Крекинг не только увеличивает ресурсы бензина, но и спо-
собствует улучшению его моторных качеств: крекинг-бензины
характеризуются более высокими октановыми числами, чем бен-
зины прямой перегонки многих нефтей. Некоторые из разновид-
ностей крекинга, например крекинг легкого сырья, специально
служат для превращения низкооктановых легких фракций
в высокооктановые.

Основное, целевое назначение крекинга заключается в том,
чтобы более высокомолекулярные нефтяные углеводороды и про-
чие соединения превратить при определенных условиях в более
простые. Так, например, при крекинге мазута или солярового
дестиллата можно получить 35—40% бензина и углеводородного
газа; и тот и другой состоят из менее сложных молекул низко-
кипящих углеводородов. В исходном мазуте и соляровом де-
стиллате ни бензина, ни газа не имеется; они образуются при
крекинге.

Разложение высокомолекулярных углеводородов .на более
простые происходит под влиянием высокой температуры или под
одновременным влиянием температуры и катализаторов.

Систематика крекинг-процессов. По многим технологическим
признакам к крекингу близки другие деструктивные процессы
переработки тяжелых нефтяных фракций, сопровождающиеся
образованием бензина. Все эти процессы сводятся к превраще-
нию (конверсии) тяжелых нефтяных углеводородов и других
соединений в легкие и могут быть разделены на две группы:
1) термические и 2) каталитические.

К группе термических относятся такие процессы, при кото-
рых превращение углеводородов достигается одним только на-
гревом сырья и выдерживанием его при требуемой температуре
в течение определенного времени. Сюда относятся, во-первых,
процессы, где бензин является целевым продуктом: 1) неглубо-
кий крекинг тяжелого сырья, 2) глубокий крекинг газойле-соля-
рового сырья, 3) глубокий крекинг легкого сырья, 4) глубокий
крекинг в присутствии углеводородных газов, 5) прочие про-
цессы; во-вторых, процессы, где бензин является побочным про-
дуктом: 6) коксование, 7) пиролиз.

Процессы 1—5 проводятся под высоким давлением про-
цессы 6 и 7 — при небольшом или атмосферном давлении.

Группу каталитических составляют процессы, при которых
превращение углеводородов и других соединений осуществляется
при помощи нагрева сырья и участия катализаторов: 1) крекинг

1 Исключение — высокотемпературный (парофазный) крекинг, осуще-
ствляемый при малом давлении. .
с хлористым алюминием; 2) деструктивная, гидрогенизация;
3) каталитическая ароматизация в присутствии водорода; 4) ка-
талитический крекинг с алюмосиликатным катализатором;
5) прочие процессы.

Наиболее широкое распространение получил крекинг с алю-
мосиликатным катализатором.

Наконец, имеется группа процессов по преимуществу терми-
ческого характера, в которых реакции происходят на развитой
поверхности малоактивных твердых теплоносителей — контакт-
ных материалов (контактные процессы переработки нефти).

Принятое разграничение деструктивных процессов на терми-
ческие, каталитические и контактные не может считаться без-
упречным. И в чисто термических процессах в небольшой мере
сказывается каталитическое влияние металла аппаратуры, слоя
кокса и др. Но все же каталитические явления играют при тер-
мических деструктивных процессах подчиненную роль; в основ-
ном процессы управляются температурой.

С другой стороны, большинство промышленных каталитиче-
ских деструктивных процессов, не считая крекинга с хлористым
алюминием, протекает в интервале температур 480—520°, харак-
терном и для термических процессов; однако решающая роль
катализаторов сказывается на качествах продуктов крекинга
и своеобразном конструктивном оформлении аппаратуры кре-
кинг-установок. Это оправдывает выделение каталитических про-
цессов, с одной стороны, и контактных, с другой, в группы, от-
дельные от термических процессов.

§ 30.	Назначение и сущность различных видов
термического крекинга

Химизм крекинга. Химические реакции при крекинге сложны
и многообразны. Под действием высокой температуры происхо-
дят не только реакции разложения углеводородов, но и реакции
полимеризации, конденсации и др. Это видно из того, что в про-
дуктах крекинга присутствуют не только легкие фракции — газ,
бензин, но и более тяжелые, чем исходное сырье. Так, например,
при крекинге керосиновой фракции, выкипающей в пределах
200—300°, получают: 1) газ; 2) бензин с концом кипения 200°;
3) крекинг-продукт того же фракционного состава, что и сырье
(200—300°); 4) тяжелый остаток, выкипающий выше 300°. По-
добный результат наблюдается и при крекинге всех других ви-
дов нефтяного сырья.

Не все углеводороды подвергаются крекингу одинаково
легко. ?

Легче всего подвергаются крекингу алканы, и притом чем
крупнее молекула, тем легче она разрушается. Октан C3Hi8 раз-
лагается легче пентана С5Н12, а простейшие представители алка-
нов, например этан СгНе, разлагаются лишь при очень высоких
температурах.
При первичном разложении молекулы алкана образуются
одна молекула алкана и одна молекула непредельного углево-
дорода, каждая из них имеет половинное число атомов угле-
рода по отношению к исходной молекуле. Пример:

СхаНгв —> С6Нх4~Ь СеНх2
Додекан Гексан Гексен

При дальнейшем углублении процесса может снова происхо-
дить разрыв молекулы образовавшегося алкана по той же
схеме.

Цикланы более устойчивы, чем алканы. При высокой темпе-
ратуре в первую очередь происходят отрыв боковых цепей
и дегидрогенизация цикланов — отщепление водорода.

Ароматические углеводороды, вообще говоря, наиболее устой-
чивы в отношении крекинга; они не изменяются даже при отно-
сительно жестких условиях процесса. Значительно менее устой-
чивы ароматические углеводороды с боковыми алкильными це-
пями в молекулах; чем длиннее цепь, тем легче она разру-
шается.

Непредельные углеводороды с прямой цепью практически не
содержатся в сырой нефти и легких продуктах ее перегонки,
если перегонка происходит без разложения; они получаются
только в результате крекинга. Как правило, они более склонны
к реакциям полимеризации, чем к реакциям дальнейшего раз-
ложения.

Основные продукты. Бензиновый дестиллат, иначе сырой
крекинг-бензин, есть основной целевой продукт большинства
разновидностей крекинга. После соответствующей очистки бензи-
новый дестиллат превращается в товарный продукт — бензин
или его компонент. Попутно получаются газ, промежуточные
керосино-соляровые фракции, крекинг-остаток и, кроме того,
кокс. При неглубоких формах крекинга бензина образуется
мало, газа еще меньше; получаются главным образом промежу-
точные фракции.

В некоторых случаях на крекинг-установках, кроме бензина,
отбирают и крекинг-керосин. В смеси с керосином прямой пере-
гонки он дает тракторный керосин.

Кокс и некоторая часть газа являются нежелательными про-
дуктами крекинга. Кокс, отлагаясь в аппаратуре, сокращает
период безостановочной работы крекинг-установки.

Газ состоит из легких нефтяных углеводородов и является
продуктом распада не только исходного сырья, но и образо-
вавшегося крекинг-бензина. Чем больше бензина превращается
в газ, тем, естественно, меньше выход целевого продукта —
бензина.

Когда при крекинге образуются первые порции крекинг-бен-
зина, газообразование практически отсутствует. Затем по мере
углубления крекинга растут и выход бензина и выход газа.
Практически соотношение между выходом бензина и газа соста-
136
вляет для обычно принятой глубины крекинга от 4 : 1 до 5 : 1».
т. е. получают газа от 20 до 25% (иногда до 30%) от веса обра-
зовавшегося бензина. При дальнейшем углублении процесса
количество газа растет значительно быстрее, чем количество
бензина, вследствие разложения последнего.

-Сказанное о процессе газообразования в значительной мере
относится и к коксообразованию. За пределами определенной
глубины крекинга при незначительном увеличении выхода бен-
зина образование кокса быстро растет и дальнейшее углубление
которого является бензин, нецеле-

крекинга, целевым продуктом
сообразно. График фиг. 49
наглядно подтверждает ска-
занное.

Естественно, что допусти-
мая глубина крекинга, слу-
жащего для получения бен-
зина, ограничивается опре-
деленными пределами обра-
зования кокса и газа.

Итак, термический кре-
кинг-процесс есть совокуп-
ность реакций разложения,
полимеризации и конденса-
ции углеводородов, проте-
кающих при высокой темпе-
ратуре и чаще всего под вы-

Лродалжительность нрвнинга^часы'

Фиг. 49. Выход кокса и других про-
дуктов в зависимости от глубины (про-
должительности) термического крекинга.
соким давлением; одновременно протекают (хотя и в малой

степени) и другие реакции — изомеризация, циклизация угле-
водородов.

Направление и скорость реакций крекинга зависят от фрак-
ционного и химического состава исходного сырья, от темпера-
туры и продолжительности процесса, а при каталитическом кре-
кинге и от характера катализаторов.

Назначение отдельных процессов. Неглубокий (легкий) кре-
кинг тяжелого сырья служит для переработки мазута, гудрона,
тяжелых дестиллатных фракций. Процесс ведется под давлением
15—20 ати, при относительно низкой температуре (470—480°),
так как тяжелое сырье при высоком нагреве легко коксуется.
Не так давно этот процесс применялся специально для сниже-
ния вязкости тяжелых остатков, чтобы облегчить их использо-
вание в качестве котельного топлива.

Обычно неглубокий крекинг мазута сочетают с последующим
глубоким крекингом дестиллатных фракций. В этом случае кре-
кинг мазута служит: 1) для получения газойле-ооляровых фрак-
ций как сырья для глубокого крекинга и 2) для получения не-
которого (около 15%. веса мазута) количества крекинг-бензина.

Глубокий крекинг газойле-солярового сырья — наиболее рас-
пространенный процесс. Газойлевые и соляровые фракции тре-
буют для разложения их молекул более высокой по сравнению
с мазутом температуры (500—510°) и давления 30—40 ати; при
этих условиях и при рециркуляции промежуточных фракций
получают без значительного коксообразования до 50% бензина.

Глубокий крекинг легкого сырья протекает в паровой фазе
при высоком давлении 50—70 ати и температуре 520—540°.
Сырьем служат низкооктановые бензиновые, лигроиновые и ке-
росиновые фракции прямой перегонки. Применение жестких
температурных условий в этом процессе вызывается трудностью
разложения низкомолекулярных углеводородов.

Крекинг в присутствии углеводородных газов близок к обыч-
ному термическому крекингу (газойле-солярового сырья) и кре-
кингу легкого сырья. Основной признак этого процесса: образо-
вание бензина из сырья в присутствии значительных количеств
бутана и пропана, иногда с бутеном и пропеном. Эти легкие
углеводороды вводятся в систему извне или же используются
газы, образовавшиеся в этом же процессе. Разбавление
жидкого сырья легкими углеводородами дает возможность вести
процесс крекинга при более высоких температурах без значи-
тельного коксообразования. Вводимые легкие углеводороды ча-
стично сами превращаются в бензин.

Этот вид крекинга применяется для получения автомобиль-
ного бензина высокой антидетонационной стойкости в тех слу-
чаях, когда имеется значительное количество легких углеводоро-
дов, превращение которых в автомобильный бензин экономи-
чески выгодно.

Высокотемпературный крекинг осуществляется целиком в па-
ровой фазе, и потому его часто называют парофазным. Он слу-
жит для получения относительно высокооктанового крекинг-бен-
зина и повышенного количества крекинг-газов.

Процесс протекает при давлении 2—5 ати и температуре
580—600°. Пропускная способность установок парофазного кре-
кинга невелика: малая плотность парообразных продуктов при
низком давлении требует больших объемов аппаратуры; уста-
новки очень большой мощности были бы непомерно громоздки.

К недостаткам парофазного крекинга также относятся: зна-
чительное газообразование, обусловленное низким рабочим дав-
лением в аппаратуре; высокий расход топлива из-за худшей
теплопередачи в парах по сравнению с жидкостями; значи-
тельное закоксовывание аппаратуры и, наконец, трудность
очистки крекинг-бензина, мало стабильного вследствие боль-
шого содержания в нем непредельных углеводородов.

Разумеется, все эти недостатки не являются непреодоли-
мыми. Большой выход газа, который еще недавно считался
основным недостатком парофазного крекинга, сейчас в некото-
рых случаях является даже желательным (когда газ является
сырьем для химической промышленности). Все же этот вид
крекинга не имеет широкого промышленного распространения.

Окислительный крекинг, разработанный К. К. Дубровай с со-
трудниками, представляет собой также парофазный процесс.
138
Крекинг происходит в присутствии кислорода при атмосферном
давлении или при относительно невысоком давлении (4—5 ати)
при температурах 510—580°. В этом процессе в реакционную
зону подаются пары сырья. Туда же одновременно вводят через
смеситель необходимо для реакции количество воздуха, или
обогащенного кислородом воздуха, или кислородсодержащей
пар о- газовой смеси.

Характерной особенностью процесса является отсутствие
поверхностного нагрева сырья в зоне реакции; протекающие
при этом процессе окислительные экзотермические реакции обес-
печивают необходимый тепловой эффект. При высокой темпера-
туре в реакторе под действием кислорода происходит сложный
термохимический процесс преобразования углеводородов, глав-
ным образом дегидрогенизации, с образованием ароматических
и непредельных соединений. Сырьем могут служить керосино-
вый, соляровый, газойлевый и другие дестиллаты.

Бензиновый дестиллат окислительного крекинга подвергается
каталитической очистке хлористым цинком, нанесенным на твер-
дом пористом носителе, а также фосфорной кислотой, алюмоси-
ликатами и др. Процесс окислительного крекинга, как и паро-
фазный крекинг, не имеет промышленного распространения.

§ 31.	Основные факторы термического крекинга

На выход и качества продуктов крекинга решающее влияние
оказывают: 1) состав и качества сырья; 2) температура про-
цесса; 3) продолжительность пребывания сырья в условиях
реакции крекинга; 4) давление в реакционной зоне.

; Сырье для крекинга. Скорость крекинг-процесса можно вы-
ражать в виде относительного количества разложившегося
сырья за единицу времени, например за 1 минуту. Однако этот
способ выражения скорости процесса неудобен, так как фрак-
ционный состав, на основании которого обычно судят о выходе
продуктов крекинга, частично совпадает с составом сырья. Часто
скорость крекинг-процесса выражают количеством образо-
вавшегося в одну минуту бензина в процентах веса исходного
сырья.

Чем крупнее углеводородные молекулы, тем скорее они раз-
рушаются. При крекинге в одинаковых условиях мазута, соля-
рового дестиллата и керосина больше всего бензина дает мазут
и меньше всего керосин.

В табл. 5 приведены скорость крекинга различных видов
сырья при 425° и продолжительности процесса 62—65 мин.

Однако это не значит, что мазут есть наилучшее сырье для
крекинга: при одинаковой глубине процесса, т. ё. при одинако-
вом выходе бензина, тяжелое сырье дает наибольшее количе-
ство кокса. Так, газойль при выходе бензина около 30% дает
лишь 0,01 % карбоидов', мазут же более 5% (табл. 6).

1 За карбоиды принимаются не растворимые в горячем бензоле твердые
частицы.
Таблица 5

Скорость крекинга различного сырья

Сырье	Выход бензине, % вес.	
	всего	В 1 МИН.
Грозненский парафинистый мазут	17,8	0,287
Соляровый дестиллат .......	17,6	0,270
Газойль 		15,8	0,247
Керосин 			14,9	0,233

Таблица 6

Образование карбоидов из различного сырья

Сырье	20 %	Выход бензина, %	Выход карбоидов, %
Газойль 		0,833	29,7	0,01
Грозненский парафиновый дестиллат	0,883	28,9	0,11
Грозненский парафинистый мазут	0,906	31,4	5,07

Ароматизированное сырье больше всего склонно к коксооб-
разованию: кокс есть продукт реакций уплотнения и конденса-
ции двух или нескольких ядер ароматических углеводородов
(возможно вместе с непредельными).

Это значит, что кокс образуется в результате вторичных
реакций, т. е. при углублении крекинга. В начальных стадиях
процесса преобладают первичные реакции — разложение угле-
водородов. При крекинге алканов долгое время не образуется
ароматических углеводородов и, следовательно, кокса. Аромати-
зированное же сырье уже в самом начале процесса дает мате-
риал для образования кокса. Поэтому о глубине процесса можно
судить по сравнительной степени ароматизации продуктов кре-
кинга. Так, при пиролизе нефти получается относительно много
ароматических углеводородов потому, что пиролиз есть одна из
форм глубокого крекинга.

Разложение ароматических углеводородов требует большей
жесткости процесса по сравнению с разложением, например,
алканов, но при жестких условиях (высокая температура, боль-
шая продолжительность) усиливаются реакции глубокого уплот-
нения и легко образуется кокс. Сырье алканового основания
легче всего подвергается крекингу и только при значительном
углублении процесса дает кокс.

Из одинакового сырья можно получить разные количества
бензина различного качества. При крекинге до жидкого крекинг-
остатка получают меньше бензина и газа, чем при крекинге до
твердого остатка — кокса. В последнем случае крекингу под-
вергается вся жидкая фаза, в том числе и самые тяжелые фрак-
ции. Однако вовлечение в процесс крекинга тяжелых смолистых
фракций создает серьезные затруднения вследствие большого
отложения кокса в аппаратуре (см. табл. 6).

На ранее сооруженных крекинг-установках наиболее распро-
страненным исходным сырьем, является мазут прямой перегонки
нефти. Однако собственно мазут подвергается лишь неглубокому
крекингу и одновременно перегонке. Образовавшаяся при этом
смесь газойле-соляровых фракций прямой перегонки и крекинга
и является собственно сырьем для глубокого крекинга, осуще-
ствляемого на той же крекинг-установке. На других установках,
особенно на вновь строящихся, исходным сырьем обычно служит
непосредственно газойле-соляровая фракция, подаваемая на
крекинг-установку с других установок завода (например, прямой
перегонки нефти, коксования, каталитического крекинга и др.).

Хотя из алканового сырья можно получить больше бензина,
чем из других видов сырья, но качество бензина будет хуже:
так, например, при обычной глубине крекинга октановые числа
крекинг-бензина из цикланового сырья (62—65) выше, чем
октановые числа бензина из алканового сырья (55—60).

Сырье должно быть однородно по составу — химическому
и фракционному. Нерационально смешивать, например, алкано-
вое сырье, которое легко подвергается крекингу, с сильно аро-
матизированным сырьем, например с дестиллатом коксования:
для каждого из видов сырья требуются особые условия ведения
процесса. Их можно создать только при раздельном (избира-
тельном) крекинге разных видов сырья.

Сырье крекинга не должно содержать влаги во избежание
перебросов жидкости в аппаратуре крекинг-установок.

Температура и продолжительность процесса. Скорость реак-
ции крекинга растет с повышением температуры. Температур-
ным коэффициентом скорости реакций крекинга К называют
количество градусов, на которое надо повысить температуру,
чтобы увеличить скорость процесса вдвое.

Величина коэффициента скорости реакций в деструктивных
процессах различна для разных температурных пределов веде-
ния процесса. Так, при крекинге одинакового сырья в пределах
400—420° величина К. колеблется от 11 до 14, при 500—520°
она равна 14—20. Она не одинакова также для разного сырья
и различных видов крекинга.

Следовательно, увеличение глубины крекинга достигается
как повышением температуры процесса, так и большей его про-
должительностью. Если, например, при 420° за 40 мин. получено
10% бензина, то для получения 20% бензина надо то же сырье
выдержать те же 40 мин. при 431—434° либо затратить на про-
цесс (при 420°) в два с лишним раза больше времени.

Определение эквивалентных температурных условий крекинга
можно производить по графику фиг. 50. На вертикальной оси
отложена продолжительность процесса, на горизонтальной —
температура в °C.
Из рассмотрения графика и из всего изложенного выше вы-
текает, что крекинг можно осуществлять и при более низких
температурах, чем это практикуется на установках. Однако это
потребовало бы длительного пребывания сырья в зоне крекинга
и для сохранения той же производительности установок при-
шлось бы сооружать нагревательные и реакционные устройства
больших размеров. Целесообразнее значительно повысить тем-
пературу процесса, чтобы сократить время пребывания сырья
в зоне реакции и тем самым уменьшить размеры реакционной
аппаратуры. На заводских установках глубокого термического
крекинга газойле-солярового сырья обычная продолжительность
процесса составляет 5—7 мин.

Фиг. 50. График приведенного времени тер-
мического крекинга.

Охта но Sos

Фиг. 51. Зависимость окта-
новых чисел крекинг-бен-
зина от глубины крекинга.

Надо учитывать и еще одно обстоятельство: со снижением
температуры процесса несколько уменьшаются октановые числа
бензина. Это также заставляет придерживаться возможно высо-
кой температуры процесса, хотя она и создает более трудные
условия работы — местные перегревы труб, усиленное коксооб-
разование и т. п.

На фиг. 51 показана зависимость октановых чисел бензина
от глубины крекинга; последняя выражена в виде отношения
выхода газа к выходу бензина. Кривые относятся к бензину
с концом кипения 200° при крекинге сырья из алкановой (кри-
вая /) и циклановой (кривая 2) нефтей. Для бензина с концом
кипения 145° октановые числа примерно на 4 пункта выше.

Совокупность двух факторов — температуры и длительности
процесса — определяет глубину крекинг-процесса и в первую
очередь выход бензина. Однако с возрастанием глубины кре-
кинга одновременно возрастает и выход кокса, отлагающегося
в аппаратуре и трубопроводах и ухудшающего качества кре-
142
кинг-остатка. Выбор наиболее подходящих условий процесса
определяется в первую очередь характером сырья.

Давление. Важным фактором крекинга является рабочее
давление. Высокое давление уменьшает объем нефтепродуктов
в аппаратуре крекинг-установки и тем самым увеличивает ее
пропускную способность. Смесь паров и жидкости под высоким
давлением является более однородной; это создает более благо-
приятные условия теплопередачи в печи.

Давление влияет и на химизм крекинга. С повышением дав-
ления усиливаются реакции уплотнения (реакции разложения
молекул не зависят от давления), поэтому чем выше давление,
тем меньше выход газа и больше выход бензина и других
жидких продуктов крекинга вследствие полимеризации газооб-
разных непредельных углеводородов.

Можно ли считать, что благодаря высокому давлению про-
дукты крекинга находятся в зоне реакции в жидком состоянии?
Нельзя. Температура процесса для большей части продуктов
крекинга является более высокой, чем их критические темпера-
туры.

Для вычисления критической температуры (/крцТ) можно
воспользоваться формулой

/крит а 1,05/кип+ 160,	(27)

где /кип — средняя температура кипения фракций в °C.

Пусть начало кипения крекинг-бензина равно 40°, ко-
нец 225°; средняя температура кипения приближенно равна
(40 + 225) : 2 = 132°, тогда критическая температура бензина
/крит = 1,05 х 132 + 160 = 300°,

т. е. уже при 300° бензин будет находиться в парообразном со-
стоянии независимо от величины давления. В аппаратах же, где
происходят реакции крекинга, мы имеем температуру не ниже
470°. Подставив эту температуру как /крит в формулу (27), по-
лучаем: температура 470° обеспечивает переход в пары даже
фракций со средней температурой кипения 295° (примерно га-
зойлевая фракция). Таким образом, чисто жидкофазного кре-
кинг-процесса не существует.

§ 32.	Значение рециркуляции при термическом крекинге

Для увеличения выхода бензина из данного сырья обычно
осуществляют так называемый крекинг с рециркуляцией проме-
жуточных крекинг-фракций.

Пусть подвергается крекингу нефтяная фракция, выкипающая
в пределах 200—350°. Из продуктов крекинга выделим проме-
жуточную фракцию 200—350°, смешаем ее со свежим сырьем
и подвергнем вторичному крекингу. В результате получатся
опять газ, бензин, остаток и промежуточная фракция 200—350°
(фиг. 52). Вновь полученную промежуточную фракцию в смеси
с исходным свежим сырьем можно опять подвергнуть кре-
кингу и т. д.

На большинстве заводских крекинг-установок и исходное
сырье и промежуточные фракции непрерывно смешиваются
и подвергаются совместному крекингу. Такой процесс непрерыв-
ного возвращения промежуточных продуктов в смеси со свежим
крекинг называется крекингом с рецирку-
ляцией. Возвращаемые в процесс фракции
называются циркулирующими фракциями,
или крекинг-флегмой.

Крекинг с рециркуляцией позволяет
увеличить, не прибегая к крекингу до
кокса, общий выход бензина из исходного
сырья. Поэтому такой метод работы при-
меняют на всех заводских крекинг-уста-
новках, перерабатывающих мазут, соля-
ровый дестиллат, газойль. Без рециркуля-
ции обычно работают установки для кре-
кинга легкого сырья (бензино-лигроино-
вой фракции).

Крекинг с рециркуляцией имеет и
недостатки.

Первый недостаток: более ароматизи-
рованные и потому термически более
стойкие крекинг-фракции приходится пе-
рерабатывать в смеси и при одинаковом
режиме с фракциями прямой перегонки.
При этих условиях глубина превращения
крекинг-флегмы, следовательно, и выход
бензина меньше, чем глубина крекинга

•свежего сырья того же фракционного состава.

Например однократный крекинг газойля прямой перегонки
при образовании 0,1% кокса дает 30% бензина; полученная при
этом крекинг-флегма при повторном крекинге дает 24% бен-
зина, а флегма при третичном крекинге только 21% при одина-
ковых условиях ведения процесса.

Совместный крекинг свежего сырья и полупродуктов кре-
кинга противоречит одному из основных требований рациональ-
ного ведения процесса: составные части сырья должны быть
возможно однородны по фракционному и химическому составу.
Для соблюдения этого требования и одновременного исполь-
зования выгод многократного крекинга промежуточных фракций
прибегают, как уже упоминалось, к избирательному крекингу.
раздельному проведению’ процесса в условиях, наиболее подхо-
дящих для каждого вида сырья. Для этой цели на установке
имеется два или более реакционных устройства, например труб-
чатых печей, или раздельно работающих камер общей печи. Но
больше 3—4 таких устройств для крекинга одного исходного
сырья не сооружают, чтобы не очень усложнять установки.

сырьем на повторный

Межее сырье

Крекинг

-Газ ,/ I

Вензин I Фракциягоо-ЗЯ ’

Кренинг-ocmam

Кренинг*'

Газ J I X.
бензин \фракиинШ-351?
Кренинг-остаток I

Крекинг и m2

•Фиг. 52. Схема процесса
термического крекинга с
рециркуляцией.
Второй недостаток крекинга с рециркуляцией: пропускная
способность установки, считая на свежее сырье, снижается из-за
необходимости загружать ее крекинг-флегмой.

Пусть на крекинг-установке перерабатывается в определен-
ное время в весовых единицах: Gc—-свежего сырья (например,
солярового дестиллата); Gp — циркулирующих промежуточных
фракций, образовавшихся в то же время.

Общая загрузка G установки составляет

G = GC + GP.	(28)

Аппаратура рассчитывается на переработку G весовых еди-
ниц материала. Чем больше величина GP, тем меньше мощности
остается на долю свежего сырья Gc.

Выход бензина за пропуск и общий выход бензина. Разли-
чают выход бензина при крекинге за цикл (за пропуск) и об-
щий выход бензина.

Выход за цикл — количество бензина, получаемое при одно-
кратном пропуске сырья, свежего или в смеси с крекинг-флег-
мой, через реакционное устройство. Общий выход есть количе-
ство бензина, получаемое на установке с рециркуляцией при кре-
кинге свежего сырья и образующейся крекинг-флегмы. В обоих
случаях выход бензина выражается обычно в процентах веса
сырья. При крекинге с рециркуляцией общий выход бензина
всегда выше выхода за пропуск.

В табл. 7 приведены средние цифры выхода бензина, выки-
пающего до 200°, в процентах веса свежего сырья.

Таблица 7

Выход бензина. % (вес.)

Сырье крекинга

за пропуск

общий выход

Тяжелый мазут — неглубокий крекинг	7—8	15—20
Мазут или широкая дестиллатная		
фракция			10—15	30-35
Газойле-соляровая фракция ....	20—25	50-55
Керосиновый дестиллат		25-30	55—60
Бензино-лигроиновые фракции . . .	70-75	До 75 (рециркуляция не применяется)

Дальнейшее углубление крекинга для повышения выхода
бензина за пропуск и общего выхода влечет за собой образова-
ние кокса, превышающее принятый предел. Таким пределом
часто считают 0,1% кокса от веса исходного сырья.

Соотношение между выходом бензина за цикл и общим вы-
ходом бензина для одного и того же сырья зависит от соотно-
шения в процессе работы между количествами свежего сырья
и рециркулирующих промежуточных фракций.

ю Зак. № 1779.

145
Количество циркулирующей крекинг-флегмы уменьшается
с увеличением глубины однократного крекинга: больше исход-
ного сырья превращается в бензин и газ. Следовательно, с углу-
блением процесса при однократном пропуске общая загрузка
(свежее сырье плюс промежуточные фракции) крекинг-установки
может быть уменьшена, а ее производительность по свежему
сырью увеличена. При повышении глубины крекинга также воз-
растают октановые числа бензина. Таким образом, увеличение
глубины крекинга за однократный пропуск выгодно в разных
отношениях. В этом заключаются большие возможности прояв-
ления стахановских приемов повышения эффективности процесса
производства крекинг-бензина.

Коэффициент рециркуляции и коэффициент загрузки. Обычно
коэффициентом рециркуляции называют отношение количества
рециркулирующих промежуточных фракций к количеству пода-
ваемого на крекинг свежего сырья. Существует также понятие
коэффициента загрузки: отношение количества рециркулирую-
щих фракций вместе со свежим сырьем к количеству свежего
сырья.

Приняв обозначения, входящие в формулу (28), имеем

Q Gc + Gp

Gc “ G

где К — коэффициент загрузки.

Отсюда

G = KGC и GC = G -.К.

(29)

(30)

Коэффициент загрузки может быть определен также на
основе выхода бензина за цикл и общего выхода бензина на
установке.

Обозначим а — общий выход бензина в долях веса свежего
сырья; б — выход за один пропуск в долях веса загрузки уста-
новки G.

Весовое количество бензина составит

Отсюда

Gca=(Gc + Gp)6.	(31)

££+£^ = 4 = Я	(32)

(jc	о	'	'

или коэффициент загрузки равен отношению общего выхода
бензина к выходу за пропуск.

Общая загрузка установки согласно уравнениям (30) и (32)
равна

G=-^-Gc.	(33)

На заводских установках коэффициенты загрузки бывают
равны примерно 2 или 3 и редко меньше 2.
Не надо, конечно, представлять себе, что одна и та же
фракция непрерывно циркулирует на крекинг-установке. Бензин
и другие продукты крекинга получаются не только из свежего
сырья, но и из рециркулирующей флегмы. Свежее сырье в свою
очередь все время дает новые порции крекинг-флегмы. Таким
образом, состав крекинг-флегмы все время обновляется. При
установившемся режиме этот процесс протекает так, что коли-
чество крекинг-флегмы в системе остается постоянным.

В практических условиях представление о выходе продуктов
крекинга за пропуск может дать лабораторная разгонка пробы,
взятой из линии вывода продуктов из реакционного аппарата,
а об общем выходе этих продуктов — материальный баланс
переработки сырья на установке за определенный промежуток
времени вахту, сутки и т. п.

Крекинг «гуськом». В противоположность крекингу с рецир-
куляцией существует еще так называемый крекинг «гуськом»:
полученные после первичного крекинга промежуточные фракции
не смешиваются со свежим сырьем, а поступают самостоя-
тельно на вторичный крекинг; вновь полученные при этом про-
межуточные фракции идут на самостоятельный третичный кре-
кинг и т. д.

Разумеется, скорость крекинга в каждой ступени умень-
шается вследствие все повышающейся термической стойкости
крекинг-флегмы. В промышленных установках крекинг «гусь-
ком» в чистом своем виде не применяется и вторичный крекинг
уже проводят с рециркуляцией.

Теплота реакции крекинга. Реакции крекинга эндотермичны,
т. е. протекают с поглощением тепла. Поэтому при крекинге
тепло затрачивается не только на нагрев сырья до температуры
процесса, но и на реакции крекинга. Теплота реакции обычно
рассчитывается на 1 кг образовавшегося крекинг-бензина или
на 1 кг бензина вместе с газом. В среднем она составляет при
однократном крекинге: при крекинге тяжелого мазута с образо-
ванием 10—15% крекинг-дестиллата 280—300 ккал на 1 кг бен-
зина и газа, при крекинге солярового дестиллата с выходом
20—25% 260—300 ккал; при крекинге крекинг-флегмы с выхо-
дом 20—25% 280—370 ккал.

§ 33.	Расчет выхода бензина и материального баланса
крекинг-процесса

Для определения приблизительного выхода бензина и рас-
чета материального баланса крекинг-процесса можно пользо-
ваться расчетными формулами 1 или графиком С. Н. Обрядчи-
кова (фиг. 53), где на оси ординат приведена разность
плотностей сырья и бензина, на оси абсцисс — выход бензина
в весовых процентах.

•Обрядчиков С. Н. Технология нефти, ч. II. Гостоптехиздат, 1952.

’0*	147
Если обозначить через Г выход газа, через О выход остатка,
то можно написать уравнение материального баланса

Г+ Б + О= 100.

Выход газа практически с
сырья в пределах до 50%) 2<

Фиг. 53. Выход бензина при терми-
ческом крекинге (вес. %).

фракции (выше 200°) в кол

являет (при выходе бензина от
выхода бензина, т. е. Г = 0,2Б.

Определив величину Б, лег-
ко подсчитать, пользуясь этими
уравнениями, величины Г и О,
т. е. составить приближенный
материальный баланс кре-
кинга.

Пересчет выхода крекигг-
бензина с определенным кон-
цом кипения на выход бензина
с другим концом кипения про-
изводится таким образом.

Пусть х — выход бензина с
концом кипения 250° из исход-
ного сырья; b — содержание в
бензине фракций до 200° (ве-
совая концентрация).

После вторичной перегонки
выход бензина с концом кипе-
ния 200° будет Ьх. Хвостовые
гестве х(1—Ь), если их под-

вергнуть крекингу, дают дополнительно бензина, выкипающего
до 200°, а весовых долей или, считая на исходное сырье,
ах(1 — Ь) .

Общий выход бензина с концом кипения 200° из исходного

сырья составит

A = bx-j-ax(l — Ь).

§ 34.	Продукты термического крекинга

Крекинг-бензины. Крекинг-бензины значительно отличаются
по химическому составу и свойствам от бензинов прямой пере-
гонки. Последние в основном состоят из алканов и цикланов
и меньше содержат ароматических углеводородов. Бензины кре-
кинга содержат значительное количество непредельных и аро-
матических углеводородов, образующихся при реакциях кре-
кинга. Присутствие их в крекинг-бензине и обусловливает более
высокие антидетонационные свойства бензина (табл. 8).

Бензины, полученные из одного и того же сырья, но при по-
мощи различных видов крекинг-процесса, имеют разный хими-
ческий состав и, следовательно, различные антидетонационные
свойства. Наименьшие октановые числа имеет бензин неглубо-
кого крекинга, при котором происходит незначительная арома-
тизация продуктов крекинга.
Таблица 8

Групповой химический состав бензина прямой перегонки и крекинга

Бензин	Групповой химический состав, %			
	непре- дельные	аромати- ческие	цикланы	алканы
Бакинский прямой перегонки . . .	0	4	53	43
,	крекинг-бензин		25	15	9	51

Бензин глубокого крекинга легких нефтепродуктов имеет хи-
мический состав, в большей степени зависящий от состава
исходного сырья и условий крекинга; в общем бензин характе-
ризуется наличием разветвленных алканов и некоторого коли-
чества ароматических, большего, чем в исходном сырье.

Бензин высокотемпературного (парофазного) крекинга со-
держит значительно больше ароматических и непредельных
углеводородов, чем обычный крекинг-бензин, и поэтому имеет
более высокие антидетонационные свойства.

В среднем же октановые числа бензина термического кре-
кинга колеблются в пределах 60—65—70 *: приемистость
к ТЭС незначительна.

Крекинг-бензин наряду с достоинствами (более высокие
октановые числа) имеет и недостатки по сравнению с бензином
прямой перегонки. Особенно неприятна повышенная склонность
первого к смолообразованию. Бензин прямой перегонки вслед-
ствие отсутствия непредельных углеводородов химически го-
раздо более устойчив, чем бензин крекинга. Крекинг-бензин тре-
бует очистки для освобождения От’ смол и смолообразующих
соединений, но и после очистки при длительном хранении кре-
кинг-бензин выделяет смолы.

Крекинг-газы. Газы обычного солярового крекинга в основ-
ном состоят из алканов и непредельных углеводородов; их
содержание соответственно составляет примерно 80 и 20%.
Газы являются ценным промышленным сырьем. Особенно при-
годны для этой цели газы высокотемпературного крекинга и пи-
ролиза вследствие высокого содержания в них непредельных
углеводородов (50% и больше).

Крекинг-остаток. Остаток представляет собой тяжелый вяз-
кий темный продукт. Плотность и вязкость остатка зависят от
глубины отбора промежуточных фракций и колеблются в пре-
делах- @4° от 0,970 до 1,00 и выше, ВУ5о от 50 до 80.
В остатке имеется много смолистых веществ и многоядерных
ароматических соединений, легко образующих при нагревании
кокс.

1	Бензин с к. к. 200—225° имеет о. ч., равное 60—66, у бензина с к. к.
175° о. ч. равно 70.
Пример. В лабораторных условиях термический крекинг проводился
в течение 140 мин. при температуре 440°. Какова должна быть продолжи-
тельность процесса в заводских условиях для получения таких же результа-
тов при 500°? На графике фиг. 50 отмечаем на горизонтальной оси темпера-
туры 500° и 440°; на вертикальной оси этим температурам отвечает время
соответственно 4 мин. и 80 мин.; записываем:

4 мин. (500°) соответствуют 80 мин. (440°)

х .	(500°)	,	140 „ (440°)

Искомая величина

4x140

х = —— = 7,0 мин.
oil

Пример. Кривая разгонки пробы продукта, взятой на выходе из крекинг-
печи, показывает, что за один пропуск сырья образуется 25% (вес.) бензино-
вого дестиллата; абсолютное количество этого дестиллата, получаемого
с установки, составляет 280 т/сутки. Определить загрузку крекинг-печи, рабо-
тающей с рециркуляцией.

Загрузка печи равна

(280х 100): 25=1120 m/сутки, сырья.

* Пример >. При термическом крекинге газойля с рециркуляцией получают
общий выход продуктов в процентах веса свежего газойля: газа 15% (вклю-
чая потери), бензина 60%, крекинг-остатка 25%. Глубина крекинга за одно-
кратный пропуск 20% бензина.

Определить, насколько увеличится производительность установки по
свежему сырью (газойлю) и, следовательно, по конечным продуктам, если
при неизменной загрузке печи повысить глубину крекинга за пропуск до 24%
бензина.

Выход бензина за пропуск....................

Коэффициент загрузки согласно (32)..........

Через установку пропускается свежего
сырья (при одинаковой загрузке печи)
согласно (30) ...............................

20%
60 : 20 = 3

й - °"" °

24%
60 : 24 = 2,5

2Д5"°'40

Следовательно, увеличение производительности по свежему сырью и по
продуктам при увеличении глубины крекинга до 24% бензина на пропуск
составит

100

0,4 — 0,33
0,33

= 21%.

Пример. В результате однократного термического крекинга солярового
дестиллата получено 5% газа, 20% бензинового дестиллата, 60% крекинг-
флегмы и 15% остатка (потерями пренебрегаем). Определить выход продук-
тов на свежее сырье и коэффициент загрузки установки при работе с рецир-
куляцией при той же мощности установки.

Согласно данным практики принимаем, что количество рециркулирующей
крекинг-флегмы установилось, т. е. в процессе крекинга процентный выход
продуктов не изменяется. Тогда на каждые 60 частей крекинг-флегмы будем'
иметь 40 частей свежего сырья, поступающего на установку (мощность ее
равна 100). На эти 40 частей приходятся 20 частей бензинового дестиллата,
5 частей газа и 15 частей крекинг-остатка. В процентах веса свежего сырья
это составит: выход газа (5:40)100 = 12,5%, бензинового дестиллата
(20 : 40) 100 = 50,0%, крекинг-остатка (15 : 40) 100 = 37,5%, всего 100%.

1 Примеры, отмеченные звездочкой, взяты из книги С. Н. О б р я д ч и-
кова «Задачи по курсу «Деструктивная переработка нефти». Гостоптех-
издат, 1949.
Те же цифры получаем при умножении выхода продуктов за пропуск
на коэффициент загрузки; последний равен 100:40 = 2,5. Выход газа
5X2,5 = 12,5%, бензинового дестиллата 20 X2,5 =50,0% и т. д.

*	Пример. Имеем сырье — мазут — плотностью 0,925; Надо получить
из 1 кг сырья Б килограммов бензина плотностью 0,75.

Разность плотностей сырья и бензина в нашем случае равна
0,925 — 0,750 = 0,175. По графику фиг. 53 этой разности плотностей соот-
ветствует выход бензина 35%.

*	Пример. Определить: 1) выход бензина и других продуктов крекинга
(газа и крекинТ-остатка) в процентах веса свежего сырья; 2) производи-
тельность установки термического крекинга по свежему сырью — газойлю,
необходимую для получения 300 т! сутки бензина; 3) загрузку печи, если при
крекинге газойля с рециркуляцией получается 5% газа, 24% бензина,
10% крекинг-остатка и 61% промежуточных фракций (в процентах веса
материала, поступающего на крекинг в печь).

В условии указан выход продуктов по отношению к загрузке печи.
Выход конечных продуктов (газ+бензин+крекинг-остаток) составляет,
если пренебречь потерями, 100% израсходованного газойля или 5 + 24 +
+ 10=39% веса материала, поступающего на крекинг в печь.

1.	В процентах веса свежего газойля общий выход составит: газа
100(5 : 39) = 12,9%, бензина 100(24 : 39) = 61,5%, крекинг-остатка
100(10:39) =25,6%.

2.	Производительность установки по свежему сырью — газойлю — со-
ставит 100(300 : 61,5) = 488 т/сутки.

3.	Загрузка печи для крекинга 100(300 : 24) = 488(100 : 39) = 1250 т/сутки.
ГЛАВА IV

ТЕРМИЧЕСКИЙ КРЕКИНГ, КОКСОВАНИЕ, ПИРОЛИЗ

§ 35.	Принципиальная схема однопечной крекинг-установки

Чтобы осуществить производственный процесс термического
крекинга, необходимо нагреть нефтяное сырье до высокой темпе-
ратуры и выдержать его при этой температуре определенное
время. Следовательно, необходимо иметь трубчатую печь и ре-
акционное устройство. Устройством, в котором происходят реак-
ции крекинга, может служить или специальная (реакционная)
секция трубчатого змеевика в печи, или отдельно установленная
реакционная камера.

Продукты крекинга, выходящие из реакционного устройства,
представляют собой смесь газа, паров бензина, промежуточных
фракций и крекинг-остатка. Поэтому необходимо далее иметь
испаритель для отделения жидкого крекинг-остатка от газо-па-
ровой смеси других продуктов крекинга, ректификационную
колонну для отделения смеси газа с парами бензина от жидких
промежуточных фракций (флегмы), конденсатор, газоотделитель
для отделения сконденсированного бензина от главной массы
газа, абсорбер для извлечения из газа легких бензиновых угле-
водородов.

В крекинг-остатке, уходящем из испарителя, остается неко-
торое количество относительно легких фракций; для отгонки их
с целью получения дополнительных ресурсов сырья для кре-
кинга устанавливают еще и второй испаритель.

Простейшая схема установки для крекинга дестиллатного
сырья (солярового дестиллата, газойля, керосина широкой фрак-
ции) следующая (фиг. 54).

Подогретое в теплообменниках сырье закачивают в ректифи-
кационную колонну К.1. Смесь сырья с крекинг-флегмой с низа
колонны прокачивается горячим насосом Н1 через трубчатую
печь П1. Трубы конечной части змеевика в печи являются
реакционной зоной. Все продукты крекинга поступают, пройдя
через редукционный вентиль 2, в испаритель высокого давле-
ния И1. Оттуда крекинг-остаток перетекает в испаритель низ-
кого давления И2, затем через холодильник Т2 — в емкость.
Смесь газа и паров из испарителя И! и отгон (из конденса-
152
тора ТЗ) вводятся из испарителя И2 в колонну KJ. Газ и пары
бензинового крекинг-дестиллата проходят через конденсатор Т1.
Б газоотделителе 01 бензин отделяется от газа; насос Н2 отка-
чивает часть бензина как орошение в колонну R1.

Продукты крекинга по выходе их из печи надо быстро охла-
дить, чтобы остановить дальнейший крекинг и предотвратить

отложение кокса в испарителе. Для этого подкачивают
холодное сырье 1 в линию горячих продуктов крекинга,
пающих из печи в ис-
паритель.

Испарение крекинг-
продуктов в первом ис-
парителе происходит
при меньшем давлении,
чем давление в трубах
печи, поэтому на про-
дуктопроводе между
печью и испарителем
ставится редукционный
вентиль.

Повышенное давле-
ние в аппаратах кре-
кинг-установки позво-
ляет уменьшить объем
и размеры аппаратуры.

более
посту-

Газ

§ 36.	Типовая
аппаратура
крекинг-установок

Трубчатые печи. Пе-
чи большинства кре-
кинг-установок отлича-
ются от печей для пря-
мой перегонки наличи-
ем реакционного зме-

остаток

Фиг. 54. Простейшая схема крекинг-установки.

П1 — трубчатая крекинг-печь; /// — горячий насос для по-
дачи флегмы в печь; И1— испаритель высокого давле-

ния; И2—дополнительный испаритель низкого давления;
К1 — ректификационная колонна; 01— газоотделитель и
сборник бензинового конденсата; h2—насос для подачи
орошения; 1—подача нефтепродукта для охлаждения по-
2—редукционный вентиль; Т1 — конденсатор бен-
Т2 — холодильник крекинг-остатка; Г<3 —конденса-
тор отгона из испарителя И2.

тока;
зина;

евика, большей массивностью труб и деталей, рассчитанных на
высокие давления и температуру. В остальном эти печи подобны
печам установок для прямой перегонки нефти. Трубы изготов-
ляются либо из углеродистой, либо из легированной стали, спо-
собной сопротивляться коррозии; легированные стали с при-
месью хрома и др., как правило, применяются при переработке
сернистого сырья.

Расположение труб в печи может быть различным. Трубы
потолочных экранов располагаются в один или в два ряда. Все
новейшие печи имеют боковые и подовые экраны. Иногда
устраивают две камеры сгорания с общей конвекционной шах-
той (фиг. 55). Форсунки в большинстве случаев располагаются
по фронту печи. Для печей новейших конструкций характерно
большое число форсунок (до 20—28) для равномерной нагрузки
топочного пространства печи.

На многих (обычно старых) крекинг-установках печи рабо-
тают с рециркуляцией дымовых газов для снижения темпера-

Фиг. 55. Двухкамерная печь

с общей конвекционной шахтой.

туры над перевальной стенкой и смягчения теплового режима
работы радиантной поверхности.

Реакционные устройства. Во многих печах, имеющих реак-

ционную секцию трубчатого

Фиг. 56. Схема движения сырья
в крекинг-печи с реакционным
змеевиком в конвекционной сек-
ции.

2 — нижний и верхний подогреватели;

3 и 5—нижний и верхний ряды труб по-
толочного экрана; 4— трубы фронтового
экрана; 6 — трубы реакционной секции;

7 — перевальная стена.

змеевика, последняя помещается
в конвекционной шахте печи. Рас-
положение этих труб таково, что
сырье движется по трубам в том
же направлении, что и дымовые
газы. Это позволяет поддерживать
относительно мягкий тепловой ре-
жим процесса крекинга и умень-
шить отложение кокса на трубах
печи (фиг. 56).

В печах позднейших конструк-
ций реакционную секцию распо-
лагают в отдельной радиантной
камере печи с самостоятельным
обогревом.

На установках с выносными

реакционными камерами крекинг

в основном происходит в специальных стальных толстостен-
ных необогреваемых цилиндрах (камерах) диаметром около
метра и больше и длиной (или высотой) в несколько метров.
В современных реакционных камерах с низким уровнем жидко-

сти вход продуктов крекинга и выход крекинг-остатка рас-
положены таким образом, что в камере создается большое па-
ровое пространство (фиг. 67). Жидкая фаза в зоне реакции не
задерживается и потому сырье в камере не коксуется. Выносные
реакционные камеры особенно пригодны при крекинге тяжелого
сырья. Горячее сырье, поступившее в камеру из печи, не теряет
тепла вследствие хорошего слоя тепловой изоляции. Темпера-
тура по мере прохождения жидкости через камеру снижается,

так как тепло расходуется на реакции крекинга.

В крекинг-печах, имеющих помимо нагревательной еще
и реакционную секцию труб, в нагревательной секции сырью
сообщается тепло для получения заданной температуры про-

цесса, в реакционной секции тепло затрачивается
на процесс крекинга; в этой последней секции тем-
пература сырья практически не повышается или
повышается незначительно. Конечно, строгого раз-
деления этих двух зон не существует. Крекинг ча-
стично происходит и в нагревательной зоне, когда
поток сырья еще не достиг труб реакционной части
аппаратуры. Заметное разложение наступает уже
при 400°, но вначале оно происходит медленно и
ускоряется лишь при дальнейшем повышении темпе-
ратуры. Поэтому на установках, имеющих реакци-
онные камеры, установленные отдельно от печи,
часть реакций крекинга все же происходит в нагре-
вательной трубчатой печи.

Испарительная аппаратура. Испарители предназ-
начены для отделения газопаровой фазы от жидко-
го крекинг-остатка. На реконструированных старых
и на вновь сооружаемых установках имеются два

Фиг. 57.
Реакционная
выносная ка-
мера с низ-
ким уровнем
жидкости.

испарителя.

В первом испарителе поддерживается давление обычно
4—6 ат. Вследствие резкого снижения давления по сравнению
с давлением в трубах печи (до 40 ат и выше) и большого
объема парового пространства в испарителе происходит интен-
сивное испарение продуктов крекинга. На установках старого
типа имелся лишь один испаритель, и крекинг-остаток отводился
из него в товарные резервуары как конечный продукт — котель-
ное топливо. Введение в практику вторичных испарителей
позволило углубить крекинг-процесс, следовательно, уменьшить
выход крекинг-остатка. Плотность крекинг-остатка из первого
испарителя равнялась 0,97—0,98; остаток, получаемый из вто-
рого испарителя, имеет плотность 1,0 и выше. Дополнительное
испарение фракций во втором испарителе происходит вследствие
перепада давления в нем до 1—1,5 ат и ввода водяного пара.

Ректификационные колонны. Колонны служат для фракцио-
нирования продуктов крекинга.

Ректификация продуктов крекинга происходит при давлении
выше атмосферного. Это позволяет держать относительно высо-
кую температуру флегмы, уходящей с низа ректификационной

колонны в печь, и тем самым уменьшить тепловую нагрузку
печи. На многих установках имеются две ректификационные
колонны,- первая отделяет от паров, поступивших из испарите-
лей, более тяжелую часть, направляемую для легкого крекинга
в отдельную печь; вторая ректифицирует пары, поступающие из
первой колонны, и отделяет крекинг-бензин и газ от легких
соляровых фракций, которые являются сырьем для глубокого
крекинга в другой печи.

Характерной чертой колонн крекинг-установок является отсут-
ствие тарелок ниже ввода паров. Это приводит к тому, что
ректифицируются только пары, но не жидкость. В ректификации
жидкости и нет особой необходимости, так как жидкость
не является готовым продуктом, а лишь сырьем для крекинга.

В конструктивном отношении крекинг-колонны подобны ко-
лоннам прямой гонки.

Газоотделитель. Этот аппарат для отделения газа от бензина
представляет собой вертикальный цилиндр, в верхней части
которого имеется обычно несколько тарелок или отбойников.
Повышенное давление в газоотделителе снижает количество
бензина, уносимого с крекинг-газом, но, с другой стороны, уве-
личивает количество растворенных газов в крекинг-бензине. От
этих газов бензин освобождается при последующей стабилиза-
ции его фракционного состава. Чем выше давление в газоотде-
лителе, тем, вообще говоря, суше уходящий газ; давление здесь
связано с давлением в первом испарителе и ректификационной
колонне; на старых установках оно составляет 3—4 ати, на
современных 10—14 ат.и.

Вспомогательное оборудование. На установке имеются тепло-
обменники, конденсаторы, холодильники обычного типа; часто
применяются теплообменники «труба в трубе»; они удобны
в эксплуатации, легко чистятся. Характерным для крекинг-уста-
новок является наличие мощных горячих насосов, качающих
в печи нагретую до 360—370° флегму и создающих высокое
давление в трубах печей.

§ 37.	Реконструированные импортные двухпечные
крекинг-установки

В начальный период реконструкции отечественной нефтепе-
рерабатывающей промышленности на некоторых заводах соору-
жались импортные крекинг-установки системы Винклер-Коха.
В то время они были технически более совершенными, чем мно-
гие другие системы. Тем не менее уже в ближайшие годы совет-
ские специалисты вынуждены были подвергнуть крекинг-уста-
новки переделкам и реконструкции, чтобы улучшить их работу.

Реконструирование старых импортных крекинг-установок
производилось по разным вариантам.

Технологическая схема реконструированной по одному из
вариантов крекинг-установки показана на фиг. 58. Исходное
сырье — мазут прямой гонки — прокачивают насосом Н1 через
156
Фиг. 58. Схема реконструированной импорт-
ной крекинг-установки.

П1 — печь легкого крекинга; П2 — печь глубокого кре-
кинга; И1— испаритель; И2 — дополнительный (второй)
испаритель; К1—ректификационная колонна; 01 — во-
доотделитель; Т1—теплообменник (подогреватель сырья);

Н1 — Н5 — насосы.

теплообменники «труба в трубе», затем через трубы нагревателя,
размещенного в печи П2. Горячий мазут поступает в дополни-
тельный испаритель И2. Испарив свои легкие (соляровые) фрак-
ции, мазут горячим насосом высокого давления Н2 прокачи-
вается через трубы печи легкого крекинга П1. Продукты кре-
кинга из печи П1 поступают в первый испаритель И1. Оттуда
крекинг-остаток перетекает во второй испаритель И2 и затем
насосом НЗ откачивает-
ся через холодильник в
резервуарную емкость.

В испаритель И1 по-
ступают также горячие
продукты крекинга из
печи П2, в которой про-
исходит глубокий кре-
* кинг дестиллатного
сырья — флегмы из рек-
тификационной колон-
ны К1- Газо-паровая
смесь продуктов кре-
кинга из испарителя
И1 поступает в ректи-
фикационную колон-
ну К1. Флегма этой ко-

лонны горячим насосом
высокого давления Н4

подается в упоминав-
шуюся трубчатую печь
глубокого крекинга П2.
Часть флегмы при по-

мощи насоса Н5 цир-

кулирует в системе колонна К1 — теплообменники Т1 — хо-
лодильник—колонна К1, отдавая тепло исходному сырью—

мазуту. Пары крекинг-бензина в смеси с газом уходят
через верх колонны К1 на конденсацию, разделение газа
и бензина и т. д. Крекинг-соляр из испарителя И2 после
конденсации и отделения от воды в водоотделителе 01 исполь-
зуется как сырье для крекинга в печи 772.

Таким образом, хотя на крекинг-установку подается мазут
прямой гонки, но фактическим сырьем для основного процесса—
глубокого крекинга в печи П2 — являются газойле-соляровая
фракция, отгоняющаяся от мазута, и промежуточные крекинг-
фракции из колонны К1-

§ 38.	Двухпечные крекинг-установки системы Нефтепроекта
(без выносных камер)

На этих установках осуществлены легкий крекинг тяжелого
сырья (обычно мазута) и глубокий крекинг соляровых фракций.
Установки, как и описанные выше, работают с рециркуляцией
крекинг-флегмы. Они достаточно гибки в работе и могут
использовать разнообразное сырье (дестиллатное и остаточное)
при различных режимах. На некоторых установках, соответ-
ственно реконструированных, перерабатывается отбензиненная
нефть с получением светлых дестиллатов прямой перегонки
и крекинг-дестиллатов.

Технологическая схема и работа установки на мазутном
сырье. Схема установки показана на фиг. 59.

Фиг. 59. Схема двухпечной крекинг-установки системы Нефтепроекта (без
парофазной очистки).

И1— испаритель? И2— второй испаритель (дополнительный); /<2 —первая ректификацион-
ная колонна? К2— вторая ректификационная колонна? КЗ — абсорбер? К4 — стабилизатор? П1 —
печь легкого крекинга? П2 — печь глубокого крекинга? Tl, Т5 — теплообменники? Т2, ТЗ,
Т7 — конденсаторы; Тб — кипятильник стабилизации» Т4, Т8, T9, Т10—холодильники» А1 и
А2 — сборники (аккумуляторы); 01— газоотделитель? 02 — водоотделитель; Н1 и Н2— насосы
для мазута» НЗ — горячий насос для смешанного сырья? Н4 — горячий насос для легкой флегмы?
Й5— насос для подачи охлаждающего потока? Н8— насос для крекинг-дестиллата» Н6 — насос
для дестиллата из испарителя И2\ Н7, Н9, НЮ— насосы для подачи орошения.

Мазут прямой перегонки прокачивают сырьевым насосом Н1
через теплообменники, обогреваемые флегмой из второй ректи-
фикационной колонны К.2. Подогретый мазут поступает в верх-
нюю часть испарителя И2. В нижней секции частично испа-
ряется крекинг-остаток, поступивший туда с низа испарителя
высокого давления И1 при температуре 410—420°. Верхняя сек-
ция испарителя И2 отделена от нижней таким образом, что
мазут не может попасть в нижнюю и смешаться с крекинг-
остатком.

Пары отгона крекинг-остатка из нижней части испарителя И2
свободно проходят в верхнюю секцию испарителя. Встретившись
там с более холодным мазутом, эти пары почти нацело конден-
сируются; смешиваясь с мазутом, конденсат повышает содер-
жание в мазуте соляровых фракций и одновременно нагревает
мазут до 100—120°. Отсюда мазут насосом Н2 подается
в первую ректификационную колонну К1- В эту же колонну
поступают пары продуктов крекинга из испарителя И1. Мазут
может вводиться в колонну в трех разных по высоте точках, что
позволяет регулировать температуры в этой колонне.

В первой колонне К1 пары крекинг-бензина и легкой флегмы
(с пределами выкипания примерно 230—360°) в смеси с кре-
кинг-газом отделяются от тяжелого солярового дестиллата,
выкипающего в пределах 350—450°, который (и некоторая часть
более легких крекинг-фракций, сконденсированных мазутом)
присоединяется к мазуту. Эта смесь и является сырьем для
неглубокого крекинга.

Горячий насос //3 прокачивает тяжелое сырье (температура
примерно 390°) с низа колонны К1 через печь легкого кре-
кинга П1. Из реакционной секции трубчатого змеевика печи П1
продукты проходят (температура 480°) через редукционный
вентиль. Затем они смешиваются при помощи насоса Н5 с охла-
ждающим потоком сырья (или холодного крекинг-остатка)
и проходят в испаритель И1. Сюда же поступают по отдельной
линии и с отдельным вводом охлаждающей жидкости продукты
из печи глубокого крекинга П2.

В испарителе И1 вследствие падения давления происходят
дополнительное испарение и разделение на жидкую и паровую
фазы. Температура в испарительном пространстве равна при-
мерно 420—435°. Пары уходят в первую ректификационную
колонну, а жидкость в испаритель И2, где дополнительное испа-
рение крекинг-остатка обусловлено дальнейшим перепадом
давления и вводом перегретого водяного пара в нижнюю часть
испарителя И2. Отпаренный крекинг-остаток откачивают насо-
сом, охлаждают в водяном холодильнике Т10 и направляют
в резервуары. Наличие вторичного испарителя позволяет исполь-
зовать и слегка обводненное сырье, так как на верхних тарел-
ках испарителя вода испаряется и отводится из системы. Пары
воды и легких фракций уходят с верха испарителя И2 в конден-
сатор Т2.

Конденсат стекает в водоотделитель 02, откуда вода сбра-
сывается в канализацию, а дестиллат поступает в сборник А2.
Дальше дестиллат откачивается насосом Н6 в емкость для кре-
кинг-флегмы.

Пары из испарителя И1 попадают в первую ректификацион-
ную колонну, работа которой описана выше. Колонна оро-
шается охлажденной флегмой, закачиваемой из второй ректи-
фикационной колонны.

Во второй колонне легкие промежуточные фракции отде-
ляются от смеси паров крекинг-бензина и газа. От этой колонны
требуется большая ректификационная способность, чем от
первой, так как здесь получается целевой продукт — дестиллат
крекинг-бензина. Пары и газ покидают колонну при темпера-
туре, зависящей от заданного фракционного состава бензинового
дестиллата.

В низу колонны собирается легкая флегма — смесь соляро-
вых фракций прямой перегонки (до 350°), отогнанных от мазута
в первой колонне, крекинг-соляровых фракций, полученных при
неглубоком крекинге мазута, и промежуточных фракций, полу-
ченных в печи глубокого крекинга. Легкую флегму подают
горячим насосом Н4 в печь глубокого крекинга П2.

Пары и газ с верха второй колонны поступают в конденса-
тор ТЗ, холодильник Т4 и затем в первый газоотделитель 01,
откуда дестиллат бензина частично используется для орошения
второй колонны при помощи насоса Н7. Другая часть бензина
является целевым продуктом, который затем подвергается ста-
билизации фракционного состава и очистке.

Во второй колонне имеется некоторое количество избыточ-
ного тепла. Избыточное тепло используется следующим образом:
в печь глубокого крекинга откачивается только часть стекаю-
щей с тарелок флегмы; другая часть под давлением, поддержи-
ваемым в колонне (5 ат), поступает в кипятильник Тб для
нагрева жидкой фазы в колонне К4, служащей для стабилиза-
ции фракционного состава крекинг-бензина. Затем флегма про-
ходит через сырьевые теплообменники Т1 в холодильник T9. Из
холодильника флегма частично подается на орошение абсор-
бера КЗ. Из последнего флегма, насыщенная бензином, посту-
пает на орошение первой колонны. Избыток флегмы направляют
в резервуар; оттуда флегма возвращается по мере надобности
на крекинг-установку.

Стабилизация крекинг-бензина. Бензин, получаемый из вто-
рой ректификационной колонны крекинг-установки, содержит
много летучих углеводородов. Они легко испаряются при хране-
нии бензина и создают неудобства при использовании его в мо-
торах. В то же время это ценный материал для производства
высокооктановых моторных топлив и других нефтепродуктов,
а также сырье для синтеза каучука, спиртов и многих других
продуктов химической промышленности. Эти фракции необхо-
димо извлечь из бензина.

Чтобы понять, о каких легких фракциях идет речь, обратимся
к работе газоотделителя крекинг-установки. Отделение бензина
от крекинг-газа в этом аппарате полностью не может быть осу-
ществлено; газ, уходящий сверху, всегда содержит бензиновые
пары, а бензин в свою очередь содержит растворенный в нем
газ, состоящий из легких алканов (бутан, пропан и даже этан)
и алкенов (бутен, пропен и др.). Улетучиваясь при хранении
бензина, эти углеводороды увлекают с собой и более тяже-
лые бензиновые фракции.

Во избежание потерь бензина и легких углеводородов от
испарения при очистке во многих случаях удаление легчайших
160
углеводородов (стабилизацию фракционного состава) произво-
дят до очистки бензина.

Для стабилизации бензина служит стабилизационная уста-
новка.

Насос Н8 прокачивает дестиллат крекинг-бензина через
теплообменник Т5 и стабилизационную колонну (стабилиза-
тор) К4. Отгон стабилизации, т. е. легкие углеводороды, при-
сутствие которых в бензине нежелательно, уходит через верх
стабилизационной колонны К.4 в конденсатор Т7. Конденсат
легких углеводородов накапливается в сборнике А1. Насос НЮ
подает часть конденсата на орошение колонны К4; избыток
откачивают по назначению. Неконденсированный газ стабилиза-
ции направляется на газоперерабатывающие установки или
сбрасывается в заводскую газотопливную сеть. Стабильный бен-
зин отводится через кипятильник Тб, охлаждается в тепло-
обменнике Т5 и холодильнике Т8 и направляется в резер-
вуары очистной установки. На последней бензин подвергают
очистке.

Газ, отделяемый от крекинг-бензина в газоотделителе 01,
содержит много бензиновых углеводородов, которые должны
быть уловлены и направлены в бензин. С этой целью газ
подается в абсорбер КЗ. Флегма, стекая по тарелкам абсорбера
навстречу газу, поглощает бензиновые углеводороды и откачи-
вается на орошение колонны К1, а сухой 'газ направляется
на газоперерабатывающие установки или используется как
топливо.

В стабилизационной колонне от бензина отгоняются легчай-
шие углеводороды до бутана и бутена включительно. Для нор-
мальной работы стабилизатора его надо, как и всякую ректифи-
кационную колонну, орошать продуктом, по составу близким
к «головному», т. е. фактически сжиженным газом. Газ же может
находиться в жидком состоянии только при высоком давлении
и низкой температуре; поэтому стабилизаторы работают при
давлении 8—14 ат и температуре верха 40—50°. Орошающая
жидкость в основном состоит из смеси пропана, пропена, бута-
нов и бутенов.

Для отпарки легких частей из бензина последний нагревают
в низу стабилизатора при помощи кипятильника. Кипятильник
расположен вне колонны. Теплоносителем служат водяной пар
или горячая флегма из второй колонны.

Количество «головных» углеводородов, отгоняющихся в ста-
билизаторе, составляет 5—7% веса крекинг-бензина.

Схема очистного блока. Большинство двухпечных крекинг-
установок практикует очистку бензина в паровой фазе отбели-
вающими глинами. Такая очистка осуществляется на самой
крекинг-установке. В этом случае описанная выше стабилизация
фракционного состава бензина производится после очистки бен-
зина. Схема очистного блока, составляющего часть крекинг-
установки, показана на фиг. 60.

И Зак. № 1779.

161
Поток газа и паров крекинг-бензина делится по выходе из
упоминавшейся ранее второй колонны К2 крекинг-установки
на две части.

Первая часть, как уже было сказано, направляется в кон-
денсатор ТЗ, первый газоотделитель ОЗ и через насос Н4 —• на
орошение колонны К2. Газ отводится через клапан, на который
действует регулятор уровня жидкости в газоотделителе 01.
Конденсатор ТЗ и газоотделитель 01 существуют только для
получения оросителя для колонны К2. Когда уровень жидкости

Фиг. 60. Схема парофазной очистки крекинг-бензина отбеливающими глинами.

К2— вторая ректификационная колонна; 01 — первый газоотделитель; Р1 — очистные башни;
К5— дополнительная ректификационная колонна (для отгонки полимеров); ОЗ — второй газо-
отделитель; С1 — смеситель бензина со щелочью; 04 — отстойник щелочного раствора; С2 —
смеситель для промывки бензина водой; 05 — водоотделитель (отстойник); ТЗ и Т11 — конден-
саторы; Н4, Н1 — насосы.

в газоотделителе достигнет верхнего предела, сброс газа начи-
нает тормозиться, давление в газоотделителе нарастает и поступ-
ление паров и газа в конденсатор ТЗ уменьшается; таким обра-
зом, переполнение газоотделителя О1 жидкостью исключается.

Вторая часть потока паров и газа направляется в две очист-
ные башни-реакторы Р1, включенные параллельно. Здесь про-
дукты крекинга, двигаясь нисходящим потоком, приходят
в соприкосновение с отбеливающей глиной. На поверхности
частиц глины происходит полимеризация углеводородов высокой
непредельности. Образуются высококипящие жидкие полимеры,
стекающие вниз.

Газ, бензиновые пары и жидкие полимеры направляются из
очистных башен в дополнительную колонну К5. В последней от
бензина отделяются все высококипящие части. Они из низа
колонны направляются через колонну К2 на повторный крекинг.

Через верх колонны К5 выходят газ и пары бензина с таким
концом кипения, который требуется для товарного продукта —
автомобильного бензина. Бензин сжижается в конденсаторе T1I

162	...
и дополнительно охлаждается в «концевых» холодильниках. Во
втором газоотделителе ОЗ бензин отделяется от газа. Часть бен-
зина возвращается насосом Н1 в колонну К5 в качестве ороси-
теля. Товарный избыток бензина защелачивается в смесителе С1,
отстаивается от щелочи в отстойнике 04, промывается водой
в смесителе С2, отделяется от воды в отстойнике 05 и после
прибавления антиокислителя направляется в резервуары. Это и
есть целевой продукт работы крекинг-установки — товарный
автомобильный бензин *.

Реконструированные установки системы Нефтепроекта.
Одним из важнейших недостатков описанной первоначальной
схемы крекинг-установки является невозможность, фактически
выявившаяся при эксплуатации, осуществлять избирательный
крекинг, т. е. подвергать раздельному крекингу относительно
узкие и однородные по характеру фракции. Так, вследствие того,
что нагретый мазут подается в первую колонну, в сырье, по-
ступающем из этой колонны на легкий крекинг, содержится
большое количество (до 40%) легких фракций, выкипающих
до 350°, в том числе и фракций прямой перегонки. Печь легкого
(неглубокого) крекинга непроизводительно загружается таким
образом фракциями, для разложения которых в этой печи нет
необходимых условий — высокой температуры и др. Печь глубо-
кого крекинга, наоборот, недостаточно загружена легкой флегмой.

Чтобы устранить этот недостаток и обеспечить печи легкого
крекинга относительно однородным сырьем, при реконструкции
установок ввели добавочный сборник для накопления в нем
сырья необходимых качеств. С учетом некоторых других момен-
тов схема реконструированной установки в упрощенном виде
выглядит, как показано на фиг. 61.

Насос Н1 подает мазут через теплообменник Т1 во второй
испаритель И2. Здесь мазут конденсирует тяжелые фракции,
отогнанные от крекинг-остатка. Последний поступает сюда из
испарителя И1 и обрабатывается водяным паром в нижней части
испарителя И2. В этот же испаритель вместе с мазутом вводится
флегма из первой колонны К1. Сырье легкого крекинга стекает
из верхней части испарителя И2 в сборник А1. Отпаренный
остаток откачивается насосом Н2 через холодильник Т2 в резер-
вуар, а водяной пар и легкие фракции отгона от крекинг-остатка
уходят в конденсатор ТЗ. Водный конденсат сбрасывается из
водоотделителя 01 в канализацию, а фракция отгона подается
насосом НЗ из сборника А2 частично на орошение испари-
теля И2, частично — в колонну К2 как составная часть сырья
глубокого крекинга.

Сырье на легкий крекинг подается (насос Н4) из сбор-
ника А1 в печь П1 и оттуда в испаритель И1. Сюда же посту-
пают продукты глубокого крекинга из печи П2. Остаток из

1 Подробнее о процессе адсорбционной парофазной очистки бензина
см. в главе VIII, об антиокислителях — в главе X.
испарителя И1 направляется, как уже сказано, во второй испа-
ритель И2, а пары уходят в -колонну К.1. Колонна К1 оро-
шается при помощи насоса Н5 флегмой из колонны К2, в ре-
зультате чего в нижней части колонны К1 собирается промежу-
точная флегма; в смеси с мазутом она направляется насосом Н6
в испаритель И2 для присоединения к сырью легкого кре-
кинга.

Фиг. 61. Схема реконструированной двухпечной крекинг-
установки Нефтепроекта.

П1 и П2—крекинг-печи для легкого и глубокого крекинга! К1 и К2—
ректификационные колонны; И1 и И2— испарители; А1 и А2 — сборники;
02—водоотделитель; Н2—Н6 — насосы; Т1 — ТЗ—теплообменники и кон-
денсаторы.

Схема работы второй колонны двухпечной крекинг-установки
остается без изменения. Давления в аппаратах И1, Д7, К2 дер-
жатся на уровне около 5 ати, а в испарителе И2 — чуть выше
атмосферного.

§ 39.	Установки термического крекинга с выносными
реакционными камерами

На фиг. 62 приведена упрощенная схема установки избира-
тельного крекинга с выносной реакционной камерой, получающей
в последнее время все большее распространение.

Насос Н1 подает сырье в нижнюю секцию ректификационной
колонны К1. Здесь сырье, стекая по тарелкам навстречу горя-
чим продуктам крекинга, постепенно испаряет легкие фракции
и обогащается более тяжелыми дестиллатными фракциями про-
дуктов крекинга. В нижней части колонны Д7 накапливается
сырье для неглубокого крекинга. Оттуда сырье насосом Н2 по-
дается в печь П1.
На тарелках верхней части колонны К.1 конденсируется сырье
для глубокого крекинга. Конденсат подается насосом ИЗ в печь
глубокого крекинга П2. Продукты неглубокого крекинга выхо-
дят из печи при 490° под давлением 20 ат, а продукты глубо-
кого крекинга с температурой 520° под давлением 40 ат. Оба
потока смешиваются и поступают в реакционную камеру Р1
через верх ее. Давление в камере Р1 около 20 ат, температура
около 500°.

Фиг. 62. Схема крекинг-установки с выносными
реакционными камерами.

П1 и/72 —крекинг-печи; Р2— реакционная камера; И1 — испари-
тель; К1—ректификационная колонна; 01 — газоотделитель; Hlt
HI—насосы; Т1 — конденсатор.

Из реакционной камеры Р1 продукты крекинга непрерывно
отводятся через редукционный клапан в испаритель И1, где под-
держивается давление 5 ат. Так как жидкая фаза проходит
через реактор Р1 быстрее паровой, это уменьшает коксообразо-
вание в реакционной камере, ибо основным источником коксова-
ния являются наиболее тяжелые, неиспаряющиеся фракции,
составляющие жидкую фазу. Паровую фазу можно и нужно
выдерживать при высокой температуре дольше, так как это
способствует увеличению выхода и повышению октанового
числа бензина без значительного коксообразования.

В испарителе И1 давление ниже, чем в реакционной ка-
мере Р1, поэтому часть жидких продуктов крекинга здесь испа-
ряется. Неиспарившийся остаток отводится из испарителя И1
на дополнительное испарение, а пары уходят в ректификацион-
ную колонну К1.
Через верх ректификационной колонны уходят пары бен-
зина и газ. В конденсаторе Т1 бензин конденсируется, а в сепа-
раторе 01 отделяется от неконденсированного газа. Колонна Л7
орошается бензином, подаваемым насосом Н4.

§ 40.	Устройство и работа аппаратов двухпечной
крекинг-установки системы Нефтепроекта
(без выносных камер)

Трубчатые печи. Устройство и размеры обеих печей (для лег-
кого и глубокого крекинга) одинаковы (фиг. 63). Сырье прохо-
дит по трубчатому змеевику в такой последовательности: нижний
подогреватель, расположенный в конвекционной части печи,
верхний подогреватель (нижний ряд труб потолочного экрана),

Фиг. 63. Печь двухпечной крекинг-установки системы
Нефтепроекта.

трубы бокового экрана, верхний ряд труб потолочного экрана,
трубы реакционной секции, расположенные в конвекционной
шахте между нижним и верхним подогревателями. Расположение
труб реакционной секции в средней части конвекционной шахты
и движение в них сырья прямотоком по отношению к дымовым
газам создают мягкие условия теплопередачи. Чаще всего печи
отапливаются крекинг-газом. Семь газовых форсунок устано-
влены на фронте печи так, что факелы форсунок направлены
перпендикулярно перевальной стенке. Печи приспособлены также
для работы с жидким топливом. Форсунки для жидкого топлива
расположены над газовыми горелками. Путь дымовых газов —
обычный для трубчатых радиантно-конвекционных печей подоб-
ного типа.

Печи работают с рециркуляцией дымовых газов. Горячий
вентилятор подает часть отходящих дымовых газов обратно
в топочную камеру через отверстия в поде печи, расположенные
вдоль перевальной стенки. Воздух, необходимый для горения,
нагревается до 130—140° в пластинчатом воздухонагревателе
(рекуператоре) и через канал, устроенный вдоль фронта печи,
подводится к форсункам. Поступление подогретого воздуха
регулируется регистрами, установленными около каждой фор-
сунки. Трубы печи стальные, цельнотянутые; внешний диаметр их
100 мм, внутренний 75 мм, длина трубы 9150 мм, полезная
длина 8860 мм. Концы труб развальцовываются в четырех- и
двутрубных двойниках. В трубах печи сырье движется двумя
потоками.

Основные наружные размеры печей: длина 10,1 м, ширина
8,3 м, высота 7,1 м. Топочная камера имеет длину 8,86 м, ши-
рину внизу 4,54 м, вверху 4,78 м, высоту до оси нижнего ряда
радиантных труб 6,28 м\ конвекционная камера имеет длину
8,86 м, ширину 1,7 м.

Обе печи различаются только своим назначением: печь глу-
бокого крекинга предназначается для крекинга соляровых фрак-
ций, печь легкого крекинга — для крекинга мазута и тяжелой
рециркулирующей флегмы.

Испарители. Первый испаритель представляет собой полый
вертикальный сварной цилиндр, установленный на бетонном
фундаменте. Продукты крекинга поступают в испаритель через
два отдельных патрубка диаметром 100 мм, расположенных на
высоте 2,3 м. Для отвода крекинг-остатка имеются также два
патрубка такого же диаметра: один основной, другой запасный,
приваренный к корпусу на высоте 4 м; последним пользуются
при закоксовывании основного. Пары уходят через шлемовую
трубу диаметром 300 мм в первую колонну.

Уровень жидкости в испарителе контролируется семью проб-
ными кранами, расположенными на корпусе на разных высотах,
и указателем уровня с сигнальными лампочками, установлен-
ными на контрольном щите.

Вторичный испаритель состоит из двух секций: нижней —
испарительной, и верхней — отбойно-конденсационной. Нижняя
секция имеет четыре отбойные тарелки, верхняя секция — че-
тыре колпачковые тарелки.

Крекинг-остаток из первого испарителя поступает на верх-
нюю тарелку испарительной секции. Утяжеленный крекинг-
остаток откачивается с низа аппарата горячим насосом и напра-
вляется через холодильник в емкость. Пары воды и солярового
дестиллата из испарительной секции отводятся под нижнюю
тарелку верхней секции через шлемовую трубу. В верхнюю же
секцию на первую или на третью тарелку подается сырье. Оно
стекает вниз и нагревается горячими парами. Сырье, обогащен-
167
ное соляровыми фракциями, скопляется в низу отбойно-конден-
сационной секции. Оттуда сырье насосом откачивают в первую
ректификационную колонну. Пары воды и легких продуктов,
не сгустившихся в жидкость в испарителе, отводятся с верха
аппарата в конденсатор-холодильник через шлемовую трубу
диаметром 250 мм. Верхняя секция аппарата снабжена регуля-
тором уровня жидкости.

Ректификационные колонны. Первая колонна предназначена
для отделения смеси паров крекинг-бензина, легкой флегмы и
газа от тяжелой жидкой фракции. Как уже отмечалось, в ко-
лонну поступает вся смесь паров из первого испарителя (по
двум шлемовым трубам диаметром 300 мм); ввод паров
в колонну — на высоте 7,4 м. Для ректификации паров в ко-
лонне имеется девять колпачковых тарелок. В низу колонны
установлено пять отбойных тарелок. Расстояния между тарел-
ками верхней части 600 мм, между отбойными 400 мм (между
двумя нижними 1000 мм).

Вторая ректификационная колонна (фиг. 64) предназначается
для отделения крекинг-бензина и газа от легкой флегмы. По
конструкции она похожа на первую колонну; отличается от
последней большим числом колпачковых тарелок (12 щт.) и
отсутствием отбойных тарелок.

Газоотделители. Первый и второй газоотделители одинаковы
по конструкции и размерам. Первый отделяет от газа неочи-
щенный дестиллат крекинг-бензина, который затем целиком
используется на орошение второй колонны; второй газоотдели-
тель работает с уже очищенным крекинг-бензином. Для отделе-
ния от газа механически увлеченных частиц бензина имеются
три колпачковые тарелки, расстояния между которыми равны
610 мм. Практика показала, что эти тарелки играют весьма
незначительную роль.

Абсорбер. Для выделения из крекинг-газа содержащихся
в нем бензина, а также бутановой фракции служит абсорбер.
Он оборудован 20 тарелками.

Крекинг-газ из газоотделители поступает под нижнюю
тарелку абсорбера на высоте 3,2 м и движется вверх, проходя
все 20 тарелок навстречу стекающему абсорбенту (охлажден-
ная флегма из второй колонны). Соприкасаясь на тарелках
с газом, флегма извлекает из него бензин и бутановую фрак-
цию. «Сухой» газ через верхний штуцер абсорбера поступает
в газовую линию, а флегма с низа абсорбера — в емкость для
флегмы, из которой подается на орошение второй колонны.

Холодильники и конденсаторы. Все конденсаторы и холодиль-
ники, кроме концевых холодильников для крекинг-бензина,
погружного типа с гладкими трубами. Гладкая поверхность труб
облегчает чистку их от накипи.

Концевые холодильники для крекинг-бензина — трубчатые.
Вода проходит по трубкам, смесь крекинг-бензина и газа — по
межтрубному пространству.
Фиг. 64. Вторая
ректификационная
колонна двухпеч-
ной крекинг-уста-
новки.

а — наружный вид, б—
вертикальный разрез;
1—вход паров из пер-
вой колонны; 2—т вы-
ход паров; 3—ввод
орошения; 4— предо-
хранительный клапан!
5—подкачка; б —к го-
рячему насосу; 7 — вы-
ход циркулирующей
флегмы; 3 —впуск па-
ра; 9 — показатель
уровня; 1 — 12 — номе-
ра тарелок.
Конденсатор крекинг-бензина разделен на две части: в одной
конденсируется и охлаждается неочищенный бензин, который
используется как орошение второй колонны; в другой конден-
сируется и охлаждается очищенный бензин, поступающий из
дополнительной ректификационной колонны. Каждая часть
в свою очередь разбита на 12 секций. Пары из колонны посту-
пают в приемный коллектор (отдельно для каждой из двух
частей), проходят параллельно все 12 секций труб. Конденсат
идет в сборный коллектор, расположенный на дне конденсатора.
Из этого коллектора неочищенный бензин поступает в первый
газоотделитель, а очищенный во второй газоотделитель; каждый
поток предварительно охлаждается в концевом холодильнике.

Вода поступает в конденсатор из концевого холодильника.
На некоторых установках вода из погружного конденсатора
используется для охлаждения крекинг-остатка и флегмы. Кон-
денсатор установлен на крыше горячей насосной. Узел присоеди-
нения сборного коллектора к секциям был сконструирован
неудобно, что затрудняло ремонт и смену прокладок. Поэтому
•он подвергся реконструкции.

Теплообменники. Раньше на многих работающих у нас кре-
кинг-установках первичный подогрев мазута производился
в трубчатых пародестиллатных теплообменниках. Вскоре выясни-
лась непригодность последних: разъедание трубок приводило
к частым и дорогостоящим ремонтам и многим другим неудоб-
ствам. Поэтому рационализаторы заменили эти аппараты тепло-
обменниками типа «труба в трубе». Холодное сырье проходит
в трубах, циркулирующая горячая флегма или другой горячий
материал — в межтрубном пространстве.

Дальнейшим шагом, кроме введения теплообмена между
сырьем и циркулирующей флегмой, явилось использование для
подогрева сырья крекинг-остатка в теплообменниках «труба в
трубе». Внутренние трубы новейших конструкций теплообменни-
ков Гипронефтемаша снабжены наружными продольными ре-
брами для увеличения поверхности нагрева (фиг. 65). Вместо
прежнего примерно полугодового межремонтного срока службы
пародестиллатных теплообменников аппараты «труба в трубе»
работают, не требуя ремонта, более 5 лет. Разъемная конструк-
ция и резьбовые конусные соединения теплообменников обеспе-
чивают легкость и удобства сборки, чистки и ремонта.

При использовании крекинг-остатка в теплообменниках
в описанные выше схемы установок вносятся необходимые
изменения.

Насосы. Для подачи флегмы в печи установки, ранее соору-
женные, оборудованы поршневыми горячими насосами с конден-
сацией отработанного пара: на выкиде паровой линии устано-
влен конденсационный агрегат, который дает возможность сни-
зить расход пара до 7—10 кг на гидравлическую лошадиную
силу (без конденсации пара расход его 20—25 кг). Насосы для
подачи флегмы в обе печи являются насосами с двухступенча-
то
тым использованием пара — в цилиндрах высокого и низкого
давления.

Наибольшее применение нашли горячие насосы Сумского
завода им. Фрунзе. Они работают вполне хорошо, если соблю-
даются необходимые условия эксплуатации. Эти насосы имеют
производительность 100 и 120 м^час, число ходов в минуту 47
и соответственно 40, давление на выкиде до 60 ат. Особое вни-
мание обращено на устройство сальников, имеющих рубашки,

Фиг. 65. Теплообменник типа .труба в трубе" с внутренними ребристыми
трубами.

а — наружный вид теплообменника; б—внутренняя труба с продольными наружными
ребрами.

по которым циркулирует охлаждающая вода. Охлаждение саль-
ников важно как для предохранения от разрушения набивки,
так и для обеспечения безопасности длительной безостановоч-
ной (до 60 суток) работы с горячими нефтяными жидкостями,
температура которых (360° и до 400°) близка к температуре
самовоспламенения.

Исключительно важное значение имеют удачный подбор
набивочного материала и способ набивки сальников. Очень
хорошо зарекомендовала себя сложная набивка, составленная
из чередующихся в определенном порядке колец красной меди
толщиной 4—5 мм, колец пропитанного солидолом и графитиро-
ванного асбестового шнура с латунной проволокой и колец из
парусино-прорезиненного клиновидного ремня. Такая набивка
отличается стойкостью, снижает износ плунжеров, не пропускает
жидкости при условии правильной установки плунжеров и
крейцкопфов.
В последнее время находят все большее применение значи-
тельно более совершенные и компактные горячие центробежные
насосы с паротурбиной Ленинградского металлического завода
им. Сталина.

§ 41.	Установки термического крекинга бензина и лигроина

При крекинге бензина расщепление молекул имеет подчинен-
ное значение. Основу процесса составляет преобразование моле-
кул сырья путем дегидрогенизации и др. При крекинге лигроина
наряду с подобным превращением легких молекул происходит
также и разложение более тяжелых молекул с образованием
бензиновых фракций.

Легкое по фракционному составу сырье, полученное прямой
перегонкой нефти, выдерживает жесткую высокотемпературную
обработку без значительного коксования. Возможность проведе-
ния процесса при однократном пропуске сырья через печь, не
прибегая к рециркуляции, весьма существенно упрощает техно-
логическую схему процесса.

Для описываемого процесса были приспособлены также
некоторые старые установки для крекинга газойля, не имеющие
выносных реакционных камер. Схема работы в этом случае по
одному из вариантов такова.

Сырье — лигроин — подается из емкости в трубчатую печь
глубокого крекинга. Оттуда через редукционный клапан продукты
поступают в тройник смешения, где смешиваются с рециркули-
рующей флегмой, подаваемой насосом с низа ректификационной
колонны. Смесь поступает в испаритель. Широкая фракция паров
с верха испарителя направляется в ректификационную колонну.
Остаток из испарителя непрерывно отводится снизу и через
холодильник поступает в емкость, часть же остатка непрерывно
циркулирует. Часть флегмы с низа ректификационной колонны
подается, как указывалось, в тройник смешения, другая часть
циркулирует в ректификационной колонне для поддержания
теплового баланса; остаток флегмы отводится в емкость. Пары
крекинг-дестиллата и газ с верха колонны переходят в конден-
сатор и далее в газоотделитель для освобождения дестиллата
от газа. Часть дестиллата из газоотделителя подается на ороше-
ние колонны, остальная часть отводится в резервуары.

Технологический режим работы по описанной схеме:

Температура продуктов на выходе из реакционной
секции печи..................................... 545°

Температура сырья на выходе из труб экрана печи 520°

,	верха испарителя ................... 270°

,	низа колонны........................ 250—260°

, верха „	. .................... 205°

Давление на входе в печь.......................... 40	ат

„	в испарителе ...........................4,2	,

,	, колонне.............................  3,9	,
Материальный баланс (весовые проценты)

Взято	Получено

Лигроина................100	Крекинг-дестиллата ...	73

Газа................. .12

Крекинг-остатка ........5

Флегмы ................10

Обычным сырьем является лигроин прямой перегонки, имею-
щий начало кипения 130°, конец кипения 235° и октановое
число 45. Получаемый крекинг-дестиллат имеет октановое число
в чистом виде 70—71 и с 3 см3 ТЭС 80—83,5. В дальнейшем
он иногда направляется на сернокислотную очистку и вторичную
перегонку. Октановое число очищенного бензина с 3 слэ ТЭС по-
вышается до 85.

§ 42.	Комбинированные установки для прямой перегонки
и термического крекинга

Комбинированными называются установки, в которых
объединены в общую схему аппараты, предназначенные для
крекинга и прямой перегонки нефти. Крекинг различных видов
сырья происходит в условиях, наиболее благоприятных для
каждого из них. Таким образом, на этих установках осуще-
ствляется принцип избирательного крекинга. Прямая перегонка
нефти на таких установках обычно ведется без затраты прямого
топлива благодаря использованию избыточного тепла крекинга,
т. е. здесь применяется широкая регенерация тепла. Это и неко-
торые другие достоинства комбинированных установок наряду
с большой их производительностью объясняют тот факт, что
одно время такие установки получили довольно широкое рас-
пространение.

Подобная комбинированная четырехпечная установка, пред-
назначенная для полной переработки сернистой нефти, служит
для следующих целей: 1) прямой перегонки нефти с отбором
легкого бензина, лигроина, мазута; 2) крекинга лигроина
в отдельной трубчатой печи; 3) неглубокого крекинга мазута
прямой перегонки в смеси с тяжелым рециркулирующим газой-
лем (тоже в отдельной печи); 4) глубокого крекинга легкого
газойля прямой перегонки в смеси с легким газойлем неглу-
бокого крекинга в третьей печи; 5) крекинга легких промежуточ-
ных крекинг-фракций в четвертой печи; 6) стабилизации бензи-
нов прямой перегонки и крекинга.

Фракционировка нефти происходит в колонне для прямой
перегонки нефти. Нефть нагревается в жидкостных теплообмен-
никах и затем в конвекционной шахте крекинг-печи. Продукты
крекинга разных видов сырья, кроме продуктов неглубокого
крекинга, ректифицируются в общей колонне высокого давления
(около 15 ати). Однако возможно выделять дестиллат от кре-
кинга лигроина в отдельной колонне. Образование сырья для
неглубокого крекинга и ректификация его продуктов происхо-
дят в особой колонне низкого давления (около 4 ати). Имеется
отдельный испаритель для дополнительной отгонки фракций из
крекинг-остатка. Повышенное давление в погоноразделительной
аппаратуре позволяет достигнуть при данных ее размерах высо-
кой производительности. Горячие продукты крекинга по выходе
из печей смешиваются с охлажденными продуктами перед
редукционными клапанами. Своевременное подавление реакций
крекинга предотвращает отложение кокса в трубопроводах.

При нормальной работе на установке можно получить
50% бензина, 35% крекинг-остатка, 15% газа и потерь от веса
исходной нефти.

Опыт эксплуатации комбинированных многопечных устано-
вок показал, что важные в экономическом отношении преиму-
щества их обесцениваются существенными недостатками орга-
низационно-технического характера. Сюда относятся следующие:
сложность управления работой установок, жесткая связанность
между собой ее отдельных секций и блоков. Нарушение режима
в какой-либо части этой сложной системы ведет к разлажива-
нию процесса на всей установке, а иногда и к полной ее
остановке. Пуск установки и налаживание нормального техноло-
гического режима проходят значительно труднее, чем на отдель-
ных специализированных установках. Комбинированные уста-
новки более чувствительны к колебаниям состава и качеств
сырья: изменения последних тотчас приводят к неравномерной
загрузке отдельных секций установки.

§ 43.	Показатели работы крекинг-установок

Показатели работы рассмотрим на примере двухпечных кре-
кинг-установок Нефтепроекта (без выносных реакционных
камер).

Производительность и материальный баланс. При работе на
мазуте прямой перегонки производительность установок соста-
вляет примерно 900 т/сутки исходного сырья.

На импортных установках (до их реконструкции) подкачка
соляровых фракций составляла около 20 % общего расхода сырья,
на двухпечных отечественных установках эта добавка со сто-
роны не превышает 5%, а при хорошо налаженной работе уста-
новки можно работать совсем без подкачки. Это является след-
ствием введения в схему установок дополнительного испари-
теля. Необходимое количество сырья пополняется соляровыми
фракциями из вторичного испарителя (от испарения части
крекинг-остатка) и полимерами, полученными при парофазной
очистке бензина.

Выход продуктов на крекинг-установках зависит от заданных
качеств их. Так, при отборе бензинового дестиллата с концом
кипения 240° получают в среднем бензина 37%, крекинг-
остатка 54%, газа и потерь 9% веса мазута.

Технологический режим процесса. Показатели режима
каждой отдельной установки заносятся в технологическую
карту (табл. 9).
Показатели технологического режима двухпечной
крекинг-установки

Аппаратура	Контрольные точки	Температура, °C		Давление, ат	
		от	до	от	ДО
Печь легкого крекинга	Выход сырья из радиантной сек- ции	458	460		
	Выход из реак- ционной секции	470	480				
	Дымовые газы над перевалом . . .	750	850	__		
	Горячий насос . .	—		50	60
Печь глубокого крекинга	Выход сырья из радиантной сек- ции	490	495		
	Выход из реак- ционной секции	498	502				
	Дымовые газы над перевалом . . .	750	850				
	Горячий насос . .	—	—	50	60
Испаритель	Верх 			420	5	5,2
	Низ		(430)	(435)	—	—
Дополнительный	Середина ....	220	240		
испаритель	Низ		390	400	0,6	1,0
Первая ректифи-	Верх 		360	365				
кационная колонна	Низ		370	390	5	5
Вторая ректифи-	Верх 		240	250				
кационная колонна	Низ		320	335	5	5
Стабилизатор	Верх 1 		90	100			
	Низ		200	225	6	8
Очистные башни	Первая 				225		
	Вторая 		—	225	3,9	4,1
Обычно в карте, кроме приведенных в табл. 9 показателей,
отражаются число ходов в минуту горячих насосов, показатели
уровней жидкости в испарителях, колоннах и других аппаратах;
указываются также некоторые заданные характеристики бензи-
нового дестиллата (конец кипения) и крекинг-остатка, получае-
мых из данного сырья. Этими характеристиками обусловлены
для данного сырья устанавливаемые температуры среды в испа-
рителях и особенно во второй и дополнительной ректификацион-
ных колоннах.

Давление в трубах на выходе продуктов из печей колеблется
в пределах 20—25 ат.

§ 44.	Основные моменты эксплуатации крекинг-установок

Факторы, определяющие величину показателей работы уста-
новок. Об эффективности работы 1крекинг-установок наряду
с учетом качества бензинового дестиллата можно судить по
величинам следующих показателей: 1) производительность уста-
новки, выражаемая в тоннах исходного сырья в сутки; 2) общий
выход бензина (и крекинг-керосина, если он отбирается) в про-
центах веса исходного сырья, учитывается также выход газа
и крекинг-остатка; 3) продолжительность пробега установки
в сутках (срок непрерывной работы); 4) расходные коэффи-
циенты: расход топлива, водяного пара, воды, электрической
энергии на 1 т исходного сырья; 5) технологические потери
в процентах веса исходного сырья.

Производительность установок определяется прежде всего
устройством (конструктивный фактор) и работой (технологиче-
ский и организационный факторы) крекинг-печей, теплообмен-
ников, ректификационных колонн. Естественно, что и вся осталь-
ная аппаратура и вспомогательное оборудование (насосы и др.)
должны по своей производительности соответствовать производи-
тельности перечисленной выше основной аппаратуры.

Как и для трубчатых печей установок для прямой перегонки
нефти, производительность крекинг-печей определяется прежде
всего величиной поверхности нагрева, ее распределением между
отдельными секциями, вытекающей отсюда теплонапряжен-
ностью единицы поверхности нагрева и прочими, общими для
всех трубчатых печей конструктивными элементами.

Так как поверхность нагрева — величина постоянная, то
производительность данной печи мы можем повышать до извест-
ного предела, увеличивая ее теплонапряженность. Последняя
относится к области технологических факторов и является одним
из важных источников проявления стахановских приемов улуч-
шения работы установок.

Технологические и организационные производственные фак-
торы, которые влияют на успех работы установок, могут служить
в руках опытных стахановцев богатейшим источником мероприя-
тий по повышению производительности и других показателей
176
работы установок. Перечислим для примера некоторые из фак-
торов.

На величину теплонапряженности поверхности нагрева боль-
шое влияние оказывает отложение кокса на внутренней поверх-
ности труб. Кокс затрудняет передачу тепла сырью и, кроме
того, создает угрозу целости труб (повышается температура
стенок труб). Рост образования кокса затрудняет увеличение
тепловой напряженности поверхности нагрева и приводит к па-
дению производительности установки.

Повышение температуры сырья, поступающего в печи, повы-
шает их производительность. Так, повышение температуры
флегмы, входящей в печь из ректификационных колонн, на
7—8° увеличивает производительность печей по суммарному
сырью (загрузка) примерно на 5%.

Поддержание достаточно высокой температуры дымовых
газов на перевале в печи способствует повышению производи-
тельности печи. Однако нельзя повышать эту температуру выше
известных пределов, нарушающих нормальную безаварийную
работу.

Повышение коэффициента рециркуляции дымовых газов
создает более мягкий тепловой режим в радиантной камере,
уменьшает отложение кокса, увеличивает скорость газов и коэф-
фициент теплопередачи и, следовательно, увеличивает (в извест-
ных пределах) производительность печи. Обычно коэффициент
рециркуляции равен 1—1,2.

Все остальные факторы, влияющие на производительность
установки, как-то: режим горения топлива, подача воздуха,
величина «тяги» и др., не отличаются от условий, обычных для
всякой промышленной печи огневого действия.

Глубина крекинга, определяющая собой выход бензина, огра-
ничивается той величиной, за пределами которой коксообразова-
ние становится выше допустимого. Решающее значение здесь
имеют химический и фракционный состав сырья (глава III).
Повышение температуры и продолжительности процесса увели-
чивает глубину крекинга. >С увеличением давления увеличивается
выход жидких продуктов крекинга и несколько изменяется
химический состав крекинг-бензина.

Показатели выхода бензина характеризуют важнейшую сто-
рону работы установок. Бензинообразование — основная задача
крекинг-установок.

Очень важно добиться удовлетворительной глубины про-
цесса в печи легкого крекинга. Как это положительно влияет
на общий выход бензина, видно из следующего примера.

Выход бензина в печи Общий выход бен-
легкого крекинга,	зина на установке,

% (вес.) мазута	% (вес.) мазута

О	20

21	34,5

31	40

37	42

12 Зак. № 1779.

177
Значительное отложение кокса на трубах печи легкого
крекинга при значительной глубине процесса (даже при раз-
бавлении мазута соляровыми фракциями) побуждает создавать
режим, при котором крекинг продолжается также и в испари-
теле; однако это связано с многими неудобствами и трудно-
стями.

Повышение температуры сырья в печи глубокого крекинга и
повышение содержания смол в флегме, поступающей в печь, свя-
заны прямой зависимостью с увеличением коксообразования и,
следовательно, непосредственно влияют на выход бензина.

Работа ректификационной колонны должна также способ-
ствовать повышению выхода бензина: при хорошей четкости по-
гоноразделения содержание тяжелых бензиновых фракций во
флегме доводится до минимума. Бензиновые фракции, находясь
во флегме, снижают глубину крекинга и выход бензина за цикл
в печи глубокого крекинга. Крекинг образовавшегося бензина
приводит к повышенному газообразованию.

Продолжительностью рабочего пробега крекинг-установки
называется количество дней, которое может успешно проработать
крекинг-установка с полной нагрузкой и безостановочно. Пери-
одические остановки вызываются отложениями кокса в трубах
печей и необходимостью ремонта других аппаратов установки.
Кокс, отлагающийся в трубах, помимо ухудшения условий тепло-
передачи, суживает сечение трубы и значительно увеличивает
сопротивление движению потока сырья. Это отражается на вели-
чине перепада давлений в трубах между входом сырья в печь и
выходом его из печи: в начале пробега перепад давлений состав-
ляет около 15 ат, а к концу он мбжет значительно возрасти.

Коксованию подвергается также и редукционный вентиль.
Перед концом пробега редукционный вентиль обычно бывает
открыт полностью, и тогда никакой регулировки процесса при
помощи этого вентиля осуществить нельзя.

Продолжительность пробега зависит от следующих причин:
1) качества исходного сырья, 2) конструкции аппаратуры, осо-
бенно нагревательной и 3) главным образом от условий эксплуа-
тации и режима работы установки. Неудачная конструкция печи
или ее отдельных частей, например реакционной секции, вызы-
вает преждевременное закоксование труб и сокращение продол-
жительности рабочего цикла. Чем жестче температурный режим,
тем больше возможность закоксования труб.

Удлинение нормального пробега крекинг-установок является
одной из основных задач в деле дальнейшего улучшения их экс-
плуатации.

Чем продолжительнее пробег установки при соблюдении всех
заданных показателей ее работы, тем выше показатель полезного
использования времени (процентное отношение полезно исполь-
зованного времени к общему времени, например за год).

Для каждой установки задается определенная продолжитель-
ность пробега, зависящая от характера перерабатываемого сырья,.
состояния установки, заданного режима работы. Обычно она со-
ставляет 60 дней или несколько больше. Установленная продол-
жительность пробега должна строго соблюдаться, не разрешается
превышать ее. Вынужденные преждевременные остановки харак-
теризуют плохую работу персонала. Общее число рабочих дней
в году зависит от продолжительности всех пробегов и, следова-
тельно, от продолжительности простоев на чистку и ремонт. Ко-
эффициент полезного использования времени тесно связан с ка-
чеством работ по предупредительному ремонту и качеством ухода
за аппаратурой. На установках, где конструктивный фактор
остается неизменным, бороться с преждевременным закоксова-
нием труб и сокращением продолжительности рабочего цикла
следует правильным выбором сырья и режима работы. Возмож-
ность закоксовывания аппаратуры при неизменном сырье усили-
вается при создании более жесткого температурного режима в
печах.

К проектированию технологического режима. Основные поло-
жения: 1) технологический режим работы аппаратов каждой
отдельной установки определяется для сырья определенного вида
и характера; с изменением сырья должен изменяться и режим ра-
боты установки; 2) то же и в отношении заданных качеств про-
дуктов крекинг-процесса; 3) единственно рациональным спосо-
бом установления должного режима является обследование со-
стояния и работы аппаратов и установки в целом, производство
проверочных технических (и технико-экономических) расчетов и
сопоставление полученных результатов с накопленными статисти-
ческими данными и результатами «фотографии» работы лучших
стахановских бригад.

Влияние технологического режима на конечный эффект ра-
боты установки вытекает из всего изложенного выше. Особенно
следует помнить о тесной взаимозависимости и большой роли та-
ких основных факторов крекинг-процесса, как температура про-
цесса, продолжительность (скорость) крекинга и давление. Тем-
пература процесса, например в печи глубокого крекинга, зависит
в основном от того, какая поддерживается температура топоч-
ных газов над перевалом и какова температура поступающей
в печь флегмы. Следовательно, при неизменной производитель-
ности печи по сырью мы можем добиться соблюдения посто-
янных условий ведения процесса, если будем держать строго
установленные температуры топочных газов и поступающей
флегмы.

Конечно, по мере того, как изменяется состояние поверхности
теплообмена в печи (растет отложение кокса), характер тепло-
передачи также изменяется, поэтому с течением времени должны
быть изменены либо некоторые параметры режима, либо задан-
ные показатели работы установок (например, производительность,
глубина крекинга). Можно в известных пределах форсировать
температуру процесса; однако при этом следует особенно тща-
тельно контролировать состав флегмы, в частности содержание
в ней смол; содержание смол, как отмечалось, определяет собой
степень коксообразования.

Из сказанного вытекает, что основными 1показателями, подле-
жащими регламентированию режима работы печей, являются
температура, давление и число ходов насосов.

Температура регламентируется для следующих точек (в обеих
печах): I) температура продукта на выходе из радиантных сек-
ций; 2) то же на выходе из реакционных секций; 3) температура
дымовых газов над перевалом.

Давление сырьевого потока замеряют на выкиде горячих на-
сосов и по причинам, изложенным выше, в технологической карте
указывают допустимые пределы изменения этого параметра (на-
пример, от 47 до 50 ат).

Для испарителя регламентируются: 1) температура (верх и
низ); 2) давление; 3) уровень жидкости; 4) плотность мазута и
крекинг-остатка.

Пример технологической карты для испарителя приведен в
табл. 10.

Таблица 10

Технологическая карта испарителя

Число ходов сырьевого насоса в минуту	Температура, °C		Плотность крекинг-остатка при плотности мазута	
	верха испа- рителя	на выходе из печи	0,920	0,930
30	435	470	0,975	0,985
25	430	465	0,975	0,985
20	425	160	0,970	0,980
15	415	450	0,970	0,980
10	405	439	0,965	0,975
5	390	400	0,960	0,970

Кроме карт на отдельные важнейшие аппараты (печи, испа-
рители и др.), составляется общая технологическая карта для
данной установки в целом. Обычно в этой карте фиксируются
важнейшие показатели технологического режима.

Кроме показателей, заданных и отраженных в общей техно-
логической карте, в таблицах отдельных аппаратов или в техно-
логических инструкциях приводятся следующие дополнительные
указания к технологическому режиму: 1) допуски, в пределах
которых операторам разрешается изменять режим; 2) указания
на изменения режима в зависимости от изменений различных
факторов (понижение производительности, изменение характера
сырья и флегмы, выключение теплообменников и т. п.); 3) вспо-
180
могательные показатели режима — коэффициент избытка воз-
духа, нежелательная величина подсоса воздуха в конвекционной
камере и др.

Контроль и регулирование работы. Работа крекинг-установок,
как и любых других нефтеперерабатывающих установок, направ-
ляется и контролируется при помощи контрольно-измерительных
приборов и на основании текущих лабораторных анализов сырья
и продуктов крекинга — бензина, флегмы и остатка.

В соответствии со сказанным выше о роли отдельных факто-
ров контроль за работой установки осуществляется следующим
образом.

Работа печей контролируется прежде всего по показаниям
температур потоков сырья и продуктов крекинга на выходе из
радиантной и реакционной секций; если последняя температура
выше первой более чем на 8—10°, необходимо снизить темпера-
туру дымовых газов над перевальной стеной печи. Температура
продуктов и давление в продуктопроводе на выходе из печи под-
держиваются постоянными главным образом при помощи редук-
ционного вентиля и регулировки числа ходов горячего насоса,
питающего печь.

Разность давлений в трубчатом змеевике на входе и выходе
из печи достигает в зависимости от конструктивных и технологи-
ческих факторов 15—20 ата; она обусловлена сопротивлением
движению жидкости и паров в трубах печи. Если повышается
давление в трубах при входе в печь, это может быть следствием
форсированной работы горячего сырьевого насоса, повышения
температуры потока при выходе из печи, отложения кокса в ре-
дукционном вентиле, в трубах печи или в продуктопроводе, ве-
дущем в испаритель.

Температура дымовых газов контролируется над перевальной
стеной печи (от этой температуры зависит тепловой режим кон-
векционной секции, в которой расположен реакционный змее-
вик) и в нескольких точках топочной и конвекционной камер.
Равномерный обогрев печи достигается прежде всего равномер-
ной подачей топлива в форсунки и соблюдением других условий,
общих для трубчатых печей любого назначения.

Работа испарителя контролируется по показаниям темпера-
туры в верху аппарата, уровня жидкости в нем, плотности ухо-
дящего крекинг-остатка.

При пониженной температуре в верху испарителя умень-
шается количество испарившихся фракций. Слишком высокая
температура крекинг-остатка внизу испарителя приводит к кок-
сованию крекинг-остатка. Опасность коксования особенно велика
при крекинге тяжелого и сильно смолистого сырья. Температура
в испарителе регулируется подачей охлаждающей жидкости в
продуктопровод перед входом в испаритель. Поднятие уровня
жидкости в испарителе выше установленного и, следовательно,
более длительное пребывание крекинг-остатка в испарителе также
ведут к усилению коксообразования. Непринятие своевременных
мер приводит к переполнению испарителя жидкостью, перебросу
крекинг-остатка в ректификационную колонну, отложению в ней
кокса и расстройству ее работы.

Повышение плотности крекинг-остатка может быть следствием
усилившейся глубины крекинга при задержке жидкости в испа-
рителе сверх установленного времени или при повышении темпе-
ратуры процесса. Понижение плотности — следствие обратного
явления.

Регулирование работы ректификационных колонн произво-
дится по показаниям температуры вверху и внизу и по уровню
жидкости внизу.

Температура паров вверху второй колонны определяет конец
кипения получаемого бензинового дестиллата. Чем выше эта
температура, тем выше конец кипения и наоборот. Температура
регулируется автоматически подачей орошения на верх колонны;
температура устанавливается в зависимости от заданного конца
кипения бензина.

Температура флегмы внизу обеих колонн влияет на тепловую
нагрузку и режим работы печей, так как флегма поступает в
печи именно с низа колонн. Регулировать эту температуру можно
в первой колонне вводом сырья на ту или иную тарелку,
во второй — подкачкой в колонну холодного солярового дестил-
лата.

Нормальный уровень жидкости в колоннах поддерживают из-
менением количества подкачиваемого сырья — мазута в первой
колонне, солярового дестиллата во второй — или спуском части
флегмы через холодильник в резервуар. Нарушение установлен-
ного уровня жидкости тотчас отражается на работе печей. По-
нижение уровня приводит к сокращению подачи сырья в печи,
следовательно, вызывает отложение кокса в трубах и даже их
прогар.

Помимо наблюдения за уровнем жидкости необходимо про-
верять цвет флегмы, поступающей в печь из второй колонны.

Повышение установленного давления в колоннах происходит
вследствие: 1) усиленного испарения флегмы (при повышении
температуры внизу колонны) или испарения жидкости на верх-
них тарелках — при усиленном орошении; 2) наличия воды в
сырье; 3) недостаточной конденсации бензина или недостаточного
отвода газа из второй колонны. Устранение причины понижает
давление.

Контроль работы газоотделителя производится по показаниям
давления в нем и высоты уровня жидкости. При снижении да-
вления газ обогащается бензиновыми углеводородами. Если газ
проходит через абсорбер, то эти бензиновые части не теряются;
если же абсорбер не работает, а газ непосредственно исполь-
зуется как топливо, то происходят потери бензина; кроме того,
бензин конденсируется в газовых линиях и может попасть в го-
релки и вызвать резкое нарушение режима работы печи. Давле-
182
ние регулируется автоматически клапанами-регуляторами или
при помощи задвижки на газовой линии.

Холодильник, для крекинг-остатка требует постоянного наблю-
дения за ним. Температуру крекинг-остатка после холодильника
следует держать не ниже установленной и в зависимости от ка-
чества крекинг-остатка: чем тяжелее и более вязок остаток, тем
выше должна быть конечная температура его, иначе он легко
застывает в трубопроводе. В последнем накапливаются также ча-
стицы кокса. Требуется регулярно промывать трубопровод горя-
чим соляровым дестиллатом.

Температура крекинг-остатка регулируется изменением коли-
чества воды, подаваемой в холодильник.

Лабораторный контроль. Систематический анализ сырья, по-
даваемого на крекинг, обязателен. Определяются плотность, со-
держание воды и грязи, содержание смол, фракционный состав,
для нового вида сырья — групповой химический состав, выход
бензина при лабораторном крекинге.

Содержание смол в мазуте колеблется в очень широких пре-
делах, достигая 60—70%. Плотность показывает, с одной сто-
роны, глубину концентрации мазута при прямой перегонке нефти,
с другой — характеризует химический состав сырья; так, напри-
мер, низкая плотность характерна для парафинистого сырья.
Вакуумная разгонка мазута показывает, сколько в сырье содер-
жится фракций, пригодных для глубокого крекинга.

Из других аналитических лабораторных работ большое зна-
чение имеет систематический контроль содержания смол в
флегме. Важно, чтобы этот контроль был оперативным и оказы-
вал помощь операторам в тот момент, когда она нужна, а не
спустя несколько часов.

Пуск крекинг-установки. Пуск установки включает следую-
щие операции: 1) осмотр, проверку и заполнение аппаратуры;
2) опрессовку аппаратуры; 3) работу на циркуляции; 4) вывод
установки на режим крекинга.

Гидравлическое испытание трубчатых змеевиков печей про-
изводится в три приема — на 40, 70 и на 100—120 ат. Давление
создается посредством скальчатого насоса, сжимающего соляро-
вый дестиллат, залитый в систему установки. Во время опрес-
совки персонал установки следит, не появится ли течь у двойни-
ков, редукционного клапана, насосов. Если течи нет, опрессовку
заканчивают. Мазутные теплообменники опрессовываются
на 20 ат, холодильник и линия для крекинг-остатка на 40 ат, ко-
лонны и испаритель на 6 ат.

Затем начинается циркуляция солярового дестиллата. Из пер-
вой колонны, заполненной ранее для опрессовки до уровня чет-
вертого краника, горячий насос качает соляровый дестиллат
через печь легкого крекинга в испаритель; из второй колонны дру-
гой горячий насос качает соляровый дестиллат через печь глу-
бокого крекинга в тот же испаритель. Между испарителем и
обеими колоннами имеются уравнительные линии, задвижки на
них открываются, и соляровый дестиллат непрерывно циркули-
рует по следующей схеме.

испаритель

Печь глубокого
крекинга

Вторая колонна

Первая колонна

Печь легкого крекинга

Второй испаритель

После полного круга циркуляции топки печей и дымоходы
продувают водяным паром, зажигают часть форсунок и около,
3 час. испаряют воду из системы; при выпарке воды температуру
поддерживают не выше 180—200°. После выпарки постепенно
зажигают еще часть форсунок и поднимают температуру цирку-
лирующего солярового дестиллата, чтобы достигнуть на выходе
из печи глубокого крекинга 460—470°. Задвижку уравнительной
линии «испаритель — первая колонна» закрывают, и циркуляция
прекращается. Когда температура выхода сырья из печи глубо-
кого крекинга достигает 490°, а давление 40 ата, установку пере-
водят на работу с мазутом, причем печь легкого крекинга сна-
чала работает только как подогреватель (нагрев сырья
около 440°).

Остановка крекинг-установки. При нормальной остановке по-
степенно, в течение около 1,5 часа, снижают температуру нефте-
продуктов в печах до 300—380°, переходят на питание печи
легкого крекинга соляровым дестиллатом, гасят форсунки, увеличи-
вают открытие редукционного вентиля и снижают производитель-
ность горячих насосов, чтобы снизить давление; затем останавли-
вают горячие насосы и продувают змеевики печей водяным
паром по ходу и против хода. Затем продукты из колонны и испа-
рителей спускают в емкость.

При вскрытии двойников остаток сырья из змеевика печи
сливается в желоба, установленные на дне двойников камер; из
последних по дренажным трубам жидкость отводится в канали-
зацию. На случай воспламенения в двойниках или прогара труб
в камеры для двойников и в печь подведены паровые линии для
паротушения. Для продувки змеевика печи после остановки
в трубы верхнего потолочного экрана и в нижний ряд труб пер-
вого подогревателя врезаны паровые линии, снабженные обрат-
ными клапанами, чтобы нефтяное сырье не могло попасть в па-
ровую магистраль.

Аварийная остановка может быть вызвана различными при-
чинами: 1) прогаром труб в печах; 2) коксованием или застыва-
нием продуктов в линиях для крекинг-остатка; 3) неисправностью
горячих насосов; 4) прекращением подачи воды или водяного
пара на установку; 5) течью в линиях или аппаратуре и т. д.

Наиболее частыми причинами аварий являются две первые.
Фиг. 66. Устройство для циркуляции крекинг-
остатка с целью промывки трубопроводов для
крекинг-остатка.

Прогар труб может быть предотвращен разными мерами-.
Своевременная смена изношенных труб дает возможность избе-
жать аварий, связанных с прогарами. Чаще всего меняют трубы
радиантной секции, затем трубы верхнего подогревателя и верх-
ней части реакционного змеевика. Трубы нижнего подогревателя
меняются крайне редко.

Трубы печей могут помимо общих для всякой печи причин
закоксовываться вследствие следующих причин: 1) превышения
температуры процесса по сравнению с заданной; 2) временного
прекращения подачи сырья в печь, например при упуске уровня-
жидкости в колонне;

3) попадания посто-
ронних предметов в
змеевик печи (бол-
ты, бойки и т. п.),
что может быть
предотвращено тща-
тельной проверкой
печей после ремонта
перед	закрытием

двойников.

При прогаре
труб необходимо бы-
стро затушить фор-
сунки, в топку пу-
стить водяной пар,
открыть редукцион-
ный клапан, остано-
вить горячий насос

и нефтепродукт быстро перевести в аварийную емкость.

Образование коксовых пробок в линиях для крекинг-остатка
иногда является причиной остановки крекинг-установки. Отло-
жения кокса и закупорка линий для крекинг-остатка, особенно
на участке от испарителя до холодильника, и частые прокачки
линии сравнительно холодным соляровым дестиллатом или ма-
зутом (45—50°) вызывают резкие изменения температур стенки
трубы, а с ними обрыв стыков в местах сварки. Особенно часто
это наблюдается во второй половине периода пробега установки,
т, е. после 30 дней ее работы.

Хороший способ борьбы с отложениями кокса в линиях кре-
кинг-остатка предложен передовой бригадой 3. Р. Шукюрова
(Баку) — циркуляция части остатка по схеме, показанной на
фиг. 66. Специально установленный насос 4 с охлаждаемыми
сальниками забирает охлажденный в холодильнике 3 крекинг-
остаток (температура около 95°) и прокачивает его через спуск-
ные линии крекинг-остатка 2. Входя в эти линии в непосред-
ственной близости к испарителю 1, рециркулирующий поток
охлаждает крекинг-остаток, например с 445° до 350—360°, и
предотвращает образование кокса в линиях, увеличивает ско-
рость движения потока, смывает частицы ранее образовавшегося
кокса.

Горячие насосы, как видно из описания технологической
схемы, играют очень важную роль в работе крекинг-установки.
В то же время условия их работы — перекачка больших коли-
честв горячего продукта — могут легко вызвать неполадки и
даже аварии. Этих неполадок можно избежать только при вни-
мательном и умелом уходе за горячим насосом. На установке
должна иметься специальная инструкция по пуску, эксплуатации
и остановке горячих насосов. Перед пуском насоса необходимо
продуть конденсат, так как попадание последнего в паровой ци-
линдр насоса (в случае применения поршневых насосов) вызы-
вает порывистые движения поршня, сопровождающиеся гидра-
влическими ударами. Известен случай, когда перед пуском на-
соса не была произведена - продувка конденсата; произошел
настолько значительный гидравлический удар, что треснула
станина насоса и последний был выведен из строя. Другим, не
менее опасным случаем является упуск уровня в колонне. Если
уровень упущен и подача прекратилась, т. е. насос «сорван»,
число ходов резко увеличится и насос поломается, если подача
пара не будет немедленно уменьшена. При пуске и во время ра-
боты насоса необходимо следить за тем, чтобы не грелись под-
шипники и сальники, непрерывно подавалась смазка, чтобы на
выхлопе отработанного пара поддерживался вакуум.

Аварии, как бы ни были разнообразны их причины, всегда
могут быть предотвращены внимательной и умелой работой об-
служивающего персонала.

Очистка трубчатых печей от кокса. Трубы печей освобождают
от кокса после остановки крекинг-установки. Применяют различ-
ные методы — механический, паро-дутьевой и др. Во всех случаях
необходимо производить чистку вскоре после остановки печей,
пока трубы не остыли.

Механическая чистка труб производится при помощи воз-
душной турбинки, снабженной бойками или шарошками (фиг. 67
и 68),. К турбинке /по гибкому шлангу подводится сжатый воздух.
Турбинку с бойком или шарошкой вводят от руки внутрь каждой
трубы, открыв предварительно все пробки в двойниковых короб-
ках. Быстрое вращение инструмента заставляет кокс откалы-
ваться от поверхности трубы. Струя воздуха подхватывает
осколки и коксовую пыль и уносит их из труб.

Наиболее совершенной является турбинка завода им. Мон-
тина; ее лопасти изготовлены из текстолита и не нуждаются в
смазке. Она позволяет одновременно применять отбойный моло-
ток и шарошку.

Описанный способ чистки труб требует много времени и часто
лимитирует сроки ремонта.

Паро-дутьевой способ чистки печей новатора 3. Р. Шукюрова
сводится к следующему. После обычной продувки трубчатого
змеевика водяным паром змеевик отделяется заглушками от ис-
186
парителя и от аварийной линии печи. С двух угловых двойников
снимают пробки и соединяют трубы печи с линией (диа-
метр 100 мм), которая своим открытым концом введена в боров.
На соединительных линиях устанавливают задвижки, при по-

фиг. 67. Воздушная турбинка для очистки труб от кокса.

мощи которых впускается в
трубы печи сильная струя во-
дяного пара. Зажигается часть
форсунок. Пар перегревается
и разлагает углеводороды,
оставшиеся в трубах; коксовый
слой растрескивается и коро-
бится. Струя пара отрывает
частицы кокса, дробит их и
уносит в дымовую трубу. Струю
пара пускают попеременно то
по ходу сырья в трубчатом
змеевике, то против.

Этот способ позволяет пол-
ностью освободить от кокса
трубы потолочного и фронто-
вого экранов. В трубах реак-
ционной секции необходимо
дополнительно применить ме-
ханическую коксоочистку при
помощи турбинки или паро-
воздушную очистку. Вся чистка
печи занимает 1,5—2 суток.

О- .6

Фиг. 68. Отбойный молоток (а) и
.шарошечный боек' (б) с турбинкой
для очистки труб от кокса.

При паро-воздушном способе очистка производится, как
только что описано. Однако к струе пара (около 1200 кг/час) до-
бавляют небольшое количество воздуха. После 4—6 час. от на-
чала операции количество воздуха увеличивают. Наконец, ввод
пара прекращают, в трубы вводят только воздух. При темпера-
туре в трубах примерно 430—450° нефтяной кокс самовоспламе-
няется в токе воздуха и сгорает. Когда анализ отходящих газов
покажет только следы СО2, т. е. когда сгорит весь кокс, подачу
воздуха прекращают. По охлаждении топки до 200° (во время
чистки кокса температура в топке равна 600—700°) трубы про-
мывают водой.

Этот способ позволяет удалять кокс без трудоемкой работы
по открытию двойниковых коробок трубчатого змеевика, без пыли
и грязи, связанных со старым механическим методом очистки
труб.

Несмотря на указанные достоинства паро-воздушного способа,
он не получил широкого практического применения на действую-
щих в данное время трубчатых крекинг-печах вследствие нару-
шения вальцовки труб. Выжигание кокса с успехом практикуется
в пирогенных трубчатых печах, где трубы соединены' обычными
двойниками («калачами»).

Техника безопасности и противопожарная техника. В первые
годы освоения процесса нередко происходили взрывы и пожары
на крекинг-заводах. Взрыво- и огнеопасные материалы, какими
являются сырье и продукты крекинга, особенно газ и бензин,
находятся в условиях, которые легко могут вызвать аварии
и пожары. Этого нельзя забывать работникам крекинг-за-
водов.

В настоящее время пожары на этих заводах — редкие и еди-
ничные явления. Они случаются лишь в результате нарушения
правил личного поведения работниками либо несоблюдения ими
технологического режима и правил противопожарной техники.
При соблюдении же всех этих правил и технологических инструк-
ций аварии, в том числе и сопровождающиеся пожарами, исклю-
чаются вовсе.

Достаточная техническая грамотность, знание процесса и
аппаратуры, дисциплинированное выполнение каждым работни-
ком своих обязанностей и установленных правил, бдительность —
важнейший залог безаварийной и безопасной работы.

Наиболее часто встречающиеся причины аварий были приве-
дены выше (прогар труб в печи, чрезмерное отложение кокса в
линиях и аппаратах и др.). Надо, однако, иметь в виду, что в
результате невнимательной, небрежной работы на установке
возникают и другие условия и факторы, которые могут привести
к авариям. Отметим некоторые из них: переброс крекинг-остатка
в первую колонну, упуск уровня крекинг-остатка в испарителях и
уровня флегмы в колоннах, взрыв или выброс в аварийном
бачке, выброс бензина из газоотделителя в газовую линию, по-
ломка редукционного вентиля, пробных краников или карманов
термопар, неполадки в работе горячих насосов, разрыв трубопро-
водов, работающих под давлением. Кроме того, угрожаемое поло-
188
жение на установке создается при внезапном прекращении по-
дачи водяного пара, воды, электроэнергии.

Однако во всех перечисленных случаях быстрое и умелое
принятие мер, предусмотренных имеющимися инструкциями и
правилами, приводит к безаварийной ликвидации возникших не-
поладок. В специальной литературе по крекингу читатель может
найти подробности по этому вопросу.

Состав технологических бригад и распределение обязанностей.
Обычный состав вахтенной бригады на двухпечных крекинг-уста-
новках Нефтепроекта при переработке несернистого сырья сле-
дующий: старший оператор, оператор, три помощника оператора
и машинист или масленщик. Иногда в состав бригады вводится
дежурный слесарь.

Об обязанностях старшего оператора и оператора см. § 26.

Помощники оператора регулируют технологический процесс
и режим работы закрепленных за ними аппаратов; наблюдают
за исправным состоянием противопожарного оборудования и ин-
вентаря, поддерживают чистоту обслуживаемого участка. Один
помощник оператора обслуживает колонны, испаритель, очист-
ные башни, в частности следит за уровнем крекинг-остатка в ис-
парителе и поддерживает требуемую температуру остатка на вы-
ходе из холодильника. Другой помощник регулирует работу
стабилизационной установки и обслуживает связанные с ней
оборудование и коммуникации. Третий помощник обслуживает
дополнительный испаритель и связанные с ним насосы и
узлы.

Машинист обслуживает механические агрегаты, особенно го-
рячие насосы, связанные с ними двигатели и контрольно-измери-
тельные приборы; регулирует работу горячих насосов, записывает
в журнал показания контрольно-измерительных приборов, обслу-
живающих горячие насосы; следит, чтобы не перегревались под-
шипники и другие части насосов; наблюдает за уровнем масла
в подшипниках, за работой сальников. Во время текущего ре-
монта крекинг-установки машинист руководит ремонтом насосов
и производит их ревизию.

О некоторых передовых приемах новаторского труда на кре-
кинг-установках. Уже первые итоги новаторского движения на
наших нефтеперегонных заводах показали, что старые техниче-
ские нормы, по которым оценивали работу установок, устарели.
При крекинг-процессе оказалось возможным из того же коли-
чества сырья получить значительно больше крекинг-бензина, чем
его получали раньше. Были установлены новые технические
нормы, которые в настоящее время также перевыполняются луч-
шими новаторами.

Новаторы крекинг-установок прежде всего пошли по пути
увеличения отбора крекинг-бензина за цикл, т. е. углубления
крекинга. При увеличении выхода бензина за цикл производи-
тельность установки увеличивается; вместе с тем, конечно, возрас-
тает и количество бензина, полученного с установки.
Увеличения выхода бензина за цикл новаторы достигли повы-
шением температуры продуктов на выходе из печи и давления
на горячем насосе; при увеличении давления увеличивается время
пребывания сырья в трубах печи.

Соблюдение заданного технологического режима и внима-
тельное обслуживание установок являются залогом длительной
безаварийной работы установок.

Новаторы производства довели до высокой степени совершен-
ства уменье держать технологический режим на оптимальном и
постоянном уровне. Сюда относятся четкий режим горения в пе-
чах, постоянное давление в газоотделителе, точный и постоянный
уровень крекинг-остатка в испарителях и т. п. Мы уже знаем,
что эти условия способствуют ровному, без колебаний, течению
процесса, ровному выходу бензина и газа при постоянной и до-
статочной глубине крекинга.

Новатор 3. Р. Шукюров проявляет себя как наблюдательный
исследователь и вдумчивый рационализатор. Большое число осу-
ществленных им усовершенствований в технике процесса и орга-
низации труда бригад на крекинг-установках сделали его имя
известным нефтепереработчикам всего Союза. Так, например, он
осуществил с большим успехом дополнительное отпаривание
крекинг-остатка во вторичном испарителе в присутствии крекинг-
газа. Газ, вводимый из газоотделителя (под давлением 2,5 ат)
в испаритель, способствует испарению более легких фракций
(флегмы), увлеченных крекинг-остатком. Смесь газа и испарив-
шихся фракций направляют в ректификационную колонну. Оттуда
газ вместе с парами бензина уходит через верх колонны, и далее,
как обычно, флегма из колонны идет на крекинг.

§ 45.	Коксование нефтепродуктов

Коксование — процесс очень глубокой деструктивной пере-
гонки. Он служит для получения нефтяного кокса, а также бен-
зина и других дестиллатов для последующей переработки с целью
общего углубления отбора светлых продуктов от нефти. На
нефтезаводах коксовые установки часто дополняют собой уста-
новки для термического крекинга. Сырьем для коксования обычно
является высоковязкий крекинг-остаток; часто используются
также различные другие виды тяжелых нефтяных остатков, на-
пример высокосмолистый гудрон прямой перегонки, пек и побоч-
ные фракции, получаемые при пиролизе нефти. В отдельных
случаях на коксование направляют отбензиненные тяжелые нефти
или мазут прямой перегонки.

Выход бензина в процентах веса сырья при крекинге до кокса
приблизительно равен (если, кроме газа, бензина и кокса, не
получают других продуктов, например топливного дестиллата):

% бензина = (1,4 — лс)2 :0,0035,

где qc — плотность сырья.
Выход газа при крекинге до кокса составляет 30—35,% веса
бензина.

Известны три вида промышленных установок для коксования
нефтяного сырья: 1) кубовые установки периодического действия;
2) печные установки — керамические печи муфельного типа из
огнеупорного материала с плоским обогреваемым подом; эти печи
сооружаются группами по 6—12 печей; каждая печь загружается
сырьем периодически, установка же в целом действует непре-
большого распространения не получили;.

рывно; эти установки
3) установки для по-
лунепрерывного ко-
ксования, так назы-
ваемое замедленное
коксование.

Кроме того, в по-
следнее время нахо-
дят применение уста-
новки для непрерыв-
ного контактного ко-
ксования (глава V).

Коксовая уста-
новка периодическо-
го действия. На
фиг. 69 представлена
схема коксового куба

HI	Т1

Коксодестиллат

Фиг. 69. Схема установки для периодического
коксования.

Н1— сырьевой насос» Р1— куб для коксования (реактор);
А1—сборник для тяжелого коксового дестиллата; Т1—кон-
денсатор» 01— газоотделитель; Ml — лебедка для выгрузки
кокса; М2 — вагонетки.

периодического действия. Насос Н1 подает в куб Р1 определен-
ное количество сырья. Под кубом зашуровывается форсунка;
спустя определенный промежуток времени начинается выделение
газа и дестиллатов, отводимых из куба через конденсатор Т1
в газоотделитель 01, где неконденсированный газ отделяется
от конденсата. Конденсат представляет собой смесь бензина
с керосино-соляровыми фракциями. В самом конце перегонки
выделяется сильно ароматизированная «хвостовая» фракция,
которая при охлаждении превращается в полутвердую массу.
Во избежание закупорки конденсатора эту фракцию отводят
помимо конденсатора прямо в сборник А1, откуда она удаляется
на вагонетках М2.

Удаление кокса из. куба частично механизируется таким об-
разом, что перед заливом в куб сырья на дно куба укладывают
зигзагообразно специальную цепь, которая к концу перегонки
оказывается заключенной в массиве коксового пирога. Откры-
тием люка куба и присоединением цепи к лебедке Ml достига-
ются разламывание коксового пирога на отдельные глыбы и из-
влечение кокса из куба. На вагонетках М2 кокс отвозится в по-
мещение для сортировки и хранения. Периодическое коксование
характеризуется быстрым износом кубов, значительной трудоем-
костью и рядом других важных недостатков.

При коксовании крекинг-остатков в коксовых кубах периоди-
ческого действия имеем примерно следующий материальный ба-
ланс: кокса 13%, коксодестиллата 79%,' газа и потерь 7%, оста-

точных смол 1 %.

Кокс I сорта содержит летучих не более 7%, золы не более
•0,45 %, серы не более 0,5 %. Размер кусков не менее 25 мм. Хо-
рошо прокаленный кокс представляет собой твердый, сухой на
ощупь продукт. Кусок такого кокса издает при ударе звонкий звук.

Установка полунепрерывного действия. Схема установки
полунепрерывного коксования изображена на фиг. 70. Насос
подает сырье в труб-

Фиг. 70. Схема установки для полунепрерывного
коксования.

П1 — трубчатая печь! Р1 и Р2— коксовые камеры (.бараба-
ны*)» К1 — ректификационная колонна» А1 — сборник-газо-
отделитель ; Tl, Т2 — конденсатор и холодильник.

не Р1 постепенно накапливается кокс. По

чатую печь П1, где
оно нагревается до
480—310°. Длитель-
ность пребывания
сырья в печи должна
быть минимальной,
чтобы в трубах печи
не отлагалось кокса.
Нагретое в печи
сырье подается в по-
лый цилиндр (бара-
бан) Р1, где жидкость
задерживается, ко-
ксуясь при 440—
450°, а дестиллаты и
газ уходят в ректи-
фикационную ко-
лонну К1. В бараба-
прошествии несколь-

ких часов, когда кокс заполнит надлежащую часть емкости
барабана, сырье переключается на барабан Р2, а барабан Р1
подготовляется к освобождению от кокса.

Из низа колонны К1 через холодильник Т2 отводится керо-
сино-соляровая фракция коксования, а через верх в конденса-
тор Т1 уходят газ и бензин. Из газоотделителя А1 бензин ча-
стично подается на орошение колонны К/, частично же откачи-

вается в емкость.

Кокс из барабанов удаляют чаще всего гидравлическим спо-
собом. Струя воды, подаваемой насосом под давлением 70 ати,
разбивает массив кокса на куски и уносит их из барабана.

По расходным показателям полунепрерывная система значи-
тельно выгоднее периодической, но кокс в данном случае более
богат летучими (до 10—11%), так как в необогреваемых бара-
банах прокаливание его невозможно.

§ 46.	Термический пиролиз жидких нефтепродуктов

Некоторые нефти содержат в бензиновых фракциях значитель-
ное количество бензола, толуола, ксилолов. Так, например, нефть
пермских отложений (Чусовские Городки), наиболее ароматизи-
-рованная из советских нефтей, содержит 1% бензола, 2,3% толу-
192
ола, 4,35% ксилола (в процентах на нефть). Подобные нефти
могут быть источником для непосредственного извлечения из них
простейших ароматических углеводородов. Однако таких нефтей
немного, а потребность в толуоле и бензоле велика. Поэтому при-
меняют различные процессы искусственного получения из нефти
указанных углеводородов. Сюда относится и пиролиз нефти —
термическое разложение нефтепродуктов при высокой температуре.

В России пиролиз нефти впервые применили в 70-х годах
XIX столетия на газовых (нефтегазовых) заводах, вырабатывав-
ших светильный газ сначала из мазута, а позже из солярового
дестиллата.

Тогда же А. А. Летний открыл, что в отходе производства
(газовой смоле) содержатся значительные количества бензола,
толуола, ксилола, антрацена, нафталина и других ароматических
углеводородов, обычно получаемых из каменноугольной смолы.
По проекту Летнего были построены (в 1880—1881 гг.) первые
в мире заводы для получения ароматических углеводородов из
нефти — один возле Ярославля, другой возле Баку; в 1895 г.
подобный завод построил в Кинешме А. Н. Никифоров. Научную
разработку процесса пиролиза нефти, начатую А. А. Летним,
продолжали русские ученые В. В. Марковников, Н. Д. Зелинский
и др., а в советские годы — С. В. Лебедев, А. Ф. Добрянский,
Н. А. Бутков и др.

На нефтегазовых заводах обычно получают в качестве целе-
вых продуктов толуол, сильно ароматизированные компоненты
авиационного бензина, иногда ксилол, дивинил. Раньше изготов-
лялся также нафталин. Остальные продукты пиролиза — газ, зе-
леное масло и многие другие—являются побочными, хотя общий
их выход из исходного сырья значительно превышает выход
целевых продуктов.

Термический пиролиз. Процесс заключается в деструктивной
переработке нефтяного сырья, т. е. в разложении и других глу-
боких и сложных превращениях молекул углеводородов под влия-
нием высокой температуры (680—750°) и при давлении, близком
к атмосферному. В начале процесса происходят обычные для
крекинга реакции разложения с образованием значительного ко-
личества непредельных углеводородов. Это — первая стадия про-
цесса. Во второй стадии процесса — синтетической — непредель-
ные вступают в реакции уплотнения и циклизации с образова-
нием либо непосредственно ароматических углеводородов, либо
цикланов, которые, отщепляя водород, также превращаются в
ароматические углеводороды. Вторая стадия тесно связана с
первой.

Таким образом, последовательные превращения углеводородов
при пиролизе происходят по следующей схеме, если ее предста-
вить в самом общем виде:

Алканы —> алкены —э алкадиены —> ароматические углеводороды

цикланы —>ароматические
Первичные реакции разложения происходят с выделением
тепла, вторичные — синтетические — с поглощением тепла. Сум-
марная затрата тепла на процесс колеблется в зависимости от
химической природы сырья и состава конечных продуктов в пре-
делах 700—900 ккал/кг сырья. Сюда включены теплоты нагрева
сырья от 20°, его испарения, перегрева паров, реакции пиролиза.

Раньше пиролиз осуществлялся в ретортных печах и в газо-
генераторах. Наиболее широко были распространены в тече-
ние длительного времени ретортные печи конструкции русского
инженера Пиккеринга. Печь включала восемь вертикальных ци-
линдрических реторт, изготовленных из шамота. В каждую ре-
торту соляровый или керосиновый дестиллат подавался непре-
рывно тонкой струей. За время пребывания в реторте сырье
превращалось в газ, смолу, частично в кокс и сажу.

Ретортные печи требовали большого расхода топлива, были
очень громоздки, работа их была связана с большими технологи-
ческими потерями нефтяного сырья.

Почти таким же мало совершенным аппаратом для пирогени-
зации является газогенератор, хотя его производительность в 15—
20 раз превышает производительность ретортной печи. Газогене-
ратор представляет собой две шахты, соединенные между собой
горловиной и заполненные насадкой из огнеупорного кирпича.

Этот аппарат работает с перемежающимися циклами: сна-
чала нагревают насадку, затем пропускают через нее сырье пиро-
лиза; этот второй цикл (рабочий) обычно называют газовкой.
Примерно через полчаса температура насадки снижается до пре-
дела, уже не обеспечивающего процесс пиролиза. Тогда газовку
прекращают и после продувки аппарата водяным паром вновь
начинают разогрев насадки и т. д.

В настоящее время на нефтеперерабатывающих заводах не
пользуются ретортными печами и газогенераторами.

Пиролиз ведут в более совершенных аппаратах — трубчатых
печах, дополненных выносными реакционными камерами. Такие
установки (трубчатые пирогенные) работают непрерывно.

Трубчатые печи для пиролиза имеют два основных, отдельно
смонтированных змеевика труб: нагревательный, часто называе-
мый испарительным, и реакционный, иначе пирогенизационный.
Часто устанавливают еще и третий змеевик; он служит для подо-
грева зеленого масла — теплоносителя для фракционирующей
колонны, входящей в состав пиролизной установки. Оба нагре-
вательных змеевика — первый и третий — обычно расположены
в конвекционной камере печи, второй змеевик — в радиантной.
На фиг. 71 показан один из вариантов упрощенной схемы труб-
чатой установки для пиролиза.

Сырье пиролиза, предварительно подогретое в теплообмен-
нике, нагревается до температуры почти полного испарения (на-
пример, для керосина до 350—360°) в первом змеевике трубча-
той печи П1. Затем сырье поступает в испаритель И1, где паро-
194
вая фаза отделяется от жидкой, более тяжелой части сырья.
Жидкий смолистый остаток отводится с низа испарителя и далее
проходит через холодильник в отдельный резервуар.

Пары сырья из испарителя проходят через каплеотдели-
тель 01 и затем через реакционный змеевик трубчатой печи.
В этом змеевике пары нагреваются до температуры пиролиза,
т. е. выше 700°; тут же происходят усиленное разложение угле-
водородов и частично синтетические реакции. Процесс пиролиза
завершается в реакционной камере Р1. Оттуда газо-паровая
смесь, имеющая температуру выше 500°, проходит в гидравлик Г1
и затем в колонну К1 скрубберного типа. Гидравлик служит не

Фиг. 71. Трубчатая установка для пиролиза нефтяного сырья.

П1—трубчатая печь; И1—испаритель; 01—каплеотделитель; Р1—реак-
тор; Г1 — гидравлик; Л7 —промывная колонна (скруббер); К2 — фракцио-
нирующая колонна; Т1—конденсатор легкого масла; 02—газоотделитель.

только для создания гидравлического затвора (слой гидравличе-
ской смолы), разобщающего паровое пространство в системе
последующих аппаратов от реактора Р1, но и для частичной
конденсации наиболее тяжелых фракций смолы, а также для
улавливания частиц сажи и кокса. Газо-паровую смесь промы-
вают охлажденной гидравлической смолой в вертикальном по-
лом цилиндре (сажеотделителе), составляющем часть гидравлика.
Продукты пиролиза, постепенно охлаждаясь и барботируясь че-
рез слой смолы, обогащают ее наиболее тяжелыми своими фрак-
циями и сажей.

Дальнейшая конденсация гидравлической смолы и отмывка
сажи происходят в промывной насадочной колонне К1, через ко-
торую газо-пары проходят восходящим потоком навстречу гидра-
вличной смоле. Орошение сажеуловителя и колонны К1 смолой
регулируют таким образом, чтобы температура отходящих с верха
колонны К1 газо-паров составляла примерно 200°. Смола непре-
рывно откачивается из гидравлика через холодильник; часть ее
подается в сажеуловитель и промывную колонну К1.

Дальнейшее разделение продуктов пиролиза производится в
тарельчатой колонне К2. Верхняя фракция — смесь газа пиро-
лиза с легким маслом; нижняя фракция — утяжеленное зеленое
масло, его называют также бурым маслом. Часть этого масла

13*

195
циркулирует в системе «низ колонны — подогревательная (кипя-
тильная) секция трубчатой печи — низ колонны» и служит для
поддержания требуемого теплового режима в колонне К2.

В конденсаторе Т1 и газоотделителе 02 газ пиролиза отде-
ляется от легкого масла. Газокомпрессоры подают газ в абсор-
беры.

Колонну К2 орошают легким маслом. Остальная его часть
отводится в резервуар. Легкое масло — основной полупродукт
процесса пиролиза. В нем находятся бензольная, толуольная,
ксилольная фракции. Для их разделения легкое масло направ-
ляют на ректификацию.

На внутренних стенках печных труб, особенно в пирогениза-
ционном змеевике и в реакционной камере, постепенно нарастает
слой кокса и сажи. Извлечение их из аппаратуры практически
невозможно, поэтому через несколько дней пробега установки
их выжигают.

Устройство трубчатых печей для пиролиза не имеет принци-
пиальных отличий от печей для перегонки нефти или для кре-
кинга. Часто применяют печи с нижней, под подом, конвекцион-
ной камерой. Трубы пирогенизационного змеевика изготовляются
из жароупорной стали с содержанием 15—25% хрома и 8—20%
никеля. Кокс выжигается в них без разборки змеевика, трубы
соединены при помощи обычных двойников («калачей»), прива-
риваемых к трубам или соединенных фланцами. Трубы прочих
змеевиков — разъемные, из углеродистой стали.

Реакционная камера — полый железный цилиндр, футерован-
ный огнеупорным кирпичом и снабженный вверху предохрани-
тельным клапаном и дымовой трубой, действующей при выжи-
гании кокса.

Технологический режим процесса пиролиза на нефтегазовых
заводах выбирают в зависимости от природы и качеств исход-
ного сырья и целевой задачи. Рассмотрим условия наиболее часто
встречающейся работы, задача которой — наибольший выход
толуола.

Остаточные продукты перегонки нефти, например мазут, осо-
бенно же сильно ароматизированные продукты крекинга и пиро-
лиза (например, зеленое масло), мало пригодны в качестве сырья
пиролиза: они дают много кокса и сажи. Для пиролиза исполь-
зуют керосиновые и газойлевые фракции прямой перегонки неф-
тей. Дестиллаты с большим содержанием цикланов дают больше
ароматических углеводородов и меньше сажи, кокса и газа. Как
было показано выше, в обобщенной схеме реакций пиролиза
цикланы являются предпоследним звеном в цепи этих реакций.
Так, дегидрогенизация циклогексана дает непосредственно бензол.

Потенциальный выход газа и толуола (очищенного) в про-
центах сырья, выкипающего в пределах 120—350°, но разного
химического состава, показан в табл. 11

1 Чернышев Б. А. (см. списак литературы).
Таблица 11

Выход толуола из дестиллатов различного химического
состава

Химический состав дестиллатов	Выход, % (вес.)
	газа	толуола
	

Цикланов более 60%		До 50	До 5
Алканов до 55%, цикланов более 25%	50—55	До 4
Алканов более 60%		>55	До 3,5
Крекинг-дестиллатов 		<45	~2

Температура процесса пиролиза, продолжительность пребы-
вания сырья в зоне реакции и состояние поверхности реакцион-
ного аппарата, где идет пиролиз, играют очень важную роль.
Различия химического или фракционного состава сырья требуют
подбора соответствующих условий ведения процесса пиролиза.
Так, алкановое сырье требует несколько более высокой темпера-
туры процесса. Для практически принятых на заводах видов
сырья температура пиролиза лежит в пределах 680—750°.

Зависимость между температурами процесса и временем пре-
бывания сырья в зоне реакции довольно сложна. Практически
время это равно 40—50 сек. и различно для разных аппаратов.
Снижение выхода ароматических углеводородов при снижении
температуры процесса можно предотвратить уменьшением ско-
рости подачи сырья на установку и наоборот. Однако эта взаимная
компенсация влияний температуры и скорости происходит в
строго ограниченном интервале температур (примерно 50°), ха-
рактеризующих «толуоловый режим» пиролиза. Скорость про-
цесса пиролиза удваивается при повышении температуры при-
близительно на 40°.

Отсюда ясна необходимость строжайшего соблюдения опти-
мальных температуры и скорости процесса, установленных для
каждого конкретного сырья и степени «закоксованности» реакцион-
ной аппаратуры. Кокс и сажа имеют некоторое каталитическое
действие. Они способствуют течению синтетических реакций пи-
ролиза, поэтому при отсутствии или недостаточном слое кокса и
сажи в реакционной аппаратуре выход ароматических заметно
снижается. Однако при чрезмерном образовании кокса и сажи
выходы бензола и толуола также снижаются и притом довольно
резко: происходят разложение образовавшихся ароматических
углеводородов и превращение их в те же кокс и сажу.

Образование сажи и кокса мешает использованию в качестве
сырья тяжелых нефтяных фракций и остатков. Керосин же, не
говоря уже о лигроине, непосредственно используется как мо-
торное топливо, и направлять его на пиролиз невыгодно. При-
менить систему рециркуляции жидких промежуточных фракций,
как при крекинге, чтобы повысить выход ароматических, при
пиролизе невозможно: выход этих фракций невелик, а химиче-
ская их природа (многоядерные ароматические углеводороды)
такова, что способствует сильному коксообразованию.

Н. А. Бутков предложил способ некоторого уменьшения кок-
сообразования и повышения выхода ароматических даже при пи-
ролизе тяжелых и сильно ароматизированных фракций. Способ
заключается в применении рециркуляции пиролизного газа с
вводом его в зону реакции. Некоторое снижение коксообразова-
ния достигается также вводом водяного пара в зону реакции.

Переработка продуктов пиролиза. На пиролизной установке,
работающей по описанной схеме, получают следующие полупро-
дукты в порядке уменьшения их плотности и молекулярного веса:
гидравличная смола, бурое (утяжеленное зеленое) масло, легкое
масло, сырой газ пиролиза.

Сырой газ, пройдя гидравлики, сажеотделители, холодиль-
ники, содержит пары бензола и толуола. Для их улавливания
газ обрабатывают в тарельчатых абсорберах поглотительным
маслом, например бурым маслом, или специально отбираемой
фракцией смолы — промывным маслом. Если газ содержит серо-
водород, его подвергают еще и специальной очистке.

Состав и выход газа зависят в основном от температурного
режима пиролиза. Примерный состав сухого газа: водород 14%
(объемн.), метан 40%, этан 12%, этен 17%, бутен 4,9%, про-
пен 9,0%, бутадиен, пропан, бутан, СО, СО2, N2— 3,0%. Плот-
ность газа 0,780—0,830 (плотность воздуха = 1). Высокое содер-
жание непредельных углеводородов делает газ пиролиза ценным
сырьем для промышленности химического синтеза.

Промывное масло, поглотившее в абсорберах из газа лег-
кие ароматические углеводороды, носит название абсорберного
масла.

При работе на трубчатых пирогенных установках часть лег-
кого масла получается в фракционирующей колонне пиролиз-
ного цеха. В смолоперегонном цехе получается, кроме того, лег-
кое масло из абсорберного масла.

Легкое масло — широкая фракция, н. к. ниже 70° и к. к.
около 190°. Зеленое масло имеет обычно н. к. ~ 175° и к. к. не
выше 350°; пек — самая тяжелая фракция, плотность его выше
единицы. Зеленое масло используется для производства сажи и
для других целей. Пек — сырье для коксования с целью получе-
ния малозольного нефтяного кокса.

Легкое масло — источник получения простейших ароматиче-
ских углеводородов. Их разделение на сырые бензольную, толу-
ольную и ксилольную фракции производится при первой ректи-
фикации легкого масла. Одновременно получают головную
фракцию (до 75°), некоторые промежуточные и иногда остаточ-
ную фракцию (сольвент) (выше 180°).

Для освобождения сырых фракций от непредельных углево-
дородов их подвергают очистке 98 % -ной серной кислотой или
другими реагентами. Наконец, в результате второй ректифика-
ции. очищенных фракций получают технические бензол, толуол,
198
ксилол. Второй вариант: в качестве товарного продукта выраба-
тывают толуол, а другие ароматизовапные фракции легкого
масла составляют пиробензол — компонент авиационного бен-
зина.

На производство ароматических углеводородов, основанное
на термическом пиролизе нефтяных дестиллатов, расходуются
в качестве сырья ценные нефтепродукты (осветительный и трак-
торный керосин, дизельное топливо); выход основных целевых
продуктов (толуола и бензола) ничтожно мал и составляет 8%
веса сырья, в том числе толуола только 3%. Способ получения
очень сложен, включает много разнообразных процессов, связан
с исключительно большими производственными потерями сырья
и расходом топлива на собственные нужды. Чуть ли не поло-
вина (45 %) сырья — керосина — превращается в газ сложного
состава предельного и непредельного характера. В жидких про-
дуктах пиролиза содержится много непредельных, для удаления
которых расходуется серная кислота.

Роль и значение термического пиролиза нефти как метода
получения ароматических углеводородов уже в прошлом. Это —
пройденный этап в развитии техники нефтепереработки.

В последнее время усилиями преимущественно русских хими-
ков разработаны и внедрены в производство более совершенные
методы контактного и каталитического получения ароматических
углеводородов из нефти (глава V).

Термический пиролиз может оказаться в определенных усло-
виях экономически вполне эффективным лишь как метод деги-
дрогенизации предельных углеводородов из природных газов.
Этан, например, превращают при помощи пиролиза в этен прак-
тически полностью и без всякого катализатора.
ГЛАВА V

КАТАЛИТИЧЕСКИЕ И КОНТАКТНЫЕ ПРОЦЕССЫ
КРЕКИНГА И ПИРОЛИЗА НЕФТИ

§ 47.	История развития, сущность и систематика
каталитических процессов

Приоритет русских ученых. Важнейшие открытия и исследо-
вания в области органического катализа были сделаны в Рос-
сии. Теоретическим фундаментом для них послужили гениальные
открытия Д. И. Менделеева — основной закон химии (периоди-
ческий закон, 1869 г.) и А. М. Бутлерова — о химическом строе-
нии вещества (1861 г.).

Каталитические явления при переработке нефти были из-
вестны уже в 70—80-х годах прошлого столетия. А. А. Летний
в 1877—1878 гг., а позже Шмидт (сотрудник Д. И. Менделеева)
наблюдали действие древесного угля и платинированного угля
в процессе пиролиза нефти. В. В. Марковников и Ю. В. Лер-
монтова получали 40—50% ароматических углеводородов при
пиролизе нефти в присутствии красной меди. Фридель и Крафтс
за границей (1877 г.), а Г. Г. Густавсон в России (1880 г.)
исследовали крекинг нефти в присутствии хлористого и броми-
стого алюминия.

Согласно исследованиям Менделеева о причинах катализа
свойства вещества на его поверхности отличаются от свойств
вещества внутри его массы. Это обстоятельство решающим обра-
зом сказывается при соприкосновении разнородных веществ,
активирует их и придает их взаимодействию характер химиче-
ского процесса. «Изменения, происходящие на плоскостях каса-
ния, могут понижать температуру реакции не только в акте
замещения или соединения, но в области настоящих разложе-
ний, что собственно не было еще вполне ясным до сих пор» ’.

Н. Д. Зелинский — «патриарх химической науки», творец и
автор методов катализа углеводородов и законов избиратель-
ного катализа — разделяет взгляды Менделеева на природу ка-
тализа. Он также считает, что катализ есть результат контакта,

1	Менделеев Д. И. О влиянии прикосновения на ход химических
превращений. 1886.
вследствие которого происходит изменение формы молекул; эта
деформация и определяет химические свойства молекул.

Каталитические процессы занимают в настоящее время веду-
щее место в переработке нефти. Большой вклад в науку и тех-
нику в этой области был внесен продолжателями трудов Бутле-
рова, Менделеева, Густавсона, Эльтекова советскими учеными:
Н. Д. Зелинским, С. В. Лебедевым, С. С. Наметкиным, Б. А. Ка-
занским и др.

Менделеев отметил также способность пылевидных веществ
вести себя при некоторых условиях подобно текучей жидкости.
В «Основах химии» он писал: «.. .гидраты кремнезема при
слабом краснокалильном жаре теряют совершенно содержа-
щуюся в них воду и оставляют чрезвычайно мелкую, совершенно
аморфную массу SiOo; она характеризуется такой рыхлостью,
что от легкого дуновения огромная масса его поднимается на
воздухе в виде дыма. В сосуде, наполненном таким порошко-
образным, безводным кремнеземом, массу его можно переливать
подобно жидкости, принимающей горизонтальную поверхность».

Позже огромное практическое значение в технике приобрели
процессы, в которых применяется «кипящий» слой {псевдо-
жидкость) тонкоизмельченных твердых материалов, например
контактов и катализаторов в химических производствах и т. п.
В частности, на нефтезаводах имеется особый тип установок,
где крекинг нефтяного сырья происходит в среде «кипящего»
слоя алюмосиликатных и других катализаторов и контактов.

Первый заграничный патент на этот процесс относится лишь
к 1934 г., т. е. через много лет после того, как Менделеев очень
метко подметил характерную и важную особенность поведения
массы твердого вещества, которую можно переливать подобно
жидкости.

Каталитические процессы и катализаторы. Катализаторы.
в зависимости от их природы и условий применения оказывают
разное действие на направление реакций крекинга: 1) катализа-
торы контактного типа больше способствуют реакциям циклиза-
ции (в частности, ароматизации) и дегидрогенизации углеводо-
родов; 2) комплексообразующие катализаторы больше содей-
ствуют реакциям перераспределения водорода в молекулах
(в частности, реакциям изомеризации).

К первой группе катализаторов обычно относятся металлы и
окислы металлов, ко второй — хлористый алюминий, силикатные
катализаторы (алюмосиликатные, магнийсиликатные и др.).
Наибольшее применение имеет каталитический крекинг с ком-
плексообразующими, именно с алюмосиликатными катализа-
торами.

Легкие продукты крекинга (газ и бензин), полученные с при-
менением катализаторов контактного типа, характеризуются
значительным содержанием непредельных и (в бензине) арома-
тических углеводородов. Комплексообразующие катализаторы,
более активные (как катализаторы крекинга) по сравнению
с контактными, способствуют получению бензина с малым со-
держанием непредельных и с большим содержанием углеводо-
родов с разветвленным строением молекул.

Безводный хлористый алюминий (А1С13) — белое мелкокри-
сталлическое вещество. Технический хлористый алюминий окра-
шен различными примесями, главным образом железом. При
нагревании он возгоняется, переходя непосредственно из твер-
дого состояния в парообразное. Температура возгонки 181—195°.
Под давлением 2,5 ат А1С13 плавится при 194°. Он очень гигро-
скопичен, жадно поглощает воду с выделением тепла; может
привести к взрыву барабанов, в которых он хранится (в случае
проникновения туда влаги). Нацело растворим в воде и других
растворителях, достаточно растворим в нефтяных, особенно по-
догретых, продуктах, как в жидких, так и в твердых (например,
в парафине).

Хлористый алюминий применяется в нефтепереработке пре-
имущественно как катализатор в различных процессах, а также
как реагент для обессеривания нефтепродуктов.

Крекинг с хлористым алюминием. Первым из осуществлен-
ных в промышленном масштабе (в 1915 г. Н. Д. Зелинским)
каталитических деструктивных процессов был крекинг с хлори-
стым алюминием. Протекая при температуре около 250° и
давлении, близком к атмосферному, и давая бензин, свободный
от непредельных, этот процесс привлекал своей кажущейся про-
стотой. В ходе промышленного освоения этого процесса, однако,
обнаружились большой расход хлористого алюминия (около
10% веса сырья), чрезвычайная затруднительность его регене-
рации, а также коррозия аппаратуры соляной кислотой, выде-
ляющейся при распаде хлористого алюминия. В настоящее время
хлористый алюминий применяется в процессах изомеризации и
алкилирования углеводородов.

Деструктивная гидрогенизация. Гидрогенизацией вообще на-
зывается химическая реакция присоединения водорода. В соот-
ветствии с этим в нефтепереработке в понятие гидрогенизации
включаются две группы технологических процессов, происходя-
щих с вводом извне водорода.

1.	Процессы, при которых реакция гидрогенизации является
основной. Эти процессы используются для превращения непре-
дельных углеводородов в насыщенные с целью устранения воз-
можности смолообразования. Процессы этой группы носят общее
название гидростабилизации или гидроочистки.

2.	Процессы, при которых реакция гидрогенизации играет
подсобную роль, являясь средством предупреждения образова-
ния нежелательных побочных продуктов крекинг-процесса. Тех-
нологическую основу этих процессов составляют реакции расще-
пления (деструкции) молекул сырья. Присоединение вводимого
извне водорода к образующимся при этом непредельным оскол-
кам молекул исключает их укрупнение и тем самым сводит
к минимуму или полностью устраняет образование тяжелых
202
смолистых остатков и кокса. Эта группа процессов известна под
именем деструктивной гидрогенизации. Деструктивная гидроге-
низация осуществляется при участии многих катализаторов, но
наиболее известным из них является сероустойчивый катализа-
тор сернистый молибден.

В промышленном масштабе разработаны два вида процессов
деструктивной гидрогенизации.

1.	Процесс жидкофазной деструктивной гидрогенизации, при-
меняемый для превращения тяжелого неиспаряющегося смо-
листого сырья в продукты дестиллатного характера, включая
низкооктановый бензин. Поскольку имеются катализаторы этого
процесса, не отравляющиеся серой, жидкофазная деструктивная
гидрогенизация может найти применение для переработки не-
транспортабельных гудронов прямой перегонки любых нефтей
на бессернистые дестиллаты. Сера, содержащаяся в сырье, пол-
ностью превращается в сероводород.

2.	Процесс парофазной деструктивной гидрогенизации разра-
ботан для получения из дестиллатного сырья химически стабиль-
ного бензина с повышенными октановыми числами. Бензин богат
ароматическими углеводородами, но беден пусковыми фрак-
циями.

Бензин гидрогенизации имеет насыщенный характер, так как
при гидрировании водород насыщает почти все двойные связи и
превращает все алкены в алканы. Процесс деструктивной гидро-
генизации, иначе процесс крекинга в присутствии водорода,
замечателен тем, что коксообразование (Практически отсутствует.
Объясняется это следующим: коксообразование при обычном
термическом крекинге происходит в результате обеднения
жидких продуктов крекинга водородом и конденсации высоко-
молекулярных ароматических углеводородов.

Если вводить водород извне, чтобы обогащать продукты кре-
кинга, то можно предотвратить обеднение тяжелых продуктов
крекинга водородом, т. е. предотвратить образование кокса.

Каталитический крекинг. Примерно в 20-х годах текущего
столетия были предприняты попытки использовать отбеливаю-
щие глины как катализатор при получении крекинг-бензина из
более тяжелых нефтяных фракций.

До поры до времени все попытки использовать отбеливающие
глины как катализатор крекинг-процесса наталкивались на бы-
строе прекращение каталитического процесса из-за отложения
слоя кокса на поверхности катализатора. В 1931 г. Удри запа-
тентовал метод систематического чередования процесса бензино-
образования с процессом регенерации катализатора; регенера-
ция достигалась путем сжигания коксового отложения струей
воздуха.

Сущность каталитического крекинга заключается в том, что
пары более или менее широкой нефтяной фракции приводятся
в соприкосновение с массой алюмосиликатного или иного ката-
лизатора. Температура процесса около 480°, давление примерно
одна атмосфера по манометру. Для получения желательной пол-
ноты превращения сырья необходимо, чтобы контакт сырья с ка-
тализатором длился определенное время.

При каталитическом крекинге, протекающем при соприкосно-
вении паров сырья с поверхностью катализатора, практически
образуются газ, бензин, остаток и кокс. Газ, бензин и остаток
во все время процесса остаются в газо-парообразном состоянии
и в таком виде уходят из реактора в систему погоноразделения;
кокс же отлагается на поверхности катализатора. Образование
оболочки кокса настолько быстро лишает катализатор работо-
способности, что через некоторое время после начала процесса
образование бензина чрезвычайно замедляется и процесс в це-
лом выходит из пределов экономичности. Однако закоксованный
катализатор не теряет своих активных свойств, а только ли-
шается возможности проявить их, будучи покрыт коксом. При
соприкосновении горячего катализатора с воздухом кокс сгорает,
освобождая поверхность катализатора, чем и достигается реге-
нерация катализатора.

Простое на первый взгляд решение задачи регенерации ока-
зывается крайне сложным для технологического оформления
процесса каталитического крекинга в целом. Тепло, выделяю-
щееся при выжиге кокса, может поднять температуру массы
катализатора настолько высоко, что катализатор перегреется
выше допустимого предела и безвозвратно потеряет свою актив-
ность. Наоборот, чрезмерное охлаждение катализатора перед
регенерацией или во время нее способно приостановить процесс
горения кокса, т. е. свести к нулю результат продувки катали-
затора воздухом. Из сказанного следует, что регулирование тем-
пературы катализатора при регенерации является важнейшим
фактором эксплуатации установки каталитического крекинга с
силикатным катализатором.

Основные продукты каталитического крекинга — газ, бензин
и газойль.

Газ каталитического крекинга богат изобутаном, что делает
его ценным источником сырья для производства компонента
авиационного бензина путем алкилирования.

Бензин каталитического крекинга выгодно отличается от бен-
зинов термического крекинга разветвленным строением молекул
углеводородов, более высоким содержанием ароматических угле-
водородов и пониженным содержанием непредельных. В резуль-
тате каталитический бензин характеризуется повышенной хими-
ческой стабильностью и более высокими детонационными свой-
ствами. Бензин каталитического крекинга сам по себе является
высококачественным автомобильным бензином; после освобо-
ждения от непредельных он используется как основной компо-
нент авиационного бензина наивысших качеств.

Каталитический газойль в ряде случаев может быть исполь-
зован как дизельное топливо либо как сырье термического кре-
кинга.
§ 48. Основные системы и факторы каталитического
крекинга

Широкое промышленное распространение получили к настоя-
щему времени три основные системы каталитического крекинга:
1) крекинг с неподвижным катализатором, 2) крекинг в «кипя-
щем» слое катализатора и 3) крекинг в поступательно движу-
щемся слое катализатора.

Кроме того, менее распространены, но представляют техни-
ческий интерес еще некоторые системы, из которых должно от-
метить крекинг со взвешенным, суспендированным в жидкости
катализатором.

Технологические факторы. Все основные факторы термиче-
ского крекинга, как-то: 1) природа сырья, 2) температура про-
цесса, 3) продолжительность процесса, 4) давление, оказывают
решающее влияние на выход и качества продуктов также и при
каталитическом крекинге. Кроме того, в данном случае необхо-
димо считаться еще и со свойствами катализатора, из которых
важнейшими являются следующие: 5) активность катализатора,
6) избирательное действие (селективность) катализатора, 7) ста-
бильность свойств и 8) регенерируемость катализатора.

Природа сырья оказывает влияние вследствие двух особенно-
стей сырья: а) фракционного состава и б) химического состава.

Чем легче фракционный состав сырья, тем больше выход
бензина и меньше выход кокса, но тем более жесткие условия
крекинга требуются для превращения такого сырья в бензин.

Естественно, что сырье не должно содержать бензиновых
фракций, выкипающих в пределах кипения получаемого катали-
тического бензина: эти фракции вследствие их устойчивости
будут недостаточно глубоко преобразованы и снизят октановое
число продукта.

С изменением фракционного состава сырья углеводородный
состав бензина и газа также меняется: чем легче сырье, тем
меньше непредельных содержится и в бензине и в газе
(табл. 12).

Таблица 12

Углеводородный состав дебутанизированного бензина с к. к. 175°

Сырье		Содержание, %			
		алканы	цикла- ны	алкены	ароматические углеводороды
Тяжелый	лигроин 		43	24	5	28
Газойль		56	19	9	16
Тяжелый	соляровый дестиллат , - .	39	19	29	13

Требования к сырью в отношении его конца кипения зависят
от системы и типа установки каталитического крекинга.

Во всех случаях сырье не должно содержать солей, напри-
мер хлористого натрия, и других минеральных примесей; они
могут засорять поры частиц катализатора и даже оплавлять его поверхность. Засорение катализатора возможно также и в ста- дии его регенерации, при подаче плохо профильтрованного воздуха.  Влияние химической природы сырья на показатели каталити- „	веского	крекинга  Таблица 13 ввдно из табл. 13.  Влияние химической природы дестиллатного	Циклановое сырье  сырья на качества каталитического бензина дает лучший п0 ка.			
	виды сырья	честву бензин. Обо-		
Показатели	алканы	сме- шанное	гащение сырья аро- мны матическими углево- _ доролами невыгодно.
Плотность бензина	. . .  Октановое число без ТЭС Фракционный состав, °C: 10% отгоняется до . 50%	,	, .  90%	,	, .  удовлетворительной сост крекинга.	0,738  77  50  118 191  авной	0,740  78  48  115  185  част	так как увеличивает- 0,768	ся отложение кокса  82	на катализаторе и  качества каталитиче- 52	ского газойля ухуд-  lg|	шаются.  Дестиллаты кок- сования считаются ью сырья каталитического

Температура процесса влияет на выход и качества бензина и
газа. Повышение температуры увеличивает выход бензина и
газа и обогащает их непредельными углеводородами. Кроме
того, при повышении температуры в бензине увеличивается со-
держание ароматических углеводородов. Увеличение выходов
свидетельствует об ускоряющем влиянии температуры на про-
цесс, а изменение состава бензина указывает на изменение на-
правления процесса.

Продолжительность пребывания сырья в зоне реакции при
каталитических процессах обычно выражают показателем
объемной скорости, т. е. количеством объемов холодного сырья,
пропускаемых через один объем катализатора в течение одного
часа. Понятно, что чем выше объемная скорость, тем меньше
длительность пребывания реагирующих молекул в зоне реакции.
Влияние объемной скорости на выход бензина показано
в табл. 14.

Отнесение количества перерабатываемого в единицу времени
сырья к единице объема катализатора является условным, так
как в работе участвует не объем катализатора, а его поверх-
ность. В системах, где катализатор находится во время работы
во взвешенном состоянии, объем одного и того же весового
количества катализатора может меняться, поверхность же ката-
лизатора, т. е. основной показатель его, будет оставаться по-
стоянной. Более правильным выражением нагрузки катализатора
будет поэтому не объемная, а весовая скорость, т. е. количество
206
килограммов сырья, пропускаемое через 1 кг катализатора
в 1 час.

Давление в системе ката-
литического крекинга непо-
средственно влияет на вы-
ход и является наряду с тем-
пературой, нагрузкой ката-
лизатора и активностью ка-
тализатора фактором, пред-
определяющим глубину про-
цесса. При прочих равных
условиях повышение давле-
ния увеличивает время кон-
такта, а следовательно, и
глубину крекинга. Крекинг

Таблица 14

Влияние объемной скорости

Объемов жидкого сырья на	Выход бен-
1 объем катализатора в 1 час	звна, %
0,75	48
1,00	45
1,25	43 '
1,50	41
1,75	.39
2,00	37
2,25	35

обычно в присутствии водя-

тяжелых дестиллатов проводится

ного пара, поэтому парциальное давление углеводородов в этих
случаях бывает ниже атмосферного. Повышением давления при
крекинге можно в известной мере уравновесить падение актив-
ности катализатора и удлинить срок его службы. С другой сто-

роны, повышение давления затрудняет испарение сырья.

Алюмосиликатные катализаторы. Активность катализатора
оценивают количеством бензина, образующегося при участии
этого катализатора. Для алюмосиликатных катализаторов уста-
новлена определенная шкала индексов активности; так, индекс
активности 40 означает, что при помощи данного катализатора
можно в течение 10 мин. при температуре около 450° получить
40% (объемн.) бензина с к. к. 210° из легкого газойля. Знание
индекса активности важно для подбора катализатора примени-
тельно к данному сырью. Тяжелые дестиллаты требуют катали-
затора с индексом активности около 30. Более легкое сырье
требует более высоких индексов активности катализатора.
Начальная активность вновь изготовленного катализатора посте-

пенно падает, так что со временем катализатор становится не-
годным и должен быть удален из системы. Кроме того, как уже
было сказано, активность катализатора зависит от степени
закоксованности его поверхности. Практически регенерация
катализатора не доводится до нулевого содержания кокса, по-
этому в эксплуатационных условиях активность регенерирован-
ного катализатора даже в начальный момент соприкосновения
его с сырьем ниже активности свежего катализатора как вслед-
ствие возраста катализатора, так и из-за присутствия остаточ-
ного кокса.

Избирательность (селективность) катализатора предопреде-
ляет углеводородный состав продуктов каталитического крекинга,
т. е. качества этих продуктов. До 1943 г. в качестве ката-
лизаторов применялись исключительно активированные отбели-
вающие глины. С этого же времени синтетические (искусственно
изготовленные) силикатные катализаторы вытеснили естествен-
ные глины. Важным преимуществом синтетических катализато-
ров является их лучшая избирательность, выражающаяся в том,
что бензины, полученные при помощи этих катализаторов, имеют
более высокую детонационную стойкость и содержат меньше
непредельных. Одновременно синтетические катализаторы более
активны, допускают более высокий нагрев и механически более
прочны.

Стабильность свойств катализатора есть способность катали-
затора сохранять свои качества и главным образом каталитиче-
скую активность в процессе работы и в течение относительно
длительного отрезка времени. Для катализатора каталитиче-
ского крекинга обычно характерно сравнительно быстрое сни-
жение его качеств в начальный период работы и более медлен-
ное изменение свойств в последующем.

Изменение свойств катализатора происходит под влиянием
таких основных факторов, как повышенная температура, воздей-
ствие водяного пара и сернистых и азотистых соединений и др.
Изменение свойств катализатора обычно сопровождается изме-
нением структуры катализатора в связи с уменьшением пори-
стости и активной его поверхности. Возрастание насыпного веса
катализатора обычно является первым признаком структурных
изменений, происшедших в катализаторе.

Регенерируемость характеризует способность катализатора
легко восстанавливать его активные свойства после выжига
кокса, отложившегося при крекинге на поверхности катализа-
тора. Регенерируемость катализатора в основном зависит от ско-
рости подвода кислорода к зоне окисления кокса и отвода про-
дуктов горения. По этой причине обычно крупнопористые ката-
лизаторы легче регенерируются, чем мелкопористые.

.Алюмосиликатные катализаторы, имеющие достаточное коли-
чество крупных пор, облегчающих доступ кислорода к внутрен-
ним закоксованным частям и вывод продуктов окисления из
зоны окисления, быстрее регенерируются.

Разновидности и технология изготовления алюмосиликатных
катализаторов сводятся к следующему. Гранулированные (зерна
неопределенной формы) естественные алюмосиликатные катали-
заторы, применявшиеся ранее в крекинг-установках с неподвиж-
ным катализатором, вскоре уступили место таблетированным
синтетическим катализаторам (фиг. 72). Синтетические катали-
заторы способствуют меньшему коксообразованию, чем есте-
ственные, имеют более высокую механическую прочность, меньше
истираются, обеспечивают более равномерное падение давления
сырьевого потока по всему слою катализатора.

Естественные катализаторы применялись сначала и в систе-
мах крекинга с подвижным катализатором. Однако в 1943 г.
были введены синтетические мелкошариковые1 катализаторы,

1 Иначе «микросферические» (понятие «микро» условно: диаметр шариков
равен в среднем 0,5 мм или чуть больше).
повышающие октановые числа и выход бензина и менее под-
верженные действию серы и азота, содержащихся в сырье. Их
достоинством являются также высокая механическая прочность
и сопротивляемость износу: один шарик катализатора выдержи-
вает нагрузку 100 кг.

Порошкообразные (пылевидные) катализаторы, применяемые
в некоторых установках, очень быстро изнашиваются; на этих
установках обязательно должны осуществляться специальные
методы пылеулавливания, чтобы сократить потери катализатора
от уноса.

Фиг. 72. Алюмосиликатный катализатор.

а—таблетки природного катализатора (глины); (5—таблетки синтетического катализатора;
е —>мелкошариковый синтетический катализатор»

При работе с мелкошариковым катализатором унос и исти-
раемость катализатора уменьшаются.

Каталитические крекинг-установки в основном работают на
алюмосиликатном катализаторе. Технология производства шари-
кового катализатора вкрйтце такова.	>

Готовят раздельно растворы силиката натрия плотностью 1,14
и сернокислого алюминия. Охлажденные растворы подают
в смеситель. Там образуется смесь силикоалюмозоля.. Она раз-
бивается на конусе-струеобразователе на отдельные струйки,
стекающие в слой масла в формовочной колонне. Эти струйки
образуют в масле капли, которые по мере прохождения через
масло формуются в шарики (гелеобразные).

14 Зак. № 1779.	209
Шарики, сосредоточенные в определенном месте колонны,
транспортируются оттуда по лотку потоком раствора сульфата
натрия и попадают в промывные колонны, где подвергаются
синерезису, активации и промывке. Затем шарики поступают
вместе с водой по лотку в корыто в сушильном помещении.

Высушенные шарики подаются затем в бункер, расположен-
ный над прокалочной печыо. После прокалки в печи шарики
транспортируются в сборные бункеры, а оттуда отгружаются по
назначению.

§ 49.	Установки каталитического крекинга
с неподвижным (стационарным) катализатором

Технологическая схема и режим работы. Основным отличием
этой системы является наличие трех или более реакторов, за-
полненных неподвижным слоем катализатора. Каждый реактор

Фиг. 73. Установка для каталитического крекинга с неподвижным катали-
затором.

ZZZ—трубчатая печь; Р/, Р2, РЗ— реакторы; С/~конденсатор смешения; Ml и М2— эжек-
торы; 01 — гудроноотделитель; 02 — отстойник (газо-водоотделитель)? К1 — ректификационная
колонна; К2—отпарная колонна; А1 — газоотделитель; Т1—Т5—теплообменники, конденсаторы,
холодильники;	— насосы.

переключается периодически с крекинга (катализа) на регене-
рацию катализатора и обратно. Установка же в целом работает
непрерывно. Катализатор (обычно алюмосиликатный), загру-
женный в реактор, находится там без движения вплоть до пре-
дельного падения индекса активности, что продолжается нор-
мально год и более. После этого срока катализатор разгружают,,
а реактор загружают свежим катализатором.
Описываемая система позволяет получать высокооктановый
автомобильный бензин из нефтяных дестиллатов, выкипающих
приблизительно до 540°. Такой автомобильный бензин на анало-
гичных установках путем каталитической очистки и перегонки
может быть превращен в основной компонент авиационного бен-
зина.

Технологическая схема установки имеет следующий вид
(фиг. 73). Насос Н1 подает отбензиненную нефть или мазут
через теплообменник Т1 в первичный змеевик печи П1. Здесь
происходят только нагрев и испарение сырья без всякого его
разложения. По выходе из первичного змеевика сырье поступает
в гудроноотделитель 01. В последнем при температуре около
400—410° и давлении 2,0—2,5 ати гудрон отделяется и через
холодильник Т2 откачивается насосом Н2 в резервуар. Для
углубления отбора вводится водяной пар, расход которого
до 8% веса сырья. Испарившаяся широкая фракция уходит через
верх гудроноотделителя 01 и направляется во вторичный змее-
вик печи ГН. Там пары перегреваются до температуры примерно
440—480° и направляются в реактор Р1.

Таким образом, действительным сырьем для крекинга яв-
ляется широкая дестиллатная фракция в парообразном со-
стоянии.

Наименьшее количество реакторов в системе — три. В каж-
дый данный момент в одном из реакторов протекает процесс
каталитического крекинга (катализ), в другом выжиг кокса,
отложившегося на катализаторе, в третьем в это время выпол-
няются подсобные операции. Наличие трех реакторов позволяет
вести крекинг и регенерацию катализатора непрерывно и иметь
при этом достаточно времени на продувку реакторов и перекры-
тие задвижек.

Процесс бензинообразования протекает при температуре
около 440—480° и сопровождается поглощением тепла и отло-
жением слоя кокса на поверхности таблеток катализатора. Газ,
бензин и остаток уходят в виде паров в систему погоноразде-
ления. Цикл работы на крекинг длится около 10 мин. За это
время слой кокса на катализаторе достигает заданной величины
и поток паров сырья автоматически переключается на второй
реактор Р2. Реактор Р1 в этот момент отключается от потока
сырья и соединяется с системой эвакуации углеводородов, т. е.
с коллекторной линией, в которой при помощи пароструйного
эжектора Ml поддерживается вакуум. Эвакуация углеводородов
дополняется продувкой реактора водяным паром. В конденсаторе
смешения С1 конденсируются водяной пар и углеводороды, уда-
ленные из реактора. Углеводородный слой, отделенный от воды
в отстойнике 02, откачивается насосом НЗ в ректификационную
колонну К1. Вода сбрасывается в канализацию. Через систему
сырьевой эвакуации проходит около 5% всего переработанного
сырья.
Освобожденный от углеводородов реактор Р1 отключается
от системы эвакуации и сообщается с системой подачи сжатого
воздуха. Этот момент является началом стадии регенерации
катализатора. На перекрытие задвижек, эвакуацию и заполне-
ние воздухом уходит в общей сложности около 5 мин. Регене-
рация катализатора длится около 10 мин. Воздух поступает
в реактор под давлением около 3 ати при температуре, близкой
к 400°. Продукты горения кокса уходят при температуре около
500° и давлении примерно 3,0 ати.

В определенный момент подача воздуха в реактор Р1 авто-
матически прекращается. Катализатор к этому времени освобо-

Фиг. 74. График последовательности работы реакторов.

1 — крекинг; 2— эвакуация сырья и переключения» 3 — регенерация; 4—эвакуация
воздуха и переключения.

ждается от кокса и реактор соединяется с системой воздушной
эвакуации. Система воздушной эвакуации подобна системе
сырьевой эвакуации; разница лишь в том, что воздух, извлекае-
мый эжекторами М2, выбрасывается непосредственно в атмо-
сферу.

Эвакуированный реактор заполняется парами сырья и с этого
момента начинает вновь работать на крекинг; на этом и замы-
кается цикл работы данного реактора. Эвакуация воздуха и
переключения длятся в общей сложности примерно 5 мин.
Общая длительность цикла равна 30 мин., в том числе (округ-
ленно) работа на крекинг 10 мин., сырьевая эвакуация и пере-
ключения 5 мин., регенерация катализатора 10 мин., воздушная
эвакуация и переключения 5 мин.

Последовательность операций как во втором, так и в третьем
реакторах ничем не отличается от только что описанной; цикл
операций второго реактора начинается через 10 мин. после на-
чала цикла в первом реакторе, а цикл третьего реактора начи-
нается на 10 мин. позже цикла второго реактора. В итоге полу-
чается полная непрерывность работы установки в целом, как
это видно из графика (фиг. 74). Автоматическое переключение
по точному графику системы моторизованных задвижек дости-
гается при помощи сложного электрического устройства, назы-
212
ваемого регулятором времени, являющегося весьма ответствен-
ной частью установки.

Продукты крекинга из реакторов поступают в ректифика-
ционную колонну К1 (фиг. 73). В нижней части колонны соби-
рается тяжелый газойль (остаток). Часть этого остатка прока-
чивается насосом НЗ через теплообменник Т1 и подается на
нижние тарелки колонны К1 для охлаждения вступающих в ко-
лонну продуктов крекинга; при этом температура их снижается
до равновесной температуры в нижней части колонны, т. е.
до 280—330°. Избыточное количество тяжелого газойля отводится
через холодильник Т4 в резервуар.

Фиг. '75. Схема регенерации тепла на крекинг-установке
с неподвижным катализатором.

Pl, P2t РЗ—реакторы! Ml—ротационная воздуходувка; Н1—НЗ—насо-
сы; 01—фильтр для воздуха; Т1—соляной воздухонагреватель; М2—
газовая турбина; С1 — дымовая труба; П1—огневой воздухонагреватель;
П2— огневой нагреватель дымовых газов; А1 — соляной сборник; Т2 —
паровой котел-утилизатор; М3—паровая турбина или электромотор.

В качестве бокового потока в колонне отбирается легкий
газойль, по фракционному составу близкий к керосину. Газойль
отпаривается в колонне К2 и через холодильник Т5 отводится
в резервуар. Легкий газойль может быть использован на газо-
фракционирующей установке (ГФУ) для улавливания тяжелых
углеводородов из газа каталитического крекинга с обратной по-
дачей насыщенного газойля на выпарку в колонну К1.

Через верх колонны К1 уходят пары бензина и газ. Бензин
конденсируется в конденсаторе ТЗ и отделяется от неконденси-
рованного газа в газоотделителе А1. Конец кипения бензина
регулируется подачей насосом Н4 бензинового орошения на
верхнюю тарелку колонны. Давление в системе погоноразделе-
ния не превышает 1,5 ати, поэтому неконденсированный газ
уносит с собой много углеводородов, которые должны быть
в бензине, но и бензин удерживает в растворе значительное ко-
личество газовых углеводородов. Поэтому как газ, так и бензин
требуют дальнейшей обработки на газофракционирующей уста-
новке.

Регенерация катализатора есть решающее звено всего про-
цесса каталитического крекинга (фиг. 75).

Ротационная воздуходувка Ml сжимает тщательно отфиль-
трованный в фильтре 01 атмосферный воздух до 3,5 ати. Сжа-
тие воздуха сопровождается повышением температуры его
до 200°. С этой температурой сжатый воздух поступает в соля-
ной воздухонагреватель Т1, где температура воздуха подни-
мается до 400°. Вслед за этим воздух вступает в реактор
и зажигает кокс.

Выжиг кокса сопровождается выделением значительного
количества тепла. Часть выделяющегося тепла уносится газами
регенерации, уходящими из реактора при температуре около
500°. Прохождение воздуха через реактор сопровождается паде-
нием давления его примерно до 3,0 ати. Газы регенерации, вы-
ходящие из реактора, направляются в газовую турбину М2.
Расширяясь в газовой турбине до атмосферного давления, газы
развивают на валу турбины мощность, с избытком достаточную
для вращения ротационной воздуходувки. Выходящие из тур-
бины М2 газы выбрасываются в атмосферу через трубу С1. Та-
ким образом, сжатый воздух подается в реакторы без всякого
расхода энергии извне. Тепло горения кокса превращается
в механическую работу сжатия воздуха, подаваемого в реактор.
Такое положение возможно лишь постольку, поскольку темпе-
ратура и давление газов на входе в турбину достаточно высоки.
При запуске установки, когда процесс горения кокса еще не
налажен, газовая турбина, получая холодный газ, не может
вращать воздуходувки; в этот период пускают в работу паро-
вую турбину или электромотор М3.

Для разогрева массы катализатора (только при запуске уста-
новки) применяется огневой смесительный нагреватель ГП.
Воздух, вступающий в этот нагреватель, разделяется на два
неравных потока. В меньшем потоке сжигается некоторое коли-
чество топлива, подаваемого насосом НЗ; горячие продукты
горения смешиваются с основной массой холодного воздуха.
Таким образом воздух нагревается до требуемой температуры,
несколько обогащаясь при этом углекислотой. Такой же нагре-
ватель П2 устанавливается перед входом газов в газовую тур-
бину и используется также только при пуске установки в ход.
При нормальном режиме в подогреватели П1 и П2 топливо не
подается. Воздух и газы регенерации проходят через них
не нагреваясь.

Тепло, выделяющееся в реакторе при выжиге кокса, должно
бесперебойно отводиться с таким расчетом, чтобы температура
катализатора не превышала примерно 600°. Часть тепла уно-
сится с газами регенерации и полезно используется в газовой
турбине. Другая часть тепла расходуется на повышение темпе-
ратуры катализатора и используется в последующей стадии кре-
214
кинга на покрытие тепла реакции. Наконец, некоторая часть
тепла теряется в атмосферу из-за несовершенства изоляции. Все
эти три статьи расхода не в состоянии уравновесить все тепло,
выделяющееся при горении кокса. Приходится прибегать
к искусственному охлаждению массы катализатора в стадии
регенерации.

Равномерный отвод тепла из всех точек реакционной зоны
достигается тем, что реактор сконструирован как теплообменник.
По трубкам циркулирует охлаждающая жидкость, а межтруб-
ное пространство заполнено катализатором. Охлаждающей
жидкостью (теплоносителем) является эвтектическая смесь
солей KNO3 и NaNOs, твердая в обычных условиях, но жидкая
при температурах выше 140°. На первых установках каталити-
ческого крекинга охлаждающей средой была кипящая вода,
однако местное переохлаждение в отдельных точках массы ката-
лизатора вело к неполному выжигу кокса. Поэтому вынуждены
были перейти на более сложную и опасную, но легче регули-
руемую систему соляного охлаждения. Соль циркулирует в реак-
торе при 425—455°, поэтому процесс горения кокса нигде за-
глохнуть не может.

Для поддержания запаса соли в системе имеется соляной
сборник А1. Насос Н1 подает соль во все три реактора одно-
временно параллельными потоками. Соль протекает через каж-
дый рёактор независимо от того, находится ли данный реактор
в стадии крекинга, или регенерации, или переключений.

Через каждый реактор пропускается до 600 мР/час соли.
Выходящая из реакторов соль собирается в общем коллекторе
и самотеком возвращается в соляной аккумулятор А1. Из акку-
мулятора А1 насос И2 подает соль в соляной воздухонагрева-
тель Т1 и солепаровой котел Т2. В том и другом аппаратах
соль отдает тепло, вынесенное ею из реакторов, и возвращается
в тот же соляной аккумулятор А1. Благодаря работе насо-
сов Н1 и Н2 количество тепла, вносимое в сборник А1, равно
количеству тепла, уносимому из него. Температура соли в аппа-
рате А1 остается поэтому постоянной.

Устройство и работа реактора. Реактор — трубчатого типа;
он представляет собой вертикальный цилиндр, состоящий из
наружного корпуса и вставленного в него внутреннего патрона.
Кольцевое пространство между ними заполнено теплоизоляцион-
ной массой. В остальном конструкции реакторов могут быть
различны. В одном из вариантов внутри реактора смонтированы
три серии вертикальных трубок, пронизывающих реактор.
Серия I — двойные трубки для циркуляции соляного тепло-
носителя; серия II — двойные трубки для ввода в массу катали-
затора паров сырья при катализе или воздуха при регенерации;
серия III — сложные комплекты трубок для отвода из реактора
паров продуктов крекинга или газов регенерации и для цирку-
ляции теплоносителя. Катализатор равномерно загружен между
трубками в наибольшей по объему собственно реакционной
секции Р реактора (фиг. 76).

В реакторе по высоте имеется пять секций. В самую нижнюю
секцию Т1 поступает через штуцер 1 соляной теплоноситель.
Он устремляется вверх по внутренним трубкам серий I и ///;

переполнив их, он переливается через
открытые верхние концы этих трубок,
и по наружным, заглушенным сверху
трубкам проходит (в кольцевом про-
странстве) вниз; через вторую сек-
цию Т2 соль отводится из реактора по
штуцеру 2. Наружные трубки серии Г
снабжены тремя парами продольных
ребер для увеличения поверхности те-
плообмена с катализатором, плотно
прилегающим к этим ребрам и к на.-
ружной поверхности трубок.

Фиг. 76. Устройство реактора для крекинга с неподвижным ка-
тализатором.

Третья снизу секция С реактора предназначена для распре-
деления вводимых в реактор через штуцеры 3 паров сырья или
(во время регенерации катализатора) горячего воздуха. Сырье
или воздух поднимаются по внутренним трубкам пучка II
до заглушенного верхнего конца наружных трубок; затем через
кольцевое пространство между двумя трубками пары или воздух
распределяются многочисленными струйками в массе катализа-
тора, проникая в межтрубное катализаторное пространство Р
(секция четвертая) через отверстия в наружных трубках серии II.

Продукты крекинга или газы регенерации из пространства Р
реактора входят через отверстия коллекторных трубок К (в пуч-
216
ках трубок серии III) и выводятся по этим трубкам в сборную
пятую секцию П реактора, оттуда отводятся наружу через шту-
цер 4. Каждый пучок трубок серии III состоит из трех коллек-
торных трубок К и проходящей между ними центральной двой-
ной трубки для соляного теплоносителя, похожей на трубки се-
рии I, но только с тремя (а не шестью) ребрами на наружной
трубке.

Для загрузки катализатора в реактор служат катализаторные
трубы 5; при работе установки они заглушены.

Общий вид крекинг-установки показан на фиг. 77.

Показатели процесса. Синтетический алюмосиликатный ката-

Фиг. 77. Внешний вид крекинг-установки, работающей с непод-
вижным катализатором.

лизатор в виде таблеток (размерами 4 X 4 мм) может служить
15 месяцев и больше. Это дает удельный расход катализатора
220 г на 1 г перерабатываемого сырья.

Сырьем является газойль или широкая нефтяная фракция
прямой перегонки (начало кипения выше 200°). Примерный
материальный баланс процесса при крекинге сырья: р20 = 0,836,
н. к. 215°, к. к. 350°; газа сухого 4,5%, бензина с к. к. 205° 39%,
газойля (остатка) 53%, кокса и потерь 3,5%.

Автомобильные бензины каталитического крекинга имеют
октановые числа 77—80 (моторный метод) и хорошую приеми-
стость к ТЭС.
Количество кокса, образующегося при крекинге, возрастает
при повышении выхода бензина примерно в таких соотношениях
(в процентах веса сырья):

Наиболее экономично вести

Выход бензина . . .	10	20	30	40
Образование кокса .	0,5	1,1	2,0	4,5

процесс при образовании кокса
не более 4% веса сырья; при
этом скорость подачи сырья
в реактор составляет пример-
но 1 объем жидкого сырья в
час на 1 объем катализатора.

Тепловой баланс установки производительностью 1350 т!сутки
сырья приведен в табл. 15.

Недостатки установок. Периодичность действия реакторов
крайне усложняет установку и удорожает начальную ее стои-
мость и стоимость производства. Основное зло данной си-
стемы — непостоянство режима каждого из реакторов. Устранить

Таблица 15

Тепловой баланс установки

Статьи баланса	ккал 1 час	%
Теплота реакции крекинга 		1 740 000	6,7
Разница в теплосодержании нефтяных паров до		
и после реактора 		595 000	2,3
Разница в теплосодержании газов регенерации и		
воздуха 		760 000	3,0
Теплопотери через стенки реактора 		1 260 000	4,9
Отводится с теплоносителем на подогрев воздуха	3 710 000	14,4
Отводится с теплоносителем в солепаровой котел		
на производство водяного пара . 			17 685 000	68,7
Выделяется при выжиге кокса .	25750 000	100,0

этот недостаток удалось путем непрерывного перемещения отра-
ботанного катализатора из реактора в регенератор и дальней-
шего возврата регенерированного катализатора обратно в реак-
тор. На установках, работающих с подвижным катализатором,
не имеется регуляторов времени с их сложным устройством и
нет системы соляной циркуляции. На таких установках режим
в каждой отдельной точке системы не изменяется во времени
и поэтому легко регулируется. Это преимущество и решило
вопрос в пользу установок с движущимся катализатором.

§ 50.	Каталитический крекинг в «кипящем» слое катализатора

Основным отличительным признаком этой системы каталити-
ческого крекинга является осуществление как целевого катали-
тического процесса, так и регенерации катализатора в «кипящем»
218
слое катализатора. Сущность «кипящего» слоя заключается
в том, что большие массы мелких твердых частиц при продува-
нии через них большого числа мелких струй газов или паров
ведут себя как массы жидкости в состоянии кипения; тем самым
достигается тщательное перемешивание и равномерное распре-
деление температур в слое катализатора. Варианты рассматри-
ваемой системы следующие: 1) установки с пылевидным катали-
затором, 2) установки с мелкошариковым катализатором. Во

Фиг. 78. Установка каталитического крекинга большой мощности в .кипящем"
слое катализатора.

У1, У2— узлы смешения; Р1— реактор; Р2— регенератор катализатора: К1 — ректификацион-
ная колонна; С1 — стояк; Ml — воздуходувка; П1 — нагреватель воздуха; 01— электроосадитель;
02— отстойник; Т1 — теплообменник; Т2, ТЗ — паровые котлы-утилизаторы; Т4 — конденсатор;

А1 — сборник для бензина.

всех системах катализатор одновременно является теплоноси-
телем; из запаса тепла, получаемого при выжиге кокса, он
покрывает потребность крекинг-процесса в подводе тепла.

Сущность процесса крекинга в общем та же, что и процесса
с неподвижным катализатором. Высококипящие углеводороды
сырья под воздействием катализатора подвергаются глубокому
химическому преобразованию с получением газа, бензина,
газойлевых фракций и кокса. Кокс отлагается на катализаторе
и парализует его активность. При обжиге в струе воздуха
активность катализатора восстанавливается и он вновь исполь-
зуется в процессе. Катализ и регенерация протекают одновре-
менно, но в разных аппаратах.

Технологическая схема установок большой мощности
(3800 т/сутки сырья) показана на фиг. 78. Дестиллатное сырье
подается насосом через теплообменник Т1 в узел смешения У1.
В этот же узел под напором столба, образуемого стояком С1,
вводится поток регенерированного катализатора при темпера-
туре примерно 600°. Под действием горячего катализатора сырье
полностью испаряется. Образующаяся струя нефтяных паров
подхватывает катализатор и непрерывно уносит его из узла сме-
шения в реактор Р1, где поддерживается определенный уровень
«кипящего» слоя катализатора. Крекинг начинается в узле У1Г
получает же полное развитие и завершается в «кипящем» слое
реактора Р1. Высота слоя катализатора такова, что пары сырья
находятся в соприкосновении с катализатором достаточное
время. Пары нефтепродуктов, покидающие «кипящий» слой
катализатора, увлекают с собой некоторое количество мелких
катализаторных частиц. Для их улавливания внутри реактора
имеется циклонный сепаратор, где твердые частицы отделяются
от паров под действием центробежной силы. Уловленный ката-
лизатор оседает и возвращается в реакционную зону по стояку,
конец которого утоплен в «кипящий» слой катализатора.

Пары продуктов крекинга направляются из реактора Р1
в ректификационную колонну К1 с небольшим количеством ката-
лизаторной пыли, уловить которую циклон не в состоянии.

Для поддержания в реакторе Р1 постоянного уровня «кипя-
щего» слоя катализатора последний, обладая свойством теку-
чести, непрерывно «переливается» в отпарную секцию, располо-
женную в кольцеобразном пространстве реактора. В этой секции
нисходящий поток катализатора пропаривается встречным пото-
ком водяного пара. Пар выдувает из массы катализатора все
летучие углеводороды, оставляя только неиспаряемый кокс.

Закоксованный катализатор, имеющий температуру около
500°, отводится из реактора через нижнее отверстие непрерыв-
ным потоком и поступает под давлением реактора в узел У2,
тле подхватывается струей воздуха, подаваемого воздуходув-
кой Ml под давлением около 1 ати, и транспортируется таким
образом в регенератор Р2, где давление не превышает 0,4 ати.
При соприкосновении с воздухом кокс загорается. Поддержа-
нием в регенераторе Р2 «кипящего» слоя определенной высоты
достигается практически полная регенерация катализатора.
Выжиг кокса ведет к нагреву массы катализатора от 500
до 620°. Запас тепла, накопленный катализатором в регенера-
торе Р2, достаточен для полного испарения сырья и образования
продуктов крекинга. При слишком большом выделении тепла
включается дополнительный паровой котел-утилизатор. Этим
предупреждается опасный перегрев катализатора.

Продукты горения кокса покидают «кипящий» слой катали-
затора в регенераторе, унося с собой мелкие частицы. Основная
часть уносимых частиц отбивается в циклоне, расположенном
внутри регенератора. Наиболее мелкая катализаторная пыль
уходит из Р2 с газами и улавливается в электроосадителе 01.
Газы, выходящие из электроосадителя, выбрасываются в атмо-
220
сферу, а осажденный катализатор транспортируется в струе
воздуха обратно в регенератор Р2.

Регенерированный катализатор отводится из Р2 по упомяну-
тому ранее стояку С1, где замыкается круговорот катализатора
в системе. Большая высота этого стояка необходима для того,
чтобы уравновесить и перекрыть разность давлений между
реактором Р1 и регенератором Р2; в противном случае не было
бы продвижения катализатора из регенератора в реактор, где
давление выше.

Воздух, подаваемый воздуходувкой Ml, проходит через сме-
сительный нагреватель П1; в последнем сжигается некоторое
количество топлива непосредственно в струе этого воздуха и
температура последнего повышается до требуемой величины.
Таким образом производится начальный разогрев системы.

Летучие продукты крекинга (газ, бензин и газойль) вместе
с водяным паром, введенным в реактор для отпарки, вступают
в ректификационную колонну К1 при температуре около 500°.
До того как начнется собственно ректификация, пары продуктов
крекинга охлаждаются встречным потоком флегмы, забираемой
с низа колонны; флегма освобождает одновременно поток паров
от увлеченной из реактора катализаторной пыли и наиболее
тяжелых хвостовых фракций.

Тепло, выносимое циркулирующим потоком флегмы из ко-
лонны К1, используется частично для подогрева сырья в упомя-
нутом теплообменнике Т1, частично в котле утилизатора ТЗ,
где вырабатывается водяной пар. Избыточное количество флегмы
(газойля) со взвешенной в ней катализаторной пылью отводится
и отстаивается в отстойнике. Верхний слой жидкости откачи-
вается из отстойника в приемник, а шлам примешивается
к сырью, чем достигается возврат катализатора в реактор.

В колонне К1 отбираются, если нужно, боковые потоки,
а бензин и газ уходят через верх в конденсатор Т4 и разде-
ляются в газоотделителе А1. Как газ, так и бензин требуют
дополнительной фракционировки, осуществляемой на отдельной
газофракционирующей установке. Верхняя часть колонны К1
орошается бензином из газоотделителя.

Необходимость располагать регенератор на большой высоте,
обусловленная низким давлением в нем, вызвала к жизни схему
установки регенерации под давлением. Этот вариант процесса
позволяет снизить общую высоту сооружения от 73 до 40 м (для
установок средней мощности). Электроосадитель заменен скруб-
бером, который орошается сырьем.

Для поддержания достаточно высокого уровня активности
катализатора, циркулирующего в системе, и для восполнения
неизбежных потерь в систему регулярно вводится вновь изгото-
вленный катализатор.

Раньше уносу катализатора из реактора и регенератора спо-
собствовали малый размер частиц катализатора и неправильная
(осколочная) форма их; придание катализатору правильной
шарообразной (сферической) формы позволило значительно
упростить всю схему.

По другой схеме (фиг. 79) жидкое сырье подается насосом
в узел У1, где смешивается с горячим регенерированным ката-
лизатором. Испарившись, сырье увлекает катализатор в реактор-
ную секцию Р1 комбинированного реактора регенератора.
В секции Р1 углеводороды соприкасаются с сферическим ката-
лизатором и затем отводятся через циклон, полностью отбиваю-
щий увлеченный катализатор, в ректификационную колонну К1
с конденсатором Т1 и газоотделителем А1.

Часть реакторной секции отгорожена вертикальной пере-
городкой и используется для отдувки летучих углеводородов
из отработанного катализатора, поступающего в этот отсек
через верх перегородки из реакционной зоны. Отдутый катали-
затор ссыпается в нижнюю регенерационную секцию Р2 аппа-
рата. Здесь отработанный катализатор движется нисходящим
потоком навстречу струе воздуха, подаваемого воздуходувкой Ml
через смесительный нагреватель П1. Регенерация ведется при
повышенном давлении. Регенерированный катализатор отво-
дится из низа секции Р2 в уже описанный узел У1, а отработан-
ный воздух проходит через циклон, отделяющий увлеченный
катализатор, и в большей своей части выбрасывается в атмо-
сферу. Некоторая часть отходящих газов регенерации пропу-
скается через водяной скруббер К2 и компрессором М2 подается
в отдувочный отсек реакторной секции.

Небольшая часть регенерированного катализатора отводится
и заменяется таким же количеством свежеприготовленного ката-
лизатора, чем достигается непрерывное обновление последнего.
Система погоноразделения подобных установок существенно
не отличается от описанных ранее. Избыточное тепло продуктов
крекинга используется для парообразования в котле-утилиза-
торе Т2.

Катализатор постепенно стареет, так как теряет свою актив-
ность. Старению катализатора способствуют высокая темпе-
ратура, соприкосновение с водяным паром при высокой темпе-
ратуре и засорение негорючими примесями. Негорючие примеси
могут либо засорять поры катализатора, либо сообщать ему
плавкость при температурах регенерации. Катализатор из акти-
вированных глин выдерживает нагрев до 650°. Синтетический
катализатор допускает нагрев до 700°.

Таблица 16

Крекинг соляровой фракции на автомобильный бензин

Характеристика	Выход продуктов (в % вес. сырья) и октановые числа бензина при		
	природный (из активиро- ванной глины)	катализаторе  искусственный мелкошариковый	
		магний- силикатный	алюмосили- катный
Бензин, к. к. 205°, дебутанизирован- ный, упругость паров 250—300 мм рт. ст	  ....	42	46	39
(Бензин, к. к. 205°, упругость паров  517 мм рт. ст.)		(44)	(48)	(41)
Каталитический газойль (плотность 0,898)		36	36	36
Октановые числа дебутанизирован- ного бензина (моторный метод): без ТЭС	  .	80	79	82
1 мл ТЭС на 1 «г ....	80	85	88

В рассмотренной системе крекинга катализатор является
одновременно и теплоносителем; малая теплоемкость катали-
затора заставляет поддерживать циркуляцию значительных
количеств его для того, чтобы обеспечить нагрев, испарение и
перегрев паров сырья до температуры реакции (т. е. до 500°)
и протекание самого процесса крекинга. Практически на каждый
килограмм перерабатываемого сырья в системе оборачивается
от 10 до 25 кг катализатора. Расход катализатора составляет
до 2 кг на тонну перерабатываемого сырья.

Показатели процесса крекинга соляровой фракции на авто-
мобильный бензин с различными катализаторами приведены
в табл. 16.

§ 51.	Каталитический крекинг с поступательно движущимся
слоем катализатора

Характерным отличием описываемой системы крекинга
является нисходящее поступательное движение сплошного слоя
катализатора как в реакторе, так и в регенераторе. Кон-
струкции реактора и регенератора для данной системы совер-
шенно отличны от описанных выше.

Как и описанные выше системы каталитического крекинга,
данная система применяется для изготовления высокооктановых
автомобильных бензинов и основного компонента авиационного
бензина.

Технологическая схема и работа установок заключаются
в том, что пары дестиллатного сырья (газойле-соляровая фрак-
щия), перегретые до 460—500°, подвергаются крекингу в слое

Фиг. 80. Крекинг-установка с поступательно движущимся слоем катализатора.

Т1— теплообменник; П1— трубчатая печь; Р1 — реактор; Р2— регенератор катализатора; К1—
ректификационная колонна; С1— С6 — катализаторопроводы; El, Е2— подъемники; 01 — отвей-
вате ль; 02— пароот делите ль; ОЗ— циклонный сепаратор; В1— эжектор; Ml — воздуходувка;
/72 —воздухонагреватель; А1 — бункер для катализатора; А2—барабан котла-утилизатора; АЗ—
газоотделитель; 72, ГЗ—конденсаторы, холодильники.

катализатора, непрерывно опускающегося в реакторе. Подъем
катализатора в регенератор, а также в загрузочный бункер над
реактором производится при помощи подъемников.

Один из вариантов схемы установки показан на фиг. 80.
Пары сырья вводятся в верхнюю часть реактора Р1, где они
распределяются равномерно по всему поперечному сечению аппа-
рата и устремляются вниз параллельно движущемуся вниз по-
току катализатора. Температура в реакторе держится на уровне
480—500°, давление в пределах 0,7—1,1 ати. Выходящие из слоя
катализатора пары продуктов крекинга покидают реактор и ухо-
дят в ректификационную колонну К.1.

Катализатор непрерывно поступает в верхнюю часть реак-
тора Р1 из бункера А1 по трубе С1 при температуре 520—535°.
При помощи пучка вертикальных труб катализатор подается
224
в реакционную зону, распределяясь равномерно по поперечному
сечению аппарата. Высота слоя катализатора, пронизываемого
парами сырья, подбирается с таким расчетом, чтобы процесс
каталитического крекинга прошел достаточно глубоко. Обогатив-
шись в зоне реакций коксом, катализатор устремляется вниз,
к выходному отверстию. Для отдувки от катализатора летучих
углеводородов в нижнюю часть реактора Р1 подается водяной
пар, который вместе с отпаренными  от катализатора летучими
углеводородами присоединяется к основному потоку продуктов
крекинга и уходит вместе с ним в ректификационную ко-
лонну KJ. Часть водяного пара сопутствует катализатору, поки-
дающему реактор при температуре около 470° и направляюще-
муся по катализаторопроводу С2 к подъемнику Е1.

Вводом водяного пара в нижнюю часть реактора дости-
гается не только отпарка летучих углеводородов, но и паровой
затвор, исключающий утечку углеводородов в систему подъем-
ника Е1, где господствует атмосферное давление. Чтобы сокра-
тить продолжительность соприкосновения водяного пара с ката-
лизатором и исключить поступление водяного пара в систему
элеваторов, на пути катализатора из реактора ставится паро-
 отделитель 02. Пар удаляется эжектором В1 и заменяется
инертным газом, просачивающимся сюда из полости подъем-
ника Е1 через пустоты между частицами катализатора.

Давление в бункере А1— атмосферное. Бесперебойная
подача катализатора из бункера А1 в реактор Р1 достигается
под давлением веса столба катализатора в стояке С1. Высота
этого стояка составляет 15—20 м. Утечка углеводородов из
реактора в бункер через зазоры между частицами катализатора
предупреждается поддержанием газового затвора, т. е. подачей
инертного газа в верхнюю часть реактора, навстречу возмож-
ному движению углеводородов по пучку распределяющих ката-
лизатор труб. При этом основная масса инертного газа уходит
из реактора по трубе G1 и выбрасывается в атмосферу.

Подъемник Е1 поднимает отработанный катализатор и напра-
вляет его по катализаторопроводу СЗ в верхнюю часть регене-
ратора Р2. Регенератор разделен по высоте на 7—10 зон. Ката-
лизатор движется сверху вниз, проходя одну за другой все
зоны. В каждую зону подается подогретый воздух, который,
пройдя через слой катализатора, заполняющего данную зону,
отводится в сборный коллектор газов регенерации. Воздух
подается в регенератор воздуходувкой Ml и нагревается по
пути в смесительном нагревателе П2 до 260° за счет сжигания
некоторого количества топлива. За каждой зоной горения сле-
дует зона охлаждения катализатора в виде змеевиков, по кото-
рым циркулирует вода под давлением 30—32 ати, превращаю-
щаяся в пар такого же давления. Циркуляция воды в охла-
ждающих змеевиках регенератора поддерживается насосом через
барабан А2. Змеевики вместе с барабаном А2 образуют паровой
котел-утилизатор. При такой системе регенерации катализатор
то нагревается в зоне горения, то охлаждается в зоне охлажде-
ния. Та и другая операция регулируются так, чтобы не насту-

пало ни перегрева, ни переохлаждения катализатора.

Регенерированный катализатор покидает регенератор' при
температуре около 520—535° и направляется по катализаторо-
проводу С4 к основанию подъемника Е2, транспортирую-
щего катализатор через катализаторопровод С5 в бункер Л/;
в последнем завершается круговорот катализатора в пределах

Фиг. 81. Реактор уста-
новки каталитическо-
го крекинга.

1 — инертный газ; 2 — ката-
лизатор; 3 — пары нефте-
продуктов; 4— пары сырье;
S — воданой пар; 6 — ката-
лизатор.

установки.

Часть транспортируемого подъемником Е2 катализатора ссы-
пается по катализаторопроводу С6 в отвеиватель 01.

Отходящие газы регенерации содержат
немного свободного кислорода и могут рас-
сматриваться как инертный газ. Часть этого
газа используется для поддержания газового
затвора в верхней части реактора Р1. Основ-
ная же масса отходящих газов направляется
в отвеиватель 01, расположенный непосред-
ственно над регенератором. Газы подни-
маются в отвеивателе вверх, а катализатор
падает им навстречу. Катализаторная пыль
и осколки неправильной формы уносятся
струей газа в циклонный сепаратор ОЗ и
удаляются из системы, а частицы нормаль-
ных размеров и правильной сферической
формы падают в полость регенератора. Вза-
мен удаляемой мелочи вводится свежепри-
готовленный катализатор. Этим поддержи-
вается средняя активность всей массы ката-
лизатора на требуемом уровне.

Продукты крекинга, поступающие в рек-
тификационную колонну К1, прежде всего
охлаждаются до равновесной температуры
конденсации в нижней части колонны.
Охлаждение достигается циркуляцией при
помощи насоса «хвостовых» фракций; выно-
симое ими тепло отнимается в теплообмен-
нике Т1. Избыточное количество этих фрак-

ций (газойль) отводится через холодильник ТЗ в резервуар.
Бензин же и газ отводятся через верх колонны. Конденсатор Т2
сжижает бензин; отделение бензинового конденсата, от неконден-
сированного газа происходит в газоотделителе АЗ. Как бензин,
так и газ требуют дальнейшей фракционировки.

Реактор шахтного типа показан на фиг. 81. Катализатор

в зону реакции подается по пучку параллельных вертикальных
труб, ввальцованных одним концом в верхнее вогнутое (внутрен-
нее) днище реактора.

Под нижними обрезами этих труб образуется волнистая
поверхность слоя катализатора. Поступление катализатора из
этих труб возможно лишь постольку, поскольку катализатор
отводится из реактора через его нижнее отверстие. Таким обра-
зом, толщина работающего слоя катализатора в реакторе
остается постоянной и может изменяться только укорочением
или удлинением длины всех труб, т. е. при перерыве в работе
установки.

Диаметр реактора подбирается с таким расчетом, чтобы
скорость движения углеводородов при выходе их из слоя ката-
лизатора не достигала определенного предела, за которым воз-
никла бы опасность уноса частиц катализатора. В то же время
равномерное нисходящее движение сыпучего слоя достигается
лишь в тех случаях, когда высота слоя превышает полтора
диаметра реактора. При несоблюдении этого правила централь-
ная часть слоя уходит раньше, образуя воронку по оси аппарата.
Равномерное распределение паров сырья по поперечному сече-
нию реактора достигается устройством горизонтального распре-
делительного маточника. Нижняя часть цилиндра реактора
снабжается двумя решетками, расположенными одна над другой.
Катализатор через отверстия вышележащей решетки попадает
на нижележащую решетку отдельными коническими потоками,
пространство между которыми катализатором не заполнено.
. В это пространство вдувается водяной пар, так что углеводороды
не могут просачиваться сюда из зоны реакции. В нижней кони-
ческой части реактора равномерность движения катализатора
достигается установкой нескольких перфорированных решеток
с взаимно смещенными отверстиями или системой специальных
перегородок.

Реактор может работать как по противоточному принципу,
так и по описанному выше прямотоку. Одна из выгод противо-
тока заключается в том, что наименее активный катализатор
к концу своего пути в реакторе встречается со свежим, наибо-
лее реакционноспособным сырьем. Однако в теплотехническом
отношении противоточная система невыгодна: при обычных
соотношениях количеств сырья и катализатора происходит
большой перепад температуры в зоне реактора.

Количество кокса, откладывающегося на зернах катализа-
тора, составляет обычно около 2,5% веса катализатора.

Регенераторы, служащие для освобождения катализатора
от кокса, также являются аппаратами шахтного типа. На первых
установках этой системы каталитического крекинга использова-
лись известные ранее обжигательные печи. Для регенерации
отбеливающих глин при фильтровании масел (глава IX) в на-
стоящее время применяются различные конструкции регенера-
торов. Обычно они работают с водяным охлаждением.

Пропускание воздуха единым сквозным потоком через всю
высоту регенератора привело бы к перегреву катализатора
в верхних слоях выше допустимого предела и дезактивиро-
вало бы его безвозвратно. Для избежания этого регенератор
разделен по высоте на 7—10 самостоятельных секций, в каждую
из которых подается воздух и из каждой отводятся продукты
горения. Чтобы можно было регулировать температуру вводи-
мого воздуха, воздух подают по двум отдельным стоякам. По
одному из стояков идет подогретый воздух, по другому —
холодный. Смешением этих двух струй регулируют требуемую
температуру.

Вследствие наличия в регенераторе нескольких параллельно
работающих секций сопротивление проходу воздуха незначи-
тельно. Оно не превосходит 1000 мм вод. ст. Свежая холодная
вода подается не в охлаждающие змеевики регенератора
непосредственно, а через циркуляционный барабан (А2 на
фиг. 80), поэтому исключается переохлаждение катализатора
при соприкосновении его с поверхностью змеевиков.

Правильное распределение катализатора по поперечному
сечению аппарата достигается теми же средствами, что и
в реакторе.

Полнота выжига кокса и полнота использования кислорода
воздуха являются требованиями, взаимно противоположными.
При температуре регенерации 540° выжиг первых 30% имеюще-
гося кокса достигается с хорошим использованием воздуха;
содержание кислорода в отходящих газах не превышает 5% при
некоторой определенной толщине слоя. При выжиге следую-
щих 40% кокса отходящие газы содержат кислорода уже зна-
чительно больше. Полнота выжига достигается путем продувки
значительных количеств воздуха и малым использованием кис-
лорода. В общем же удовлетворительные результаты выжига до-
стигаются тем, что отдельные секции регенератора не одинаковы
по высоте. Каждая секция регенератора рассчитана на выжиг
определенного количества кокса. Примерно 23—25% выделяю-
щегося при этом тепла расходуется на нагрев воздуха, осталь-
ные 75—77%, не считая потерь, уносятся водой и самим ката-
лизатором.

Содержание остаточного кокса на поверхности регенериро-
ванного катализатора составляет до 0,3% веса катализатора.

Газы регенерации, уходящие из регенератора, содержат
9,2% (объемн.) углекислоты, 4,0%; окиси углерода и 6,6% сво-
бодного кислорода.

Поперечный разрез регенератора представляет собой квад-
рат со стороной 3000—3500 мм.

Отвеиватель состоит из Двух концентрических цилиндров.
Кольцеобразное пространство между цилиндрами открыто сверху
и закрыто снизу. Весь подлежащий отвеиванию катализатор
ссыпается во внутренний цилиндр и падает вниз, а навстречу
ему идет часть общего потока газов регенерации; другая часть
газов регенерации проходит по кольцеобразному пространству
отвеивателя, не соприкасаясь с падающим катализатором. Коли-
чество обдувающего катализатор газа, а следовательно, и ско-
рость этого газа подбираются с таким расчетом, чтобы частицы
нормальных размеров и правильной сферической формы падали
228
вниз, а пыль, мелочь и частицы осколочной формы уносились,
вверх.

Газ со взвешенными в нем частицами уходит из отвеива-
теля и поступает в осадитель циклонного типа, где твердые
частицы улавливаются, а газ выбрасывается в атмосферу. Ката-
лизатор, богатый коксом, не должен подвергаться отвеиванию,
так как удаляемая мелочь может загореться на воздухе и вы-
звать пожар. В отвеиватель может вводиться поэтому только
регенерированный катализатор.

Подъемники, при помощи которых в системе циркулирует
катализатор, могут быть ковшевого (механический транспорт)
или пневматического типа. Ковшевые подъемники (элеваторы)
применялись на старых установках и отличались большей слож-
ностью в конструктивном отношении по сравнению с пневмати-
ческими. Надо учесть, что работа на установке характеризуется
необычно большой высотой подъема, превышающей 60 м, и тя-
желыми температурными условиями (выше 480°). Кожух элева-
тора должен быть герметичным, так как там поддерживается
атмосфера инертного газа. Кожух покрыт изнутри слоем изоля-
ции. В подъемниках ковшевого типа промежутки между ков-
шами берутся минимальными для того, чтобы поток катализа-
тора приближался к непрерывному. Наиболее изнашиваемые
детали выполняются из специальных (легированных) сталей.
Подъемники имеют отдушины в атмосферу, что исключает попа-
дание воздуха в реактор или углеводородов в регенератор.
Большие количества водяного пара в подъемниках недопустимы,
так как, кроме отравления катализатора, пар будет еще просачи-
ваться через внутреннюю изоляцию и конденсироваться на вну-
тренней поверхности кожуха подъемника. На некоторых уста-
новках имеется только один подъемник; каждый ковш здесь
разделен на секции для отработанного и регенерированного
катализатора.

На установках каталитического крекинга описываемой си-
стемы, где циркуляция катализатора производится с применением
пневмотранспорта, достигаются большая гибкость эксплуатации
и повышенная кратность циркуляции катализатора.

Пневматический подъемник представляет собой вертикаль-
ную трубу. Зерна катализатора поднимаются в ней током воз-
духа или инертного газа. В таком подъемнике зерна разру-
шаются сильнее, чем в ковшевом подъемнике: при стремитель-
ном полете зерна многократно сталкиваются друг с другом
и ударяются о стенки трубы. Поэтому в данном случае катали-
затор должен иметь большую механическую прочность. Этому
условию отвечает надлежаще приготовленный синтетический
катализатор.

При помощи пневматических подъемников удалось осуще-
ствить крекинг-системы с большой кратностью циркуляции ката-
лизатора. На таких установках реактор помещается над регене-
ратором. Оба аппарата включены в одну колонну. Отработан-
ный катализатор из реактора поступает самотеком в располо-
женный ниже регенератор. Имеется только один подъемник; он
служит для подачи регенерированного катализатора в верхнюю
емкость, откуда катализатор спускается в реактор. Сырье
поступает в верхнюю часть реактора и движется вниз прямо-
точно с катализатором, но противоточно к вдуваемому в реактор
водяному пару. Пар освобождает зерна катализатора от адсор-
бированных им углеводородов. Схема фиг. 82 поясняет ска-
занное.

Фиг. 82. Схема со-
временной устано-
вки каталитическо-
го крекинга с по-
ступательно дви-
жущимся катали-
затором и с пнев-
матическим подъ-
емником.

Р1 — реактор; Р2— ре-
генератор; Е1 — пнев-
матический подъемник
катализатора; А1—ниж-
ний бункер катализа-
тора; А2—бункер и се-
паратор регенериро-
ванного катализатора;
АЗ и А4— бункеры
свежего катализатора;
01 — циклонный сепа-
ратор; А 5 — пароводо-
сборник; П1 — печь для
розжига; 1—ввод сырья
в реактор; 2—пары про-
дуктов крекинга; 3—
водяной пар на отпар-
ку; 4— водяной пар в
сеть; 5 — воздух на ре-
генерацию катализа-
тора; б—топливный газ;
7 — водяной пар; 8 —
удаление катализатор-
ной пыли.

В настоящее время благодаря различным усовершенствова-
ниям в устройстве пневматического катализаторопровода исти-
рание зерен катализатора значительно снизилось. Так, при ско-
рости циркуляции катализатора на некоторых установках
200 т/час 1 потери составляют: синтетического шарикового ката-
лизатора 1,6 т] сутки, природного 1,9 т!сутки (раньше потери
были соответственно 3,5 и 5 т!сутки).

1 При производительности установки около 1000 tIcijtku. перерабаты-
ваемого газойля.
Материальный баланс и режим процесса. Установки произво-
дительностью 1200—1400 т/сутки свежего сырья (парафинистый
газойль) с реакторами шахтного типа работают со следующими
показателями *.

Индекс активности шарикового катализатора ....	36	36,6

Общая загрузка (свежее сырье + каталитический га-

зойль на повторный крекинг), м3)сутки.............. 2000	2500

Расход водяного пара для продувки катализатора, кг/чм 1100	1350

Поток катализатора, т/час............................. 120	108

Отношение объемов катализатора и сырья (в жидком

виде), проходящих через реактор в единицу времени	1,7	1,22

Температура паров на входе в реактор, °C ............. 460	460

,	„	„ выходе из реактора, °C ... .	440	450

» катализатора на входе в реактор, °C . .	482	512

Количество сжигаемого кокса в регенераторе, кг/час 2170	1310

Средняя температура в регенераторе, °C..................... 540

Расход воздуха, ж3 на 1 т циркулирующего катали-

затора .................................................  565

Глубина превращения, объемн. %...................  .	67	67,6

Выход продуктов, % (объемн.) свежего сырья:

крекинг-газойль для повторной переработки	. .	32,9	32,4

фракция С4.....................................  15,2	14,7

В том числе: бутен............................. 3,9	3,9

изобутан ......................... 8,5	7,6

н-бутан........................... 3,0	3,2

бензин дебутанизированный . .
(выкип.	90% до 190°)............. 50,5	52,7

сухой газ,	%	(вес.)............................. 5,8	6,2

кокс,	%	(вес.) ................................. 5,3	3,5

Октановое число бензина (моторный метод)................ 79	80

§ 52.	Факторы эксплуатации каталитических крекинг-установок

Важнейшие факторы, от которых зависит технологический
процесс каталитического крекинга с подвижным катализатором,
следующие.

А. По реактору. 1) количество подаваемого в реактор сырья;
2) температура паров сырья; 3) содержание водяного пара
в сырье; 4) количество катализатора, подаваемого в реактор
в единицу времени; 5) температура катализатора, поступающего
в реактор; 6) содержание остаточного кокса на катализаторе;
7) давление в реакторе; 8) расход пара на отдувку отработан-
ного катализатора.

Б. По регенератору. 9) температура воздуха, подаваемого
в регенератор; 10) количество воздуха, подаваемого в регенера-
тор; 11) количество воды, прокачиваемой через змеевик каждой
секции регенератора.

Содержание водяного пара в сырье снижает парциальное
давление углеводородов, ослабляя тем самым жесткость кре-
кинга. 5% водяного пара от веса дестиллатного сырья с молеку-

1 Обрядчиков С. Н. Технология нефти, ч. II, изд. 3-е, стр. 255, Гос-
топтехиздат, 1952.
лярным весом 360 составляет >100% по объему, т. е. при давле-
нии в реакторе I ати парциальное давление паров сырья будет
равно атмосферному давлению.

Скорость циркуляции катализатора на установке прибли-
зительно постоянна, что определяется условиями транспортиро-
вания катализатора. Факторы «5» и «6» полностью зависят от
режима работы регенератора. Полнота отдувки отработанного
катализатора снижает потери углеводородов и тепловую на-
грузку регенератора, однако перерасход отдувочного пара сни-
жает парциальное давление углеводородов и увеличивает
нагрузку погоноразделительной аппаратуры.

Повышение температуры воздуха 1способствует процессу
горения и одновременно повышает температуру катализатора,
поэтому возможность использования этого средства ограничена
и различна для разных секций регенератора.

Увеличение расхода воздуха увеличивает полноту выжига
кокса, но увеличивает и эксплуатационные расходы на подачу
воздуха, так как полнота использования воздуха снижается.

Переработка жидкого сырья. Первые промышленные уста-
новки перерабатывали пародестиллатное сырье. Однако уже
имеются установки этого типа по переработке сырья, как
частично испаренного, так и целиком жидкого, нагретого,
конечно, до температур, достаточных для процесса каталитиче-
ского крекинга. Крекинг тяжелого сырья сопровождается отло-
жением на катализаторе значительных количеств кокса, что
требует повышенной оборачиваемости катализатора и увеличе-
ния мощности регенератора для сжигания значительных коли-
честв кокса без перегрева катализатора.

При крекинге жидкого или полужидкого сырья создаются
иные условия работы реактора. Жидкое сырье подается на слой
катализатора сверху, т. е. создаются параллельные токи сырья
и катализатора, причем при обычных условиях только в верх-
них 600 мм слоя катализатора из общей высоты слоя 5300 мм
имеется жидкость. За это время образуется 70% всего бен-
зина; далее процесс идет целиком в паровой фазе. Продукты
крекинга отводятся из нижней части реактора сбоку.

Бесперебойная и выгодная переработка остаточного сырья
возможна лишь в том случае, если это сырье не содержит мине-
ральных веществ, засоряющих поры катализатора или сооб-
щающих ему легкоплавкость (хлористый натрий).

§ 53.	Каталитическая ароматизация нефтяных фракций

Сущность и значение процесса. Широко распространенный
в недавнем прошлом термический процесс пиролиза нефтяного
сырья для получения толуола и других ароматических углеводо-
родов в настоящее время устарел (§ 46, глава IV). Ему на
смену приходят каталитические и контактные методы.

Из них первенство принадлежит методу каталитической
дегидрогенизации углеводородов гексаметиленового ряда (шести-
232
членные цикланы); метод предложен Н. Д. Зелинским и основав
на открытом им явлении избирательного катализа. Ресурсы
гидроароматических углеводородов существенно увеличиваются,
также переработкой нефтяных углеводородов пентаметиленового
ряда — изомеризацией пятичленных цикланов в шестичленные
под влиянием хлористого алюминия (приоритет Н. Д. Зелин-
ского, 1905 г.).

Практически сырьем для дегидрогенизационного катализа
являются не собственно цикланы, пяти- или шестичленные,
а бензиновые фракции, содержащие упомянутые углеводороды.
Для получения толуола путем дегидрогенизации можно исполь-
зовать сравнительно широкую фракцию бензина с интервалом
выкипания, например, 90,0—125,0°. Предварительно проводится
изомеризация пятичленных цикланов в метилциклогексан, после
чего идет каталитическая дегидрогенизация полученного «метил-
циклогексанового концентрата» с образованием толуола. Этот
процесс впервые разработан Н. И. Шуйкиным и Н. Д. Зелин-
ским. Почти тогда же (в 1936 г.) в СССР был найден другой
путь каталитического получения ароматических углеводоро-
дов из нефти (контактного) — каталитическая дегидроциклиза-
ция алканов с цепочкой Се и выше (одновременные работы
Молдавского и Камушер, Казанского и Плата, Каржева и др.).

В современном промышленном способе каталитической аро-
матизации нефтяного сырья в основном используются реакции
дегидрогенизации цикланов и циклизации (дегидроциклизации)
алканов. В результате этих реакций образуется свободный водо-
род. Последний сразу же вступает в реакции гидрогенизации не-
предельных углеводородов, образующихся при распаде некоторой
части алканов. Таким образом,, одна из составляющих реакций
этого процесса является поставщиком водорода, необходимого
для другой реакции. В этом отличие рассматриваемого процесса
от процесса деструктивной гидрогенизации.

В целом этот процесс является крекингом (улучшением,
преобразованием) легких бензиновых или бензино-лигроиновых
фракций прямой гонки в сильно ароматизированные продукты,
годные для получения высокооктанового бензина или толуола
и других ароматических углеводородов.

Схема и работа установки (фиг. 83). Бензиновая или более
узкая фракция и водородсодержащий газ нагреваются в двух
самостоятельных печных змеевиках П2 и П1 и поступают
в один из четырех реакторов. Каждый реактор загружен деги-
дрогенизующим и циклизующим катализатором, например из
смеси двуокиси молибдена и окиси алюминия. Температура
в реакторе 510—540°, давление 20—30 ати. Процесс связан
с поглощением значительных количеств тепла и поэтому сопро-
вождается падением температуры. Чтобы не допустить падения
температуры ниже определенного предела, процесс разбивается
на две стадии: в реакторе Р1 проходит первая стадия, затем
реакционная смесь нагревается в печном змеевике ПЗ и прохо-
дит на вторую, завершающую, стадию в реакторе Р2. Прореаги-
ровавшая смесь поступает в конденсатор Т1 и затем в газо-
отделитель 01. Неконденсированный газ частью возвращается
через печь П1 в систему в качестве носителя водорода, частью
направляется на газофракционировку для извлечения ценных
углеводородов. Конденсированный сырой продукт освобождается
в стабилизаторе К1 от углеводородов и в перегонной колонне К2
от тяжелых фракций, образующихся в результате побочных
реакций.

Газы рециркуляции

в топливо

Т5 1

шатизо-
чанный.

Фиг. 83. Установка для каталитической аромати
зации нефтяных фракций.

Тяжелые

Ш, П2, /73 —трубчатая трехпоточная печь; Pl — Р4 — реак-	фрОНЦиц,

тары; Т2, ТЗ, Тб— конденсаторы; Т2, Т4— кипятильники; К1,
К2 — стабилизаторы и фракционирующая колонна; 01 — газо-

отделитель.

Через определенное время (примерно через 8—16 час.)
каждый реактор переключается с контактации на регенерацию;
взамен него включается реактор с регенерированным катализа-
тором. Регенерация заключается в продувке воздухом, разба-
вленным дымовыми газами. Подогрев катализатора при обжиге
выше 600° недопустим, так как произойдет безвозвратная
дезактивация катализатора. При достаточном обеднении воздуха
кислородом возможно удерживать интенсивность горения в за-
данных пределах. Для этого вводят обедненный кислородом воз-
дух при 315°, продукты горения отводят при 590°. Горение про-
исходит не с одинаковой интенсивностью по всей массе катали-
затора.

К концу регенерации средняя температура массы катализа-
тора оказывается значительно ниже той, которая требуется для
нормального течения процесса крекинга легкого сырья. Поэтому
реактор, прошедший стадию регенерации, переключают на
разогрев. Например, для разогрева реактора РЗ используются
отходящие газы реактора Р4, еще находящегося в стадии реге-
нерации. Переключение реакторов производится автоматически
по определенному графику при помощи моторных задвижек.
При каталитической ароматизации лигроина с октановым
числом 40—45 можно получить 80% бензина с октановым чис-
лом 80; от 40 до 60% этого бензина составляют ароматические
углеводороды, из которых 15—20% (считая на бензин) прихо-
дится на толуол.

Описанный процесс отличается большой гибкостью. Можно
варьировать фракционным и химическим составом сырья, при-
родой катализатора и др. При некоторых условиях содержание
ароматических углеводородов в основном продукте процесса
достигает 80%. Лучшим все же сырьем являются относительно
узкие легкие фракции с большим содержанием цикланов. Особо
благоприятные результаты получаются при платиновом катали-
заторе.

Выделение толуола из продуктов процесса является важным
источником получения толуола. Толуол может быть выделен при
помощи азеотропной или экстракционной перегонки.

При азеотропной перегонке для извлечения толуола к фрак-
ции добавляют метанол, или водный метилэтилкетон, или иной
подходящий агент. Любое из этих вспомогательных веществ
образует постоянно кипящую смесь (азеотроп) с алканами
и цикланами исходного сырья и вместе с ними отгоняется из
колонны. Дальнейшая обработка ректификата водой освобо-
ждает углеводороды от спирта или кетона, которые растворяются

Таблица 17

Характеристики сырья для каталитической ароматизации
и полученного бензина

Показатели

Сырье — лигро-
ин смешанного
основания

Продукт—бен-
зин

Плотность.............................  .	. .

Начало кипения, °C...........................

Отгоняется 10% до температуры, °C............

50%	, °C................

,	90%	, °C ..... .

Конец кипения, °C............................

Октановое число без ТЭС......................

„	„ смешения ......................

Анилиновая точка, °C.........................

Бромное число................................

Содержание серы, ламповый метод, % (вес.) . .

Выход, % (вес.) (считая на сырье):

бензин, не содержащий фракции С4 . . .

бутаны.................................

полимер (плотность 0,933—0,966)........

газ, не содержащий С4 .................

кокс ..................................

Всего выход..............

0,7775 79	40
113	69
155	126
196	170
228	204
40	80,3
—	Выше 100
51	14
2,2	3,2
0,220	0,015
	76,0
	7,8
	3,9
	10,7
	1,6
	100,0
в воде. В остатке перегонки остается толуол с небольшим коли-
чеством непредельных, удаляемых последующей очисткой
кислотой.

При. экстракционной перегонке добавляемое вспомогательное
вещество, например фенол, остается вместе с толуолом в остатке;
алканы и цикланы отгоняются из колонны в свободном виде.

В табл. 17 приведены основные данные об обычном сырье
для каталитической ароматизации и полученном бензине.

§ 54.	Контактная деструктивная переработка нефтяного сырья г

Еще в 1880 г. А. А. Летний и Ю. В. Лермонтова успешно
проводили опыты парофазного крекинга и пиролиза нефтяных
остатков (в присутствии водяного пара) на контактной поверх-
ности насадки из огнеупорных материалов, отличавшихся малой
каталитической активностью. Дальнейшее развитие эти опыты
получили в работах других русских ученых и инженеров: Огло-
блина, Никифорова, Руднева, Лидова, Тихвинского, Караваева
и др. В наши годы большая группа советских специалистов,
продолжая эти исследования, разработала различные промыш-
ленные процессы контактной деструктивной переработки нефти.

Сущность контактной переработки нефти или газа заклю-
чается в том, что сырье в контактной камере получает запас
тепла, необходимый для деструктивной перегонки, от соприкос-
новения (контакта) с горячим твердым теплоносителем.

Взаимодействие между потоком сырья и потоком твердого
теплоносителя происходит в продолжение некоторого промежутка
времени; за это время оба потока, двигаясь непрерывно, прохо-
дят через контактную камеру.

Теплоноситель нагревается при выжиге кокса, отложивше-
гося на его поверхности. Находясь в измельченном состоянии,
твердый теплоноситель одновременно является контактным мате-
риалом, на сильно развитой поверхности которого происходят
испарение жидкого сырья и его разложение.

Контактными материалами являются приготовленные в виде
мелких шариков минеральные породы (диабазы, базальты и др.),
отличающиеся высокой термической стойкостью и теплоемкостью
и значительной механической прочностью. На некоторых уста-
новках в качестве теплоносителя — контактного материала—при-
меняют крупинки нефтяного кокса. Все эти материалы не явля-
ются катализаторами деструктивной переработки, или их ката-
лизирующее действие весьма незначительно, поэтому процессы
испарения или деструкции, происходящие на их поверхности,
являются преимущественно термическими процессами.

1	Описываемые здесь процессы являются в основном термическими, а не
каталитическими, и потому их описание можно было бы включить
в главу IV. Однако аппаратурное оформление установок контактного кре-
кинга, пиролиза, коксования принципиально Не отличается от такового для
установок каталитического крекинга (реакторы, регенераторы, подъемники
и др.). Читателю яснее будет это изложение теперь, после изучения ката-
литических процессов.
Контактные процессы могут иметь различный характер и на-
значение: 1) глубокая перегонка (с некоторым разложением)
нефтяных остатков для получения в основном дестиллатных
фракций как сырья для обычного термического или каталитиче-
ского крекинга; 2) крекинг жидкого сырья для получения пре-
имущественно крекинг-фракций — бензиновой и более тяжелых,
а также кокса; 3) пиролиз жидкого и газообразного сырья для

получения преимущественно непредельных и ароматических угле-

водородов, а также кокса.

Контактная переработка жидкого сырья обычно ведется

в смеси с углеводородными газами, вводимыми извне. Это при-

водит к сравнительно малому коксообра-
зованию при контактной деструктивной
переработке.

На фиг. 84 показана принципиальная
схема одного из первоначальных вариан-
тов контактной переработки нефти, вклю-
чающей прямую перегонку и крекинг до
кокса.

Сырая нефть поступает в испаритель-
ную колонну И1, где за счет тепла продук-
тов крекинга отгоняются легкие фракции.
В смеси с продуктами крекинга они по-
ступают в ректификационную колонну К/
и там разделяются на газойль, керосин и
бензин газ.

Мазут с низа испарителя И1 посту-
пает в реактор Р1. В последнем под дей-

Фиг. 84. Схема процесса
контактной перегонки и
крекинга.

Р1 — реактор; РЯ—регенера-
тор; И1 — испаритель; К1 —
ректификационная колонна.

-станем силы тяжести непрерывным пото-

ком опускаются шарики твердого минерального теплоносителя,
поступившие из регенератора-нагревателя Р2. На поверхности
теплоносителя при температуре 500—550° происходят испарение
мазута и крекинг углеводородов. Сюда же вводится сухой кре-
кинг-газ. Пары продуктов крекинга поступают в упоминавшийся
испаритель И1.

Шарики теплоносителя подхватываются с низа реактора
и при помощи подъемника поступают в упомянутый регенератор-
нагреватель Р2 шахтного или иного типа, расположенный над
реактором.

Коксовая пленка, образующаяся на поверхности шариков
теплоносителя в реакторе, сгорает в нагревателе; раскаленные
крупинки теплоносителя опускаются в реактор Р1\ там они на-
гревают нефтяное сырье.

При описанной контактной переработке некоторых нефтей
Второго Баку можно получить дестиллатов: бензинового
(к. к. 220°) 36%, керосинового (200—300°) 31%, газойля (300—
350°) 14%; газ и потери составляют 15%, кокс 3—5%; кокс сго-
фает в регенераторе, давая необходимое для процесса тепло.
Бензин и керосин состоят приблизительно из равных частей
продуктов прямой перегонки и продуктов крекинга. Бензин

высоко ароматизирован.

Контактный крекинг в настоящее время осуществляют с ре-
циркуляцией: на повторный крекинг возвращается до 60% кре-

Фиг. 85. Схема контактного пи-
ролиза нефти и газа.

Р1— реактор; П1—нагреватель; ЛП—
подъемник; /72—.паровые котлы.

новки пиролиза — реактор Р1

кинг-смеси. Это позволяет сни-
зить температуру процесса и по-
высить выход крекинг-бензина.

При контактной переработке
очень тяжелых нефтяных остатков-
и создании более мягких условий
процесса получают большой вы-
ход широкой дестиллатной фрак-
ции (с к. к. около 500°) — сырья
для последующего крекинга. При-
мерный материальный баланс в
этом случае таков (в процентах
веса сырья): дестиллатов более
70% (в том числе крекинга бен-
зина 10—20%), газа около 12%,
кокса около 10%.

Контактный пиролиз. По схе-
ме, сходной с описанной выше,
можно осуществить процесс пиро-
лиза для получения главным об-
разом этена и ароматических уг-
леводородов — одно- и двуцикли-
ческих. Для пиролиза можно ис-
пользовать разнообразное сырье,
включая этан, пропан, жидкие
нефтяные фракции, отбензинен-
ную нефть и др.

Большой выход этена полу-
чается при высокой температуре
процесса, низком давлении и ма-
лой продолжительности процесса.

Основная аппаратура уста-
и нагреватель ГН (фиг. 85). Для

подъема гранул контакта в верх установки, откуда они посту-
пают в нагреватель, служит подъемник Ml. В нагревателе кон-
такт нагревается до заданной температуры; тепло получается от
сгорания топливного газа непосредственно в слое контакта. Теп-
лота продуктов сгорания утилизируется в паровых котлах П2.
Кокс, отложившийся на контакте в процессе пиролиза, выжи-
гается (уменьшая тем самым расход топливного газа), пока
гранулы контакта проходят под действием силы тяжести через
нагреватель, направляясь в реактор. Охлажденный в реакторе
контакт поступает из реактора через дросселирующий клапан
в подъемник, который снова подает его на верх установки.
Система направляющих лотков специальной конструкции
обеспечивает строго равномерное и направленное прохождение
потока контакта в реакторе и в нагревателе.

К огнеупорным материалам, применяемым в качестве кон-
такта в этом и других контактных процессах, предъявляются
следующие требования: 1) высокая плотность — для большей
компактности конструкции установки; 2) высокая удельная
теплоемкость —• для уменьшения веса циркулирующего мате-
риала; 3) высокая прочность на износ, устойчивость против рас-
трескивания и разрыва — для увеличения срока службы кон-
такта; 4) малое абразивное действие —• для предотвращения
чрезмерного износа оборудования; 5) высокая температура раз-
мягчения. Контактная масса изготовляется в виде шариков
диаметром 2,5—5 мм.

Сырье можно частично подогреть до поступления в реактор
или загружать холодным в низ реактора, где остаточное тепло
контакта служит для подогрева и испарения сырья.

Пары сырья очень быстро нагреваются до высоких темпера-
тур, и нежелательный крекинг в низкотемпературных условиях
сводится к минимуму. Температура пиролиза (глубокого кре-
кинга) регулируется температурой контакта, поступающего
в реактор, и соотношением скорости циркуляции контакта и ско-
рости прохождения углеводородного сырья. Продолжительность-
взаимодействия углеводородного сырья и контакта регулируется
скоростью прохождения паров углеводородов через реактор.
Пары продуктов пиролиза, выйдя из реактора, немедленно под-
вергаются резкому охлаждению во избежание полимеризации
этена. Хотя оптимальные условия технологического режима при
производстве этена изменяются в зависимости от характера
сырья, но в общем они находятся в следующих пределах (для
всех исследованных видов сырья от этана до отбензиненных
сырых нефтей): отношение контакта к массе сырья 10—20; тем-
пература нагрева контакта 760—980°; давление 0—0,3 ати.

Пиролиз при указанных выше условиях смолистой отбензи-
ненной нефти дает: этена 22—23% (вес.), бензола около 8%,
толуола 3,6 %, ксилолов и нафталина 3,5%, всего ароматических
(в фракции, кипящей между 65—260°) углеводородов около
18,5%. При увеличении продолжительности пребывания сырья
в реакторе выход ароматических может быть значительно уве-
личен.

Выход этена при пиролизе за однократный пропуск этана
составляет 50—56%, при пиролизе пропана около 40%, при пи-
ролизе различных нефтей 12—30% (вес.).

Непрерывное контактное коксование нефтяных остатков на
поверхности кокса'. Принципиальное отличие этого процесса

1 Из работ русских ученых и заводских работников еще в прошлом
столетии было известно о катализирующем действии кокса в процессах
глубокой переработки нефти.
коксования от прежних (периодического и полунепрерывного
(§ 45)) заключается: 1) в полной непрерывности процесса;
2) в применении контактной, сильно развитой поверхности, на
которой коксуются нефтяные остатки; 3) в использовании в ка-
честве теплоносителя и контакта одновременно некоторой части
того же кокса, который образуется при этом процессе.

Одновременно с коксом получаются газойль — сырье для
каталитического крекинга — и некоторое количество бензина,
газа и других нефтепродуктов. Режим процесса может быть
отрегулирован так, чтобы получить наибольшее количество
газойля.

Тяжелое остаточное нефтяное сырье (мазут, гудрон, смолы,
экстракты от очистки и т. п.) закачивают в нижнюю секцию
фракционирующей колонны. Оттуда сырье в смеси с тяжелым
остатком продуктов коксования, рециркулирующим в системе,
направляется в обычную трубчатую печь; там смесь нагревается
до 400—450° и поступает в верхнюю часть реактора. Туда же
подается циркулирующий горячий поток гранулированного
нефтяного кокса. Диаметр частиц кокса 5—18 мм. Двигаясь
в реакторе сверху вниз, оба потока приходят в тесное соприкос-
новение; жидкая, неиспарившаяся часть нефтяного сырья равно-
мерно обволакивает тонкой пленкой частицы кокса и коксуется
на его поверхности. Для этого процесса достаточно 15—40 мин.,
в течение которых слои жидкости и кокса проходят через реак-
тор. Температуру потока кокса, смоченного жидким нефтяным
сырьем, в процессе контактирования можно изменять от 450
до 540° и выше путем изменения степени подогрева сырья в труб-
чатой печи, кратности циркуляции и температуры кокса.

Поток кокса из низа реактора отводится через затвор в огне-
вой нагреватель. Кокс нагревается до температуры, необходимой
для нового цикла контактирования его со свежим сырьем. Из
низа подогревателя кокс самотеком поступает через регулирую-
щую задвижку к приему подъемника, которым вновь подается
в реактор. Часть кокса, имеющего наибольшую величину зерен
(13—19 мм), отсортировывается при помощи особого устройства
и непрерывно отводится из системы как конечный продукт.

Испарившиеся в реакторе продукты коксования направляются
в фракционирующую колонну.
ГЛАВА VI

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ
И ЛЕГКИХ БЕНЗИНОВЫХ ФРАКЦИЙ

§ 55.	Источники получения и состав нефтяных газов

Классификация и различия газов. Нефтяные газы разделяют
по происхождению на две группы: 1) природные (естественные)
и 2) искусственные *.

О природных нефтяных газах рассказано в главе I.

Искусственные газы, например светильный и другие, выраба-
тывали из нефтяного сырья еще в прошлом столетии. Некоторые
новейшие процессы специально служат для превращения почти
нацело нефтяного сырья в газ — сырье для химической промыш-
ленности органического синтеза. Наибольшее же распростране-
ние имеет переработка искусственных газов, получаемых в каче-
стве побочных продуктов при крекинге, пиролизе и некоторых
других деструктивных процессах переработки нефти. Выход газа
в этих случаях составляет от 5—7 до 20—25% веса нефтяного
сырья, а при термическом пиролизе нефти (для получения аро-
матических углеводородов) —до 45—50%.

Углеводородная часть заводских газов представлена и соб-
ственно газами и парами легких бензиновых углеводородов
(С4—С5 и выше), так как последние в обычных условиях пере-
работки нефти конденсируются не полностью. Хшлический состав
таких газо-паровых смесей очень разнообразен. Он меньше зави-
сит от состава перерабатываемого сырья и больше от технологи-

1	Пока Не имеется общепринятой четкой классификации нефтяных газов.
Некоторые авторы называют углеводородный газ, выделяющийся на про-
мыслах из добытой нефти, естественным нефтяным газом (иногда еще назы-
вают его попутным газом); газ, добытый на чисто газовых промыслах,
называют природным нефтяным газом; такое деление, конечно, неточно и
неверно по существу. К природному нефтяному газу будем относить и газ,
выделяющийся из нефти при ее прямой перегонке (без разложения) на
нефтезаводах; в технической литературе этот газ обычно относят к группе
заводских газов, что также неточно. Желательно для научных и практиче-
ских целей создать и сделать общеупотребительными раздельные термины
для природных нефтяных газов, получаемых из трех указанных выше источ-
ников—на нефтяных промыслах, на газовых промыслах, на нефтеперегон-
ных установках.
ческого режима процесса, т. е. от температуры и особенно давле-
ния в аппаратуре, а также от характера катализатора (в ката-
литических процессах) (табл. 18).

Природные и искусственные газы в основном состоят из
низкомолекулярных углеводородов. При этом в природных газах,
выделяющихся на нефтеперегонных установках, преобладают
более высокомолекулярные углеводороды — пропан, бутаны,
пентаны.

Коренное различие между природными и искусственными
газами заключается в том, что в состав первых входят исключи-
тельно алканы; в искусственных же газах, кроме алканов, содер-
жится много непредельных углеводородов. Эти различия опреде-
ляют существенно разные способы и направления переработки
природных и искусственных нефтяных газов. Характерным отли-
чием газов каталитического крекинга также является высокое
содержание изобутана, являющегося ценным сырьем для произ-
водства высокооктанового компонента авиабензина.

Таблица 1&

Состав искусственных нефтяных газов (в объемн. %)

Компонент	Термически под давлением	й крекинг 1  ПОД низким давлением	Термический пиролиз 1	Каталитический крекинг >

14

40

12

)'-1 2

Водород..............

Метан ...............

Этан.................

Пропан ..............

Бутан................

Изобутан.............

Пентан и выше . . . .

Этен ................

Пропен . ; ..........

Бутены...............

Изобутен.............

Бутадиен

Пентаны . ;..........

3
50
17
10

5

17

9

} 5,0

J 1,1

5

10
3-5
10—20
4—8
30—40
3—4

3

6
1

5

2—3

2

8

5

1 Усредненные составы; депентанизированный газ.

2 Средние данные по разным источникам.

Промышленное значение нефтяных газов. Одними из важней-
ших народнохозяйственных задач являются наибольшие улавли-
вание, переработка и использование нефтяных газов всех ука-
занных выше источников. Для выполнения этой задачи прежде
всего требуется полная герметичность скважин, емкостей и аппа-
ратуры на промыслах и заводах и всего оборудования на путях
транспортирования нефти от скважин до заводов.

Пути использования нефтяных газов разнообразны.
1.	Природный нефтяной газ используется на промыслах уже
в самой первой точке его выделения из нефти — над скважиной;
с его помощью осуществляют или улучшают технологический
процесс добычи нефти из недр земли

2.	Природный и искусственные нефтяные газы — сырье для
получения газового бензина; последний имеет более высокие
октановые числа, содержит больше низкокипящих фракций
с высокой упругостью паров, чем бензин прямой перегонки.
Поэтому газовый бензин добавляют к бензину прямой перегонки
или к крекинг-бензину для улучшения их фракционного состава
и антидетонационных свойств.

3.	Нефтяные газы — высококалорийное топливо для промыш-
ленных и бытовых топок. Оно удобно в обращении и транспор-
тировании: достаточно открыть газовый кран там, где есть газо-
вая сеть, чтобы в тот же миг получить топливо. Не менее удо-
бен также и жидкий газ, т. е. газ, сжиженный путем сжатия
и охлаждения. Производство сжиженных газов растет чрезвы-
чайно быстро. Их транспортируют и подают потребителю (под
давлением обычно не выше 12 ати) в стальных баллонах. При
выпуске из баллона, т. е. при снижении давления до атмосфер-
ного, жидкая смесь переходит полностью в газообразное состоя-
ние. В таком виде она смешивается с воздухом и сжигается
в горелках домашних, коммунальных и промышленных печей,
в цилиндрах автомобильных двигателей. Жидкие газы приме-
няют также для резки металлов.

4.	Природный нефтяной газ — сырье для изготовления наибо-
лее ценных сортов сажи.

5.	Естественный и искусственные газы — сырье для многочис-
ленных синтетических производств химической и нефтехимиче-
ской промышленности, в том числе для производства высокоокта-
новых компонентов моторных бензинов, особенно авиационных.

§ 56.	Отделение газа от нефти и стабилизация нефти

Способы отделения природного газа от нефти на промыслах.
Методы первичного отделения газа от нефти различны в зави-
симости от способов добычи нефти (§ 2).

При фонтанной закрытой эксплуатации нефтяных скважин
струя нефти и газа, выходящая из скважины под большим
давлением, направляется в ряд колонок с последовательно сни-
жающимся давлением. В каждой из них остается некоторое ко-
личество нефти, наибольшее — в первых колонках. Газ покидает
последнюю колонку, будучи свободным от капелек нефти.

Более совершенными аппаратами являются автоматизирован-
ные трапы. На промыслах трапы служат для отделения газа от

1	О добыче нефти при помощи газлифта сказано в § 2. Кроме того, при-
родный газ закачивают в нефтяной пласт для поддержания пластового
давления, что особенно важно при фонтанном способе добычи нефти.
поплавок, который

Фиг. 86. Трап гроз-
ненского типа.

нефти и твердых примесей (песок), а также для регулирования
противодавления в скважинах.

Нефть с газом вводится (фиг. 86) в верхнюю часть трапа по
трубе 1 и стекает сначала на конус, затем в тонком слое — по
стенкам аппарата в нижнюю его часть. Газ отделяется от нефти,
поднимается в пространство под конусом и покидает аппарат
через трубу 2, идущую из вершины конуса. Нефть поднимает
автоматически открывает кран на трубе 3.
По этой трубе нефть непрерывно выводится
из аппарата. Вода и грязь периодически
удаляются через трубу 4.

Другие виды трапов более сложны, но
зато работают более совершенно.

При компрессорной эксплуатации (§ 2)
газ отделяется от нефти в газоотделигелях,
выполняющих ту же роль, что и описанные
выше трапы.

Применение газлифта требует не только
отделения газа, но и его улавливания и
обратного направления в скважину. Техника
этих операций разнообразна. Один из
вариантов, применяемый при сравнитель-
но жирном газе, изображен на схеме
фиг. 87.

Смесь нефти и газа из скважины 1 по-
ступает в газоотделитель 2. Нефть выво-
дится в мерники через коллектор 3, а газ
в смеси с парами бензина — в газовый кол-
лектор (на схеме не показан). Из колле-
ктора газ засасывается компрессорами 4

первой ступени сжатия. Сжатый газ охлаждается в промежуточ-
ных холодильниках 5 и затем сжимается вторично при более
высоком давлении (вторая ступень сжатия). В результате сжа-
тия и охлаждения из газа выделяется конденсат газового бен-
зина 6. Осушенный и сжатый таким образом газ из второй сту-
пени компрессии подается по газопроводу 8 в скважину для
создания газлифта, а избыток газа направляется в газгольдеры
и в газовую сеть 7. Так осуществляется замкнутый цикл газлифт-
ной эксплуатации скважин.

Менее жирные газы обычно после сжатия направляют на
абсорбцию из них бензина.

При работе с воздушным лифтом воздух разбавляет отделен-
ные от нефти газы. Смесь газа и воздуха во избежание взрыва
должна выпускаться в атмосферу; газ и пары бензина при этом
теряются. Ясно, что применение газлифта неизмеримо выгоднее
воздушного лифта.

При насосной эксплуатации нефтяных скважин газ отделяется
от нефти обычно отсасыванием газа вакуум-компрессорами из
нефтяных мерников.
но

02

1 6-

пластовое давление удерживает

Фиг. 87. Схема эксплуатации скважины
с применением газлифта.

3

о

8

Проследим явления, связанные с отделением газа от нефти,
в нефтяном пласте и в наземных аппаратах для разделения
нефти и газа.

Из скважины выходит нефть, наиболее насыщенная газом.
В трапе нефть освобождается от избытка растворенных в ней
газообразных углеводородов; полнота выделения газа зависит
от температуры и давления в трапе. Технологический процесс,
происходящий в трапе, аналогичен природному процессу, проте-
кающему в пласте. В пласте самые легкие углеводороды стре-
мятся выделиться из нефти,
их в жидкости. Как только
давление в какой-либо точке
пласта падает, сейчас же на-
чинается выделение газа из
нефти. Этому способствует
повышенная температура.

В трапе температура не-
сколько ниже, чем в пласте,
но давление в нем намного
меньше, поэтому в трапе
происходит усиленное выде-
ление газообразных углево-
дородов из нефти. Всего

сильнее выделяется из нефти метан, за ним этан и т. д.: угле-
водород с наивысшей упругостью пара наиболее летуч и в пер-
вую очередь стремится перейти в газообразное состояние. При
высоком давлении в трапе газ над нефтью состоит в основном
из наиболее летучих углеводородов. Такое же явление происхо-
дит и при компрессии: чем выше давление в газоотделителе,
тем более легкой является газовая смесь, остающаяся неконден-
сированной, но тем выше также и упругость паров бензинового
конденсата.

Нефть, вытекающая из трапов высокого давления, также
содержит много летучих углеводородов и имеет высокую упру-
гость паров, равную давлению в трапе. При переводе нефти
в следующий трап низкого давления 1 выделится еще часть
углеводородов — до восстановления равновесия между жидкой и
паровой фазами при новом, более низком давлении. Выделив-
шийся здесь газ тяжелее той его части (самых легких углево-
дородов), которая раньше выделялась в трапе высокого
давления.

Нефть, вытекающая из трапа низкого давления, все еще
мало стабильна по фракционному составу. При хранении ее
в резервуаре, где давление равно атмосферному, из нефти еще
выделятся углеводороды, но уже другого состава — более тяже-
лые; в основном это будут пары легчайших бензиновых фракций
нефти.

1 В котором все же давление выше атмосферного.
Стабилизация нефти. После отделения от нефти в трапах,
колоннах и т. п. главной массы растворенных в ней газов и
части легчайших бензиновых паров, увлекаемых газами, нефть
все же содержит легко испаряющиеся, очень летучие фракции.
Чем выше их упругость паров и окружающая температура и чем
продолжительнее хранение нефти, тем больше из нее испа-
ряются и могут теряться указанные фракции. Между тем они
являются наиболее ценными составными частями бензина.
Поэтому принимают различные меры для уменьшения потерь от
испарения углеводородов при хранении нефти. Сюда относятся:

Фиг. 88. Схема установки для стабилиза-
ции нефти.

герметизация резервуаров,
устройство в них плаваю-
щих крыш, улавливание
выделяющихся газов и
т. п. Однако эти меры не
предохраняют от потерь
при транспортировании и
переработке нефти.

Рациональной мерой
является отделение от
нефти на месте ее добычи
не только растворенных
в ней углеводородных га-
зов, но и легких бензино-
вых фракций. Такой про-
цесс частичного отбензи-

нивания называется стабилизацией нефти и заключается в сле-
дующем (фиг. 88).

Нефть из промысловых трапов поступает в паровой подогре-
ватель Т1, где подогревается до 120—150° (в зависимости от
давления в стабилизаторе). Горячая нефть входит в ректифи-
кационную колонну-стабилизатор /</. Пары бензина в смеси
с газом направляются в конденсатор Т2. Газ отделяется от кон-
денсата бензина в газоотделителе А1 и засасывается, проходя
через регулятор давления, компрессорами газобензинового за-
вода. Часть бензина закачивается насосом Н1 на орошение верха
стабилизатора; другая часть бензина отводится в емкость.
Жидкость внизу колонны обогревается паровым кипятильни-
ком ТЗ. Стабильную нефть со дна колонны направляют через
холодильник Т4 в резервуар.

Температура подогрева нефти и температура в верху стаби-

лизатора зависят от применяющегося давления и заданной глу-
бины отбора легких фракций для данной нефти.

Газ, отделенный от нефти, там же, на промыслах, пе-
рерабатывается на газо-бензиновых заводах для получения
газового бензина, сжиженного газа и газообразного топ-

лива.
§ 57.	Осушка и очистка нефтяных газов

Переработке и использованию нефтяных газов должно пред-
шествовать освобождение их от влаги и от вредных примесей,
особенно от сероводорода и других сернистых соединений,
а также от углекислоты, азота и др.

Осушка (дегидрация) газа. Смесь углеводородных газов
обычно содержит некоторое количество паров воды. Это сильно
затрудняет транспортирование и обработку газов при низких
температурах. Не говоря уже об обледенении аппаратуры при
температурах ниже нуля, приходится считаться еще и с образо-
ванием твердых гидратов — соединений легких углеводородов
с водой, существование которых возможно при повышенных
давлениях ниже +10°. Примеры гидратов: СН.гУНиО, С2Нв •
- 7Н2О и др.

Чем выше молекулярный вес углеводородного газа, тем ниже
температуры и давления, при которых могут образоваться твер-
дые гидраты углеводородов: для метана — температура 21,5°
и давление 300 кг!см2, этана—соответственно 15° и 33, про-
пана 5,6° и 5,4, бутана 0.9° и 1,2 кг/см2.

Осушка газов предотвращает образование твердых гидратов
и закупорку ими трубопроводов и аппаратуры при низкой темпе-
ратуре. Осушка повышает пропускную способность газопроводов
и уменьшает их коррозию. Особенно необходима и важна
осушка газа при химических процессах его переработки, напри-
мер при каталитическом алкилировании бутана, изомеризации
с хлористым алюминием и др.

Для осушки применяют различные вещества, твердые и
жидкие, хорошо поглощающие влагу, связывающие ее или пони-
жающие давление водяных паров.

Твердые поглотители влаги (гранулированный хлористый
кальций, сплавленный едкий натр и др.) применяют, когда тре-
буется полное обезвоживание газа и когда давление газа выше
50 ати. Начальные затраты на установку с твердыми поглоти-
телями ниже, но операционные расходы выше, чем на установ-
ках с жидкими поглотителями.

Из жидких поглотителей влаги наиболее удобен диэтилен-
гликоль СН2ОН — СН2 — О — СН2 — СН2ОН. Диэтиленгликоль,
как и другие применяемые поглотители, регенерируют после
насыщения его влагой и вновь возвращают на осушительную
установку . Безвозвратная потеря его составляет всего 0,4 л на
100 000 .и3 газа.

Диэтиленгликоль — бесцветная жидкость, похожая на глице-
рин и сладкая на вкус; она очень гигроскопична и хорошо сме-
шивается с водой; ее плотность при 20° равна 1,118; темпера-
тура кипения 244,5°; при температуре —10,5° она замерзает.
Водные растворы диэтиленгликоля имеют низкие температуры
замерзания, что является весьма важным для применения его
в качестве антифриза.
Основными аппаратами на установках для осушки газа
жидкими поглотителями служат абсорбер с колпачковыми тарел-
ками (четыре тарелки и больше) и десорбер или регенератор
поглотителя, подогреваемый паровым или огневым кипятиль-
ником.

Газоочистка. Большое разнообразие методов очистки углево-
дородных газов от сероводорода и других вредных примесей
сводится в две группы: 1) сухая и 2) мокрая очистки.

В первом случае применяют адсорбенты и твердые реагенты
в измельченном виде (например, гидроокись железа), во вто-
ром — абсорбенты и жидкие реагенты.

В нефтезаводской практике основное назначение очистки
углеводородных газов заключается в освобождении их от серо-
водорода. Обычно применяют мокрые методы очистки.

Простейшим способом удаления сероводорода является
абсорбция его из газа водой при относительно низкой темпера-
туре (сероводород при этом растворяется в воде). Однако это —
малоэффективный процесс вследствие относительно малой раство-
римости сероводорода в воде. Поэтому чаще применяют обра-
ботку газа различными реагентами. Здесь сочетаются сорбцион-
ные (физические) процессы и химическое взаимодействие серо-
водорода и других примесей с реагентами.

В зависимости от природы реагентов и полученных продук-
тов реакции последние могут быть использованы по-разному.
Поясним это на примерах.

Многие методы очистки основываются на химической природе
сероводорода, являющегося слабой кислотой. Так, одним из
методов связывания сероводорода можно считать поглощение
его раствором едкого натра с образованием сульфогидрата
натрия и воды. Так как едкий натр при этом процессе расхо-
дуется безвозвратно, а образующийся сульфогидрат предста-
вляет собой ядовитый, трудно ликвидируемый отброс, то щелоч-
ный метод очистки газов широкого распространения не получил.
Некоторое удешевление дает замена едкого натра известковым
молоком.

Сероводород может поглощаться также водным раствором
соды — карбоната натрия (3—3,5%-ный раствор), иногда —
с последующей доочисткой гидроокисью железа. Продувая
затем отработанный раствор воздухом, удается регенерировать
реагент — раствор соды. Этот метод газоочистки не дает жидких
отходов, требующих обезвреживания, но выдуваемый из рас-
твора сероводород разбавлен большими массами воздуха, что
исключает экономичное его использование, и сера теряется бес-
полезно. Сброс отходящего газа в атмосферу ведет к ее загряз-
нению, а потому не должен разрешаться.

Наиболее экономичными нужно считать такие процессы
очистки газа от сероводорода, при которых реагент полностью
регенерируется, сероводород же выделяется в таком виде, кото-
рый допускает экономичное его использование.
Этому условию отвечают различные процессы очистки газа
органическими основаниями, например этаноламинами и др. Серо-
водород, растворяясь в водном растворе при обыкновенной тем-
пературе, дает слабую кислоту; последняя взаимодействует
с основаниями и образует соли, например:

H2S -f-2RNH2 (RNH3)2S (аминсульфид)

Этаноламин

Эта реакция протекает слева направо при низких температу-
рах, чем и достигается поглощение сероводорода. При повыше-

нии же температуры направление
положное; аминсульфид рас-
падается, отдавая свободный
сероводород и вновь обра-
зуя (регенерируя) исходный
этаноламин. Поэтому, со-

здавая необходимые
ратурные условия,
легко вести процесс
щения сероводорода,

темпе-
можно
погло-
а за-

тем — обратный процесс ре-
генерации реагента.

Этаноламины растворя-
ются в воде в любых соот-
ношениях и не растворя-
ются в углеводородах. Они
связывают сероводород и
углекислоту. Диэтаноламин
имеет плотность 1,095, кипит

реакции меняется на противо-

Фиг. 89. Схема очистки газа органиче-
скими основаниями.

при

1 объем диэтаноламина поглощает
Моноэтаноламин (СН2СН2ОН)ПН2
пературу кипения 171°.

133°, замерзает при —35°.

200 объемов сероводорода,
имеет плотность 1,022, тем-

Другим широко применяемым реагентом является фенолят
натрия CoHsONa, который взаимодействует с сероводородом по
реакции

CeH5ONa ф H2S С6Н5ОН 4- NaSH

Фенолят

Фенол Гнлрогульфид
натрия

Реакция эта также обратима при повышении температуры:
гидросульфид натрия выделяет свободный сероводород и вновь
образует фенолят натрия.

При применении этаноламина и фенолята натрия извлекается
соответственно до 99 и 96% серы, содержащейся в газе.

Схема установок для очистки газа этаноламинами, феноля-
том натрия и другими подобно действующими реагентами сво-
дится к следующему (фиг. 89).

Газ или газо-паровая смесь углеводородов поступает в скруб-
бер (контактор) К1 колпачкового или насадочного типа и про-
ходит в нем восходящим потоком. Скруббер орошают холодным
водным раствором реагента (поглотителем). Очищенный газ
покидает скруббер в его верхней точке. Отработанный раствор
реагента откачивается насосом Н1 из низа скруббера, нагре-
вается сперва в теплообменнике Т1, потом в паровом подогрева-
теле Т2 и вступает в верхнюю часть регенератора (десор-
бера) К2.

Стекая по насадке или по колпачковым тарелкам регенера-
тора, раствор обрабатывается восходящей струей водяного пара
и выделяет сероводород. Регенерированный раствор в нижнем
пространстве регенератора доводится до температуры кипения
при помощи кипятильника ТЗ, обогреваемого водяным паром.
Образующийся при кипячении раствора водяной пар устрем-
ляется вверх и производит отпарку стекающего реагента.
Из кипятильника ТЗ выходит регенерированный раствор реа-
гента. Он охлаждается в теплообменнике Т1, потом в холодиль-
нике Т5 и вновь подается насосом Н2 в скруббер К/.

Через верх регенератора уходят весь поглощенный в скруб-
бере сероводород и некоторое количество водяного пара. В кон-
денсаторе Т4 образуется водный конденсат, возвращаемый
в регенератор в качестве орошения. Охлажденный сероводород
выводится из системы концентрированным; это позволяет
успешно перерабатывать его для получения серной кислоты или
других продуктов.

Транспортирование сероводорода на дальние расстояния
ввиду его разрушительного действия на железо крайне затруд-
нительно. Поэтому установки для переработки сероводорода
необходимо сооружать тут же — на нефте-газо-перерабатываю-
щих заводах.

Если желательно удалить из газа и воду, то применяют
дополнительную противоточную обработку газа диэтиленглико-
лем или другими обезвоживающими препаратами.

Последние усовершенствования процесса следующие: 1) при-
менение повышенного давления при очистке газов, что уменьшает
размеры аппаратуры и увеличивает количество поглощаемых
реактивом вредных газов; 2) применение противовспениваю-
щих агентов, в частности олеилового спирта, предотвращающих
перебросы в колонне; 3) регенерация реагента перегонкой
в присутствии углекислого натрия; 4) совмещение процессов
обезвоживания и химической очистки газа.

Примером объединения процессов осушки и очистки газа
может служить практика работы одной из компрессорных стан-
ций газопровода Москва—Саратов, транспортирующего саратов-
ский природный нефтяной газ.

Обработка этого газа производится на установке, подобной
той, которая показана на фиг. 89. Однако поглотительная
жидкость является смесью, составленной примерно из 20% моно-
этаноламина, 75% диэтиленгликоля и 5% воды (по объему).
Контактор представляет собой колонну высотой 17,5 м, диамет-
ром 1,5 м, в которой, кроме нижней и верхней скрубберных
550
секций, имеется секция с 16 колпачковыми тарелками; предель-
ное рабочее давление 60 ат. Из газа удаляются полностью
сероводород, углекислый газ. Температуру точки росы, характери-
зующей степень осушки газа, доводят до —6, —8°. Освобожде-
ние бывшей в работе реакционной смеси одновременно от суль-
фатов, карбонатов и избытка влаги производится как обычно
в десорбере, имеющем 18 тарелок; рабочая температура внизу
135—150°, вверху 105°, давление 0,5 ат; максимальная рабочая
температура 230° и давление 2,0 ат.

Для описанных выше процессов очистки газа этаноламинами
и фенолятом натрия характерно то, что при обратном процессе
(десорбция — регенерация реагента) сероводород выделяется
как таковой, без превращения его в другие сернистые соедине-
ния. Существуют, однако, процессы химической очистки газа,
при которых сероводород окисляется до серы или тиосульфата
(или того и другого); выделенная в таком виде сера более
удобна для транспортирования и утилизации. Примером может
служить очистка мышьяковощелочными соединениями.

Применение мышьяковощелочных препаратов заключается
в следующем. Сероводород поглощается из газовой смеси
в скруббере примерно при 40° раствором 5—10 г!л окиси
мышьяка Аэ20з. Последняя применяется в виде сложных
мышьяковосодовых или мышьяковоаммиачных солей. В первом
случае рабочим реактивом является оксисульфомышьяковая
соль Na4As2SsO2. При ее взаимодействии с сероводородом обра-
зуются вода и Na4As2S6O. Насыщенный раствор этой соли реге-
нерируется продувкой воздухом; в результате получают серу
в виде серной пены и первоначальную мышьяковую соль
Na4As2SsO2. Серная пена после отфильтровывания раствора на
вакуумных фильтрах выделяется в виде комовой серы.

§ 58.	Основы техники разделения газо-паровых смесей

Обычные физические методы переработки газовых смесей и
легких бензиновых углеводородов включают следующие про-
цессы: 1) компрессию (сжатие), 2) абсорбцию и 3) адсорбцию
с последующей десорбцией, 4) ректификацию. Часто переработка
заключается в комбинированном применении нескольких этих
методов с охлаждением (обычным или глубоким) газов и паров.

Компрессия и охлаждение. Метод заключается в том, что
смесь газов сжимают до некоторого давления и охлаждают
в холодильниках. Чем выше давление и ниже температура, тем
полнее конденсируются менее летучие углеводороды и отде-
ляются в виде конденсата от более летучих.

Этан, например, при температуре выше -|-32,Зо никаким
давлением нельзя перевести в жидкость. При температурах
ниже 32,3° этан может быть сжижен при давлении, равном его
упругости паров при данной температуре; при 20°, например,
давление должно быть 38,5 кг/см2. При критической температуре,
251
т. е. при 4-32,3°, для сжижения этана требуется давление Ркр =
— 49,8 кг/см2.

Критическая температура газовой смеси лежит обычно в ин-
тервале между критическими температурами компонентов; она
зависит от состава смеси. Как только один из компонентов при
сжатии смеси углеводородов начнет переходить в жидкое состоя-
ние, тотчас в образовавшейся жидкости станут растворяться
в разной мере и другие углеводороды. Процесс растворения
закончится, когда установится равновесие: парциальные давления
каждого углеводорода в парах и в жидкости сравняются.
Система состоит в этом случае из жидкой и паровой фаз.

В летнее время температура воды в открытых водоемах,
обычно питающих системы водоснабжения нефтяных предприя-
тий, достигает 25°. При использовании этой воды для охлажде-
ния газов наименьшая температура углеводородного конденсата
будет практически не ниже 30°. Чтобы при этой температуре
сконденсировать чистый бутан, нужно конденсацию вести под
давлением 2,8 ата.

Если мы будем иметь смесь равных объемов бутана и ме-
тана, то при температуре 30° потребуется давление 6 ата для
того, чтобы образовались первые капли конденсата, каждые
100 молекул которого будут содержать 98 молекул бутана и
2 молекулы метана. Конденсация половины всех молекул смеси
при той же температуре будет достигнута при давлении 31 ата-,
состав газовой и жидкой фаз приведен в табл. 19 (по количеству
молекул).

Таблица 19

Состав газовой смеси

Углеводород	Исходная смесь	Конденсат	Неконденсиро-  □анный газ
Метан	  Бутан 		100  100	15  85	85  15
Всего ...	200	100	100

Из рассмотрения этих цифр вытекает, что: 1) более легкие
составные части газа затрудняют конденсацию более тяжелых
составных частей; 2) более тяжелые составные части газа,
выпадая при повышении давления в конденсат, увлекают с со-
бой более легкие части газа, которые при данных условиях
конденсата образовать не могли бы, если бы они были в чистом
виде; 3) сжатие газа, даже если оно сопровождается выпадением
конденсата, не дает само по себе сколько-нибудь четкого раз-
деления углеводородов; каждый из углеводородов, входящих
в состав сжимаемого газа, присутствует как в конденсате, так
и в неконденсированном газе.
Охлаждение газовой смеси до низких температур имеет важ-
ное значение в переработке газов.

Охлаждая газ до 0°, можно сконденсировать чистый бутан
под давлением всего лишь 1,1 ата. Выпадение конденсата из
смеси равных объемов бутана и метана начнется при повышении
давления до 2,1 ата; при этом содержание метана в конденсате
не превзойдет 0,8 мол на 100 мол конденсата. Половина всех
наличных молекул смеси при 0° будет сконденсирована при
поднятии давления до 13,5 ата, молекулярный состав газовой и
жидкой фаз приведен в табл. 19а.

Таблица 19а

Молекулярный состав газовой и жидкой фаз

Углеводород	Исходная смесь	Конденсат	Неконденсиро- ванный газ
Метан 			100	11	89
Бутан 		100	89	11
Всего	200	100	100

Сравнивая составы фаз смеси метана и бутана при 30 и 0°,
заключаем, что понижение температуры влечет за собой два
положительных момента: 1) понижение давления, необходимого
для частичного или полного сжижения смеси газовых углеводо-
родов; 2) более четкое разделение углеводородов.

Применение очень глубокого охлаждения сырья при помощи
искусственно создаваемого холода на нефтеперерабатывающих
установках практикуется редко, при ректификации газов (под
давлением) для получения индивидуальных углеводородов,
например этена, из газов высокотемпературного крекинга и пи-
ролиза или для выделения водорода из газов деструктивной
гидрогенизации и др. В частности, для выделения этена требуе-
мое охлаждение может доходить до —100°, для выделения
водорода до —183°.

Глубокое охлаждение достигается при помощи холодильных
установок: 1) аммиачных с рассолом — охлаждение до —30°;
2) аммиачных без рассола — охлаждение до —50°; 3) этено-
аммиачных с двумя холодильными циклами — охлаждение
до —95°; 4) с дроссельным охлаждением, основанным на
эффекте Джоуля-Томсона, — охлаждение до весьма низких тем-
ператур.

Абсорбция и десорбция. Когда газообразный углеводород
или смесь углеводородов приходит в соприкосновение с нефтяной
жидкостью, то газы растворяются (абсорбируются) в последней.

Растворимость отдельных газов регулируется в известной
мере законом Генри; при постоянной температуре количество
т кг-мол газа, растворяющегося в 1 кг-мол жидкости, пропор-
ционально давлению газа Р:

т = кР,

где к — коэффициент пропорциональности. Следовательно, при
неизменной температуре растворимость любого газа в данной
жидкости возрастает при повышении давления над жидкостью.
Этот закон точен лишь для разбавленных растворов и при усло-
вии, что не происходит химических реакций между газом
и жидкостью.

Растворимость газа в жидкости происходит до тех пор, пока
не установится состояние равновесия.

По мере перехода газа в жидкую фазу его парциальное дав-
ление в жидкости возрастает пропорционально концентрации
вещества в жидкости. Новые количества газа перестанут пере-
ходить в раствор, когда парциальное давление данного газа
в жидкости станет равным его парциальному давлению в газовой
фазе. Если повысить давление над раствором (при той же тем-
пературе), новые количества газа перейдут в раствор.

Если уменьшить парциальное давление газа над раствором,
например удалить часть молекул, газ из жидкости начнет пере-
ходить в газовую фазу. Теперь мы будем иметь десорбцию —
явление, противоположное абсорбции.

Какова же роль температуры в процессе абсорбции?

Парциальное давление компонентов в растворе увеличивается
с повышением температуры, так как возрастает упругость па-
ров. Следовательно, при повышении температуры затрудняется
процесс абсорбции. При достаточно высокой температуре
абсорбция может прекратиться и наступит противоположный
процесс — десорбция. Здесь, как и во многих других случаях,
мы имеем обратимые процессы-, при одних условиях процессы
идут в одном направлении, при других — в обратном. Надо тща-
тельно изучить эти условия, чтобы успешно управлять про-
цессами.

Итак, абсорбция газов проходит тем полнее и эффектив-
нее, чем выше давление газов над жидкостью, чем ниже темпе-
ратура процесса и ниже парциальное давление газов в
растворе.

Для лучшего поглощения газов надо выбрать наиболее под-
ходящий абсорбент, так как растворимость газов в жидкостях
зависит при прочих равных условиях от природы тех и других;
кроме того, предпочтительно в качестве абсорбента применять-
жидкости с малой упругостью паров (малолетучие), это облег-
чает последующее выделение поглощенных компонентов из
абсорбента.

Условия ведения процесса абсорбции выбирают по возмож-
ности таким образом, чтобы происходило избирательное погло-
щение одних компонентов и не поглощались или мало поглоща-
лись другие.
Чрезвычайно важным условием для успеха абсорбции
является создание наибольшей поверхности соприкосновения
абсорбента с газом. Это достигается распылением жидкости до1
технически возможного предела при помощи хорошо сконструи-
рованных абсорбционных колонн (абсорберов). Сорбционные
явления происходят на поверхности соприкосновения двух фаз;,
отсюда и ясна необходимость развития этой поверхности.

Для успеха абсорбции необходимо многократно и противо-
точно приводить в соприкосновение газовую и жидкую среды.
Стремление к установлению между ними равновесия происхо-
дит каждый раз на новой основе.- менее насыщенная жидкость
встречает газ, обедненный тем компонентом, который подлежит
извлечению.

Абсор'беры по устройству представляют собой те же колпач-
ковые или насадочные колонны. Осуществляется противоток:
против струи газа, поднимающегося в абсорбере, стекает погло-
щающая жидкость — абсорбент.

Абсорбция отличается от ректификации тем, что нет двусто-
роннего обмена компонентами между жидкостью и газом, как
при ректификации. Обрабатываемый газ переходит в известной
части из одной среды в другую; жидкость же (растворитель)
не переходит в паровую фазу.

Адсорбция. В этом процессе используются в качестве рабо-
чего агента твердые мелкопористые тела — адсорбенты. Газ про-
пускают через колонну (адсорбер), заполненную адсорбентом,
например активированным углем, силикагелем, активирован-
ными глинами или другими адсорбентами.

При взаимодействии адсорбентов с газовыми смесями из.
последних предпочтительно извлекаются непредельные углево-
дороды как более активные по сравнению с метановыми. Первые
быстрее и в большей мере концентрируются на сильно развитой
поверхности микроскопических пор адсорбента. Из смеси углево-
дородов одного и того же ряда активнее извлекаются более
высокомолекулярные углеводороды. Если адсорбентом были
ранее поглощены низкомолекулярные и другие менее активные
соединения, то они вытесняются высокомолекулярными и дру-
гими более активными, как только адсорбент приходит с ними
в соприкосновение.

Поглощенные (адсорбированные) углеводороды или углеводо-
родные фракции извлекаются (десорбируются) из адсорбента,
если последний продувать водяным паром.

Следовательно, сочетанием процессов адсорбции и десорбции
можно смесь углеводородов разделить на две или более фракций.

Адсорбционный метод обычно применяется при переработке
сухих газов; компрессионный и абсорбционный способы более
выгодны при переработке жирных газов.

В последнее время разработаны процессы непрерывной
адсорбции, например для извлечения активированным углем
этена из метано-водородной смеси.
Ректификация газов. Чаще всего абсорбция с последующей
десорбцией применяется как первая ступень разделения газо-па-
ровой смеси на две грубые фракции — фракцию низкомолеку-
лярных и фракцию высокомолекулярных углеводородов. В зави-
симости от поставленной задачи одна или обе эти фракции
направляются на дальнейшую, более четкую обработку ректифи-
кацией.

Основным методом разгонки газа в настоящее время
является ректификация.

Ректификация газа осуществляется обычно под давлением,
обеспечивающим желаемый температурный режим в ректифика-
ционных колоннах.

Величина требуемого давления и степень охлаждения опреде-
ляются составом газовой смеси, число фракций и четкость ректи-
фикации — целью и характером дальнейшей переработки угле-
водородов. Ректификационные колонны имеют большое число
тарелок (30—60 и больше). Колонны часто работают с высоким
коэффициентом орошения.

§ 59.	Получение бензина из природного нефтяного газа

Получение бензина из природных газов — наиболее распро-
страненный физический способ переработки газа на промыслах.
Это производство складывается из трех операций: 1) газоулав-
ливание; 2) извлечение бензина из газа — получение нестабиль-
ного газового бензина; 3) стабилизация этого бензина для осво-
бождения его от пропана и более легких углеводородов.

Первую операцию выполняют чаще всего при помощи ком-
прессии и абсорбции, вторую — путем ректификации.

Получение бензина. Исходный газ сжимают компрессором до
определенного давления и затем охлаждают; образующийся кон-
денсат отделяют от газовой фазы и направляют на стабилиза-
ционную установку.

Остаточный (после сжатия) газ все же содержит некоторое
количество бензиновых углеводородов — пентана, бутана. По-
этому сжатие газа обычно является лишь первой стадией
производственного процесса. Остаточный газ направляют затем
на вторую стадию — абсорбцию. В этом случае задачи компрес-
сорной станции ограничиваются тем, что она собирает газы от
источников его получения на промыслах (скважины, трапы)
и создает давление, необходимое для эффективного осуществле-
ния процесса абсорбции и достаточное для последующего транс-
портирования газа.

На абсорбционном заводе имеются две установки — абсорб-
ционная и перегонная.

Абсорбер представляет собой колпачковую ректификацион-
ную колонну. Чем больше тарелок и чем выше давление в абсор-
бере, тем полнее извлечение бензина из газа. Практически ста-
вят от 12 до 24 тарелок.
Давления, применяемые на разных установках, в зависи-
мости от состава газа и поставленной цели колеблются в широ-
ких пределах — от 4 до 35 ата.

Увеличение количества абсорбента играет ту же роль, что
и увеличение давления. Так как абсорбент после его насыщения
необходимо перегонять, то для сокращения издержек производ-
ства стремятся ограничивать его расход. Путем расчета и опыта
устанавливают наиболее благоприятное соотношение между при-
меняемым давлением и количеством расходуемого абсорбента.
Количество насыщенного масла, уходящего с установки, может
колебаться от 0,5 до 20 м? на 1000 м3 исходного газа.

Чем выше температура в абсорбере, тем меньше извлечение
бензина. Обычно температуру масла на выходе из абсорбера
держат не выше 40°.

Извлечение бензина из обогащенного масла (десорбция) —
второй основной процесс на абсорбционном газо-бензиновом
заводе. В этом процессе одновременно с получением бензина
регенерируется промывное масло для многократного его исполь-
зования.

Процесс ведется в колоннах с такими же тарелками, как
и в абсорбере.

Чтобы, в колонне осуществить отгон и ректификацию бензина,
необходимо насыщенный бензином абсорбент нагреть до ПО—
180°. Горячая смесь жидкости и паров вводится на верхнюю
тарелку отгонной части колонны. Пары поднимаются вверх,
жидкость стекает на нижележащие тарелки и освобождается от
содержащегося в ней бензина при помощи острого водяного
пара, введенного в низ колонны. Для поддержания желаемого
температурного режима иногда в низу колонны устанавливают
кипятильник..

Верхняя часть колонны орошается, что позволяет получать
бензин с требуемым концом кипения и более четко отделять его
от легких составных частей абсорбента.

Колонна работает под давлением от 1,3 до 7 ата. Чем больше
давление, тем выше температура перегонки. Иногда устанавли-
вают две последовательные колонны: первую — высокого давле-
ния (5—7 ата), вторую — низкого (около 2 ата).

Управление работой абсорбционной установки заключается
в строгом контроле назначенного соотношения количеств абсор-
бента и перерабатываемого газа. Избыток абсорбента увеличи-
вает производственные расходы (расход тепла на нагрев и воды
на охлаждение), недостаток же уменьшает степень извлечения
бензина.

Далее поддерживают установленные температуры во всех
основных точках десорбционной установки. Особенно внима-
тельно необходимо следить за температурой на верху колонны
и температурой подаваемого насыщенного абсорбента.

Подача должного количества водяного пара контролируётся
на основе результатов лабораторной разгонки отпаренного абсор-
бента.
Ни в коем случае не следует снижать установленного давле-
ния в абсорбере, так как это ведет к снижению производитель-
ности установки.

Стабилизация газового бензина. Газовый бензин чаще всего
примешивается к бензину прямой перегонки нефти для пополне-
ния недостающих в прямогонном бензине легких пусковых
фракций. Однако сырой газовый бензин, полученный в резуль-
тате сжатия газа и абсорбции или адсорбции, не может быть
применен для смешения и тем более не может считаться конеч-
ным товарным продуктом. Он содержит легкие углеводороды,
этан, пропан, а иногда и излишнее количество бутана. Это
дедает такой бензин физически нестабильным при хранении
и применении вследствие улетучивания легких фракций, что
ведет также к образованию паровых пробок в топливопроводах
мотора и т. п. Поэтому из сырого газового бензина необходимо
удалить легколетучие углеводороды, т. е. стабилизировать его
фракционный состав.

Стабилизация фракционного состава бензина заключается
в ректификации его. В результате ректификации в бензине
остаются углеводороды, начиная от бутана и выше; содержание
бутана снижают примерно до 30—33% общего веса бен-
зина; пропан и более легкие углеводороды удаляют возможно
полнее.

В последнее время при абсорбции бензина из газов стремятся
извлечь наибольшее количество бутана и пропана. Поэтому при
стабилизации такого чрезвычайно легкого бензина получается
большой выход легкой («головной») фракции, сильно насыщен-
ной пропаном и бутанами. Эту фракцию вновь фракционируют
для выделения сжиженных пропана и отдельно бутана. Бутано-
вая фракция имеет большое применение как сырье для про-
изводства синтетических высокооктановых компонентов авиа-
ционного бензина. Пропановая фракция — высококачественный
избирательный растворитель, применяемый при деасфальтизации
и депарафинизации смазочных масел; она же служит сырьем
для синтеза различных химикатов.

Стабилизация бензина производится на стабилизационных
колоннах — стабилизаторах. По своему устройству и действию
стабилизаторы представляют собой колпачковые ректификацион-
ные колонны. С верха стабилизатора отбирают продукт, содер-
жащий легкие углеводороды от этана по бутан включительно.

Стабилизация бензина производится под давлением от 3
до 20 ати. Повышенное давление необходимо вследствие высо-
кой упругости паров легких углеводородов при рабочих темпе-
ратурах процесса.

Стабилизаторы имеют от 18 до 36 тарелок и снабжены внизу
кипятильниками, наверху — конденсаторами для охлаждения
и конденсации паров легких углеводородов.

Схема установки для стабилизации бензина показана на
фиг. 90.
Бензин из емкости прокачивают насосом Н1 через теплооб-
менник Т1 и стабилизатор К1. В низ стабилизатора через кипя-»
тальник Т2 подводится необходимое для ректификации тепло.
Стабильный бензин под давлением, существующим в колонне,

перетекает через теплообмен-
ник Т1 и холодильник ТЗ в
емкость, предназначенную для
стабильного бензина.

Газо-паровая смесь из вер-
ха колонны проходит через
конденсатор Т4. Конденсат со-
бирается в приемнике-газоот-
делителе А1, откуда нескон-
денсированный газ уходит че-
рез регулятор давления. Часть
конденсата из приемника А1
насосом Н2 закачивается на
верх стабилизатора для ороше-
ния; другая часть — отгон ста-
билизации — используется в
качестве сжиженного топлив-
ного газа или подвергается

п

ректификации для разделения Фиг. 90. Схема установки для стаби-
этих углеводородов на пропа- лизании газового бензина,
новую и бутановую фракции.

В зависимости от состава бензина и других условий темпера-
тура верха стабилизатора поддерживается в пределах 40—60°,
температура внизу — от 90 до 150°.

§ 60.	О фракционировке газов для производства
компонентов бензина

Систематика процессов переработки нефтяных газов. Исходя
из химико-технологических особенностей процессов переработки
газов, можно разделить их на следующие группы: 1) выделение
имеющихся желательных углеводородов, 2) преобразование
имеющихся углеводородов и 3) искусственное получение новых
углеводородов.

Сырьем являются как собственно нефтяные газы, так и лег-
чайшие бензиновые фракции, перерабатываемые отдельно или
совместно с газами.

На нефте-газоперерабатывающих заводах осуществляются
следующие процессы.

Первая группа процессов — выделение углеводородов или их
узких фракций: извлечение пропана, изобутана, изопентана
и других гомологов метана. Применяются преимущественно фи-
зические методы разделения.

Вторая группа — преобразование углеводородов: дегидрогени-
зация с целью получения непредельных углеводородов как сырья
для последующих синтетических процессов; изомеризация угле-
водородов, например превращение нормальных алканов в их
изомеры; различные другие процессы. (Применяются в качестве
основных термохимические и каталитические процессы.

Третья группа — процессы синтеза: получение изооктана
путем последовательно проводимых полимеризации бутенов
и гидрогенизации полимера, алкилирование углеводородов для
получения изобутанового алкилата, триптана, кумола и др., про-
чие процессы. Синтетические процессы осуществляются, как пра-
вило, на основе химического катализа.

Углеводороды с шестью и более атомами углерода почти во
всех случаях рассматриваются как составные части бензина.
Пентаны также чаще всего относятся к чисто бензиновым угле-
водородам. Пентены часто используются как одна из составных
частей сырья для алкилирования углеводородов. Изобутан
и бутены являются основным сырьем химического синтеза ком-
понентов авиационного бензина.

Нормальный бутан иногда подвергают дегидрогенизации для
получения бутенов, иногда изомеризации для получения изобу-
тана; иногда он вводится в состав автомобильного бензина.

Пропен используется для алкилирования бензола, пропан
как ценный растворитель, этен как сырье для некоторых процес-
сов химической промышленности. Этан, метан и водород из газов
крекинга используются обычно как топливо на самом нефтеза-
воде. Впрочем, для переработки этана и метана также имеются
различные промышленные процессы. Вопрос о применимости их
на нефтезаводах решается чисто экономическими соображениями.

Каковы бы ни были пути и методы использования отдельных
составных частей газа, прежде всего требуется произвести тща-
тельную фракционировку газовых смесей.

В обычных условиях нефтезаводов целью газофракционировки
является получение узких фракций, например: 1) гексана в смеси
с более тяжелыми, 2) пентан-пентеновой фракции, 3) бутан-бу-
теновой, 4) пропан-пропеновой и 5) остаточного сухого газа,
включающего этан, этен, метан, водород.

Во многих же случаях такая разгонка недостаточна и тре-
буется выделение при помощи особо четкой ректификации тех-
нических продуктов — индивидуальных углеводородов, например
изобутана, изопентана.

В большинстве случаев ректификация газов производится
одновременно со стабилизацией бензина, поскольку, как было
показано выше, низкомолекулярные газообразные углеводороды
содержатся не только в газе, но и в нестабильном бензине, на-
ходящемся в равновесии с данным газом.

Из данных табл. 20 видно, что задача газофракционировки
не ограничивается извлечением углеводородов из газа, но должна
распространяться и на бензин.

Газофракционирующие и стабилизационные установки на
крекинг-заводах (ГФУ). Чтобы товарные сорта бензина удовле-
260
Таблица 20

Состав жирного газа и нестабильного бензина термического крекинга		
Компонент	Состав, % (вес.)	
	жирный газ	нестабильный бензин
Водород 		0,5		
Метан		19,0		
Этан + этен 			21,0	0,4
Пропан-)- пропен 		30,7	2,8
Бутаны + бутены			16,5	5,8
Пентаны + пентены 		10,0	8,1
Тяжелые углеводороды 		2,3	82,9
Итого ... .	100,0	100,0

творяли техническим нормам, при стабилизации крекинг-бензина
удаляют полностью пропан-пропеновую фракцию, а иногда
и часть более тяжелых углеводородов. Так, при стабилизации
автомобильного бензина необходимо удаление из него всей
бутановой фракции, а при стабилизации авиационного бензина
каталитического крекинга приходится частично удалять даже
пентановую фракцию.

Удаленные из бензина углеводороды фракционируются сов-
местно с углеводородами жирного газа, поэтому одноименные
углеводороды оказываются в одной и той же фракции незави-
симо от того, выделены ли они из нестабильного бензина или из
жирного газа.

Старые схемы установок (абсорбционного типа) ограничи-
ваются стабилизацией бензина и извлечением из газа только
такого количества относительно тяжелых углеводородов, какое
может быть направлено в товарный бензин. На установку посту-
пают жирный газ и нестабильный бензин. По устройству и дей-
ствию установки принципиально не отличаются от описанных
ранее установок для абсорбционной обработки природных газов
и стабилизации газового бензина.

На таких установках не предусматривается получение узких
фракций газа; они рассчитаны только на перераспределение
углеводородов между бензином и газом. (Пентаны, пентены и все
более тяжелые углеводороды направляются в бензин. Пропан
и более легкие углеводороды целиком сбрасываются в газ,
а бутаны и бутены включаются в состав бензина лишь частично,
поскольку это допускается нормами на товарный автомобильный
бензин.

В современных системах каталитического крекинга конден-
сация бензина протекает под низким давлением. Фракционировка
крекинг-газа только при помощи абсорбции в этом случае тре-
бует большего расхода абсорбента, а следовательно, и повы-
шенных эксплуатационных расходов. Поэтому современные газо-
фракционирующие установки являются установками смешанного
типа — абсорбционно-компрессионными.

Современные установки ректификации газа с применением
абсорбции и компрессии показаны на фиг. 91.

На схеме фиг. 91 обозначены две секции установки: 1) фрак-
ционировка газов каталитического крекинга и 2) фракциони-
ровка газов каталитической очистки.

Фиг. 91. Газофракционирующая установка абсорбционно-компрессионного
типа.

ФракциОнировка жирного газа каталитического крекинга осу-
ществляется так: газ сжимается от 12—15 ата в компрес-
соре Ml; в выкидную линию компрессора закачивается насо-
сом Н1 нестабильный бензин каталитического крекинга. Вся
смесь поступает в водяной холодильник Т1, где значительная
часть углеводородов жирного газа, главным образом тяжелых,
поглощается жидким бензином. Количество неконденсированного
газа при этом значительно сокращается. Охлаждение одного
сжатого газа в отсутствии бензина не дало бы такой степени
сжижения его, какая достигается совместной обработкой газа
и бензина.

Из холодильника Т1 смесь поступает в приемник-газоотдели-
тель А1, откуда неконденсированный газ уходит в абсорбер К1,
а жидкость (сырье депропанизации) передается насосом Н2
в депропанизатор К2.

Абсорбер К1 орошается холодным легким дестиллатом, пол-
ностью поглощающим из газа бутаны и бутены и все более
тяжелые углеводороды; это сопровождается поглощением неко-
торой части пропана и более легких углеводородов. Десорбция
осуществляется обычно путем подачи насыщенного масла
в ректификационную колонну крекинг-установки, газ и бензин
которой перерабатываются на данной установке. В колонне кре-
кинг-установки поглощенные из газа углеводороды испаряются
и в смеси с новообразованными продуктами крекинга снова по-
ступают на рассматриваемую установку. Из той же колонны
крекинг-установки отбирается в виде бокового потока дестиллат,
который после обычной отпарки в отпарной колонне охла-
ждается и подается в абсорбер К1 в качестве абсорбента. Через
верх абсорбера выводятся только самые легкие компоненты
газа, а все углеводороды, подлежащие извлечению, оказываются
в конечном счете в сырье депропанизации.

Все колонны работают по общепринятой схеме. Жидкость
в низу каждой колонны обогревается кипятильником. Выходя-
щий из кипятильника жидкий продукт отдает свое тепло сырью,
охлаждается, если нужно, водой и направляется в соответствую-
щий сборник. Верхний продукт (отгон) поступает в конденсатор;
как конденсат, так и неконденсированный газ направляются
в сборник. Необходимое количество жидкости для орошения воз-
вращается из сборника на верхнюю тарелку колонны, избыток
отводится как готовый продукт.

Сырье депропанизации освобождается в колонне-депропани-
заторе К2 от пропана, пропена и более легких углеводородов.
Конденсация отгона производится обычно только для образова-
ния жидкости для орошения. Весь избыток сбрасывается в газо-
топливную сеть. Депропанизированный бензин направляется
в колонну-дебутанизатор КЗ для выделения бутан-бутеновой
фракции, получаемой через верх колонны. Обыкновенно дебута-
низированный бензин каталитического крекинга направляется
на каталитическую очистку, поэтому дебутанизацией кончается
схема газофракционировки продуктов крекинга.

Фракционировка газа каталитической обработки бензина
производится так: бензин и газ, как и в описанной выше секции,
прежде всего подвергаются при помощи компрессора М2,
насоса НЗ и холодильника Т2 контактации под давлением
до 12—15 ата. Неконденсированный газ из приемника А2 напра-
вляется в абсорбер К1 первой секции, жидкость же подается
насосом Н4 через теплообменник ТЗ в стабилизатор К4. Режим
работы стабилизатора поддерживается таким, чтобы нижний
продукт имел нормальную упругость паров основного компо-
нента авиационного бензина. Стабильный бензин направляется
в емкость, а головная фракция подвергается фракционировке
в изопентановой колонне Кб. Нижний продукт представляет
собой технический изопентан. Отгон колонны Кб содержит бу-
таны, бутены и более легкие углеводороды. Эту фракцию целе-
сообразно присоединить к сырью депропанизации первой секции
установки.

Если встречается надобность в получении пентан-пентеновой
фракции, то, дополняя первую секцию группой депентанизации
и направляя в депентанизатор нижний продукт дебутаниза-
тора КЗ, получим в отгоне требуемую фракцию, а в остатке

Изобутан Изопентан

Фиг. 92. Схема ректификации природных
газов с выделением изобутана и изопен-
тана.

депентанизированный бен-
зин.

Пример многоступен-
чатой схемы для ректифи-
кации под давлением при-
родных газов с выделе-
нием изобутана и изопен-
тана показан на фиг. 92
и в табл. 21. В колонне К1
отделяется фракция, со-
держащая основную мас-
су этана, метана, водо-
рода (а также СО2. H2S,
азот), от более высоко-
молекулярных алканов; от
смеси этих последних в
пропановой колонне /(2
отделяется пропан. В ко-
лонне КЗ верхний про-

дукт — бутановая фракция, нижний — пентановая и высшие
углеводороды. Бутановая фракция в колонне К4 разделяется
на изобутан и н-бутан. В колонне К5 верхний продукт — изо-

пентан, нижний — и-пентан и высшие.

Таблица 21

Ректификация природного газа

Колонна	Высота колон- ны, м	Число тарелок	Коэффи- циент орошения	Температура ко- лонны, °C		Давление в колон- не, кг[смЪ	Чистота, о/ /о (объемн.}
				вверху	внизу		
Этановая К1 ....	15	30	3: 1			28		
Пропановая К2 . . .	15	30	3: 1	60	132	—	—
Бутановая КЗ . .	.	22	30	6: 1	—	135	9,5	—
Изобутановая К4 . .	34	66	7 : 1	58	74	7,7	95
Изопентановая К5	34	66	14: 1	82	124	4,2	98

§ 61.	Изомеризация углеводородов

Общие сведения об изомеризации. Антидетонационная стой-
кость углеводородов нормального строения ниже стойкости их
изомеров с таким же числом углеродных и водородных атомов
в молекуле (табл. 22). Ясно, что процессом изомеризации угле-
водородов можно воспользоваться для улучшения моторных
свойств бензинов.

У тяжелых углеводородов разница между октановыми
числами углеводородов нормального строения и их изомеров
264
выражена в пользу последних более резко, чем у легких углево*-
дородов; однако в промышленном масштабе процесс изомери-
зации освоен только для углеводородов С4, Сд и Св.

Реакции изомеризации углеводородов протекают с выделе-
нием небольшого количества тепла.

Уравнения химической термодинамики и практические лабо-
раторные исследования показывают, что для различных темпе-
ратур существуют различные равновесные соотношения между
нормальными углеводородами и их изомерами.

Табл. 22 показывает, что чем ниже температура процесса,
тем полнее идет изомеризация и что однократным пропуском;
сырья через зону реакции достигнуть полной изомеризации не-
возможно. Но при низких температурах скорость изомеризации
настолько мала, что процесс в целом оказывается экономически
неприемлемым. Только применение катализатора, весьма значи-
тельно ускоряющего реакцию, дает удовлетворительные ре-
зультаты. В качестве катализатора применяется хлористый алю-
миний; для проявления своей каталитической активности &
отношении изомеризации хлористый алюминий нуждается в при-
сутствии в зоне реакции безводного хлористого водорода. Основ-
ная реакция изомеризации сопровождается побочными реак-
циями — расщепления, уплотнения и др., особенно при изомери-
зации пентана и гексана. Для подавления побочных реакций
процесс ведется в присутствии небольших количеств водорода.

Таблица 22

Октановые числа и практически наблюдаемые равновесные
концентрации изомеров (весовые)

Углеводород	Октановые числа по мотор- ному методу	Равновесные концентрации при температуре		
		21°	100°	204°
Бутан		92	15	26	44
Изобутан		99	85	74	56
Пентан .......	58	5	15	29
Изопентан 		90	95	85	71
Гексан . . 		26	4	11	17
Изогексан		73	20	28	36
3-метилпентан	  Неогексан (2,2-диметил-	75	8	13	17
бутан) 	  2,3-диметилбутан (диизо-	95	57	38	21
пропил) 		95	И	10	9

Соприкосновение сырья с катализатором достигается путем
пропускания газообразного или жидкого сырья через реактор,
содержащий определенное количество хлористого алюминия
либо в виде кусков, либо в виде слоя, покрывающего поверх-
ность инертного твердого носителя. Такой метод контактации
вызывает перерождение поверхности твердого хлористого алю-
миния, ведущее к потере активности его.

Более совершенным оказалось непрерывное введение катали-
затора в зону реакции; определенное количество хлористого
алюминия предварительно растворяется в обезвоженном сырье,
направляемом в реактор. Сырье вступает в реактор двумя от-
дельными потоками. Один поток вносит растворенный в нем
хлористый алюминий, а с другим потоком в реактор вводится
хлористый водород. Реакционная смесь непрерывно перемеши-
вается. Отработанный катализатор выпадает в осадок, отводится
из нижней части реактора и обезвреживается нейтрализацией.
С продуктами процесса из реактора уходят непрореагировавший
хлористый алюминий и хлористый водород, которые далее отде-
ляются и возвращаются в реактор. Последующее защелачива-
ние, завершаемое водной промывкой, окончательно освобождает
продукт от растворенных и взвешенных реагентов.

Реактор и некоторые другие наиболее подверженные корро-
зии элементы установки изготовляются из кислотоустойчивой
стали либо снабжаются защитным цементным покрытием.

Алканы являются наиболее подходящим сырьем изомериза-
ции. Алкены, ароматические углеводороды и цикланы, если они
присутствуют в сырье, вызывают перерасход катализатора.

Несмотря на значительную общность химизма и технологии
изомеризации различных углеводородов, имеется все же суще-
ственная разница в целях и показателях между процессом изо-
меризации бутана, с одной стороны, и методами изомеризации
пентана и гексана — с другой.

Изомеризация н-бутана. Целью превращения бутана в изо-
бутан является получение сырья для алкилирования.

Изомеризация бутана ведется в интервале температур
50—120° под давлением 10—35 ати, обеспечивающим протекание
реакции целиком в жидкой фазе. Однократный пропуск бутана
дает в продуктах изомеризации около 50% изобутана. Побочные
реакции при полной переработке бутана в изобутан потребляют
около 5% сырья. Полная переработка достигается рециркуляцией
непрореагировавшего бутана. На образование 1 т изобутана рас-
ходуется 4,2 кг хлористого алюминия. В тех случаях, когда завод
не располагает таким источником получения изобутана, как ка-
талитический крекинг, изомеризация «-бутана может быть ре-
комендована как средство для вовлечения бутана в переработку
на алкилат. Вследствие тесной технологической связи изомери-
зационной и алкилирующей установок часто их объединяют в
общий блок, при этом работа по фракционировке нейтрализо-
ванных продуктов изомеризации с выгодой возлагается на фрак-
ционирующую систему алкилирующей установки.

Изомеризация пентана и гексана. Значение процесса изомери-
зации н-пентана и гексана заключается целиком в повышении их
октановых чисел. Таким образом, бензин прямой гонки даже с
очень низким октановым числом, совершенно не пригодный для
:2бб
смешения и получения стооктанового авиационного бензина,
превращается в высококачественный компонент авиационного
бензина. Можно назвать три разновидности процесса изомериза-
ции с целью повышения октановых чисел бензиновых компонен-
тов: 1) однократная изомеризация бензина, 2) полная изомери-
зация, 3) неполная изомеризация.

При однократной изомеризации бензина сырье пропускается
через зону реакции только один раз. Сырьем является легкий
бензин прямой перегонки с к. к. около 70° и с большим содер-
жанием гексана. Октановое число продукта однократной изоме-
ризации бензина обычно на 15—20 единиц выше октанового
числа сырья.

При однократной изомеризации гексанового концентрата, т. е.
фракции, богатой гексаном, получают целевого продукта 97%,
а бутана и более легких углеводородов 3%.

Полная изомеризация пентана. Однократный пропуск пентана
через зону изомеризации дает продукт приблизительно следую-
щего состава: бутан и более легкие углеводороды (продукты рас-
щепления) 1%, изопентан 62%, я-пентан 35%, тяжелые углеводо-
роды (продукты уплотнения) 2%.

Для практически полного превращения пентана в изопентан
изомеризация должна вестись с повторным возвратом в реактор
всего непрореагировавшего н-пентана и с непременным выводом
из системы всех остальных углеводородов.

Неполная изомеризация бензина служит для получения нео-
гексана из гексанового концентрата, содержащего обычно неко-
торое количество пентанов. Продукты изомеризации разделяются
па четыре фракции: I) бутан и более легкие углеводороды (про-
дукты расщепления); 2) неогексан и пентаны (преимущественно
изопентан); 3) я-гексан; 4) продукты уплотнения. Из этих четы-
рех фракций на повторную изомеризацию посылается только
фракция я-гексана. Примерный материальный баланс: бутан и
более легкие продукты расщепления 9%, неогексановый концен-
трат 85%, тяжелая фракция 6%.

Влияние отдельных факторов и показатели процессов. Хотя
с повышением температуры в реакторе увеличивается скорость
превращения нормальных углеводородов в их изомеры, но одно-
временно увеличивается образование продуктов крекинга, отрав-
ляющих катализатор. Повысить степень изомеризации можно
поднятием температуры сырья, поступающего в реактор, но
только при следующих условиях: 1) давление не будет превы-
шать пределов заданного для оборудования максимума; 2) сырье
и рециркулирующий продукт не будут содержать посторонних
соединений, способных вызывать побочные реакции; 3) скорость
ввода катализатора в реактор не превысит допустимого макси-
мума во избежание забивки аппаратуры катализаторным
шламом.

Чрезмерное повышение температуры уменьшает выход целе-
вых продуктов.
При увеличении скорости подачи сырья в реактор, если
требуется сохранить степень превращения при данной темпера-
туре, необходимо одновременно увеличить и добавку катали-
затора.

Степень чистоты сырья, особенно бутана, имеет исключи-
тельно важное значение при изомеризации. Содержание 0,1%
алкенов вызывает отравление катализатора, чрезмерное образо-
вание шлама (осадков), снижение глубины превращения. Нали-
чие воды в сырье приводит к разложению хлористого алюминия
с образованием гидроокиси алюминия и хлористого водорода.
Влажный хлористый водород вызывает заметную коррозию обо-
рудования, а гидроокись алюминия, выпадая в виде тяжелых
осадков, забивает аппаратуру и трубопроводы. Сера отравляет
катализатор, уменьшает степень превращения, замедляет процесс
и вызывает излишний расход катализатора.

Тяжелые углеводороды реагируют с хлористым алюминием,,
вызывают образование шлама; происходит крекинг углеводоро-
дов с образованием алкенов, вредных для изомеризации.

Желательно, чтобы исходное сырье не содержало изомеризо-
ванных целевых углеводородов. Наличие их приведет к сниже-
нию ожидаемой степени изомеризации сырья.

§ 62.	Полимеризация алкенов для получения изооктена
и полимерного бензина

Общие понятия и систематика процессов полимеризации.
Основой технологических процессов полимеризации непредельных
углеводородов являются химические реакции полимеризации,
т. е. соединения двух или более молекул непредельных углеводо-
родов с образованием более сложной молекулы непредельного
же углеводорода (полимера) с более высокой температурой ки-
пения. Реакции полимеризации не сопровождаются отщеплением
атомов водорода в исходных молекулах. Молекулярный вес поли-
мера равен сумме молекулярных весов составляющих его исход-
ных углеводородов.

Реакции полимеризации изобутена и других непредельных
углеводородов в присутствии серной кислоты и других катализа-
торов, например трехфтористого бора, впервые были открыты
и изучены более трех четвертей века назад А. М. Бутлеровым.
Эти открытия получили дальнейшее развитие в работах А. Е. Фа-
ворского, С. В. Лебедева, С. С. Наметкина, А. В. Топчиева и
других русских ученых и являются в настоящее время основой
химической переработки нефтяных углеводородов для получения
высокооктановых компонентов бензина, высокомолекулярных пла-
стических масс, искусственного каучука и многих других важней*
ших материалов современной техники.

Из алкенов — компонентов искусственного нефтяного газа —*
легче всего полимеризуется изобутен, затем бутен, пропен и, на-
конец, этен. При совместной полимеризации смеси алкенов сте-
268
пень превращения отдельных углеводородов снижается в ука-
занном порядке.

Различают два типа процессов полимеризации: 1) собственно
полимеризация — соединение совершенно одинаковых по строе-
нию молекул непредельных углеводородов; 2) кополимериза-
ция — соединение молекул различных непредельных углеводо-
родов.

Полимеризация двух молекул одноименных углеводородов
называется димеризацией, а продукт этой реакции — димером.
Полимер, образовавшийся из трех молекул исходного углеводо-
рода, называется тримером. Кополимеризация двух различных
молекул непредельных углеводородов — есть кодимеризация, ее
продукт — кодимер.

В зависимости от состава сырья и заданного целевого назна-
чения процесса различают избирательную (селективную) и об-
щую полимеризацию. Существуют: 1) каталитическая и 2) тер-
мическая полимеризация.

Для каталитической полимеризации в промышленной прак-
тике обычно применяют один из двух катализаторов: фосфорную
или серную кислоту.

Процесс избирательной полимеризации с фосфорной кислотой
можно уяснить на сравнительно простом примере полимеризации
пропена.

Первой ступенью основной реакции является димеризация
пропена по уравнению

С3Нв + С3Н6 = С6Н13

Образовавшийся димер пропена — гексен C6Hi2, соединяясь
с пропеном, образует тример пропена — нонен CgHi8; если же
соединятся две молекулы гексена, то получится додецен Ci2H24
й т. д.

Таким образом, полимеризация не ограничивается какой-то
определенной стадией, а продолжается в направлении развития
вторичной, третичной реакций и т. д. В итоге продукт состоит из
•смеси различных полимеров. Подбор температуры, давления, ка-
тализатора и длительности соприкосновения углеводородов с ка-
тализатором позволяет в известных пределах регулировать состав
продуктов полимеризации. Это чрезвычайно важно, так как димер
и тример пропена укладываются в температурный интервал вы-
кипания бензина; более же высокомолекулярные полимеры могут
быть в лучшем случае использованы только как компоненты
тракторного керосина.

Сложность технологического процесса заключается еще и в
том, что одновременно с полимеризацией некоторая часть поли-
мерных алкенов преобразуется в цикланы. Последние теряют
затем водород, превращаясь в ароматические углеводороды.
Водород, выделяющийся при дегидрогенизации цикланов, при-
соединяется к алкенам, превращая их в насыщенные соедине-
ния — алканы — и тем самым тормозя реакции полимеризации.
В 1936 г. С. С. Наметкин с сотрудниками открыли явления
самонасыщения алкенов при полимеризации на кислых катали-
заторах. Позже было установлено, что этот процесс идет и на
алюмосиликатных катализаторах.

Таким образом, суммарный продукт полимеризации состоит
из смеси углеводородов, выкипающих при различных температу-
рах и принадлежащих к различным рядам.

Когда в исходном сырье полимеризации присутствует не
только пропен, но и бутены, то наряду с собственно полимериза-
цией протекают также реакции кодимеризации и продукт про-
цесса характеризуется еще более. сложным составом, например:

С8Нв + С4Н8 = С,Н14

Пропен Бутен Гептен

С4Н8 4- С4Н8 = С8Н1в
Бутен Изобутен Октен

Полимеризация бутенов нормального и разветвленного строе-
ния имеет большое распространение для получения изооктена
(диизобутена). Реакция эта экзотермична; она идет с выделе-
нием около 340 ккал на 1 кг диизобутена.

Полнота полимеризации бутена достигает 90%, пропена 70%,
а этена не более 30%.

Полимеризация произвольно широкой смеси газовых углево-
дородов называется методом общей полимеризации, а продукт
этого процесса называется полимерным бензином. Октановое
число полимерного бензина достигает 80—82 (при к. к. около
240°). Этот продукт является ценным компонентом автомобиль-
ного бензина; для использования в качестве авиационного бен-
зина он сам по себе не подходит, так как имеет непредельный
характер; даже после гидростабилизации он не получает необ-
ходимых для авиационного топлива свойств.

В зависимости от состава сырья, типа установки и характера
заданного продукта условия каталитического процесса полимери-
зации изменяются в пределах: температура от 170 до 240°, да-
вление от 10 до 80 ат.

Каталитическая полимеризация с фосфорной кислотой. Ис-
пользованием бутан-бутеновой фракции в качестве сырья для
избирательной полимеризации и соблюдением определенного ре-
жима процесса удается получить ценный полупродукт для про-
изводства авиационного бензина. Бутан-бутеновая фракция га-
зов крекинга содержит 10—15% изобутена, около 30% н-бутена,
30% н-бутана, 20% изобутана, 3—<5(% пропана и пропена (весо-
вые проценты).

Каталитическая полимеризация этой фракции может быть,
осуществлена двояко: 1) полимеризация только изобутена с об-
разованием технически чистого изооктена (2, 2, 4-триметилпен-
тена); 2) кодимеризация изобутена с н-бутеном с образованием;
технического кодимера — смеси нескольких углеводородов.
Технологическая схема и действие установки для избиратель-
ной полимеризации заключаются в следующем (фиг. 93). Иа
бутан-бутеновой фракции при помощи двухступенчатой щелочной'
очистки удаляют сероводород и меркаптаны. Для этого служат
смесители С1 и отстойники 01. Очищенное сырье нагревается в
паровом нагревателе Т1 и поступает в реактор Р1. Температура
в реакторе 160—180°, давление 40—45 ати. Фосфорнокислый
катализатор при температуре реакции может отщеплять воду»
что ведет к потере его активности. Для предотвращения потери
воды (дегидратации) иногда подкачивают в сырье, подаваемое
в реактор, некоторое количество дестиллированной воды. На.

Фиг. 93. Установка для

избирательной полимеризации бутан-бутеновой
фракции.

установке обычно имеются три последовательно соединенных ре-
актора (на схеме не показаны), что позволяет более полно отра-
ботать катализатор и периодически осуществлять его перегрузку
без остановки всей установки.

Реактор — вертикальный трубчатый аппарат, подобный тепло-
обменнику. Внутренность трубок заполнена катализатором. Про-
цесс полимеризации сопровождается выделением тепла, которое
необходимо отводить, чтобы рабочая температура удерживалась
на заданном уровне. С этой целью в межтрубное пространство
вводят кипящую воду под давлением 6—7 ати. Под этим давле-
нием вода кипит при температуре примерно 160°, поэтому слиш-
ком резкое охлаждение реакционной зоны исключено.

Тепло реакции, уносимое парами воды из реактора, исполь-
зуется в нагревателе Т1 для подогрева исходного сырья. Цирку-
ляция охлаждающей воды через реактор Р1 и нагревающего пара
через паровой нагреватель Т1 поддерживается при помощи паро-
водяного сборника А1.
Продукты полимеризации из реактора проходят через редук-
ционный клапан и поступают на фракционировку в дебутаниза-
тор К.1, где освобождаются от бутанов и непрореагировавших
•бутенов. Отгон сжижается в конденсаторе Т2, накапливается в
приемнике А2 и используется для орошения дебутанизатора К1‘,
другая его часть может быть пущена на повторную полимериза-
цию для более полного использования бутенов. Низ дебутаниза-
тора обогревается паровым кипятильником ТЗ. При однократном
прохождении бутенов через зону реакции глубина полимериза-
ции около 65—70%.

Освобожденный от низкокипящих углеводородов сырой коди-
мер с низа дебутанизатора направляется через кипятильник ТЗ
и подогреватель Тб в колонну К2 с кипятильником Т4 на по-
вторную перегонку для отделения высококипящих продуктов
чрезмерно глубокой полимеризации. Ректификат (кодимер) сжи-
жается в конденсаторе Т5 и поступает в сборник АЗ', оттуда он
откачивается частично на орошение колонны К2, частично в ре-
зервуар конечного продукта.

Применение трубчатых реакторов, охлаждаемых водой, позво-
ляет вести процесс при наиболее желательной температуре и без
рециркуляции части сырья даже при повышенном содержании
.алкенов.

Применяются также камерные (башенные) реакторы. В них
катализатор размещают в несколько слоев высотой от 1,5
до 3,0 м. Водяное охлаждение здесь не применяют. Чтобы пред-
отвратить перегрев катализатора, а следовательно, и ухудшение
•его работы, возвращают в систему для рециркуляции часть угле-
водородов, прошедших через реакторы. Возвращаемая углеводо-
родная смесь с малым содержанием алкенов разбавляет исход-
ное сырье, понижает в нем концентрацию алкенов и обеспечи-
вает поддержание температуры процесса на заданном уровне.
Система работает в этом случае так: реактор разделен на от-
дельные зоны; в промежутки между этими зонами впрыскивается
жидкий отгон из дебутанизатора.

На некоторых заводах в качестве сырья применяют смесь
•бутан-бутеновой и пентан-пентеновой фракций.

В этом случае получаемый продукт состоит не только из
диизобутена, являющегося кодимером изобутена и н-бутена, но
и из димеров пентена и изопентенов (т. е. продукт содержит изо-
меры децена). Дебутанизацией и депентанизацией освобождают
•продукт от бутанов, чтобы не превысить заданную упругость па-
ров продукта полимеризации (не более 320—350 мм рт. ст.
при 38°).

Продукт совместной полимеризации Ci и С5 — полимерный
бензин («полимер-дестиллат») —также служит сырьем для по-
лучения высокооктанового компонента бензинов, уступающего,
однако, изооктану. Направляемое на полимеризацию сырье
должно быть возможно полнее очищено от сернистых соедине-
ний. Повышенное содержание серы в полимерах вызывает более
272
сильное отравление катализатора в последующем процессе гидро-
генизации (если применяются не сероустойчивые катализаторы).

Характеристика продуктов полимеризации приведена в
табл. 23.

Таблица 23

Характеристика продуктов полимеризации

Продукт	Фракционный состав, %			Упругость паров при 38°, мм рт. ст.	Содержа- ние серы, % (вес.)
	до 90°	90 — 127°	до 180°		
Диизобутен 	  .  Полимер-дестиллат ....	5 Не более 30	80  Не менее  40	95  Не менее	1 Не вы-  J ше 350	1 Не бо- 1 лее 0,02

Общая полимеризация может быть осуществлена по описан-
ной выше схеме либо по несколько упрощенной. Продукт общей
полимеризации освобождается при фракционировке только от
головных углеводородов и то не полностью. Некоторое количество
бутанов и непрореагировавших бутенов может быть оставлено
в полимерном бензине.

Полимер-бензин не может быть использован как компонент
авиабензина, но широко применяется для повышения октановых
чисел автобензина,.

Чаще всего для общей полимеризации используют бутены
совместно с пропеном. Общая полимеризация в настоящее время
имеет большое распространение.

Катализатором, применяемым в описанных процессах, яв-
ляется ортофосфорная кислота Н3РО4. Она наносится на твер-
дый силикатный носитель — диатомит (кизельгур). Катализатор
имеет вид белых таблеток размером 4 X 4 или 5X5 мм. Его
примерный химический состав; Р2О5 —65%, SiO2— 25%,
Н2О—10%. Около 2/з общего количества фосфорного ангид-
рида химически связано с окисью кремния, остальная часть
Р20з находится в свободном состоянии, и от его содержания
зависит активность катализатора. Содержание свободного Р2Оз
уменьшается при уменьшении содержания воды в катализаторе.
Поэтому катализатор не рекомендуется перегревать. Чрезмерное
увеличение содержания воды, которое возможно при хранении
в негерметичной таре (вследствие гигроскопичности катализа-
тора), также понижает его активность. Приготовление катали-
затора довольно сложно.

Каталитическое действие фосфорнокислотного катализатора
заключается в том, что в первой стадии алкены образуют со
свободной фосфорной кислотой эфиры, которые в дальнейшем
распадаются. Освободившиеся при этом активированные моле-
кулы алкенов соединяются между собой, образуя полимеры,
главным образом димеры и в меньшей степени тримеры. Кроме
того, образуется некоторое количество высокомолекулярных по-

18 Зак. № 1779.	273
лимеров, которые, накапливаясь на поверхности катализатора,
покрывают его непроницаемой пленкой. В этом и заключается
процесс отравления катализатора, т. е. уменьшение его актив-
ной поверхности и, следовательно, понижение каталитического
действия.

Катализатор при избирательной полимеризации способен
сохранять активность в течение 20—50 суток работы, после чего
катализатор обычно выбрасывают и заменяют свежим. Удель-
ный расход катализатора составляет до 0,3% веса полученного
продукта.

Отработанный катализатор представляет собой влажную
массу серого цвета; частично он сохраняет первоначальную
форму, частично превращается в порошок. Содержание фосфор-
ного ангидрида в отработанном катализаторе составляет
около 60%; он легко извлекается водой или слабой щелочью.

Катализатор, работающий в процессе общей полимеризации,
где условия процесса несколько иные, чем при избирательной
полимеризации, подвергается периодической регенерации. Реге-
нерация производится осторожным выжиганием с последующей
гидратацией катализатора (пропарка водяным паром) для при-
дания ему требуемого химического состава. Такая регенерация
может быть повторена 5 раз.

Имеются установки, где фосфорная кислота применяется не
в свободном виде, а в виде солей, например медной соли. В этом
случае процесс требует применения более высоких давления и
температуры.

Контроль и регулирование на описанных полимеризационных
установках сводятся к следующему. Поступление сырья в реак-
торы контролируется записывающим регулятором потока. Ука-
затель температуры на входе сырья в реактор служит для кон-
троля работы сырьевых теплообменников. Паровая вода цирку-
лирует вокруг катализаторных трубок в реакторах по принципу
термосифона. Теплота полимеризации отводится путем испаре-
ния части воды. Температура катализатора регулируется давле-
нием в парообразователе (паросборнике). Записывающий регу-
лятор давления в парообразователе регулирует количество
сырья, которое пропускается по обходной линии первого тепло-
обменника. Этот поток сырья забирает больше тепла в послед-
нем теплообменнике, конденсируя больше пара и уменьшая
давление и температуру паровой системы. Температура катали-
затора понижается соответственно падению температуры воды.

На установке регулируются, кроме того, тепло, поступающее
в кипятильники ректификационных колонн, уровень жидкости
в нижней части колонн, количество орошения, давление в колон-
нах, рециркулирующий поток алкенов (при работе с высокой
концентрацией алкенов в исходном сырье).

Каталитическая полимеризация с серной кислотой. Из-
вестны два варианта сернокислотной полимеризации бутан-буте-
новой фракции: холодный и горячий процессы. Оба эти процесса
274
как и при фосфорнокислотной полимеризации, также дают воз-
можность получать диизобутен (изооктен).

При холодном процессе, протекающем при 20—40°, в реак-
цию вступает только изобутен. Требуемая крепость кислоты
60—70% H2SO4.

Горячий процесс осуществляется при 60—90° с кислотой кре-
постью 63—72% H2SO4. В процесс вовлекается не только изобу-
тен, но и н-бутены, что увеличивает выход изооктена.

Термическая полимеризация. Полимеризация является про-
цессом низкотемпературным. Низкая температура и высокое
давление способствуют полноте полимеризации. Однако малая
скорость реакции, обычная для низких температур, заставляет
искать средства для ускорения процесса. Таким средством и
является описанное выше применение катализаторов: каталити-
ческая полимеризация протекает успешно при невысоких темпе-
ратурах и умеренных давлениях.

Существенным недостатком каталитической полимеризации
является то, что в реакцию вступают только непредельные угле-
водороды. Алканы, содержащиеся в крекинг-газе в гораздо
большем количестве, чем алкены, остаются инертным балластом.
Вовлечь алканы в каталитическую полимеризацию можно только
после предварительной дегидрогенизации алканов, что связано
с значительными затратами.

Перевод газовых углеводородов в жидкие может быть до-
стигнут путем чисто термического превращения (конверсии) при
температурах примерно 480—620°. Чтобы несколько смягчить
отрицательное влияние повышения температуры на полноту
полимеризации, необходимо применять высокие давления, дости-
гающие 100—140 и даже 200 ати. К процессам, протекающим
в области температур 500° и выше, название полимеризации
может быть применено лишь условно — по целевому назначению
процесса. Наряду с полимеризацией в данном случае весьма
энергично протекают крекинг, алкилирование (соединение алка-
нов с алкенами) и другие процессы.

Высокие давления и температуры в процессе термической
полимеризации вместе с необходимостью значительной рецирку-
ляции промежуточных продуктов делают этот процесс дорогим.
Высокая себестоимость переработки и затруднительность исполь-
зования термического полимерного бензина в качестве авиацион-
ного (ввиду его высокой непредельности) препятствуют широ-
кому распространению этого метода. Выход термического поли-
мерного бензина (дестиллата), свободного от бутана, достигает
55—60% веса исходного сырья. Октановое число бензина 78—80.

§ 63.	Гидрогенизация изооктенов и получение
изооктана

Изооктен (2, 2, 4-триметилпентен) и кодимер, полученные при
полимеризации бутенов, могут быть превращены гидрогениза-
цией соответственно в изооктан (2, 2, 4-триметилпентан) и гидро-
18*	275
кодимер. Антидетонационные свойства изооктана условно при-
няты за 100. Химически чистый 2, 2, 4-триметилпентан имеет
плотность /о™ = 0,6914, температуру кипения 99,3°.

Вовлекая в реакцию полимеризации только изобутен, можно
после гидрогенизации изооктена получить технический изооктан
с октановым числом 98—100. Выход изооктана не превышает
15% веса бутан-бутеновой фракции, взятой для полимеризации.
Если же процесс сводится к кодимеризации, то хотя выход
кодимера возрастает, но октановое число гидрированного затем
продукта будет ниже по сравнению с изооктаном; так, при окта-
новом числе гидрокодимера 92 выход его составляет до 30% веса
исходной бутан-бутеновой фракции, т. е. вдвое больше выхода
изооктана. Такое увеличение выхода (перекрывает невыгоду от
потери октанового числа, поэтому заводами выпускается почти
исключительно гидрокодимер; хотя он и именуется обычно изо-
октаном, но в действительности представляет собой смесь не-
скольких изооктанов.

Гидрогенизация диизобутена и кодимера протекает по урав-
нению

С8н16 -f- н2 = С8Н18
Днизобутсн	Изооктан

Полноте завершения этой реакции способствуют низкая тем-
пература и высокое давление. Вследствие малой скорости реак-
ции при низких температурах приходится применять катализа-
торы. Обычно катализаторами гидрогенизации диизобутена и
кодимера являются металлический никель или окись никеля; из-
вестны и другие катализаторы — соединения кобальта, меди и др.

Схема гидрогенизации диизобутена и кодимера с никелевым
катализатором представлена на фиг. 94.

Сырье смешивается с отработанным водородом, нагревается
до 190—200° в подогревателе 77 и в парообразном состоянии
поступает под давлением до 10 ати в реактор Р1 первой ступени.
Реактор — типа теплообменника; в трубках помещается катали-
затор, в межтрубном пространстве под давлением до 20 ати ки-
пит вода; она отводит тепло реакции. Образующийся водяной
пар имеет температуру около 200° и используется для нагрева
сырья с водородом. Циркуляция воды и пара производится через
котел А1.

Частично гидрированное сырье поступает через конденсатор Т2
в газоотделитель 01. Оттуда конденсат, смешавшись со свежим
водородом и нагревшись в подогревателе ТЗ до 190—220°, по-
ступает под давлением 8—9 ат в реактор Р2 второй ступени,
одинаковый с Р1. Здесь гидрогенизация протекает до конца.
Продукт (гидрогенизат) по выходе из реактора Р2 сжижается в
конденсаторе Т4, отделяется в аппарате 02 от непрореагировав-
шего водорода и отводится как готовый продукт — гидрокодимер
или изооктан. Свободный водород второй ступени гидрогениза-
ции подается компрессором Ml на смешение с исходным сырьем.
276
Двухступенчатая гидрогенизация усложняет схему и увели-
чивает начальные затраты по сооружению установки, но дву-
кратное противоточное соприкосновение водорода с сырьем по-
вышает полноту использования водорода и снижает его расход.

Избирательная полимеризация и последующая гидрогениза-
ция дают компонент стооктанового авиационного бензина со
следующими примерно характеристиками: октановое число 91 —
97, с 4 мл ЭЖ—104; 10% выкипает до 89°, 50%—до 115°,
90% —до 150°, упругость паров не выше 360 мм рт. ст. Этот

продукт известен в СССР под названием технического изоок-
тана. Кроме технического изооктана, изготовляется путем ректи-
фикации алкилата (см. дальше) эталонный изооктан (2, 2,
4-триметилпентан), выкипающий в пределах 99,1—99,5°.

Изодецен, полученный при полимеризации изопентена, дает
в результате гидрирования изодекан. Технический изодекан имеет
низкую упругость паров, плотность 0,738, н. к. 94°, выкипает
до 100° 2%, к. к. 168°, октановое число 84, с 3 мл ЭЖ—ЮЗ. Ги-
дрирование изодецена иногда производят совместно с изоокте-
нами.

Никелевый катализатор представляет собой металлический
никель, нанесенный на кизельгур. При приготовлении катализа-
тора на кизельгур наносят углекислый никель; получается так
называемый «зеленый катализатор» в виде мелких таблеток
размером 3X3 мм зеленого цвета,. При активации катализатора
нагреванием в токе азота в первой стадии происходит разложе-
ние углекислой соли. Образовавшаяся при этом окись никеля
восстанавливается продувкой водорода до металлического ни-
келя. Катализатор после такой активации нельзя выгружать из
реактора, так как он пирофорен, т. е. обладает свойством вое-

ОЛибКО'



6

Очистка

Сырой

967.

-э. Фракцио-

117.

237.

837.

287.

1'

587.

Иг

87.

нировка

Фракции 
нировка

Полимери-
зация и
перегонка

Гидрирование

167. |

"(Очищен-
\ный газ

107.

907.

и выше

Гидро-
кодинер

927.

Фиг. 95. Схема последовательности процессов
газофракционировки, полимеризации и гидро-
генизации углеводородов. Заштрихованные
контуры относятся к переработке головных
фракций бензина.

пламеняться при сопри-
косновении с воздухом.
Чтобы устранить пиро-
форные свойства, ката-
лизатор подвергают лег-
кому окислению. В ре-
зультате получается так
называемый «черный
катализатор», который
можно безопасно вы-
гружать из реактора.

«Черный катализа-
тор» перед употребле-
нием активируется не-
продолжительной про-
дувкой водородом.

Срок работы ката-
лизатора составляет
обычно около 200 час.
Очень большое значе-
ние для срока службы
катализатора имеет со-
держание сернистых
соединений в сырье;
сера, образующая с
никелем сульфид, вы-
зывает быстрое отрав-
ление катализатора. Со-
держание серы в сырье
для гидрирования не
должно превышать
0,02%.

Применяются также
сероустойчивые катали-
заторы; в этих случаях

сырье ие нуждается в
предварительном обессеривании; обессеривание происходит в про-

цессе гидрирования.

На фиг. 95 показана схема взаимной связи и последователь-

ности проведения описанных выше процессов подготовки сырья
(газофракционировки), избирательной полимеризации бутенов и
гидрогенизации полимеров для получения изооктана (гидрокоди-
мера); приведены примеры выхода продуктов в процентах веса
исходного сырья для каждого процесса.
В последние годы снизилась практическая роль избиратель-
ной полимеризации бутенов и гидрирования полимеров для по-
лучения изооктана. Этот громоздкий двухстадийный процесс,
связанный с очень сложным производством никелевого и других
катализаторов, уступает место процессу алкилирования угле-
водородов, при котором может быть получен изооктан непосред-
ственно реакцией алкилирования изобутана бутенами.

§ 64.	Алкилирование углеводородов

Сущность процесса. В технологии переработки нефти алкили-
рованием называется процесс присоединения алкенов к алканам
или ароматическим углеводородам. Технологический процесс
алкилирования алканов существенно отличается от процесса
алкилирования ароматических углеводородов. Первый процесс
имеет большее распространение, чем второй.

Основная масса выпускаемого в настоящее время алкилбен-
зина (алкилата) — продукта алкилирования алканов — полу-
чается присоединением бутена к изобутану по уравнению

С<Н10 *т С4Н8 = С8Н18

Изобутан Бутен Изооктан

Низкая температура и высокое давление способствуют обра-
зованию алкилата, однако скорость процесса при низких темпе-
ратурах ничтожна. Высокое же давление, могущее ускорить про-
цесс и при низкой температуре, нежелательно, так как способ-
ствует протеканию побочных реакций полимеризации.

Экономически выгодная скорость реакции алкилирования до-
стигается при помощи катализаторов. При алкилировании изо-
бутана алкенами в промышленности применяют различные ката-
лизаторы, среди них концентрированная серная кислота, хлори-
стый алюминий, безводный фтористый водород. Каждый из этих
катализаторов имеет свои преимущества и недостатки. Так,
серная кислота имеет гораздо меньшую токсичность, чем фтори-
стый водород; она применяется чаще других катализаторов.

Сернокислотное алкилирование. Сырьем обычно является бу-
тан-бутеновая фракция газов термического и каталитического
крекинга (а также крекинга легкого сырья) и каталитической
очистки бензина. Углеводородный состав этой фракции должен
отвечать определенным требованиям процесса алкилирования.
Важнейшее требование: содержание такого количества изобу-
тана, которое было бы достаточно (с некоторым избытком) для
полного связывания всего наличного количества бутенов: 1 моль
изобутана связывает согласно данному выше уравнению 1 моль
бутена; практически же сырье, в котором имеется, например,
25% (объемн.) бутенов, должно содержать около 30% изобутана.

Требуется не только необходимое соотношение в содержании
изоалкана и алкенов. Характер самих алкенов заметно влияет на
октановое число алкилата и на расход кислоты. Наиболее жела-
тельные алкены — нормальные бутены. Изобутен, пентен и про-
пен дают продукт пониженного качества. К добавлению пентенов
и пропена прибегают при недостатке бутенов. Наличие в сырье
сернистых и азотистых соединений вредно отражается на качестве
алкилата и увеличивает расход катализатора. Влажность сырья
увеличивает расход серной кислоты, так как происходит разбав-
ление последней.

Катализатор — концентрированная (96—100%-ная H2SO4)
серная кислота — расходуется в количестве 18—20% веса полу-
ченного продукта алкилирования. Этот расход не связан с основ-
ной реакцией алкилирования изобутана бутенами, а обязан це-
ликом побочным нежелательным реакциям. Некоторая часть

Фиг. 96. Установка для сернокислотного алкилирования углеводородов.

алкенов под действием серной кислоты теряет водород; послед-
ний, отнимая от кислоты кислород, образует воду. Вода разба-
вляет серную кислоту, снижая ее каталитическую активность.
Углеводороды, потерявшие часть водорода, осмоляются, загряз-
няют серную кислоту. Загрязнение и разбавление катализатора
заставляют вводить в зону реакции свежую серную кислоту пе-
риодически или непрерывно,.

Технологическая схема алкилирования представлена на
фиг. 96. Подаваемая насосом Н1 бутан-бутеновая фракция за-
щелачивается для удаления сероводорода и меркаптанов в сме-
сителе С1 и освобождается от щелочи в отстойнике 01. Затем к
сырью добавляется избыток изобутана. Большой избыток изобу-
тана в реакторе подавляет побочные реакции полимеризации бу-
тенов и является поэтому важнейшим условием достижения вы-
сокого октанового числа алкилата. Избыточный изобутан, опре-
деляя направление процесса, сам в реакцию не вступает: он
циркулирует внутри установки по замкнутому циклу. Сырье,
вступающее в реактор, должно иметь приблизительно пятикрат-
280
ный избыток изобутана сверх теоретически необходимого, содер-
жащегося в свежем сырье.

До поступления в реактор Р1 сырье охлаждается в холодиль-
нике Т1 до 0—10° при помощи пропановой или аммиачной холо-
дильной установки, состоящей из компрессора Ml и конденса-
тора Т2.

Процесс алкилирования сопровождается выделением около
250 ккал тепла на 1 кг получающегося алкилата; протекать же
этот процесс должен при 0—10°. Для удержания температуры
процесса в заданных пределах необходимо непрерывно отводить,
выделяющееся тепло; для этого по трубкам реактора циркулирует
охлаждающая среда — пропан или аммиак.

На установках большой мощности имеется несколько реакто-
ров, работающих параллельно. В тех случаях, когда алкилиро-
вание ведется в две-три ступени (последовательно в двух-трех
реакторах), в каждую ступень к циркулирующему изобутану до-
бавляется сырье, содержащее алкены.

Поддержание определенного объемного соотношения угле-
водородов и кислоты в зоне реакции необходимо для обеспечения
удовлетворительного расслоения этих двух фаз в кислотном
отстойнике. Избыток кислоты в реакторе ведет к образованию-
стойких эмульсий. Реакционная смесь, движущаяся в реакторе
нисходящим потоком, должна состоять из равных частей по
объему углеводородов и серной кислоты. Хотя 1 объем углеводо-
родов, покидающих реактор, несет с собой 1 объем кислоты,
фактический расход кислоты не превышает 6—7% объема угле-
водородов (или около 18—20% по весу). Таким образом, боль-
шая часть уносимой кислоты подлежит возвращению в реактор,
для чего и служит насос Н2. Концентрация кислоты, уносимой
из реактора, в отстойнике 02 поддерживается на уровне при-
мерно 90%. Удаляя из цикла столько 90 %-ной кислоты, сколько
вводится насосом НЗ свежей, более крепкой кислоты, поддержи-
ваем концентрацию катализатора в реакционной зоне на задан-
ном уровне.

Углеводороды, отделенные от кислоты в отстойнике 02, осво-
бождаются от следов кислоты промывкой щелочью в смеси-
теле С2 и отстойнике ОЗ и поступают в ректификационную сек-
цию установки.

Фракционировка углеводородов производится в несколько
ступеней. Первая ступень — отделение избыточного непрореаги-
ровавшего изобутана и более легких углеводородов. Так как
н-бутан должен остаться в недогоне, то требуется весьма четкая
ректификация, поэтому изобутановая колонна Л7 имеет большое
число тарелок.

Отгон из изобутановой колонны, конденсируемый в ТЗ, ча-
стично откачивается насосом Н4 из сборника А1 на орошение
колонны; другая часть служит для приготовления рециркули-
рующего изобутанового потока. С этой целью из колонны К1 он
поступает в депропанизатор К2, где пропан отделяется от изобу-
тана. Здесь не требуется особо четкой ректификации, важно
лишь не допустить накопления в реакторе Р1 пропана и более
легких углеводородов сверх определенного предела. Изобутан
охлаждают в холодильнике Т4 и подают на смешение с сырьем.
Конденсат отгона служит для орошения колонны К2, избыток

Фиг. 97. Реактор для алкилирова-
ния углеводородов.

его выводится из системы как по-
бочный продукт (пропан).

Нижний поток (недогон) ко-
лонны К1 содержит общий алки-
лат и н-бутан. Этот поток посту-
пает в колонну КЗ на дебутани-
зацию. Отгон из этой колонны
представляет собой технически
чистый н-бутан и является побоч-
ным продуктом установки. С низа
дебутанизатора КЗ выходит основ-
ной продукт — общий алкилат.

Общий алкилат разделяют на
легкий и тяжелый в колонне К4.
Верхний продукт является авиа-
ционным алкилатом, нижний —
более тяжелый — автомобильным.
Эти названия им даны потому,
что первый продукт служит ком-
понентом высокооктановых авиа-
ционных бензинов, второй — авто-
мобильных.

Реактор для алкилирования — вер-
тикальный стальной аппарат цилиндри-
ческой формы (фиг. 97). В полость
реактора свешиваются трубки, обра-
зующие охлаждающую поверхность ре-
актора. Нижние концы этих трубок за-
глушены, а верхние — развальцованы в
трубной решетке 1. В трубную решет-
ку 2 ввальцованы трубки меньшего
диаметра, но более длинные. Каждая
из этих трубок свободно входит внутрь
соответствующей ей трубки большего
диаметра.

Жидкий хладоагент поступает в ре-
актор через патрубок 3, проходит

по внутренним трубкам, испаряется, отнимая тепло из межтрубного npoi-
странства реактора, и затем по наружным трубкам и через патрубок 4
уходит в холодильную установку. Сырье подается в нижнюю часть реактора
через штуцер 5, поступает в кольцеобразное пространство между корпусом
реактора и обечайкой 6. В нижней части внутренней обечайки имеется

устройство для принудительной циркуляции реакционной смеси — рабочее
колесо с лопастями, приводимое во вращение паровой турбиЦой Ml через
редуктор М2, и передаточный механизм М3. Количество жидкости, переме-
щаемой при вращении колеса, 4000—7000 м^!час, что позволяет держать
концентрацию алкенов в реакционной смеси ниже 1,5%. Вращение рабо-
чего колеса создает в кольцеобразном пространстве реактора восходящий
ток жидкости, подхватывающий свежее сырье. Достигнув верхней части
реактора, поток жидкости меняет восходящее направление на нисходящее.
Часть жидкости выводится из реактора через патрубок 7 в кислотный
отстойник. Через патрубок 8 вводится серная кислота в количестве, равном
количеству кислоты, отходящему с продуктами реакции. Процесс протекает
в основном при нисходящем движении реакционной смеси вдоль поверх-
ности охлаждения, создаваемой пучком труб; режим близок к изотермиче-
скому. Патрубок 9 служит для откачки содержимого при остановке.

Показатели процесса: выход продуктов алкилирования (алки-
лата) 180—200% веса вступивших в реакцию алкенов; при-
мерно 90% алкилата или несколько больше представляет собой
фракцию авиационного бензина. Продолжительность контакта
сырья с серной кислотой 20—40 мин.

Продукты алкилирования-. 1) Авиационный алкилбензин (це-
левой продукт): октановое число без ТЭС 91—95; с 0,5 мл ТЭС
на 1 кг— 100, с 1,7 мл ТЭС— 108—109, упругость паров 180—
200 мм рт. ст., бромное число 0,2—0,3, н. к. около 50°, 10% отго-
няется до 80—90°, 50%—до 90—107°, 90%—до 120—150°,
к. к. 180—210°, плотность 0,706—0,709.

Побочные продукты: 2) автомобильный алкилбензин с окта-
новым числом 80—85 и плотностью 0,770—0,790; 3) м-бутан,
4) пропан.

Отходы: 5) отработанная серная кислота, содержащая 88—
90% H2SO4; она пригодна для очистки бензинов и масел или для
других целей.

Фтористоводородное алкилирование. Фтористый водород —
бесцветная жидкость плотностью 0,998 при 14°; кипит при 19,5°
(под атмосферным давлением); чрезвычайно ядовит. В безводном
состоянии на сталь не действует, но разрушает материалы, со-
держащие кремний (стекло, чугун).

Благоприятная температура процесса находится в пределах
25—45° С.

Этот процесс имеет следующие преимущества по сравнению
с сернокислотным: 1) осуществляется полная и простая регене-
рация катализатора в пределах самой установки, так как осво-
бождение отработанной фтористоводородной кислоты от смоли-
стых соединений и воды достигается перегонкой; 2) не требуется
применения холодильных машин для охлаждения реактора, так
как вследствие более высокой температуры процесса отнятие
тепла достигается водяным охлаждением. Легкость регенерации
катализатора дает возможность выгодно вовлекать в процесс
пропен и пентены (при сернокислотном процессе это было бы
связано с повышенной затратой кислоты); 3) выход алкилата на
1 кг фтористого водорода (840 л) значительно превышает выход
при сернокислотном процессе, следовательно, расход катализа-
тора уменьшается.

Существенный недостаток фтористоводородного алкилирова-
ния — чрезвычайная токсичность фтористого водорода.

Термическое алкилирование. Термический процесс протекает
примерно при 510° и давлении 300 ат и выше. Неблагоприятное
влияние высокой температуры уравновешивается в данном слу-
чае высоким давлением. При более, низкой температуре невоз-
можно было бы достигнуть достаточной скорости реакции.

Термический процесс применяется, например, в производстве
неогексана (2, 2-диметилбутана), получаемого алкилированием
изобутана этеном.

Алкилирование ароматических углеводородов. Из всех про-
дуктов алкилирования бензола, носящих общее название алкил-
бензолов, наибольшее распространение получили этилбензол и
изопропилбензол (кумол). Последний получается присоединением
пропена к бензолу:

С3Н6 + С6Н6 = С6Н5С3Н7 (иначе С9Н12)
Пропен Бензол Изопропилбензол

Этилбензол получают алкилированием бензола этеном (или
этиловым спиртом); он используется преимущественно в произ-
водстве одного из видов синтетического каучука, но может слу-
жить и компонентом авиационных бензинов.

Изопропилбензол кипит при .153,4° (при плотности 0,864),
имеет октановое число 99,3 без присадки ТЭС; его смесительное
октановое число выше 120; температура застывания —96,2° (бен-
зол же имеет температуру застывания -4—5,5°). Благодаря таким
свойствам изопропилбензол используется как компонент авиа-
ционных бензинов. Для алкилирования бензола можно восполь-
зоваться пропан-пропеновой фракцией. Однако при этом пропан
является балластом; существенного вреда ходу процесса он не
причиняет, но вызывает необходимость увеличения размеров
аппаратуры. Сернистые и другие посторонние примеси ухудшают
качества продукта и отравляют катализатор, поэтому должны
быть из сырья удалены.

Согласно химическому уравнению приведенной выше основ-
ной реакции сырье должно на каждый килограмм пропена со-
держать 78:42= 1,85 кг бензола; практически же бензол дол-
жен содержаться в реакторе в значительном избытке для более
полного использования пропена и для уменьшения степени его
полимеризации и образования полиалкилбензолов. Избыток бен-
зола создается циркуляцией его внутри системы.

Катализаторами могут служить фосфорная кислота (на ки-
зельгуре), концентрированная серная кислота, безводный хлори-
стый алюминий, фтористый водород и др.

Сырье прежде всего обогащают бензолом до требуемой сте-
пени, затем нагревают при работе с фосфорной кислотой до тем-
пературы процесса, равной 200—250° при давлении 20—30 ат, и
направляют в реактор. Продукты реакции фракционируют. В пер-
вой колонне через верх отводят пропан, если используется про-
пан-пропеновая фракция, и непрореагировавший пропен. Снизу
отводится смесь продуктов алкилирования с не вступившим в ре-
акцию бензолом. Смесь разделяется в следующей бензольной
колонне; через верх отводится бензол, целиком возвращаемый в
систему для обогащения сырья, через низ — смесь изопропил-
284
бензола с более тяжелыми продуктами побочных и вторичных
реакций — полиалкилбензолами и полимерами. В последней сту-
пени фракционирования изопропилбензол отгоняется от этих по-
бочных продуктов.

§ 65.	Производство газовой сажи

Одним из простых и давно практикующихся способов исполь-
зования природного нефтяного газа является переработка его
для получения газовой сажи. Имеются различные методы произ-
водства сажи.

Швеллерный способ. Этот способ приготовления сажи, из-
вестной под разными названиями (желобчатая, канальная, актив-
ная), основан, как и некоторые другие способы, на неполном
сгорании сухого природного газа.

Способ заключается в следующем.

Газ с промыслов, пройдя пылеотделитель, сепаратор, счетчик,
регулятор давления, поступает в газгольдер, где поддерживается
давление 0,03—0,05 ат. Оттуда газ через распределительные
коллекторы подводится к камерам сгорания (иначе тепловые
камеры); число их 40—60. Это — закрытые кровельным железом
помещения размерами 35—43 X 3—4 X 3 м, расположенные
двумя параллельными рядами на расстоянии 1,2 м друг от друга.

В верхней части каждой камеры движется возвратно-поступа-
тельно сажесборная платформа, составленная из 8—10 швелле-
ров № 20; между швеллерами зазоры в 40 мм. Швеллеры обра-
зуют 8—10 желобов (каналов). Под желобами проходит развет-
вление газовых трубок с отверстиями, в которые вставлены
специальные горелки, на расстоянии 100—200 мм друг от друга
(в углах прямоугольника). Горелки делаются из особой массы,
состоящей из кремнезема и окиси магния. В одной камере может
находиться до 7000 горелок, а на всем заводе 100—200 тыс. го-
релок. Каждая горелка сжигает в сутки 1 —1,7 л«э газа.

Горелки отстоят от расположенных над ними желобов на
расстоянии 55—75 мм; газ горит при недостатке воздуха сильно
коптящим пламенем. Сажа отлагается на движущихся желобах,
с которых сгребается неподвижными скребками и попадает в
бункеры. Через камерные желоба, затем сборные желоба со
шнеками в рабочей аллее сажа поступает в помещение для даль-
нейшей обработки — просеивания, дробления и перетирания на
прессовочных вальцах. Готовая сажа упаковывается в двойные
бумажные пакеты по 4,5 кг в каждый (2-й сорт сажи) или в
хлопчатобумажные прорезиненные мешки, помещаемые в крафт-
мешки, от 10 до 40 кг (1-й сорт сажи).

Рабочая температура в камерах сгорания 270—350°, темпе-
ратура желобов до 500—600°. Большое количество сажи, в от-
дельных случаях до 30%, не улавливается в желобах и уносится
дымовыми газами из камер наружу. Часть углерода сгорает
полностью, не образуя сажи.
Полезный выход сажи при этом способе очень невелик и со-
ставляет 16—20 г сажи на 1 м3 газового сырья, что составляет
менее 4% по весу. Производство это громоздко и требует соблю-
дения особой осторожности, так как сажа легко загорается на
воздухе при нагреве до 370° и выше; при неумелом или неосто-
рожном зажигании горелок может произойти взрыв газа.

Только прекрасные качества получаемой при этом «активной»
сажи, которые до недавнего времени не могли быть достигнуты
другими методами, объясняют продолжающееся применение на
старых сажевых заводах этого несовершенного процесса.

Диаметр частиц сажи составляет 30—50 //. Канальная газо-
вая сажа выпускается двух сортов, различающихся содержанием
золы и влаги и различным поведением смеси с резиной. При
отсеве на сите № 100 (1600 отверстий на 1 см2) оба сорта сажи
должны давать остаток (грит) не более 0,02%. Сухие газы,
в состав которых входит в основном метан, небольшое количе-
ство этана и еще меньшее пропана, дают при меньшем выходе
сажу, лучшую по качеству по сравнению с жирными газами.

Известны и другие способы производства! сажи; например,
термическим разложением метана получают так называемую
термическую сажу, она уступает по своим качествам швеллерной
(канальной) саже как наполнителю натурального каучука. В ка-
честве наполнителя искусственного каучука предпочитается мяг-
кая пламенная сажа.

Новый способ производства сажи, так называемый печной,
разработан группой наших специалистов под руководством
В. С. Еременко. В большие печи, наполненные природным газом,
подается по трубе под давлением воздух в количестве, достаточ-
ном лишь для частичного сгорания газа, чтобы получить необхо-
димую температуру. Другая часть разлагается при этой темпе-
ратуре, образуя сажу. Процесс горения автоматически регули-
руется. Из 1 м3 газа получают до 90 г сажи — в 4—5 раз больше,
чем при старом, описанном выше способе.

Ценным свойством печной сажи является ее высокая удель-
ная теплоемкость. Это способствует меньшему нагреванию и из-
носу автомобильных шин, изготовляемых из каучука, в состав
которого входит 30—40% сажи.

Области применения сажи. Резиновая промышленность—глав-
ный потребитель сажи. В разные виды резины вводится 25—40%
и даже 60% сажи. Начало усиленного развития производства
газовой сажи, возникшего еще в 70-х годах прошлого столетия
(для нужд лакокрасочной промышленности), приурочено к 1915 г.,
когда сажу стали применять в резиновой промышленности. Сажа,
введенная в резину, улучшает механические свойства послед-
ней — прочность на разрыв, относительное удлинение при пре-
дельной нагрузке и др. Другие области применения сажи: изго-
товление красок в лакокрасочной промышленности, типограф-
ской краски в полиграфическом деле, электроизоляционных ма-
териалов в электротехнике и т. д.
ГЛАВА VII

ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ очистки нефтяных
ПРОДУКТОВ

§ 66.	Назначение и методы очистки

Подавляющее, большинство продуктов перегонки нефти и ма-
зута, крекинга, пиролиза и других процессов являются нефте-
продуктами, не готовыми к употреблению. Чтобы им придать
необходимые товарные качества, их освобождают при помощи
очистки от вредных примесей — азотистых, сернистых, кислород-
ных соединений, золы, большей части асфальтово-смолистых ве-
ществ, непредельных углеводородов, в некоторых случаях —
от сложных полициклических углеводородов.

Современные методы очистки весьма разнообразны. Их можно
объединить в две большие группы: 1) химические способы
очистки реагентами и 2) физико-химические способы очистки при
помощи разнообразных материалов.

В первом случае применяемые для очистки реагенты уча-
ствуют в химических реакциях с веществами, удаляемыми из
нефтепродукта. Во втором случае применяются различные вспо-
могательные (рабочие) вещества, которые не вступают в хими-
ческое взаимодействие с нефтепродуктами, но выполняют свою
роль на основе сорбционных, каталитических и других процессов.

Однако как в первом случае процесс очистки не ограничи-
вается чисто химическими явлениями, так и во втором случае
физическим явлениям сопутствуют некоторые химические пре-
вращения веществ. Поэтому следует считать, что одни способы
являются преимущественно химическими, другие — физико-хи-
мическими.

При химических методах очистки реагентами служат: а) сер-
ная кислота; б) щелочи — едкий натр, сода, известь, аммиак
и др.; в) различные соли — например плумбит натрия, гипохло-
рит, хлориды металлов и др.; г) прочие реагенты. В этом смысле
различают сернокислотную очистку, щелочную, плум битную,
гидрогенизационную и др.

К физико-химическим методам относятся: а) обработка нефте-
продуктов адсорбентами и катализаторами; б) применение изби-
'рательных растворителей. Чаще всего для получения определен-
ного нефтепродукта заданных качеств последовательно приме-
няют два или даже три способа очистки.

Далее различают очистку в жидкой фазе и очистку в паровой
фазе; та и другая могут осуществляться химическим путем или
-физико-химическим; в паровой фазе можно очищать лишь низко-
кипящие нефтепродукты — бензины и их компоненты, иногда
лигроин.

Одни реагенты и материалы оказывают более или менее уни-
версальное действие на нефтепродукты; например, серная кислота
•одновременно удаляет многие различные по природе вещества —
непредельные углеводороды, смолы и др. Другие реагенты оказы-
вают избирательное действие, например обезвреживание серни-
стых соединений.

Основной процесс очистки сопровождается вспомогательными
операциями, преимущественно физическими, например отгонкой
растворителей от очищенных нефтепродуктов, механическим от-
делением кислого гудрона, адсорбента и др.

§ 67.	Очистка нефтепродуктов реагентами

Сернокислотная очистка. Обработка жидких нефтепродуктов
крепкой серной кислотой (реже газообразным SO3) — наиболее
старый, универсальный и распространенный химический метод
очистки. Одновременно он является одним из наиболее неудоб-
ных и дорогих процессов. При взаимодействии серной кислоты
с нефтепродуктом получают окисленный, иначе кислый, нефте-
продукт и отходы — кислый гудрон и сернистый ангидрид.

Большинство сложных продуктов реакций (эфиры, сульфо-
кислоты, полимеры и др.) концентрируется в кислом гудроне и
вместе с ним отделяется от основного вещества нефтепродукта.

Сернистый газ образуется из серной кислоты в результате
окисления ею углеводородов, сернистых и других соединений.
Отдавая последним часть кислорода, кислота раскисляется и в
виде газа SO2 отводится из зоны реакции.

Главнейшими факторами, влияющими на процесс и глубину
очистки, являются: 1) химический состав нефтепродуктов; 2) ко-
личество и концентрация («крепость») кислоты, температура про-
цесса, продолжительность и способ перемешивания кислоты с
нефтепродуктами.

Влияние состава Нефтепродукта вытекает из неодинакового
отношения разных углеводородов и других компонентов к серной
кислоте.

Количество расходуемой кислоты, как и ее крепость, влияет
на глубину очистки тем сильнее, чем они выше. Реакции с не-
предельными углеводородами и со смолами происходят даже при
незначительной концентрации кислоты — около 60 % H2SO4. Для
удаления серы и ароматических углеводородов требуется более
.288
крепкая кислота (92—96%-ная),а в некоторых специальных слу-
чаях даже дымящая.

В процессе очистки первоначальная концентрация кислоты
снижается ^следствие разбавления ее водой (вода — продукт
реакции при образовании сульфокислот), растворения в кислоте
эфиров, нафтеновых кислот, сульфокислот и др. Поэтому практи-
чески расход кислоты выше, чем требовалось бы теоретически.

Значительный избыток кислоты при очистке ведет к отрица-
тельным результатам: к снижению антидетонационной стойкости
бензинов, переочистке масел и потере ими части смазывающих
свойств. Кроме того, увеличиваются потери нефтепродукта,
особенно если учесть, что кислота извлекает не только реак-
ционно способные соединения, но абсорбирует и полезные угле-
водороды.

С повышением температуры процесса усиливается действие
кислоты, реакции окисления, полимеризации и другие идут
глубже. При очистке разных продуктов необходимо выбрать
опытным путем наиболее подходящие условия и строго придер-
живаться их.

Очистку крекинг-бензинов производят при возможно низкой
температуре; при повышении температуры удаляются не только
непредельные углеводороды, но и такие полезные, как аромати-
ческие, что связано с ухудшением антидетонационных свойств
моторных бензинов. В некоторых случаях очистку бензинов по-
лезно производить при температуре ниже нуля, особенно если
для очистки необходимо затрачивать большое количество кис-
лоты. Наоборот, при очистке осветительного керосина, бензина
«калоша» и некоторых других нефтепродуктов должны быть уда-
лены частично или полностью ароматические углеводороды;
в этих случаях полезно держать более высокую температуру или
применять более крепкую кислоту и в большем количестве.

Очистка вязких масел по необходимости должна произво-
диться при повышенных температурах (40—60° и даже выше),
так как большая вязкость масла при низкой температуре затруд-
няет перемешивание реагента с маслом.

Взаимодействие нефтепродуктов с серной кислотой сопро-
вождается выделением тепла, и начальная температура жидкости
повышается. При температуре, более высокой, чем требуется для
каждого данного случая, усиливается растворение кислого гуд-
рона в нефтепродукте и ухудшается процесс очистки.

Продолжительность взаимодействия реагентов с нефтепродук-
том также оказывает большое влияние на результаты очистки.
Лучшие результаты получаются при кратковременном контакте
при условии, однако, что достигается тесное перемешивание.
Чрезмерная продолжительность очистки серной кислотой вызы-
вает нежелательные вторичные реакции и растворение кислого
гудрона в нефтепродукте. На очистных установках непрерывного
действия с применением механического перемешивания продол-
жительность контакта сокращается до нескольких секунд.
Способы контакта нефтепродукта с любым реагентом должны
быть совершенными.

Выбор оптимальных условий очистки производится с обяза-
тельным учетом способа получения очищаемого продукта (пря-
мая перегонка, крекинг и др.), его химического состава и целе-
вого назначения. Это указание относится к очистке любым ре-
агентом.

Щелочная очистка. Для щелочной очистки в подавляющем
числе случаев используется водный раствор едкого натра, реже
спирто-водный. Как правило, щелочная очистка дополняет собой
сернокислотную и следует за ней, иногда предшествует ей. Выще-
лачивание нефтепродуктов применяется и как самостоятельный
метод очистки, например для обессеривания газов, очистки авто-
мобильного крекинг-бензина и др.

Щелочная очистка, следующая за кислотной, имеет своей
основною целью нейтрализацию кислых соединений в нефтяных
дестиллатах. Некоторые из них имелись в исходном дестиллате
и частично остались неизменными при кислотной очистке (нафте-
новые кислоты, некоторые сернистые соединения, фенолы). Дру-
гие кислые соединения образовались в процессе кислотной
очистки и не перешли полностью в кислый гудрон, а остались
в кислом дестиллате, например сульфокислоты, эфиры серной
кислоты и др. Наконец, в дестиллате остается во взвешенном
состоянии некоторое количество свободной серной кислоты. Чтобы
на ее нейтрализацию не затрачивать лишней щелочи, кислоту
иногда предварительно (до щелочной очистки) вымывают из
дестиллатов водой. Затем уже следует нейтрализация раствором
щелочи.

Оставшиеся в нефтепродукте после отделения щелочного
раствора следы щелочи также отмываются водой.

В некоторых случаях прибегают к «обращенной» очистке:
обработка нефтепродукта раствором щелочи предшествует кис-
лотной очистке. Этот вариант особенно полезен в приме-
нении к нефтепродуктам с большим содержанием нафтеновых
кислот, сероводорода и некоторых других сернистых соеди-
нений.

Нафтеновые кислоты, а также фенолы и некоторые сернистые
соединения, образуя со щелочью соответственно мыла, феноляты
и другие вещества, растворяются в щелочном растворе и удаля-
ются из дестиллатов. При последующей очистке кислотой выще-
лоченных дестиллатов удается улучшить некоторые качества
нефтепродуктов, например цвет, кислотность, зольность и др., по
сравнению с качествами, достигаемыми при обычной очистке.
Кроме того, при этом способе устраняется образование стойких
эмульсий при нейтрализации и водных промывках тяжелых
нефтепродуктов, особенно смазочных масел.

Иногда применяют защелачивание сырых нефтей перед их
перегонкой, особенно если в них содержится много нафтеновых
кислот.
Практикующаяся в некоторых случаях замена едкого натра
известью далеко не всегда дает положительные результаты: обра-
зующиеся при очистке нефтепродуктов кальциевые мыла легко
растворяются в масле и не вымываются из него водой.

Сода (ЫааСОз) как самостоятельный реагент редко приме-
няется для нейтрализации кислот, содержащихся в дестиллатах,
вследствие дороговизны реагента и некоторых других причин;
ее иногда применяют в сочетании с каустической содой. Так,
при выщелачивании керосина прямой перегонки (из бакинской
несернистой нефти) при обычной температуре процесса хорошие
результаты получаются, если содержание соды в смеси реаген-
тов составляет примерно 40%,. Однако в случае переработки
нефтепродуктов, содержащих сернистые соединения, требуется
последующая дополнительная нейтрализация их каустической
содой. Кальцинированная сода нацело удаляет сероводород, но
очень мало извлекает даже-низкомолекулярные меркаптаны.

Аммиак применяется для нейтрализации корродирующих ве-
ществ в процессе перегонки сернистых нефтей.

Очистка прочими реагентами. Раствор плумбита натрия
Pb(ONa)2 в избытке щелочи и в смеси с тонко измельченной
элементарной серой раньше широко применялся под названием
«докторского» раствора для очистки легких нефтепродуктов —
бензина, керосина. Сейчас плумбитная очистка применяется
редко. Этот процесс служит для превращения активных серни-
стых соединений в менее активные. То же назначение имеют
гипохлориты натрия или кальция и некоторые другие реагенты.
Следует также упомянуть о хлористом цинке, иногда применяе-
мом для очистки бензина и керосина прямой перегонки и кре-
кинга, о тринатрийфосфате, трикалийфосфате, применяемыми для
удаления сероводорода из газов и бензина.

Гидрогенизационная очистка водородом производится в при-
сутствии катализаторов. Этот процесс применяется для изменения
химического состава бензинов, иногда дизельного топлива. В от-
личие от других процессов химической очистки, в которых ре-
агенты вступают во взаимодействие с удаляемыми из нефтепро-
дукта веществами, при гидрогенизационной очистке (гидроста-
билизации или гидроочистке) непредельные углеводороды не
удаляются, а насыщаются водородом, вводимым со стороны.

Благодаря надлежащему подбору катализаторов и сравни-
тельно мягким температурным условиям здесь не происходит,
как при деструктивной гидрогенизации, распада бензиновых угле-
водородов. Чтобы процесс ограничился гидрогенизацией непре-
дельных углеводородов, температура не должна превышать 350°.
Выше этой температуры начинается крекинг и процесс прини-
мает характер деструктивной гидрогенизации. Однако некоторое
превышение этой температуры оказывается необходимым при
переработке сернистого сырья, так как разрушение водородом
сернистых соединений (гидроочистка) протекает достаточно глу-
боко только при температуре 400° и несколько выше.
Общеизвестным и весьма активным катализатором гидроге-
низации является металлический никель. Однако в производ-
ственной практике никель находит ограниченное применение, так
как он легко отравляется серой. С никелевым катализатором
можно гидрировать сырье, содержащее не более 0,005% серы.
Водород, вводимый в реакционную зону, также должен быть
практически свободен от серы. Гидрогенизацию с никелевым
катализатором можно вести при температуре около 200°, под
давлением 10 ат.

Значительно менее активными катализаторами гидрогениза-
ции являются некоторые сероустойчивые соединения молибдена.
С молибденовыми катализаторами процесс идет при более высо-
ких давлениях и температурах. Но связанное с этим удорожание
производства может быть оправдано только в случае очистки
сернистого бензина. Сложные сернистые соединения при гидро-
очистке разрушаются, превращаясь в легко удаляемый серо-
водород.

Гидростабилизация с сероустойчивым катализатором дает в
отдельных случаях, особенно при наличии дешевого отбросного
водорода, выгодное решение вопроса о переработке бензина ка-
талитического крекинга на авиационный бензин.

Алкены бензина каталитического крекинга отличаются развет-
вленным строением, поэтому гидростабилизация такого бензина
не ведет, как гидростабилизация бензина термического крекинга
(в котором углеводородов с разветвленным строением относи-
тельно мало), к ухудшению детонационной стойкости бензина.
При этом не наблюдается также потерь на образование газа и
тяжелых хвостовых фракций, что происходит при каталитической
очистке алюмосиликатным катализатором.

§ 68.	Очистка нефтепродуктов адсорбентами

Для очистки различных нефтепродуктов, особенно крекинг-
бензина, смазочных и специальных масел, применяют различные
отбеливающие и поглотительные твердые вещества, например
природные земли и глины, активированный уголь, или синтети-
ческие адсорбенты, например силикагель.

Применение их основано на явлениях адсорбции — концен-
трации, сосредоточении жидких или газообразных веществ на
активной поверхности тонко измельченного адсорбента. Способ-
ность адсорбировать составные части растворов обусловливается
огромной пористостью частиц адсорбентов. Каждая крупинка их
пронизана многочисленными тончайшими канальцами — порами,
которые создают сильно развитую внутреннюю поверхность на
единицу веса тела. Так 1 г силикагеля дает поверхность в 460 м1.

При взаимодействии растворов с адсорбентами последние
притягивают к своей поверхности молекулы растворителя и рас-
творенного в нем вещества. Однако различные вещества адсор-
бируются не одинаково активно.
«Чем больше сила притяжения растворенного вещества к ад-
сорбенту, тем в большей пропорции оно войдет в сферу притя-
жения, т. е. в тем большей степени оно окажется адсорбирован-
ным» (Л. Г. Гурвич).

Некоторые вещества, находящиеся в нефтепродуктах, адсор-
бируются легко и быстро, другие труднее и во вторую очередь.
К веществам, адсорбируемым в первую очередь, относятся такие
поверхностно-активные вещества, как смолистые, асфальтовые и
другие кислородсодержащие соединения, сернистые соединения,
ненасыщенные углеводороды; далее при создании необходимых
условий извлекаются ароматические углеводороды и в послед-
нюю очередь — алканы и цикланы.

Необходимо подбирать условия, при которых из нефтепродук-
тов могут быть удалены те именно соединения, присутствие ко-
торых нежелательно {избирательная адсорбция).

«... В тех случаях, когда количество адсорбента недостаточно
для поглощения всех веществ, содержащихся в нефтепродукте и
способных адсорбироваться в данных условиях, между этими
веществами может возникнуть своего рода соревнование за воз-
можно полное поглощение адсорбентом. При этом могут происхо-
дить разнообразнейшие процессы взаимного вытеснения одних
веществ другими и установление в конце концов некоторого рав-
новесия. . . Наиболее прочно удерживаются те вещества, кото-
рые в отдельности наиболее энергично адсорбируются данным
адсорбентом, а именно: из нефтепродуктов — смолистые и асфаль-
товые вещества» (С. С. Наметкин).

При очистке адсорбентами происходят и некоторые химиче-
ские превращения отдельных компонентов, например полимери-
зация непредельных углеводородов на поверхности адсор-
бента.

Процесс адсорбции сопровождается выделением некоторого
количества тепла. Оно равно нескольким тысячам малых кало-
рий на граммолекулу адсорбированного вещества.

Степень активности адсорбентов сильно зависит от харак-
тера обрабатываемых нефтепродуктов и от условий очистки,
т. е. от температуры, продолжительности взаимодействия и др.,
от способа предварительной обработки адсорбента и степени его
измельчения, от содержания в нем влаги и многих других
условий.

Сравнительную оценку разных адсорбентов производят по
обесцвечивающему (отбеливающему) действию их по отношению
к определенному нефтепродукту; устанавливают фактор или про-
цент обесцвечивания; затем определяют механическую проч-
ность, хрупкость, стираемость и др.

Отбеливающие земли и глины. Многие природные глины и
земли являются распространенными адсорбентами. Их можно
етнести либо к группе глин, либо к группе диатомитов (и близ-
ких к ним по химическому составу трепелов). Состав диатомитов:
двуокись кремния (SiO2) 80—88%, окись алюминия (АЬОз)
3—9%, остальное — окисли железа, кальция, магния и др.1.

Однако различия химического состава как собственно глин,
так и земель не имеют такого решающего значения в отношении
их адсорбирующих свойств, как физическое состояние адсорбен-
тов; главное значение заключается в том пористом строении, о
котором речь шла выше и благодаря которому создается огром-
ная активная поверхность адсорбента.

С этой точки зрения важно, чтобы канальцы (поры) не были
заполнены влагой или засорены другими веществами. Подсушка
глины, как общее правило, увенчивает ее активное действие.
Полное удаление воды достигается прокаливанием. Однако оно
не всегда улучшает свойства адсорбента, так как может привести
к спеканию, сужению, уплотнению канальцев. Наиболее благо-
приятные температуры и степень подсушки для каждого вида
адсорбента должны быть установлены предварительными иссле-
дованиями.

Для очистки нефтепродуктов применяют отбеливающие глины
под названием гумбрин, нальчикин, асканит и др. Гумбрин до-
бывается возле селения Гумбри, недалеко от Кутаиси в Грузии.
После обработки минеральными кислотами гумбрин вдвое улуч-
шает свои отбеливающие свойства.

Из отбеливающих земель типа опок и трепелов, в основном
состоящих из аморфного водного кремнезема, широкое приме-
нение имеет зикеевская земля, добываемая возле ст. Зикеево,
недалеко от Жиздры. Следует также упомянуть об опоках мно-
гих месторождений между Уралом и Волгой (Второе Баку) —
Волково-Паршинского и Заимки (Урал), Филатовского, Красно-
полянского (ст. Балашейка), Привольского, Ново-Симбирского
и др. Опоки первых двух месторождений превосходят по своим
отбеливающим свойствам давно известный американский адсор-
бент флоридин.

Многие образцы опок района ст. Привольская и карьеров
заводов г. Вольск пригодны в качестве натуральных адсорбентов.
Лучшими из них являются темносерые опоки, более сохранив-
шиеся от процессов выветривания. Предварительная сушка по-
рошка значительно повышает активность этих опок. Опоки дают
устойчивую, большой механической прочности крупку, что имеет
важное значение при очистке нефтепродуктов.

В нефтяной практике применяют отбеливающие земли либо

1 Диатомиты — породы, образованные кремнистыми остатками отмер-
ших мельчайших водорослей (диатомей). Трепел получил свое название от
города Триполи (Африка), где эта порода была впервые обнаружена. Тре-
пел обязан своим происхождением выветриванию кремнистых известняков
и сланцев при разложении содержащегося в них углекислого кальция. Более
плотную разновидность трепела называют опокой. Часто встречаются такие
названия диатомитов: диатомовая земля, кизельгур, инфузорная земля
(от старого неправильного представления о происхождении диатомитов
от одноклеточных животных—инфузорий).
в виде порошков, либо в виде крупки. Первые применяются
только при жидкофазной очистке путем непосредственного сме-
шения адсорбента с нефтепродуктом и последующей фильтрации
(контактная обработка). Адсорбенты в виде гранул (крупки) за-
сыпают в фильтровальные колонны и через слой адсорбента про-
пускают нефтепродукт в жидком (фильтрация) или парообраз-
ном состоянии (парофазная очистка адсорбентами).

Отбеливающие земли предварительно подготовляют на месте
их добычи, раздробляют и обогащают породу, сушат и т. п. На
нефтезаводах, оборудованных специальными мельницами, их
измельчают до порошкообразного состояния (для контактной
обработки масел).

Степень измельчения адсорбентов- определяется просеиванием
их через стандартные сита с различными размерами ячеек в
свету и, следовательно, с различными числами отверстий на 1 см2
сита. Для фильтрования смазочных масел в башне (колонне)
обычно применяют крупку с приблизительными размерами ча-
стиц 0,5—1,5 или 0,3—0,5 мм (соответственно число отверстий
на 1 см2 сита 144—16 и 400—144); для вязких масел служат
более крупные частицы и наоборот.

Степень измельчения адсорбента, служащего для контактной
обработки масел, доводится примерно до 0,05 мм (просеивается
через сито № 100 с 10 000 отверстиями на 1 см2).

Адсорбенты, обработанные слабыми минеральными кислотами
{серной, соляной и др.) и промытые неоднократно водой, повы-
шают свои отбеливающие свойства. Одно из объяснений этого
сводится к следующему: в результате активирования получается
адсорбент, состоящий примерно из 30% активной массы и
70% воды. В процессе применения такого адсорбента при высо-
кой температуре вода испаряется; выделяющийся пар усиливает
перемешивание адсорбента с маслом и, кроме того, освобождает
поры, что усиливает адсорбцию *.

На этом основан промышленный процесс активирования ад-
сорбентов. Пользуясь этим методом, можно природным адсор-
бентам с недостаточной активностью придать активные отбели-
вающие свойства.

При одинаковом эффекте очистки расход активированного
адсорбента примерно в три раза меньше расхода неактивирован-
ного; это в свою очередь значительно уменьшает потери масла,
увлекаемого адсорбентом. Применение активирования естествен-
ных адсорбентов (глины и земли) получает все более широкое
распространение.

Фильтрование через адсорбент. Этот способ обработки разно-
образных, сложных по составу смесей адсорбентами получает
все более широкое распространение в аналитической и производ-

1 Черножуков Н. И. Технология нефти, ч. III. Гостоптехиздат,
1952.
ствепной практике*. В применении к нефтепродуктам фильтро-
вание позволяет не только освободиться от смол, асфальтенов и
подобных веществ, но и разделить углеводородную смесь на раз-
личные группы и даже в пределах одной группы разделить угле-
водороды разной цикличности их молекул. Такую фракциони-
ровку можно произвести, например, при помощи адсорбции сили-
кагелем.

Сначала различные углеводороды адсорбируют из раствора
нефтяной фракции в подходящем растворителе. Затем производят
десорбцию углеводородов при помощи чистого растворителя.
Пропуская последовательно раствор нефтяной фракции и чистый
растворитель через ряд заполненных силикагелем колонок, полу-
чают отдельные фракции, извлекаемые растворителем и содер-
жащие различные группы углеводородов. Первые отобранные
при десорбции фракции располагаются в таком порядке: алкано-
вая и циклановая, ароматическая; между ними отбираются про-
межуточные фракции смешанного» типа.

Следовательно, описываемый процесс можно использовать с
большей эффективностью, чем это практиковалось до последнего
времени, когда этот метод служил лишь для улучшения цвета
и снижения коксового числа смазочных масел.

Не только силикагель, но и некоторые естественные адсор-
бенты, как, например, боксит, оказываются подходящими после
некоторой их обработки для эффективной очистки нефтепродук-
тов и получения высококачественных смазочных масел, трактор-
ных и дизельных топлив и др. Сочетание адсорбции и десорбции
служит для удаления из нефтепродуктов сернистых соединений,
извлеченид полярных веществ, находящихся в малых концентра-
циях в различных промышленных отходах, для извлечения
низкомолекулярных ароматических углеводородов — бензола,
толуола, разделения изомерных ксилолов и т. п.

§ 69.	Очистка нефтепродуктов избирательными растворителями

Рассматриваемый метод очистки зад<лючается в извлечении
(экстрагировании) из нефтепродуктов вредных веществ особо
подобранными растворителями, например фурфуролом, фенолом,
жидким сернистым ангидридом, нитробензолом и др.

Идеальный процесс экстрагирования мы имели бы в том слу-
чае, если бы растворитель, извлекающий из раствора растворен-
ное вещество, не растворялся в основной жидкости. Практи-
чески абсолютно нерастворимых жидкостей не существует. Экстра-
гирование растворителем, который частично сам растворяется в
основной жидкости, носит название неидеального процесса экстра-
гирования. В этом случае в результате экстрагирования полу-
чаются, во-первых, слой примененного нами растворителя, в ко-

1 Сочетание избирательной адсорбции с различными приемами после-
дующей десорбции растворителями объединяют часто под именем метода,
хроматографии — адсорбционной, распределительной, осадочной.
тором растворилась значительная часть извлекаемого из исход-
ного раствора вещества и небольшое количество основной
жидкости, входившей в состав исходного раствора, и, во-вторых,
слой основной жидкости первоначального раствора с небольшими
количествами оставшегося в ней растворенного вещества и пере-
шедшего в нее из растворителя, примененного для экстрагиро-
вания.

Процесс идеального экстрагирования может быть выражен
следующей формулой:

где С — концентрация растворенного вещества в основной
жидкости исходного раствора;

— концентрация растворенного вещества в растворителе,
примененном для экстрагирования;

К—константа равновесия для данной температуры, иначе
коэффициент распределения.

Из уравнения видно, что процесс экстрагирования заканчи-
вается, когда соотношение концентраций растворенного веще-
ства в растворителе и в основной жидкости достигает опреде-
ленного значения (при постоянной температуре). После этого,
как бы долго и тщательно мы не перемешивали обе жидкости,
количество вещества, извлеченного данным количеством раство-
рителя, не увеличится, — процесс пришел в состояние равновесия.
Если после наступления равновесия ввести каким-нибудь обра-
зом дополнительное количество растворенного вещества в рас-
творитель, то равновесие нарушится; часть растворенного веще-
ства начнет переходить в основную жидкость, пока соотношение
концентраций не примет прежнего значения. И, наоборот, про-
цесс пойдет в обратном направлении, если ввести дополнитель-
ное количество растворенного вещества в основную жидкость
(в первоначальный раствор). Для неидеального процесса экстра-
гирования приведенная выше формула будет не точной, однако
общие закономерности процесса остаются теми же.

Способы экстрагирования. Различают три основных способа
ведения процесса экстрагирования.

Однократное экстрагирование, когда исходный раствор
(в данном случае нефтепродукт) в один прием обрабатывают
всем количеством особо подобранного растворителя.

Многократное экстрагирование, когда растворитель исполь-
зуется в несколько порций. Исходный раствор (нефтепродукт)
сначала обрабатывают первой порцией растворителя; затем рас-
твор с уменьшенным содержанием растворенного в нем ве-
щества или нескольких веществ обрабатывают второй порцией
и дальше последовательно всеми остальными порциями раство-
рителя.

Противоточное экстрагирование, когда имеются два встречных
непрерывных потока — растворителя и исходного раствора
в

Фиг. 98. Схе-
ма противо-
точного экс-
трагирова-
ния.

(нефтепродукта); между ними происходит непрерывный обмен
растворенным веществом. В применяющихся для этой цели аппа-
ратах колонного типа (фиг. 98) растворитель (жидкость, более
тяжелая, чем исходный раствор) подается в верхнюю часть
аппарата 1, а основная жидкость с растворенным в ней веще-
ством — в нижнюю часть аппарата 2. Капли исходного раствора
(нефтепродукта) 5, поднимаясь вверх, непрерывно отдают рас-
нем вещество растворителю. Из верхней части ко-
лонны, выше ввода растворителя, отводится основная
жидкость 3 с уменьшенным содержанием в ней
растворенного вещества. Из самой нижней части
колонны, ниже ввода исходной жидкости, отводится
растворитель 4, наиболее насыщенный растворен-
ным веществом.

По другому варианту противоточное экстрагиро-
вание производится ступенчато в особых смесите-
лях с последующим разделением основной жидко-
сти и растворителя в отстойниках.

Сравнивая различные методы экстрагирования
одним и тем же количеством растворителя, нахо-
дим: наименьшее извлечение растворенных веществ
из исходного раствора достигается при однократном
экстрагировании, наибольшее — при противоточ-
ном.

В заводской практике в настоящее время поль-
зуются только противоточным экстрагированием, ча-
ще всего в колонных аппаратах. В лабораторной
работе можно применять однократное и многократ-
ное экстрагирование.

Процесс экстрагирования применяют для улуч-
шения качеств нефтепродуктов, главным образом
смазочных масел. Подбирают специальные раство-
рители и ими обрабатывают масла.

Растворитель с растворенными в нем вещества-
ми, извлеченными из нефтепродукта, называется
раствором экстракта, извлеченные вещества —
Нефтепродукт после удаления из него экстракта на-

зывается рафинатом. Рафинат, уходящий из экстракционных
аппаратов с растворенным в нем небольшим количеством раство-
рителя, называется раствором рафината. Растворители избира-
тельно извлекают из нефтепродуктов некоторую их часть —
смолы, ароматические углеводороды, сернистые соединения и др.,
почти не затрагивая полезной углеводородистой части нефте-
продукта.

Применение избирательных растворителей, как и особо подо-
бранных адсорбентов, является способом коренного изменения
химического состава нефтепродуктов. Например, при помощи
фенола, жидкого SO2 или других растворителей можно из бен-
зиновой фракции со значительным содержанием ароматических

экстрактом.
углеводородов получить бензин, вовсе не содержащий этих угле-
водородов. Последние окажутся в экстракте.

Очистка нефтепродуктов избирательными растворителями
является чисто физическим процессом. Вследствие этого приме-
ненный для экстрагирования растворитель можно легко отделить
от экстракта и рафината отгонкой, а извлеченная из нефтепро-
дукта нежелательная часть (экстракт) является вполне исполь-
зуемым нефтепродуктом. В отличие от этого кислый гудрон,
образующийся при сернокислотной очистке, является трудно ис-
пользуемым малоценным отходом производства.
ГЛАВА VIII

ОЧИСТКА СВЕТЛЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ

§ 70.	Глубина и способы очистки светлых нефтепродуктов

Газовый бензин, легкий бензин и лигроин прямой перегонки,
если они не содержат сернистых соединений и используются
в качестве моторных топлив, вовсе не требуют очистки или под-
вергаются неглубокой очистке. Эти продукты состоят почти
исключительно из алканов, цикланов и ароматических углеводо-
родов, на которые не действуют обычные реагенты. В тех слу-
чаях, когда очистка необходима, расходуют небольшое количе-
ство серной кислоты (0,5—1,0%) и щелочи. Очистку производят
при возможно низких температурах.

Более глубокой очистки требуют бензины, применяемые в тех-
нике в качестве растворителей; эта очистка имеет целью удале-
ние ароматических углеводородов. В моторных бензинах арома-
тические углеводороды должны быть оставлены.

Моторные бензины и лигроины требуют более глубокой
очистки при наличии сернистых соединений и органических
кислот.

Малосернистые тракторные керосины прямой перегонки
обычно подвергаются неглубокой очистке для удаления смол,
органических кислот, сернистых и некоторых других соединений;
здесь также требуется не трогать ароматические углеводороды.

Керосины осветительные требуют хорошей очистки для уда-
ления смол (так как смолы сильно окрашивают нефтепродукт),
а также серы, органических кислот, части ароматических углево-
дородов. В результате очистки улучшаются цвет, запах, внешний
вид, светосила керосина, замедляется нагарообразование на
фитиле. Для очистки керосинов с большим содержанием арома-
тических углеводородов выгоднее применять не серную кислоту,
а избирательные растворители (например, жидкий сернистый
ангидрид).

Крекинг-бензины, компоненты бензинов и некоторые спе-
циальные продукты, полученные при химических методах пере-
работки нефтяного и газового сырья, обычно требуют очистки.
Эти продукты содержат непредельные углеводороды, смолистые
и сернистые вещества. Их надо удалить или обезвредить, чтобы
зоо
сделать продукты химически стабильными, повысить в резуль-
тате удаления серы антидетонационные свойства топлив и дру-
гие их качества. Для этой цели применяют следующие основные
способы очистки крекинг-бензинов: 1) сернокислотно-щелочная
с последующей вторичной перегонкой очищенного продукта;
2) щелочная с последующей присадкой антиокислителей;
3) очистка адсорбентами и каталитическая очистка с последую-
щей ректификацией бензина.

Кроме того, применяют различные специальные методы
очистки для удаления или обезвреживания сернистых соедине-
ний. Хороших результатов в этом случае достигают при помощи
глубокой сернокислотной или каталитической очистки в сочета-
нии с другими подсобными методами.

При сернокислотной очистке крекинг-бензинов необходимо
особенно тщательно регулировать расход кислоты и температуру
процесса. Избыточное количество кислоты приводит, как уже
упоминалось, к чрезмерным потерям продукта, снижению его
антидетонационных свойств и приемистости к тетраэтилсвинцу.
К числу рациональных приемов сернокислотной очистки можно
отнести применение специальных контакторов и турбосмесите-
лей, работу которых можно регулировать с большой точностью
и гибкостью; иногда очистку ведут при температуре ниже 0°
(очистка «на холоду»), от —1 до —10°, с применением холо-
дильных машин.

§ 71.	Сернокислотная и щелочная очистка

Систематика процессов. Очистка серной кислотой и щелочью
бензинов и других светлых нефтепродуктов производится
в жидкой фазе на установках непрерывного или полунепрерыв-
ного действия. В первом случае подача в систему жидких реаген-
тов и сырья, отделение отработанных реагентов от продукта
производятся непрерывно, например при помощи центрифуг.
Чаще же отходы (кислый гудрон, отработанная щелочь и др.)
отделяются по накоплении их в отстойниках и отводятся перио-
дически; на это время работа установки не приостанавливается.
При полунепрерывной работе установка приостанавливается на
время удаления отработанных реагентов и загрузки свежих.

Оборудование большинства очистных установок состоит из
ряда горизонтальных или вертикальных отстойников, смеситель-
ных приспособлений и насосов. В одних установках введенная
кислота многократно рециркулирует в системе до полной или
частичной отработанности, в других—заданная порция кислоты
после однократного смешения и отделения от дестиллата посту-
пает в отход.

Установки с рециркуляцией серной кислоты и щелочи. Уста-
новка для непрерывной очистки серной кислотой и щелочью
с рециркуляцией реагентов состоит из шести одинаковых гори-
зонтально лежащих цилиндров 01—Об (фиг. 99). Из них
в первых трех очищаемый нефтепродукт отстаивается от кислого
гудрона и остатков серной кислоты, в трех остальных (04—Об) —
от щелочных отходов (и от промывной воды).

'При пуске установки в первые два отстойника 01 и 02 загру-
жают из кислотного мерника 92—96%-ную серную кислоту (при
очистке продуктов прямой перегонки), а в отстойники 04 и Об
из щелочного резервуара подают водный раствор едкого натра.
Монжу Ml служит для подачи свежей серной кислоты в расход-
ный мерник. Дестиллат нефтепродукта из сырьевого резервуара
центробежным насосом Н1 прокачивается через всю систему.

Дестиллатп

Очищенный
продукт

Фиг. 99. Установка для сернокислотной и щелочной очистки бензина и ли-
гроина с рециркуляцией реагентов.

Перед поступлением в отстойник 01 дестиллат, подаваемый
под давлением 2—3 ати, в смесителе С1 смешивается с не-
сколько отработанной серной кислотой, засасываемой из отстой-
ника О Г, смесь поступает в тот же отстойник.

Кислый гудрон осаждается на дно. Дестиллат с верха отстой-
ника проходит через второй смеситель С2, засасывающий более-
крепкую кислоту из отстойника 02. Окончательное отстаивание-
нефтепродуктов от частиц кислоты происходит в отстойнике ОЗ.

Далее дестиллат смешивается с отработанным раствором
едкого натра в смесителе С4 — перед поступлением в отстой-
ник О4\ второй раз он подвергается обработке более крепкой
302
щелочью в смесителе С5, отстаивается в, отстойниках 05 и 06„
в некоторых случаях промывается водой (на схеме не указано,)
и, наконец, направляется в резервуар.

Для смены реагентов отработанную кислоту из отстойника 01
время от времени спускают в монжу М2 и оттуда в резервуар-
для отработанной кислоты (кислого гудрона); кислоту из отстой-
ника 02, как более крепкую, перепускают в первый отстойник.

В смесителе С1 и отстойнике 01 происходит «подсушка»
дестиллата; окончательная кислотная обработка происходит
в аппаратах С2 и 02. Смена кислоты производится примерно
через каждые 10—12 час. Отработанная после очистки бензина
кислота расходуется для кислотной очистки лигроина или слу-
жит для «подсушки» масляных дестиллатов. Щелочные отстой-
ники также работают с перепуском щелочи из отстойника 05
в отстойник О4-, щелочь меняют через 8—10 час.

По описанному способу можно очищать бензин и любые
другие светлые малосернистые нефтепродукты прямой перегонки
и крекинга.

При очистке крекинг-бензина применяется менее концентри-
рованная серная кислота, чем при очистке бензина прямой
перегонки.

При очистке лигроина прямой перегонки ограничиваются
однократным смешением с серной кислотой в первом смесителе.
Отстойники 02 и ОЗ служат только для отстаивания дестиллата
от частиц кислого гудрона.

При очистке -керосина обычно увеличивают число смесителей
и отстойников в каждой секции — кислотной и щелочной. Кроме
того, ставят смеситель и один-два отстойника для промежуточ-
ной промывки водой окисленного дестиллата перед его нейтра-
лизацией. Удаление водой значительной части остаточной кис-
лоты позволяет снизить расход щелочи. Для нейтрализации
дестиллата можно применять одновременно едкий натр и каль-
цинированную соду. В первые два отстойника в щелочной секции
заливают до определенного уровня раствор кальцинированной'
соды, в последующие отстойники — раствор едкого натра. Для
полного удаления нафтеновых кислот только кальцинированной
содой расход ее пришлось бы сильно увеличить.

На старых заводах керосиноочистные установки со старин-
ными мешалками периодического действия переоборудованы для
непрерывной работы по схеме, подобной описанной. Перемеши-
вание керосинового дестиллата с реагентами производится при
помощи смесителей, установленных перед мешалками; мешалки
используются в качестве вертикальных отстойников.

На многих новых установках сооружены вертикальные
отстойники в виде колонн. Это не вносит принципиальных отли-
чий в работу подобных установок.

Характерные особенности рассматриваемого процесса очистки
следующие: 1) рециркуляция реагента в системе до возможно
более полной его отработанности; 2) противоточное многоступен-
чатое движение через систему нефтяного дестиллата и реаген-
тов: исходный дестиллат взаимодействует в первой ступени
с ранее использованным реагентом, затем частично очищенный
дестиллат обрабатывается более чистым реагентом и, наконец,
в последней ступени — совершенно свежим реагентом.

Установки с порционной подачей кислоты. На фиг. 100 по-
казана схема непрерывно действующей установки, оборудован-
ной очистными колоннами и работающей с непрерывным отво-
дом кислого гудрона и рециркуляцией щелочного раствора для

Фиг. 100. Непрерывно действующая установка для сернокислотнойТи
щелочной очистки бензинов и других светлых нефтепродуктов.

Н1— центробежный насос, питающий установку; С1—диафрагмовый смеситель для кислоты;
Н2—поршневой насос, подающий кислоту; 01, 02 —кислотные отстойники; С2 — водяной сме-
ситель; 05, 04 — водяные отстойники; СЗ— щелочной смеситель; 05, Об — щелочные отстой-
ники; НЗ— центробежный насос для щелочи.

более полного его использования. Метод особенно эффективен
при применении совершенных способов дозировки кислоты и сме-
шении ее с нефтепродуктами. Очень часто такие установки при-
меняются для очистки крекинг-бензина.

Смешение бензина с кислотой происходит в смесителе С1.
Реакции в основном заканчиваются в отстойниках 01 и 02
колонного типа. Там же осаждается кислый гудрон в смеси
с частично отработанной серной кислотой. Эту кислоту после
удаления ее со дна колонн повторно используют для очистки
бензина. Окисленный бензин под давлением, создаваемым насо-
сом Н1, проходит в промывные колонны 03 и 04. Здесь остатки
кислоты вымываются водой. Дальше бензин смешивается с рас-
твором щелочи. Отработанная щелочь отделяется от бензина
в колоннах 05 и Об. Обычно бензин после обработки щелочью
вторично промывается водой (в последней колонне).
Трехступенчатые противоточные установки с применением
механических смесителей (дисперсионных реакторов). Для
очистки бензина, особенно высокосернистого крекинг-бензина,
часто предназначаются установки, показанные на фиг. 101.
Сущность процесса заключается в очень кратковременном кон-
такте бензинового дестиллата с серной кислотой в реакторах
с механическим перемешиванием. Кислый гудрон отделяется от
бензина отстаиванием или при помощи центрифуг.

'естиллат

Первая ступень Н1 к. Гудрон	52

Третья ступень

Вторая ступень

Фиг. 101. Установка непрерывного действия для трехступепчатой очистки
бензина серной кислотой „на холоду*.

Т1 — холодильник; XI, Х2, ХЗ —охладители; CI, С2, СЗ— смесители первой, второй и третьей
ступеней; 01, 02, 03— отстойники; Hl, Н2 — насосы для кислого гудрона; 04— отстойник для
отделения остатков серной кислоты; 05—водоотделитель; ХУ—холодильная установка.

Часто применяют низкую температуру процесса (от —1°
до —10°), что устраняет или тормозит побочные реакции.
В этом случае аппаратура каждой ступени очистки включает
охладитель, охлаждаемый реактор и отстойник. Дестиллат осво-
бождается от воды в отстойнике 05, предварительно он охла-
ждается холодным очищенным дестиллатом в теплообмен-
нике Т1, а затем до температуры ниже нуля в охладителе XI
и поступает в охлаждаемый реактор (смеситель) С! первой
ступени. Здесь дестиллат обрабатывается кислым гудроном,
подаваемым насосом Н2 из отстойника 02 второй ступени.
Смесь бензина и реагента разделяется в отстойнике OJ: кислый
гудрон насосом Н1 выводится из системы, бензин направляется
во вторую ступень — охладитель Х2, реактор С2, отстойник 02.
По выходе из отстойника 02 бензин обрабатывается в третьей
ступени (ХЗ, СЗ, 03) свежей 98 %-ной серной кислотой. Очи-
щенный кислотой бензин отделяется в отстойнике 04 от остат-
ков серной кислоты и через теплообменник Т1 для сырого
дестиллата направляется на водную промывку и нейтрали-
зацию

Очистка «на холоду» позволяет существенно снизить потери
бензина и примерно на 40% уменьшить расход кислоты по
сравнению с очисткой при обычной температуре.

Щелочная очистка автомобильного крекинг-бензина. Крекинг-
бензин из малосернистого сырья иногда обрабатывают только
щелочью, а для придания ему химической стабильности доба-
вляют присадки — антиокислители, (глава X).

Щелочная очистка служит для освобождения дестиллата
главным образом от сероводорода и частично от меркаптанов.
Очистка проводится до стабилизации фракционного состава
бензина, так как сернистые соединения разъедают аппаратуру
стабилизационной установки. Кроме того, сероводород при по-
падании в стабилизатор ухудшает качества крекинг-газа, под-
вергающегося дальнейшей переработке.

Щелочная очистка проводится обычно в очистных колоннах.
Последние нередко являются составной частью стабилизацион-
ной установки крекинг-завода. Расход едкого натра зависит от
содержания в бензине кислых соединений, примерно же он со-
ставляет 0,12—0,13% или несколько выше. На некоторых заво-
дах едкий натр заменяют кальцинированной содой, расход кото-
рой обычно не превышает 0,18—0,20%. Качества бензина от
такой замены не снижаются. После щелочной очистки и стаби-
лизации фракционного состава к бензину добавляют, как
упоминалось, антиокислители.

Основная аппаратура и оборудование очистных установок.
Смешение реагентов с нефтепродуктом может быть осуще-
ствлено: 1) при помощи смесителей инжекторного, диафрагмо-
вого типов и других; 2) многократной циркуляцией при помощи
насосов; 3) противоточным движением в колонне жидкого
реагента и очищаемого нефтепродукта; 4) барботированием
нефтепродукта через неподвижный слой жидкого реагента;
5) при помощи лопастных, пропеллерных и других механизмов,
приводимых от мотора или от самой струи жидкости. Наиболее у
часто применяется первый способ смешения.

Смесители инжекторного типа работают по принципу насо-
сов струйного действия: струя дестиллата, поступающего под
давлением, проходит через сопло инжектора, захватывает из
боковой трубы раствор реагента. В смесительной части инжек-
тора происходит энергичное перемешивание жидкостей.

В смесителях диафрагмовых жидкости прокачиваются по
трубе с диафрагмами (перегородки с отверстиями) и вследствие

1 На фиг. 101 пунктирные линии связывают компрессоры и другие
аппараты холодильной установки ХУ (аммиачной или пропановой).
резкого увеличения скорости приходят в сильно турбулентное
движение.

Имеется много других конструкций и видов смесителей —
турбулентно-инжекторные и центрифугально-инжекторные, диа-
фрагмовые со смесительными головками, смесители из двух кон-
центрических труб, из которых внутренняя труба перфори-
рована.

После того как две жидкости — нефтепродукт и реагент —
приведены во взаимодействие на время, достаточное для осуще-
ствления реакций, нефтепродукт отделяют от использованного
реагента. Для этого служат отстойники — вертикальные (ко-
лонного типа) или горизонтальные; в более редких случаях
применяют центрифуги (для отделения кислого гудрона). На
установках для очистки керосина чаще встречаются горизон-
тальные отстойники.

Отстойники должны иметь размеры, обеспечивающие при
данной производительности установки скорость движения
жидкости не более 0,005 м/сек. Время пребывания нефтепро-
дукта в аппарате должно быть не менее 30—40 мин. При этих
условиях отделение отстаиванием нефтепродукта от кислого
гудрона или от щелочных отходов происходит вполне удовле-
творительно.

Основной недостаток разнообразных смесителей, упоми-
навшихся выше, — не всегда равномерное и полное смешение
двух разнородных жидкостей. Это привело к созданию спе-
циальных непрерывно действующих механических смесителей-
реакторов (дисперсионных контакторов) (фиг. 102).

Реактор представляет собой небольшую вертикальную
цилиндрическую камеру, содержащую внутри циркуляционную
трубу 9, три группы различных перегородок и винтовой пропел-
лер 5, приводимый в движение электромотором 25; последний
расположен также вертикально под реактором и соединяется
с ним непосредственно валом.

Очищаемый дестиллат 1 поступает в смеситель под давле-
нием насоса; большая часть дестиллата вводится в первичную
камеру смешения 4, гораздо меньшая — через специальное
отверстие в нижнюю часть, в трубу, через которую проходит
к пропеллеру вал электромотора.

Дополнительный ввод применяется исключительно для того,
чтобы удалять из этой полости попадающие сюда реагенты
и своим давлением препятствовать утечке продукта из камеры
смешения. Реагенты подаются в первичную камеру смешения
или при помощи монжу, или также при помощи насосов.

Обе жидкости, спускаясь вниз по циркуляционной трубе,
прежде всего встречают вертикальные, звездообразно располо-
женные направляющие перегородки. Пройдя их, смесь попадает
между лопастями винтового, быстро вращающегося пропеллера
и гонится им вниз. Этот пропеллер как бы срезает тот поток
смеси, который выходит из каналов между верхними («сре-
Фиг. 102. Реактор с механическим смеси-
телем (дисперсионный контактор) для
очистки нефтепродуктов.

1 — поступление нефтепродукта; 2— ввод реагента;
3—выход смеси; 4—первичная камера смешения;
5—винтовой пропеллер; 6— срезывающие перего-
родки; 7— корпус реактора; 8— металлическая про-
кладка; 9 — циркуляционная труба; 10— выпрямляю-
щие перегородки; 11—распиливающие (диффузор-
ные) перегородки; 12 — цельный съемный вентиль,
удаляемый при чистке реактора; 13— трубка для
спуска содержимого и для отбора проб; 14 — допол-
нительный ввод очищаемого продукта; 15—набивка
(сальник); 16—пружина; 17—муфта; 18—вал; 19 —
сальник; to — кольцо с затвором; 21— спускное от-
верстие; 22—соединительная муфта; 23—соедини-
тельный болт; 24— опора, поддерживающая мотор;

25— электромотор.

зающими») перегородка-
ми.	•'

В нижней части каме-
ры смесь проходит между
разделяющими ее поток
диффузорными перегород-
ками и поднимается по
кольцевому пространству,
образованному корпусом
контактора и циркуляци-
онной трубой. Это про-
странство разделено на
каналы перегородками,
выпрямляющими поток
жидкости. В верхней или
передней части камеры
поток разделяется: одна
часть его поступает через
кольцевой канал в центри-
фугу для отделения нефте-
продукта от продуктов
реакции; другая часть
возвращается внутрь цир-
куляционной трубы. Там
она смешивается с новы-
ми порциями дестиллата
и реагента и циркулирует
таким образом некоторое
время внутри смесите-
ля.

Показатели и резуль-
таты очистки светлых неф-
тепродуктов. Данные
табл. 24 характеризуют
работу установок непре-
рывного действия для
сернокислотной и щелоч-
ной очистки при обыкно-
венной температуре (15—
30°) нефтепродуктов из
малосернистого сырья.

Результаты и показа-
тели процесса очистки
крекинг-бензина на про-
тивоточной трехступенча-
той установке (фиг. 101)
при низкой и обычной
температурах приведены в
табл. 25.
Таблица 2

Характеристика работы установок непрерывного действия

Показатели	Бензин прямой гонки	Крекинг- бензин	Лигроин прямой гонки	Керосин прямой гонки	Керосин тракторный (защелачи- вание)
Концентрация исходной сер- ной кислоты, % H2SOi .	92—93	75—80	92—93	92—93		
Содержание H2SO4 (моно- гидрат) в отработанной кислоте, %		70-75	45—50			До 70		
Расход серной кислоты (мо- ногидрат), % (вес.) . . .	0,3-0,5	0,4	0,3—0,5	0,9—1,0	—
Концентрация NaOH в ис- ходном растворе щелочи, %		8—11	7—8				2,5—3,5	2,5—3,5
Расход едкого натра (сухо- го), % (вес.)		0,08—0,1	(летом 8—11)  До 0,15	0,06—0,1	0,2—0,3	0,08-0,1
Потери продукта при очист- ке, % (вес.)		1.0	2,4	1—1,3	1,2—2,0	1,0

Таблица 25

Характеристика работы противоточной трехступенчатой установки

Показатели	Очистка при —7°		Очистка одного и того же бензина	
	до очистки	после очистки	при —7°	при 30°
Расход 98 %-ной серной кислоты, % (вес.)					1,5—2,3	2,8	3,7
Расход щелочи, кг/т.		—	0,2-0,7	—	—
Выход очищенного бензина (к. к. 204°) после очистки и перегонки, % . .			93—94	94,6	90,1
Потери бензина при очистке, % . .	—	3—4	2,6	2,9
Потери бензина от полимеризации, %	—	2—3	2,8	7,0
Содержание меркаптанной серы, лгг/100 мл 		50	2—15				
Общее содержание серы, %	...	0,650	0,25—0,33	0,106	0,106
Октановое число без ТЭС		68	67	—	—
Смолы (в медной чашке), лгг/100 мл	450-500	20-35	—	—

§ 72. Вторичная перегонка очищенного крекинг-бензина

При сернокислотной очистке крекинг-бензина образуются
и растворяются в бензине высококипящие продукты полимери-
зации и конденсации непредельных и сернистых соединений. Эти
продукты известны под общим термином полимеры. Они окра-
шивают бензин в коричневый цвет, повышают его плотность
и температуру конца кипения. Для освобождения от полимеров
бензин после сернокислотной очистки перегоняют на трубчатых
перегонных установках (иногда в присутствии едкого натра) —
одноступенчатых атмосферных или двухступенчатых атмосферно-
вакуумных.

При перегонке на атмосферной трубчатой установке очищен-
ный крекинг-дестиллат, предварительно подогретый в теплооб-
менниках, прокачивается через печь и поступает в ректифика-
ционную колонну. В колонне от бензина отделяются высококи-
пящие полимеры; они выводятся с низа колонны. Пары конечного
продукта — крекинг-бензина — отводятся с верха колонны
и, отдав в теплообменнике тепло исходному дестиллату, конден-
сируются; конденсат охлаждается и направляется в резервуар.

Для лучшей отпарки бензина от полимеров в нижнюю часть
колонны вводят перегретый водяной пар. Температура нагрева
сырья в печи строго регулируется: обычно она не должна пре-
вышать 200°, так как при более высокой температуре происхо-
дит термическое разложение полимеров; продукты разложения,
перегоняясь вместе с бензиновыми углеводородами, ухудшают
качества крекинг-бензина; высококипящие сернистые соединения,
разлагаясь, дают очень вредные сернистые соединения — мер-
каптаны.

Если конец кипения взятого на перегонку крекинг-дестил-
лата около 240°, то в результате перегонки получается крекинг-
бензин с к. к. 200—225°.

С колонны установки для вторичной перегонки можно отби-
рать и некоторое количество крекинг-лигроина и крекинг-керо-
сина, так как в перегоняемом бензине имеются соответствующие
им фракции.

Остаток, получающийся при вторичной перегонке, носит
название полимера или недогона. Он служит сырьем для по-
вторного крекинга, хотя может быть использован и для других
целей.

После очистки и перегонки крекинг-бензин не выделяет смол
при хранении в определенных условиях; сернокислотная очистка
позволяет получать химически стабильный продукт. Однако
антидетонационная стойкость бензина несколько ухудшается.
Теряется также некоторое количество легких фракций. Общие
потери при сернокислотной очистке и вторичной перегонке могут
достигать 10%.

Позднейшие усовершенствования вторичной перегонки кре-
кинг-бензина сводятся к следующему:

1)	перегонку ведут в две ступени — сначала при атмосфер-
ном давлении для отгонки легкого бензина при 130—150°,
затем — под вакуумом при той же примерно температуре, но
при остаточном давлении 70—80 мм рт. ст.;

2)	бензин нагревают не в трубчатой печи, а в теплообмен-
никах при помощи теплоносителя, например горячего газойля,
нагреваемого в трубчатой печи;
3)	к перегоняемому дестиллату добавляют раствор щелочи,
а в паровой поток бензина вводят аммиак для предотвращения
разъедания оборудования.

Перегонка в вакууме при низкой температуре, как и приме-
нение газойля в качестве теплоносителя, создает мягкие тепло-
вые условия перегонки; тем самым удается избежать разложе-
ния высококипящих полимерных и различных сернистых соеди-
нений и растворения их в отогнанном бензине.

К сернистым соединениям, в частности, относятся кислые
и средние эфиры серной кислоты; их много содержится в серни-
стых крекинг-бензинах, очищаемых большим количеством серной
кислоты; выше 120—130° эфиры легко разрушаются с образова-
нием кокса и сернистого ангидрида.

Вакуумная перегонка позволяет, кроме того, уменьшить ко-
личество водяного пара, расход которого при атмосферной
перегонке достигает на трубчатых установках 12% и более веса
перегоняемого сырья, а на кубовых установках (где такие
сохр анились) 40—50 %.

Схемы установок для двухступенчатой атмосферно-вакуумной
перегонки бензина существенно не отличаются от подобных
установок для прямой перегонки нефти.

Схема одноступенчатой перегонки бензина при помощи
горячего газойля заключается в следующем. Окисленный серной
кислотой бензин нагревается последовательно: 1) в конденса-
торе для паров бензина, отводимых из ректификационной ко-
лонны; 2) в двух трубчатых теплообменниках горячим газойлем.
В последнем газойлевом теплообменнике-испарителе бензин
испаряется при температуре примерно 185°. Испарению способ-
ствует перегретый водяной пар, вводимый в бензиновый поток
перед теплообменником-испарителем. Сюда же вводится раствор
едкого натра. Пары бензина поступают в ректификационную
колонну. Внизу колонны поддерживается при помощи кипя-
тильника температура примерно 190—195°; через кипятильник
прокачивается часть горячего газойля. Водяной пар подается
также и в нижнюю часть колонны.

Газойль нагревается в специальной трубчатой печи при-
мерно до 320° и циркулирует в системе «насос — печь — два
теплообменника для нагрева и испарения бензина и кипятильник
в колонне — промежуточный уравнительный резервуар для газ-
ойля — тот же насос — печь». Пары бензина-ректификата отво-
дятся с верха колонны и конденсируются в теплообменнике-
конденсаторе. В пары бензина перед поступлением их в тепло-
обменник-конденсатор впрыскивается аммиак.

§ 73.	Парофазная очистка автомобильного крекинг-бензина
адсорбентами

Очистка крекинг-бензина адсорбентами в паровой фазе при-
меняется на многих заводах. Для этой цели имеются парал-
лельно соединенные камеры (башни). В каждую камеру за-
гружают отбеливающую землю. Пары бензина непосредственно
с крекинг-установки поступают в коллектор и из него по трубо-
проводам направляются в камеры. При такой схеме исключаются
предварительное охлаждение и конденсация паров бензинового
дестиллата, направляемого на очистку; вследствие этого отпа-
дает необходимость собирания и хранения дестиллата в проме-
жуточных емкостях; устраняются излишние перекачки.

Адсорбентами служат отбеливающие глины и земли в виде
крупки. Адсорбируются смолы и другие красящие вещества,
а также происходит полимеризация непредельных углеводоро-
дов, главным образом алкадиенов (диолефинов). Полимёры, как
более высококипящие соединения, конденсируются в жидкость
и стекают на дно башни. 1 т глины способна очистить 600—700 т
бензиновых паров, после чего теряет свою активность. Отрабо-
танная глина может быть регенерирована продувкой водяным
паром и последующей прокалкой (обжигом) в специальных пе-
чах, так что одним и тем же количеством адсорбента можно
очистить большое количество бензина. При использовании де-
шевых природных адсорбентов нет надобности прибегать к их
реактивации при помощи обжига; такие адсорбенты выбрасы-
вают после того, как их активность снизилась до установлен-
ного предела.

Технологическая схема установки для парофазной очистки
была рассмотрена раньше (глава IV, фиг. 60).

В табл. 26 приведен примерный режим температур и давле-
ний при парофазной очистке бензина на двухпечных крекинг-
установках системы Нефтепроекта.

Таблица 26

Режим очистки бензина на двухпечных крекинг-установках

	Давление, am	Температура, °C  низа	верха	
Очистная камера	  Дополнительная ректификационная колонна 		4,5—5,0  4,4—5,0	200-210	230—240  190—195

Расход природных адсорбентов — около 0,4—0,45% веса
готового бензина. Потери бензина при парофазной очистке зна-
чительно меньше, чем при сернокислотной. Крекинг-бензин
с к. к. 240° имеет после парофазной очистки и вторичной пере-
гонки к. к. 215—220°, индукционный период 315—330 мин.,
содержание смол в фарфоровой чашке 1,2—1,5 мг.

Двухпечные крекинг-установки оборудованы двумя очист-
ными камерами. Каждая из них представляет собой вертикаль-
ный сварной цилиндр, установленный на железобетонном осно-
вании; размеры камеры: диаметр 3,5 м, высота 6,8 м. Внутри
камеры, над трубой, отводящей снизу пары очищенного крекинг-
бензина, установлено сферическое решетчатое днище. На днище
уложена волнистая проволочная сетка, накрытая перфорирован-
ным металлическим листом. Лист и сетка прикреплены к днищу
болтами. На перфорированный лист насыпан слой отбеливающей
земли высотой 3,0 м.. Вес всей загруженной земли около 25 т.
Операция загрузки глины в камеру механизирована. Камера
снабжена двумя штуцерами для продувки паром при остановке-
работы. В нижнем днище имеется особый фильтр — «головка
Фультона»; на этом фильтре осаждаются частицы глины при
паровой продувке камеры; осадок удаляется через крышку
головки.

Пары очищенного крекинг-бензина поступают из камеры в до-
полнительную ректификационную колонну. Пары очищенного
и ректифицированного крекинг-бензина через верх колонны отво-
дятся в конденсатор. В отличие от первой и второй ректифи-
кационных колонн двухпечной крекинг-установки Нефтепроекта
(фиг. 64) дополнительная колонна имеет и нижнюю отгонную
часть. Для этой цели служат четыре тарелки, расположенные
ниже ввода паров. Колонна орошается очищенным крекинг-
бензином. Флегма с низа колонны отводится в холодильник для
флегмы. В нижнюю часть колонны подается водяной пар. При
получении крекинг-бензина с к. к. 200° температура верха,
колонны равна приблизительно 190°.

§ 74.	Очистка светлых нефтепродуктов избирательными
растворителями

Растворители. Для очистки светлых нефтепродуктов приме-
няют в качестве избирательных растворителей жидкий серни-
стый ангидрид, фенол, фурфурол, щелочный раствор метанола
и др. Здесь рассматривается в качестве примера очистка серни-
стым ангидридом.

Двуокись серы кипит при —10°, но она может быть сжижена
при комнатной температуре под давлением. Плотность жидкой
двуокиси серы при 20° равна 1,45. Вследствие весьма низкой
температуры кипения двуокись серы очень легко отгоняется из
смеси с нефтяными продуктами; ее низкая вязкость и высокая
плотность способствуют легкому разделению двух фаз при отстаи-
вании.

Двуокись серы была первым растворителем, примененным
в промышленности более 30 лет назад, для экстрагирования
керосина и других легких дестиллатов. При обработке тяжелых
дестиллатов избирательность этого растворителя остается также
весьма высокой, но растворяющая способность очень быстро
снижается по мере утяжеления очищаемых нефтепродуктов.

.Растворяющую способность двуокиси серы можно повысить
добавкой растворителя, имеющего большую растворяющую спо-
собность. В качестве такого вспомогательного растворителя при-
меняют бензол; с таким же успехом можно применять и многие
другие вещества.
Количество добавляемого бензола изменяется в зависимости
ют характера и качеств обрабатываемого нефтепродукта; таким
•образом, устанавливается необходимая* степень избирательности
и растворяющей способности смесей «бензол — жидкая двуокись
серы».

При работе с фурфуролом или фенолом требуемая гибкость
процесса достигается регулированием температуры. При работе
с жидкой двуокисью серы необходимо выбрать дополнительные
факторы гибкости: пределы температур, в которых может при-
меняться этот растворитель, ограничены вследствие высокой
упругости его паров.

Очистка жидким сернистым ангидридом. Нефтепродукт обра-
батывается жидким сернистым ангидридом противоточно. Рас-
творитель извлекает и переводит в раствор экстракта вредные и
нежелательные составные части нефтепродукта — смолистые
вещества, сернистые соединения, часть ароматических углеводо-
родов и др. Очищенный нефтепродукт (рафинату освобождается
перегонкой от частично увлеченного растворителя. Таким же
образом основное количество растворителя освобождается от
экстракта и вновь вступает в процесс.

Перечень нефтепродуктов, для очистки которых с успехом
применяется сернистый ангидрид: лигроин, керосин, дизельное
топливо, специальные масла (трансформаторные, турбинные,
медицинские, парфюмерные) и различные смазочные масла.
Масла очищают сернистым ангидридом в смеси с бензолом.
В некоторых случаях, например, для получения особо высоко-
качественного осветительного керосина, очистку керосинового
дестиллата сернистым ангидридом дополняют обработкой не-
большим (0,5—1,5%) количеством серной кислоты.

Наиболее эффективным считается применение SO2 для
•очистки дестиллатов сернистых нефтей — керосина и дизельного
топлива; достигается весьма глубокое обессеривание и притом
наиболее простым по сравнению с другими методами способом.

Преимущества и отличия очистки нефтепродуктов избира-
тельными растворителями от очистки серной кислотой очевидны
из следующего сопоставления.

Очистка сернистым ангидридом или
другими подходящими растворителями

Очистка серной кислотой

1.	Потери нефтепродукта практи-
чески полностью устраняются

2.	Образование кислого гудрона
исключается; экстракт утилизируется
полностью

3.	Безвозвратная затрата раство-
рителя составляет не более 0,1%;
растворитель регенерируется

4.	Удаляются на 80% и более сер-
нистые соединения

1.	Потери нефтепродукта состав-
ляют 3—8% и более

2.	Образуется 5—10% кислого гуд-
рона, не пригодного для непосред-
ственного использования

3.	Расход кислоты составляет 2—
6%; кислота практически не регене-
рируется

4.	Серная кислота извлекает сер-
нистые соединения не полностью и
лишь при большой затрате кислоты
§ 75.	Каталитическая очистка бензинов

Процесс служит для удаления непредельных углеводородов
путем пропускания паров бензина через слой катализатора.

Каталитическая обработка бензина осуществляется на обыч-
ных установках каталитического крекинга без изменения их
схемы и без смены катализатора. На некоторых заводах уста-
новка каталитического крекинга работает известное время на
газойлевом сырье, накапливая получаемый бензин в резервуа-
рах. В определенный момент установка переключается на пере-
работку запаса бензина. Переработав весь его запас, установка
вновь переводится на крекинг газойля.

Некоторые установки с движущимся катализатором, пред-
назначенные для производства основного компонента бензина,
сконструированы так, что на два реактора (один для каталити-
ческого крекинга, другой для каталитической очистки) имеется
один общий регенератор. Температура в реакторе каталитической
очистки держится около 450° (при алюмосиликатном катализа-
торе) .

На больших заводах сооружаются специальные установки
для каталитической переработки бензина, так как при этом
можно более экономично подобрать аппаратуру и оборудование,
учитывая характер сырья и баланс процесса, а также обеспе-
чить ведение процесса с более- активными катализаторами.
В этом случае более экономно можно использовать также и ка-
тализатор, сначала на каталитической обработке бензина,
а потом (после некоторого уменьшения его активности) на кре-
кинге.

Эффект каталитической обработки бензина выражается
в освобождении бензина от алкенов и обогащении высших
фракций ароматическими углеводородами.

Стабилизация бензина каталитической обработки приме-
няется для придания ему нормированной упругости паров; при
этом удаляются полностью бутан и изобутан и частично отго-
няется изопентан.

Каталитическая обработка и фракционировка бензина ката-
литического крекинга с к. к. около 200° дают примерно следую-
щие продукты: основной компонент авиационного бензина 70%,
избыточный изопентан 6%, бутаны 3%, лигроин 6%, газойль —
остаток 5%, газ сухой 6%, кокс и потери 4%.

Лигроин используется как компонент автомобильного бен-
зина. Газ перерабатывается вместе с газом каталитического
крекинга.

§ 76.	Специальные процессы очистки сернистых
нефтепродуктов

При выборе способов очистки приходится учитывать не
только общее содержание серы в нефтепродуктах, но и содержа-
ние отдельных групп сернистых соединений, особенно меркапта-
нов, и даже содержание отдельных видов меркаптанов. Осо-
бенно это важно для бензина и в первую очередь авиационного.
Наиболее вредными являются сероводород, меркаптаны, затем
дисульфиды, полисульфиды и тиофены.

От сероводорода можно освободиться выщелачиванием и
водной промывкой дестиллатов. Сероводород удаляется также-
при физической стабилизации бензинов. Практикуемое на боль-
шинстве заводов защелачивание едким натром, при котором
безвозвратно расходуется дорогой реагент, может быть заменено
в некоторых случаях обработкой бензина раствором трикалий-
фосфата (К3РО4) или тринатрийфосфата-, при этом процессе
указанные реагенты восстанавливаются и используются много-
кратно.

Нейтрализация и удаление других сернистых соединений зна-
чительно сложнее.

Применяемые способы очистки нефтепродуктов от сернистых
соединений можно разделить на три группы: 1) превращение
активных соединений серы (меркаптанов) в неактивные дисуль-
фиды; 2) удаление меркаптанов из нефтепродуктов; 3) удаление
всех или большей части сернистых соединений.

Процессы первой группы не приводят к удалению серы,
а лишь к превращению одних соединений в другие. Сюда отно-
сятся плумбитная, гипохлоритная очистка и др.

Процессы второй и третьей групп объединяют часто общим
термином обессеривание.

Очистка с превращением меркаптанов в дисульфиды. Рас-
сматриваемые ниже процессы характеризуются следующим: де-
стиллаты обрабатываются в жидкой фазе (при атмосферных
температуре и давлении) водными растворами различных окис-
лителей; обработку проводят обычно в присутствии специально
добавляемой измельченной элементарной серы. В результате
большая часть меркаптанов окисляется в нейтральные тяжелые
дисульфиды. Некоторая часть меркаптанов превращается в дру-
гие соединения, извлекаемые водой. Дисульфиды растворяются
в нефтяных жидкостях и потому не извлекаются из последних.
Как правило, этим процессам очистки бензинов и других свет-
лых нефтепродуктов предшествует их обработка водным рас-
твором едкого натра для удаления сероводорода.

Плумбитная очистка. Плумбит натрия образуется при взаимо-
действии свинцового глета РЬО с раствором NaOH или углекис-
лым натрием:

РЬО + 2NaOH = Pb (ONa)2 + Н2О

Раствор плумбита натрия {докторский раствор) в избытке
щелочи и в присутствии тонко измельченной элементарной серы,
специально вводимой в смесь, легко реагирует с сероводородом
и с меркаптанами. Сначала образуется меркаптид свинца, окра-
шивающий очищаемый нефтепродукт в темный цвет:

2RSH + Pb (ONa)2 (R - S - Pb - S - R) + 2NaOH
Меркаптан Плумбит натрия	Меркаптид
Меркаптид свинца вступает в реакцию с серой, имеющейся
в докторском растворе, и образует дисульфид и сернистый
свинец:

(R — S — РЬ — S — R) + S = (R — S — S — R) + PbS
Меркаптид	Дисульфид

Другие сернистые соединения (сульфиды, тиофены и пр.) не
вступают в реакции с докторским раствором при обычных
условиях очистки, т. е. при атмосферном давлении и температу-
рах 15—40°. Сернистый свинец можно регенерировать для
повторного использования.

Непрерывно действующие установки, применяемые для
плумбитной очистки нефтепродуктов, включают сульфураторы,
очистную (плумбитную) колонну, отстойную и промывную
колонны, смесители. Дестиллат, прокачиваемый насосом, смеши-
вается в смесителях инжекторного или диафрагмового типа
с докторским раствором. Смесь поступает в очистную колонну.
Некоторая часть дестиллата в виде отдельного потока предва-
рительно проходит через один из сульфураторов. В сульфура-
торах находится элементарная сера. Дестиллат растворяет в себе
некоторое количество серы, необходимое для успешного протека-
ния реакций, происходящих при очистке. Поток дестиллата из
сульфуратора смешивается с основным потоком дестиллата
перед входом его в смесители. Таким образом, в нижнюю часть
колонны поступает смесь нефтепродукта с серой и с докторским
раствором. Затем нефтепродукт переходит последовательно в от-
стойную и промывную колонны. В последней колонне нефтепро-
дукт промывают водой.

Гипохлоритная очистка. Гипохлориты (соли хлорноватистой
кислоты) обладают сильно выраженными окислительными
и отбеливающими свойствами. Вследствие этого гипохлорит
натрия NaOCl и белильный порошок Са(ОС1)2 (хлорная
известь) используются, так же как и плумбит натрия, для
очистки бензинов и керосинов. Меркаптаны образуют дисуль-
фиды, которые в дальнейшем могут перейти в сульфокислоты:

2RSH + NaOCl = RSSR + Н2О + NaCl

Растворенные в нефтепродукте сульфокислоты могут быть
'извлечены из нефтепродукта едким натром. Чтобы в результате
окисления сероводорода не образовалась растворяющаяся
в нефтепродукте (а потому трудно удаляемая) элементарная
сера, необходимо нефтепродукт предварительно обработать
едким натром. Это указание относится и к другим методам
рассматриваемой группы.

Обессеривающим реагентом при гипохлоритной очистке
является свободная хлорноватистая кислота. Она образуется
в процессе очистки вследствие гидролиза гипохлорита. Отрабо-
танный гипохлорит не восстанавливается.

Очистка бензинов с удалением меркаптанов. Для этой цели
^применяется водный раствор едкого натра как таковой или
в смеси с другими веществами, усиливающими растворимость
меркаптанов в щелочных растворах.

Едкий натр в водном растворе нацело удаляет сероводород
и низкомолекулярные меркаптаны. Высокомолекулярные меркап-
таны не извлекаются каустической содой вследствие малой рас-
творимости их в водных растворах щелочи, которые к тому же
оказывают на них высаливающее действие.

Едкий натр в смеси с другими растворителями — усилите-
лями растворения меркаптанов в щелочах — полнее растворяет
и извлекает меркаптаны. Прибавляемые к водному раствору
щелочи-усилители растворения являются, как правило, органи-
ческими веществами. Они должны хорошо растворяться в водном
растворе щелочи и не растворяться в нефтепродукте, иметь
более высокую упругость паров, чем упругость паров воды \
быть химически стабильными в растворе при низких и высоких
температурах.

Общие характерные черты процессов, в которых применяются
усилители растворения меркаптанов в растворе едкого натра,
сводятся к следующему:

1)	бензиновый дестиллат предварительно обрабатывается
водным раствором каустической соды для удаления сероводо-
рода, жирных кислот, части меркаптанов; все эти соединения
вступают в реакции с применяемыми в процессах очистки реа-
гентами;

2)	дальнейшая обработка жидкого дестиллата производится
растворами щелочи, содержащими усилители растворения мер-
каптанов; меркаптаны поглощаются этими растворами, процесс
происходит при нормальных температуре и давлении;

3)	применяемые сильные растворители удаляют из бензинов
и некоторые естественные антиокислители, например алкилфе-
нолы; для предотвращения этого в раствор вводят калийные соли
метилфенолов и другие присадки или соответствующим образом
регулируют процесс очистки;

4)	основной реагент (щелочь) и реагенты-усилители рас-
творения регенерируются;

5)	достигаются практически полное удаление меркаптанов из
серы (например, до содержания их в бензине 0,0004%), сниже-
ние общего содержания серы, некоторое повышение октановых
чисел и улучшение чувствительности бензина к ТЭС.

Примером относящихся сюда процессов является очистка
бензина раствором каустической соды и метанола. Бензин, пред-
варительно промытый разбавленным раствором NaOH, пропу-
скается через очистную насадочную колонну противотоком
к стекающему вниз концентрированному раствору NaOH, вводи-
мому в верху колонны. В среднюю часть колонны вводится

1 Это важно для успешной регенерации растворителя; однако примене-
ние очень летучих жидкостей ведет к значительным потерям при очистке
и регенерации.
метанол в количестве 30—40% объема щелочного раствора
(2—4% по отношению к бензину). Ниже ввода метанола проис-
ходит извлечение из бензина меркаптанов, выше — извлечение-
едким натром остатков метанола из бензина. Экстракционная'
колонна работает при температуре ~ 40° и давлении 5—7 ати.
Метанол и меркаптаны удаляются перегонкой из раствора
едкого натра. Метанол далее извлекается ректификацией
из водного раствора и вновь используется для очистки
бензина.

Упомянутая выше предварительная щелочная очистка нефте-
продукта служит для удаления сероводорода, чтобы не услож-
нять и не ускорять необходимость последующей регенерации
растворителя. Для удаления сероводорода бензин можно заще-
лачивать не только водным раствором едкого натра, но и
10%-ным раствором кальцинированной соды или же можно-
пропускать бензин через фильтр с доломитом. Оба последних
реагента могут быть регенерированы продувкой водяным паром.
Сероводород используется для получения серной кислоты.

Очистка щелочно-спиртовым (метаноловым) раствором бен-
зина прямой перегонки из высокосернистой нефти требует со-
блюдения следующих условий работы: расход смешанного ре-
агента 20% (объемн.) к бензину; состав реагента: 20%-ный рас-
твор метанола 1 часть, каустическая сода 2 части; продолжи-
тельность контакта между реагентами и нефтепродуктом 5 мин.
При таком способе очистки содержание общей серы в бензино-
вом дестиллате снижается, например, с 0,58 до 0,30%, содержа-
ние меркаптанов — с 0,26% до 0,008% (вес.).

Последующая сернокислотная очистка бензина, очищенного
щелочно-метаноловым раствором, проходит значительно эффек-
тивнее, чем обычная сернокислотно-щелочная очистка. Так, бен-
зиновый дестиллат после защелачивания кальцинированной
содой и последующей очистки 7—8% серной кислоты кре-
постью 98% дает 80%-ный отгон с содержанием серы 0,05%.
Тот же исходный дестиллат, обработанный кальцинированной
содой, затем щелочно-метаноловым раствором, после очистки
только 5% серной кислоты дает 80%-ный отгон с содержанием
серы 0,012%, т. е. в 2,5 раза меньше, чем в предыдущем случае.

Щелочно-метаноловый раствор очень полезен также для
очистки бутан-бутеновой фракции крекинг-газов, полученных
из сернистых нефтей. В этих газах сера содержится почти
исключительно в виде меркаптанов, удаляемых главным образом
при щелочно-метаноловой обработке.

Процессы наиболее полного обессеривания бензинов. К этой
группе методов обессеривания относятся: 1) сернокислотная
очистка «на холоду»; 2) каталитические и адсорбционные ме-
тоды очистки; 3) каталитическая гидроочистка; 4) различные
комбинированные способы — извлечение серы избирательными
растворителями (например, фурфуролом) с последующей очист-
кой нефтепродуктов серной кислотой, промывка едким натром
-также с последующей сернокислотной очисткой и различные
другие комбинации процессов.

Каталитические методы обессеривания характеризуются тем,

•что меркаптаны и некоторые другие органические сернистые
соединения под действием высокой температуры и катализато-
ров превращаются в основном в сероводород. Последний уда-
ляется из бензина

Фиг. 103. Установка для каталитического обес-
серивания бензина.

Я/ —сырьевой насос; 77, Т2, Т4 — теплообменники; ТЗ,
Т5— конденсаторы; Тб — холодильник; Р1 и Р2 — реакторы;
J71 — нагревательная печь для сырья; А1 — приемник для
бензина; Н2 — насос дли бензина; К1 — ректификационная
колонна; С1— смеситель бензина с раствором щелочи;
О1— отстойник; 1 — сырой бензин; 2 — очищенный бензин;

3— рециркулирующий раствор щелочи; 4 — сероводород.

обычными способа-
ми — промывкой ед-
ким натром или ста-
билизацией бензина.
В зависимости от ха-
рактера бензина и
способа очистки со-
держание серы сни-
жается при этом на
50—100%, причем
меркаптанная сера
удаляется полно-
стью. Октановые чис-
ла и приемистость
бензина к ТЭС по-
вышаются. Очистка
производится в паро-
вой фазе.

Каталитическое
обессеривание бензи-
нов достигается пу-

тем пропускания па-
ров бензина при высокой температуре, например 370°, через
активные адсорбенты, являющиеся одновременно катализато-

рами превращения меркаптанов и других соединений в серово-
дород; последний легко удаляется при стабилизации бензина
и промывке его щелочью (фиг. 103). Катализаторами могут
быть некоторые естественные и активированные отбели-

Таблица 27

Очистка бензина глинами и бокситом

	Бензин прямой перегонки		Крекинг-бензин	
Показатели	исходный	после очистки глинами	исходный	после очистки бокситом
Октановые числа:  без ТЭС .... с ТЭС ..... Общее содержание серы, % 	  Удалено общей серы, % , меркаптанов, %	47,8  68,0  0,038	50,3  74,0  0,006  84  100	65,7  74,5  0,140	69,1  79,8  0,076  45,7  95
вающие глины и земли; часто применяют боксит. В результате
каталитической очистки можно сократить содержание общей
серы в бензине на 80—90% и довести его до 0,005% и ниже,
а меркаптаны удалить полностью (табл. 27).

Каталитическая очистка бензина производится в реакцион-
ных камерах, загружаемых бокситом или другим катализатором.
Обессеривание происходит при температурах 370—400° и давле-
ниях 1,4—2,1 ати.

При этих условиях в присутствии катализатора меркаптаны,
алкилсульфиды и другие сульфиды разлагаются до сероводо-
рода; тиофаны и тиофены, мало влияющие на чувствительность
бензина к ТЭС, разлагаются в меньшей или в очень малой
степени.

21 Зак. N. 1779.
ГЛАВА IX

ОЧИСТКА СМАЗОЧНЫХ МАСЕЛ

§ 77.	Назначение и методы очистки

Химический состав масляных фракций более сложен и раз-
нообразен, чем состав светлых нефтепродуктов. В маслах содер-
жание алканов, цикланов и ароматических углеводородов,
в сумме, как и в светлых нефтепродуктах, преобладает над со-
держанием нежелательных примесей. Однако последних, осо-
бенно смолистых и других кислородсодержащих, непредельных,
сернистых, азотистых веществ, здесь значительно больше. Со-
держание наиболее стойких углеводородов — алканов — умень-
шается по мере повышения плотности и вязкости масел. Содер-
жание же многоядерных углеводородов сильно увеличивается;
некоторая часть их должна быть удалена для улучшения вяз-
костно-температурных свойств, а также для уменьшения коксо-
вого числа и способности масел к нагарообразованию.

Основная же цель очистки масляных фракций заключается
в удалении непредельных соединений, смолистых веществ,
нафтеновых кислот и азотистых соединений. После удаления
этих веществ улучшаются химическая стабильность масел, цвет,
соотношение между температурой вспышки и вязкостью, умень-
шаются кислотность, зольность и др.

Эта цель может быть достигнута совместным применением
двух или даже трех способов очистки из числа следующих:
сернокислотной, щелочной, очистки адсорбентами, очистки
избирательными растворителями.

§ 78.	Сернокислотная и щелочная очистка масел

Действие серной кислоты. При обработке серной кислотой
масляных нефтепродуктов непредельные соединения, асфаль-
тены и некоторая часть смол превращаются в высокомолекуляр-
ные полимеры и продукты уплотнения. Другая часть смол обра-
зует сульфокислоты, третья — растворяется в кислоте, не изме-
няясь. Все перечисленные выше вещества переходят в кислый
гудрон и вместе с ним отделяются от масла. Переходят также
в гудрон азотистые основания и незначительная часть серии-
322
стых соединений. Нафтеновые кислоты и многоядерные арома-
тические углеводороды частично растворяются в кислоте, ча-
стично сульфируются и образуют сульфокислоты.

Таким образом, основное действие серной кислоты при
очистке масляных фракций сводится к удалению из масла не-
предельных соединений и асфальтово-смолистых веществ.

Расход серной кислоты на очистку тем выше, чем больше
содержится в масле смол, асфальтовых и других нежелатель-
ных веществ и чем полнее их надо удалить. Расход кислоты
колеблется в широких пределах (от 3—5 до 15—20% веса
исходного сырья) для масел разных наименований или для
одноименных масел, полученных из разных нефтей. Примерный
расход кислоты в процентах веса исходного масла: для инду-
стриальных масел 3—6%, для автолов 5—7%, для трансформа-
торных и турбинных 6—15%, авиационных 12—20%, для бес-
цветных специальных масел (медицинского, парфюмерного)
50—60% и выше.

Концентрация кислоты должна быть не менее 92—98% H2SO4;
при очистке медицинского и других бесцветных масел приме-
няют дымящую кислоту или газообразный SO3.

Температура процесса должна быть выше, чем при очистке
светлых продуктов, так как значительная вязкость масляных
фракций при низких температурах затрудняет перемешивание
кислоты (и других реагентов) с маслом. С другой стороны,
при повышении температуры очистки усиливаются нежелатель-
ные явления — растворение в масле кислого гудрона, чрезмер-
ное сульфирование углеводородов и др. Это приводит к ухудше-
нию цвета и других качеств масел. При очистке данного масла
опытным путем устанавливают наиболее благоприятную темпе-
ратуру процесса. Обычно эта температура лежит в пределах
45—60° для вязких и очень вязких масел, например авиацион-
ных, цилиндровых, некоторых автомобильных; примерно 40° для
средневязких, например машинных и др.; 20—35° для маловяз-
ких, например веретенных, трансформаторного.

Продолжительность взаимодействия кислоты с маслом
влияет так же, как и температура процесса. При распростра-
ненном способе перемешивания — струей воздуха в периоди-
чески работающих реакторах (мешалках) — обработка масла
кислотой продолжается _рт 30 до 70 мин. в зависимости от
емкости мешалки, вязкости масла, количества кислоты.

Порционность введения кислоты в масло (очистка несколь-
кими порциями кислоты) приносит большую пользу. Первая
порция кислоты в количестве 20—25% от всей затраты ее на
очистку служит для подсушки дестиллата — удаления влаги.
Последующие две-три порции производят непосредственно
очистку масла. После обработки его каждой свежей порцией
кислоты удаляется образовавшийся кислый гудрон. Такой спо-;
соб приводит к лучшему использованию кислоты (т. е. к сокра-
щению ее расхода), к сокращению времени взаимодействия
кислоты и масла, следовательно, к меньшему растворению
гудрона в масле. От этого правила делают отступления при
очистке высоковязких остаточных масел, которые обычно под-
вергают однократной очистке: высокая их вязкость сильно за-
медляет отстаивание кислого гудрона и, следовательно, затяги-
вает продолжительность процесса очистки.

Действие щелочи (едкого натра). Очистка масел — только
дестиллатных — едким натром (и очень редко другими щело-
чами) применяется в широких масштабах: 1) для нейтрализа-
ции дестиллатов после очистки их кислотой; 2) для предвари-
тельного защелачивания дестиллатов до очистки их кислотой;
3) сравнительно редко для нейтрализации масляных фракций
в процессе перегонки. Наибольшее распространение имеет
первый способ очистки.

Порядок, операций при очистке масел кислотой и щелочью
таков: кислотная очистка обычно предшествует щелочной.
Однако при этом около четверти содержащихся в дестиллате
нафтеновых кислот теряется с кислым гудроном. Чтобы полезно
использовать эти кислоты, некоторые масла сначала защелачи-
вают, а потом очищают кислотой. При этом удаляются также
фенолы. Извлеченные при защелачивании маловязких масел
нафтеновые кислоты могут служить сырьем для производства
мылонафта и асидола.

При нейтрализации масляных дестиллатов после очистки
их кислотой удаляются нафтеновые кислоты, фенолы, сульфо-
кислоты, эфиры серной кислоты, свободная серная кислота. Все
эти соединения образуют с едким натром соответствующие соли.
Они переходят в большей части в щелочной раствор и с ним
отделяются от масла. Та незначительная часть солей, которая
задержалась в масле, отмывается водой в несколько приемов.
Последней операцией при кислотно-щелочной очистке масел
является удаление влаги (подсушка) струей воздуха, продувае-
мого через слой масла.

Нейтрализацию масел для предотвращения образования
стойких эмульсий удобнее всего производить при повышенной
температуре и относительно слабыми растворами щелочей; но
так как эти условия способствуют гидролитическому расщепле-
нию нафтеновых мыл, то приходится очень тщательно выби-
рать наилучшие условия.

Температуры при нейтрализации и водных промывках масел
примерно таковы: для маловязких масел 35—50°, средневязких
50—65° и высоковязких 70—80° и выше. Применяемая концен-
трация едкого натра в водном растворе 2—3%, редко выше.

Эмульсия при очистке масел. Образование стойких эмуль-
сий — наиболее часто возникающее затруднение при нейтрали-
зации и особенно при водной промывке масел. Нестойкие эмуль-
сии воды с маслом легко разделяются при нагревании и
отстаивании; стойкие же эмульсии не разрушаются даже при
нагревании до 90° и очень длительном отстаивании. Эмульсии
324
образуются при наличии эмульгаторов. Нафтеновые кислоты,
натровые мыла нафтеновых и сульфонафтеновых кислот и другие
гидрофильные коллоиды способствуют образованию эмульсий
«масло в воде». Щелочно-земельные мыла (например, кальцие-
вые), смолы и другие гидрофобные коллоиды дают эмульсию
«вода в масле». Натровые мыла образуются при нейтрализации;
кислоты при водной промывке масел могут образоваться в ре-
зультате гидролиза мыл. Щелочно-земельные мыла образуются
вследствие содержания в воде (особенно жесткой) кальциевых
и других солей; при употреблении паровой воды и чистого
едкого натра подобные эмульгаторы не могут образоваться.
Длительное хранение дестиллатов до поступления их на очистку
также способствует созданию стойких эмульсий, так как помимо
других причин в этом случае сильно возрастает содержание
смол. Если выщелачивание таких дестиллатов предшествует
кислотной очистке, то образование стойких эмульсий «вода
в масле» обеспечено.

Итак, предотвращение образования стойких эмульсий может
быть достигнуто применением подходящей концентрации рас-
твора щелочи, подходящих температур процесса, употреблением
чистых реагентов и нежесткой воды, направлением на очистку
дестиллатов вскоре после их получения на перегонных установ-
ках и, наконец, применением деэмульгаторов.

Деэмульгаторами могут быть различные вещества в зависи-
мости от характера образовавшейся эмульсии, чаще же всего
керосиновые и газойлевые щелочные отходы, асидол, соли
сульфокислот, олеиновая кислота и др., а также электролиты —
щелочи, минеральные кислоты и их соли. Если первоначальной
причиной образования эмульсии является избыток щелочи, то
осторожная добавка к эмульсии кислого дестиллата часто
улучшает ход очистки.

Разрушение образовавшейся эмульсии значительно труднее,
чем предотвращения ее образования. Поэтому при нейтрализа^
ции масел надо внимательно следить за процессом и принимать
своевременные меры, чтобы не допустить образования эмуль-
сии. Если внешние признаки (например, появление на поверх-
ности жидкости обильных пузырей, которые отодвигаются
к стенкам аппарата и там начинают накапливаться) говорят
о начале эмульгирования, надо прекратить подачу щелочи и ла-
бораторным путем определить необходимые условия окончания
процесса очистки.

§ 79.	Установки для сернокислотной и щелочной очистки
дестиллатных масел

Схема и аппаратура установок периодического действия. По
старому способу кислотная и щелочная очистка дестиллатных
масел осуществляется в периодически работающих реакторах,
называемых мешалками.
Перемешивание дестиллата и реагентов в мешалках чаще.
всего производится воздушной струей от воздуходувки.

Мешалки располагают так, чтобы устранить промежуточные
перекачки масла из аппарата в аппарат (фиг. 104). Дестиллат,
закачанный в кислотную мешалку Р1, расположенную наиболее
высоко, спускается самотеком в последующие натровые чаны Р2
(натровые мешалки), затем промывочные чаны 01 и, наконец,
в сушильные коробки 012 соответственно для кислотной очистки,
нейтрализации, водной промывки, подсушки. Монжу Ml служит

Фиг. 104. Схема установки для сернокислотной и щелочной очистки масел.

для подачи кислоты в мешалку. В отличие от такого террасо-
образного расположения аппаратов иногда размещают часть
аппаратов, кроме кислотной мешалки, на одной высоте
(фиг. 105).

Периодическая очистка индустриальных масел. Для лучшего
уяснения вопроса опишем процесс очистки веретенного масла.

Дестиллат веретенного масла, подогретый до 30—35°, пред-
варительно отстаивается от воды и грязи. Затем при указанной
температуре дестиллат подается насосом в кислотные мешалки.
Там он обрабатывается в два приема крепкой серной кислотой
(не ниже 92%). Первая порция кислоты дается для подсушки
дестиллата, т. е. для удаления из него влаги; после перемеши-
вания масла с кислотой и последующего отстаивания кислоты
в масле воды почти не остается. Расход кислоты для подсушки
составляет 0,5—0,8% веса дестиллата. Перемешивание воздуш-
ной струей производится около ,/2 часа. В мешалку подают
вторую порцию крепкой кислоты в количестве примерно от 2,0
до 3,0%. Второй раз перемешивают более продолжительное
время, именно 1—2 часа, чтобы наибольшая часть кислоты при-
няла участие в процессе. Во время отстаивания, которое про-
должается несколько часов, на дно мешалки осаждается кис-
лый гудрон («кислые смолы»).

Чтобы ускорить осаждение гудрона, иногда подают в ме-
шалку незначительное количество раствора щелочи или другие
коагуляторы. Кислое масло перепускают в щелочные мешалки
для нейтрализации. Важно удостовериться, что в масле не оста-
лось кислого гудрона.

В натровой мешалке кислое масло обрабатывают раствором
едкого натра. В среднем на нейтрализацию веретенных масел
расходуется 0,3—0,4% едкого натра, считая на сухой реагент.
Масло медленно перемешивается воздухом. Когда в масле	i

появятся красные круги, это означает, что масло имеет уже
щелочную реакцию. Фенолфталеиновая бумажка окрашивается
в слабокрасный цвет. Если после некоторого, более сильного
перемешивания круги не исчезнут, прекращают перемешивание.
Масло нейтрализовано. Его отстаивают несколько часов при
температуре 60—65°. Щелочные остатки удаляют.

Фиг. 105. Схема установки для сернокислотной, щелочной и контактной
очистки адсорбентами дестиллатных смазочных и специальных масел.

f*l—кислотная мешалка; Р2—щелочные мешалки; 01—мешалка для подсушки (или для
очистки адсорбентами); Ф1 — фильтрпресс; А1—приемный чан для фильтрата; Н1 и Н2—на-
сосы; 1—воздух; 2—вода; 3—деэмульгатор; /— подача адсорбента.

Масло надо отмыть (в этой же мешалке или в специальных
промывочных чанах) от натровых мыл. Для этого дают подо-
гретую воду, лучше паровую, в два, три, четыре приема. Вода
распыляется при помощи мелких отверстий в трубах, располо-
женных над мешалкой в виде змеевика или «звездочки». Каж-
дый раз воды дается 7—12% веса масла. Одновременно масло
перемешивается воздухом. После каждого перемешивания
и отстаивания воду удаляют. Масло в специальных чанах
отстаивается (сутки или больше) от воды. Следы влаги удаляют
продуванием воздуха через масло, нагретое до 65—70°.
В результате очистки масло приобретает несколько понижен-
ные по сравнению с исходным дестиллатом плотность, вязкость
и иногда повышенную температуру вспышки.

Более тяжелые масла, чем веретенные, очищаются таким же
образом, но режим работы меняется. Применяют более высокие
температуры процесса, меньшую крепость раствора едкого-
натра, прибавляют нафтеновую кислоту или другие деэмульга-
торы.

При отстаивании масел после их обработки щелочным рас-
твором иногда не удается достигнуть разделения на два резко
отграниченных слоя — масло и отработанную щелочь. Между
ними помещается третий, промежуточный, слой эмульсии. Соот-
ношения величин каждого из трех слоев различны и зависят
от сорта масла, природы сырья, удачного или неудачного веде-
ния процесса нейтрализации.

«Разделку» мыльного раствора начинают после того, как
станет вполне прозрачной основная масса жидкости в ме-
шалке — масла. Эмульсионный слой следует собрать в отдель-
ную емкость, чтобы затем по накоплении особо обработать
эмульсию и извлечь масло.

Масло, склонное к эмульгированию, следует промывать
после нейтрализации слегка подщелоченной чистой водой. Этим
замедляются реакции гидролиза мыл, удерживающихся в масле.
При недостаточно полной или неудачно проведенной нейтра-
лизации число необходимых водных промывок сильно воз-
растает.

Очистка трансформаторных масел. Эти масла должны -иметь
хорошую электроизолирующую способность и высокую устойчи-
вость против окисления. Естественно, что эти масла, изготовляе-
мые из отборных нефтей, проходят более глубокую очистку, чем
обычные индустриальные масла.

"Кислотная очистка этих масел производится в три приема
с общей затратой кислоты 7—10%. Температура кислотной
очистки 20—30°. При нейтрализации кислого масла на некото-
рых заводах применяют такой способ: в натровой мешалке,
в которой производится также и первая промывка масла после
нейтрализации, оставляется вода после первой промывки; она
занимает 20% емкости мешалки; к воде добавляется концентри-
рованный раствор едкого натра (плотность 1,075) с таким расче-
том, чтобы в мешалке раствор щелочи оказался плотностью 1,04.
Сюда перепускают из кислотной мешалки 75% имеющегося там
кислого масла; после десятиминутного перемешивания жидко-
стей струей сжатого воздуха происходит полная нейтрализация
масла (фенолфталеиновая бумага показывает красный цвет).
Перепускают туда же остальное масло из кислотной мешалки
при продолжающемся перемешивании, которое заканчивают че-
рез ГО—15 мин. В случае необходимости добавляют в мешалку
раствор щелочи. Нейтральное масло должно окрашивать фенол-
фталеиновый индикатор в явно розовый цвет.
После отстаивания в течение 3—5 час. отделившийся слой
щелочных мыл спускают и в этой же мешалке промывают
масло подщелоченной водой при 50—55° и при перемешивании
около 40 мин. После четырехчасового отстаивания масло напра-
вляют в промывочные чаны, где промывают его еще 2—3 раза
подщелоченной водой; для последней промывки пользуются
паровой водой. Промывные воды используют противоточно дву-
и трекратно, т. е. для первой промывки — воду от второй про-
мывки, для второй — воду от третьей промывки. Если масло
хорошо промыто и натровая проба оценивается в 1 балл, масло
подвергают подсушке струей воздуха при 80—85°.

Обычно трансформаторное, а также турбинное масла подвер-
гаются также очистке отбеливающими землями в дополнение
к кислотной и щелочной очистке.

Установки непрерывного действия. В описанных выше ши-
роко распространенных установках обработка масел реагентами
производится в периодически действующих реакторах (ме-
шалках) .

Иногда применяют непрерывный процесс очистки в очистной
колонне, снабженной механическими смесителями; масло, обра-
ботанное серной кислотой, непрерывно отводится из колонны
и поступает в центрифугу (или сепаратор) для отделения кис-
лого гудрона. Кислое масло непрерывно откачивается насосом
на установку для нейтрализации.

Непрерывный процесс по сравнению с периодическим имеет
следующие преимущества: количество серной кислоты, не при-
нимающей участия в реакции, понижается, что дает экономию
кислоты; разделение нефтепродукта и кислого гудрона проис-
ходит более полно, что повышает выход очищенного масла;
снижается содержание в кислом масле мельчайших распылен-
ных частиц кислого гудрона и свободной серной кислоты; это
понижает последующий расход нейтрализующего реагента
и с ним потери нефтепродукта; исключается вредное действие
слишком продолжительного контакта масла с серной кислотой
(табл. 28).

Таблица 28

Сравнение очистки масел периодическим
и непрерывным способами

Масло	Расход кисло- ты, %	Продолжи- тельность процесса
Веретенное:		
периодическая очистка . . .	3,0	6 час.
непрерывная 	„	...	1.5	1,5 мин.
Машинное:		
периодическая очистка ....	2,4	24 часа
непрерывная	,	....	1,8	2 мин.
Режим работы и показатели процесса очистки. В табл. 29
я 30 приведены примерные показатели процесса периодической
очистки.

Таблица 29

Показатели и результаты периодического процесса очистки
дестиллатных масел серной кислотой и щелочью

Показатели	Индустри- альные масла (ма- ловязкне и средне- вязкие)	Трансфор- маторные и турбин- ные масла	Автолы и цилиндро- вые (высо- ковязкие)	Белые масла
Сернокислотная очистка  Температура процесса, °C		20—40	20—35	40—60	
Концентрация HtSO4 в исходной ки- слоте, % 		92—98	92-98	92-98	Олеум с
Расход серной кислоты (в моногид- рате), % (вес.)		3-6	6—10	5-7	Л5% своб. SO3  50—60
-Число приемов подачи кислоты . .	3-4	3—4	2-3	и выше 10
Потери масла при кислотной очистке, % (вес.)		4—7		8-10	и выше
Содержание свободной HaSO4 в кис- лом гудроне . (суммарном), % . .	35—45	35-50	25—35	70—75
Выход кислого гудрона, % веса ис- ходного масла ..... 		8-12	—	15-25	—
Щелочная очистка  Температура процесса, °C		50-65	50—55	70-80		
Расход едкого натра, сухого реаген- та, % веса кислого масла .... Число водных промывок		0,3—0,4	0,7—0,8	0,7—0,8	0,6—0,75
	2—3	2—3 и	2—4	—.
Температура подсушки воздухом, °C	65-70	до 5 80—85			
Выход масла, %			92—85	80-78	85—83	50

Все повышающиеся требования к качествам масел влекут
за собой увеличение затраты реагентов. Рост потребности в мас-
лах заставляет все шире использовать для их производства
дестиллат^ы тяжелых смолистых нефтей; последние требуют
повышенного расхода реагентов. Все это приводит к высоким
технологическим потерям очищаемых масел (8—15 и до 20%).
Особенно велика та часть потерь, которая происходит в случае
я вследствие образования эмульсий при очистке.

Процесс сернокислотной и щелочной очистки масел, при ко-
тором теряется с отходами значительное количество ценного
нефтепродукта (масла), нельзя считать рациональным. Он уже
в значительной мере вытеснен и должен быть полностью вытес-
ззо
Таблица 30

Изменение качеств масел в результате сернокислотно-щелочной
очистки

Показатели	Цилиндровое масло 1		Машинное масло *	
	до очистки	после очистки	до очистки	после очистки
Плотность масла 		0,926	0,922	0,906	0,902
Температура вспышки, °C .... . Вязкость:	209	209	238	242
ВУ60		16,5	13,95	5,87	5,42
ВУ100		2,3	2,12	—	—
Цвет по Дюбоску, мм .......	Непро-	4	Непро-	4
	зрачно		зрачно	
Содержание смол (сернокислотный				
метод), % 		10	6	8	3
Коксовое число, % 		0,5	0,36	—	—
Кислотность, % SOa 		0,08	0,003	—	

1 Из легкой биби-эйбатской нефти.

2 Из грозненской парафинистой нефти (расход серной кислоты 5%).

нен более совершенным процессом — очисткой и деасфальтиза-
цией избирательными растворителями и адсорбентами с приме-
нением различных присадок, улучшающих качества масел.

§ 80.	Контактная очистка масел адсорбентами

Контактная очистка адсорбентами на установках периодиче-
ского действия. Применение адсорбентов — природных отбели-
вающих земель и глин — для очистки масел имеет очень боль-
шое распространение (§ 68). Обработка масел адсорбентами,
дополняющая другие методы очистки, повышает стабильность
против окисления, уменьшает коксовые числа, улучшает (но не
во всех случаях) цвет и запах масел и некоторые другие харак-
теристики.

Обычно земли и глины действуют на нефтепродукты не
только как отбеливающие материалы, но и как нейтрализую-
щие. Так, если в нефтепродуктах заключается некоторое коли-
чество серной или органических кислот, то в определенных усло-
виях природные адсорбенты нейтрализуют эти кислоты.
Широко применяемый процесс контактной нейтрализации смазоч-
ных масел адсорбентами основан на этом именно свойстве отбе-
ливающих глин и земель.

Адсорбенты поглощают не только органические кислые сое-
динения и остатки кислоты после сернокислотной очистки, но
также и остатки избирательных растворителей, если очистка
ими масла предшествовала адсорбционной очистке.

। Контактный способ очистки масел адсорбентами сводится
к непосредственному перемешиванию нагретого масла с адсор-
бентом, измельченным до пылевидного состояния. Продолжи-
тельное перемешивание, высокая степень измельченности земли,
нагретость масла и, следовательно, его малая вязкость и хоро-
шая подвижность — все это способствует тесному взаимодей-
ствию (контакту) между маслом и адсорбентом

Наиболее простыми по устройству и старейшими по времени
возникновения установками для контактной очистки землями
являются установки, предназначенные для доочистки относи-
тельно маловязких специальных масел, предварительно очищен-
ных серной кислотой и щелочью. Цель дополнительной очистки
адсорбентами в этих случаях — удаление остатков веществ,
окрашивающих масло, а вместе с этим улучшение цвета, запаха
и некоторых других характеристик. Такая комбинированная
очистка применяется для медицинского и парфюмерного масел,
вазелина, парафина, церезина, а также масел, менее глубоко-
очищенных, — турбинных, трансформаторных, вазелиновых и др.

Во многих случаях обработка указанных масел адсорбентами
производится в периодически действующих мешалках, сходных
с кислотными. Мешалки, или, как их называют на старых заво-
дах, порошковые чаны, дополняют собой оборудование, предна-
значенное для кислотной и щелочной очистки (фиг. 105). Масло
и отбеливающая земля перемешиваются струей сжатого воздуха
или при помощи длительной циркуляции смеси по схеме: низ
мешалки — насос — верх мешалки. Применяют также механиче-
ское размешивание лопастным, пропеллерным, турбинным и дру-
гими механизмами, смонтированными в особых аппаратах —
смесителях. Во всех случаях стремятся создать тесный контакт
между маслом и адсорбентом, чтобы последний мог наилучше
проявить свои адсорбционные свойства.

Смесь масла с адсорбентом представляет собой суспензию.
Для разделения смеси чаще всего применяют фильтры. На ста-
рых установках периодического действия фильтрации обычно
предшествуют отстаивание суспензии в порошковых чанах
и отделение главной массы адсорбента от масла декантацией;
затем масло фильтруют через фильтрпрессы; на ткани удержи-
вается земля, а фильтрат (чистое масло) стекает в приемник.

На современных установках контактной очистки масел адсор-
бентами суспензия непосредственно, без отстаивания и деканта-
ции, направляется на фильтрацию.

Контактная очистка масел адсорбентами на установках
непрерывного действия. Непрерывный процесс 1контактного
фильтрования адсорбентами масел заключается в следующем.
Масло смешивают в смесителе с адсорбентом. Количество по-
следнего дозируют при помощи автоматических весов. Смешение

1 Отсюда и название, укоренившееся в технической литературе, «кон-
тактная очистка» (или «контактное фильтрование»). Эти термины неточны
и являются скорее производственным жаргоном: все методы очистки
реагентами, растворителями и т. п. требуют тесного контакта нефтепродукта
с материалами, применяемыми для его очистки.
производят при температуре приблизительно 80°. Смесь, предва-
рительно подогретую в теплообменнике, прокачивают через
трубчатую печь. В печи смесь нагревается до 150—300° или
несколько выше в зависимости от характера масла. Горячая
смесь непрерывно поступает в вакуумную контактную колонну:
продолжительность пребывания смеси в колонне около
30—45 мин. В колонне смесь продувают водяным перегретым
ларом для лучшего удаления летучих веществ. Кроме того, при
помощи пара частицы адсорбента поддерживаются во взвешен-
ном состоянии.

Смесь масла и глины перекачивают центробежным насосом
с низа колонны на фильтры; чаще всего применяют барабанные
вакуумные фильтры. Более легкие масла фильтруют при темпе-
ратуре контактирования, тяжелые — после некоторого охлажде-
ния. Тепло фильтрата используют для подогрева масла перед
поступлением его в печь. После этого масло еще раз фильтруют
через рамные фильтрпрессы.

При температуре выше 300° контактная очистка глинами
-сопровождается крекингом — разложением церезина и превра-
щением его в парафин, разложением нафтеновых кислот до
•образования СО2, дегидрогенизацией смол с последующим их
уплотнением в асфальтены, уплотнением ароматических углево-
дородов в смолы, отрывом и разложением алкановых цепей,
дегидрогенизацией цикланов и переходом последних в аромати-
ческие углеводороды и т. п. Таким образом, в области темпера-
тур, лежащих выше 300°, отбеливающие глины не только извле-
кают смолы путем адсорбции (физический процесс), но также
каталитически усиливают их разложение (химические реакции).
Адсорбционное извлечение и каталитическое разложение дают
в сумме высокий эффект обессмоливания масел.

В области высоких температур (100—350°) вязкость не яв-
ляется ведущим фактором при контактировании. Несмотря на
то, что вязкость при повышении температуры со 100 до 300°
понижается, это не улучшает цвета; наоборот, цвет масла
ухудшается.

Для удаления продуктов разложения масла и для ограниче-
ния глубины разложения при высоких температурах смесь
масла с глиной продувают в процессе очистки перегретым водя-
ным паром, он способствует также лучшему смешению масла
с глиной.

Непрерывно (или полунепрерывно) действующие установки
для контактной обработки масел адсорбентами обычно вклю-
чают следующие аппараты: а) смесители разных конструкций
для смешения масел с адсорбентами; б) трубчатые печи для
нагрева смеси и дополнительные устройства для поддержания
продолжительного и тесного контакта между маслом и адсор-
бентом; в) испарители для отделения водяных паров, остатка
растворителей, сернистого газа (продукта разложения серной
кислоты и органических сульфосоединений), летучих продуктов
разложения углеводородов и других соединений; г) фильтр-
прессы или вакуумные фильтры для разделения масла и адсор-
бента фильтрацией.

Нейтрализация окисленного масла достигается совместным
действием адсорбента и высокой температуры. В этом отличие
данного процесса от описанной выше доочистки землями мало-
вязкого масла, предварительно очищенного серной кислотой и
нейтрализованного едким натром.

Схема установки для обработки адсорбентами высоковязкого
масла, очищенного серной кислотой, показана на фиг. 106.

Фиг. 106. Технологическая схема кислотной и адсорбционной (кон-
тактной) очистки остаточных масел.

Кислотная очистка высоковязкого масла проводится в обыч-
ных периодически работающих кислотных мешалках Р1, снаб-
женных снаружи паровыми змеевиками для подогрева конуса
при разделке кислого гудрона. Для дополнительного отстаива-
ния кислого гудрона служат отстойные чаны 01. Чтобы вся
установка в целом работала непрерывно, необходимо иметь
несколько кислотных мешалок и отстойных чанов.

Окисленное масло закачивают насосом Н1 в один из смеси-
телей С1, представляющих собой вертикальные цилиндры
с конусообразными днищами. Туда же загружают при помощи
ковшевого элеватора или пневматического транспортера (на-
соса) тонко измельченную отбеливающую землю.

В описываемом случае перемешивание масла с землей и под-
держание земли во взвешенном состоянии производят циркуля-
ционными центробежными насосами Н2. Они забирают смесь
из конуса смесителя С1 и выбрасывают в тот же аппарат, в его
верхнюю часть. На других установках применяют турбинные
смесители. Чтобы усилить перемешивание и предотвратить обра-
зование комков земли, к конусу смесителя непрерывно, пока
загружается земля, подводят сильную струю воздуха. Через
змеевики, находящиеся в смесителях, пропускают водяной пар
для подогрева смеси до 65—70°. Выделяющийся сернистый
газ SO2 отводят за крышу здания через вытяжные деревянные
трубы.

В то время как в одном из смесителей заготовляют смесь
масла и земли, из другого производится питание ранее заго-
товленной смесью системы, включающей нагревательную труб-
чатую печь П1 и контактную колонну И1 (она же испаритель).
Смесь масла с землей, представляющая собой суспензию, по-
дается из смесителя С1 в испаритель насосами НЗ-, с низа:
испарителя смесь забирается другим насосом Н5, затем прока-
чивается через печь и вновь поступает в испаритель.

Когда при пуске установки температура жидкости в испари-
теле достигает 120°, в него вводят открытый водяной пар. Ввод
пара продолжается непрерывно в продолжение всей дальнейшей
работы установки.

В испарителе, представляющем собой полую башню, и в тру-
бах нагревательной печи происходят длительный контакт между
маслом и глиной и полная нейтрализация масла.

Летучие продукты отсасываются из испарителя эжектором..
Некоторая часть смеси масла с глиной непрерывно отбирается
из испарителя насосом Н6 и направляется в смесители С2 непо-
средственно или через холодильник типа «труба в трубе» Т1.
Назначение смесителей С2 — поддерживать землю во взвешен-
ном состоянии, не давая ей оседать, и служить промежуточной
емкостью между контактной системой и фильтрами Ф1, питае-
мыми при помощи насосов Н7.

Таким образом, эта схема характеризуется многократной:
циркуляцией части масла и адсорбента в системе. Очистка
и нейтрализация некоторых масел при высокой температуре
(например, около 300° или выше) и достаточном выдерживании
масла в контактной системе могут ограничиваться однократным
пропуском смеси через нагревательную печь.

Фильтрация для отделения земли от масла производится
или на дисковых фильтрпрессах периодического действия или
на вакуумных фильтрах непрерывного действия. В первом слу-
чае работа ведется так: когда выходящее из фильтра масло
станет прозрачным, его направляют в приемники для масла АГ,
по окончании цикла работы фильтры продувают перегретым
водяным паром для удаления избытка масла из отложившейся
на дисках глины («лепешки»); выдуваемое масло направляют
обратно в смеситель С2; отработанную землю выгружают
в бункер.

Для окончательного освобождения масла от мельчайших
взвешенных частиц глины масло еще раз фильтруют при темпе-
ратуре около 150° и давлении 1—2 ат через фильтровальную-
ткань и бумагу на обыкновенных рамочных фильтрах Ф2 (пита-
ние при помощи насоса Н8). Отфильтрованное масло напра-
вляется в емкость А2.
Установка обслуживается несколькими фильтрпрессами.
Пока один фильтрпресс разгружается от лепешки, фильтрова-
ние производится на другом.

Один из вариантов схемы заключается в том, что, кроме
испарителя, описанного выше, имеется дополнительная очистная
колонна.

В этой колонне происходит добавочное и наиболее тесное
смешение масла и адсорбента вследствие впуска водяного пара
и энергичного циркуляционного перемешивания суспензии по
схеме: низ колонны — центробежный насос — та же колонна.
Схема центрального узла установки выглядит так: смесь из
большого смесителя однократно, без рециркуляции, прокачи-
вается через трубчатую печь, нагревается до установленной тем-
пературы, поступает на верхнюю полку испарителя и стекает
по расположенным ниже полкам, теряя паро-газообразные части.
С низа испарителя смесь стекает в упомянутую колонну
и оттуда через холодильник в малые смесители. Наконец, смесь
нагнетается насосом в фильтры, как обычно.

Температуры процесса контактной очистки и нейтрализации
адсорбентами тяжелого автола от 280 до 300°, машинных ма-
сел 230—240°. Фильтрование автола производится при темпера-
турах 130—140°, машинных масел при 120—130°. Примерные
показатели процесса приведены в табл. 31. В отработанной
глине содержится 5—6% смол и до 25% масла. При нейтрали-
зации высоковязких остаточных масел в глине остается 50%
и больше масла, считая к весу лепешки, удаляемой с фильтров.
-Отсюда ясна необходимость извлечения и использования масла
из отработанной глины.

Если исходный масляный дестиллат содержит много нафте-
новых кислот, а готовое масло имеет низкую норму органиче-
ской кислотности, то очистку рационально проводить в такой
последовательности: защелачивание дестиллата (всего или
части), сернокислотная очистка, нейтрализация адсорбентами.
При производстве особо высококачественных масел добавляется
еще процесс очистки избирательными растворителями.

Варианты контактного фильтрования масел. Схемы адсорб-
ционной очистки масел, описанные выше, являются типовыми
и получили большое распространение. Имеются, однако, и дру-
гие варианты очистки.

1.	Фильтровальная перегонка совмещает перегонку масла
с контактной обработкой адсорбентами. Для этой цели прибли-
зительно 15% общего количества масла, предварительно очи-
щенного реагентами или растворителями, непрерывно смеши-
вают с адсорбентом. Смесь прокачивают в сырьевую линию,
служащую для подачи всего количества масла в трубчатую
печь. Нагревшись в печи до заданной температуры (например,
275—300°), суспензия, содержащая 3—5% адсорбента, посту-
пает в вакуумную колпачковую фракционную колонну. Масло
разделяется на несколько погонов и остаток. Остаток содержит
336
все количество израсходованного адсорбента. Остаточное масло
вместе с адсорбентом выводится из колонны и поступает на
вакуумные фильтры (при 150—200°) и дополнительно на рам-
ные фильтры.

2.	Использование запаса тепла масляного концентрата или
недогонов: с низа вакуумной фракционирующей колонны труб-
чатых перегонных установок горячее сырье подается в смеси-

тель, туда же вводятся глина
и водяной пар; фильтрование—
как обычно.

Оборудование. Устройство
смесителя турбинного действия
показано на фиг. 107 и 108. К
вертикальному валу, вращае-
мому мотором, прикреплены
лопастные колеса. Неподвиж-
ные направляющие лопасти
прикреплены к стенкам и к
днищу аппарата. Лопасти каж-

Фиг. 107. Смеситель турбинного действия

а — общий вид аппарата; 1 — кожух смесителя; 2— подвижные лопасти; 3—неподвижные ло-
пасти; 4— стальная балка; 5 — электромотор; 6 — ременная передача; 7— кожух для конических
шестерен, залитых маслом; 8 — вертикальный вал; 9—основание кожуха для конических
шестерен; 10— основание электромотора; 11 — соединительная муфта вала; 12— тренога
с подпятником; 13—подача смазки в подпятник; 14—направление вращения вала;

6—схема турбосмесителя; 1—гнездо для вала; 2—подвижное колесо с лопастями; 3—не-
подвижное колесо с лопастями в обратную сторону.

дой такой пары направлены в противоположные стороны;
это создает при вращении вала и колес сильное вих-
ревое движение масла и земли. Размеры больших турбосмеси-
телей, работающих на одном из маслоочистных заводов: вы-
сота 7,5 м, диаметр 3,8 м, емкость общая 78 м3, рабочая 56 л/3.

Пневматические насосы (транспортеры), предназначенные
для перекачки пылевидных адсорбентов, устроены так (фиг. 109):
в чугунном кожухе вращается архимедов винт (шнек) на
валу <3; шнек проталкивает адсорбент от бункера 4 к воздуш-
ному кольцу 7. Струя сжатого до 2—4 ат воздуха подхватывает
адсорбент и по трубопроводу 13 подает его в механические сме-
сители.

22 Зак. № 1779.

337
Фильтры для отделения адсорбента от масла применяются
либо дисковые, работающие попеременно-периодически, либо
барабанные вращающиеся, непрерывного действия.

Продолжительность одного цикла работы дискового фильтр-

пресса зависит от сорта масла, количества земли в смеси

Фиг. 108. Подвижное колесо
большого турбосиесителя.

и т. п. и в среднем складывается из
следующих операций: наполнение
фильтра 4—8 мин., время до полу-
чения светлого фильтрата 3—5 мин.,
фильтрование «чистое» 40—50 мин.,
продувка 20—25 мин., чистка и за-
крытие фильтра 12 мин.

Барабанные фильтры состоят в
основном из вращающегося бараба-
на, обтянутого фильтровальной
тканью и погруженного в стальной
кожух, и особого распределительно-
го устройства. Между фильтрующей

тканью и внутренней стенкой барабана имеется кольцевая по-

лость, разделенная по окружности продольными перегородками
на секции; каждая секция, число которых может достигать 30,
несколькими трубками соединена с распределительным приспо-
соблением; при помощи последнего и осуществляется смена

IS

Фиг. 109. Пневматический пылевой насос (транспортер).

1— мотор; 2—соединительная муфта; 3—вал шнека; 4—бункер; 3—заслонка; б—засыпка
глины из силоса; 7 — воздушное кольцо; 8—клапан для регулировки давления воздуха; по-
дача сжатого воздуха из магистрали; 10—воздух после клапана в кольцо; 11— воздух для про-
дувки линии в смеситель для очистки масла; 12—направление глины после шнека; 13— глина
в смеситель; 14—фундамент (общий) для шнека и мотора; 13—замыкающий клапан.

циклов процесса фильтрации. Применяются фильтры, работаю-
щие под вакуумом и под давлением. На фильтровальной поверх-
ности барабана (ткань из монель-металла) полезно держать
слой диатомита толщиной около 7—8 см; отделяемый от масла
адсорбент сначала откладывается на этом слое, затем срезается
скребком при непрерывном вращении барабана. Примерно раз
в неделю слой диатомита меняется на свежий.
Технологические условия и результаты очистки. О показа-
телях процесса очистки дестиллатных масел из бакинских
нефтей и остаточных из двух разных эмбенских нефтей можно
судить по данным табл. 31.

Таблица 31

Показатели сернокислотной очистки и контактной нейтрализации
адсорбентами смазочных масел

Показатели	Машинные масла	. Дестиллат- ные тяжелые автолы	Полугудрон	Полугудрон
Исходное сырье Плотность 		0,928		0,906	0,908
Вязкость: ВУб0		6,90			30	34
ВУ			—			3,35	3,6
Коксовое число, %		0,2		2,4	2,7
Содержание смол, % 	  Кислотность, % SO3		8,4	—	22	34
	0,173			—	
Индекс вязкости 		—	—	70—80	65—75
Масло после кислотной очистки и контактной нейтрализации Плотность 		0,922	0,923	0,898	0,900
Вязкость:  ВУв0 			6,65	17,7	21	22,5
ВУ юо		—	2,33	3,0	з,о
Коксовое число, % 		0,12	0,65	0,85	1,0
Кислотность, % SO3 		0,005	—	0,035	0,022
Цвет по Дюбоску, мм .......	16	3,0	—	—
Индекс вязкости		—	—	80—90	70-85
Расходные показатели  Расход серной кислоты, % от исход- ного сырья 		3,0—3,5	6	11—13	13—15
Потери масла при кислотной очист- ке, % от исходного сырья ....	5—7	9—9,5	15—18	26—30
Название адсорбента 		Г умбрин	Гумбрин	Зикеевская земля	
Расход адсорбента, % 		3,5—4,5	6	10—12	13—18
Потери масла при контактной очист- ке, % от кислого масла 	  Выход готового масла, % от исход- ного сырья 		3,0	5—6	11	15
	—	—	72—75	50-60

§ 81.	Фильтрование масел через слой адсорбента

Установки для фильтрования. Этот метод фильтрования
обычно завершает очистку масел, предварительно очищенных
реагентами, адсорбентами (контактное фильтрование) или изби-
22*	339
рательными растворителями. Единственной основной целью
этого способа очистки до недавнего времени являлось улучше-
ние цвета масел, следовательно, дополнительное удаление из
масла смолистых и других высокомолекулярных окрашивающих
веществ. В последнее время этот метод служит для разделения
сложных и разнообразных смесей в различных промышленных
процессах.

При очистке нефтяных масел фильтрование производится
в цилиндрических вертикальных колоннах (башнях) высотой
от 4,5—5 и до 9,0 м, снабженных конусными или сферическими
днищами. На перфорированном железном листе, покрытом
фильтровальной тканью и расположенном

внизу аппарата, на-
сыпан почти до вер-
ха колонны слой
отбеливающей круп-
ки. Адсорбент загру-
жается через люки
в верхней крышке.
Затем люки плотно
закрываются.

В зависимости от
размеров фильтро-
вальных колонн за-
грузка адсорбента
оборудован наруж-
защищен тепловой

Фиг. 110. Схема установки для фильтрования
масел через слой адсорбента.

составляет от 8—12 до 38—60 т. Аппарат
ными подогревательными змеевиками и
изоляцией.

Процесс фильтрования идет полунепрерывно (фиг. ПО).
Масло из емкости Л подогретое для снижения вязкости в тепло-
обменнике 3 до относительно невысокой температуры (напри-
мер, 75—150°), нагнетается насосом 2 в одну из башен 4. Масло
проходит через слой земли снизу вверх, иногда наоборот. По
заполнении башни и выдерживании в ней масла в течение неко-
торого времени переходят на непрерывный отвод фильтрован-
ного масла в приемник 5; одновременно начинают непрерывную
подачу исходного масла из емкости 1.

Первые порции масла имеют очень высокую чистоту. По
мере загрязнения адсорбента цвет выходящего масла ухуд-
шается. Контроль цвета продукта является и контролем проте-
кания процесса. Когда цвет падает настолько, что становится
на пределе заданной нормы, включают в работу другой фильтр.
Фильтр, работавший до этого, выключают, продувают землю
водяным паром, воздухом или инертным газом для удаления
оставшегося в крупке масла. Недостаточно очищенное масло
может быть вторично пропущено в смеси с исходным через
фильтр.

Для окончательного извлечения масла, адсорбированного
землей, последнюю промывают растворителем, например лигрои-
ном, при 55—65° до тех пор, пока выходящая струя промыв-
340
ной жидкости не станет светложелтой. Полученный лигроино-
вый раствор масла направляют в особый приемник 6. Остатки
промывной жидкости выдувают паром. Смесь паров конденси-
руют и разделяют в водоотделителях. Растворитель вновь ис-
пользуют для промывок. Раствор масла в лигроине из емкости 6
направляют на перегонную установку 7 для отгонки раствори-
теля 8 от масла и последующего многократного использования
растворителя. Остаток масла перегонки из емкости 9 прокачи-
вают через фильтр 10\ фильтрат направляют в емкость 11;
это — продукт второго сорта.

Продолжительность работы одной загружаемой партии
земли при условии ее реактивации составляет 20—30 циклов.
Продолжительность цикла фильтрования различна и зависит
от природы сырья, условий работы, качеств адсорбента. Она
складывается из времени на загрузку фильтра землей, заполне-
ние его маслом, фильтрацию, продувку, промывку лигроином,
пропарку, разгрузку земли. На каждую тонну загруженного
адсорбента затрачивается 30—60 мин. на промывку лигроином,
15—45 мин. на пропарку. Разгрузка земли производится со
скоростью не менее 3—4 т/час. Расход лигроина на промывку
составляет 1,5—2,5 м3 на 1 т адсорбента, расход водяного пара
на пропарку 0,7—1,2 т на 1 т адсорбента. Конденсат после про-
парки содержит 15—30 л углеводородов на 1 т земли.

Регенерация отработанных адсорбентов. Регенерировать
отбеливающие земли, применяемые и в виде крупки и в виде
порошка, можно при помощи обжига или обработки раствори-
телями. В настоящее время чаще применяют первый способ.

Регенерацию земель при помощи обжига осуществляют
в печах различных конструкций, например многоэтажных обжи-
гательных печах. Отработанная земля (крупка) выгружается из
фильтровальной башни на ленточный транспортер и подается
ковшевым элеватором в бункеры; оттуда другим ленточным
транспортером землю подают в обжигательную печь. Темпера-
тура на верхнем этаже, куда поступает адсорбент, поддержи-
вается примерно 370° и на нижнем, откуда глина уходит из
печи, до 540°. Обогрев производится топочными газами, вводи-
мыми из специальной печи, где сжигают нефтяной газ. Из печи
регенерированная глина при 300—320° подается по трубе в бун-
кер, затем ковшевым элеватором через второй бункер напра-
вляется в холодильники для охлаждения до 30—35°. Холодиль-
ник представляет собой медленно (6—8 об/мин) вращающуюся
трубу длиной 6—8 м, орошаемую водой. Ковшевой элеватор
транспортирует землю дальше в раздаточные бункеры к филь-
тровальным башням.

Регенерация адсорбентов при помощи растворителей может
быть осуществлена по способу, предложенному еще в 1924 г.
Л. Г. Гурвичем. Способ заключается в обработке адсорбента
смесью двух растворителей, например бензола и спирта, бен-
зола и ацетона, бензина и ацетона и т. п. Один из компонентов
W’

смеси — кислородсодержащее соединение (спирт, или альдегид,
или кетон), обладая большим сродством к поверхностно-актив-
ной отбеливающей земле, вытесняет адсорбированные землей
смолистые вещества. Второй компонент смеси, представляющий
собой углеводороды, растворяет эти вытесненные смолистые
вещества. Благодаря такому комбинированному действию смеси
растворителей достигается практически полное восстановление
отбеливающей способности адсорбента и он может быть исполь-
зован многократно с неослабевающей эффективностью, чего
нельзя достигнуть при регенерации обжигом. Не менее значи-
тельным преимуществом этого способа является то, что при ре-
генерации крупки, применяемой при фильтровании через слой
адсорбента, такую регенерацию можно вести в самой фильтро-
вальной колонне без всякой перегрузки и транспортировки
адсорбента.

После экстрагирования двойной смесью растворителей или
просто бензином землю пропаривают, а затем просушивают
воздухом.

§ 82.	Применение избирательных растворителей
для очистки масел

Действие растворителей на масляные фракции. Принцип
действия на нефтепродукты избирательных растворителей рас-
смотрен в главе VII.

В технологии масляного производства избирательные рас-
творители применяют в следующих процессах:

1)	очистка масел — удаление различных нежелательных
углеводородов и некоторых других соединений;

2)	депарафинизация масел — удаление твердых при обыкно-
венной температуре углеводородов;

3)	деасфальтизация масел — удаление асфальтенов и смол.

Для практических целей будем рассматривать любое мине-
ральное масло как состоящее из двух частей — рафинатной
и экстрактной. Рафинатная часть — основная, желательная и по-
лезная, экстрактная — нежелательная.

Рафинатная часть состоит в основном из алканов, цикланов
и части ароматических углеводородов; циклические углеводо-
роды имеют в молекуле небольшое число циклов с длинными
открытыми углеводородными цепями; такие углеводороды при-
ближаются по свойствам к алканам. К экстрактной части отно-
сятся полициклические ароматические углеводороды и цикланы
с короткими алкильными цепями, а также нафтеновые кислоты,
смолы, асфальтены и прочие соединения, содержащие в моле-
куле кислород, серу, азот.

Рафинатная часть масла характеризуется химической устой-
чивостью против окисления и других превращений. Такое масло
при работе в двигателе выделяет мало смолистых осадков, на
поршнях — мало нагара и лака. При лабораторном испытании
такие масла дают малые коксовые числа, медленно увеличи-
342
вают свою кислотность и т. п. Все это и говорит о высокой
термической и химической стабильности масла. Положительным
свойством этой части масла является также меньшее изменение
его вязкости при изменении рабочей температуры смазывае-
мого механизма, т. е. масло имеет пологую кривую зависимости
вязкости от температуры.

Основным недостатком рафинатной части обычно является
ее застывание при высоких температурах (в случае парафини-
стых нефтей). Это происходит оттого, что в ней концентрируются
твердые углеводороды, преимущественно высокомолекулярные
алканы. Для снижения температуры застывания масла необхо-
димо подвергнуть его процессу депарафинизации или добавить
к маслу соответствующие присадки (см. дальше).

Экстрактная часть масла имеет противоположные свойства:
низкую химическую стабильность, плохую вязкостно-температур-
ную характеристику.

Действие растворителей, служащих для избирательной
очистки масел, именно и сводится к тому, что исходное масло
разделяется на две указанные части. Присутствующие в масле
смолистые вещества при этом извлекаются не полностью. Пред-
полагают, что не извлекаются смолы и асфальтены, находя-
щиеся в масле в виде коллоидного раствора; для их удаления,
т. е. для деасфальтизации масел, применяют особые раствори-
тели.

Разделить очищаемое масло на желательную и нежелатель-
ную части при помощи избирательных растворителей удается
более четко, чем другими методами очистки, например при
сернокислотной очистке. При умеренном действии кислоты из
масел частично удаляются смолы и асфальтены; основные мас-
ляные углеводороды почти не затрагиваются. Для получения
особо высококачественных масел требуется более глубокая
очистка; для этого необходимо усилить действие серной кис-
лоты повышением температуры процесса, крепости кислоты, ее
расхода и т. п. Но в этом случае кислота извлекает и основные
полезные углеводороды масел и наряду с удалением нежела-
тельных углеводородов происходит потеря ценной части масла.

Избирательные растворители и их характеристика. Для
очистки масел наиболее часто употребляются следующие раство-
рители; фенол, фурфурол, крезолы, нитробензол, жидкий серни-
стый ангидрид в смеси с бензолом (табл. 32).

Нитробензол CeHsNOz — жидкость желтого цвета с харак-
терным запахом горького миндаля. По сравнению с другими
растворителями нитробензол имеет повышенную температуру
кипения, что несколько затрудняет его отделение от масла пере-
гонкой. Теплоемкость и теплота испарения его меньше соответ-
ственных величин фенола и фурфурола, поэтому при его отгонке
требуется меньшая затрата тепла. Растворимость в воде равна
всего 0,2% при 20°. Отрицательным свойством является его
относительная токсичность (ядовитость).
Свойства чистых растворителей, применяемых для очистки
минеральных масел

Показатели	Фурфурол	Фенол	•Нитробен- зол	Пропан	Крезол (мета)	Крезол (пара)
Плотность при 25° .	1,155	1,071	1,199	0,502	1,0295	1,0295
Температура кипения, °C		161,7	182,2	210,8	—42,5	201,1	202,3
Температура плавле- ния, °C ..... Вязкость, ссш . . .	—38,7	40,9	5,85	-190	11,8	34,6
	0,907	3,25	1,67	—	—	—
Молекулярный вес .	(при 38°) 96	(при 50°)  94	(при 20°) 123	44	108	108
Скрытая теплота ис- парения (при атмо- сферном давлении), ккал/кг 		107,5	106	79,1	101,9	100,6	100,6
Удельная теплоем- кость при 20°, ккал/кг °C ...	0,38	0,56	0,33	0,58	0,50	0,50
Растворимость в воде, при 38°, % (вес.) .	9	9,5	0,3	(при 0°)	2,5	‘) О
Воды растворяется при 38°, % (вес.) .	6,5	33,0	0,35	—	14,5	14,5

Фурфурол С4Н3О • СОН получается действием серной кис-
лоты на клетчатку, содержащуюся в отрубях и других продук-
тах растительного происхождения. Он представляет собой
жидкость от желтого до бурого цвета с запахом хлеба. Тепло-
вые свойства его хуже, чем нитробензола. Фурфурол ограни-
ченно растворим в воде. В парах ядовит.

Фенол СеН5ОН — при обычной температуре твердое тело.
Получается из продуктов коксования угля. Тепловые свойства
его менее благоприятны, чем у фурфурола. В воде хорошо рас-
творяется, но легко может быть оттуда извлечен. Ядовит.

Крезолы похожи на фенолы; при обычной температуре они
являются жидкими веществами.

Все перечисленные растворители не вступают в реакции
с углеводородами и другими составными частями нефтяных
продуктов.

Условия ведения процесса очистки растворителями. Степень
разделения обеих частей масла зависит от качеств и природы
взятого растворителя, количества растворителя, температуры
обработки, метода обработки.

Достоинство растворителя характеризуется двумя его свой-
ствами: 1) способностью четко разделять масло на указанные
выше две части; это свойство называется избирательностью-, 2) спо-
собностью в большей или меньшей степени растворять очищае-
344
*

мое масло; это свойство называется растворяющей силой рас-
творителя. Чем больше растворяющая сила, тем меньше выход
очищенного масла.

Обычно в растворителе эти два свойства сочетаются таким
образом, что при большей растворяющей силе растворитель обла-
дает меньшей избирательностью. Нитробензол, например, обла-
дает относительно большой растворяющей силой, избирательность
его, однако, сравнительно мала. Фурфурол по сравнению с нитро-
бензолом обладает меньшей растворяющей силой и большей
избирательностью.

Растворяющая сила одного и того же растворителя зависит
также от температурных пределов выкипания очищаемого масла
и его группового углеводородного состава. Чем масло тяжелее,
тем менее оно растворяется во всех известных растворителях.
Чем легче очищаемое масло, тем сильнее оно растворяется. На-
пример, очистку нитробензолом высоковязких масел ведут обычно
при температуре 20—35°, при этой же температуре очищать лег-
кие масла нельзя, так как масло полностью растворится в нитро-
бензоле. Поэтому при очистке легких масел приходится снижать
температуру процесса. Большая концентрация алкановых и
циклановых углеводородов в масле повышает температуры
растворения, тогда как повышение концентрации ароматических
углеводородов и смолистых соединений понижает эту темпе-
ратуру.

Влияние количества растворителя. С увеличением количества
взятого растворителя качества очищенного масла повышаются,
а выход уменьшается. Прямой зависимости, однако, здесь не
имеется. При очистке данного масла последовательно равными
порциями растворителя (многократный метод очистки) масло
резко изменяет свои качества после обработки первыми двумя-
тремя порциями растворителя: уменьшаются вязкость и содер-
жание кокса, улучшается индекс вязкости и т. п. Последующие
порции оказывают значительно меньший эффект. Наконец, если
вести экстрагирование еще дальше, то изменение качества очи-
щенного масла становится очень незначительным. Вместе с тем
выход масла значительно снижается (табл. 33). Это говорит о
сравнительно полном удалении нежелательных групп углеводо-
родов.

При очень глубокой очистке масляных фракций с широкими
пределами температур кипения наблюдается заметное извлечение
низкокипящих фракций и в связи с этим вновь начинает повы-
шаться вязкость очищенного масла. В некоторых случаях конеч-
ная вязкость может оказаться больше вязкости исходного масла,
взятого на очистку.

Влияние температуры. Растворимость масла в каждом рас-
творителе с повышением температуры увеличивается и достигает
предела, когда масло полностью растворяется в растворителе.
Этот предел есть критическая точка растворения, а температура,
соответствующая этой растворимости, называется критической
345
Влияние количества растворителя на выход очищенного
масла и на его качества

Масло	Расход нитробен- зола, % (объемн.)	Плот- ность	Вязкость		Индекс вязкости	Коксовое число, %	Выход очищен- ного масла, % (вес.)
			ВУ6о	ВУюо			
Исходное масло . Масло, очищенное	—	0,9023	23,67	3,34	96,5	1,84	100
нитробензолом .	§0	0,898	22,04	3,19	98,5	1,17	64,6
То же		100	0,8948	21,41	3,15	99,5	0,77	61,2
	150	0,8933	20,70	3,13	101	0,71	50,3
	200	0,8891	20,47	3,13	101	0,62	48,3
« 		250	0,8882	20,27	3,14	102	0,55	45,3

температурой растворения. Если взять разные процентные соот-
ношения масла и растворителя, то можно определить ряд точек,
лежащих на критической кривой растворимости.

С .повышением температуры очистки качества получаемого
масла улучшаются при соответственном уменьшении выхода
масла (табл. 34). Сопоставляя влияние температуры и количе-
ства растворителя, можно сказать, что в известных пределах они
взаимно заменяемы. Это значит, что одной и той же степени
улучшения очистки можно достигнуть либо увеличением количе-
ства растворителя, либо повышением температуры очистки.
Очистка масел при высоких температурах резко снижает выход
масел. Чтобы уменьшить растворяющую силу растворителя, при-
бегают к некоторым специальным приемам.

Таблица 34

Влияние температуры очлетки на выход и качества масла

Масло	Темпера- тура очистки, °C	Плот- ность	Вязкость		Индекс вязкости	Коксовое число, %	Выход масла, % (вес.)
			ВУ6о	ВУюо			
Исходное ....	__	0,896	22,7	3,15	96	1,01	
Очищенное 3 раза по 100% нитро- бензола при . .	20	0,887	20,75	3,22	106	0,57	64,5
То же при . . .	30	0,885	20,70	3,25	106	0,42	56,7
	40	0,885	21,79	3,37	106	0,47	52,4
в	*	• •	•	50	0,885	23,39	3,52	102	—	47,7

1.	Работа с рециркуляцией. Охлаждают раствор экстракта,
уходящий из очистной установки при противоточной очистке;
вследствие этого из раствора выделяется часть растворенного
масла, которая отделяется и возвращается в очищаемое сырье.
346
2.	Очистку ведут при переменном температурном режиме.
В части аппаратов или в части экстракционной колонны со сто-
роны вывода раствора экстракта держат более низкую темпера-
туру, а со стороны вывода раствора рафината более высокую;
например, на фурфурольных экстракционных колоннах со сто-
роны ввода масла (нижняя часть колонны) держат температуру
50—70°, а со стороны ввода растворителя 80—130°.

Существует следующая практическая оценка значения обеих
температур: температура выходящего с установки раствора экс-
тракта определяет собой выход готового масла; температура
выходящего раствора рафината определяет качества готового
масла.

При повышении температуры экстрагирования избиратель-
ность растворителей падает.

Сильно смолистые остаточные масла наиболее целесообразно
подвергать сначала деасфальтизации, а затем очистке раствори-
телями. В этом случае чаще всего применяют сложные раствори-
тели, например фенол (в смеси с крезоловыми кислотами) +
-4- пропан. Смесь фенола с крезоловыми кислотами служит для
растворения экстрактной части, а пропан — рафинатной.

При помощи деасфальтизации и очистки двойными раствори-
телями удается получить доброкачественные масла из такого
низкокачественного дестиллата или. остатка, из которого другими
методами невозможно экономичное получение масел хороших
качеств. Конечно, выход масла бывает в таких случаях невысок.

Очистку остаточных масел с умеренным содержанием смол,
а также очистку тяжелых дестиллатных масел можно с успехом
проводить нитробензолом, фенолом, очистку более легких дестил-
латных масел — фурфуролом или фенолом, так как нитробензол
характеризуется значительной растворяющей способностью этих
масел.

Выбор наиболее подходящего растворителя и условий
очистки — задача сложная; разрешается она предварительными
лабораторными исследованиями.

Таблица 35

Сравнительный эффект очистки дестнллатного масла
разными растворителями

Характер и расход растворителя	Выход, % от веса нефти	Плот- ность	Вязкость		Индекс вязко- сти	Коксо- вое число, %	Темпе- ратура засты- вания, °C
			ВУдоо	ВУ50			
Исходный дестиллат . . . Масло после нитробензоль-	23	0,9097	3,51	31,6	70	2,11	—13
ной очистки (200%) . . . Масло после фенольной	12,2	0,8843	2,99	20,8	88	0,48	—23
очистки (200%)	....  Масло после фурфурольной	13,6	0,8927	3,21	24,3	84	0,47	—23
очистки (250%)		14,7	0,8952	3,39	28,1	80	0,56	—24  
В табл. 35 показаны качества масел, полученных из масля-
ного дестиллата косчагыльской нефти после его очистки разными
растворителями и депарафинизации. Из таблицы видно, что
в данном случае может быть применен для очистки любой из
трех растворителей, но лучшие результаты дает фенольная
очистка: получается удовлетворительное масло при относительно
высоком выходе его из нефти.

В табл. 36 сравниваются результаты очистки различными спо-
собами остаточного масла из смешанной доссор-макатской нефти.
Из результатов видно, что очистка растворителями по сравнению
с кислотно-адсорбционной дает улучшение вязкостных свойств и
коксового числа, увеличение выхода масла.

Таблица 36

Очистка остаточного масла разными способами

Способы очистки масляного остатка	Темпера- тура эк- стракции, °C	Вы ход рафи- ната, %	Индекс вязкости	Коксовое число, %	Темпера- тура за- стывания, °C	Расход раствори- теля , %
15% серной кислоты-(-кон- тактное фильтрование с 20% земли 				53	82	0,9		0
Нитробензол + фильтрова- ние через слой адсорбента	15	68,4	91	0,25	-16	200
Фенол-(-фильтрование через слой адсорбента ....	60	74,1	91	0,4	-17	250
Фурфурол -j- фильтрование через слой адсорбента	90	75	87	0,83	— 18	300

§ 83. Общая принципиальная схема процесса очистки масел
избирательными растворителями

Очистка масел растворителями относится к неидеальному
случаю процесса экстрагирования. После очистки получается
всегда рафинат, содержащий до 10—25% растворителя, который
необходимо затем отогнать на специальной отгонной установке.
Последние следы растворителя из рафината и экстракта уда-
ляются водяным паром. Вода, образовавшаяся при конденсации
пара, растворяет растворитель, который извлекается частично на
особой установке.

Установка для масла должна таким образом включать:

1)	экстракционную аппаратуру;

2)	аппаратуру для отгонки растворителя от. экстракта;

3)	аппаратуру для отгонки растворителя от рафината;

4)	аппаратуру для извлечения растворителя из водяного кон-
денсата перегонных установок;

5)	аппаратуру для доочистки масел.
Принципиальная схема установки следующая (фиг. 111).

Исходное масляное сырье обрабатывается растворителем на
экстракционной (очистной) аппаратуре Э1. Рафинат, содержащий
некоторое количество растворителя, нагревается в нагреватель-
ной аппаратуре ПГ, в отгонной колонне И1 растворитель отго-
няется от рафината. Экстрактный раствор с очистной установки
нагревается в отдельной нагревательной аппаратуре П2; основ-
ная масса растворителя отгоняется от экстракта в испарите-
лях И2, остальное количество—в отгонной колонне К1, с низа
которой отводится экстракт. Безводный (сухой) растворитель

через верх испарителей Й2
поступает после конденса-
ции в емкость А1.

Отгонка растворителя
из растворов экстракта и
рафината в отпарных ко-
лоннах производится при
помощи водяного пара.
Поэтому смесь паров рас-
творителя и водяного па-
ра с установок И1 и К1
конденсируется и посту-
пает на колонну К2, слу-

Фиг. 111. Принципиальная схема очистки
масел избирательными растворителями.

жащую для отгонки (регенерации) растворителя из водных рас-
творов. Оттуда сухой растворитель отводится в емкость А1,
а вода в канализацию. Из емкости А1 растворитель вновь
используется в очистной системе Э1.

Экстрагирование (очистка) масла производится в ступенчатой
противоточной системе, состоящей из 5—8 ступеней; каждая сту-
пень состоит из смесителей и отстойников (фиг. 115). Чаще же
очистка производится в противоточной колонной установке
(фиг. 116).

Отгонка (регенерация) растворителя из рафинатного раствора
производится в одну, иногда в две ступени. В первом случае рас-
твор нагревается в трубчатой печи П1 или в паровых подогрева-
телях и поступает в отгонную колонну К1, работающую с вво-
дом водяного пара. С верха колонны отводится смесь паров рас-
творителя и водяного пара (фиг. 112, а). Смесь, как указывалось
ранее, поступает на регенерацию растворителя из водных рас-
творов.

При двухступенчатой отгонке растворителя от рафината рас-
твор, нагретый в трубчатой печи или в подогревателях, поступает
сначала в испаритель И1, работающий без водяного пара, затем
в отпарную колонну К1 (фиг. 112,6). Оба эти аппарата обычно
смонтированы в виде одного устройства: в верхней части нахо-
дится испаритель, в нижней — отпарная колонна. Сухой раство-
ритель из испарителя поступает непосредственно в емкость, об-
водненный растворитель из отпарной колонны — на регенерацию
растворителя из водных растворов.
Отгонка (регенерация) растворителя из экстрактного раствора,
тд,е содержится много растворителя (85—95%) и мало нелету-
чего компонента — экстракта (5—15%), осуществляется обычно
в три ступени. Запас тепла паров последующей ступени исполь-
зуется для подогрева раствора в предыдущей ступени. На уста-
новках, где применяются трубчатые печи для нагрева раствора
экстракта, тепло вносится в испарители частью экстракта, цир-
кулирующей через трубчатую печь (фиг. 113).

И1

Сухие пары
.растдорителя

Лары

-у раапбарителя

-- и Водяной пар

Фиг. 112. Принципиальные схемы регенерации растворителя из
рафинатных растворов.

а — одноступенчатая колонна; д'—двухступенчатая колонна.

Метод работы и схема устройства для извлечения раствори-
телей из водных растворов зависят от степени растворимости
растворителей в воде (и воды в растворителях) и условий обра-
зования азеотропных смесей.

Многие растворители, например крезолы, фурфурол, фенол
и др., характеризуются относительно высокой взаимной раство-
римостью с водой (табл. 32) и образованием при этом азеотроп-
ных смесей с постоянными температурами кипения, например
следующие.

Растворитель	Температура кипе- ния азеотропной смеси при  760 мм рт. ст., °C	Содержание рас- творителя в азео- тропной водной смеси, % (вес.)
Фенол	  .	. 			98	9
Крезолы (opmi>-, мета- и пара-)		98,9	6
Фурфурол 		97,8	35
Это осложняет схемы установок и требует в каждом отдель-
ном случае особого решения задачи. Так, например, регенерацию»

Фиг. 113. Принципиальная схема трехступенчатой регенерации растворителя
из экстрактных растворов.

И1—испаритель первой ступени; И2—испаритель второй ступени; К1 — отпарная колонна
(третья ступень); П1 — трубчатая печь; Т1 — теплообменник-подогреватель экстрактного
раствора парами растворителя из второй ступени; Т2— холодильник для растворителя;.
ТЗ—-холодильник для экстракта; / — пары растворителя из первой ступени для использования
их запаса тепла направляются в систему обезвоживания растворителя; 2 —пары растворителя
второй ступени; 3—пары растворителя и воды из отпарной колонны; 4 — рециркулирующая
часть экстракта.

водного фурфурола можно произвести ректификацией вследствие
большой разницы концентраций растворителя в парах и в кон-

денсате.

При регенерации же фенола, раство-
римость которого в воде при 38—40°
практически одинакова с содержанием его
в парах азеотропной смеси, прибегают
к абсорбции паров фенола сырьем
(фиг. 114).

Фиг. 114. Абсорбер для
извлечения фенола из.
смесис водяными парами.
2—ввод смеси паров фенола и
воды; 2—поток масла, предна-
значенного для очистки фено-
лом; в—подогреватель; 4—
абсорбер; 5—водяные пары,
освобожденные от паров фе-
нола; 0—масло с извлеченным
фенолом.

§ 84.	Многоступенчатая противоточная
очистка масел нитробензолом

Ступенчатая экстракционная установ-
ка (фиг. 115) состоит из смесителей С1—
С5 пропеллерного типа и соответствую-
щего количества горизонтальных или вер-
тикальных отстойников 01—05.

Очищаемое масло попеременно прохо-
дит через смесители, где оно экстраги-
руется противоточно идущим растворите-
лем (нитробензолом), и затем через

отстойник, где оно отделяется от растворителя. В смеситель С1
поступает исходное масло (в случае надобности через холодиль-
ник 77), где перемешивается с раствором экстракта, поступив-
шим через межфазный регулятор уровня 2 из отстойника 02.
Смесь перекачивается из смесителя С1 в отстойник 01, откуда
полуочищенный рафинатный раствор (верхний слой) поступает
в смеситель С2, где смешивается с раствором экстракта из
отстойника ОЗ, и т. д.

В последнем смесителе С5 рафинат окончательно обрабаты-
вается чистым растворителем; по выходе из отстойника 05 рас-
твор рафината поступает в предназначенную для него емкость.
Точно так же в противоположном конце системы из отстой-
ника 01 раствор экстракта поступает в свою емкость.

Рафинат

Фиг. 115. Схема многоступенчатой противоточной экстрак-
ционной установки.

1 — 5—регуляторы уровня.

Экстрагирование ведется при 20—45°. Отгон нитробензола из
растворов рафината и экстракта при 180—190° в трубчатых пе-
чах не вызывает никаких осложнений при соблюдении надлежа-
щих предосторожностей. Отгонные установки включают рафи-
натную и экстрактную колонны для отгона растворителя и соот-
ветствующие отпарные колонны для отдувки последних следов
растворителя. Вследствие высокой температуры кипения нитро-
бензола в те и другие колонны подается водяной пар, а отпарные
колонны для большей эффективности иногда работают под ваку-
умом.

§ 85.	Противоточные колонные установки для очистки масел
растворителями

Технологическая схема установки для очистки фурфуролом
(фиг. 116). Очищаемое масло через подогреватель Т1 подается
в середину противоточной экстракционной колонны Э1. В верх-
нюю часть той же колонны вводится подогретый в теплообмен-
нике Т2 фурфурол. Колонна Э1 подобна насадочной ректифика-
ционной колонне и представляет собой вертикальный цилиндр,
заполненный на некоторую высоту (например, 6,0 м) керамиче-
скими кольцами. Через каждые 1 —1,2 м слоя по высоте такой
352
насадки имеются тарелки для перераспределения фаз. Темпера-
тура жидкости в зоне ввода сырья поддерживается 45—95°, тем-
пература в зоне ввода растворителя до 140°.

Нижняя половина экстракционной колонны служит для про-
мывки раствора экстракта; для этой цели сюда возвращается из
испарителя ИЗ низкого давления часть полусггогнанного экстракт-
ного раствора.

Фиг. 116. Схема установки для очистки масел фурфуролом.

Т1— подогреватель сырья; 72—подогреватель фурфурола; 32 —экстракционная колонна;
ТЗ—теплообменник для рафината; Т4—конденсатор; TS—конденсатор для водного фурфурола;
76—теплообменник экстракта; И1— испаритель для рафината; К1—отпарная колонна для
рафината; ИЗ—испаритель низкого давления (атмосферного) для экстракта; И2—испаритель
экстракта (высокого давления); К2—отпарная колонна для экстракта; КЗ—сушильная ко-
лонна; К4 — колонна для водного фурфурола; OZ—отстойник-водоотделитель; П1 — трубчатая
печь.

Очищенное масло, содержащее примерно 9—10% фурфурола,
из колонны Э1 подается для подогрева в теплообменник ТЗ, а за-
тем в испаритель И1 и отпарную колонну К7; тепло в испари-
тель И1 подводится также через трубчатую печь П1 за счет
циркуляции части жидкости по схеме испаритель И1— печь —
испаритель И1. Из колонны К1 уходит масло, свободное от фур-
фурола. В этой колонне остатки растворителя отгоняются в при-
сутствии вводимого в колонну водяного пара.

Раствор экстракта из нижней части колонны Э1 поступает
через теплообменники в нагревательную печь П1, в испаритель
повышенного давления И2, в испаритель атмосферного давле-
ния ИЗ (через теплообменник Тб). Некоторая часть горячего

23 Зак. № 1779.	353
экстракта из испарителя ИЗ циркулирует через низ колонны Э1.
Другая часть экстракта непрерывно направляется на отпарку
следов фурфурола открытым паром в колонну К2.

Отгон фурфурола на рафинатной и экстрактной установках
производится при нагреве до 180—220°. Отогнанный в испари-
телях фурфурол конденсируется и охлаждается в теплообмен-

Фиг. 117. Тарельчатая колонна
для экстракции растворителя-
ми.

&

*

никах, проходит через сушильную
колонну КЗ для удаления следов во-
ды и возвращается в систему очист-
ки для повторного использования.
Обводненный фурфурол из отпари-
вающих колонн собирается отдельно
в отделителе 01, где образуются
два слоя: нижний — растворитель с
небольшим содержанием воды и
верхний — вода с небольшим содер-
жанием растворителя. Слой раство-
рителя направляется в упоминав-
шуюся уже колонну КЗ, водяной
слой в специальную колонну К4 (во-
дяную). В этой колонне следы рас-
творителя отпариваются, а вода спу-
скается в канализацию. Освобожден-
ный от воды фурфурол возвращает-
ся в систему.

Показатели процесса фурфуроль-
ной очистки. Из описания видно,
что растворитель постоянно цирку-
лирует в системе. Небольшое коли-
чество его все же теряется — в
среднем 0,2% веса очищаемого мас-
ла (при расходе растворителя на
очистку, равном 150—200% веса
очищаемого масла).

Результаты очистки фурфуролом

приведены в табл. 37.

В отличие от приведенной схемы отгон растворителя от ра-

фината можно вести в одну ступень в вакуумной колонне, где
поддерживается остаточное давление около 100 мм рт. ст. и тем-

пература в низу колонны 200°; нагрев рафинатного раствора в
печи до 220°. В колонну вводится водяной пар. Остаточное со-
держание фурфурола в рафинате составляет не более 0,01%.

Колонны для экстракции растворителями могут быть насадоч-
ные и тарельчатые. На фиг. 117 показана схема устройства и
действия тарельчатой колонны.

Для установки производительностью 20 т/час очищаемого
сырья размеры насадочной колонны следующие: высота общая
30 м, диаметр 3,0 л; число насадочных тарелок 8, расстояния
между ними 2,2—2,3 м вверху и 2,5—2,8 м внизу. Диаметр ко-
Таблица 37

Результаты очистки масел 200% (объемн.) фурфурола

Показатели	Средний дестиллат			Тяжелый дестиллат		
	сырье	рафинат	экстракт	сырье	рафинат	экстракт
ПЛОТНОСТЬ			0,918	0,879	0,992	0,929	0,882	0,986
Вязкость ВУ100		1,71	1,52	2,71	2,75	2,00	5,70
Индекс вязкости		52	97	—	43	96	—
Коксовое число, % ... 	0,28	0,02	—	1,05	0,02	—
Выход рафината, % . . .	—	—	—	100	60	-—

Показатели	Деасфальтированный гудрон			Тяжелый автол из бакинских нефтей	
	сырье	рафинат	экстракт		
				сырье	рафинат
Плотность £15		0,936	0,897	0,972	0,930	0,915
Вязкость ВУ100		7,60	4,90	11,70	2,6	2,3
Индекс вязкости 		63	93	—	—	—
Коксовое число, % . . . .	2,4	0,44	—	0,7	0,35
Выход рафината, %	...	—	—	—	100	83

лонны рассчитывается, исходя из скорости движения раствора,
которую можно принять примерно w = 20 мР/час на 1 м2 площади
поперечного сечения колонны. Если суммарный объем жидкостей
в колонне

V = V1 + V2 + V3 м31час,

(где Vi—объем сырья; V2—объем введенного растворителя;
Уз — объем циркулирующего экстракта), то площадь поперечного
сечения колонны

F = V :ы м1.

Обслуживание колонных установок. При обслуживании очист-
ных установок (на примере фурфурольной очистки) стремятся
к недопущению содержания вод!ы в фурфуроле больше 0,5%
(крайний предел 1%). Повышенная влажность резко ухудшает
результаты очистки, так как снижается и без того относительно
невысокая растворяющая сила фурфурола.

Количество циркулирующего через нижнюю зону очистной
колонны экстракта, освобожденного в отгонной рафинатной ко-
лонне от растворителя, поддерживают в пределах 30—70% веса
исходного сырья. Польза этого приема работы в том, что в ниж-
ней зоне очистной колонны в жидкости повышается содержание
экстрактной части масла, уменьшается растворимость в фурфу-

роле промежуточных по характеру масляных компонентов, сле-
довательно, повышается (на 5—10%) выход рафината.

Нагрев рафинатного и экстрактного растворов для отгонки
фурфурола нельзя поднимать выше 220—230° вследствие малой
термической и химической (против окисления) стабильности фур-
фурола при более высоких температурах.

Температуру подаваемого в очистную колонну фурфурола
(обычно 140°) следует держать немного выше, чем температура
отводимого сверху рафинатного раствора (обычно 135°). Темпе-

Фиг. 118. Схема циркуляции
через холодильник и низ ко-
лонны экстрактного раствора.

Э1—экстракционная колонна; Н1—
циркуляционный насос; Т1 — холодиль-
ник.

вещество с относительно

ратура вводимого в колонну сырья
и выводимого экстрактного раствора
примерно 100°.

Образующийся в очистной колон-
не некоторый избыток тепла можно
снять циркуляцией через холодиль-
ник и низ колонны некоторой части
экстрактного раствора (фиг. 118).

Установки для очистки масел фе-
нолом. Установки для очистки фено-
лом во многом сходны с фурфу-
рольными установками. Особен-
ностью фенола является то, что при
обычной температуре это — твердое
высокой температурой плавления.

Вследствие этого приходится принимать особые меры для обо-
грева аппаратов и трубопроводов. Часто пользуются добавле-
нием фенольной воды к раствору экстракта в нижней части
очистной колонны. Водный фенол слабее растворяет масла,

и часть их поэтому выделяется из раствора экстракта, увеличи-
вая выход рафината.

Регенерация фенола из рафинатного раствора производится
в две ступени, из экстрактного — в три ступени, отгон водного
фенола — в атмосферных колоннах, отпарка — в вакуумных ко-
лоннах, основная масса фенола отгоняется в испарителе повы-
шенного давления (4 ати). Следы фенола из водяных паров, по-
кидающих отпарные колонны, улавливаются в особом абсорбере
встречным потоком сырья перед поступлением его в очистную

колонну.

Экстракционная колонна снабжается распределительными та-
релками. Колонна диаметром 3,6 м может пропустить в сутки
1300 т масла и 2300 т фенола. Температурный режим в колонне:
наверху 70—115°, внизу 45—60°. Исходное соотношение количе-
ства фенола и сырья: от 1,0 до 3,5 по весу. Раствор рафината
содержит в среднем 20% фенола.

Очистка жидким сернистым ангидридом. Этот процесс изве-

стен давно; метод долгое время применялся лишь для очистки
керосина, затем его применили для очистки машинного, турбин*
ных и многих других масел. В последние годы этот процесс усо-
вершенствован в том отношении, что жидкий SO2 применяется
в смеси с бензолом. Это дает высокий эффект очистки и неболь-
шие потери продукта.

Очистка крезолом. Крезол считается мало подходящим изби-
рательным растворителем вследствие низких критических темпе-
ратур взаимного растворения крезола и масляных дестиллатов.
В 1941 г. наши специалисты предложили добавлять к крезолу
воду для повышения критических температур и использовать
водный крезол для очистки автомобильных и автотракторных де-
стиллатных масел из бакинских нефтей на противоточной экстрак-
ционной колонне. Применяемый крезол представлял собой смесь
орто-, мета- и пара-крезолов, причем содержание орто-крезола в
этой смеси было незначительно.

При работе с водным крезолом производительность (по сырью)
экстракционной колонны не снижается по сравнению с произво-
дительностью при работе с фурфуролом.

§ 86.	Очистка масел смешанными растворителями

Изменение растворяющей силы растворителя, достигаемое в
отдельных случаях изменением температуры экстрагирования,
может быть осуществлено добавлением других жидкостей. Уже
упоминалось о добавлении воды при фенольной очистке масел.
Вода уменьшает растворимость масла. Добавкой воды к раствору
экстракта можно выделить некоторое количество экстракта, ко-
торый возвращается в процесс как рециркулирующий поток. Тот
же принцип достигается применением двойных растворителей.

При одновременном применении двух противоположных по
свойствам растворителей один служит для растворения экстракт-
ной, нежелательной, части масла, а другой — для растворения
рафинатной части, т. е. основной, полезной части масла. Наиболь-
шее развитие получил процесс, в котором в качестве первого рас-
творителя использованы смесь фенола с крезоловыми кислотами,
в качестве второго — жидкий пропан.

Экстрагирование двойным (сложным) растворителем произво-
дится на противоточной многоступенчатой установке (фиг. 119)..
В смеситель С7 вводится из емкости свежий растворитель —
смесь фенола и крезоловых кислот сюда же поступает из от-
стойника Об раствор в пропане почти очищенного рафината.

Полученная смесь перетекает в отстойник 07 и здесь разде-
ляется на два слоя: 1) раствор в пропане вполне очищенного
масла (рафината); 2) растворитель фенол-крезол с извлеченным
из масла дополнительным количеством экстрактной части. Рас-
твор рафината в пропане выводится из системы. Фенол-крезол
направляется в смеситель С6. Сюда же поступает из отстой-

1 Для краткости этот растворитель будем называть фенол-крезол.
Пропан

Сырье

. Фенол *
+ крезол

Экстрактный,
раствор

Фиг. 119. Принципиальная схема
процесса очистки масел сложным
растворителем.

цика 05 пропановый раствор масла с большим содержанием
экстрактной части. Разделение двух растворов происходит в от-
стойнике Об. Следуя таким путем из смесителя в смеситель и
встречая новые порции масла в растворе пропана с увеличиваю-
щимся содержанием в масле экстрактной части, фенол-крезол,
обогащаясь этой частью, поступает, наконец, в смеситель СЗ.

В этот же смеситель вводится исходное сырье, подлежащее
очистке; из отстойника 02 сюда поступает пропан, в котором
растворено небольшое количество рафинатной части масла, уне-
сенного фенол-крезолом и из-
влеченного пропаном в смеси-
телях С2 и С1.

Масло в смесителе СЗ рас-
пределяется следующим обра-
зом: большая доля рафинатной
части переходит в пропан, а
большая доля экстрактной час-
ти—в растворитель фенол-кре-
зол.

В смесителях С2 и С1 и от-
стойниках 02 и 01 раствор
экстрактной части в фенол-кре-
золе промывается пропаном и
освобождается от увлеченного
им небольшого количества ра-
финатной части так же, как
проводилось до этого извлече-
ние растворителем фенол-кре-
зол экстрактной части, увле-
ченной пропановым раствором
масла.

В первый смеситель С1 по-
ступает свежий пропан, а с дру-

гой стороны — фенол-крезол с растворенной в нем экстрактной
частью масла. После разделения в отстойнике 01 окончательный
раствор в фенол-крезоле экстракта выводится из системы.

Итак, в системах С1 — 01 и С2 — 02 осуществляются две
ступени промывки пропаном раствора экстракта. В системах, на-
чиная с СЗ — ОЗ до С7 — 07, происходит пятиступенчатое экстра-
гирование экстрактной части из масла при помощи фенол-
крезола.

Технологическая схема одной из современных установок для
описываемого процесса показана на фиг. 120.

Через экстракционную систему, состоящую из семи смесите-
лей и семи горизонтальных отстойников 01 — 07, прокачиваются
растворители двумя встречными потоками. Сырье подается в си-
стему перед третьим смесителем по ходу пропана; при очистке
оно постепенно распределяется между двумя потоками, как было
объяснено выше: в пропан переходит рафинатная часть, а в фе-
358

Рафинатный
раствор
нол-крезол — экстрактная. Из экстракционной системы со сто-
роны входа пропана отводится фенол-крезол с растворенным
в нем экстрактом, а со стороны входа фенол-крезола отводится
пропан с растворенным в нем рафинатом.

Раствор рафината подогревается в теплообменнике и по-
дается в пропановую колонну KJ для отгона пропана. Отгон про-
изводится под давлением 14 ати при температуре- в верху ко-

Фиг. 120. Схема установки для очистки масел смешанными растворителями.

Q1—07 — отстойники экстракционной системы; К1—пропановая колонна для рафината;
И1—испаритель для отгонки фенол-крезола из рафината; К2—отпарная колонна для рафи-
ната; КЗ—пропановая колонна для экстракта; И2—испаритель для отгонки фенол крезола
из экстракта; К4—отпарная колонна для экстракта; К5—сушильная колонна; 171—печь для
раствора рафината; П2—печь для раствора экстракта; Tl, Т2, ТЗ—конденсаторы; OS—водо-
отделитель.

лонны 66°. Тепло испарения пропана компенсируется циркуля-
ционным нагревом в трубчатой печи П1 продукта из нижней
части колонны К1. Раствор рафината, лишенный пропана, пере-
ходит в атмосферный испаритель для фенол-крезола. Здесь про-
изводится отпарка основного количества этого растворителя при
200—220° на верху испарителя и 280—290° в низу него. Тепло
испарения этого растворителя также компенсируется циркуля-
ционным нагревом до 300—340° части жидкости в отдельном
змеевике трубчатой печи П1. Отпаренный рафинат, содержащий
доли процента растворителя, поступает в колонну К2, где отпа-
ривается открытым водяным паром. Отпаренный рафинат — ко-
нечный продукт —• отводится в емкость.

Раствор экстракта обрабатывается по аналогичной схеме —
для экстракта в пропановой колонне КЗ, для фенол-крезола
в трубчатой печи П2, испарителе И2 и колонне К4.

Пары из пропановых колонн К1 и КЗ конденсируются в кон-
денсаторе Т1 и собираются в приемнике для пропана. Пары из
колонн К2 и К4 направляются в соответствующие испарители
И1 и И2. Пары фенол-крезола из этих испарителей конденси-
руются в конденсаторе Т2; конденсат собирается в сушильную
колонну К5. Сухой растворитель откачивается в приемник. Пары

Фиг. 121. Устройство горизонтального отстойника

1—отстойник; 2—смесительная камера; 3—вход масла и раствори-
телей; 4—выход рафинатного раствора; 5—выход экстрактного рас-
твора; б — козырьки; 7 — указатель уровня; 5—люк.

воды и растворителя конденсируются в конденсаторе ТЗ', конден-
сат разделяется на два слоя в водоотделителе ,08. Слой фенол-
крезола возвращается в колонну К5, а вода в отдельную емкость
для промывки от следов фенол-крезола. Промытая вода’ посту-
пает в испарители и возвращается в отпарные колонны.

Аппаратура. Цилиндрический горизонтальный экстрактор-
отстойник 1 имеет внутреннюю смесительную камеру 2; в послед-
нюю вводятся через патрубок 3 масло и растворители (фиг. 121).
Смесь выходит через многочисленные отверстия в отстойное
пространство 1. Рафинатный раствор выходит через патрубок 4,
экстрактный — через патрубок 5.

На установке определенной производительности применяют
две группы экстракторов-отстойников: одну с большими диа-
метром и длиной, другую с меньшими. Этим достигается соблю-
дение скорости движения жидкостей в отстойном пространстве
(не выше 20—50 мм/сек) и времени их пребывания там (10—
20 мин.). При производительности установки по сырью (масля-
ный концентрат), например, около 20‘т/час достаточны экстрак-
ционные аппараты диаметром 3,0 и 2,0 м и длиной соответ-
ственно 7,3 и 3,0 м.
Показатели и условия ведения процесса очистки. Состав фе-
нол-крезолового растворителя может колебаться в очень широких
пределах — от 20 до 80% фенола, остальное крезол. Обычно при-
меняют смесь, состоящую из 60—70% крезола и 40—30% фе-
нола; рабочая температура процесса экстрагирования 40°.

В последнее время иногда применяют растворитель с боль-
шим содержанием фенола — от 60% до 80% (вес), что позво-
ляет вести процесс при более высокой температуре (50—60°).
Это особенно важно для южных районов, где летом трудно дер-
жать температуру ниже 40°.

Критическая температура растворения (КТР) фенола значи-
тельно выше, чем крезолов.

Состав, %		КТР, °C
фенола	крезола	
25	75	~30
60	40	~50
80	20	~60

Работа при повышенных температурах вызывает и повышение-
давления в аппаратах, работающих с пропаном.

Наблюдаются следующие примерные закономерности: при
увеличении расхода пропана ухудшаются вязкостно-температур-
ные характеристики очищенного масла (коксовое число чаще не
изменяется, иногда уменьшается). При увеличении расхода фе-
нол-крезола улучшаются вязкостно-температурные характери-
стики масла и коксовые числа.

В табл. 38 приведен примерный материальный баланс про-
цесса экстрагирования концентрата на установке производитель-
ностью 59,2 т/час по сырью.

Таблица 38

Материальный баланс процесса экстрагирования

	% от сырья	Состав растворов, %	Темпера- тура, °C	Плотность
Поступление				
Масляный концентрат		100	—	50	0,902
Пропан .... 		250		40	0,470
Фенол-крезол		470	—	50	1,032
Итого 		620	—	—	—

3в1
Продолжение табл. 38

	% от сырья	Состав растворов, %	Темпера- тура, °C	Плотность
Выход  Рафинатный раствор рафинат 		60	24,1	50	0,858
пропан 		135,7	54,6	50	0,460
фенол-крезол		52,9	21,3	50	1,032
Итого . . . .	248,6	—	—	—
Экстрактный раствор экстракт 		40	7	41	0,995
пропан 		114,3	20	41	0,469
фенол-крезол 		417,1	73	41	1,041
Итого 		571,4	—	—	—
Баланс . . . .	820		—	—

§ 87. Деасфальтизация масел в пропановом растворе

Удаление асфальтово-смолистых веществ из масел путем
•осаждения этих веществ пропаном имеет большое распростра-
нение.

Остаточные нефтяные полупродукты, применяемые для изго-
товления масел, содержат обычно большое количество смол и
асфальтенов. Такие полупродукты не могут быть успешно и эко-
номично очищены описанными выше избирательными раствори-
телями, серной кислотой или адсорбентами. Их целесообразно
предварительно подвергнуть деасфальтизации — удалению смол
и асфальтенов при помощи особых растворителей.

Эффективное осаждение смолисто-асфальтовых веществ из
нефтепродуктов можно производить при помощи жидкого про-
пана. При некоторых условиях пропаном могут осаждаться также
и высоковязкие углеводородные фракции масел («холодная
фракционировка»).

Вместо чистого пропана можно применять с несколько мень-
шим успехом пропан-пропеновую фракцию крекинг-газов. Однако
если в ней содержится заметное количество С4Н8 и С4Н]0 и бо-
лее тяжелых углеводородов, то это ухудшит качества деасфаль-
тированного масла, так как эти углеводороды хуже осаждают
смолы.

Наоборот, этан осаждает не только асфальтены и смолы, но
и высоковязкие фракции масел.

Для успешной деасфальтизации данного сырья пропаном
очень важное значение имеют: 1) количество пропана, 2) степень
•чистоты его и 3) температура обработки пропаном масла.
Влияние количества пропана видно из следующего. Первые
порции пропана растворяются в масле, не вызывая выделения
осадка. При дальнейшем добавлении пропана из масла осажда-
ются асфальтово-смолистые вещества, образуя резко отграничен-
ный темный слой, раствор же масла постепенно светлеет. При
добавлении 5—8-кратного (по отношению к масляному сырью)
объема пропана большая часть смол и асфальтенов выделяется
из масла. Осаждающаяся смолистая часть по мере дальнейшего
добавления пропана изменяет состав и физические свойства: сни-
жаются ее вязкость и плотность. Происходит это потому, что в
первую очередь выделяются в осадок асфальтены, а затем менее
высокомолекулярные смолы.

Степень чистоты технического пропана определяется содержа-
нием в нем С3Н8. На практике применяют пропан, содержащий
не более 6% других алканов. Примесь непредельных (пропена
и др.) делает пропан менее избирательным. Пропан-пропеновая
фракция крекинг-газа является поэтому нежелательной в каче-
стве растворителя при деасфальтизации, хотя она все же при-
меняется для этой цели.

Температура процесса деасфальтизации колеблется в преде-
лах 40—80°. Чаще применяют верхний предел. При понижении
температуры из пропанового раствора начинают осаждаться
твердые парафин и церезин. При повышении температуры уси-
ливается осаждение высокомолекулярных углеводородных соеди-
нений; выход масла уменьшается. При температуре, близкой к
критической (96,7°), пропан не содержит в себе масел. Таким
•образом, изменяя температуру, можно при помощи пропана по-
следовательно выделить из масла асфальтены, смолы и отдель-
ные высоковязкие масляные фракции.

На новейших установках для противоточной деасфальтизации
применяют исключительно аппараты колонного типа. Вверху дер-
жат более высокую (на 15—’20°) температуру, чем внизу ко-
лонны, и тем самым легко контролируют более четкое разделе-
ние масла и асфальтовой части. Из последней удается извлекать
фракции, которые по составу, вязкости и другим свойствам
с успехом могут входить в состав масляной части.

Схема установки для деасфальтизации масел приведена на
фиг. 122. Сырье непрерывно прокачивают через паровой подо-
греватель Т1 и вводят в экстракционную колонну Э1, несколько
выше ее середины. Пропан в сжиженном виде подают через
подогреватель Т2 в нижнюю часть той же колонны. В зоне, за-
ключенной между вводами сырья и пропана, распыляемых при
помощи маточных труб, происходит взаимодействие масла, опу-
скающегося вниз, и растворителя, поднимающегося вверх. Тес-
ному перемешиванию способствуют 8—10 ситчатых тарелок
(сегментов) или насадка из керамических колец.

Из верхней отстойной части отводятся через верх колонны
деасфальтированное масло в растворе пропана, через низ ко-
лонны асфальтово-смолистый остаток с небольшим количеством
растворенного в нем пропана. Затем пропан отгоняется от масла
в испарителях И1 и И2, обогреваемых водяным паром низкого
давления (И1) и высокого давления (И2). Остатки пропана от-
париваются открытым водяным паром в отпарной колонне КК
Пропан из битумной части отгоняется на установке, состоящей
из нагревательной печи П1, испарителя К2, работающего под
давлением, отпарной колонны КЗ. Пары пропана высокого давле-
ния из испарителей конденсируются в конденсаторе-холодиль-
нике ТЗ; пропан направляется в сборник А1. Смесь водяных па-

Фиг. 122. Схема установки для деасфальтизации масел в пропановом
растворе.

TI—подогреватель сырья; Т2—подогреватель пропана; ТЗ, Т4, ТЗ—конденсаторы для про-
пана; Э1 — экстракционная колонна; И1, И2—испарители пропана из масла; ГН— печь для
смоляного раствора; К1— отпарная колонна для раствора масла; К2—испаритель; КЗ — отпар-
ная колонна; А1— емкость для пропана; Ml—компрессор; 01— трап.

ров и паров пропана низкого давления из отпарных колонн про-
ходит через конденсатор Т4; затем пары пропана, пройдя через
трап 01, сжимаются компрессором Ml, охлаждаются в конден-
саторе-холодильнике Т5; жидкий пропан направляется в прием-
ник А1.

Температура в экстракционной колонне в верхней масляной
зоне до 75—85°, в нижней битумной 50—60°, давление в ко-
лонне К1 до 40 ат; расход пропана обычно 800% по объему;
потери пропана ниже 0,5%; температура процесса отгонки про-
пана в испарителях И1 и И2 примерно 130—150°, в испари-
теле К2 около 220°; водяной пар, подаваемый в водяные колонны,
имеет давление 10 ат.
Результаты деасфальтизации. При обработке пропаном тяже-
лого масляного концентрата выход рафината составляет 65—
78%, выход асфальта 22—35%. Качества сырья и полученных
продуктов приведены в табл. 39.

Таблица 39

Результаты деасфальтизации в пропановом растворе
различных нефтепродуктов

Показатели	Масляный концентрат I			Масло П	
	до деас- фальтиза- ции	после де- асфальти- зации про- паном (400% вес.)	тот же ис- ходный концентрат, но очищен- ный серной кислотой  и адсорбен- том 1	до деас- фальтиза- ции	после деасфаль- тизации
Плотность		0,942	0,916	0,923	0,879	0,833
Температура вспышки, °C	296	306	309	298	286
Вязкость, ВУ100 		15,4	6,33	8,7	15,0	11,2
Коксовое число, % . . . .	5,8	2,3	3,3	11,1	1,2
Температура застывания, °C	—	—.	—	+ 32	+ 46
Выход масла, % (вес.) от					
исходного сырья ....	100	68,5	51	100	56
					(объемн.)

1 Расход кислоты 15% и расход зикеевской земли 20% на контактную
нейтрализацию.

Примерный материальный баланс деасфальтизации сырья
вязкостью ВУ|Оо — 15,5(объемн. %):

Взято:

1)	сырья ..................*................. 100,0

2)	пропана .................................. 800,0

Получено:

1)	раствор масла в пропане .......... .	. .

в том числе масла .......................

, пропана .........................

2)	асфальта с пропаном ....................

в том числе асфальта ....	..........

, пропана .........................

900,0

837,0

8,2%

91,8%
63,0
50%
50%

900,0

Выход в процентах к исходному сырью

П($ объему По весу

Деасфальтированное масло................ 68,4	65,0

Асфальт ................................ 31,6	35,0

В последнее время при производстве остаточных масел чаще
используют сочетание процессов деасфальтизации пропаном и
очистки одинарными растворителями — фенолом, фурфуролом,
чем процессы с двойным растворителем, так как этот метод ра-
боты более эффективен и гибок.

Процесс деасфальтизации пропаном может применяться
также для подготовки сырья для каталитического крекинга; од-
новременно с деасфальтизацией происходит и обессоливание
сырья для крекинга.

§ 88. Основы процесса депарафинизации масел

Назначение процесса и методы депарафинизации. Депарафи-
низацией называется удаление из нефтепродуктов твердых при
низкой температуре углеводородов. Такие углеводороды в основ-
ном состоят из высокомолекулярных алканов, начиная с гекса-
декана С1бН34, имеющего температуру плавления +18°. Кроме
алканов, смесь высокоплавких твердых углеводородов содержит
цикланы и небольшое количество ароматических углеводородов
с длинными алкановыми цепями.

Наличие твердых углеводородов обусловливает высокую тем-
пературу застывания нефтепродуктов и малую подвижность их
при низких температурах. Это приводит к затруднениям при ис-
пользовании нефтепродуктов, особенно смазочных масел, в ме-
ханизмах, работающих при пониженных температурах. Выде-
ляющиеся при этих условиях твердые углеводороды создают
в жидкости кристаллическую сетку; она и вызывает потерю по-
движности нефтепродукта. Этому же способствуют адсорбция
жидкой фазы кристаллами и создание вокруг кристалликов
сольватных оболочек.

Выделенные из нефтепродуктов и надлежащим образом обра-
ботанные твердые углеводороды являются сами по себе ценным»
продуктами — парафином или церезином.

Необходимым и основным условием отделения рассматривае-
мых углеводородов от масла является низкая температура среды;
с понижением температуры уменьшается способность высоко-
молекулярных углеводородов к растворению в масле и происхо-
дит их кристаллизация. Различные углеводороды дают разные
кристаллы при охлаждении масла, в котором они растворены.
Чем выше молекулярный вес и температура плавления углеводо-
рода, тем более мелкие кристаллики он образует при охла-
ждении.

Легкоплавкие, сравнительно низкомолекулярные углеводо-
роды, по преимуществу алканы, образуют крупные лентообраз-
ные и пластинчатые кристаллы. Их удается сравнительно легко
отделить от масла фильтрованием на холоду. Технический про-
дукт, состоящий из смеси таких углеводородов, называется па-
рафином.

Нефтепродукты, содержащие более мелкие кристаллики так
называемого церезина, имеющие игольчатое строение, практиче-
ски не поддаются фильтрованию и вовсе не выделяют заключен-
ное между кристалликами масло в процессе потения, применяе-
366
мом при производстве парафина (§ 98). Такие нефтепродукты
подвергают депарафинизации в особых условиях — с примене-
нием специальных растворителей. Примесь церезина к парафину
резко изменяет кристаллическую структуру последнего и сильно
затрудняет его фильтрование.

При фракционной перегонке нефти парафин в основном от-
гоняется вместе с маловязкими масляными фракциями (веретен-
ными, машинными), церезин — с высоковязкими фракциями; вы-
сококипящий, высокоплавкий церезин удерживается в остатках
перегонки — в гудроне и концентрате. При перегонке церезин
может частично разлагаться и переходить в парафин.

При температуре плавления парафин и церезин легко раство-
ряются в любых отношениях во всех нефтепродуктах. Раство-
римость уменьшается при понижении окружающей темпера-
туры и повышении плотности и молекулярного веса нефтяной
фракции.

Крупнокристаллический парафин удаляют из маловязких де-
стиллатов в одну или две стадии без разбавления дестиллатов
растворителями. Первая стадия — выделение основной массы
твердого парафина. Для этой цели нефтяную фракцию, напри-
мер так называемый парафиновый дестиллат, охлаждают до тем-
пературы, например, 2—6°. Затем выкристаллизовавшийся твер-
дый парафин отделяют от масла на обычных рамочных фильтр-
прессах. Отфильтрованное масло обычно имеет еще высокую
температуру застывания, например от 9 и до 15°. Для получения
из него смазочных масел с более низкой температурой застыва-
ния необходимо провести вторую стадию депарафинизации —
при более низкой температуре. Так, фильтрация того же дестил-
лата при —16° дает масло с температурой застывания до —15°
при плотности 0,891—0,900 и вязкости ВУ50 = 2—2,3 *.

Добавление к фильтруемому маслу веществ, противодей-
ствующих образованию сольватных слоев на поверхности кри-
сталлов парафина и церезина, улучшает и ускоряет процесс
депарафинизации. Такими веществ а ми-присадка ми служат, напри-
мер, депрессатор АзНИИ, присадка сантопур, окисленные пара-
фин и церезин, асфальтены (см. дальше). Все эти присадки отли-
чаются высокой полярностью своих молекул. Эффективность
добавления депрессатора (2% веса масла) при фильтрации пара-
фина видна из следующего примера: производительность уста-
новки для депарафинизации масла увеличивается на 25% по
сравнению с работой без депрессаторов; полученный при этом
фильтрат застывает при температуре на 7—10° ниже, чем обычно
получаемый фильтрат.

Удаление парафина при помощи растворителей. Высоковязкие
масла не могут быть освобождены от смеси твердых высокоплав-
ких парафина и церезина фильтрованием по описанному выше
способу — без применения растворителей. Высокая вязкость

1 Для грозненской парафинистой нефти.
масла препятствует свободному отделению мельчайших кристал-
лов твердых углеводородов. Последние в сильной степени удер-
живают масло на поверхности своих кристаллов. Для отделения
высокоплавких парафина и церезина в масло вводят специально
подобранные растворители. Основное назначение растворителя —
уменьшить вязкость среды, а также адсорбционную способность
кристаллов по отношению к маслу и, следовательно, создать бо-
лее благоприятные условия кристаллизации и последующего
удаления твердых углеводородов из вязких масел.

Растворители должны действовать избирательно, т. е. масло
должно легко растворяться, а церезин или парафин полностью
или в большей части выпадать из раствора в виде кристаллов.
Процесс выделения твердых углеводородов при помощи раство-
рителей носит название депарафинизации избирательными рас-
творителями.

От растворителя требуется, чтобы он способствовал кристалли-
зации церезина или парафина и уменьшал свойство их удержи-
вать масло на поверхности кристаллов. Сам растворитель дол-
жен иметь достаточно низкие температуры застывания и кипе-
ния, иметь благоприятные тепловые свойства, не быть токсич-
ным и не разъедать производственную аппаратуру.

Растворители. Из большого числа испытанных растворителей
практическое применение нашли: жидкий пропан, смесь бензола,
кетона и толуола, смесь дихлорэтана с бензолом (табл. 40).
В более ранних установках для депарафинизации применяли
также нафту, не обладающую, однако, достаточно выраженными
избирательными свойствами.

Таблица 40

Свойства чистых растворителей, применяемых для депарафинизации
масел

Показатели	Ацетон	Метилэтил- кетон	Бензол	Толуол	Дихлорэтан
Плотность при 25° С ...	0,7886	0,7997	0,8724	0,8623	1,2455
Температура кипения, °C .	56,1	79,6	80,1	110,6	83,7
Температура плавления, °C	—94,3	—86,3	+5,56	—95,0	—35,3
Вязкость при 20° С, сет . .	0,410	0,525	0,735	0,69	0,395
Молекулярный вес ....	58	72	78	92	99
Давление паров при 40°, мм рт. ст		420	198	175	57	400
Температура вспышки, °C	—16	—7	—12	+6,5	—
Скрытая теплота испарения, ккал/кг 		124,5	105,9	94,5	86,6	77,3
Теплоемкость при 20°, ккал)кг °C 		0,515	0,549	0,406	0,398	0,299

Нафта — фракция бензина, кипящая в пределах 80—130°.
По сравнению с другими растворителями нафта в большей мере
растворяет твердые углеводороды; например, в 100 мл нафты
.368
растворяется при 12° 4,5 г парафина, имеющего температуру
плавления 53°, а в 100 мл ацетона при 31,5° парафина раство-
ряется всего 0,2 г. Поэтому, чтобы получить низкозастывающее
масло при помощи нафты, надо раствор масла в растворителе
охлаждать до очень низких температур; так, чтобы получить
масло с температурой застывания —15°, раствор его в нафте
необходимо охладить в среднем до —40°. Таким образом, тем-
пературный градиент (разрыв между температурой депарафини-
зации и температурой застывания полученного масла) в данном
случае очень велик — до 25°. Величина температурного гради-
ента для разных растворителей колеблется от 2—3 до 25°.

Бензол-кетон-толуоловая смесь применяется на многих уста-
новках. Кетоны очень мало растворяют церезин и парафин, но
они недостаточно растворяют также и масло,. Поэтому при при-
менении кетонов, например ацетона, из раствора вместе с цере-
зинами выпадает и часть масла. Чтобы избежать этого, к кетону
добавляют бензол, хорошо растворяющий масла. Бензол, однако,
имеет высокую температуру замерзания и, следовательно, может
сам выпадать из раствора в виде кристаллов при низких тем-
пературах депарафинизации. Прибавлением к смеси кетона и
бензола некоторого количества толуола (температура застыва-
ния —93°) можно избежать указанных затруднений.

Соотношение отдельных растворителей в смеси устанавливают
в каждом отдельном случае опытом; в среднем кетона берется
25—45%, бензола 40—60%, толуола 12—25%. Раньше приме-
няли ацетон; теперь чаще применяют метилэтилкетон (МЭК) 
он лучше растворяет масло и имеет меньшую упругость паров. .

При применении бензол-кетон-толуола температурный гра-
диент после отгона растворителя равен всего 4—6°. Следова-
тельно, при одинаковой степени депарафинизации температура
процесса значительно выше, а расход холода меньше, чем при
работе с нафтой. Скорость охлаждения раствора масла может
достигать 30—50° в час. Это позволяет ускорить процесс и ис-
пользовать для охлаждения очень компактную аппаратуру, на-
пример охладители типа «труба в трубе». Из раствора церезин
легко выделяется на фильтрпрессах или вакуумных фильтрах,
эксплуатация которых дешевле эксплуатации центрифуг.

Жидкий пропан применяется не только как растворитель, но
и как охлаждающий агент вследствие его легкой испаряемости.
Растворимость парафина, в пропане больше, чем в кетоне, по-
этому температурный градиент довольно велик и равняется
15—20°. Допускается большая скорость охлаждения пропановых
растворов масла. Вязкость растворов очень мала, и отделение
церезина идет легко; содержание масла в отделенном церезине
невелико. Охладить раствор можно испарением части пропана.
Недостатком является повышенное давление — до 10—14 ати,
так как при низких давлениях пропан газообразное вещество.

Дихлорэтан C2H4CI2 используется для депарафинизации
в смеси с бензолом. Условия депарафинизации примерно те же,
Фиг. 123. Принципиальная схема процессов де-
парафинизации масел с применением раствори-
телей.

С1—смешение масла с растворителем; Т1— термическая
обработка смеси масла с растворителем; Т2 — предваритель-
ное охлаждение водой; ТЗ—предварительное охлаждение
раствором депарафинированного масла; XI— окончательное
охлаждение испаряющимся хладоагентом; Ф1 — отделение
твердой фазы от жидкой на фильтрах; У1 — регенерация
растворителя из смеси его с депарафинированным маслом;
У2— регенерация растворителя из смеси его с парафином и
церезином; 1 — раствор депарафинированного масла; 2—рас-
творитель.

что и для бензол-кетон-толуола. На действующих установках це-
резин удаляется при помощи центрифуг.

При депарафинизации полярноактивными растворителями, к
которым относятся кетоны, дихлорэтан, спирты и др., получаются
следующие преимущества перед применением углеводородных
растворителей — нафты, пропана, гексановой или гептановой
фракции: обеспечивается меньший температурный градиент1,
допускается более быстрое охлаждение раствора; уменьшается
содержание масла,
удерживаемого пара-
фином и церезином,
следовательно, повы-
шается выход основ-
ного продукта — де-
парафинированного
масла; удается осу-
ществлять депарафи-
низацию широкого
круга масел различ-
ной вязкости — от
соляровых до высо-
ковязких остаточных;
установки гибки в
работе—легко и бы-
стро можно перехо-
дить с одного сырья
на другое; потери растворителя в процессе очень невелики; ра-
бота производится при низких давлениях; сохраняется стабиль-
ность состава и свойств растворителя в процессе.

Общая схема процесса. Масло смешивают с растворителем
в смесителе С1 (фиг. 123). Смесь нагревают в паровых тепло-
обменниках Т1 для лучшего и полного растворения парафина;
эту операцию называют термической обработкой смеси. Далее
раствор охлаждают до заданной температуры со скоростью, ко-
торая характерна для данного растворителя. Охлаждение произ-
водится последовательно в водяных холодильниках Т2, в тепло-
обменниках ТЗ — холодным раствором депарафинированного
масла и, наконец, в холодильниках XI глубокого охлаждения;
в последних низкая температура создается испарением аммиака
или другого хладоагента. Выпавшие из раствора кристаллы пара-
фина и церезина отделяют на фильтрах Ф1 или (на некоторых
установках) на центрифугах. Отделенные от раствора парафин и
церезин увлекают с собой некоторое количество растворителя
и масла; чтобы уменьшить количество масла, смесь твердых угле-
водородов промывают дополнительным количеством раство-
рителя.

1 Существуют растворители, например некоторые спирты, которые дают
даже отрицательный температурный градиент (т. е. температура застыва-
ния масла ниже рабочей температуры процесса депарафинизации).
Из раствора депарафинированного масла, предварительно
подогретого в теплообменниках ТЗ, отгоняют растворитель на
перегонной установке У1. Последние следы растворителя из
масла отгоняют открытым водяным паром. Отделенную от масла
смесь парафина и церезина также освобождают от растворителя
на установке У 2 *.

Для освобождения растворителя от воды и извлечения из
конденсационной воды следов растворителя имеется дополнитель-
ная аппаратура. Растворитель, отогнанный из раствора масла и
из смеси его с парафином и церезином, возвращается в смеси-
тель С1. Процесс депарафинизации протекает по непрерывной
схеме.

Выбор условий депарафинизации. Увеличение вязкости депа-
рафинируемого сырья требует большое количество растворителя,
чтобы уменьшить вязкость раствора и таким образом создать
благоприятные условия для роста кристаллов парафинов и спо-
собствовать большей скорости фильтрации. Однако с увеличе-
нием разбавления растворителем возрастает количество раство-
ренного в нем парафина (церезина); после отгонки раствори-
теля эти твердые углеводороды останутся в масле, вследствие
чего снизится эффект депарафинизации, так как возрастет тем-
пература застывания готового масла.

Оптимальные условия разбавления устанавливаются опытом
и лежат в пределах от 1,5 :1 для маловязких дестиллатных масел
до 4,5 : 1 для вязких остаточных масел.

Для удаления масла из смеси твердых углеводородов послед-
нюю промывают на фильтре дополнительным количеством рас-
творителя. Масло, выделенное из промывной жидкости, обычно
имеет повышенную температуру застывания, поэтому его не
всегда можно присоединять к основному депарафинированному
маслу. Иногда промывную жидкость после использования ее для
промывки парафина и церезина присоединяют к исходному маслу,
поступающему на депарафинизацию.

Предварительное нагревание раствора масла в растворителе
до 60—70° обеспечивает полное растворение твердых углеводо-
родов исходного сырья и при последующем охлаждении раствора
нормальные условия для их кристаллизации.

Скорость охлаждения раствора масла зависит от природы
растворителя и выбирается в зависимости от применяемого рас-
творителя.

Взаимосвязь между температурой процесса депарафинизации
и качествами масла в общем такова: церезин и парафин, нахо-
дясь в известном количестве растворенными в масле, улучшают
его вязкостно-температурные характеристики, но повышают тем-
пературу застывания. Таким образом, понижение температуры

1 Полученная после отгона растворителя смесь парафина и церезина,
содержащая некоторое количество масла (5—10%), обычно называлась
петролатумом.

24*	371
застывания, улучшение прокачиваемости масла при пониженных
температурах достигается ценой некоторого ухудшения других
характеристик. Надо учесть также, что при глубокой депарафи-
низации вместе с церезином начинают осаждаться частично и
жидкие цикланы с длинными алкановыми цепями; это ведет к
дальнейшему ухудшению качества депарафинированного масла.
Поэтому при депарафинизации не следует без необходимости
чрезмерно охлаждать раствор масла.

Аппаратура и оборудование депарафинизационных установок.
Холодильные установки служат при депарафинизации и некото-
рых других процессах нефтепереработки для искусственного
охлаждения нефтепродуктов до температур ниже нуля. Для этого
надо отнять тепло от нефтепродуктов, температура которых
должна быть ниже температуры обычно применяемых естествен-
ных охладителей — воды, воздуха и др. Следовательно, надо
применить особые охладители (холодильные агенты) с очень
низкой температурой.

Для этого искусственно создают холод при помощи холодиль-
ных машин. В машинах осуществляется такой физический про-
цесс перехода тел из одного физического состояния в другое,
при котором происходит значительное поглощение тепла извне.
Как известно, таким процессом является, например, испарение
при низких температурах жидкостей.

Наиболее распространенными холодильными агентами, испа-
рением которых при низких температурах охлаждается окружаю-
щая среда, являются аммиак, SO2, углекислота, пропан и др.

Наружной средой, от которой отнимается тепло в испарителе,
может являться непосредственно обрабатываемая жидкость, на-
пример раствор депарафинируемого масла, или промежуточный
переносчик холода; в последнем случае жидкость не должна за-
мерзать при низких рабочих температурах процесса; для этой
цели часто применяют водные растворы различных солей (рас-
солы). Рассолы перекачивают к тем аппаратам нефтеперераба-
тывающих установок, в которых необходимо при помощи этих
холодоносителей охладить обрабатываемые нефтяные жидкости.

Схема аммиачной холодильной установки представлена на
фиг. 124. Через трубки кристаллизатора-холодильника 2, рабо-
тающего с непосредственным охлаждением аммиаком, прокачи-
вается раствор масла В кольцевом пространстве между двумя
вставленными друг в друга трубами (труба в трубе) проходит
жидкий аммиак. Вследствие поглощения тепла от охлаждаемого
раствора и наличия низкого давления в аммиачном пространстве
происходит испарение аммиака, сопровождающееся дальнейшим
отнятием тепла от масла. Далее пары аммиака, отсасываемые
двухступенчатым компрессором 1, сжимаются; отделившись в
маслоотделительном холодильнике 6 от капелек масла, увлечен-
ных из компрессора, аммиак конденсируется в конденсаторе 7.
Для более совершенного испарения аммиака в сравнительно
больших пространствах трубных рубашек холодильника-кристал-
372
лизатора и для подачи аммиака в рубашки параллельными
струями холодильник 2 снабжен циркуляционным барабаном 3.
Питание барабана жидким аммиаком производится через регу-
лятор уровня.

В последнем кристаллизаторе-холодильнике подача аммиака
и степень испарения его связаны с регулятором температуры
охлаждаемой смеси на выходе из холодильника.

Фиг. 124. Схема действия аммиачной холодильной компрессор-
ной установки.

Перед всасыванием компрессора первой ступени и между
первой и второй ступенями сжатия компрессора на линиях паро-
образного аммиака установлены отделители 4 и 5 для предотвра-
щения попадания жидкого аммиака в цилиндры компрессора.
Уровень жидкости в отделителях регулируется степенью отсоса
компрессором паров аммиака; вследствие этого устраняется воз-
можность опасного попадания жидкости в цилиндры. В этих же
отделителях через соответствующие змеевики, всегда покрытые
жидким «холодным» аммиаком, производится охлаждение
аммиака, подаваемого из емкости 8 на испарение в холо-
дильнике.

Предварительное охлаждение жидкого аммиака и последующее
его испарение и обеспечивают создание низких температур, на-
пример —36°. Дальнейшее снижение температуры достигается
дальнейшим понижением давления паров на приеме компрессора
(при минимальном давлении 0,95 ата температура паров состав-
ляет —36,7°). При необходимости получить еще более низкие
температуры и при большой требуемой холодопроизводительности
в помощь основным компрессорам устанавливают по ходу потока
паров, направляемых на компрессию, промежуточные ком-
прессоры.

Для глубокого охлаждения масла применяют также холо-
дильники-кристаллизаторы, работающие не с непосредственным
аммиачным (пропановым и другим) охлаждением, а с промежу-
точным холодоносителем. Наиболее распространены горизонталь-
ные кристаллизаторы типа «труба в трубе»; кое-где применяются
вертикальные цилиндриче-

ские кристаллизаторы.

Кристаллизаторы типа
«труба в трубе»» (фиг.
125) состоят из не сколь-
' ких секций, например из
12 двойных труб. Трубы
меньшего диаметра (150
мм} концентрически рас-
положены в трубах боль -
шего диаметра (200 льи )
! Концы труб соединены
фитингами высокого дав -
1 ления. ©лаждающая сре-
да проходит через кольце-

. । образное пространство
J между двумя трубами. Во
| ; внутренней трубе помете -
ны шнек (фиг. 126и 127)
или другие Приспособле-
ния , которые служат для
продвижения в трут е сх -
лажденного раствора мае -
У'- ла в смеси с кристаллами

и препятствуют отложе-

Фиг. 125. Кристаллизаторы типа .труба в нию смеси парафина и це-
трубе“ с червячной передачей.	резина на стенках кри-

сталлизатора. Шнек вра-
щается при помощи зубчатых передач на концах вала шнека,

опирающегося на подшипники, и приводной цепи, охватывающей
зубчатые колеса; часто вместо цепной передачи применяется
червячная передача. Кристаллизаторы должны быть тщательно

теплоизолированы.

Для нормальной работы любой холодильной и кристаллиза-
ционной установки весьма важна герметичность сальников ком-
прессоров и всасывающих магистралей, чтобы в систему не попал
воздух, так как он резко снижает к. п. д. установки.

Фильтры, применяемые для отделения смеси твердых угле-
водородов от масла, чаще всего являются вращающимися бара-
банного типа (§ 80).
Кроме фильтров барабанного типа, применяются ленточные
фильтры. Они представляют собой ленту, составленную из сорока
отдельных противней 0,5 X 3 м с перфорированным дном.

Фильтрующий материал—ткань
и бумага. Фильтрация охла-
жденного раствора и промывка
лепешки происходят при не-
прерывном движении ленты.
Лепешка снимается с ленты
при помощи воздушного дре-
нажа в конце ленты. При этом
можно получить парафин, со-
держащий 0,3 % масла.

Фиг. 127. Детали головной части кри-
сталлизатора типа „труба в трубе“.

Фиг. 126. Продольный разрез' труб
кристаллизатора.

I—охлаждающая среда; 2— раствор масла;
5—шнек.

§ 89. Установки для депарафинизации масел

Депарафинизация в растворе бензола, толуола, кетона. Упро-
щенная схема процесса представлена на фиг. 128. В каждом из
двух смесительных бачков А1 поочередно приготовляется и, если
требуется, подогревается заданная смесь трех растворителей
(кетона, бензола и толуола); растворители закачиваются из
емкости А2, где хранятся в отдельных камерах кетон (к), бен-
зол (б) и толуол (т). При пуске установки сложный раствори-
тель насосом подается из бачка А1 в трубопровод С1, в котором
и происходит смешение растворителя с маслом. При установив-
шемся процессе растворитель поступает в трубопровод с отгон-
ной установки, где регенерируется растворитель. Из бачка А2
время от времени пополняются потери растворителя в системе.

Смесь масла и растворителя охлаждается в водяном холо-
дильнике Т1, затем последовательно в нескольких охладите-
лях XI типа «труба в трубе»; в последних оно охлаждается депа-
рафинированным маслом в растворе, поступающим из филь-
тров Ф1 через сборник А4-, наконец, смесь окончательно
охлаждается в аммиачных холодильниках Х2 при помощи
аммиака. В последних непрерывно перемешивают сырье спе-
циально вращающимися скребками, чтобы кристаллы оставались

взвешенными в охлажденном растворе.

Охлажденная смесь поступает через приемник АЗ в вакуум-
ные фильтры Ф1 для отделения раствора масла от смеси пара-
фина и церезина. Фильтры дают три непрерывных потока холод-
ных веществ; 1) раствор депарафинированного масла в раство-
рителе направляется в сборник А4\ 2) раствор того же масла в
промывной жидкости, полученный от холодной промывки ле-
пешки на фильтре, направляется в сборник Д5; 3) смесь твер-
дых углеводородов с растворителем. Кроме того, периодически

Фиг. 128. Схема установки для депарафинизации
масел метилэтилкетоном в смеси с бензолом и
толуолом.

фильтры промывают-
ся горячим раство-
рителем, который за-
тем отводится по от-
дельной линии.

Жидкости перво-
го и второго потоков
(раствор масла в
растворителе из
сборников А4 и Д5)
перекачиваются на-
сосами и через упо-
минавшиеся четыре
холодильника XI по-
ступают в приемник,
откуда направля-

ются на регенерацию растворителя. Смесь парафина и церезина
с растворителем, снятая ножом с барабана фильтра Ф1, спу-
скается в закрытый лоток, откуда при помощи шнека переме-
щается в бункер Аб. Из бункера эта смесь прокачивается через
теплообменник Т2 для охлаждения растворителя, расходуемого
на холодную промывку фильтров. Растворитель подается насо-
сом Н1 через теплообменник и бункер, затем через упомянутый
теплообменник Т2, через аммиачный холодильник ХЗ и только
после этого поступает на фильтр Ф1 для непрерывной холодной

промывки.

Смесь парафина и церезина с растворителем направляется на
отгонную установку. Фильтры и остальная аппаратура проду-
ваются инертными газами, чаще всего дымовыми газами, полу-
чаемыми на газогенераторной установке. Все приемники—для
депарафинированного масла, для горячей и холодной промывки
и др. — работают под вакуумом, создаваемым вакуум-насосом.

Количество применяемого растворителя, включая расход его
на промывку лепешки, в 4,5—6 раз больше количества обраба-
тываемого масла.

Температура процесса кристаллизации поддерживается в за-
висимости от характера сырья и требуемой температуры засты-
вания масла; в пределах от —20 до —30°. Скорость охлаждения
раствора около 70—75° в час.
Скорость фильтрации высоковязких парафинистых остатков-'
на вакуумных фильтрах барабанного типа (вакуум 600—
650 мм рт. ст.) поддерживают примерно 80 кг/час депарафини-
рованного масла (а не раствора) на 1 м2 фильтрующей поверх-
ности.

Расход инертного газа для продувки лепешки твердых угле-
водородов на вакуум-фильтрах составляет 12—13 кг/час на 1 м2"
фильтрующей поверхности.

Депарафинизация в растворе бензола и дихлорэтана. Раство-
ритель составляется в соотношениях, зависящих от качеств ис-
ходного дестиллатного масла, например 22% бёнзола и 78% ди-
хлорэтана. Бензол служит для увеличения способности дихлор-

Фиг. 129. Схема установки для депарафинизации масел смесью дихлорэтана-
и бензола.

1— масло и раствор масла в растворителе до депарафинизации; 2—раствор депарафинирован-
ного масла; 3—растворитель; 4 — раствор парафина и церезина; 5—аммиак.

этана растворять в себе масло. Охлаждение раствора непосред-
ственным испарением аммиака до —25, —27° производится
в холодильниках «труба в трубе». Смесь парафина и церезина
отделяется от масла при помощи центрифуг в две ступени
(фиг. 129).

Приготовление смеси дестиллата с растворителем и подогрев
их паром до 40° производятся в смесителе С1. Оттуда раствор
прокачивается насосом последовательно сначала через теплооб-
менники Т1 (регенераторы холода), где раствор охлаждается
с 40 до 2—3° и затем через аммиачные холодильники XI, в ко-
торых смесь охлаждается до —27°. Смесь масла, растворителя и
кристаллов, пройдя фильтр Ф1 для отделения от примесей грязи
и льда, разделяется в центрифугах Ц1 на раствор масла в рас-
творителе и раствор парафина и церезина. Масло в растворе
отводится с периферии барабана центрифуги, парафин и цере-
зин—из центра.

Раствор масла из приемника. А1 прокачивается через холо-
дильники Т1, где отдает свой «холод» исходному раствору, и
оттуда направляется на установку для регенерации раствори-
теля. Смесь парафина и церезина с растворителем и с некото-
рым количеством масла из центрифуг Ц1 через промежуточную
емкость Л2 направляется на вторичное центрифугирование в Ц2
для извлечения масла из раствора. Для лучшего отделения масла
смесь разбавляется в бачке А2 дополнительным количеством
растворителя, охлажденного до —27° в холодильнике Т2 и затем
в аммиачном холодильнике Х2. Раствор масла (в приемнике ЛЗ),
отделенного при вторичном центрифугировании, прокачивается
насосом через упоминавшийся холодильник Т2 и, наконец, посту-
пает в смеситель С1 для смешения с исходным дестиллатом.
Смесь парафина и церезина после вторичного центрифугирова-
ния направляется на регенерацию растворителя. Польза вторич-
ного центрифугирования заключается в том, что содержание
масла уменьшаемся с 26% после первого центрифугирования
до 17%.

Дихлорэтан при высокой температуре разлагается с образо-
ванием (в присутствии водяного пара) соляной кислоты, поэтому
во избежание коррозии растворитель отгоняют в специальных
кубах только с закрытым паровым нагревом без впуска откры-
того пара.

Депарафинизация в растворе пропана (фиг. 130). Масло сме-
шивается с двумя-тремя объемами пропана; раствор нагревается
до 40° в подогревателе Т1, охлаждается в теплообменниках Т2

Фиг. 130. Схема установки для депарафинизации масел пропаном.

74— подогреватель раствора масла; Т2— теплообменники для охлаждения раствора масла;
ТЗ — конденсатор для пропана; Т4— теплообменник „холодной*4 промывки пропаном; Т5 — кон-
денсатор для водяных паров; А1 — напорный бачок для раствора масла в пропане; А2— ем-
кость для пропана; АЗ — напорный бачок; А4 — приемник для раствора фильтрата масла;
Ф1 — фильтры; Х2 —холодильники-испарители; И1 — испарители пропана из раствора масла;
Pf2—испарители пропана из смеси его с парафином; К1 — отпэпная колонна для масла;

К2—отпарная колонна для смеси парафина и церезина; Ml — компрессор.

и поступает в напорный бачок А1. Отсюда раствор поочередно
закачивается в один из четырех холодильников XI, работающих
периодически. В холодильниках часть пропана испаряется, рас-
твор масла при этом охлаждается до —40°. Скорость охлаждения
поддерживается 2° в минуту '. Испарившийся пропан попол-
няется новым количеством охлажденного пропана. Пары пропана

1 Температурный режим указывается примерный.
засасываются компрессором Ml, сжимаются и охлаждаются.
Сжатый пропан при охлаждении сжижается в конденсаторе ТЗ.
Конденсат отводится в пропановую емкость А2.

Раствор масла с выделившимся парафином из холодильни-
ков XI поступает в напорный бачок АЗ, а оттуда — в непре-
рывно действующий фильтр Ф1 барабанного типа, работающий
под давлением. Отфильтрованный холодный раствор масла по-
ступает в приемник А4, затем нагревается в теплообменниках Т2
и поступает в два испарителя И1 для отделения пропана. Следы
пропана отдуваются от масла паром в колонне К1. Масло отво-
дится с низа колонны.

Смесь парафина и церезина с растворителем после филь-
тра Ф1, проходя через теплообменник Т4, охлаждает пропан
(предназначенный для «холодной» промывки лепешки на филь-
тре), затем поступает на отгонную установку—испарители И2 и
колонну К2. Выделение пропана производится подобно тому, как
и на установке И1—К1 для раствора масла. Конденсат пропана,
испарившегося в испарителях И1 и И2, поступает в емкость А2.

Таблица 4

Примерные материальные балансы процессов депарафинизации
масел, (в процентах веса сырья)

Материалы	Нафта	мэк-ь 4-бензол+ +толуол	Дихлорэтан+бензол		Пропан
			I ступ.	П ступ.	
Взято  Масло		100	100	100		100
Растворитель 		230	400	250	100	200
Растворитель на промывку	—	100	—	—	—
Раствор из II ступени . .	—	—	250	—	—
я	» I	»	. .	—	—	—	200	—
Итого раствора	330	600	600	300	300
Получено  Раствор депарафинирован- ного масла 		250	550	400		
Раствор парафина и цере- зина 		80	50			50		
Раствор на 2-е центрифуги-  рование 		__		200				
Раствор на 1-е центрифуги- рование 		—	—	—	250	—-
Баланс . . . .	330	600	600	300	
Готового масла .... |	68	75	—		81
Пары из отпарных колонн К1—К2 проходят конденсаторы
смешения Т5, где конденсируется вода; пары пропана включаются
в поток, идущий из холодильника XI на сжатие.

Расход пропана по отношению к сырью составляет от 80—
100% для маловязких дестиллатов до 170—180% (по весу) для
остаточных высоковязких.

Fla современных установках применяют герметичные непре-
рывно действующие фильтры барабанного типа, в которых раз-
ность давления (от 0,2 до 0,7 ат) поддерживается циркуляцией
паров пропана при помощи специального компрессора.

Скорость фильтрации на таких фильтрах около 170 л на
1 м?1час. Охлаждение раствора масла при депарафинизации
может достигать —30, —409.

Показатели и результаты процесса депарафинизации. Пример-
ные материальные балансы и условия депарафинизации пока-
заны в табл. 41 и 42.

Таблица 42

Примеры условий и результаты депарафинизации различных масел
с растворителем МЭК + бензол + толуол

Нефтепродукт

МЭК Б + Т

Состав рас-
творителя,
% (вес.)

Рафинат де-
стиллата неф-
ти Второго
Баку . . . .

То же после де-
парафиниза-
ции . . . .

Рафинат кон-
центрата неф-
ти Второго
Баку . . . .

То же после
депарафини-
зации . . .

0,886 1,6 ПО

0,900 1,73 82

0,905 4,17 100

0,914 4,81	81

0,1 +38

0,15 —16

1,35 +45

1,6 -15

45

45

2,5: 1 —18 78

55 4:1	—18 80

1 При промывке отношение везде 1:1.

§ 90. Контроль работы установок для очистки и депарафинизации
масел растворителями

Постоянство режима работы колонн при очистке (и деас-
фальтизации) масел обеспечивается контролем и регулированием
следующих показателей:
1)	расходы сырья и растворителя — два отдельных регуля-
тора расхода сырья и растворителя на линиях их перетоков из
подогревателей в колонну;

2)	температуры поступающих в колонну сырья и раствори-
теля, — регистрирующие и контролирующие потенциометры, свя-
занные с регулирующими клапанами на линиях подачи водяного
пара (или иного теплоносителя) в подогреватели сырья и рас-
творителя;

3)	температура верха колонны (т. е. температура рафинат-
ного раствора масла на выходе его из колонны)—такой же
потенциометр, связанный с паровым подогревателем, помещен-
ным в верхнем пространстве колонны;

4)	температура выводимого с низа колонны экстрактного
раствора — такой же потенциометр;

5)	давление в колонне — регуляторы давления на линиях
подачи сырья и растворителя в колонну, регистрирующие и регу-
лирующие манометры, связанные с клапанами на перетоках из
колонны раствора, очищенного или деасфальтированного масла
(вверху) и экстрактного и битумного раствора (внизу);

6)	междуфазный уровень жидкости в колонне — регулятор
уровня.

При работе на установке по очистке растворителями необхо-
димо добиваться: а) получения продукта заданных качеств;
б) достижения максимального выхода очищенного продукта;
в) достижения минимальных потерь растворителя.

Заданные качества продукта гарантируются точным соблю-
дением установленного инструкцией режима — температурных
условий, скорости процесса и количества расходуемого раствори-
теля. Необходимо постоянно следить по лабораторным анализам
за качествами очищенного масла. В случае неудовлетворитель-
ности их следует повысить температуру экстрагирования со сто-
роны выхода раствора рафината. Можно также повысить расход
растворителя. Режим следует изменять постепенно, следя по ана-
лизам за тем, как меняются качества очищенного масла.

Наибольший выход рафината обеспечивается правильным ре-
жимом экстрагирования. Следует наблюдать, чтобы температура
в экстракторах со стороны выхода раствора экстракта не подни-
малась. Вообще не следует злоупотреблять ни температурой, ни
количеством растворителя, так как известно, что с глубиной
очистки качество масла улучшается медленнее, чем уменьшение
выхода масла. Надо также следить, чтобы в очистную систему
не попадала вода. Последняя может образовать в смесителях
эмульсию, которая при последующей отгонке растворителя при-
ведет к перебросам. Минимальные потери растворителя могут
быть достигнуты только при правильном ведении процесса от-
гонки и сушки растворителя. Отгон растворителя должен быть
практически полным. Это требуется как по техническим усло-
виям, предъявляемым к очищенному маслу, так и по условиям
сокращения потери растворителя. Необходимо следить за пра-
вильным действием устройств по извлечению растворителя из
конденсационной воды.

На установках депарафинизации с растворителями в резуль-
тате проведенного процесса должны получиться: 1) масло с за-
данной температурой застывания; 2) наибольший возможный
выход его; 3) наименьшие потери растворителя.

Для выполнения первого условия необходимо проверить и
убедиться в исправности работы охладительной системы. Должна
быть предусмотрена возможность увеличения или уменьшения
подачи количества охлаждающего рассола или изменения давле-
ния в аммиачной или иной системе глубокого охлаждения путем
соответствующего регулирования открытия вентиля на выходе
паров аммиака или пропана из охлаждающих змеевиков. Необхо-
димо наблюдать, чтобы пробы масла «с ходу» показывали за-
данную температуру застывания, чтобы приборы показывали за-
данную температуру фильтрации. Если наблюдается повышение
указанных температур, необходимо увеличить приток охлаждаю-
щего агента. В крайнем случае можно несколько уменьшить ко- ;
личество раствора масла, подаваемого на депарафинизацию.
Имеет значение также правильная работа предварительного во-
дяного холодильника, поэтому следует (Проверять правильность
его работы — достаточно ли он охлаждает раствор масла. Боль-
шое влияние на успех охлаждения оказывает исправность тепло-
вой изоляции аппаратов, поэтому необходимо следить за ее со-
хранностью и принимать своевременные меры к ее ремонту.
В некоторых случаях результаты депарафинизации могут ухуд-
шиться вследствие того, что недепарафинированное масло по-
падает в депарафинированное через неплотно набитые сальники,
неплотности змеевиков теплообменников и т. д.

Наибольший выход масла достигается точным соблюдением
заданного соотношения количества растворителя и масла. Не-
большим увеличением количества растворителя можно увеличить
выход масла, однако злоупотреблять этим нельзя, так как при
большом разбавлении может повыситься температура застыва-
ния масла. Смесь парафина и церезина на фильтре необхо-
димо хорошо промывать и продувать циркулирующим в системе
инертным газом.

Сведение до минимума потерь растворителя достигается
соблюдением следующих условий: хорошим состоянием и пра-
вильной набивкой сальников насосов и задвижек, полным удале-
нием на специальной установке следов растворителя из конден-
сационной воды, а также полной отгонкой растворителя..
Наконец, необходимо наблюдать за правильной работой цирку-
ляционной системы инертного газа, не допускать, чтобы вытес-
няемый из аппаратов инертный газ, насыщенный парами раство-
рителя, выпускался на воздух. Необходимо следить за правиль-
ным действием устройств по извлечению растворителя из-
конденсационной воды.
Нельзя допускать испарения растворителей в окружающее
пространство; надо следить за исправностью вентиляционных
устройств и аппаратов, особенно тщательно наблюдать за герме-
тичностью сальников насосов, задвижек и т. п. Пропуски раство-
рителей насосами ведут к отравлению воздуха в помещении.
Одним из средств борьбы является применение сальников с ги-
дравлическими масляными затворами. После загрязнения масла
в затворе по истечении некоторого времени его регенерируют —
освобождают от растворителя.

Многие растворители — ядовитые вещества,. К тому же их
цары с воздухом могут давать взрывчатые смеси. Концентрация
паров растворителей в воздухе рабочей зоны не должна превы-
шать норм по ГОСТ 1324-47. Для примера в табл. 43 приведены
характеристики, важные в отношении техники безопасности не-
которых растворителей.

Таблица 43
Характеристика растворителей

Растворитель	Предельно до- пустимые кон- центрации в воздухе рабо- чей зоны, мг/л	Температура самовоспламе- нения, °C	Пределы взрываемости в сме- си с воздухом при нормаль- ном давлении, % (объемн.)	
			нижний	верхний
Бензол 		о,1	490	1,4	8,0
Толуол 		0,005	550	1,3	7,0
МЭК			0,2	500	2,1	13,0
ГЛАВА X

ПРОИЗВОДСТВО ОСНОВНЫХ ТОВАРНЫХ
НЕФТЕПРОДУКТОВ

§ 91.	Компоненты авиационных и автомобильных бензинов

Источники получения моторных топлив. Сырьем для получе-
ния моторных топлив могут быть:

1)	фракции прямой перегонки нефти — бензин, лигроин, ке-
росин;

2)	продукты крекинга (крекинг-бензин, крекинг-керосин
и др.) различных фракций нефти;

3)	фракции и углеводороды, выделенные из природных га-
зов — газовый бензин, изопентан;

4)	сжиженные (в основном пропан-бутановая фракция)
и сжатые газы как природные, так и заводские;

5)	продукты химической переработки природных и заводских
газов (газов крекинга и других деструктивных процессов) —
полимерный бензин, изооктан, неогексан, триптан, алкилбен-
зин и др.;

6)	продукты химической переработки узкйх фракций прямой
перегонки нефти, главным образом бензиновых фракций, —
изоалканы, ароматические углеводороды (например, продукты
дегидрогенизации цикланов и циклизации алканов в процессе
каталитической ароматизации);

7)	бензин и другие фракции, получаемые при сухой пере-
гонке, термическом ожижении, а также при глубокой перера-
ботке (деструктивной гидрогенизации) твердых горючих иско-
паемых— угля, сланцев, торфа;

8)	бензины синтеза, например синтин из водяного газа и дру-
гих газов, получаемых переработкой твердых горючих ископае-
мых или метана;

9)	генераторный газ, полученный газификацией твердых топ-
лив — угля, дров, торфа и др.

Несмотря на обилие перечисленных источников и способов
производства моторных топлив, преобладающее значение имеет
нефть; она поставляет более 85% общего мирового потребления
моторных топлив. Примерно половину добываемой нефти пере-
рабатывают на нефтезаводах в моторные топлива.
Принцип работы на компоненты. Основные технологические
цехи нефтезаводов предназначены для перегонки нефти, кре-
кинга, переработки нефтяных газов, очистки продуктов пере-
гонки и крекинга.

Раньше, когда ассортимент нефтепродуктов и технические
требования на них были несложны, основные цехи выпускали
готовые товарные нефтепродукты. В настоящее время, как пра-
вило, эти цехи выпускают не готовые нефтепродукты, а отдель-
ные компоненты их. Особенно это относится к бензинам, отчасти
к смазочным маслам. Товарные продукты готовятся смешением
в товарных цехах; некоторые заводы отправляют часть компо-
нентов, например авиационных бензинов, на другие заводы или
на специальные смесительные станции, а компоненты масел —
на масловарки.

Принцип получения компонентов на основных технологиче-
ских установках и последующего получения товарных продуктов
путем смешения компонентов широко начал применяться после
1932 г. и особенно после 1936 г. Были разработаны методы по-
лучения светлых нефтепродуктов смешением компонентов раз-
ного фракционного состава. Вместо того чтобы отбирать на пе-
регонных установках бензин, лигроин, керосин стандартных то-
варных качеств (по фракционному составу), начали отбирать
компоненты, т. е. фракции определенных качеств, заданных
отдельным установкам с учетом характера сырья и погоноразде-
лительной возможности установок.

При непосредственном получении стандартных по фракцион-
ному составу нефтепродуктов на перегонной установке легкие
фракции использовались нерационально. Значительная часть
бензина, иногда до 30%, переходила в керосин. Стремление
получить стандартный бензин из данной нефти требовало отде-
ления от него большого количества тяжелых лигроиновых фрак-
ций и существенного понижения выхода бензина. При работе же
на компоненты можно четко отделить от бензина лигроиновые
фракции и добавить к нему относительно небольшое количество
низкокипящих фракций из данной или другой нефти и в резуль-
тате получить значительно больший суммарный выход бензина.
То же и с выходом лигроина и керосина, если четко разделять
соответствующие фракции и правильно сочетать свойства неф-
тей, перегоняемых на разных установках.

Когда увеличилась потребность в получении наибольшего
количества высокооктановых бензинов, принцип работы на ком-
поненты в сочетании с тщательной сортировкой нефтей приоб-
рел еще большую роль.

В итоге работа на компоненты при прямой перегонке нефтей
значительно увеличивает ресурсы нефтяной промышленности,
позволяет получать больше бензинов и других нефтепродуктов.

Наконец, с появлением потребности в особо высокооктановых
авиационных бензинах принцип работы на компоненты стал
единственно возможным в производстве этих бензинов. Круг
компонентов чрезвычайно расширился, включив в себя не только
продукты прямой перегонки нефти, но и продукты деструктив-
ных процессов (крекинга и др.) и продукты новых химических
процессов — специально для изготовления высокооктановых
компонентов авиационных бензинов.

Общие сведения о компонентах авиационных бензинов. Вы-
сокие и сложные технические требования, предъявляемые
к современным высокооктановым авиационным бензинам, исклю-
чают возможность приготовления бензинов непосредственно на
перегонных или крекинг-установках даже после очистки бензи-
новых дестиллатов.

При хорошей ректификации бензина крекинга и смешении
бензиновых компонентов прямой перегонки из отсортированных
нефтей можно получить бензины, которые после очистки от
непредельных углеводородов удовлетворяют техническим требо-
ваниям по всем пунктам, кроме детонационных характеристик,
даже после присадки предельных количеств ТЭС. С другой сто-
роны, такие продукты химического синтеза, как технический
изооктан, алкилаты, бензол, технический изопропилбензол»
триптан и некоторые другие, имеют высокие антидетонацион-
ные свойства, но по фракционному составу не отвечают требуе-
мым нормам. Это позволяет изготовлять высокооктановые бен-
зины, удовлетворяющие всем требованиям путем смешения очи-
щенных, химически стойких бензинов с перечисленными высоко-
октановыми продуктами.

Бензин, составляющий основу товарного продукта, назы-
вается основным (базисным) компонентом топлива. Добавляе-
мые к нему материалы топливного характера (изооктан, алки-
лат и др.) называются высокооктановыми компонентами.

Требования, предъявляемые к основному компоненту: 1) воз-
можно более высокое октановое число во избежание чрезмер-
ного расхода высокооктановых компонентов (обычно не ниже
70 без ТЭС); 2) плавная кривая выкипания; требуемые пределы
выкипания и упругость паров задаются в соответствии с тем,
какие из высокооктановых компонентов и в каком количестве
будут применен^ при смешении; 3) отсутствие бутана и более
легких углеводородов; 4) возможно низшая температура засты-
вания, чтобы товарный бензин выдерживал соответствующую
норму (не выше —60°); 5) отсутствие склонности к образова-
нию осадков в результате окисления и выпадения ТЭС при
хранении; 6) высокая приемистость (чувствительность) к ТЭС,
а потому возможно меньшее содержание серы.

Производство основного компонента. Главнейшие методы
производства бензиновой основы: 1) прямая перегонка в соче-
тании с ректификацией отборных нефтей; 2) извлечение бензина
из отборных естественных газов; 3) термический и каталитиче-
ский крекинг и высокоэффективная очистка полученных про
дуктов; 4) каталитическая ароматизация низкооктановых бен-
зино-лигроиновых фракций.
Прямая перегонка отборных нефтей дает ограниченное коли-
чество высокооктановых бензиновых фракций, так как необхо-
димо держать низкий конец кипения, не допуская в бензин
низкооктановые тяжелые фракции (табл. 44).

Таблица 44

Выход бензинов прямой перегонки и их антидетонационные
характеристики

Нефть	Выход бензина из нефти, % (вес.)	90% бензина выкипает до температуры,	Конец кипения бензина, °C	Октановое число бензина без ТЭС
Балаханская тяжелая	1,8	148	179	69
Ишимбайская .....	15,0	133	150	51
	8,0	94	104	61
Калинская 		3,0	136	—	71
	2,2	118	—	73
Косчагылская		11,1	118	• 134	76
Малгобекская легкая	20,5		167	49
	10,9	110	119	61
.	тяжелая .	0,45	—	139	82
Южноискинская ....	21,2	120	137	60

Низкооктановые бензины прямой перегонки далеко не цели-
ком состоят из углеводородов с малыми октановыми числами.
Низкое октановое число бензина прямой перегонки зависит от
наличия некоторого количества нормальных алканов с очень
низким октановым числом. Удаляя эти углеводороды при помощи
четкой ректификации бензина, можно получить вполне доброка-
чественный бензин.

Четкая (иначе сверхчеткая) ректификация бензинов прямой
перегонки возникла как прямое следствие необходимости выде-
ления из бензина узких низкооктановых фракций нормальных
алканов. При помощи четкой ректификации каталитического
бензина, алкилата и других продуктов могут быть получены
более высокооктановые компоненты авиабензина.

Бензин из естественных газов некоторых месторождений
является высококачественным компонентом авиационного товар-
ного бензина; однако добыча таких газов ограничена. Этот
метод получения бензинового компонента имеет еще меньшее
значение, чем прямая перегонка нефти (табл. 45).

Термические и каталитические деструктивные процессы
являются главными поставщиками основного компонента бен-
зинов (табл. 46).

Глубокая сернокислотная очистка крекинг-бензинов, содер-
жащих непредельные углеводороды, и вторичная перегонка очи-
щенных бензинов в ряде случаев дают вполне удовлетворитель-
ный компонент бензина. Выход очищенного и перегнанного ком-
Газовые бензины

Бензин	Упругость паров, мм рт. ст.	90% выкипает до температу- ры, °C	Октановое число	
			без ТЭС	с 3 мл ТЭС на 1 кг
Калинский 		445	118	71		
Карачухурский ....	424	120	76	—
Сураханский 		382	138	76	92

Таблица 46

Качества основных компонентов авиационных бензинов

Показатели	Продукты термическо- го крекинга после сернокислотной очист- ки и перегонки		Бензин каталитическо- го крекинга		Бензин каталити- ческой очистки
	крекинг- бензин	крекинг в присут- ствии углеводо- родных га- зов	до очистки	после сер- нокислот- ной очист- ки и пере- гонки	
Октановое число без ТЭС	70	77	78	78	79
То же с 1 мл ТЭС на 1 кг	—	—	89	91	—
,	,2 мл , „ 1 „	—	90	—	—	94
.	» 4 ,	„	„ 1 .	89	—	—	—	—
Перегоняется до температу- ры не выше, °C:  10%		88	69	61	63	56
50%		105—118	96	94	93	99
90%		145—150	121	128	125	140
Упругость паров, мм рт. ст.	360—375	320	360	305	330
Температура замерзания, °C : ниже 		—60			—60	—60	—60
Содержание фактических смол в 100 мл бензина не более, мг	3-6	—	1	<1	<1

понента составляет 80—85% веса исходного бензинового дестил-
лата, полученного на крекинг-установках.

Однако этот метод очистки не получил широкого применения
и не может считаться перспективным вследствие большого рас-
хода серной кислоты, высоких потерь бензина, образования
большого количества кислого гудрона.

Гидростабилизация — процесс, в котором непредельные» угле-
водороды не удаляются, а насыщаются водородом, вводимым
извне; применяется в ограниченном числе случаев.

Каталитическая очистка бензина на силикатных катализато-
рах позволяет получать компонент из бензина каталитического
и термического крекинга. При очистке из бензина удаляются
непредельные углеводороды и он обогащается ароматическими.
Выход компонента авиационного бензина составляет 70% веса
исходного автомобильного крекинг-бензина.

Каталитический крекинг отборного сырья — важный источник
получения бензинового компонента. С облегчением фракцион-
ного состава сырья каталитического крекинга содержание алке-
нов в бензине падает. В бензине каталитического крекинга
лигроиновых фракций содержание алкенов не более 5%. Такой
бензин можно использовать непосредственно с установки ката-
литического крекинга в качестве компонента, если перерабаты-
вать циклановое сырье легкого фракционного состава и тща-
тельно подбирать синтетический катализатор.

Процесс каталитической ароматизации дает основной компо-
нент бензина очень высоких качеств — с октановым числом без
ТЭС, равным 80 (§ 53). Большое содержание ароматических
углеводородов сообщает бензину высокую сортность при работе
на богатых смесях.

Производство высокооктановых компонентов. В главе VI опи-
саны процессы переработки газовых и легких бензиновых фрак-
ций для получения высокооктановых компонентов авиационных
и автомобильных бензинов. Сюда относятся изооктан, изопен-
тан, изобутановый алкилат и другие алкилбензины, изопропил-
бензол, пиробензол и другие углеводороды (табл. 47). Все
названные углеводороды и продукты служат для смешения
с бензинами.

.. .«Проблема смешения чрезвычайно широка и многогранна,
и масштабы применения принципа работы на компоненты изме-
няются от планирования работы одного отдельного завода до
общегосударственного планирования производства и потребления
горючего. В этой проблеме всегда возникают новые вопросы,
выдвигаемые жизнью, и поэтому здесь нет и не может быть
каких-либо неизменных рецептов» (С. Н. Обрядчиков).

§ 92.	Присадки к бензинам

Антиокислители. В крекинг-бензинах разного происхождения
даже после их очистки остаются непредельные углеводороды;
в результате окисления и полимеризации они впоследствии
могут образовать смолистые вещества и тем ухудшить качества
бензина. Некоторые вещества (присадки), введенные в бензин
даже в очень незначительном количестве, тормозят реакции
окисления и тем замедляют смолообразование, т. е. увеличи-
вают химическую стабильность бензина. Такие присадки к бен-
зинам называются антиокислителями.

Окисление непредельных углеводородов кислородом воздуха
представляет собой цепную реакцию, т. е. последовательный ряд
(цепи) отдельных составляющих реакций. В результате каждой
отдельной реакции получается промежуточное неустойчивое
химическое соединение, являющееся исходным материалом для
Физико-химические свойства

Продукт	Плотность	Фракционный состав, °C					
		н. к.	ю%	50%	90%	К. к.	
Изопентан . . .	0,616	24	26	28	30	31,5	
Изооктан чистый	0,695	99	99,3	99,3	99,3	99,3	
Изооктан техниче- ский 		0,692—0,706	72—76	Не более	Не более	Не более	174—176	
Алкилат ....	0,704—0,713	74—89	82 82—102	115 105—113	150 126—140	175-178	
Бензол 		0,889	80	80	80	80	81	
Толуол 		0,885	110	ПО	ПО	по	111	
Ксилолы ....	0,864	—					—		__	
Этилбензол . . .	0,884	136	136	136	136	136,5	
Изопропилбензол (кумол) ....	0,861	144	146	149	164	167	
Алкилбензол тех- нический . . .	—	140	144	152,5	165,5	179,5	

последующего звена. Разрушение или связывание любого из
этих промежуточных продуктов исключает возможность проте-
кания последующей реакции и приостанавливает весь процесс
в целом. Многие из промежуточных продуктов окисления угле-
водородов представляют собой кислородные соединения. Анти-
окислители их разрушают и тем самым подавляют процесс
окисления; кроме защиты от осмоления бензина, они тормозят
разложение тетраэтилсвинца, растворенного в бензине.

Антиокислители оцениваются по следующим признакам:
1) максимальная длительность действия; 2) высокая активность
при малом расходе присадки; 3) хорошая растворимость в бен-
зине; 4) ничтожная растворимость в воде; 5) нерастворимость
в слабом растворе щелочи.

В качестве антиокислителей авиационного бензина в настоя-
щее время применяются главным образом пара-оксидфенил-
амин, альфа-нафтол и древесная смола. Альфа-нафтол имеет
плотность 1,22, температуру плавления 96°, температуру кипе-
ния 280°, растворимость в бензине 2, в воде — слабую.

Для замедления смолообразования в автомобильных бензи-
нах обычно применяют фракцию древесной смолы, выкипаю-
щую в пределах 240—300°.

Исследования стабильности крекинг-бензинов из грознен-
ского сырья показали, что могут применяться бутил-пара-амин-
фенол и др.

Некоторые антиокислители применяются в виде растворов
в смеси метилового и изопропилового спиртов при содержании
антиокислителя в растворе около 50%. Количество добавляе-
мого к бензину антиокислителя устанавливается лабораторной
проверкой. Обычные нормы добавки в зависимости от качества
390
компонентов авиационных бензинов

	Температура замерзания, °C	Упругость паров, мм рт. ст.	Теплотвор- ность, ккал{кг	Октановое число		Сортность топ- лива с 3 — 3,3 мл(кг Р-9 по методу авиа- ционному с наддувом
				по моторному методу (ГОСТ 511-52)	топлива с 3— 3,3 мл/кг Р-9 по авиацион- ному темпера- турному методу	
	—150	1064	11620	90	но	142
	—116	—	11 450	100	113,4	154
	—	97—100	—	94	104—106	145—150
			175			90—93	105—107	143—150
	+5,4	75	10 090	100	97	220
	—94,5	22	10150	100	105,5	250
	—	5,1	10 250	100	105	250
	-93	6,8	10 280	96	102	>265
	—	—	—	99	102	>160
	—60	—	—	96	99	160

антиокислителей и бензинов лежат в пределах 0,002—0,06% на
бензин.

Бензин до прибавки антиокислителя должен быть освобо-
жден от сероводорода, меркаптанов и щелочи. Антиокислитель
добавляется обязательно к свежеприготовленному бензину; он
должен быть весьма тщательно перемешан с товарной массой
бензина. Для облегчения перемешивания антиокислитель раство-
ряют сначала в части бензина, или в бензоле, или в спирте,
а затем этот раствор закачивают в основную массу бензина.

Длительность хранения правильно приготовленного бензина
достигает одного года, что обычно вполне достаточно. Анти-
окислители чрезвычайно ядовиты и проникают в организм даже
через кожу.

Антидетонаторы. Антидетонаторами называются вещества,
которые, будучи добавлены в весьма малых количествах к бен-
зину, значительно повышают его антидетонационную стойкость.
Почти исключительным распространением пользуется, тетраэтил-
свинец (ТЭС) — бесцветная прозрачная жидкость плотностью
не ниже 1,570, кипящая примерно при 200° с разложением. ТЭС
не растворим в воде, но растворяется в углеводородах; чрезвы-
чайно ядовит; содержание РЬ(С2Н5)4 не ниже 92% (вес.).

При сжигании бензина, содержащего чистый ТЭС, в моторе
отлагается налет свинцовых соединений. Чтобы избежать этого,
тетраэтилсвинец применяют не в чистом виде, а в виде этиловой
жидкости (ЭЖ). Состав этиловой жидкости марки Р-9 (повесу):
тетраэтилсвинца 54,0%, бромэтана 33,0%, монохлорнафталина
6.8+0,5%, наполнитель — авиационный бензин до баланса, кра-
ситель темнокрасный — 1 а на 1 кг смеси.
Этиловая жидкость окрашена в красный цвет, прозрачна,
плотность ее не менее 1,50. Добавляется в количестве не более
4 мл на 1 кг авиационных бензинов и 1,5 мл на 1 кг автомо-
бильных бензинов.

При сгорании в двигателе этиловой жидкости образуются
не твердые, а летучие хлористые и бромистые соединения
свинца, выбрасываемые из цилиндра вместе с выхлопными
газами. Этиловая жидкость легко воспламеняется и очень ядо-
вита; на солнечном свету разлагается. Для обращения с этило-
вой жидкостью имеются специальные инструкции, которые необ-
ходимо тщательно соблюдать.

Способность этиловой жидкости повышать антидетонацион-
ную стойкость не одинакова для различных бензинов. Бензины
проявляют различную приемистость к ТЭС. Кроме того, первые
порции ТЭС придают бензину большее количество октановых
единиц, чем последующие порции (табл. 48). Наибольшую
приемистость к ТЭС проявляют алканы, причем эта приеми-
стость одинакова как на богатых, так и на бедных смесях.

Таблица 48

Приемистость разных бензинов к ТЭС

Количество мл ТЭС на 1 кг бензина	Октановые числа бензина прямой гонки		
	бакинский	грозненский	крекинг-бензин
0,00	70	60	69
0,25	76	69	74
0,50	81	73	76
0,75	84	77	78
1,00	87	79	79
1,50	89	82	80

§ 93.	Смешение компонентов для получения бензинов

Авиационные бензины. Смешение надлежаще подобранных
основного и высокооктановых компонентов и присадок служит
для получения товарных сортов бензина заданных качеств. Сме-
шение, в частности, совершенно необходимо при получении
стооктановых и более высокооктановых бензинов: присадка
даже предельно допустимых качеств ТЭС или в некоторых слу-
чаях экстралина не повышает антидетонационной стойкости
основного компонента до требуемого уровня. Обычно, чем выше
исходное октановое число бензина, тем меньше приемистость
(чувствительность) его к ТЭС, как видно из следующих данных.

Исходные октановые
числа бензинов

Октановые числа с
присадкой 1 мл

ТЭС на 1 кг

47

70

86

66

85

99
В производстве высокооктановых бензинов присадка ТЭС
лишь повышает октановое число до 100 и выше; сама же топ-
ливная основа бензина (бензин плюс высокооктановые компо-
ненты) должна иметь октановое число в чистом виде 86
и выше.

Понятно, что, добавляя к бензину высокооктановый компо-
нент, необходимо заботиться, чтобы все прочие характеристики
компонента способствовали если не улучшению, то по крайней
мере сохранению качеств основного бензина. Исключение допу-
скается только в отношении упругости паров и температур выки-
пания 10% и 50% высокооктановых компонентов. Эти характе-
ристики могут быть выправлены регулировкой процесса ректи-
фикации на установках, выпускающих основной бензиновый
компонент, а также при смешении компонентов.

При оценке качеств высокооктановых компонентов нужно
руководствоваться следующими показателями: 1) октановым
числом, сортностью и приемистостью к ТЭС; 2) выкипанием 90%;
и концом кипения; 3) химической стабильностью; 4) теплотвор-
ной способностью; 5) отношением к воде; 6) склонностью
к разъеданию металлов.

Полное удаление непредельных углеводородов из компонен-
тов бензина требует больших затрат. Чтобы незначительное
содержание этих углеводородов не ухудшало качеств бензина
при длительном хранении, требуется добавка антиокислителей
в количестве обычно меньше 0,1% бензина. В производстве
автомобильных бензинов применение антиокислителей позволяет
упростить и удешевить очистку, а иногда и вообще ограни-
читься только защелачиванием бензина.

Как общее правило, каждый компонент должен выдержи-
вать испытание на химическую стабильность, отсутствие корро-
зии, содержание серы, кислотность, температуры конца кипения
и замерзания в соответствии с техническими нормами на товар-
ный авиационный бензин.

При этих условиях задача смешения сводится к достижению
заданных норм по следующим показателям: 1) антидетонацион-
ной характеристике (октановому числу и сортности); 2) упру-
гости пара; 3) фракционному составу.

Если известны октановые числа каждого из компонентов,
взятых на смешение, то можно со значительной степенью точ-
ности подсчитать октановое число смеси по правилу сме-
шения-.

Наиболее точные числа получаются для смесей чистых алка-
нов и бензинов прямой перегонки. Расчет октановых чисел бен-
зинов, содержащих .непредельные соединения, дает большие
отклонения от истинных величин.

Для расчета нужно знать не собственные октановые числа
компонентов, а смесительные характеристики, иначе — октано-
вые числа при смешении компонентов, уже содержащие допу-
стимое количество ТЭС (табл. 47).
Уравнения для расчетов смешения имеют такой вид:

_ ах-\-Ь (100 — х)

с 100

или

х=4=т100>

где а —октановое число (смесительное) основного компонента;
b — то же высокооктанового компонента;

с — заданное октановое число бензина;

х — содержание основного компонента в смеси в %.

Упругость паров смеси может быть подсчитана по закону
Рауля — парциальное давление данного компонента равно про-
изведению его упругости паров на молекулярную концентрацию
в жидкой фазе.

Фракционный состав смеси нескольких компонентов опреде-
лить с достаточной степенью точности путем расчета невоз-
можно. Задача может быть решена только лабораторным путем.
При этом надо помнить, что разгонка на аппарате без колонки
(по ГОСТ 2177-48) не дает представления об истинном фрак-
ционном составе и смешение компонентов нельзя производить
на основании их разгонки по этому способу. Правильные ре-
зультаты можно получить, только делая расчет на основании
кривых ИТК, полученных на хорошей лабораторной колонке.

Разумеется, перед тем как приступить к смешению в завод-
ском масштабе, все показатели приготовленного по расчету
образца бензина должны быть проверены в лаборатории. Расчет
служит только для ускорения работы по составлению рабочего
рецепта смешения, а также при подсчетах проектного характера.

Для некоторых авиационных бензинов основным компонен-
том являются бензины прямой перегонки отборных нефтей; для
других — бензины каталитического крекинга и каталитической
очистки. Для повышения октановых чисел при работе на бед-
ных смесях к бензинам добавляют в качестве высокооктановых
компонентов изоалканы, а для повышения сортности на богатых
смесях — ароматические компоненты (алкилбензол и др.). Эти-
ловая жидкость марки Р-9 добавляется в количестве не более
4 мл на 1 кг бензина: некоторые бензины содержат кроме ТЭС
4% экстралина.

Сортность бензинов увеличивается именно от прибавления
ароматических углеводородов и в значительно меньшей мере от
прибавления изоалканов. Степень улучшения сортности в силь-
ной мере зависит от химического состава исходных бензинов.
Наличие в бензине ароматических и сильно разветвленных
алканов очень заметно повышает чувствительность (т. е. улуч-
шение сортности) к первым порциям добавляемых высокоокта-
новых компонентов.

Автомобильные бензины. Основная масса этих бензинов
готовится при помощи прямой перегонки нефти, термического
394
и каталитического крекинга. Крекинг-дестиллаты подвергают
очистке адсорбентами, или катализаторами в паровой фазе, или
кислотой и щелочью в жидкой фазе. Бензин после очистки тре-
бует перегонки для отделения полимеров и вообще более тяже-
лых фракций. Если бензиновый дестиллат, отбираемый на кре-
кинг-установках, непосредственно отвечает по фракционному
составу стандартам на автомобильный бензин и не требует глу-
бокой очистки, то ограничиваются только защелачиванием
и добавлением антиокислителей; в этом случае отпадает необ-
ходимость во вторичной перегонке бензина.

Бензиновый дестиллат прямой перегонки высокосернистой
нефти подвергают полной химической очистке (кислотой и ще-
лочью, а иногда и другими реагентами). В других случаях огра-
ничиваются только защелачиванием бензина.

Значительным источником получения автомобильных бензи-
нов может быть процесс общей полимеризации легких непре-
дельных углеводородов.

§ 94.	Тракторное и другие виды нефтяного топлива

Лигроин и керосин для тракторных (карбюраторных)
двигателей еще недавно являлись исключительно продуктами
прямой перегонки нефти. В настоящее время эти продукты
чаще готовят смешением соответствующих дестиллатов прямой
перегонки с продуктами крекинга. Это позволяет повысить
октановые числа топлива. При производстве крекинг-бензинов
получается некоторое количество более тяжелых фракций;
последние в зависимости от их фракционного состава исполь-
зуются как компоненты либо лигроина, либо тракторного
керосина.

Лигроин и керосин прямой перегонки могут служить трак-
торным топливом только в том случае, если они имеют октано-
вые числа не ниже установленных стандартами. Далеко не все
нефти отвечают этому требованию. Прибавление к тракторному
топливу тетраэтилсвинца не практикуется и не разрешается.

Дизельное топливо (для быстроходных транспортных дизе-
лей) представляет собой дестиллаты прямой перегонки нефти —
легкие газойлевые и соляровые фракции или их смеси с кероси-
новыми фракциями. Для этой цели используют керосин с низ-
кими октановыми числами, который не может служить трактор-
ным топливом. .

Для увеличения ресурсов топлива к дизельному топливу
прямой перегонки нефти иногда добавляют каталитический кре-
кинг-керосин. Дизельное топливо прямой перегонки высоко-
сернистых нефтей требует очистки.

Эффективным способом получения топлива из керосино-га-
зойлевых фракций крекинг-продуктов является гидрогенизация
этих фракций.

Топливо котельное в основном является крекинг-остатком,
полученным при термическом крекинге. Лишь в виде исключе-
ния разрешается использовать в качестве котельного топлива
мазут прямой перегонки нефтей. В связи с быстро развиваю-
щимся в нашей стране углублением переработки нефтей и ис-
пользованием мазута прямой перегонки и крекинг-мазута для
производства других, более квалифицированных нефтепродук-
тов в настоящее время сокращается использование мазутов
в качестве котельного топлива; в ближайшие годы предстоит
полное прекращение сжигания мазутов в топках.

§ 95.	Смазочные масла

Переработка мазута. Мазут — жидкий остаток, не испарив-
шийся при первичной перегонке нефти; в зависимости от харак-
тера и свойств перегоняемой нефти и производственно-экономи-
ческих соображений может предназначаться в качестве: 1) сырья
для термического крекинга; б) сырья (масляный мазут) для
получения смазочных и специальных масел путем новой фрак-
ционной перегонки и очистки продуктов перегонки; в) сырья
для получения нефтяного битума; г) смазки без всякой даль-
нейшей переработки — для грубых механизмов (смазочный ма-
зут). Мазут из высокосернистых и высокосмолистых нефтей
не всегда экономически выгодно перерабатывать на смазочные
масла или направлять на крекинг.

При вакуумной перегонке мазута получают дестиллаты, раз-
личающиеся в основном вязкостью. Наименее вязкие служат
для получения после очистки легких индустриальных и специ-
альных масел. Фракции большей вязкости (более высококипя-
щие) используются для приготовления средних индустриальных
масел (веретенных, машинных и др.), тяжелых индустриальных
масел, автомобильных и тракторных масел, а также других
смазочных масел (турбинных, компрессорных).

Не следует думать, что все перечисленные группы смазоч-
ных масел одновременно получаются из любой масляной нефти
на одной и той же перегонной установке или даже на одном
и том же заводе. Во-первых, вакуумные перегонные установки
одновременно дают не более 4—5 различных масляных дестилг
латов (чаще 3—4). Во-вторых, не из каждой масляной нефти
можно получить все требуемые сорта и марки масел: ко многим
из них предъявляются такие качественные требования, удовле-
творить которым могут только некоторые отборные нефти.
Например, далеко не все масляные нефти могут дать трансфор-
маторное масло с требуемой низкой температурой застывания.
Некоторые масла можно приготовить смешением дестиллатного
и остаточного масел, полученных из одной и той же нефти или
из двух различных нефтей.

Поэтому на данной мазутоперегонной установке, иногда на
данном заводе в целом, обычно получают лишь определенную
группу полупродуктов для получения нефтяных масел.
Вакуумную Перегонку мазута, а иногда и нефти, предвари-
тельно отбензиненной, применяют в некоторых случаях также
для получения широкой соляровой или смешанной керосино-со-
ляровой фракции как сырья для крекинг-процесса.

При перегонке мазута или нефти с большим содержанием
твердых алканов отделяют парафиновый дестиллат сравни-
тельно широкого фракционного состава. Он служит сырьем для
парафинового и масляного производства.

Не испарившийся при перегонке мазута остаток называется
гудроном; при менее глубоком отборе дестиллатов менее вязкий
остаток называется полугудроном.

Нефтяной гудрон и полугудрон. В зависимости от природы
и качеств исходной нефти гудрон и полугудрон также получают
различное дальнейшее применение. Остаток мазута из высоко-
смолистых нефтей (асфальтовый гудрон) является сырьем для
получения нефтяного битума. Остаток мазута из масляных
нефтей с малым содержанием асфальтово-смолистых веществ
употребляется непосредственно или в смеси с другими фрак-
циями как смазочный материал (например, нигрол Л — соб-
ственно полугудрон, применяемый без дальнейшей очистки для
смазки осей вагонеток и других грубых механизмов).

Гудрон (и полугудрон) из некоторых высокосортных масля-
ных нефтей дает после сложной очистки очень вязкие и ценные
остаточные смазочные масла — авиационные, дизельные, вапоры.

Масла. Индустриальные масла представляют собой за ма-
лыми исключениями дестиллаты, выделенные при перегонке
мазута и очищенные серной кислотой и щелочью (иногда
только щелочью) и в некоторых случаях адсорбентами или
избирательными растворителями. Некоторое марки масел со-
ставляются путем смешения компонентов — двух разных сортов
нефтяных масел или нефтяных и растительных.

Авиационные масла употребляются для исключительно ответ-
ственных целей и должны иметь особо высокие качества. Чтобы
достигнуть этого, надо, во-первых, выбрать особенно хорошее
сырье (так называемые авиамасляные нефти) и, во-вторых,
подвергнуть масла глубокой и тщательной очистке.

Исходным сырьем для производства авиационных масел
служат полугудрон и гудрон, называемые также концентратом,
полученные из авиамасляных нефтей. В некоторых случаях
масла могут быть смешанными из дестиллатного и остаточного
сырья, раздельно очищенного. Очистка остаточных масел сво-
дится к последовательно проводимым следующим операциям:
обработка серной кислотой, контактная нейтрализация адсор-
бентами, очистка избирательными растворителями, доочистка
адсорбентами.

Масла из парафиновых и высокопарафиновых нефтей под-
вергаются, кроме того, депарафинизации. Сернокислотная
очистка может быть заменена деасфальтизацией при помощи
пропана или дополнять ее.
На фиг. 131 показаны две схемы получения авиационных
масел: из беспарафиновой эмбенской нефти (7) и парафинистой
бакинской (II); в первом случае масло не подвергается депара-
финизации, во втором подвергается.

В остальном процессы обработки полуфабрикатов на обеих
установках сходны между собой: остаток от вакуумной пере-
гонки нефтей очищают серной кислотой и подвергают контакт-
ной нейтрализации. Чтобы полученные авиационные масла пре-
вратить в особо высокосортные марки, их дополнительно очи-
щают избирательными растворителями и отбеливающими
землями.

В большинстве случаев обходятся вовсе без сернокислотной
очистки и изготовляют авиационные масла по схеме: очистка
избирательными растворителями — депарафинизация — контакт-
ная обработка адсорбентами.

Автомобильные и тракторные масла (автолы) представляют
собой вязкие дестиллаты масляных нефтей, прошедшие глубокую
очистку. Для улучшения отдельных свойств (уменьшения корро-
зионности масел и износа трущихся деталей, улучшения вязко-
стно-температурных свойств, понижения температуры застывания,
улучшения смазывающей способности и др.) к некоторым авто-
лам, так же как и к дизельным маслам, добавляют различные
присадки. Автолы могут также изготовляться путем смешения
средневязких масел с остаточными маслами.

Очистка автолов производится серной кислотой или избира-
тельными растворителями (фурфуролом, фенолом, смесью бен-
зола с жидким сернистым ангидридом). При сернокислотной
очистке масла подвергаются контактной нейтрализации отбели-
вающими землями или глинами.

Регенерация масел. Масла, бывшие в работе, в большинстве
случаев можно регенерировать, т. е. восстановить их первона-
чальные свойства. Регенерированные масла можно многократно
использовать по прямому назначению. Это относится к инду-
стриальным, специальным, автотракторным, авиационным
маслам. Регенерация масел дает огромную выгоду народному
хозяйству. Потребность страны в маслах может быть удовлет-
ворена при меньшем расходе нефтяного сырья для производ-
ства масел и меньших затратах.

Технология регенерации определяется характером изменений,
происходящих в масле в процессе его работы. В одних случаях
масла подвергаются глубоким химическим и физическим изме-
нениям, и тогда для восстановления их полезных свойств необ-
ходимо применить обычные методы очистки (иногда и пере-
гонки). В других случаях масла лишь механически загрязняются
посторонними примесями; для восстановления таких масел
достаточно применить простые механические приемы, например
фильтрование. Автомобильные и тракторные масла (автолы)
разжижаются во время работы в моторе неиспарившимися
фракциями топлива и претерпевают некоторые химические
398
Фиг. 131. Схема производства остаточных масел серно-
кислотной и адсорбционной очистки из беспарафино-
вой (Z) и парафинистой нефти (//).
изменения. Ясно, что для восстановления автолов надо отогнать
от них топливные фракции, а масляную часть очистить реаген-
тами или отбеливающими землями.

§ 96.	Присадки к смазочным маслам

Природные свойства нефтей и различные методы производства
нефтяных масел не обеспечивают получения продуктов требуемых
качеств. Последние могут быть улучшены добавлением к маслам
небольшого количества (1—2%, иногда более) различных при-
садок..

Некоторые присадки улучшают одно какое-либо свойство
масел, другие — одновременно несколько свойств (комплексные
или многофункциональные присадки).

Применение присадок — очень важный способ улучшения тех-
нических характеристик масел, поэтому производство и приме-
нение присадок получают все большее распространение.

Присадки для понижения температуры застывания масел
известны под названием депрессаторов (например, депрессатор
АзНИИ) >.

Известны депрессаторы, получаемые: 1) конденсацией нафта-
лина с хлорированным парафином в присутствии хлористого
алюминия как катализатора; 2) алкилированием фенола хлори-
рованным парафином и последующей конденсацией получен-
ного алкилфенола с фталилхлоридом. Вторая присадка действует
более эффективно. Температура застывания остаточных масел,
содержащих высокоплавкие церезины, либо не снижается вовсе,
либо очень незначительно снижается от прибавления депрес-
саторов.

Масла с присадками, понижающими температуру застывания,
при хранении в условиях периодических колебаний температуры
могут изменять (вновь повышать) свою температуру застывания.
Для получения стабильного снижения температуры требуется
повышенный расход присадки.

Присадки для повышения вязкости и улучшения вязкостно-
температурных свойств представляют собой высокомолекулярные
полимеры изобутена (суперол, изол и Др.), или электрозагущен-
ные масла (вольтол), или полимеры сложных эфиров некоторых
органических кислот, например, метакриловой и др.

Присадки для повышения прочности пленки масла, т. е. для
улучшения маслянистости или иначе смазывающей способности,
особенно требуются при смазке механизмов с очень высокими
удельными нагрузками, например в гипоидных передачах
новейших автомобилей. Поверхностно-активными веществами,
усиливающими прочность масляной пленки, являются олеиновая
кислота и натуральные жиры — лярд, касторовое масло и др.

1	Число градусов, на которое понижается от прибавления присадки
температура застывания масла, называют депрессией температуры.
Известны многие присадки, приготовленные осернением, хлори-
рованием, фосфатированием растительных масел и жиров.

Антиокислительные присадки повышают устойчивость масла
против окисления его в рабочих условиях.

Для этой цели используются органические фосфиты, суль-
фиды, фенолы, а также азотсодержащие вещества. Для турбин-
ных и трансформаторных масел применяют лара-оксидиф'енил-
амин, fl-нафтол и др.; широко распространенной является при-
садка ВТИ-1.

Антиокислительные свойства проявляют также некоторые
сернистые соединения, находящиеся в нефтях.

Антикоррозионные присадки уменьшают разъедание металла
маслом; это особенно важно при смазке подшипников из цвет-
ных металлов. Эти присадки могут уменьшать образование
кислых веществ во время работы масла либо образовать защит-
ные пленки на смазываемых металлических поверхностях.

Основными антикоррозионными присадками являются
азнии-4, циатим-330, циатим-331 и др. Одновременно они
являются и моющими присадками. Применяют также осернен-
ное минеральное масло (готовится путем термической обработки
масла элементарной серой) и некоторые другие осерненные
продукты.

Антинагарные и моющие присадки добавляются к автомо-
бильным и другим моторным маслам; они переводят нагар,
образующийся в цилиндрах и на поршнях, во взвешенное
в масле (суспендированное) состояние; в этом состоянии нагар
смывается смазочным маслом и не отлагается плотным слоем
в горячих частях двигателя. Имеются следующие моющие при-
садки: 1) нефтяные мыла — нафтенаты алюминия, бария и др.;
2) кобальтовые, кальциевые и другие мыла и феноляты различ-
ных жирных кислот, алкилированные парафином; 3) фосфор-
содержание присадки — фосфиты; 4) сульфонаты — кальциевые,
бариевые, натриевые и другие соли сульфонафтеновых кислот.

Многофункциональные присадки могут быть двух типов:
1) смеси двух присадок, из которых каждая влияет на масло
в одном каком-либо направлении; 2) индивидуальные присадки,
оказывающие комплексное действие на масла (например, воль-
тол). Среди последних известны, например, присадки антиокис-
лительно-моющего действия, прибавляемые к дизельным и авто-
мобильным маслам: присадки циатим-331, азнии-4, особенно же
присадка азнии-циатим-1.

Присадка вольтол значительно снижает температуру засты-
вания масла, улучшает вязкостные и смазывающие его свойства.
Получение присадки заключается в действии тихих электриче-
ских разрядов в атмосфере водорода на парафинистые мине-
ральные масла, на парафин или растительные жиры.

26 Зан. Jfi 1779.
ГЛАВА XI

ПРОИЗВОДСТВО РАЗНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ
И УТИЛИЗАЦИЯ ОТХОДОВ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ

§ 97.	Производство нефтяного битума

В земной коре находятся различные горючие ископаемые.
Они образовались в результате совместной жизнедеятельности
растительных и животных организмов и участия неорганической
природы. Эти породы относятся к одной из двух основных
групп — углям и битумам. И те и другие в основном состоят
из углерода, водорода, отчасти кислорода и др. (табл. 49) ’.

•	Таблица 49

Продукт	Содержание, %			Отношение С :Н
	С	н	О и др.	
Угли  Антрацит в среднем		95	2,5	2,5	38
Каменный уголь в среднем ....	85	5,4	9,6	15,7
Битумы Асфальт тринидадский 		82,3	10,7	7	7,7
Нефти 		85 -86	12—14	1—2	6—7

В углях углерода больше, в битумах меньше. Чем больше
отношение С : Н, тем порода ближе к углям и, наоборот, породы
с малой величиной С : Н являются битумами или примыкают
к ним. Битумы растворяются в органических растворителях —
в скипидаре, бензине, бензоле, хлороформе, сероуглероде, угли
не растворяются.

В широком научном значении слова к чистым битумам отно-
сятся: газообразные вещества — природные и искусственные

1	Рассматриваемые породы называются каустобиолитами, от грече-
ского— горючий (каустос), жизнь (биос) и камень (литое).
нефтяные газы; жидкие — нефти, горный деготь и др.; твер-
дые — асфальт, озокерит и др.

Здесь рассматриваются твердые битумы, называемые асфаль-
тами

Природные асфальты встречаются либо в виде асфальтонос-
ных пород, чаще всего известняков и песчаников, пропитанных
битумом, либо в виде собственно асфальтов; примеры чисто
асфальтовых месторождений — озеро Тринидад на острове того
же названия в Южной Америке, месторождение Бермуд в Вене-
цуэле. К асфальтам близки по своей природе асфальтиты,
например гильсониты и др.; это — природные асфальтообразные
вещества, отличающиеся высокой температурой размягчения
(выше 110°).

Природные асфальты образовались в результате длительных
и сложных процессов превращения нефти под влиянием различ-
ных геологических и физико-химических факторов.

Нефтяные «битумы-». Мировые запасы природных асфальтов
ограничены. Между тем развитие автотранспорта, неразрывно
связанное с усовершенствованием дорог, требует больших
количеств асфальта. Для удовлетворения этой потребности
получил огромное распространение способ искусственного полу-
чения асфальтов, которые на практике получили название неф-
тяных битумов. Сырьем для их производства являются нефтяные
остатки. Нефтяные битумы близки по свойствам к естественным
асфальтам.

В производстве нефтяного битума искусственно воспроизво-
дится процесс асфальтообразования, в значительной степени
подобный естественному. Однако превращение нефтяного сырья
в асфальтоподобное вещество на заводах происходит в неизме-
римо более короткий срок, исчисляемый часами. Здесь в полной
мере использована способность нефтяных углеводородов и смол
переходить в асфальтены под влиянием тепла или окисляющего
действия воздуха (табл. 50).

Гудроны балаханской и других нефтей (группа I), после того
как они превращены окислением в битумы (группа II), содер-
жат значительно больше асфальтенов и меньше масляных угле-
водородов; углеводороды и являются первичным материалом для
новых образований смол и асфальтенов. Табл. 50 показывает,
что, во-первых, нефтяные битумы в основном состоят из масел,
асфальтенов и смол, а во-вторых, что природные асфальты
сравнительно близки по своему составу к искусственным.

Сырьем для получения нефтяного битума должны быть-
нефти с большим содержанием смол и углеводородов, легко
подверженных реакциям окисления и уплотнения. Таким
сырьем являются нефти калужская (Майкоп), бинагадинская,,

1 От древнегреческого глагола «асфалидзо» — делать прочным, укреп-
лять; асфальт применялся еще в древности в строительном деле в качестве
цементирующего, связывающего материала.
Состав битумов

Таблица 50

Сырье	Плотность при 15° С	СМОЛЫ адсорбци- онные	Содержание, %		асфальто- вые кисло-  ты и их ангидриды
			асфальтены	масла	
Группа I. Нефтяные гудроны:  1) доссорский . . .	0,912	5—6	0,75	92,6	
2) балаханский . . .	0,941	12,8	0,4	85,6	—
3) грозненский пара- финистый ....	0,961	10,9	5,6	80,7		
4) грозненский беспа- рафиновый ....	1,0	14,2	18,9	67,0		
Группа II. Нефтяные битумы (получены оки- слением):  2а) балаханский . .		14	28	57	
За) из грозненской парафинистой неф- ти 			12,3	31,6	55	Све- дений
4а) из грозненской беспарафиновой нефти 		1,035	14	29,7	56	нет
Группа III. Природ- ные асфальты (чи- стые):  тринидадский ....	1,4	23	37	31	10,3
бермудецкий ....	1,07	14,4	35,3	39,6	5,5

артемовская, ишимбайская и др. Гудроны указанных нефтей
содержат значительно больше по сравнению с масляными
гудронами смол и асфальтенов и с успехом применяются в каче-
стве дорожных масел для непосредственной поливки и пропитки
(битуминизации) дорог или же служат прекрасным сырьем для
производства нефтяных битумов.

Содержание парафина, а также серы в нефтях не препят-
ствует использованию таких нефтей для асфальтового произ-
водства, хотя битумы из парафинистых нефтей имеют худшие
качества.

Производство нефтяных битумов может быть осуществлено,
во-первых, глубокой вакуумной перегонкой нефтяных смолистых
остатков, получаемых при прямой перегонке, а также при
деасфальтизации пропаном нефтяных концентратов и при
очистке остаточных масел избирательными растворителями,
во-вторых, окислением тех же остатков воздухом при высокой
температуре.

Нефтяные битумы, полученные при глубокой вакуумной пере-
гонке нефтяных остатков, называются остаточными, а при окис-
лении остатков воздуха — окисленными. Различия сырья и
процессов производства приводят к различиям • в качествах
продуктов.

, Вакуумные трубчатые установки, на которых получают оста-
точные битумы из нефтяных остатков прямой перегонки нефти,
обычно имеют вспомогательные вакуумные испарители, служа-
щие для глубокого отпаривания гудрона. На некоторых (преиму-
щественно старых) заводах сохранились кубовые установки.

При производстве окисленного битума асфальтовый гудрон
в кубах периодического или непрерывного действия продувают
воздухом при 220—300°. Высокие температуры окисления могут
сопровождаться процессом крекинга и образованием карбенов.
Пары дестиллатов и отработанный в процессе окисления воздух
проходят через каплеотделитель и конденсатор, откуда конден-
сат («черная солярка») направляется в емкость; более легкие
фракции сжижаются в последующих конденсаторах и в скруб-
берах. Отдутый асфальт из кубов (или окислительных колонн)
направляют через воздушные холодильники в емкость, откуда
его сливают в тару, или в специальные железнодорожные
цистерны, или на земляные площадки.

На одной из кубовых установок периодического действия,
перерабатывающей гудрон прямой перегонки нефти, окисление
гудрона воздухом производится для получения битума марки II
при 220°, марки III при 230°, марок IV и V при 250—260°; битум
из куба удаляют при температурах (для разных марок) от 100
до 240°; продолжительность окисления битумов разных марок
от 15—20 час. до 45—50 час. Скорость подачи в куб воздуха
регулируется в зависимости от скорости повышения температуры
жидкости в кубе. Окисление — реакция экзотермическая; при
усиленном пропуске воздуха температура быстро повышается.

При переработке крекинг-остатков, остатков от пиролиза
нефтей, кислых гудронов получение доброкачественных битумов
тем труднее, чем больше в сырье содержится кокса, т. е. чем
глубже был проведен процесс крекинга и пиролиза.

Области применения природных асфальтов и искусственных
нефтяных битумов обширны и разнообразны. Главная их масса
известна под названиями битумов нефтяных дорожных и биту-
мов нефтяных жидких дорожных для строительства дорог —
асфальтированных, гудронированных и т. п. Битумы нефтяные
жидкие полутвердой или жидкой консистенции — различные
асфальтово-смолистые нефтяные остатки, как-то: гудроны,
крекинг-мазуты, особо тяжелые нефти, пеки и т. п. Любая двух-
печная термическая крекинг-установка с дополнительным испа-
рителем может давать жидкие битумы, особенно медленно
густеющие (класс Б).

Большое количество нефтяных битумов расходуется в произ-
водстве кровельных материалов — руберойда, толя и др. (нефтя-
ные битумы строительные), в гидротехническом строительстве,
в электротехнической промышленности, в производстве пласти-
ческих масс, топливных брикетов и во многих других областях.
Оценка технических качеств нефтяных битумов производится
в первую очередь на основании испытаний в строго стандартных
аппаратах по трем основным характеристикам — глубине про-
никновения иглы в образец битума (пенетрации), растяжимости
(дуктильности) и температуре размягчения. Лучшими считаются
те битумы, которые при определенной для данной марки твер-
дости (глубине проникновения иглы) имеют наибольшую рас-
тяжимость.

§ 98. Производство парафина и церезина

Сырье парафино-церезинового производства. Различия между
парафином и церезином сказываются как в строении их кри-

е



У.94
§
> 92

90 650-

80

70

60-

50

40

30

20

600

550-

500

450

400

350

300

76

74

90

88

86

84

82

80

78

-в-

сталлов, так и в про-
__чих физико-химиче-
_ ских характеристи-
— ках (§ 88): темпе-
__ ратуры кипения це-

резинов лежат вы-

ше 600°

(например,

650—690°), парафина

*5 от 370 до 560°,

мо-

.Область парафинов. Область церезиноб.

лекулярные веса це-
резинов находятся в
пределах 500—700,
твердого парафина—
от 300 до 500, темпе-
ратуры плавления
парафина — от 30
до 70°, высокоплав-
кого церезина—при-
мерно 65—85° и вы-
ше (фиг. 132).

На фиг. 133 при-

ведены микрофото-

250300 350 400 450 500550 600 650700 графии шести
Молекулярный вес

аз-

ных образцов масля

ных дестиллатов па-
рафинистых нефтей:
образец № 1 содер-
жит крупные пла-

Фиг. 132. Свойства парафина и церезина из гроз-
ненской нефти.

1 — температура кипения при 760 мм рт. ст. (средн); 2 —
температура плавления; 3 —плотность при 100°; 4 — то же
при 20°.

стинчатые кристал-
лы парафина (0,2—
0,5 мм); такой де-
стиллат является
лучшим сырьем для
получения парафина.

Образец № 6, наоборот, содержит очень мелкие игольчатые кри-
сталлы (меньше 0,01 и до 0,05 мм), характерные для церезина;
такой дестиллат плохо филь-
труется без разбавления масла
растворителями.

Сырье для получения то-
варных нефтепродуктов —• па-
рафина и церезина — следую-
щее: 1) парафиновый дестил-
лат, отбираемый при перегонке
парафинистых нефтей; 2) гач и
церезин, отделяемые от масел
при их депарафинизации изби-
рательными растворителями;
3) озокерит — природное веще-
ство, содержащее церезины;
4) твердые отложения углево-
дородов, образующиеся на
стенках труб нефтяных сква-
жин, нефте-, мазутопроводов, в
резервуарах для хранения па-
рафинистых нефти и мазута.

Получение парафина без
применения растворителей.
Давно известный и сохранив-
шийся на многих заводах спо-
соб получения парафина из
парафинового дестиллата сле-
дующий.

При перегонке парафини-
стых нефтей отбирают 25—35%
парафинового дестиллата. Тре-
буется хорошая ректификация,
позволяющая отделить фрак-
ции, содержащие парафин, от
фракций, содержащих церезин.
Присутствие церезина умень-
шает способность парафина
фильтроваться и выделять ос-
татки масла в последующих
операциях (§ 88).

Характеристики парафино-
вого дестиллата из грозненской
нефти:	условная вязкость

ВУбо =1,7 — 2,0, температура
застывания 25—30°, плотность
0,860—0,870. Дестиллат содер-
жит 18—20% парафина со
средней температурой плавле-
ния 50°.

Технология переработки па-
рафинового дестиллата включает: 1) отстаивание дестиллата от
воды и твердых примесей при температуре 50°; 2) охлаждение
дестиллата до низких температур для образования кристаллов
парафина; 3) фильтрацию дестиллата на фильтрпрессах для
отделения парафинового гача, в котором содержится до 70%
парафина; 4) «потение» гача для обезмасливания парафина и
получения различных его сортов, различающихся по температу-
рам плавления; 5) очистку парафина.

Для охлаждения и кристаллизации служат кристаллизаторы
типа «труба в трубе» с циркулирующим в них охлаждающим
рассолом. В первой ступени процесса неглубокого охлаждения
(до 2—5°) кристаллизуется более высокоплавкий парафин.
Следующая операция — фильтрование на рамочных фильтр-
прессах.

В результате первого фильтрования получают гач 1, в кото-
ром содержится основная масса парафина и фильтрат 1. Гач 1
после потения дает полупарафин (температура плавления 50°)
и отек. 1 — отпотевшее масло с растворенным в нем низкоплав-
ким парафином. Отек 1 смешивается с исходным парафиновым
дестиллатом перед направлением его на кристаллизацию. Полу-
парафин направляют вторично в камеры потения. В результате
получают неочищенный белый парафин и отек 2, присоединяе-
мый к гачу 1. Парафин очищают серной кислотой, затем
фильтруют через слой отбеливающей земли. В результате полу-
чают готовый продукт — белый парафин.

Во второй ступени фильтрат 1 охлаждают до более низкой
температуры (примерно —12°) и после второго фильтрования
получают гач 2 и фильтрат 2. 'Фильтрат фракционируют для
получения индустриальных масел.

Потение парафина — тепловой процесс, предназначенный для
удаления из гача масла и для разделения парафина на фракции
с различными .температурами плавления. Обычно в гаче содер-
жится 20—40% масла. Гач предварительно охлаждают до затвер-
дения. Находясь в твердом состоянии, гач удерживает масло
между кристаллами парафина. Масло выделяется при после-
дующем нагревании гача в тонком слое. При этом сначала
высачивается основное количество масла, содержащегося в гаче.
При дальнейшем постепенном повышении температуры распла-
вляется низкоплавкий парафин. Он отводится из камеры поте-
ния; вместе с ним стекает остальное количество масла, нахо-
дившегося в гаче.

Потение производится в неглубоких железных прямоуголь-
ных ящиках с донышками в виде пирамиды, направленной вер-
шиной вниз. Из этой вершины по сливным трубам и стекает
отек масла (фиг. 134). Ящики располагаются ярусами один над
другим в верхнем этаже камеры потения, приемники для отека
и парафина — в нижнем этаже. Для создания необходимых тем-
ператур при охлаждении и нагревании в ящиках проложены
змеевики для холодной и горячей воды.
Товарные парафины различаются между собой в основном
по цвету и стабильности цвета, по температурам плавления
(по Жукову) и содержанию масла.

Парафины в зависимости от сорта применяются в разных
отраслях техники и промышленности. Спичечным парафином
(температура плавления 42° или выше) пропитывают спичеч-

Фиг. 134. Ящичная камера потения парафина (в каждом ящике показана
для ясности только одна деталь).

/—вентилятор, окно или небольшая дверца; 2—опора для ящиков; 3—сетка с поддерживаю-
щей ее решеткой; 4—питательная труба с загрузочным патрубком; 5 — спускная труба для
отека; 6—водяные змеевики и труба, подводящая воду; 7—водяные змеевики и отводящая
труба; S — положение трубы для заполнения ящика во время потения; 9— паровой змеевик
для обогрева камеры.

ную соломку. Некоторые виды парафина с температурой плавле-
ния 53—54° применяют для производства свечей. Высшие сорта
парафина применяют в парфюмерной промышленности для изго-
товления искусственного медицинского вазелина и некоторых
кремов. Парафин широко применяют в кожевенной промыш-
ленности для пропитки кож, в бумажной промышленности для
пропитки разных сортов бумаги, в электротехнической промыш-
ленности, химической и др.

Техника добывания и переработки озокерита. Под названием
озокерита или горного воска известно полезное ископаемое
нефтяного происхождения. Оно напоминает своим видом, осо-
бенно после очистки, и некоторыми физическими свойствами
пчелиный воск *.

Озокерит после обезмасливания и очистки от смол носит
название церезина 1 2. Последний состоит из твердых углеводоро-
дов с примесью небольшого количества масел.

Месторождения озокерита всегда находятся по соседству
с месторождениями парафинистых нефтей, из которых образо-
вался озокерит.

В далеком геологическом прошлом пласты, в которых зале-
гала парафинистая нефть, были сильно дислоцированы, т. е.
смяты и разломаны с образованием многочисленных трещин и
сбросов. Нефть поднималась по этим трещинам, как по каналам,
и отлагала (выкристаллизовывала) на их стенках твердые угле-
водороды с примесью смол и масел. В больших трещинах и
сбросах образовывались мощные озокеритовые жилы, а в малых
и самых мельчайших — многочисленные прожилки, примазки,
разные включения в виде озокеритовой россыпи 3. Озокеритовые
месторождения указанного типа имеются у нас на о. Челекен
(Каспийское море), в Западной Украине и в других местах.

В некоторых местах пласты песчаников, известняков или
других горных пород, насыщенные парафинистой нефтью, зале-
гают близко к поверхности земли или естественно обнажены.
В этом случае образуются пластовые месторождения озокеритов
вследствие выветривания и испарения легких нефтяных
фракций. В СССР месторождения пластового типа распростра-
нены в Средней Азии (Шор-Су — озокеритоносные известняки)
и на о. Челекен (Дагаджик и др. — озокеритоносные мягкие
песчаники).

Добывается озокерит разными способами: при помощи
шурфов, шахт или гидромониторов (т. е. ударом водяной струи
под давлением 5—6 ат). Размытую гидромонитором массу на
обогатительных установках разделяют на озокерит и пустую
породу. Добытую из шурфов и шахт породу вываривают в горя-
чей воде в железных открытых котлах с огневым подогревом.
При этом выплавленный озокерит всплывает и его собирают
вычерпыванием. Более совершенный способ извлечения озоке-
рита из породы заключается в экстракции озокерита бензином.
Бензин затем отгоняют и употребляют для обработки следующих
партий породы.

Извлеченный любым способом из породы озокерит поме-
щается в открытые котлы для выпарки воды и летучих компо-
нентов; затем его освобождают путем отстаивания от грязи
и других металлических примесей. Полученный продукт назы-

1 Озокерит по-гречески означает пахнущий воском или воскоподобное
тело.

2 Церезин от латинского слова «цера», что означает воск.

а Озокеритовую россыпь в Западной Украине называют леп.. О возник-
новении озокеритовых залежей важные научные исследования проведены
Академией наук Украинской ССР.
вается озокеритом-сырцом. Его упаковывают (в твердом виде)
в бумажные крафт-мешки весом по 35—40 кг и отсылают пере-
рабатывающим заводам. Украинский озокерит Бориславского
месторождения после выварки заливают в формы типа усечен-
ного конуса. По застывании образуются блоки весом по 40 кг
каждый. Блоки транспортируются без упаковки. В зависимости
от температуры плавления и пенетрации озокерит-сырец марки-
руется соответствующим сортом.

Переработка озокерита-сырца на озокерит-стандарт склады-
вается из следующих операций: 1) расплавление и отстаивание
для отделения механических примесей и воды; 2) обезмаслива-
ние (фиг. 135).

Озокерит-сырец загружают в бак-расплавитель и нагревают
через змеевик водяным паром до 100°. При этом температуре
расплавленный озокерит выдерживается 1—2 часа в расплави-
теле для испарения воды и осаждения механических примесей.
Дальнейшее отстаивание производят в особой промежуточной
емкости; глинистый ил, находящийся в озокерите во взвешенном
состоянии, все же не может полностью выделиться при отстаи-
вании из вязкой и крайне липкой массы.

Расплавленный озокерит-сырец перекачивают затем в пере-
гонные кубы периодического действия. Перегонка ведется
в вакууме и с вводом водяного пара. Задача перегонки — воз-
можно полное обезмасливание сырца. Застывший после пере-
гонки озокерит имеет температуру плавления по крайней мере
на 4—6° выше, чем до перегонки. Перегонные кубы нагревают
либо огнем, либо перегретой до 290—300° водой под высоким
давлением.

Перегрев воды производится в специальной печи, в которой
стальные цельнотянутые трубы расположены в виде змеевиков
в несколько секций. Вода во избежание коррозии труб должна
быть дестиллированной. Подобный способ обогрева кубов имеет
следующие преимущества перед огневым: устраняется возмож-
ность разложения и коксования озокерита при высокой темпе-
ратуре процесса; регулировка температурного режима весьма
проста; работа куба безопасна в пожарном отношении.

Масляные фракции по выходе из перегонного куба конден-
сируются; конденсат направляется в резервуары.

Процесс перегонки длится 14—16 час. Обезмасленный озо-
керит-сырец сливается из куба. После некоторого охлаждения
его разливают в жестяные формы, где он застывает в твердые
плитки весом в 12—13 кг каждая. Так получают стандартные
сорта товарного озокерита.

Перегонку озокерита-сырца можно производить также на
непрерывно действующей установке с трубчатой печью, подоб-
ной печам нефтеперегонной установки.

Вариант перегонки с растворителями: сырец после распла-
вления и отстаивания от воды смешивают с бензином или
лигроином. Раствор подогревают в теплообменниках и пере-
о

*

04

я

Я
S

я
X

я
и
СО
5
Е

я
00
я
я

—С
Мер-
ник



гь

W
X
я
№

я

X

W

О

ь

S

54
Я

К
5=1
Я

54
S

Я
я

а
Т0

О

Бензин

<— — 

Отгонка
Вензина

Цести/лат
масла

ЛоВушка
церезина
(тноотое-
ли тель)

Перегонка
озокерита
сырца

а
а

(D
Я
0>
я
я

о
ж
л
ТЗ
X

fii

о я
04 54
о tr

й

й о

2 “

I'M QJ

Я н

Стандартный
озокерит

Ил

Фильтрация
церезина

бензин

ИЛИ, ГД

Очистка !
стандартного 
озокерита ,:
|-гД(ц церезина^
J	ifc

РазлиВка В формы

а
ь
я

и

ё

S
о

я

я
ст

я«

о

я

Я
Cd
Я

Й
со
я
я

3

Экстракция
фильтрпресс- л
ной грязи Is

е

На Вторичную очистку

Фиг. 135. Схема переработки озокерита
для получения церезина.

Фильтрация 4
церезина
 и .1 п у1
Желтый
церезин

РазлиВка церезина

• В

1

&

О

.ЦгнеВыр

''ПйШ1^Г.

а

i

s



3

$

Загрузка сырца

PacmSopu
тель
сырца

Потери

Осадки песка
ила

гоняют на вакуумной трубчатой установке. В отгоне — раство-
ритель и отдельно масляные фракции, в остатке — обезмаслен-
ный озокерит. Полезно перед перегонкой раствор озокерита
для получения церезина. Во втором случае озокерит подвергают
горячей очистке концентрированной серной кислотой, а затем
очистке адсорбентами.

При сернокислотной очистке расплавленный озокерит зали-
вается в реактор-мешалку периодического действия и нагре-
вается до 110—120°. При 120° в мешалку мелкими порциями
вводят серную кислоту в течение 1,5—2 час. В процессе очистки
температура постепенно поднимается до 210—230°. Расход
кислоты 20—>30% веса озокерита.

Главная масса смол и других неустойчивых веществ обра-
зует кислый гудрон. Последний поддерживается во взвешенном
состоянии благодаря энергичному перемешиванию содержимого
мешалки. Вследствие высокой температуры и длительности
процесса очистки (8—42 час.) органическая часть кислого
гудрона разлагается до кокса, а серная кислота — до сернистого
газа и воды; газ и пары воды удаляются через отводящую
трубу.

Очистка кислотой не освобождает полностью озокерит от
смол и других окрашивающих веществ; между тем их содержа-
ние в количестве даже 1 % придает церезину темнобурую
окраску. Поэтому очищенный серной кислотой озокерит после
нейтрализации известью обрабатывают адсорбентами.

Смесь расплавленного церезина с известью, адсорбентом и
крупинками кокса фильтруют при 150—160° на фильтрпрессах,
обогреваемых водяным паром.

Полученный после фильтрации желтый церезин является
одним из товарных сортов церезина. Часть церезина, составляю-
щая около 20—22% веса озокерита, остается в фильтрпрессной
грязи. Последнюю направляют на экстрагирование бензином
для извлечения остаточного церезина. Полученную в экстракторе
мисцеллу — раствор церезина в бензине — фильтруют на герме-
тически закрытых (чтобы не испарялся бензин) фильтрпрессах.
При этом из раствора удаляются все механические загрязнения.
Растворитель отгоняют от фильтрата в перегонном кубе с паро-
вым обогревом.

При переработке озокерита-стандарта на белый церезин
проводят вторичную сернокислотную очистку желтого церезина,
обработку полученного продукта адсорбентами и фильтрование.
В результате получают белый церезин-, выход его 75—80% веса
желтого церезина. Выход желтого церезина от 70 до 85% веса
стандартного озокерита.

Получение парафина и церезина с применением избиратель-
ных растворителей. Из озокерита и любых других церезинсодер-
жащих материалов, например парафиновой пробки, смеси цере-
зина и парафина, можно получать церезин и парафин с приме-
нением избирательных растворителей, служащих для деасфаль-
тизации сырья и для обезмасливания.

Для первого случая подходящим растворителем является
пропан или пропан-пропеновая фракция. Так, из челекенского
озокерита и ишимбайской пробки с успехом получается церезин
при разбавлении сырья растворителем в соотношении от 1:11
до 1 : 8 и температуре экстрагирования 50—60°.

Обезмасливание гача для получения церезина и парафина
успешно производится при помощи метилэтилкетона или других
растворителей, применяющихся при избирательной очистке
масел. Процесс можно вести на обычных депарафинизацион-
ных масляных установках или на специально пристроенных
к ним секциях. Для обезмасливания парафина и церезина доста-
точно небольшого количества растворителя. Экстрагирование и
фильтрование повторяют дважды; в первый раз после отгона
растворителя получают высокоплавкий парафин или цере-
зин, во второй, также после отгона растворителя, — низко-
плавкий.

Области применения озокерита и церезина. Озокерит приме-
няют: 1) в электропромышленности как диэлектрик для заливки
сухих элементов, аккумуляторов, кабелей и т. п.; 2) для про-
питки хлопчатобумажных ремней, брезентов и др.; 3) при жиро-
вании кож и в других случаях. Церезин употребляют для тех же
целей, что и озокерит, но, кроме того, для получения различных
консистентных смазок, медицинского искусственного вазелина,
полотерного воска, для покрытия аппаратов, в химической про-
мышленности, для изготовления искусственных пчелиных сотов,
муляжей, научных пособий, художественных украшений; широко
применяется в парфюмерной, лаковой, кожевенной, бумажной,
карандашной, свечной отраслях промышленности.

При смешении парафина с церезином парафин приобретает
большинство свойств последнего. На этом основана выработка
церезиновых и озокеритовых композиций с различным содер-
жанием парафина. Известны также композиции озокерита или
церезина с другими компонентами — воском, маслами и т. п.

Озокерит — природный воск — исключительно полезное иско-
паемое; его разведанные природные запасы в сравнении с неф-
тяными невелики, роль же его в промышленной технике и в быту
огромна. Эти диктует необходимость рационального использова-
ния этого ценнейшего вида сырья и полного использования раз-
ных церезиновых отходов.

§ 99.	Консистентные смазки

В отличие от жидких смазочных масел эти смазки предста-
вляют собой мазеобразные продукты — пластические коллоид-
ные системы. Они состоит из различных минеральных масел
и загустителей; первые являются жидкой фазой, вторые —
твердой.

По своему назначению консистентные смазки разделяются
на: 1) антифрикционные, служащие для понижения трения и
износа в узлах трения; 2) фрикционные, увеличивающие трение
и, следовательно, предотвращающие скольжение; 3) предохра-
нательные (протекционные), предназначенные для предохране-
ния поверхностей изделий от коррозии; 4) уплотняющие — для
создания герметичности соединений; 5) прочие.

Наиболее распространены консистентные смазки, имеющие
в качестве загустителей мыла высших жирных кислот. Из не-
мыльных загустителей большое распространение получили
церезин и парафин. Консистентные смазки, изготовляемые на
немыльных загустителях, имеют более низкую температуру
плавления, чем смазки, в состав которых входит мыло.

Применяют мыла кальциевое, натровое, смешанное каль-
циево-натровое и мыла с участием других металлов — алюми-
ния, бария, стронция, свинца и др. Наиболее массовыми, уни-
версальными являются кальциевые смазки, называемые соли-
долами. Из натровых смазок наиболее известны консталин,
калипсолин и др.

Смазки, изготовляемые на натровом мыле, имеют более высо-
кую температуру плавления, чем смазки, в состав которых
входит кальциевое мыло. Натровые смазки чувствительны
к влаге, т. е. образуют с водой эмульсию и тем самым смы-
ваются ею, выделяя органические кислоты. В связи с этим
применение их в условиях повышенной влажности допустимо
лишь при частой смене смазки и систематическом контроле за
состоянием рабочих поверхностей. Кальциевые смазки влаго-
стойки и могут применяться в условиях высокой влажности.
Смазки смешанного кальциево-натрового основания занимают
промежуточное положение между натровыми и кальциевыми
как по чувствительности к влаге, так и по температуре пла-
вления.

Консистентные смазки, изготовляемые на мыле, образуют
устойчивый смазочный слой между трущимися поверхностями,
работающими под высоким давлением и при высокой темпера-
туре. Поэтому применение консистентных смазок в этих усло-
виях часто имеет многие преимущества перед минеральными
маслами.

В качестве предохранительных, иначе защитных, применяются
смазки, изготовляемые преимущественно на немыльных загусти-
телях (парафине, церезине).

Производство кальциевых консистентных смазок. Кальциевые
смазки представляют собой однородную пластическую массу,
включающую жиры, известь, воду и минеральное масло.

В процессе изготовления смазки сначала образуется мылыю-
масляная основа, которая затем впитывает в себя минеральное
масло.

Для образования мыла служат жирные кислоты, содержа-
щиеся в растительных маслах — хлопковом, кукурузном и дру-
гих; применяют также синтетические жирные кислоты; послед-
ние получают путем каталитического окисления нефтепродуктов
кислородом воздуха. В связи с этим наш ассортимент различает
синтетические и жировые солидолы. Обязательным структурным

элементом и тех и других является также вода.

По старому способу варки солидолов мыльно-масляную
основу готовят в периодически действующих котлах при атмо-
сферном давлении. На новых установках применяют автоклавы;

Фиг. 136. Автоклав для варки кальцие-
вых консистентных смазок.

1 — автоклав; 2—загрузочный патрубок; 3—
разгрузочный па*рубок; 4— лопастная мешалка;

5— к манометру; 6—-термопара.

нерального масла, добавляемого в

это значительно ускоряет
процесс и увеличивает про-
изводительность установок.

В котел загружают точ-
но отмеренное количество
жиров, известкового молока,
очищенного минерального
масла — веретенного или
машинного (при этой опе-
рации вводится только часть
минерального масла, 5—
12% его общего расхода
на приготовление смазки).
Компоненты перемешивают-
ся механическими мешал-
ками; температура в начале
процесса омыления 70—75°,
затем она поднимается бла-
годаря паровому подогреву
через «рубашку» до 95—
100°. При взаимодействии
извести и жирных кислот
образуется кальциевое мы-
ло — мыльная (жировая)
основа смазки. Излишняя
вода испаряется.

Вторая операция заклю-
чается в образовании геля с
остальным количеством ми-
несколько порций. Наконец,

мазь «дозревает» в холодильниках при непрерывном пе-
ремешивании и медленном охлаждении в течение нескольких
часов.

Весь процесс изготовления мази в открытых котлах
емкостью до 30 т продукта занимает от 10 до 18 час. В состав
смазки входит 11 —15% жиров.

При работе с автоклавами сначала смешивают в бачке про-
пеллерным смесителем известь пушонку или известковое молоко
с небольшой порцией минерального масла; затем подают эту
смесь в автоклав и загружают туда же естественный или синте-
тический жир. Варка мыла занимает 1,5—3 часа. Затем перево-
дят мыло в открытый варочный котел с паровым подогревом;
там мыло смешивается с остальным количеством минерального
масла и заканчивается процесс образования мази. Можно весь
процесс изготовления смазки проводить в автоклаве (фиг. 136).
На установках полунепрерывного действия обычно имеются
теплообменник и три автоклава. Смесь извести и жиров закачи-
вают в первый автоклав и заставляют циркулировать через
теплообменник и обратно в автоклав до тех пор, пока мыло
не будет готово. Тем временем наполняют и подготовляют
второй автоклав, а из третьего автоклава мыло подают в сме-
ситель, где к нему прибавляют минеральное масло. В автокла-
вах процесс варки мази завершается в 45 мин.

Смеситель, или диспергатор оборудован системой свободно
надетых шестерен, вращающихся со скоростью 3000 об/мин
(на холостом ходу). Применяют и другие конструкции смесите-
лей. Мыло поступает из автоклава в смеситель с одной стороны,
а масло — с противоположной; они смешиваются при вихревом
противоточном движении. Готовая консистентная смазка непре-
рывно отводится под давлением через выпускную трубу. При
старой системе производства разлив и упаковка готовой продук-
ции начинались лишь после того, как вся партия мази была
готова. Теперь, поскольку готовая консистентная смазка посту-
пает непрерывно, как только начинает работать смеситель,
расфасовка и упаковка мази производятся одновременно
и также непрерывно.

§ 100.	Нефтяные сульфокислоты и реактив «контакт»

Нефтяные сульфокислоты образуются при обработке нефте-
продуктов дымящей серной кислотой или серным ангидридом.
В состав молекул входят сульфогруппы SO2(OH). В виде товар-
ного продукта под названием «контакт» (смесь кислот разного
молекулярного веса) сульфокислоты были впервые получены
Г. С. Петровым из солярового дестиллата в 1912 г.

В технике наибольшее распространение имеют сульфокис-
лоты из газойлевого и керосинового дестиллатов. Продукт имеет
вид густой бурой сильно флуоресцирующей жидкости.

Образовавшиеся при сульфировании нефтяного дестиллата
сульфокислоты находятся частью в растворе нефтепродукта,
а частью осаждаются вместе с кислым гудроном. При последую-
щей обработке окисленного дестиллата водой сульфокислоты
извлекаются (экстрагируются) из раствора.

И сульфирование нефтяного дестиллата и экстрагирование
кислот производят в несколько приемов. Водные вытяжки
сульфокислот представляют собой полупродукт, сильно разба-
вленный водой и увлеченным нефтяным дестиллатом. Для уве-
личения концентрации кислот из раствора осторожно выпари-
вают воду при подогреве глухим водяным паром. Масло отде-
ляют отстаиванием. Для получения наиболее обезмасленных
сульфокислот раньше практиковали обработку их водным рас-
твором спирта.

Выход сульфокислот колеблется в пределах 12—20%, расход
олеума 18%, веса исходного дестиллата.
При сульфировании нефтяного дестиллата, например керо-
сина, серным ангидридом отходящие газы образуют туман,
состоящий из паров керосина, сульфокислот и серной кислоты.
Чем больше влаги в керосине, тем больше образуется и уносится
с туманом серной кислоты и с ней сульфокислот.

Сульфокислоты и их щелочные соли (мыло) хорошо смеши-
ваются с водой во всех отношениях. Полученный раствор при
взбалтывании сильно пенится и отличается хорошей моющей
способностью, а также способностью расщеплять жиры на гли-
церин и жирные кислоты. Поэтому контакт широко применяется
в текстильной (для обезжиривания и мойки тканей и пряжи)
и жировой (для расщепления жиров) отраслях промышленности,
а также в металлообработке для обезжиривания деталей.
Сульфокислоты и их соли являются, кроме того, хорошими
деэмульгаторами; они применяются для обработки и разруше-
ния нефтяных эмульсий, а также для производства различных
пластических масс, например карболита и др.

Товарный «контакт» ценится тем выше, чем больше в нем
кислых сульфокислот (не мейьше 50%), меньше минерального
масла и свободной серной кислоты. Важной характеристикой
является расщепительная способность «контакта» по отношению
к жирам.

§ 101.	Нафтеновые кислоты, асидол и мылонафт

Нафтеновые кислоты извлекаются из нефти и нефтепродуктов
едким натром; их выщелачивание составляет начальную стадию
производства мылонафта и асидола. Образующиеся мыла нафте-
новых кислот хорошо растворяются в воде и не растворяются
в нефтепродуктах. Поэтому мыла можно вымывать водой из
нефтепродуктов. Полученный водный мыльный раствор отде-
ляют при подогреве и отстаивании от увлеченного минерального
масла (процесс обезмасливания). Избыток воды выпаривают;
из образовавшегося более концентрированного раствора «выса-
ливают» мыло поваренной солью. Эта соль растворяется в воде
лучше, чем мыла нафтеновых кислот, а потому вытесняет
последние из водного раствора. При высаливании получаются
два слоя: нижний — раствор NaCl в воде и верхний — мылонафт
в виде концентрированного раствора натровых мыл нафте-
новых кислот (фиг. 137). «Высаливать» мыла можно и дру-
гими электролитами, например концентрированным раство-
ром NaOH.

Обычно обезмасливание производят в открытых котлах
и мешалках. Более эффективно этот процесс происходит под
давлением (5—7 ати): смесь загружают в автоклав, где отстаи-
вание продолжается в течение 5—6 час. В результате обра-
зуются два резко выраженных слоя: верхний — слегка мутное
масло с незначительным содержанием мыл и нижний — про-
зрачный мыльный слой.
Получение мылонафта является одним из способов утилиза-
ции щелочных отходов от очистки нефтепродуктов. Нафтеновые
мыла имеют большую ценность; они могут заменять мыла из

пищевых жиров — растительных и животных.

Наиболее распространена переработка мыльно-щелочных вод-

ных растворов, образующихся при: 1) выщелачивании кероси-
нового дестиллата или нейтрализации его после кислотной

очистки; 2) выщелачива-
нии неочищенных соляро-
вых и масляных дестил-
латов; 3) выщелачивании
в отдельных случаях ма-
сляной нефти. Соответ-

ственно разным видам

сырья получают разные
виды мылонафта, напри-
мер мылонафт 1-го сорта,
содержащий не более 9%
органических неомыляе-

Фиг. 137. Схема установки для получения
мылонафта.

1 — емкость для мыльно-шелочного раствора; 2—
выпарной чан; 3 и 5 — монжу; 4—чан для высали-
вания 6 — резервуар для мылонафта.

мых соединений по отношению ко всей органической части
(преимущественно из керосиновых щелоков); мылонафт2-госорта
с содержанием, неомыляемых не более 13% (из смеси керосино-

вых и соляровых щелоков).

Смесь натровых мыл нафтеновых кислот является полуфабрикатом для
получения асидола.

Нафтеновые кислоты как товарный продукт, известный под названием
асидола, получают в результате обработки серной кислотой натровых мыл
нафтеновых кислот в водном растворе; серная кислота разлагает мйло
с выделением свободных нафтеновых кислот по реакции

2CmH-2m-^OONa4- H2SO4 = 2CmH2m _ jCOOH + Na2SO4

Полученные нафтеновые кислоты облагораживают. Содержание мине-
ральных масел должно бьгть сведено до минимума. Чем меньше в асидоле
неомыляемых (т. е. нефтяных масел), тем выше кислотное число его и тем
он больше ценится. Важно также иметь наименьшее содержание мине-
ральных кислот и щелочей и их солей — сульфатов и поваренной соли.

§ 102.	Утилизация отходов нефтепереработки и борьба
с потерями

При рациональной переработке нефти никаких отбросов
производства не должно быть, а потери должны быть мини-
мальны. Все сырье можно использовать полезно, получив, кроме
основных, ряд добавочных и побочных продуктов. К сожалению,
на некоторых заводах это дело еще находится в зачаточном
состоянии и мы выбрасываем без пользы многие десятки и сотни
тысяч тонн материалов, которые можно перерабатывать на
полезные продукты: заводские газы, отходы очистки нефтепро-
дуктов (кислые гудроны, отработанные земли, щелочные
отходы), сернистые вещества (в газах) и многие другие. Кроме
того, мы теряем много и основных ведущих нефтепродуктов
из-за нечеткой организации процессов; оставляем часть бензи-
новых и керосиновых фракций в соляровых дестиллатах, не
добираем при' перегонке Масляные фракции и т. п.

Кислый гудрон. Кислые гудроны — тяжелые, высоковязкие
смолообразные массы с резко выраженным кислотным запахом
вследствие содержания значительного количества свободной
серной кислоты (от 20 до 70% веса гудрона).

Отделение серной кислоты от органической части кислых
гудронов составляет одну из задач использования и сводится
в большинстве случаев к обработке свежеполученного кислого
гудрона водой или открытым паром или ими совместно (что
предпочтительнее) при нагреве и тщательном, более или менее
продолжительном перемешивании. При последующем отстаива-
нии вся масса расслаивается на два-три слоя. Нижний слой
содержит в водном растворе главным образом разбавленную
серную кислоту, отчасти сульфокислоты и иные органические
растворимые в воде соединения. Остальные два слоя предста-
вляют собой кислую смолу и кислое масло. Это — основной
способ, известный давно; в различных вариациях он приме-
няется на многих заводах с тем или иным успехом в зависи-
мости от характера взятого кислого гудрона.

Путем правильно подобранных приемов и методов регенера-
ции, зависящих от многих условий, можно возвратить не менее
60% и до 80% имеющейся в гудронах кислоты. Эта серная
кислота может быть с успехом сконцентрирована на различных
усовершенствованных установках и закреплена свежей кисло-
той. Кроме того, слабую кислоту можно применять и без кон-
центрации в ряде производств: для активирования отбеливаю-
щих земель, для суперфосфатного производства, для травления
металлов, в кожевенном производстве, в* основной химической
промышленности при получении сернокислых солей различных
металлов (купоросов, квасцов и др.), в производстве минераль-
ных вод, при получении фурфурола из растительных остатков
и во многих других случаях.

Другой способ утилизации кислого гудрона заключается
в получении из него кокса и газа SO2. Этот газ на контактных
сернокислотных установках перерабатывается в серную кислоту.
Во вращающиеся печи (конверторы) обжигательного типа по-
дается кислый гудрон; он перемещается в конверторе и нагре-
вается при помощи того или иного теплоносителя. В результате
разложения кислых гудронов получаются «коксик» (не содер-
жащий серь/ и могущий быть использованным на отопление
в пылевидном состоянии) и SO2, смешанный с парами воды
и продуктами разложения углеводородов. Эту смесь пропу-
скают через ряд промывательных аппаратов для получения SO2,
свободного от углеводородов. Таким образом можно регенериро-
вать 85—90% серной кислоты, содержащейся в кислых гуд-
ронах.

Кислые гудроны могут сжигаться и как жидкое топливо
При этом органическую часть кислого гудрона полезно предва-
рительно отделить тем или иным способом от серной кислоты.
Если кислоты в гудроне мало, можно сжигать последний сов-
местно с кислотой.

«Черный контакт». Извлечение сульфокислот из кислых гуд-
ронов увеличивает ресурсы «контакта».

Содержание сульфокислот в некоторых гудронах достигает
40%. При очистке дестиллатов серным ангидридом в гудроне
содержится очень мало свободной серной кислоты и много
сульфокислот; они легко растворяются в избытке воды, но при
перегреве и длительном воздействии серной кислоты такие
гудроны легко «закоксовываются», теряя способность к раство-
рению. Вот почему гудроны лучше всего обрабатывать при по-
догреве водой тотчас же после их отделения от масла. Наличие
серной кислоты затрудняет растворение сульфокислот в воде.
Только после отделения серной кислоты сульфокислоты пол-
ностью растворяются в воде, не требуя избытка ее. При про-
мывке кислого гудрона ограниченным количеством воды полу-
чают два слоя: внизу — разбавленная свободная серная кис-
лота, содержащая некоторое количество сульфокислот и
загрязненная смолистыми веществами, вверху — сложная смесь,
состоящая из сульфокислот и других сульфосоединений мине-
рального масла, смолистых веществ и небольшого количества
серной кислоты. Отделив верхний слой от нижнего и растворив
его в воде, получают «черный контакт».

Деэмульгаторы. Из «черного контакта» можно приготовить
деэмульгатор НЧК, пригодный для разрушения нефтяных
эмульсий.

Деэмульгатор представляет собой нейтрализованный едким
натром «черный контакт», т. е. он состоит из натровых солей
сульфокислот. Для приготовления деэмульгатора осуществляют:5
1) отмывку водой серной кислоты от кислого гудрона; 2) ней-
трализацию кислого гудрона раствором едкого натра; 3) раз-
бавление нейтрализованного гудрона водой; 4) облагораживание
деэмульгатора '. Для получения деэмульгатора, названного суль-
фонатом, используют кислые гудроны от очистки олеумом или
крепкой кислотой веретенного, трансформаторного и других масел.

В этих кислых гудронах содержится также значительное
количество сульфокислот. Операции по обработке кислого гуд-
рона — таковы же, как и для получения НЧК. Нейтрализацию
кислого гудрона производят едким натром или известью;
сульфокислоты превращаются в натровые или кальциевые мыла,
которые и являются собственно деэмульгаторами.

Прочие отходы. Экстракты от очистки нефтяных масел изби-
рательными растворителями используются на всех заводах либо
как компоненты котельного топлива, либо как сырье для полу-
чения нефтяных битумов и т. п. Однако имеются и более рацио-

1 Авторы способа А. Э. Денемарк и А. Ф. Воробьев.
нальные пути их утилизации. Прежде всего из экстрактов сле-
дует выделить перегонкой и использовать по назначению мас-
ляную часть; оставшийся смоляной остаток может дать хорошие
сорта нефтяного битума. Осернением экстракта при —170°
можно получить твердый битуминозный материал с очень поло-
гой кривой пенетрации, с успехом применяемый для цементации
швов.

Экстракты могут быть использованы также в качестве пла-
стификаторов в резиновой промышленности, в качестве компо-
нентов типографских красок и др.

Отработанные отбеливающие земли представляют собой
ценный отход. В них содержится много масляных углеводоро-
дов и смолистых веществ. Первые обязательно должно регене-
рировать обработкой земель подходящими растворителями.
После этого земля с остатками минеральных масел может найти
разнообразные применения: как легко распыляемый носитель
химических препаратов для борьбы с вредителями полей, садов,
огородов, как материал для дорожных покрытий.

Сероводород, выделяемый из заводских нефтяных газов,
является ценным сырьем для получения серной кислоты. В этом
'случае он заменяет или дополняет обычные виды сырья серно-
кислотного производства — серный колчедан, серу и др.

Сернистощелочные соединения после извлечения из сточных
производственных вод могут быть использованы для получения
сульфидов натрия и других препаратов.

Борьба с потерями. Рационально поставленное на заводе
использование всех отходов производства — важнейший путь
к снижению до минимума безвозвратных потерь основного сырья
и вспомогательных материалов. Это — во-первых. Во-вторых,
должны быть предотвращены все Механические потери — утечка,
пролив и просачивание нефти, нефтепродуктов, реагентов, рас-
творителей.

Основные меры борьбы: своевременный ремонт и поддержа-
ние в исправности резервуаров, аппаратуры, трубопроводов;
правильная организация зачистки их и недопущение утечки
нефтепродуктов; сбор и улавливание пролитых нефтепродуктов.

В-третьих, необходимо обратить самое серьезное внимание
на предотвращение потерь газа, нефти и других летучих про-
дуктов через испарение. Этот источник потерь очень значителен
и часто недооценивается работниками заводов.

В-четвертых, правильное установление норм расхода сырья
и всех материалов (катализаторов, топлива, реагентов и т. п.).
Установление норм допустимых потерь в производстве, постоян-
ный контроль за соблюдением этих норм и правильного техно-
логического режима, система поощрения или взыскания за
хорошие или плохие результаты, систематически проводимая
воспитательная работа с персоналом — все это также является
необходимым и важным элементом мероприятий в борьбе за
снижение потерь на производстве.
ГЛАВА XII

НАПРАВЛЕНИЯ И СХЕМЫ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ПРОИЗВОДСТВА

§ 103.	Общие схемы производства нефтяных топлив

Основные предпосылки. В настоящее время бензин является
основным видом топлива для автотранспорта и авиации.

Повышение быстроходности и экономичности работы автомо-
билей требует увеличения мощностей и повышения степеней
сжатия горючей смеси в цилиндрах двигателей. Это обусловли-
вает дальнейшее повышение качеств топлива, особенно антиде-
тонационных свойств его. Когда-то эта задача разрешалась при-
менением термического крекинга и снижением конца кипения
бензина. Позже стали применять антидетонаторы (тетраэтил-
свинец) и, наконец, смешение бензина с высокооктановыми
компонентами.

Особенно высокие требования к качеству бензина предъяв-
ляет авиация. Здесь важную роль играют каталитический кре-
кинг и глубокая химическая переработка газов крекинга, полу-
чившие в последние годы широкое распространение.

Точно так же повышение качественных требований авто-
транспорта, авиации, тракторного парка к смазочным маслам
(вязкостно-температурные свойства, температура застывания,
стабильность и др.) обусловило создание новых процессов про-
изводства масел — очистку избирательными растворителями,
депарафинизацию, применение присадок.

Широкое распространение получили консистентные смазки;
жиры растительного и животного происхождения, входящие
в состав смазок, заменяются искусственными жирными кисло-
тами, вырабатываемыми также щз нефтяных продуктов путем
окисления парафина и др. Блйжайшей перспективой является
полная замена естественных жиров синтетическими.

Резко изменился в последние десятилетия характер потре-
бления керосина. Вытесняемый из домашнего обихода электри-
ческим освещением и газом керосин находит себе все большее
применение как топливо дизельных, реактивных и других дви-
гателей. Этому особенно способствует широкое внедрение дизе-
лей во все отрасли народного хозяйства и реактивных и турбо-
реактивных двигателей в авиацию. Большие преимущества
имеет, в частности, применение дизелей в тракторостроении, на
железнодорожном и водном транспорте, где они быстро вытес-
няют карбюраторные тепловые двигатели и паровые машины.

Все эти предпосылки обусловили создание и развитие много-
образных и сложных химико-технологических процессов и завод-
ских схем переработки нефти. Обычный повсеместно применяв-

Сырая нефть

(Обезвоживание и обессоливание)



( Пряная перегонка

Гудрон



йнаят^Реигон^Р^ С КРе™нг 3 С Крекинг ) С



С Очистка и вторив
нал перегонка J §

—т2— §

Е

&к. очистка и Л
втор, перегонкаJ

(полимеризация^

Крекинг- бензин

-6-

Нг5

о

---------9

бензин п.г.



Дбтобензин

Котельное
топливо

битун

 Фиг. 138. Производственная схема завода для переработки сернистой
нефти на автомобильный бензин и нефтяной битум.

шийся несколько десятков лет элементарный способ прямой
перегонки нефти и сернокислотной очистки дестиллатов допол-
нен теперь десятками новых процессов.

Возможные варианты переработки нефти очень разнооб-
разны. Ниже приведены примеры существующих и возможных
схем нефтеперерабатывающего производства.

Схемы заводов для производства автомобильного бензина.
Для получения автомобильного бензина с октановым числом
примерно 70 наиболее употребительными являются две схемы
переработки нефти: 1) схема бензино-асфальтовая; 2) схема
с крекингом остатка.

Бензино-асфальтовая схема (фиг. 138) особенно выгодна
тогда, когда потребность прилегающего района в асфальте
424
велика и качество гудрона из данной нефти вполне удовлетво-
рительно для производства асфальта. Прямая перегонка нефти
по атмосферно-вакуумной схеме ведется с получением бензино-
вого, лигроинового, керосинового, легкого и тяжелого дестилла-
тов, в остатке — асфальтовый гудрон.

Дестиллаты малосернистых нефтей — бензин, лигроин, керо-
син — могут быть использованы непосредственно после неглу-
бокой очистки как топливо для соответствующих двигателей,
если октановые числа их достаточно высоки. Соляровые дестил-
латы могут быть реализованы как дизельное топливо или
направлены на крекинг.

При переработке высокосернистой нефти бензин прямой
перегонки очищается. Лигроин подвергается крекингу. Полу-
чаемый дестиллат содержит меньше серы, чем исходный
лигроин, но требует все же кислотной очистки и вторичной
перегонки. Керосин отдельно не получается, а входит в состав
легкого солярового дестиллата. Как легкий, так и тяжелый
соляровый дестиллаты направляются на термический крекинг.
Крекинг-бензин очищается серной кислотой, защелачивается,
и подвергается вторичной перегонке. Остаток вакуумной пере-
гонки продувается воздухом и дает товарные сорта битумов.

Газы крекинга очищаются от сероводорода и фракциони-
руются с получением газового бензина «головки» стабилизации
и сухого газа. Газовый бензин примешивается к товарному
автомобильному бензину; сухой газ используется как топливо,
а «головка» стабилизации газового бензина вместе с «головкой»
стабилизации бензинов крекинга направляется на общую поли-
меризацию, дающую полимерный бензин — компонент товарного
автомобильного бензина.

Для утилизации газообразного сероводорода нужно созда-
вать специальное производство (сернокислотный завод) либо
сжигать этот газ. Сжигание сероводорода необходимо для того,
чтобы сероводород (газ чрезвычайно ядовитый) превратить
в двуокись серы (газ менее ядовитый); кроме того, высокая
температура продуктов горения заставляет подниматься газ
в воздухе на значительную высоту, чем исключаются опасные
скопления газа на поверхности земли.

Таким образом товарными продуктами завода автомобиль-
ного бензина при такой схеме (фиг. 138) будут: 1) автомобиль-
ный бензин, составленный из бензина прямой перегонки, бен-
зина крекинга, бензина общей полимеризации и газового бен-
зина; 2) котельное топливо, содержащее остатки крекинга;
3) асфальтовый гудрон; 4) сероводород. Выделяя бутан-буте-
новую фракцию и подвергая ее полимеризации и последующей
гидрогенизации, можно получить технический изооктан.

Схема с крекингом остатка выгодна при больших масштабах
производства, когда возможный выпуск асфальтового гудрона
значительно превышает потребность прилегающих районов
в асфальте; вакуумная перегонка нефтяного сырья оказывается
ненужной и предпочитается крекинг тяжелой части нефти. Неза-
висимо от этого сооружение отдельных, вполне самостоятельных
установок прямой перегонки нефти, крекинга лигроина и тяже-
лых дестиллатов и крекинга остатков требует строительства
многочисленных промежуточных резервуаров для сбора полу-
продуктов с одних установок и подачи их на дальнейшую пере-
работку на последующие установки. Резервуары требуют освое-
ния площадей, сооружения насосных, иногда обогрева. Все это
ведет к значительным капиталовложениям и эксплуатационным
расходам. Вместе с тем на установках термического крекинга
имеются значительные избытки тепла, теряемые с охлаждающей
водой, тогда как процесс прямой перегонки нуждается в зна-
чительном подводе тепла. Эти и некоторые другие соображения
часто побуждают к совмещению (комбинированию) отдельных
установок в одну общую комбинированную установку.

Бензиновые дестиллаты, полученные на обычной или комби-
нированной установке, подвергают сернокислотной очистке
и вторичной перегонке. Газ очищается от сероводорода и фрак-
ционируется. Пропен и бутены, выделенные из газа и из бен-
зина, полимеризуются, образуя компонент автобензина.

О производстве полимерного бензина или алкилата. Какой
из этих процессов предпочесть, решается в каждом отдельном
случае в зависимости от потребности в продуктах и ресурсов
изобутана и алкенов. Химические свойства газов двух основных
видов крекинга — термического и каталитического — различны
(табл. 51).

Таблица 51

Состав бутан-бутеновой фракции

Углеводород

Термический
крекинг

Каталитический
крекинг газой-
ля над алюмо-
силикатным
катализатором

я-Бутан ..............

Изобутан..............

я-Бутены..............

Изобутен .............

41

13

31

15

10

61

18

11

Процесс общей каталитической полимеризации непредельных
углеводородов над фосфорной кислотой для получения поли-
мерного бензина — компонента автомобильного бензина — целе-
сообразен при переработке газа с большим содержанием непре-
дельных углеводородов, т. е. газа термического крекинга, и при
недостатке изобутана. Напомним, что при термическом крекинге
содержание бутенов в бутан-бутеновой фракции составляет
40—46%. Общая полимеризация целесообразна для установок
небольшой производительности, когда количество н-бутана и осо-
бенно изобутана,. остающихся после полимеризации, относи-
тельно невелико и более дорогой процесс алкилирования мало-
экономичен.

Двустадийный процесс избирательной полимеризации буте-
нов и гидрирования диизобутенов осуществляется обычно при
наличии значительных количеств бутан-бутеновой фракции; этот
способ производства использует бутены в меньшей мере, чем
алкилирование изобутана бутенами, где все количество бутенов
и равное ему количество изобутана вступают в реакцию.

Однако при сернокислотном алкилировании и сочетании его
с изомеризацией н-бутана и дегидрогенизацией изобутана полу-
чение алкилата и получение изооктана одинаково выгодны
в отношении использования всего сырья.

Надо учитывать также и то, что обычный термический кре-
кинг не может обеспечить нужного состава сырья для алкили-
рования, так как при содержании в нем бутенов примерно 40%
концентрация изобутана не превышает 15%; в этом случае тре-
буется либо доставка на завод изобутана извне, либо сооруже-
ние на заводе изомеризационной установки, чтобы превратить
в изобутан н-бутан, имеющийся в бутан-бутеновой фракции.

В продуктах каталитического крекинга изобутана больше,
чем бутенов. Бутенов может оказаться недостаточно для исполь-
зования наличного изобутана. Соответствующим развитием тер-
мического крекинга можно добиться необходимого обогащения
фракции бутенами. Можно прибегнуть также к дегидрогениза-
ции н-бутана или завозить бутены со стороны.

Схема завода для производства авиационного бензина. Одна
из простейших схем нефтезавода, основным целевым продуктом
которого является стооктановый авиационный бензин, приведена
на фиг. 139.

Головным процессом завода является атмосферная прямая
перегонка нефти с получением бензина, лигроина, керосино-
соляровой фракции и мазута.

Бензин прямой перегонки малосернистых нефтей после заще-
лачивания может быть использован непосредственно на получе-
ние товарных продуктов. Если октановое число бензина доста-
точно высоко, он может быть использован как основной компо-
нент авиационного бензина; в противном случае бензин прямой
перегонки рассматривается как составная часть товарного авто-
мобильного бензина, как принято на схеме фиг. 139.

Дигроин прямой перегонки подвергается крекингу с целью
получения: 1) сухого газа; 2) жидкой «головки» дебутанизации
бензина, т. е. фракции, содержащей в основном бутаны, бутены,
пропан и пропен; 3) дебутанизированного бензина; 4) остатка.

Жидкая «головка» передается на газофракционирующую
установку, дебутанизированный бензин используется для приго-
товления товарного автомобильного бензина.
Керосино-соляровая фракция прямой перегонки перерабаты-
вается на установке каталитического крекинга с получением
жирного газа, нестабильного бензина и каталитического газойля.
Газ и бензин направляются на газофракционировку, а катали-
тический газойль — на термический крекинг.

Сырая нефть

г

Бензин

Кемалю-

Лигроин

'оляровая
Фбакйия

Мазута

Газойль

I___________________т фракция	______1___

( Термический Л Г Каталитический Л ( Термический Л

V Крекинг J у крекинг J у крекинг J

 - г -	1	[Остаток

Бензиц *

Газ\

Остаток

|/Ьз \Бензйн[

Бензин Головная фр.

(^posS^ (газофракционировка)

Газ

§

основ ной
"бОнзин

Газ

Головная фракция
Бцтан-бцтбн~\
(Алкилирование

Бутан

Авиационный
бензин

Автомобильный
бензин

Котельное
топливо





S



Фиг. 139. Производственная схема завода для получения авиационного
и автомобильного бензина.

Мазут прямой перегонки нефти образует вместе с каталити-
ческим газойлем сырье установки термического крекинга. Про-
дуктами этой установки являются сухой газ, жидкая «головка»,
дебутанизированный бензин и крекинг-остаток.

Бензин каталитического крекинга, освобожденный на газо-
фракционирующей установке от бутана и более легких углево-
дородов, поступает на установку каталитической очистки.
С установки каталитической очистки выходят жирный газ, неста-
бильный очищенный бензин, легкая лигроиновая фракция и
остаток.

Жирный газ и нестабильный бензин каталитической очистки
передаются на газофракционирующую установку. Лигроиновая
428
фракция направляется в состав автомобильного бензина, а оста-
ток откачивается в емкость котельного топлива.

Газофракционирующая установка выполняет очень важную
и сложную работу. Особенно тесно переплетается работа этой
установки с работой установок каталитического крекинга и ка-
талитической очистки. На описываемом заводе на газофракцио-
нирующую установку (в сырье депропанизации) дополнительно
Подкачиваются жидкие головные фракции термического кре-
кинга.

Кроме жирного газа каталитического крекинга и каталитиче-
ской очистки, потоков нестабильного бензина с этих же устано-
вок и жидкой «головки» с термических установок, в абсорбер
газофракционирующей установки поступает охлажденная флегма
из колонны каталитического крекинга. После насыщения углево-
дородами, извлекаемыми из газа в абсорбере, эта флегма воз-
вращается в колонну каталитического крекинга на отпарку'.

Газофракционирующая установка выпускает следующие полу-
продукты: 1) сухой газ топливного назначения; 2) сырье ката-
литической очистки; 3) основной компонент авиационного бен-
зина; 4) изопентан; 5) бутан-бутеновую фракцию. Основной
компонент бензина и изопентан идут на смешение для получе-
ния авиационного бензина, а бутан-бутеновая фракция потреб-
ляется установкой для алкилирования.

Установка для алкилирования вырабатывает легкий и тяже-
лый алкилаты и выпускает в свободном виде н-бутан. Легкий
алкилат направляется в авиационный бензин, тяжелый алкилат
и бутан включаются в состав автомобильного бензина.

В конечном счете завод выпускает три товарных продукта —
авиационный бензин, автомобильный бензин и котельное топ-
ливо. В состав авиационного бензина входят бензин каталити-
ческой очистки, легкий алкилат и изопентан. Автомобильный
бензин получается смешением бензина прямой перегонки, бен-
зина термического крекинга, легкого лигроина каталитической
очистки, тяжелого алкилата и бутана.

Для процесса алкилирования требуются бутены и изобутан.

Основная масса бутенов получается на установках термиче-
ского крекинга, подавляющее количество изобутана — на уста-
новках каталитического крекинга и каталитической очистки.
Таким образом, сосредоточение бутанов и бутенов для их даль-
нейшей переработки требует полной дебутанизации как бензи-
нов, так и газов всех перечисленных четырех процессов.
Дебутанизация бензинов каталитических процессов является
•обязательной по условиям технологии и товарных норм, тогда
как дебутанизация бензинов' термических процессов лишает эти
бензины пусковых качеств. Возврат н-бутана, прошедшего неиз-
мененным через установку для алкилирования, поэтому обязате-
лен для получения автомобильного бензина.

1 Ср. с работой газофракционирующих установок, описанных в § 60.
§ 104. Выбор схемы и направления переработки нефти
в зависимости от состава сырья

Ассортимент продуктов, которые должен выпускать нефтепе-
рерабатывающий завод, определяется природой и свойствами
перерабатываемого сырья, потребностью народного хозяйства
в отдельных нефтепродуктах и географическим размещением
пунктов потребления и выработки. «Только совместный учет
всех этих факторов позволяет правильно установить ассортимент
товарной продукции для завода» (Обрядчиков).

Схема переработки алкано-циклановой нефти. Схема перера-
ботки нефтей для получения высококачественных топливных
и масляных продуктов (фиг. 140) включает: 1) сверхчеткую
ректификацию для разделения бензинов на узкие фракции;
а) сильно детонирующие и б) с малой детонацией в двигателях
(стр. 387); 2) экстракцию легкого лигроина избирательными
растворителями (например, жидким SO2) с направлением в авиа-
ционный бензин высокооктановых углеводородов. Основа этой
схемы — получение бензинов. Масла вырабатывают из гудрона
только остаточные, высоковязкие или же гудрон используют для
получения нефтяного асфальтового битума (или для коксо-
вания).

Схема переработки циклановых нефтей. В бензиновых фрак-
циях таких нефтей содержание низкооктановых углеводородов
относительно невелико. Сравнительно высокие октановые числа
этих фракций равномерно понижаются с повышением темпера-
тур выкипания. Низкокипящие фракции прямой перегонки могут
служить компонентами авиационных бензинов. В простейшем
случае четкая ректификация, которая служит для выделения
узких детонирующих фракций, здесь не требуется.

При прямой перегонке непосредственно отбирают бензиновую
фракцию до определенной температуры. Последняя зависит от
заданных антидетонационных свойств бензиновых компонентов.
В товарном бензине октановые числа будут доведены до нормы
высокооктановыми компонентами и присадками. Чем выше тем-
пература отбора бензиновой фракции, тем больше ее выход от
нефти, но тем ниже среднее октановое число.

В отношении фракционного состава бензинов рассматривае-
мых нефтей могут быть два случая.

1.	Обычно фракция до 90° — наиболее высококачественная
и по октановому числу и фракционному составу. Фракции, выки-
пающей до 120°, можно отобрать в два с лишним раза больше,
чем. первой, а фракции до 160° в три с половиной раза больше,
но с понижением октановых чисел. Во всех этих трех случаях
фракции имеют избыток низкокипящих углеводородов; это
позволяет добавлять такие фракции к высокооктановым компо-
нентам бензинов для улучшения их пусковых свойств и фрак-
ционного состава.

2.	Другие нефти имеют мало бензиновых фракций и с недо-
статочным содержанием пусковой фракции. При определении
конечной температуры отбора бензиновой фракции учитывают,
что при смешении ее с высокооктановыми компонентами при-
дется исправлять не только октановые числа, но и фракцион-
ный состав.

Фиг. 140. Производственная топливно-масляная схема переработки
алкано-циклаиовой нефти.

Более совершенной схемой переработки бензиновой фракции
являются выделение при помощи четкой ректификации метил-
циклогексановой фракции и ее каталитическая дегидрогениза-
ция для получения толуола по методу Н. Д. Зелинского. Пяти-
членные цикланы можно превратить изомеризацией в метил-
циклогексаны и увеличить сырьевые ресурсы для дегидрогени-
зации цикланов в ароматические углеводороды.

Фракции бензина после выделения метилциклогексана могут
служить компонентами автомобильного бензина или сырьем для
каталитической ароматизации под давлением водорода;

Лигроины могут быть использованы разнообразно:'для полу-
чения тракторного карбюраторного топлива (также можно
использовать и керосин), компонента автомобильного бензина,
как сырье процесса однократной каталитической дегидрогениза-
ции или ароматизации под давлением водорода и т. п.

Переработка мазута. Мазут любой нефти можно перерабо-
тать или по топливной, или по топливно-масляной схеме. По-
следняя особенно пригодна для нефтей алкано-циклановых
и циклано-алкановых.

Необходимо отметить, что важнейшей современной задачей
является так называемая безостаточная переработка мазута,
преследующая цель путем повторной переработки таких тяже-
лых нефтяных остатков, как гудрон, крекинг-остаток и др., полу-
чить дестиллаты, которые могут быть использованы в качестве
товарных продуктов или исходного сырья для каталитического
и термическоо крекинга или других процессов.

Такая более глубокая переработка нефтяного сырья позво-
ляет получить больший выход ценных светлых нефтепродуктов
за счет таких менее ценных продуктов, как котельное топливо и
нефтяные остатки.

Варианты переработки мазута:

1)	вакуумная перегонка с получением широкой дестиллатной
•фракции и гудрона; широкая фракция служит сырьем для тер-
мического крекинга, гудрон — для получения масел, нефтяного
битума, или для легкого крекинга, или же для коксования;

2)	деасфальтизация пропаном и последующий крекинг
деасфальтированного продукта с использованием асфальта как
дорожного битума;

3)	непосредственный термический крекинг или контактная
переработка;

4)	деструктивная гидрогенизация или комбинация крекинга
с гидрированием крекинг-остатка.

Перегонка мазута в вакууме для получения широкой фрак-
ции в связи с развитием каталитического крекинга имеет боль-
шое значение. Деасфальтизация пропаном дает в итоге почти
те же продукты, что и первый вариант. Третий вариант наибо-
лее широко распространен в настоящее время. Деструктивная
гидрогенизация остатка применяется редко по экономическим
причинам.

Переработка нефти (и мазута) на смазочные масла. Ва-
рианты этого производства также очень разнообразны (§ 95).
На фиг. 141 представлена схема масляного производства при
переработке малосернистой, смолистой, парафиновой нефти
с малым содержанием (или отсутствием) бензина.
Фиг. 141. Схема масляного производства при переработке малосернистой,
смолистой, парафиновой нефти.
При получении смазочных масел из алкановых нефтей одно-
временно следует организовать производство парафина или
церезина из побочных продуктов депарафинизации.

Самые лучшие масла содержат малоциклические углево-
дороды с короткими боковыми цепями. Масляные фракции
отдельных нефтей требуют применения различных методов
и глубин очистки. Глубина очистки определяет выход необходи-
мых по качеству масел.

В нефтях алканового основания (метанового типа) в масля-
ных фракциях преобладают желательные углеводороды; наобо-
рот, в нефтях циклано-ароматического характера их содержится
незначительное количество.

На основании химического состава масляных фракций
удается обосновывать схемы и методы масляного производства.

В некоторых особых случаях требуются масла таких свойств,
какие не обеспечиваются природными масляными углеводоро-
дами. Здесь техника вынуждена прибегать (подобно тому, как
это делается и с бензинами) к искусственному синтетическому
получению масел. Несомненно, в дальнейшем эта специальная
область масляного производства будет получать все большее
развитие.
ГЛАВА XIII

ОБЩЕЗАВОДСКИЕ И ЦЕХОВЫЕ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ
УСТРОЙСТВА И СООРУЖЕНИЯ НА
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДАХ

§ 105.	Состав завода

В Советском Союзе имеются нефтеперерабатывающие за-
воды, работающие по самым разнообразным технологическим
схемам и выпускающие различные нефтяные продукты. В состав
каждого завода входят: 1) основные технологические установки;
2) вспомогательные технологические установки, например сме-
сительные станции, установки для приготовления адсорбентов,
катализаторов и т. п.; 3) общезаводское хозяйство; 4) админи-
стративно-хозяйственные сооружения — заводоуправление, га-
раж, пожарное дело, столовая, клуб, общежития пожарной
охраны и др.

В состав общезаводского хозяйства обычно входят: 1) сырье-
вые, товарные и промежуточные резервуары; 2) устройство для
приема сырья и налива товарных продуктов; 3) система техно-
логических трубопроводов с насосными станциями для общеза-
водских перекачек; 4) ТЭЦ с сетями паропроводов, конденсато-
проводов и электросетей (на небольших заводах ТЭЦ отсут-
ствуют; производствённый водяной пар получают от специаль-
ных котельных установок, а электроэнергию от дизельных стан-
ций или со стороны); 5) реагентное хозяйство — устройства для
слива, хранения и транспортирования реагентов; 6) воздухоком-
прессорные станции с сетью воздухопроводов; 7) ремонтные ме-
ханические мастерские; 8) лаборатории; 9) склады; 10) системы
водоснабжения; 11) системы производственной и бытовой
канализации; 12) системы пенотушения и прочих противопожар-
ных устройств.

Технологу нефтеперерабатывающего завода следует иметь
отчетливое представление об устройстве и действии вспомога-
тельных общезаводских сооружений и систем. О тех же частях
этих сооружений и систем, которые относятся к цеху и уста-
новке, где работает технолог, надо иметь не только ясное пред-
ставление, но и твердые знания.
§ 106.	Резервуары, эстакады, насосные станции, трубопроводы

Резервуарное хозяйство. На 1нефтеперерабатывающих заво-
дах имеется несколько резервуарных парков разного назначения:
1) сырьевой парк (общезаводской); 2) промежуточные сырье-
вые парки, отдельные для каждого цеха или установки; 3) про-
межуточные продуктовые парки, тоже отдельные для каждого
цеха или установки; 4) товарный парк для готовой продукции
завода; 5) парки для жидких реагентов и растворителей.

Сырьевой парк включает резервуары большой емкости:
5—10 тыс. м3. Он располагается обычно на расстоянии 1—3 км
от завода.

Промежуточные сырьевые парки включают небольшое число
резервуаров (2—3) емкостью по 500—1000 м3 каждый; их
сооружают на территории завода в непосредственной близости
от цехов и установок. По замерам жидкости в этих резервуарах
учитывается количество перерабатываемого сырья.

Промежуточные продуктовые резервуары (мерники) для
каждого продукта имеют емкость, несколько превышающую
выработку продукта или полупродукта каждой установкой за
одну вахту.

При смене вахты переключают прием вырабатываемой про-
дукции в другие резервуары. После некоторого отстаивания
замеряют жидкость в резервуарах и делают лабораторный ана-
лиз средней пробы продукта. Это позволяет учитывать количе-
ство и качество выработанной каждой вахтой продукции. Если
качества продукции соответствуют заданным, готовые товарные
нефтепродукты перекачивают из мерников в резервуары товар-
ного парка, а полупродукты — в другие цехи или на смеситель-
ную станцию для дальнейшей обработки или для смешения.
Качества некондиционной продукции должны быть исправлены
в промежуточных емкостях.

Товарный парк завода располагается на территории, отде-
ленной от завода расстоянием согласно установленным нормам.
Размеры резервуаров — по 1000 .м3 и более. Из товарных резер-
вуаров отгружают нефтепродукты в вагоны-цистерны, автоци-
стерны, речные баржи, морские танкеры.

Резервуары. Емкостями для хранения нефти и нефтепродук-
тов служат стальные резервуары, цилиндрические, шаровые
и полушаровой формы (сфероидальные). Цилиндрические резер-
вуары имеются вертикальные и горизонтальные; последние не
получили большого распространения.

Для сырой нефти, а также для легких нефтепродуктов
крышу необходимо делать герметичной; на одну и ту же емкость
можно строить резервуары, различные по высоте и диаметру, но
наиболее выгодным будет резервуар, имеющий наименьший вес.
Вопрос этот был впервые разрешен В. Г. Шуховым в 1883 г.

Оборудование резервуаров включает: 1) приборы для замера
жидкостей — обычно поплавковые уровнемеры; 2) приспособле-
436
ния для приема и выкида нефтепродуктов, снабженные специ-
альными клапанами, клапанами-хлопушками (на приемной
линии), иногда шарнирными выкидными трубами с лебедками
для их подъема; 3) оросительные устройства для орошения
резервуаров водой при пожаре или для охлаждения с целью
уменьшения потерь от испарения; 4) зачистные устройства для
спуска воды, шлама; 5) автоматически действующие камеры
для впуска противопожарной пены (пеногасительная камера);
6) лестницы и площадки; 7) различные устройства для умень-
шения потерь от испарения легких фракций.

При эксплуатации резервуарного парка особо важное значе-
ние приобретает вопрос о потерях нефтепродуктов.

Необходимо принимать самые решительные меры для сни-
жения потерь нефти как через прямую утечку, так и через
испарение легких фракций. Потери могут достигать внушитель-
ной цифры. Следующие примеры дают наглядное представление
об ущербе, наносимом народному хозяйству потерями через
испарение. Среднее количество испаряющихся фракций бензина
из резервуара емкостью 8745 т доходит до 1,11 т1сутк,и-, при
отсутствии дыхательного клапана на крыше резервуара указан-
ной емкости теряется, как было установлено, 933 л1сутки бен-
зина, при наличии клапана — 548 л.

Потери в резервуарах с коническими крышами происходят
от следующих причин:

1)	утечка паров через отверстия в крыше резервуара при
его неисправности;

2)	при расширении газовой смеси в пространстве над нефте-
продуктом от суточного изменения температур;

3)	при вытеснении газовой смеси из резервуара при его за-
полнении нефтепродуктом.

Первая причина совершенно недопустима при правильной
постановке хранения нефтепродуктов.

Изменение объема газа в газовом пространстве резервуара
от суточного колебания температуры называется «малым дыха-
нием» резервуара, а изменение объема газового пространства
от изменения уровня нефтепродукта (наполнение и опорожне-
ние) называется «большим дыханием».

Количество «выдыхаемых» паров легких погонов из резер-
вуара зависит от следующих причин: 1) степени летучести неф-
тяных продуктов; 2) объема газового пространства над уровнем
жидкости в резервуаре; 3) пределов, в которых колеблются
температура и давление газов над поверхностью; 4) пределов,
в которых колеблется температура самой нефтяной поверхности.

Осуществление следующих простейших мер способствует со-
кращению потерь:

1)	снабжение резервуаров герметическими крышами с дыха-
тельными клапанами;
2)	снижение средней температуры, при которой хранятся
нефтепродукты, и уменьшение амплитуды колебания темпера-
туры газового пространства;

3)	уменьшение объема газового пространства;

4)	повышение давления, под которым хранится продукт;
создание полной герметичности системы резервуаров и улавли-
вания выходящих паров.

Способы понижения температуры в резервуаре и уменьшения
амплитуды колебания ее: окраска резервуаров в светлые цвета,
применение изоляции, различные методы водяного охлаждения
резервуаров, применение подземных емкостей.

Фиг. 142. Схема затвора плову-
чей крыши.

1—серия металлических башмаков (салаз-
ки); 2— уплотняющее полотно (слои тка-
ни и асбеста на медной проволочной
основе), пропитанное алюминиевой кра-
ской; 3—пружина; 4—вторичное уплот-
нение; 5— понтон.

Фиг. 143. Общий вид сферического ре-
зервуара.

1 — площадка; 2—стяжка; 3— штуцер для впуска;
4— штуцер для выпуска;/» — винтовая стяжка; б и
S —маршевые лестницы; 7 — площадка лест-
ницы.

Радикальной мерой борьбы с потерями бензинов и других
легких нефтепродуктов является сооружение герметизированных
резервуаров усовершенствованных конструкций: 1) с плавучими
крышами (фиг. 142); 2) с дышащими (респираторными) кры-
шами; 3) шаровых (сферических) резервуаров (фиг. 143);
4) сфероидных резервуаров (фиг. 144).

Кроме того, необходимо сооружать устройства для улавлива-
ния испаряющихся в резервуарах фракций. Для этого гермети-
зированный резервуар оборудуют механическими дыхательными
клапанами, добавочными чувствительными регуляторами, эксга-
устерной или компрессорной установкой и поглотительной
(абсорбционной) установкой.
Сливные и наливные сооружения на заводах. В зависимости
от способа транспортирования нефтяного сырья на заводе
устраивают для приема сырья сливные железнодорожные эста-
кады или сооружения для приема сырья, доставленного по воде
наливными речными баржами или морскими танкерами. Многие
заводы получают нефть или мазут по трубопроводам с нефте-
промыслов или с других нефтезаводов.

Сливные железнодорожные эстакады приспособлены для
слива и приема сырья из вагонов-цистерн двумя способами:

нижним и верхним. Первый применяют при сливе
сырья — мазута, отбензиненных нефтей и т. п.; сырье
через нижние штуцеры цистерн по перекидным лоткам
проложенный между рель-
сами железнодорожной
ветки. Из жолоба сырье
стекает в расположенные
ниже подземные емко-
сти, оттуда перекачи-

тяжелого
сливают
в жолоб,

вается насосной станцией
в резервуары сырьевого
парка.

Верхний слив сырья из
цистерн производится при
помощи шлангов, опу-
скаемых через верхние
люки цистерн в жидкость
и соединенных с стоя-

Угтгттттттт,

Фиг. 144. Схема устройства сфероидного
резервуара.

I —отверстие для контроля давления; 2— кольцо
жесткости; 3 —выкидная труба.

ками. Через стояки (вертикальные трубы) сырье засасывается
в сырьевой трубопровод и по нему стекает в емкость.

Прием сырья из речных нефтеналивных барж производится
при помощи «нефтемашинки» — насосной установки, монтиро-
ванной на стационарной барже. Последняя причалена к берегу.
Нефтеналивная баржа, доставившая нефть, мазут или другие
виды нефтяного сырья, пришвартовывается к «нефтемашинке».
Мощные центробежные насосы последней выкачивают из
наливной баржи сырье через гибкие шланги, шарнирно соеди-
ненные с приемным трубопроводом; насос подает нефть
в сырьевой резервуарный парк.

Наливная железнодорожная эстакада служит для налива
нефтепродуктов в вагоны-цистерны. На заводской железнодо-
рожной* ветке устраивают отдельную эстакаду. На продуктопро-
водах, соединяющих ее с товарными резервуарами, имеются
стояки, позволяющие одновременно закачивать продукт в каж-
дую цистерну маршрута, включающего 30 цистерн и более. Для
отдельных нефтепродуктов имеются свои стояки. Концы гибких
шлангов от каждого стояка опускаются в цистерны.

Насосные станции и трубопроводы. Перекачка по трубопро-
водам — основной вид внутризаводского и цехового транспорти-
рования сырья, полупродуктов и продуктов.
Каждый резервуарный парк и каждый нефтеперерабаты-
вающий цех или установка имеют свои насосные станции для
внутренних перекачек и для откачки полупродуктов или продук-
тов в промежуточные резервуары. Обычно имеются: 1) сырьевая
станция, где работают сырьевые насосы; 2) горячая насосная,
например для насосов, подающих орошение в колонны, и т. п.;
3) продуктовая насосная для откачки продуктов переработки
нефти.

Трубы для нефтепроводов применяются главным образом
нефтепроводные, а иногда и газовые.

§ 107.	Водоснабжение, канализация и нефтеловушки

Водоснабжение. Обычно на нефтезаводах имеются три неза-
висимые системы водоснабжения: 1) производственная, 2) хо-
зяйственно-питьевая и 3) противопожарная. В некоторых слу-
чаях объединяют противопожарное водоснабжение с производ-
ственным или хозяйственно-питьевым, хотя это и не рекомен-
дуется.

Производственная вода расходуется на основных и вспомо-
гательных установках для конденсации и охлаждения нефтепро-
дуктов и других материалов, участвующих в технологических
процессах, для промывки нефтепродуктов, для растворения
реагентов, для охлаждения компрессоров, конденсаторов, паро-
турбин, насосов и других машин, для смывания нефтепродуктов
с полов, эстакад, площадок, для прочих целей.

Главными потребителями производственной воды являются
основные и вспомогательные технологические установки. Они
расходуют до 90—95% общего количества воды, подаваемой на
завод.

Расход охлаждающей воды W кг/час в холодильниках и кон-
денсаторах любых типов и конструкций (кроме оросительных)
определяется по следующей общей формуле:

где Q — количество тепла, которое необходимо отнять от 1 кг
конденсируемого и охлаждаемого материала, в ккал/час\

— начальная температура охлаждающей воды в °C;

/2— температура нагретой воды, выходящей из аппарата
в °C;

С = 1 — теплоемкость воды в ккал/кг °C.

Удельный расход воды температурой в 25° на 1 т сырья,
перерабатываемого на основных технологических установках,
приведен в табл. 52 1 (в скобках удельный расход свежей воды
в процентах общего расхода воды). Там, где не приведено

1 По данным В. В. Абрамова и Я. А. Карелина.
название аппаратов, потребляющих воду, подразумеваются кон-
денсаторы и холодильники. Необходимый напор воды в трубо-
проводе в большинстве случаев 20—25 м, в некоторых случаях
не ниже 25 м.

Таблица 52

Удельные расходы воды основных технологических установок
по переработке нефти при температуре потребляемой воды 25°

Установка

Удельный расход
всей воды, Лз

Электрообессоливающая:
холодильники ........................................

промывка нефти ................................

Атмосферная трубчатая нефтеперегонная установка . . .
Вакуумная трубчатая мазутоперегонная установка:
конденсаторы и холодильники .........................

барометрический конденсатор ...................

Атмосферно-вакуумная трубчатая нефтеперегонная уста-
новка , ............................................

Термический крекинг мазута...........................

Термический крекинг лигроина.........................

Сернокислотная очистка бензина:
конденсаторы-холодильники ..........................

водяная промывка...............................

Вторичная перегонка очищенного бензина ..............

Газофракционирующая установка........................

Полимеризация бутан-бутеновой фракции................

Гидрогенизация полимера для получения изооктана . . .
Каталитический крекинг и очистка с неподвижным ката-
лизатором (сырье-газойль):

конденсаторы и холодильники ...................

барометрический конденсатор ...................

Алкилирование бутан-бутеновой фракции................

Асфальтовая установка (сырье—гудрон).................

1,0(0)
0,5 (0)

6—10(0)

5,0 (0)

3,0 (100)

16—18(25)

12—20 (0)

18-29 (0)

2,6-3,6 (0)
0,5—1,0(100)

10—18(0)

50—60(100)
50(100)

25—30(100)

38—42 (0)

10—12(0)

240 (0)

4,5-13,5(0)

Охлаждающая вода должна иметь низкую температуру, быть
химически стабильной (не выделять при нагревании осадок кар-
боната кальция), не содержать значительного количества взве-
шенных веществ, т. е. мути (например, не более 120 г/лг3).

Для промывки некоторых нефтепродуктов может применяться
веда с большим содержанием солей, например морская; для про-
мывки нефти при обессоливании, промывки смазочных масел
при очистке и в других случаях требуется пресная вода.

Системы водоснабжения на технологических установках и в
цехах включают производственный водопровод, сеть горячей
воды, хозяйственно-питьевой водопровод, противопожарный водо-
провод с соответствующими сетями труб.

Производственный водопровод на установках с большим рас-
ходом воды сооружается с двумя вводами, а в некоторых слу-
чаях с тремя, с кольцеванием водопроводной сети, иногда с ду-
блированием подводов к каждой установке.
Сеть горячей воды служит для сбора чистой воды от поверх-
ностных холодильников и конденсаторов, отвода воды на охлади-
тельные сооружения (градирни и др.) при оборотном водоснаб-
жении или для отвода в водоем при прямоточном снабжении.
Сеть для отвода горячей самотечной воды выполняется, как
обычная канализационная сеть, с минимальным числом колодцев,
чтобы не загрязнять воду.

Охлажденная вода через отдельную сеть трубопроводов ис-
пользуется для охлаждения аппаратов на технологических уста-
новках. Между сетями для свежей и охлажденной воды должно
быть предусмотрено аварийное переключение.

Хозяйственно-питьевой водопровод подводит воду для питья
к насосным и другим помещениям на установке, где находятся
дежурные, а также в душевые и бытовые помещения цеха.

Системы производственного водоснабжения завода выполня-
ются по одной из трех систем: 1) прямоточной, 2) оборотной и
3) смешанной.

При прямоточной системе завод снабжается в основном из
естественных мощных водоемов — рек, озер, гарантирующих по-
лучение в течение круглого года необходимого количества воды.
Отсутствие на заводе охладительных сооружений и водонасосных
станций, менее сложная водопроводная сеть, более низкая тем-
пература воды — преимущества прямоточной системы перед обо-
ротной.

Оборотное водоснабжение, т. е. с перекачкой отработанной
воды на охладительные сооружения, неизбежно при недостаточ-
ности дебита воды в основном источнике водоснабжения — при-
родном водоеме; оно выгодно также при большой удаленности
завода от этого источника. Некоторым потребителям, например
котельным, должна подаваться обязательно свежая вода; доля
ее участия в общем расходе воды на заводе невелика.

Обычно сооружают две самостоятельные оборотные системы —
одну для технологических установок, другую для ТЭЦ. Совмест-
ное охлаждение воды, сбрасываемой технологическими установ-
ками, с водой из конденсаторов ТЭЦ не допускается во избежа-
ние загрязнения последней нефтепродуктами.

При смешанной системе водоснабжения одна часть установок
питается свежей водой, другая — оборотной. Эта система осо-
бенно пригодна там, где имеются газоперерабатывающие уста-
новки; последние лучше снабжать в летние месяцы свежей во-
дой, имеющей более низкую температуру, чем оборотная (охла-
жденная) вода. Зимой свежая вода обычно подается только для
возмещения потерь в оборотной системе и тем потребителям,
которым нельзя питаться оборотной водой.

Хозяйственно-питьевой водопровод на заводе обычно является
и противопожарно-хозяйственным для административного блока
« поселков — призаводского и основного жилищного. Источники
водоснабжения следующие: 1) городской водопровод; 2) не-
посредственное присоединение к сети производственного водопро-
442
вода свежей воды, когда источником являются подземные воды,
пригодные для хозяйственно-питьевых целей без очистки; 3) при-
соединение к тому же производственному водопроводу, но с
устройством сооружений для очистки воды, предназначенной для
хозяйственно-питьевых целей (это наиболее дорогая и сложная
система); 4) подземные воды питьевого качества, не требующие
очистки, когда для производства применяют речную или мор-
скую воду.

Противопожарный водопровод. На современных нефтезаво-
дах имеются противопожарные водопроводы высокого давления
(в наружной сети не меньше 7 ати). Они имеют, как правило,
свою сеть, не зависящую от других водопроводных сетей. Источ-
ник питания — та часть производственного водопровода, которая
несет свежую воду, резервный источник — охлажденная вода из
того же водопровода (при оборотном водоснабжении).

Присоединение к производственному водопроводу свежей
воды должно быть не менее чем в двух точках. Обратные кла-
паны в этих точках пропускают воду только из производственной
сети в противопожарную и не пропускают в обратном направ-
лении.

Запас воды, необходимый для тушения пожара, хранится в
подземных резервуарах. Размер запаса определяется согласно
нормам.

Во взрывоопасных помещениях нефтеперерабатывающих уста-
новок внутренние пожарные краны не устанавливаются; обычно
оборудуются приспособления для паротушения. В технологиче-
ских насосных и других помещениях, где производятся перекачка
и переработка нефтепродуктов III и IV классов, устанавливают
внутренние пожарные краны, так как нефтепродукты этих клас-
сов разрешается тушить распыленной водой.

Сооружения для снабжения завода водой. Сюда включаются:
1) водозаборные устройства, лучше секционированные для обес-
печения бесперебойности подачи воды; 2) насосные станции пер-
вого подъема воды в напорные резервуары; 3) насосные станции
второго подъема при оборотном водоснабжении и иногда при
прямоточном снабжении; 4) противопожарные насосные соору-
жения; 5) напорные резервуары или водонапорные башни (за-
пасные резервуары должны обеспечивать работу завода минимум
25—30 мин.); 6) охладительные сооружения для оборотной
воды — брызгальные бассейны, башенные капельные или пле-
ночные градирни, градирни с искусственной вентиляцией и др.;
7) водопроводные сети; 8) аварийные нефтеотделители — упро-
щенные нефтеловушки на сетях чистой горячей воды, сбрасывае-
мой из поверхностных конденсаторов и холодильников.

В охладительных сооружениях, как правило, воду охлаждают
с 45—50 до 25°, т. е. зона охлаждения равна 20—25°. Назначе-
ние аварийных нефтеотделителей — улавливать нефтепродукты в
случае аварии в конденсационно-охладительной системе техно-
логических установок.
Канализация сточных вод и нефтеловушки. Сточные воды,
отводимые с территории нефтеперерабатывающих заводов, раз-
деляются на производственные, т. е. воды, используемые в про-
цессе подготовки и переработки нефти, бытовые — от санитарных
приемников, от мытья полов, от душевых и атмосферные — до-
ждевые и снеговые, загрязненные нефтью (смывают с площадок
нефть и нефтепродукты) и потому отводимые вместе с производ-
ственными сточными водами. Бытовые сточные воды по харак-
теру загрязнений сильно отличаются от производственных сточ-
ных вод и требуют самостоятельного отведения и очистки.

При прямоточной системе водоснабжения и температурном
перепаде воды 25°, расходуемой для охлаждения, количество
сточных вод на 1 т перерабатываемого сырья составляет на за-
водах прямой перегонки нефти 10—15 м3, на крекинг-заводах
15—35 м3, на нефтеперерабатывающих заводах с переработкой
газа 50—120 м3.

По характеру основных загрязнений различают производ-
ственные сточные воды, содержащие: 1) нефтяные вещества,.
2) серную кислоту и сульфаты, 3) сернистые щелока (сульфи-
дов натрия), 4) сероводород, 5) шлам от химической водоочи-
стки. Наибольшее количество приходится на воды первого
вида.

Все эти загрязнения делают сточные воды вредными для жи-
вых организмов. Во избежание отравления водоемов допустимые
концентрации в воде указанных загрязняющих веществ не
должны превышать норм, предусмотренных «Санитарными пра-
вилами спуска промышленных сточных вод в общественные
водоемы». Этим и определяются необходимые степень и способ
очистки сточных вод для каждого из пяти приведенных видов
загрязнений.

Очистка сточных вод от загрязнения нефтью имеет целью не
только удовлетворить санитарным требованиям, но и уменьшить
общезаводские потери нефти. Это — важный экономический фак-
тор, если учесть, что со сточными водами теряется в среднем
1,25—1,5% всего сырья, перерабатываемого на заводах с несо-
вершенной системой улавливания нефти.

Нефтеловушки — сооружения для механической очистки сточ-
ных вод от содержащихся в них нефтепродуктов и для улавли-
вания последних с целью возвращения их на нефтеперерабаты-
вающие установки. Работа ловушек старых типов и более новых
ловушек простого действия основывается главным образом на
разделении воды, нефти и твердых минеральных загрязнений
отстаиванием с последующей декантацией нефти. Однако при
этс м совершенно неудовлетворительно отделяется от воды эмуль-
сионная нефть. Между тем в сточных водах наряду с плавающей
нефтяной пленкой и незначительным количеством растворенных
в воде нефтяных компонентов содержатся большие количества
стойкой (обычно трехфазной) эмульсии «нефть — вода — твердые
частицы (песчинки и др.)».
Поэтому ловушки нового типа, кроме отстойных камер и
гесколовок, включают в себя коалесцирующие фильтры. При
фильтровании происходит коалесценция нефтяных частиц и осво-
бождение их от утяжеляющих примесей песка и глины. В резуль-
тате всего этого увеличивается скорость всплывания нефтяных
частиц. Эта скорость рассчитывается, как обычно, по уравнению
Стокса; диаметр нефтяных шариков можно принимать равным
0,02 см; числа Рейнольдса, характеризующие режим потока в
нефтеловушке, колеблются в пределах 10000—20000.

Фильтрующей средой может быть наброска из керамических
колец, кирпичного щебня, неглазурованной черепицы и других
материалов.

Нефтеловушка с фильтрами нового типа — железобетонное
сооружение, включающее распределительное отделение, входную
камеру, скребковый транспортер, систему фильтров, систему от-
стойных камер, распределительный жолоб с водосливом, иловые
трубы, нефтесборные трубы и трубы для отвода нефти, водослив,
выходное (для воды) отделение, площадку для электрораспреде-
лительного устройства Отстойные камеры, состоящие из не-
скольких секций, имеются двух ступеней — первичной и вто-
ричной.

Ловушки нового типа при правильной эксплуатации могут
улавливать нефть из сточных вод на 90—95%. Остаточное со-
держание нефти в сточной воде после нефтеловушки не должно
превышать 25—30 мг/л.

Насосные станции при нефтеловушках служат для перекачки
нефти, отделенной от сточных вод и стекающей в железобетон-
ный подземный резервуар. Откачку нефти из резервуара наибо-
лее удобно производить вертикальными центробежными насо-
сами с электроприводом, разумеется, взрывобезопасного типа.
«Разделку» уловленной нефти от воды производят в обычных
металлических резервуарах.

Требуется регулярное удаление ила (осадка) из нефтелову-
шек на подсушивающие иловые площадки. Ил либо удаляется
под гидростатическим напором столба воды в нефтеловушке,
либо выкачивается иловыми вертикальными насосами.

Доочистка сточных вод после ловушки употребляется для бо-
лее полного извлечения нефти, оставшейся в виде тонкой эмуль-
сии, а также для уничтожения нефтяного и сероводородного
запаха. Для этого применяют дополнительное фильтрование воды
через различные фильтры и аэрирование воды.

Материалами для дополнительных фильтров могут служить
прессованное сено, солома, не содержащая мелочи, кокс, отрабо-
танная отбеливающая глина и др.

Удаление сероводорода происходит под влиянием кислорода
воздуха на воду, находящуюся в тонком слое или в распыленном

1	Подробное описание и расчет ловушек в книге Абрамова и Карелина
•(см. список литературы).
виде. Для этого служат перепады в нефтеловушке, каскады или
дегазаторы, устроенные по типу атмосферной градирни. При
окислении сероводород образует воду и выделяет элементарную
серу.

Состав очистных сооружений для производственных сточных
вод, содержащих нефтепродукты, схематически показан на
фиг. 145.

Фиг. 145. Схема сооружений для очистки сточных вод, содержащих нефте-
продукты.

1—коллектор от завода; 2— колодец с ливнесбросом; 3—песколовка с решеткой; /—нефте-
ловушки; 5—сенные фильтры; 6—водомерный лоток; 7 — парк разделочных резервуаров;
8—аварийный амбар; 9—ловушечная насосная; 10—сборный резервуар при ловушечной на-
сосной; 11 — на иловые площадки; 12—в водоем; 13—нефтепровод к резервуарам завода;
У—сеть производственно-ливневой канализации; 11—трубопроводы с нефтепродуктами;
Ill— илопроводы; IV—ливнеотвод; V—самотечная канализация от резервуарной разделки*,.

VI— напорная сеть к резервуарной разделке.

Решетка, песколовка и нефтеловушка, показанные на схеме;
рассчитаны на суммарный расход производственных и ливневых
сточных вод. Однако в ловушку ливневые воды направляются,
если количество их не более 50% от производственных вод. Для
пропуска ливневых вод сверх этого количества перед песколов-
446
кой устраивается камера переключения с ливнесбросом 2; лив-
невые воды направляются в аварийный амбар 8.

Аварийный амбар служит для задержания нефти, большое
количество которой может быть сброшено в канализацию при
аварии на заводе; он же служит приемником атмосферных вод
с обвалованных территорий во время ливня.

Очистка производственных сточных вод, содержащих химиче-
ские загрязнения, требует применения химических процессов
нейтрализации серной кислоты, выделения сульфидов (сернистых
щелочей), например при помощи обработки вод сернистым ан-
гидридом, разрушения сероводорода аэрированием и др.

Фиг. 146. Схема полной раздельной системы канализации нефтезавода»,
работающего на сернистой нефти.

/ —обессоливающая установка; 2—-атмосферно-вакуумная трубчатая установка, крекинг
и газовый блок; 3 —горячая сернокислотная очистка; 4—холодная сернокислотная очистка;

5 — вторичная перегонка; б — здания; 7 — силовая станция; 8 — резервуарные парки; 0 — нефте-
ловушка и аэрирование; 10—нефтеловушка и нейтрализатор; 11— нефтеловушка; 12 — уста-
новка для обезвреживания сернистых щелоков; 13— очистные сооружения для бытовых вод;

14— шламоотстойник; 15 — сооружения для доочистки производственных стоков; 1— сеть условно
чистых вод; II—сеть сероводородных вод; III — сеть вод, загрязненных нефтью, производ-
ственная канализация; IV— сеть сернистых щелоков; V — сеть кислых вод; VI — сеть бытовых
вод; VII—сеть шламовых вод (напорная линия).

Различные виды сточных вод, как правило, нельзя смешивать
без очистки с водами, направляемыми в нефтеловушки. Нельзя
также смешивать между собой некоторые воды, содержащие хи-
мические загрязнения. Смешение может вызвать усиленное вы-
деление отравляющих газов (например, смешение сернистощелоч-
ных вод с сернокислотными или с сероводородными), к усилен-
ному образованию нефтяных эмульсий, к взрывам в сети.

На крупных заводах, перерабатывающих сернистые нефти,,
приходится сооружать до семи раздельно работающих канализа-
ционных сетей (фиг. 146). Из разных видов производственных
сточных вод выделяются также условно чистые воды — от кон-
денсаторов паровых машин, из катализаторных цехов, от ком-
прессорных станций и др.; эти воды по отдельной сети направля-
ются на градирни (при оборотном водоснабжении) или непосред-
ственно в водоем. Иногда выделяют также сеть сточных вод,
загрязненных только легкими нефтепродуктами; они проходят
через отдельную нефтеловушку и затем могут быть возвращены
для оборота или сброшены в водоем.

§ 108.	Противопожарное средства

Из промышленных предприятий нефте-газоперерабатывающие
заводы являются одними из наиболее опасных в пожарном от-
ношении.

При строительстве нефтезаводов цехи и установки распола-
гаются в соответствии с правилами противопожарной безопасно-
сти. Разрывы между отдельными зонами установки, разделен-
ные проезжими дорогами, и расстояния между аппаратами в
цехах должны отвечать требованиям соответствующих ГОСТ.
Каждый резервуар или группа резервуаров должны быть окру-
жены земляным валом, чтобы при аварии все количество нефте-
продукта могло вместиться внутри обвалования.

У всех резервуаров и у аппаратуры на заводе устанавлива-
ются средства и орудия тушения пожаров — пеной, водой,
песком. Тут же должен находиться в исправном состоянии и в
установленном количестве весь необходимый противопожарный
инвентарь и материалы — пенотушители, ведра, лопаты, кошма,
песок и др.

По всему заводу устанавливается большое количество гидран-
тов. Колодцы с вертикальными перегородками, не доходящими
до дна, должны служить гидравлическими затворами в сети ка-
нализации: при возникновении в каналах пожара эти затворы
локализуют распространение огня.

Все аппараты, работающие под давлением более 0,7 ати, ре-
гистрируются и подвергаются гидравлическому испытанию и
периодическому освидетельствованию инспекцией Главгоскотло-
надзора.

Эффективность огнегасительных средств, применяемых при
пожаре, различна в зависимости от класса, к которому относится
горящий нефтепродукт.

Все легко воспламеняющиеся и горючие жидкости разделя-
ются на четыре класса в зависимости от температуры вспышки:
класс I — ниже 28°, класс II — от 28 до 45°, класс III — от 45
до 120°, класс IV — выше 120° (ОСТ 90039-39) '.

Основные огнегасительные средства: 1) химическая пена,
2) воздушно-механическая пена, 3) вода в виде распыленных
струй. Все эти средства могут действовать только при наличии
наружного противопожарного водопровода.

1	Подробнее в книге П. Т. Безуглова «Справочная таблица огнеопас-
ных веществ», под ред. проф. М. Д. Тиличеева, изд. 2-е. Гостоптехиздат
1948.
Огнегасительная пена образуется из особого порошка при
смешении его с водой. В состав порошка входят сернокислый
глинозем, двууглекислая сода и лакричный экстракт. Пена со-
стоит из пузырьков углекислоты, образующейся при взаимодей-
ствии порошка с водой. Пузырьки плавают на поверхности горя-
щего нефтепродукта, изолируя его от кислорода воздуха.

Для образования пены употребляют: 1) ручные пенотушители;
2) передвижные или стационарные аппараты непрерывного дей-
ствия — пеногенераторы; 3) стационарные аппараты периодиче-
ского действия — пеноаккумуляторы.

При возникновении малого огня на горячем аппарате, напри-
мер на трубчатой печи, надо немедленно применить паротушение
или пенотушение. При загорании небольших очагов нефтяной
жидкости на земле или на полу надо немедленно засыпать пламя
песком или закрыть кошмой. Если, несмотря на эти меры, пламя
продолжает распространяться, надо вызвать пожарную команду.

§ 109.	Генеральный план завода (генплан)

При проектировании новых цехов и заводов очень важно
решить задачу наиболее рационального размещения всех соору-
жений и устройств. Это нелегкая задача: некоторые из предъ-
являемых требований взаимно противоречат друг другу. Так,
например, по экономическим и техническим соображениям вы-
годно, чтобы производственные помещения располагались воз-
можно ближе друг к другу; при этом сокращается длина сети
трубопроводов, дорог, электросети и т. п. Но, с другой стороны,
это усиливает пожарную опасность, может затруднять обслужи-
вание аппаратов, оборудования и т. п.

Как уже указывалось, требуется соблюдение установленных
разрывов между зданиями, установками в зависимости от их
характера и назначения. В остальном проектирующие организа-
ции в каждом конкретном случае выбирают (по согласованию с
органами пожарной, санитарной и строительной инспекций) наи-
более рациональные планы расположения, типы зданий и соору-
жений и т. п.

При разработке конкретного генерального плана предприятия
требуется решение следующих задач.

1.	Какие сооружения и установки требуют размещения в зда-
ниях и какие на открытом воздухе? Большинство основных тех-
нологических нефтеперерабатывающих установок во всех клима-
тических зонах Союза ССР размещаются вне зданий. В здания
заключаются такие части цехов и установок, как насосные, ком-
прессорные, контрольный щит и некоторые другие.

2.	Оборудование и устройства, слишком различные по пожар-
ной опасности (например бензиновые и мазутные насосы), раз-
мещают в различных зданиях или в крайнем случае в отдельных
помещениях одного здания, разделенных брандмауером. По
этим же соображениям здания, где производятся операции с при-
менением огня или где возможно образование искр (ремонтные
3

Фиг. 147. Схематический план
размещения атмосферно-вакуум-
ной перегонной установки (обо-
значения см. в табл. 53).

мастерские, электросварочные и др.), размещают вдали от
взрывоопасных аппаратов и -установок.

3.	Наиболее вредные и опасные в санитарном и пожарном
отношениях производства, сосредоточенные в зданиях, где име-
ются и другие производства, размещают в отдаленной (край-
ней) одноэтажной части здания;
эту часть отделяют от других ка-
питальными кирпичными стенами.

4.	Линии форсунок и других
огневых точек должны быть обра-
щены в сторону, противополож-
ную от пожаро- и взрывоопасных
аппаратов неогневого действия,
или расстояние между огневой
линией и этими аппаратами
должно быть не менее 50 м.

5.	Планирование расположе-
ния резервуарных парков, эста-
кад, противопожарной и других

систем водоснабжения, канализации, нефтеловушек производится
с учетом изложенного в предыдущих параграфах.

В качестве иллюстрации на фиг. 147 приведен примерный
схематический план размещения атмосферно-вакуумной перегон-
ной установки, в табл. 53’— минимальные разрывы между аппа-
ратами и сооружениями этой установки.

1	Операторная, на- coi ы, вентилято- ры 1		+	20	7	5	4	3	3	4
2	Конденсаторы и									
	ХОЛОДИЛЬНИКИ	+	—	10	10	10	3,5	30	3	3
3	Печи 		20	10	5	10	10	15	1	10	10
4	Колонны ....	7	10	10	d	1	2,5	10	10	10
5	Барометрический									
	конденсатор . .	5	—	10	1	—	2.5	10	10	10
б	Теплообменники .	4	10	15	2,5	2,5	d	3	3	3
7	Водоотделитель .	3	3,5	10	10	10	3	d2	d	a
8	Емкость для оро-									
	шения ....	3	3	10	10	10	3	d	d	a
9	Дегидраторы . .	4	3	10	10	10	3	d	d	d

1 не нормируется.

2 d — диаметр большей колонны.
ЛИТЕРАТУРА

1.	Г у р в и ч Л. Г. Научные основы переработки нефти, 3-е изд. Гос-
топтехиздат, 1940.

2	Лукашевич И. П. и Смидович Е. В. Практикум по техно-
логии нефти. Гостоптехиздат, 1952.

3.	Технический анализ топлив и минеральных масел под редакцией
А. И. С ко б л о. Гостоптехиздат, 1951.

4.	М а л о я н А. В. Анализ нефтепродуктов. Азгостоптехиздат, Баку,
1949.

5.	Пархоменко В. Е. Переработка нефти, 2-е изд. Гостоптехиздат,
1948.

6.	К а р п о в П. П. Переработка нефти. Гостоптехиздат, 1953.

7.	Р а б и и о в и ч Г. Г. и Адельсон С. В. Процессы и аппараты
в нефтеперерабатывающей промышленности. Гостоптехиздат, 1949.

8.	Лосиков Б. В. и Лукашевич И. П. Нефтяное товароведение.
Гостоптехиздат, 1950.

9.	ВНИИТнефть. Технические нормы на нефтепродукты, изд. 14-е. Гос-
топтехиздат, 1952 (и более поздние издания).

10.	Наметкин С. С. Химия нефти, изд. 2-е. ОНТИ, 1939.

11.	ВНИТОнефть. Советские нефти (под ред. А. С. Беликовского и
С. Н. Павловой). Справочная книга. Гостоптехиздат, "1947.

12.	Исагулянц В. И. и Егорова Г. М. Химия нефти. Гостоптех-
издат, 1949.

13.	О б р я д ч и к о в С. Н. Принципы перегонки нефти. Гостоптехиздат,
1940.

14.	Гуревич И. Л. Технология нефти, ч. I (для высших учебных за-
ведений). Гостоптехиздат, 1952.

15.	Трегубов А. М. Теория перегонки и ректификации, 3-е изд. Гос-
топтехиздат, 1946. !

16.	С к о б л о А. И. Основные элементы технологического расчета нефте-
перегонных установок. АзГОНТИ, Баку, 1939.

17.	Мышкин Е. А. Оператор деэмульсационной установки на нефте-
добывающих промыслах. Гостоптехиздат, 1952.

18.	Пичугин А. П. Оператор установки первичной перегонки нефти
(для операторов). Гостоптехиздат, 1951.

19.	О б р я д ч и к о в С. Н. Технология нефти, ч. II, изд. 3-е. Гостоптех-
издат, 1952.

20.	Тиличеев М. Д. Химия крекинга. Гостоптехиздат, 1941.

21.	Обрядчиков С. Н. Задачник по курсу «Деструктивная пере-
гонка нефти». Гостоптехиздат, 1951.

22.	П и ч у г и н А. П. Оператор установки термического крекинга (для
операторов). Гостоптехиздат, 1950.

23.	Смирнов А. С. Переработка нефтяного газа (для высших учеб-
ных заведений), изд. 2-е. Гостоптехиздат, 1949.

24.	Чернышев Б. А. Оператор трубчатой пирогенной установки. Гос-
топтехиздат, 1952.

25.	Ефимов Л. И. Оператор газобензиновых заводов. Гостоптехиздат,
1952.
И. Технология нефти, ч. III. «Очистка нефте-

продуктов и производство специальных продуктов», изд, 3-е. Гостоптехиздат,
1952.

27.	Терторян А. Б. и Алексеев В. П. Оператор по очистке ма-
сел. Гостоптехиздат, 1952.

28.	О б р я д ч и к о в С. Н. Производство моторных топлив. Гостоптех-
издат, 1949.

29.	Шашкин П. И. Регенерация отработанных нефтяных масел. Гос-
топтехиздат, 1952.

30.	Агафонов А. В. Алюмосиликатные катализаторы ЦИМТнефть,
Гостоптехиздат, 1952.

31.	Пархоменко В. Е. Кислый гудрон как топливо. Гостоптехиздат,
1946.

32.	П а р х о м е н к о В. Е. Кислый гудрон как технологическое сырье.
Гостоптехиздат, 1947.

33.	Абрамов В. В. и Карелин Я. А. Водоснабжение и канализа-
ция нефтеперерабатывающих заводов. Гостоптехиздат, 1948.

34.	Ш и щ е н к о Р. И. и А п р е с о в К. А. Транспорт и хранение нефти.
Азнефтеиздат, Баку, 1950.

35.	Вознесенский А. А. Пути экономии топлива в нефтеперераба-
тывающей промышленности. Гостоптехиздат, 1945.
ОГЛАВЛЕНИЕ

Стр.

о

От автора........................................................ "

Введение ........................................................ 5

§ 1.	Роль и значение	нефти....................................... £

§ 2.	Нефтяные месторождения, способы бурения и добычи нефти .	.	5

§ 3.	Возникновение отечественной нефтяной промышленности и ирио-
ритет русских ученых и изобретателей...................... •	.	$

§ 4.	Создание советской нефтяной промышленности ...... и

Глава I

Состав и свойства нефтяных газов, нефтей и нефтепродуктов

§ 5.	Химический и фракционный состав нефтей и нефтяных газов .	.	15

Понятие о фракциях (15). Состав природных нефтяных га-
зов (16). Состав и разновидности нефтей (17). Неуглеводо-
родная часть нефти (20).

§ 6.	Важнейшие физико-химические свойства и характеристики нефтей 21
Плотность и удельный вес (21). Температура кипения (22).
Молекулярный вес (23). Упругость паров (23). Критические
постоянные (24). Вязкость (24). Температуры замерзания, по-
мутнения, застывания и плавления (26). Температуры вспышки
и воспламенения (27). Взрывчатость (27). Цвет нефтепродук-

тов (28).

§ 7.	Тепловые свойства нефтей..........................................28

§ 8.	Дробная лабораторная перегонка нефти..............................31

Стандартная разгонка (31). Фракционированная перегонка ма-
зута (33). Перегонка нефти с дефлегмацией (33). Перегонка
нефти с ректификацией (34)., Понятие о перегонке с постепен-
ным и однократным испарением (35).

§ 9.	Классификация нефтепродуктов, характеристики и методы
оценки нефтяного топлива .......................................... 38

Классификация нефтепродуктов (38). Классификация различ-
ных видов нефтяного жидкого топлива (38). Моторные бен-
зины (39). Тракторное топливо (42). Топливо для быстроход-
ных дизелей (43). Моторное топливо (44). Котельное топ-
ливо (44).

§10.	Классификация, характеристики и методы оценки смазочных
масел...............................................................44

Классификация (44). Индустриальные масла (44). Трансмис-
сионные масла (45). Специальные смазочные масла (45).
Масла для двигателей внутреннего сгорания (46). Масла для
паровых машин (48). Успехи в создании ассортимента советских
нефтепродуктов (48).

§ 11.	Производственная и проектная оценка нефтей....................49

Стандартная классификация нефтей (50). Роль химического
состава (51).

§ 12.	Определение потенциального содержания нефтепродуктов в
нефтях............................................................  52
Первичная обработка и прямая перегонка нефти и мазута

§ 13.	Деэмульсация, обезвоживание и обессоливание нефтей ...	55

Нефтяные эмульсии (55). Методы разрушения эмульсий (57).

Установки для деэмульсации и обессоливания нефтей (58).

§ 14.	Защелачивание нефтей и другие меры борьбы с коррозией аппа-
ратуры ............................................................61

Нейтрализация химически активных соединений в нефти (61).

Установки для выщелачивания нефтей (62).

§ 15.	Сортировка и смешение нефтей..................................63

§ 16.	Возникновение нефтеперегонного производства и приоритет Рос-
сии в его создании.................................................63

Пионеры нефтеиерегонки (63). Фотоген и керосин (65). Пе-
риодическая и непрерывная перегонка (66).

§ 17.	Кубовые установки для перегонки нефти и мазута ....	67

Устройство нефтеперегонного куба (67). Нефтеперегонная («ке-
росиновая») кубовая батарея (69). Отделение воды от дестил-
латов (70). Рационализированные кубовые батареи (71).

§ 18.	Перегонка в вакууме и с водяным иаром	«	72

Значение вакуума (72). Перегонка с водяным паром (74).
Перегонка с водяным иаром и в вакууме (78).

§ 19.	Основы перегонки нефти с ректификацей.........................79

Закон Рауля (79). Ректификация в колпачковых колоннах (82).
Теоретическая тарелка и коэффициент полезного действия та-

, редок (86).

§ 20.	Принципиальные схемы трубчатых перегонных установок .	.	89

Типы установок (89). Принципиальные схемы установок (90).

§ 21.	Основная аппаратура трубчатых нефтеперегонных установок .	.	92

Теплообменные аппараты (92). Устройство трубчатых пе-
чей (93). Эксплуатация трубчатых печей (97). Ректификацион-
ные колонны (101). Отпарные (выпарные) секции (105). Вспо-

могательные вакуумные колонны (108). Способы орошения ко-
лонн (108). Способы создания вакуума (ПО).

§ 22.	Устройство и действие атмосферных трубчатых перегонных уста-
новок ..........................................................112

Установки с однократным испарением (112). Установки с дву- —
кратным испарением (113). Установки с предварительным ис-
парением (114).

§ 23.	Вакуумные и .атмосферно-вакуумные перегонные установки .	. iff)

Вакуумные установки (116). Вакуумные установки для пере-
гонки мазута (116). Атмосферно-вакуумные установки (118).

§ 24.	Технологический режим, показатели работы и реконструкция
перегонных установок............................................119

Технологический режим (119). Производственные показатели
работы установок (121).

§ 25.	Основы эксплуатации перегонных установок...................123

Контроль и регулирование работы (123). Предупреждение и
ликвидация аварий и неполадок (124). Пуск и остановка пере-
гонных установок (124).

§ 26.	Организация труда на перегонных установках....................125

Общие указания (125). Распределение обязанностей (126).

§ 27.	Приемы работы новаторов йа перегонных установках .	.	.	.	127

§ 28.	Охрана труда и техника безопасности на производстве .	.	.	130

Охрана труда (139). Техника безопасности ири ремонтах (131).
Введение в технологию термического крекинга

§ 29.	Деструктивная перегонка.......................................133

История развития и значение крекинга (133). Систематика кре-
кинг-процессов (134).

§ 30.	Назначение и сущность различных видов термического крекинга 135
Химизм крекинга (135). Основные продукты (136). Назначение
отдельных процессов (137).

§ 31.	Основные факторы термического крекинга........................139

Сырье для крекинга (139). Температура и продолжительность
процесса (141). Давление (143).

.§ 32. Значение рециркуляции при термическом крекинге ....	143

Выход бензина за пропуск и общий выход бензина (145). Коэф-
фициент рециркуляции и коэффициент загрузки (146). Крекинг
«гуськом» (147). Теплота реакции крекинга (147).

§ 33.	Расчет выхода бензина и материального баланса крекинг-про-

цесса ...........................................................147

§ 34. Продукты термического крекинга...................................148

Крекинг-бензины (148). Крекинг-газы (149). Крекинг-оста-
ток (149).

Глава IV

Л

Термический крекинг, коксование, пиролиз

§ 35.	Принципиальная схема однопечной крекинг-установки .	.	.	152

§ 36.	Типовая аппаратура крекинг-установок..........................153

Трубчатые печи (153). Реакционные устройства (154). Испари-
тельная аппаратура (155). Рекцификационные колонны (155).
Газоотделитель (156). Вспомогательное оборудование (156).

§ 37.	Реконструированные импортные двухпечные крекинг-установки 156
§ 38. Двухпечные крекинг-установки системы- Нефтепроекта (без вы-

носных камер).................................................157

Технологическая схема и работа установки на мазутном
сырье (158). Стабилизация крекинг-бензина (160). Схема очист-
ного блока (161). Реконструированные установки системы
Нефтепроекта (163)..

§ 39.	Установки термического крекинга с выносными реакционными
камерами............................................................164

§ 40.	Устройство и работа аппаратов двухпечной крекинг-установки
системы Нефтепроекта (без выносных камер)...........................166

Трубчатые печи (166). Испарители (167). Ректификационные ко-
лонны (168). Газоотделители (168). Абсорбер (168). Холодиль-

, ники и конденсаторы (168). Теплообменники (170). Насосы (170).

§ 41.	Установки термического крекинга	бензина и	лигроина	.	.	t	172

§ 42.	Комбинированные установки для	прямой	перегонки	и	термиче-

ского крекинга...........................................173

§ 43.	Показатели работы крекинг-установок	...................174

Производительность и материальный баланс (174). Технологи-
ческий режим процесса (174).

§ 44.	Основные моменты эксплуатации крекинг-установок ....	176

Факторы, определяющие величину показателей работы устано-
вок (176). К проектированию технологического режима (179).

Контроль и регулирование работы (181). Лабораторный кон-
троль (183). Пуск крекинг-установки (183). Остановка крекинг-
установки (184). Очистка трубчатых печей от кокса (186). Тех-
ника безопасности и противопожарная техника (188). Состав
технологических бригад и распределение обязанностей (189).
О некоторых передовых приемах новаторского труда на кре-
кинг-установках (189).
§ 45.	Коксование нефтепродуктов.....................................190

Коксовая установка периодического действия (191). Установка
полунепрерывного действия (192).

§ 46.	Термический пиролиз жидких нефтепродуктов .....	192

Термический пиролиз (193). Переработка продуктов пиро-
лиза (198).

Глава V

Каталитические и контактные процессы крекинга и пиролиза нефти

§ 47.	История развития, сущность и систематика каталитических про-
цессов .............................................................200

Приоритет русских ученых (200). Каталитические процессы и
катализаторы (201). Крекинг с хлористым алюминием (202).
Деструктивная гидрогенизация (202). Каталитический кре-
кинг (203).

§ 48.	Основные системы и факторы каталитического крекинга .	.	.	205

Технологические факторы (205). Алюмосиликатные катализа-
торы (207).

§ 49.	Установки каталитического крекинга с неподвижным (стационар-
ным) катализатором ................................................ 210

Технологическая схема и режим работы (210). Устройство и ра-
бота реактора (215). Показатели процесса (217). Недостатки
установок.....................................................218

§ 50.	Каталитический крекинг в «кипящем» слое катализатора .	.	218

§ 51.	Каталитический крекинг с поступательно движущимся слоем ка-
тализатора .........................................................223

Материальный баланс и режим процесса (231).

§ 52.	Факторы эксплуатации каталитических крекинг-установок .	.	231

Переработка жидкого сырья (232).

§ 53.	Каталитическая ароматизация нефтяных фракций ....	232

Сущность и значение процесса (232). Схема и работа уста-
новки (233).

§ 54.	Контактная деструктивная переработка нефтяного сырья .	.	.	236

Контактный пиролиз (238). Непрерывное контактное коксование
нефтяных остатков на поверхности кокса (239).

Глава VI

Переработка нефтяных газов и легких бензиновых фракций

§ 55.	Источники получения и состав нефтяных газов...................241

Классификация и различия газов (241). Промышленное значение
нефтяных газов (242).

§ 56.	Отделение газа от нефти и стабилизация нефти..................243

Способы отделения природного газа от нефти на промыс-
лах (243). Стабилизация нефти (246).

§ 57.	Осушка и очистка нефтяных газов..........................  .	247

Осушка (дегидрация) газа (247). Газоочистка (248).

§ 58.	Основы техники разделения газо-паровых смесей.................251

Компрессия и охлаждение (251). Абсорбция и десорбция (253).
Адсорбция (255). Ректификация газов (256).

§ 59.	Получение бензина из природного нефтяного газа ....	256

Получение бензина (256). Стабилизация газового бензина (258).

§ 60.	О фракционировке газов для производства компонентов бензина 259
Систематика процессов переработки нефтяных газов (259). Газо-
фракционирующие и стабилизационные установки на крекинг-
заводах (ГФУ) (260).
§61.	Изомеризация углеводородов .	.	...	•

Общие сведения об изомеризации (264). Изомеризация н-бу-
тана (266). Изомеризация пентана и гексана (266). Влияние
отдельных факторов и показатели процессов (267).

§ 62.	Полимеризация алкенов для получения изооктена и полимерного
бензина ........................................................

Общие понятия и систематика процессов полимеризации (268).
Каталитическая полимеризация с фосфорной кислотой (2.70).
Каталитическая полимеризация с серной кислотой (274). Терми-
ческая полимеризация (275).

§ 63.	Гидрогенизация изооктенов и получение изооктана .	.

§ 64.	Алкилирование углеводородов...............................

Сущность процесса (279). Сернокислотное алкилирование (279).
Фтористоводородное алкилирование (283). Термическое алкили-
рование (283). Алкилирование ароматических углеводородов (284).

§ 65.	Производство газовой сажи ................................

Швеллерный способ (285). Области применения сажи (286).

Стр.

264

268

275

279

285

Глава VII

Основы технологии очистки нефтяных продуктов

§ 66.	Назначение и методы очистки................................

§ 67.	Очистка нефтепродуктов реагентами..........................

Сернокислотная очистка (288). Щелочная очистка (290). Очистка
прочими реагентами (291).

§ 68.	Очистка нефтепродуктов адсорбентами........................

Отбеливающие земли и глины (293). Фильтрование через ад-
сорбент (295).

§ 69.	Очистка нефтепродуктов избирательными растворителями
Способы экстрагирования (297).

287

288

292

296

Глава VIII

Очистка светлых нефтепродуктов

§ 70.	Глубина и способы очистки светлых нефтепродуктов .	.	.	.

§71.	Сернокислотная и щелочная очистка........................

Систематика процессов (301). Установки с рециркуляцией серной
кислоты и щелочи (301). Установки с порционной подачей кис-
лоты (304). Трехступенчатые противоточные установки с при-
менением механических смесителей (дисперсионных реакто-
ров) (305). Щелочная очистка автомобильного крекинг-бен-
зина (306). Основная аппаратура и оборудование очистных
установок (306). Показатели и результаты очистки светлых
нефтепродуктов (308).

§ 72.	Вторичная перегонка очищенного крекинг-бензина .	.	.	.

§ 73.	Парофазная очистка автомобильного крекинг-бензина адсорбен-
тами ........................ ....................................

§ 74.	Очистка светлых нефтепродуктов избирательными растворителями
Растворители (313). Очистка жидким сернистым ангидри-
дом (314).

§ 75.	Каталитическая очистка бензинов.............................

§ 76.	Специальные процессы очистки сернистых нефтепродуктов .

Очистка с превращением меркаптанов в дисульфиды (316).

Очистка бензинов с удалением меркаптанов (317). Процессы
наиболее полного обессеривания бензинов (319).

300

301

309

311

313

315

315
Очистка смазочных масел

§ 77.	Назначение и методы очистки..................................322

§ 78.	Сернокислотная и щелочная очистка масел .	.	.	322

Действие серной кислоты (322). Действие щелочи (едкого
натра) (324). Эмульсия при очистке масел (324).

§ 79.	Установки для сернокислотной и щелочной очистки дестиллатных
масел.............................................................325

Схема и аппаратуры установок периодического действия (325).
Периодическая очистка индустриальных масел (326).

Очистка трансформаторных масел (328). Установки непрерыв-
ного действия (329). Режим работы и показатели процесса
очистки (330).

§ 80.	Контактная очистка масел адсорбентами........................331

Контактная очистка адсорбентами на установках периодического
действия (331). Контактная очистка масел адсорбентами на
установках непрерывного действия (332). Варианты контактного
фильтрования масел (336). Оборудование (337). Технологические
условия и результаты очистки (339).

§ 81.	Фильтрование масел через слой адсорбента.....................339

Установка для фильтрования (339). Регенерация отработанных
адсорбентов (341).

§ 82.	Применение избирательных растворителей для очистки масел .	342

Действие растворителей на масляные фракции (342). Избира-
тельные растворители и их характеристика (343). Условия ве-
дения процесса очистки растворителями (344).

§ 83.	Общая принципиальная схема процесса очистки масел избира-
тельными растворителями...........................................348

§ 84.	Многоступенчатая противоточная очистка масел нитробензолом 351

§ 85.	Противоточные колонные установки для очистки масел раство-
рителями .........................................................352

Технологическая схема установки для очистки фурфуролом (352).
Показатели процесса фурфурольной очистки (354). Обслуживание
колонных установок (355). Установки для очистки масел фено-
лом (356). Очистка жидким сернистым ангидридом (356).
Очистка крезолом (357).

§ 86.	Очистка масел смешанными растворителями......................357

Аппаратура (360). Показатели и условия ведения процесса
очистки......................................................361

§ 87.	Деасфальтизация масел в пропановом растворе..................362

Результаты деасфальтизации (365).

§ 88.	Основы процесса депарафинизации масел........................366

Назначение процесса и методы депарафинизации (366). Удале-
ние парафина при помощи растворителей 367). Раствори-
тели (368). Общая схема процесса (370). Выбор условий депа-
рафинизации (371). Аппаратура и оборудование депарафини-
зационных установок (372).

§ 89.	Установки для депарафинизации масел..........................375

Депарафинизация в растворе бензола, толуола, кетона (375).
Депарафинизация в растворе бензола и дихлорэтана (377). Де-
парафинизация в растворе пропана (378). Показатели и резуль-
таты процесса депарафинизации (380).

§ 90.	Контроль работы установок для очистки и депарафинизаций
масел растворителями .	.	...........................380
Производство основных товарных нефтепродуктов

§ 91.	Компоненты авиационных и автомобильных бензинов .	.	.	384

Источники получения моторных топлив (384). Принцип работы
на компоненты (385). Общие сведения о компонентах авиаци-
онных бензинов (386). Производство основного компонента (386).
Производство высооктановых компонентов (389).

§ 92.	Присадки к бензинам.......................................  389

Антиокислители (389). Антидетонаторы (391),

§ 93.	Смешение компонентов для получения бензинов.................392

Авиационные бензины (392). Аавтомобильные бензины (394).

§ 94.	Тракторное и другие виды нефтяного топлива..................395

§ 95.	Смазочные масла.............................................396

Переработка мазута (396). Нефтяной гудрон и полугудрон (397).
Масла (397). Регенерация масел (398).

§ 96.	Присадки к смазочным маслам................................ 400

Глава XI

Производство разных нефтепродуктов и утилизация отходов
нефтепереработки

§ 97.	Производство нефтяного битума................................402

§ 98.	Производство парафина и церезина.............................406

Сыдье парафино-церезинового производства (406). Получение
парафина без применения растворителей (407). Техника добы-
вания и переработки озокерита (409). Получение церезина из
озокерита (412). Получение парафина и церезина с применением
избирательных растворителей (413). Области применения озо-
керита и церезина (414).

§ 99.	Консистентные смазки.........................................414

Производство кальциевых консистентных смазок (415).

§ 100.	Нефтяные сульфокислоты и реактив «контакт»..................417

§ 101.	Нафтеновые кислоты, асидол и мылонафт.......................418

§ 102.	Утилизация отходов нефтепереработки и борьба с потерями .	419

Кислый гудрон (420). «Черный контакт» (421). Деэмульга-
торы (421). Прочие отходы (421). Борьба с потерями (422).

Глава XI!

Направления и схемы нефтеперерабатывающего производства

§ 103.	Общие схемы производства нефтяных топлив....................423

Основные предпосылки (423), Схемы заводов для производства
автомобильного бензина (424). О производстве полимерного
бензина или алкилата (426). Схема завода для производства
авиационного бензина (427).

§ 104.	Выбор схемы и направления переработки нефти в зависимости
от состава сырья....................................................430

Схема переработки алкано-циклановой нефти (430). Схема пере-
работки циклановых нефтей (430). Переработка мазута (432).
Переработка нефти (и мазута) на смазочные масла (432).
Общезаводские и цеховые вспомогательные устройства и сооружения
на нефтеперерабатывающих заводах

§ 105.	Состав завода ..........................................  435

§ 106.	Резервуары, эстакады, насосные станции, трубопроводы .	.	436

Резервуарное хозяйство (436). Резервуары (436). Сливные и на-
ливные сооружения на заводах (439). Насосные станции и
трубопроводы (439).

§ 107.	Водоснабжение, канализация и нефтеловушки.................440

Водоснабжение (440). Противопожарный водопровод (443).

Сооружения для снабжения завода водой (443). Канализация
сточных вод и нефтеловушки (444).

§ 108.	Противопожарные средства..................................448

§ 109.	Генеральный план завода (генплан).........................449

Литература

451

Редактор А. И. Скобло

Ведущий редактор Л. А. Львова

Техн, редактор А. С. Полосина

Т-08535- Подписано к набору 9/VH 1953 г. Подписано к печати 12/Х1 1953 г.
Формат 60x921/ie. Бум. л. 14,38. Печ. л. 28,75. Уч.-изд. л. 31,85. Тираж 5000 экз.
Ц. 12 р. 15 к. Зак. № 1779/403.

Типография «Красный Печатник». Ленинград, проспект имени И. В. Сталина, 91.