Технология переработки нефти и газа. Часть 1. Общие свойства и первичные методы переработки нефти и газа - Гуревич И.Л.

Автор: Гуревич И.Л.

Теги: технология минеральных масел технология нефти и аналогичного сырья нефтяная промышленность нефтехимия

Год: 1972

Похожие

Очистка производственных сточных вод предприятий нефтяной промышленности

Детская энциклопедия Т.5. Техника

Химия нефти

Химия нефти и газа

Текст

Иосиф Львович
ГУРЕВИЧ
1901 — 1968
ТЕХНОЛОГИЯ
ПЕРЕРАБОТКИ
НЕФТИ И ГАЗА
часть 1
И.Л. ГУРЕВИЧ
ОБЩИЕ СВОЙСТВА
И ПЕРВИЧНЫЕ МЕТОДЫ
ПЕРЕРАБОТКИ
НЕФТИ И ГАЗА
ИЗДАНИЕ ТРЕТЬЕ,
ПЕРЕРАБОТАННОЕ И ДОПОЛНЕННОЕ
Под редакцией
канд. техн, наук А. Г. САРДАНАШВИЛИ
и доктора техн, наук А. И. СКОБЛО
Допущено Министерством высшего
и среднего специального образования СССР
в качестве учебника для студентов
нефтяных специальностей
высших учебных заведений
ИЗДАТЕЛЬСТВО «X И МИ Я»
МОСКВА 10 7 2
УДК 665.63 <075.8)
Г-95
Гуревпч И. Л. Технология переработки нефти и газа
Первая часть учебника «Технология переработки нефти и газа»
посвящена первичным методам переработки нефти, а также природных
и попутных нефтяных газов.
В учебнике кратко изложена история развития нефтеперерабаты-
вающей промышленности СССР, рассмотрены физико-химические
свойства углеводородных газов; нефтяных фракции и нефтей, описаны
подготовка их к переработке; методы выделения газового бензина
из нефтяных газов, прямая перегонка нефтей на атмосферных и атмо-
сферно-вакуумных установках, вторичная перегонка нефтяных
фракций. Значительное внимание уделено аппаратурному оформлению
технологических процессов, нх технико-экономическим показателям;
а также вопросам техники безопасности и охраны труда.
Учебник рассчитан па студентов химико-технологических факуль-
тетов нефтяных вузов и может быть использован инженерами нефте-
перерабатывающей и нефтехимической промышленности.
В книге 40 табл., 205 рис.
Рецензенты — кафедра нефтезаводских и химических аппа-
ратов и оборудования Азербайджанского института нефти и химии
им. М. А. Азизбекова (зав. кафедрой доктор технических наук,
профессор С. А. Багатуров) и главный инженер ВНИПИНефть
В. В. Федоров
3-14-7
56-71
СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие ....................................................... 9
РАЗДЕЛ ПЕРВЫЙ. ВВЕДЕНИЕ В ТЕХНОЛОГИЮ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ
И ГАЗА ........................................................... 11
Глава I. Нефтяная и газовая промышленность . . .. ..... 11
Краткий исторический обзор развития нефтеперерабатывающей про-
мышленности ................................................... И
Основные районы добычи п переработки нефти за рубежом и в СССР 14
Структура топливно-энергетического баланса за рубежом и в СССР 15
Краткие сведения о добыче нефти и газа и транспортпрованпи их
с промыслов па нефтеперерабатывающие заводы................... 17
Глава II. Нефть и газ как сырье для переработки . . . . ......... 21
Химическая природа п групповой углеводородный состав нефтей
и нефтяных газов ............................................. 21
Неуглеводородные соединения нефти......................... 27
Глава III. Фпзпко-хпмпческпе свойства нефтей и нефтепродуктов 34
Плотность .................................................. 34
Молекулярный вес ............................................. 38
Давление насыщенных паров..................................... 41
Вязкость ..................................................... 50
Тепловые свойства ............................................ 62
Температуры вспышки, воспламенения, самовоспламенения, засты-
вания и плавления ............................................ 79
Малакометрические свойства нефтепродуктов..................... 84
Растворимость и растворяющая способность...................... 86
Поверхностное натяженпе ..................................... 90
Электрические свойства ....................................... 93
6
Содержание
Оптические свойства............................................ 95
Антпдетонацпонные свойства бензинов........................... 101
Воспламеняемость дизельных топлив......................... . 108
Фракционный состав ........................................... 111
Глава IV. Классификация и товарные характеристики нефтей и
нефтепродуктов ................................................... 121
Классификация нефтей ....................................... 121
Характеристика товарных нефтепродуктов........................ 125
Глава V. Производственно-проектная оценка нефтей и основные
направления их переработки....................................... 147
Производственно-проектная оценка нефтей ...................... 147
Основные направления переработки нефти и газа................. 151
РАЗДЕЛ [ВТОРОЙ. ПЕРВИЧНАЯ ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗА................ 153
Глава VI. Физические методы переработки природных углеводород-
ных газов......................................................... 153
Подготовка газов к переработке . . .......................... 153
Переработка природных газов . ................................ 163
Хранение п транспортирование сжиженных газов.................. 173
Глава VII. Подготовка нефти к переработке......................... 176
Вредные прпмеси в нефтях...................................... 176
Обезвоживание и обессоливание нефтей.......................... 177
Борьба с потерями легких фракций и стабилизация нефтей........ 188
Сортировка нефтей ............................................ 196
Глава VIII. Первичная переработка нефти........................... 198
Методы переработки нефти...................................... 198
Перегонка с однократным, многократным п постепенным испарением 199
Перегонка в присутствии испаряющего агента '.................. 203
Перегонка в вакууме .......................................... 205
Азеотропная и экстрактивная ректификация . . . .............. 205
РАЗДЕЛ ТРЕТИЙ. АППАРАТУРНОЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОФОРМЛЕНИЕ
ПРОЦЕССОВ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА 209
Глава IX. Ректификационные колонны ............................... 209
Классификация ................................................ 209
Выбор тарелок для ректификационных колонн..................... 221
Содержание
7
Материальный баланс ректификационной колонны................ 222
Тепловой баланс ректификационной колонны.................... 223
Температурный режим ректификационной колонны................ 226
Давление в колонне и расход водяного пара................... 233
Определение основных размеров колонны....................... 234
Вспомогательные узлы и детали колонны....................... 238
Сложные колонны установок АВТ............................... 241
Контроль за работой ректификационных колонн................. 251
Техника безопасности при эксплуатации ректификационных колопп 252
Глава X. Теплообменные аппараты ................................ 253
Классификация .............................................. 254
Детали теплообменных аппаратов.............................. 263
Расчет теплообменных аппаратов.............................. 266
Выбор типа теплообменников.................................. 269
Степень регенерации тепла .................................. 270
Эксплуатация теплообменных аппаратов..................... . 271
Глава XI. Трубчатые печи ....................................... 273
Классификация............................................... 273
Температурный режим ........................................ 280
Тепловой баланс ............................................ 283
Основные тепловые параметры................................. 286
Технологические показатели ................................. 289
Детали трубчатых печей...................................... 289
Эксплуатация печей ......................................... 291
Глава XII. Промышленные установки первичной перегонки нефтей
и мазутов ....................................................... 294
Классификация трубчатых установок........................... 296
Атмосферные, вакуумные и атмосферпо-ваку умные трубчатые уста-
новки ...................................................... 297
Комбинированные установки................................... 309
Глава XIII. Установки вторичной перегопкн, четкой ректификации,
азеотропной п экстрактивной ректификации............. 322
Установка вторичной перегонки бензина .....'............. 323
Установка четкой ректпфпкацпи для разделения ароматических угле-
водородов ................................................... 324
Установки азеотропной и экстрактивной ректификации.......... 326
Содержание
Глава XIV. Пршщппы размещения оборудования трубчатых устапо
вок. Работа установок АВТ......................................
Размещение аппаратов па площадке...........................
Пуск трубчатых установок...................................
Нормальная эксплуатация ...................................
Лабораторный контроль и регулирование режима...............
Работа с получением компонентов ...........................
Организация труда .........................................
Ремонт установки ..........................................
Техника безопасности и противопожарная профилактика ....
Предметный указатель ..........................................
ПРЕДИСЛОВИЕ
Учебник «Технология переработки нефти и газа» предназначен
для студентов высших учебных заведений по специальности 0801
«Химическая технология переработки нефти и газа», а также для
студентов других нефтяных специальностей, изучающих курс тех-
нологии переработки нефти и газа.
Учебник состоит из трех частей.
Часть первая — общие свойства и первичная переработка нефти
и газа. Автор — профессор, доктор технических наук И. Л. Гуревич.
Часть вторая — деструктивная переработка нефти и газа.
Автор •— профессор, доктор технических наук Е. В. Смидович.
Часть третья — очистка нефтепродуктов и производство спе-
циальных продуктов. Автор — профессор, доктор технических наук,
лауреат государственной премии СССР, заслуженный деятель науки
и техники РСФСР Н. И. Черножуков.
Первая часть учебника включает разделы, посвященные фи-
зико-химическим свойствам и классификации нефтей и нефтепро-
дуктов, физическим методам переработки природных углеводородных
газов, процессам подготовки нефти к переработке и технологии
первичной переработки нефти. Вторая часть посвящена технологии
вторичных методов переработки нефти и газа (термических, катали-
тических и гидрогенизационных), предназначенных для пропз-.
водства различных видов топлив и сырья для нефтехимической про-
мышленности. В третьей части изучаются процессы очистки нефте-
продуктов с целью придания им товарных качеств и технология про-
изводства специальных продуктов.
После выхода в свет 2-го издания учебника «Технология нефти
и газа», часть I, прошло 20 лет. За это время нефтеперерабатывающая
промышленность в СССР и за рубежом претерпела значительные
изменения в области технологии и аппаратурного оформления про-
цессов подготовки и первичной переработки нефти и газа. Суще-
ственно изменились требования к качеству и ассортименту получаемых
нефтепродуктов, резко возросли мощности технологических уста-
новок, широкое применение нашли комбинированные технологи-
10
Предисловие
ческие установки, осуществлены новые направления переработки
нефти и газа, предназначенные для удовлетворения быстро растущих
потребностей в нефтехимическом сырье. Эти изменения нашли не-
обходимое отражение в новом издании курса технологии переработки
нефти и газа.
Профессор И. Л. Гуревич полностью закончил рукопись насто-
ящего учебника и представил ее на рецензирование. Однако ему
не суждено было учесть рекомендации и замечания рецензентов и
завершить подготовку учебника к печати. Преждевременная кон-
чина оборвала жизнь этого замечательного ученого и педагога.
Рекомендации и замечания рецензентов были учтены при редак-
тировании. Главы I—VI и VIII редактировал доцент, кандидат
технических наук А. Г. Сарданашвили, главы VII и IX—XIV —
профессор, доктор технических наук А. И. Скобло.
Следует выразить глубокую признательность рецензентам —
зав. кафедрой нефтезаводских и химических аппаратов и оборудо-
вания Азербайджанского института нефти и химии им. М. А. Азиз-
бекова доктору технических наук, профессору С. А. Багатурову
и главному инженеру ВНИПИНефть В. В. Федорову, а также про-
фессору МИНХ и ГП им. И. М. Губкина, доктору технических наук
Е. В. Смидович за ценные советы и замечания по материалам учеб-
ника.
А. Г. Сарданашвили
А. И. Скобло
РАЗДЕЛ ПЕРВЫЙ
ВВЕДЕНИЕ В ТЕХНОЛОГИЮ ПЕРЕРАБОТКИ
НЕФТИ И ГАЗА
ГЛ АВА I
НЕФТЯНАЯ И ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
КРАТКИЙ ИСТОРИЧЕСКИЙ ОБЗОР РАЗВИТИЯ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ СССР
Нефть известна человеку с древнейших времен. Учеными уста-
новлено, что более 500 тыс. лет тому назад нефть уже была обнару-
жена на берегу Каспийского моря, а за 6 тыс. лет до нашей эры
отмечался выход на поверхность земли нефтяного газа на Кавказе
и в Средней Азии. Более 2 тыс. лет тому назад нефть стали приме-
нять в строительстве, военном деле и в медицине для лечения кож-
ных заболеваний.
Промышленное значение нефть приобрела лишь в XVIII в.
В 1745 г. был построен первый нефтеперегонный завод в России
на реке Ухте и затем в 1823 г.— второй на Северном Кавказе около
г. Моздока. На этих весьма примитивных заводах из нефти отгоняли
осветительный керосин, а легко испаряющийся головной продукт
перегонки — бензин и тяжелый остаток — мазут сжигали в «мазут-
ных» ямах, так как не находили им применения.
Первоначально нефть перегоняли в. кубах периодического дей-
ствия, затем, начиная с середины 80-х годов XIX в., — на кубовых
батареях непрерывного действия. Создателями кубовых батарей
для перегонки нефти и мазута были русские инженеры: А. Ф. Инчик,
В. Г. Шухов и И. И. Елин.
В 1876 г. В. Г. Шухов изобрел форсунку, которая быстро вы-
теснила самые разнообразные устройства, применявшиеся для сжи-
гания жидкого топлива. В результате этого балласт производства —
мазут стал применяться в качестве топлива для паровых котлов.
В том же году Д. И. Менделеев показал возможность получения
из мазута минеральных смазочных масел перегонкой в вакууме
или в токе водяного пара. Нефтяные масла стали вытеснять животные
12
Гл. I. Нефтяная и газовая промышленность
жиры и растительные смазочные масла из всех отраслей техники.
Русские минеральные масла широко экспортировались за границу
п расценивались как самые высококачественные.
В 1890 г. В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов запатентовали труб-
чатую нефтеперегонную установку непрерывного действия — про-
образ современных установок для перегонки нефти. Установка
состояла из огневого змеевикового нагревателя, испарителя, рек-
тификационной колонны и теплообменной аппаратуры. Вскоре
установка получила распространение во всем мире..
Д. И. Менделеев, рассматривавший нефть как ценнейшее хими-
ческое сырье, призывал химиков всесторонне исследовать ее и разра-
батывать новые пути ее химической переработки. При консультации
Д. И. Менделеева этой проблемой занялся А. А. Летний. Он открыл
процесс глубокой переработки нефти (процесс пиролиза нефтяного
сырья для получения ароматических углеводородов) и осуществил
его в промышленных масштабах. Перу А. А. Летнего принадлежит
первый учебник по нефтяному делу (1875 г.).
Глубоко связаны с конкретными нуждами нефтеперерабатыва-
ющей промышленности научные исследования К. В. Харичкова
и Л. Г. Гурвича. Разработанный К. В. Харичковым способ холодной
фракционировки послужил основой современных промышленных
методов депарафинизации нефтяных фракций с помощью избиратель-
ных растворителей и получения таким образом высококачественных
масел и парафинов.
Ценнейший вклад в науку о нефти и методах ее переработки
внес выдающийся химик-нефтяник Л. Г. Гурвич. В своей книге
«Научные основы переработки нефти», выдержавшей четыре изда-
ния, переведенной на многие иностранные языки, Л. Г. Гурвпч
критически сопоставил и обобщил литературные и эксперименталь-
ные данные по химии и переработке нефти. Оригинальными являются
воззрения Л. Г. Гурвича о действии водяного пара и роли вакуума
при перегонке мазута, о роли серной кислоты и щелочи при очистке
нефтепродуктов. Он исследовал обесцвечивающую способность от-
беливающих глин по отношению к нефтепродуктам, обнаружил при
этом помимо адсорбционных свойств каталитическое (полимери-
зующее) действие естественных алюмосиликатов и разработал тео-
ретические основы адсорбционной очистки масел. Л. Г. Гурвич
установил закономерности, лежащие в основе современной хромато-
графии и каталитического крекинга на алюмосиликатных катализа-
торах.
Научные основы переработки нефти, разработанные русскими
учеными в конце XIX и начале XX вв., сыграли решающую роль
в становлении и развитии нефтеперерабатывающей промышленности
России. В начале XX в. почти вся добыча нефти в России была со-
средоточена в районе г. Баку, который вскоре стал крупнейшим
нефтяным центром Европы. В 1913 г. в России было добыто почти
Развитие нефтеперерабатывающей промышленности СССР
13
9 млн. т нефти, из них более 80% приходилось на район Баку,
около 16% — Грозный и остальное — на Урало-Эмбенский район,
Майкоп и Фергану. В этих же районах была сосредоточена в то время
п переработка нефти.
Значительно ускорилось развитие нефтяной промышленности
после Октябрьской революции. Нефтяная промышленность России
в 1918 г. была объявлена собственностью Советского государства.
К этому времени в районе Баку добывали лишь 28% от того коли-
чества нефти, которое добывалось в 1913 г., а в Грозном, на Кубани
и в Фергане все промысловое хозяйство было полностью разрушено
белогвардейцами. После национализации нефтяной промышленности
нефтяники промыслов и заводов, передовые инженеры и ученые
нашей страны во главе с И. М. Губкиным провели большую работу
по ликвидации тяжелого наследия гражданской войны и выполне-
нию государственного плана восстановления н технического пере-
вооружения нефтяной промышленности.
В 1928 г. нефтяная промышленность СССР завершила свой вос-
становительный период. За годы первой пятилетки (1928—1932 гг.)
была создана технически передовая социалистическая нефтеперера-
батывающая промышленность, были введены в эксплуатацию высоко-
производительные трубчатые установки для прямой перегонки нефти,
термического крекинга мазутов, заводы по производству авиа-
ционных и автотракторных масел. В это же время были открыты
месторождения нефти в районе Верхних Чусовских Городков
и в Ишимбае.
В третьей пятилетке (1938—1942 гг.) особое внимание было об-
ращено на развитие и укрепление Восточных нефтяных районов
СССР. За короткое время здесь выросли многочисленные промыслы,
заводы и социалистические города нефтяников.
В годы Великой Отечественной войны многие нефтеперерабаты-
вающие заводы были эвакуированы в Восточные районы СССР.
После 1945 г. в короткие сроки были не только восстановлены эва-
куированные и разрушенные нефтеперерабатывающие предприятия,
но п введены в эксплуатацию крупнейшие новые заводы. Уже в
1949 г. был превзойден довоенный объем переработки пефтн н произ-
водства основных нефтепродуктов.
Широкое внедрение карбюраторных, дизельных, газотурбинных,
турбореактивных и турбовинтовых двигателей определило широкий
размах в развитии нефтяной и газовой промышленности. Нефте-
снабжение стало одной из важнейших мировых экономических и по-
литических проблем.
Замечательной страницей в истории нефтеперерабатывающей про-
мышленности послевоенного периода явилось создание и внедрение
современной технологии комплексной переработки сернистых, вы-
сокосмолистых и парафинистых нефтей Восточных районов СССР
с получением высококачественных моторных топлив, масел и сырья
i4 Гл. I. Нефтяная и газовая промышленность
для нефтехимического синтеза. Было организовано и получило
широкое развитие промышленное использование природных и по-
путных нефтяных газов для производства сельскохозяйственных
удобрений, спиртов, полиэтилена, полипропилена, синтетического
каучука, синтетических волокон, пластмасс и многих других ценных
химических продуктов и материалов.
Использование углеводородного нефтехимического сырья поз-
волило высвободить значительные количества пищевых продуктов —
зерна, картофеля, сахарной свеклы, растительных масел и живот-
ных жиров, которые расходовались ранее для химической перера-
ботки. В металлургической промышленности применение природного
газа привело к повышению производительности доменных и марте-
новских печей и позволило сэкономить более 30% дорогостоящего
кокса.
За последние 15—20 лет созданы крупные нефтеперерабатыва-
ющие и нефтехимические комбинаты в районах массового потребле-
ния нефтепродуктов и продуктов органического синтеза, освоены
новые процессы по органическому синтезу и производству нефтехи-
мического сырья высокой чистоты.
В текущем пятилетии (1971—1975 гг.) Директивами XXIV съезда
КПСС предусмотрен дальнейший рост нефтяной, газовой, нефте-
перерабатывающей и нефтехимической промышленности. В 1975 г.
добыча нефти в СССР должна составить 480—500 млн. т, газа
300—320 млрд. Л13. Объем переработки нефти должен увеличиться
в 1,5 раза. Предусматривается повышение качества автомобильных
бензинов, дизельных топлив и смазочных масел, существенное
расширение производства ароматических углеводородов, малосер-
нистого электродного кокса и нефтяного сырья для химической
промышленности.
ОСНОВНЫЕ РАЙОНЫ ДОБЫЧИ И ПЕРЕРАБОТКИ
НЕФТИ ЗА РУБЕЖОМ И В СССР
Общие геологические запасы нефти на Земле, согласно про-
гнозам, составляют более 200 млрд, т, около 53 млрд, т считаются
достоверными. Из них на Западное полушарие приходится 18,9%,
на Ближний Восток — 60,9%. Открываемые запасы нефти значи-
тельно превосходят рост ее добычи. Так, известные в 1952 г. запасы
нефти обеспечивали потребность мировой промышленности на 22 года,
в 1966 г. — уже на 33 года*.
Наиболее крупными районами добычи нефти являются Северная
и Южная Америка, Ближний Восток, Советский Союз и Северная
Африка. В 1969 г. во всем мире было добыто около 2 млрд, т нефти **.
* «Неделя», № 35 (443), 4 (1968).
** Почекутова Е. А., Мировые ресурсы нефти, Изд. «Недра»,
1970, стр. 7.
Развитие нефтеперерабатывающей промышленности СССР
15
Основная часть этого количества приходится на США, СССР, Вене-
суэлу, Саудовскую Аравию, Иран, Кувейт и Ливию. Однако не во
всех странах, добывающих нефть, в достаточной степени развита
нефтеперерабатывающая промышленность. Переработка нефти со-
средоточена в странах с высокоразвитой промышленностью — США,
СССР, Японии, ФРГ, Франции, Италии, Англии и Канаде. В 1968 г.
общая мощность нефтепереработки в странах Западной Европы со-
ставила 545 млн. т, тогда как в этом районе было добыто нефти всего
около 20 млн. га. В странах Ближнего Востока добывается более
600 млн. т нефти, а перерабатывается лишь около 10%; остальная
нефть идет на экспорт в страны Западной Европы, США и Японию.
По прогнозам, мощности по переработке нефти в Западной Европе
достигнут в 1973 г. около 900 млн. т, в США 750 млн. т. Предпола-
гается к 1973 г. мощности по переработке нефти Италии, Англии,
ФРГ и Франции довести до 120—140 млн. mfsod в каждой стране*.
В Японии в настоящее время перерабатывается более 170 млн. т
нефти в год.
В Советском Союзе основными районами добычи нефти являются:
Урало-Волжский, Западно-Сибирский, Северо-Кавказский, а также
Азербайджанская, Украинская, Казахская, Туркменская, Узбек-
ская и Белорусская советские социалистические республики.
Нефтеперерабатывающая промышленность сосредоточена в рай-
онах наибольшего потребления нефтепродуктов.
СТРУКТУРА ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО
БАЛАНСА ЗА РУБЕЖОМ II В СССР
В настоящее время, когда атомная энергия только начинает при-
меняться, а солнечная энергия еще не используется, основная доля
в мировом топливно-энергетическом балансе приходится на уголь,
нефть и природный газ. Причем уже в 30-х годах XX в. начался
спад темпов развития добычи угля и уменьшение его значения в ми-
ровом производстве энергии, так как нефтяное топливо стало вытес-
нять уголь в ведущих отраслях промышленности и прежде всего
на теплоэлектростанциях, в железнодорожном транспорте, морском
флоте. Переход на нефтяное топливо дал возможность повысить
грузоподъемность судов, увеличить радиус их действия и придал
нефтяному топливу большое, политико-экономическое и военное
значение.
К 1950 г. доля угля в мировом топливно-энергетическом балансе
снизилась до 54,2%, к 1965 г. до 39%, а доля нефти увеличилась
* Обзоры зарубежной литературы «Нефтехимия за рубежом», вып. 1з
ЦНИИТЭНефтехим, 1971, стр. 15.
16
Гл. I. Нефтяная и газовая промышленность
к 1965 г. до 34% и природного газа до 16—17% *. Предполагается,
что к 2000 г. доля угля в мировом топливно-энергетическом балансе
понизится до 23,7% и нефти — до 26,3% вследствие расширения
использования атомной энергии, доля которой составит 22,0%.
Доля природного газа по-прежнему будет возрастать и к 2000 г.
достигнет 23,0% (в пересчете на условное топливо, теплота сгорания
которого принята в СССР 7000 ккал/кг). В топливно-энергетиче-
ском балансе СССР к 1965 г. доля угля составляла 44,0%, нефти
36,4% и природного газа 15,9%, к 1975 г. суммарная доля нефти
и природного газа должна составить не менее 67%. Удельный вес
угля в топливно-энергетическом балансе СССР будет продолжать
снижаться *.
В США суммарная доля нефти и газа среди других источников
энергии составляла к 1965 г. 74,2% и в дальнейшем менялась незна-
чительно, тогда как доля угля к 2000 г. будет, по-видимому, сни-
жаться (с 24,5% в 1965 г. до 13,3% в 2000 г.) за счет повышения
использования атомной энергии *.
В Японии ожидается резкое снижение абсолютного и относитель-
ного потребления угля (28,5% в 1965 г., 4,0% в 2000 г.) при увели-
чении использования природного газа (1,3% в 1965 г., 13,3% в 2000 г.)
и атомной энергии (до 50,0% в 2000 г.). Относительная доля нефтп
в. топливно-энергетическом балансе Японии снижается при возра-
стании ее абсолютного потребления *.
Структура топливно-энергетических балансов стран Западной
Европы в основном определяется уровнем и направлением развития
их экономики. Для большинства этих стран характерно высокое
развитие воздушного и автомобильного транспорта, увеличение трак-
торного парка, интенсивная дизелизация и электрификация желез-
нодорожного транспорта, а также увеличение использования нефтя-
ного топлива на теплоэлектростанциях. В топливно-энергетическом
балансе Англии на долю нефти в 1965 г. приходилось 3,0%, в 1970 г.
уже 43,0%, а доля угля снизилась соответственно с 65,0 до 52,0%.
Во Франции использование нефти и газа к 1970 г. должно было по-
выситься до 50%, а угля — понизиться до 47% **.
Таким образом, во всех странах мира наблюдается тенденция
к понижению доли угля и повышению в ближайшие 10—20 лет доли
нефти, природного газа и атомной энергии в топливно-энергетическом
балансе, .однако в дальнейшем возможно понижение доли нефти
в некоторых странах из-за быстрого роста использования атомной
энергии.
* Томашпольскпй Л. М., Нефть п газ в мировом энергетическом
балансе (1900—2000 гг.), Изд. «Недра», 1968, стр. 53.
, ** Томашполь ск и й Л. М., Нефть п газ в мировом энергетическом
балансе (1900—2000 гг.), Изд. «Недра», 1968, стр. 139, 160, 173, 177, 197, 220.
Добыча нефти, и газа и их транспортирование па НПЗ
17
КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА
И ТРАНСПОРТИРОВАНИИ ИХ С ПРОМЫСЛОВ
НА НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ ЗАВОДЫ
Образование нефтяных месторождений
Вопрос о происхождении нефти, несмотря на многочисленные
работы, проведенные в этой области выдающимися химиками и гео-
логами, до сих пор окончательно не решен и является предметом
научных споров. Различные теории и гипотезы о происхождении
нефти можно разделить на две основные группы: 1) теории неорга-
нического происхождения нефти и 2) теории органического про-
исхождения.
Автор первой из них Д. И. Менделеев и многие другие ученые
рассматривают образование нефти как результат геохимических
реакций воды или двуокиси углерода с такими неорганическими
веществами, как карбиды тяжелькг металлов.
Согласно органической теории происхождения нефти, выдвину-
той М. В. Ломоносовым и разработанной акад. И. М. Губкиным,
нефть образовалась в недрах земли в результате превращения остат-
ков растительных и животных организмов без доступа кислорода
под воздействием высокой температуры, давления, бактерий и ката-
лизаторов (глин), а также определенных геологических условий.
Изучение нефтяных месторождений показало, что существенным
условием их образования является наличие пластов определенного
строения — пористых (пески, песчаники, галечники), трещиноватых
или кавернозных (известняки, доломиты), в которых нефть под вли-
янием давления газа, гидростатического напора воды, силы тяжести,
капиллярности и давления пород, а также других факторов может
концентрироваться в больших количествах. Кроме того, нефтеносный
пласт должен быть перекрыт такими породами (глина, глинистые
сланцы, мергели), которые не допускают в дальнейшем утечки
скопившихся нефти и газа.
Важным фактором, способствующим образованию промышлен-
ных скоплений нефти, является благоприятная геологическая струк-
тура нефтесодержащих пластов.
Бурение нефтяных скважин
Нефть извлекают из недр земли через скважины диаметром 0,15—
0,25 м глубиной до 7000 м, пробуренные при помощи буровых стан-
ков. Существует два основных метода бурения скважин: 1) ударное
п 2) вращательное.
При ударном бурении породу разрушают ударами специального
долота, которое периодически поднимается и опускается с помощью
механической лебедки
18
Гл. I. Нефтяная и газовая промышленность
При вращательном бурении породу высверливают вращающимся
долотом (лопастным, шарошечным, армированными твердыми спла-
вами). На поверхность земли порода выносится непрерывно цирку-
лирующим глинистым раствором. Последний при помощи насоса
подается через бурильные трубы и отверстия в долоте к забою сква-
жины, а оттуда выходит по кольцевому пространству между буриль-
ными трубами и стенками скважины. В настоящее время для бурения
нефтяных скважин применяется только вращательный метод как наи-
более эффективный и экономичный.
Вращательное бурение различают двух видов: роторное и с за-
бойными двигателями. При роторном бурении долото вращается
вместе со всей колонной бурильных труб, при бурении с забойными
двигателями вращается только долото при помощи электромотора
или специальной турбины (турбобур), расположенных в забое сква-
жин над долотом и приводимых в действие электрическим током
или глинистым раствором, закачиваемым насосами в колонну буриль-
ных труб. „
Турбинное бурение было разработано в 1923 г. М. А. Капелюш-
никовым, турбина была усовершенствована П. П. Шумиловым и др.
Турбинный способ бурения позволяет бурить глубокие и наклонные
скважины и значительно уменьшить затраты энергии и металла по
сравнению с роторным бурением.
Одним из важных достижений в области техники бурения яв-
ляётся проводка наклонно-направленных скважин под строени-
ями, реками, озерами, дном моря и т. д. Развитием метода направ-
ленного бурения служит так называемое кустовое бурение. Суть его
заключается в проводке нескольких наклонных скважин, заложен-
ных на близком расстоянии одна от другой (не более 8 Л1). Кустовое
бурение широко применяется в Баку при ведении работ в море.
В последнее время все большее развитие получает двухствольное
бурение, т. е. бурение одновременно двух скважин с одной вышки.
Добыча нефти и газа
Эксплуатация нефтяных скважин осуществляется одним из трех
основных способов: 1) фонтанным, 2) компрессорным (газлифтным)
и 3) глубиннонасосным.
Фонтанный способ применяется в начальный период эксплуата-
ции. При этом жидкость из скважины выталкивается давлением га-
зов. Во избежание открытого фонтанирования, приводящего к боль-
шим потерям нефти и газа и могущего вызвать пожар или разру-
шение скважины, устье ее предварительно оборудуют специальной
стальной арматурой, способной выдерживать высокое (от 75 до 250 ат)
давление газов. Из скважины нефть поступает в трап (газоотдели-
тель) , где из нее выделяется газ, который по трубам подается на газо-
перерабатывающий завод. Здесь из газа извлекают газовый бензин,
Добыча нефти и газа и их транспортирование на ППЗ
19
а отбензиненный газ направляют потребителям или разделяют на
индивидуальные углеводороды, которые используются как сырье
для химической промышленности.
С течением времени давление в пласте уменьшается и становится
недостаточным для подъема нефти до устья скважины. Тогда прибе-
гают к компрессорному (газлифтному) или глубиннонасосному спо-
собам эксплуатации. В последние годы благодаря выдающимся
успехам советской науки разработаны и внедряются новые методы
эксплуатации нефтяных залежей, при которых пластовое давление
поддерживают в течение длительного времени и таким образом уве-
личивают срок фонтанной эксплуатации скважины. Из методов
поддержания пластового давления на промыслах Советского Союза
широко применяют законтурное и внутриконтурное заводнения
и закачку газа в пласт.
Компрессорный способ добычи заключается в том, что в скважину
•опускают расположенные одна в другой две колонны труб. По коль-
цевому пространству между ними в пласт нагнетают сжатый газ
или воздух, под давлением которого жидкость оттесняется до нижнего
конца внутренних (подъемных) труб. Сжатый газ, поступая в подъ-
емные трубы, аэрирует находящуюся там жидкость, создавая газо-
нефтяной столб пониженной плотности, который под действием
давления в пласте поднимается по внутренним трубам на поверхность.
Глубиннонасосный способ эксплуатации скважин был предложен
инж. Иваницким в 1865 г. Нефть откачивают с помощью специаль-
ных плунжерных насосов, спускаемых в скважину на штангах.
Верхний конец штанг присоединяют к балансиру станка-качалки.
При помощи шатунно-кривошипного механизма штанги и вместе
о ними плунжер приобретают возвратно-поступательное движение.
При каждом ходе плунжера некоторое количество жидкости пода-
ется в насосные трубы. Уровень жидкости в трубах постепенно по-
вышается и доходит до устья скважины. Станки-качалки приводятся
в движение либо от индивидуального привода, либо от общего,
группового. В последние годы внедряются так называемые бесштан-
говые насосы с двигателем, перенесенным к насосу (центробежные
насосы с электроприводом), а-также насосы других типов., В зави-
симости от условий эксплуатация скважин этим способом может
следовать или непосредственно за фонтанным периодом или после
компрессорной эксплуатации, когда применение последнего способа
становится невыгодным.
При всех перечисленных способах эксплуатации скважин зна-
чительная часть нефти, содержащейся в . пласте, остается неизвле-
ченной вследствие противодействия внутренних сил нефтяного
коллектора — сил сцепления, обусловливающих прилипание нефти
к нефтеносной породе, а также под влиянием некоторых других
факторов. Согласно данным геологов, максимальное количество
нефти, которое может быть извлечено из нефтяного пласта обычными
9*
20
Гл. I. Нефтяная и газовая промышленность
способами эксплуатации (без поддержания пластового давления),
составляет от 30 до 50% от общих запасов нефти в пласте.
Для извлечения остаточной нефти существует несколько мето-
дов, известных под названием вторичных методов добычи, в основу
которых положен принцип увеличения притока нефти к скважинам
путем искусственно создаваемого давления на нефтяной пласт,
например путем закачки в него углеводородных или инертных газов,
воздуха, воды или водяного пара. Большой эффект увеличения
добычи нефти дает также воздействие на призабойную зону сква-
жины — гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфо-
рация и др.
G 1930 г. началась разработка газовых месторождений. Однако
наиболее бурное развитие в СССР газодобывающая промышлен-
ность получила в начале 60-х годов XX в. Эксплуатация газовых
скважин аналогична фонтанному способу нефтедобычи. Газ из
отдельных скважин после отделения влаги и твердых примесей на-
правляется. в промышленный газосборный коллектор и далее в га-
зосборный пункт.
Транспортирование нефти и газа
с промыслов на заводы
По выходе из скважин нефть по трубопроводу поступает в трапы,
работающие под более низким давлением, чем то, под которым она
выходит из скважины. За счет перепада давления газ отделяется
от нефти и по газопроводу направляется^ в газосборники, откуда
компрессорами перекачивается на газоперерабатывающие заводы.
Нефть самотеком стекает в емкость, где отстаивается от воды и меха-
нических примесей. Отслоенная нефть поступает на обезвоживающие
п обессоливающие установки и затем в промысловые резервуары.
Здесь она дополнительно отстаивается от воды и посторонних при-
месей. Легкие нефти подвергают, кроме того, стабилизации (осво-
бождению от растворенных в них газов). Обезвоженную и стабили-
зированную нефть перекачивают по магистральным трубопроводам
либо доставляют речными или морскими нефтеналивными судами
пли железнодорожным транспортом на нефтеперерабатывающие
заводы.
ГЛАВА II
НЕФТЬ И ГАЗ КАК СЫРЬЕ ДЛЯ ПЕРЕРАБОТКИ
ХИМИЧЕСКАЯ ПРИРОДА И ГРУППОВОЙ
УГЛЕВОДОРОДНЫЙ СОСТАВ НЕФТЕЙ И НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ
Нефть представляет собой маслянистую жидкость, обычно легко
текущую и реже малоподвижную.
Основными химическими элементами, входящими в состав нефти,
являются углерод (82—87 вес. %), водород (11—15 вес. %), сера
(0,1—7,0 вес. %), азот (до 2,2 вес. %) и кислород (до 1,5 вес. %).
В нефтяной золе найдены V, Ni, Fe, Са, Na, К, Си, Cl, I, Р, Si,
As и др. Среди полезных ископаемых (исключая нефтяной газ) нефть
известна как горючее с наивысшей теплотой сгорания, так как в ней
содержится наибольшее количество водорода. Из компонентов
горючих ископаемых водород обладает самой высокой теплотой сго-
рания.
Ниже приведены данные об элементарном составе (в вес. %)
некоторых горючих ископаемых. Из этих данных видно, что от углей
и сланцев нефть отличается более высоким содержанием углерода,
водорода и относительно малыми количествами кислорода и серы.
Кислород,
Углерод водород сера п др.
Нефть балаханская (Баку) 87,4 12,5 , 0,1
усть-балыкская (За- падная Сибирь) . 84,95 12,5 2,55
Сланцы прибалтийские . 76,6 9,2 14,2
Торф сухой 57,7 6,1 36,2
Уголь каменный 81,3 5,2 13,5
бурый ....... 74,8 5,1 20,1
В состав нефтей входят в основном углеводороды следующих
четырех групп: парафиновые, олефиновые, нафтеновые и аромати-
ческие. Кислород, сера и азот содержатся в виде кислородных,
сернистых и азотистых соединений. Относительное содержание групп,
углеводородов во фракциях нефтей весьма различно. Преобладание
22
Гл. II. Нефть и газ как сырье для переработки
той или другой группы углеводородов придает нефтям различные
свойства, что неизбежно сказывается на методах их переработки
и областях применения нефтепродуктов.
Парафиновые углеводороды
Низшие члены этого ряда — метан, этан, пропан и бутаны (нор-
мальный и изостроения) — газообразны. Они находятся в нефти
в растворенном состоянии, а также являются основной составной
частью природного и попутного нефтяного газов. Природный газ
добывают из газовых скважин, попутный — из нефтяных скважин
одновременно с нефтью. Природные газы состоят в основном из ме-
тана (до 98 объемн. %) и небольших количеств этана, пропана
и бутанов. Попутные нефтяные газы содержат большие количества
пропана и бутанов, а также более тяжелые углеводороды. Кроме
того, в состав природных и попутных газов входят сероводород,
азот, двуокись углерода и гелий.
Газы, богатые пропаном, бутаном и более тяжелыми углеводо-
родами, называются жирными. Из них получают газовый бензин,
сжиженные газы и индивидуальные углеводороды для органического
синтеза. В противоположность им, газы, почти нацело состоящие
из метана и этана, именуются сухими и используются, главным об-
разом, как бытовое и промышленное топливо, отчасти как сырье для
производства сажи, ацетилена и продуктов органического синтеза.
В табл. 1 приведен состав природных и попутных нефтяных га-
зов некоторых месторождений СССР.
Таблица I. Состав природных и попутных нефтяных газов
(в объемн. %)
Компоненты Грозненский жирный Саратовский сухой Туймазпнскпй жирный
Метан 30,8 94,7 41,9
Этан • 7,5 1,8 20,0
Пропан ’ 21,5 0,25 17,3
Изобутан 9,9 — 2,2
н-Бутан 10,5 0,05 5,7
Пентан и высшие .... 19,8 — 3,3
Двуокпсь углерода .... — 0,2 0,2
Азот — 3,0 9,4
Парафиновые углеводороды от пентана до гексадекана при нор-
мальных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в со-
став бензиновых и керосиновых фракций нефтей.
Изучая состав и свойства кавказских нефтей, В. В. Марковников
первый обнаружил в них парафиновые углеводороды изостроения.
Природа и состав нефтей и нефтяных газов
23
Как правило, при одном и том же числе углеродных атомов в молекуле
углеводороды с разветвленной цепью отличаются от углеводородов
нормального строения более низкими плотностью, температурой
застывания и температурой кипения. Парафиновые углеводороды
с разветвленной цепью придают высокое качество бензинам, тогда
как парафины нормального строения отрицательно влияют на по-
ведение топлива в карбюраторных двигателях. Углеводороды па-
рафинового ряда нормального строения являются желательными
компонентами реактивного и дизельного топлив, смазочных масел,
однако до определенных концентраций, при которых эти нефтепро-
дукты удовлетворяют требованиям Государственных стандартов
(ГОСТ) по низкотемпературным свойствам.
Парафиновые углеводороды С17 и выше при нормальных усло-
виях представляют собой твердые вещества, температура плавления
которых с увеличением молекулярного веса повышается. Твердые
углеводороды входят в состав товарных парафинов и церезинов.
Исключительно богаты парафиновыми углеводородами нефти: озексу-
атская Ставропольского края (до 29 вес. %), мангышлакские (до
20 вес. %), усть-балыкская в Западной Сибири (около 9%) и гроз-
ненская парафинистая (до 9%).
Парафины характеризуются пластинчатой или ленточной струк-
турой кристаллов, температура плавления их колеблется от 40 до
70° С, число углеродных атомов в молекуле — от 21 до 32, молеку-
лярный вес — от 300 до 450. Присутствуют твердые парафины пре-
имущественно в масляных фракциях, выкипающих при темпера-
туре 350—500° С, что является одной из причин высокой температуры
застывания этих фракций.
Кристаллы церезинов имеют игольчатое строение. В их состав
наряду с парафиновыми углеводородами входят твердые нафтеновые
и ароматические углеводороды с длинными боковыми цепями. При
одной и той же температуре плавления церезины характеризуются
большими по сравнению с парафинами плотностью, вязкостью
и молекулярным весом, что видно из приведенных ниже данных:
Плотность при 100° С, г/с.м3
Температура плавления, ° С .
Вязкость при 100° С, сст
Молекулярный вес . . .
Парафин
из грозней-
ских нефтей
0,752
54,3
0,020
395
Церезин
из бакинских
нефтей
0,786
55,1
0,064
524
Церезины концентрируются главным образом в остатках ваку-
умной • перегонки нефти, вызывая повышение температуры размяг-
чения гудрона.
С. С. Наметкин и С. С. Нифонтова установили, что низкоплавкие
твердые парафины представляют собой в основном углеводороды
24 Гл. II. Нефть и газ как сырье для переработки
нормального строения, тогда как в состав более высокоплавких
продуктов — товарных церезинов входят изомерные их формы. Хро-
матографическое разделение бориславского церезина, проведенное
Н. И. Черножуковым, показало, что наряду с парафино-нафтеновьшп
углеводородами он содержит и ароматические (около 10 вес. %) и
смолы (1,4 вес. %).
Парафины и, церезины применяются для изготовления свечей,
для пропитки соломки спичек, в производстве восковой бумаги,
в качестве диэлектрика в электротехнической и радиотехнической
промышленности. При окислении хорошо очищенного парафина
воздухом в присутствии катализаторов образуются карбоновые кпс-
.лоты, применяемые в мыловарении как заменители жиров. Кре-
кингом парафина получают а-олефины — сырье для производства
моющих веществ и др.
Непредельные углеводороды
В нефтях крайне редко и в незначительных количествах встре-
чаются олефины. Они были обнаружены, например, в бакинской,
пенсильванской, галицийской, эльзасской и некоторых других
нефтях. Большое количество олефинов и некоторых других непре-
дельных углеводородов появляется в продуктах деструктивной
переработки нефти. Эти углеводороды отличаются высокой реакци-
онной способностью и поэтому легко полимеризуются, осмоляются,
что приводит к снижению срока службы и хранения нефтепродуктов.
Непредельные углеводороды являются нежелательными компонен-
тами моторных топлив и смазочных масел. Многие непредельные
углеводороды — ацетилен, этилен, пропилен, бутилен, бутадиен —
получили широкое применение в производстве полиэтилена, поли-
пропилена, синтетического спирта и каучука, пластических масс
и других продуктов.
Нафтеновые углеводороды
Нафтеновые углеводороды в нефтях были впервые открыты
В. М. Марковниковым. В результате исследований он пришел к вы-
воду, что большинство бакинских нефтей на 80% состоит из угле-
водородов нафтенового ряда. За выдающиеся исследования кав-
казских нефтей Международный нефтяной конгресс в 1900 г. награ-
дил В. В. Марковникова золотой медалью. Его исследованиями,
а также работами других русских ученых — А. А. Курбатова,
Н. М. Кижнера, В. Н. Оглоблина, Н. Д. Зелинского было доказано,
что нафтеновые углеводороды легких фракций нефтей в основном
состоят из гомологов циклопентана и циклогексана. В нефтях обна-
ружены нафтеновые углеводороды с одним, двумя, тремя и четырьмя
циклами. К нефтям, богатым нафтеновыми углеводородами, отно-
Природа и состав нефтей и нефтяных газов
25
сятся в СССР балаханская (Баку), доссорская (Эмба), в США —
нефть Галф-Коста и др. Распределение нафтеновых углеводородов
по фракциям самое разнообразное. В одних нефтях содержание их
возрастает с утяжелением фракций, в других оно остается неизмен-
ным или понижается (табл. 2).
Т а б л и ц а 2. Содержание нафтеновых углеводородов во фракциях нефтей
(в вес. % на фракцию)
Нефти Пределы кипения фракций
60—95° С 95-122° С 122—150 °C 150-200° С 1 200—250° С
Балаханская легкая (Баку) . . 56 68 66 75 74
Шапшжая (Западная Сибирь). 42 40 36 33 31
Доссорская (Эмба) ...... 40 63 57 69 67
Грозненская парафинистая . . Тупмазпнская (Башкирская 34 37 30 29 23
АССР) Ромашкинская (Татарская 26 30 26 24 24
АССР) 16,9 22,3 38,2 30,4 22,7
Нафтеновые углеводороды являются важнейшей составной
частью моторных топлив и смазочных масел. Автомобильным бен-
зинам они придают высокие эксплуатационные свойства. Моноцик-
лпческие нафтеновые углеводороды с длинными боковыми парафи-
новыми цепями являются желательными компонентами реактивных
и дизельных топлив, а также смазочных масел. Являясь главной
составной частью масел, они обеспечивают выполнение одного из
основных требований, предъявляемых к смазочным маслам, — ма-
лое изменение вязкости с изменением температуры. При одинаковом
числе углеродных атомов в молекуле нафтеновые углеводороды
характеризуются большем плотностью и меньшей температурой за-
стывания, чем парафиновые углеводороды.
В настоящее время нафтеновые углеводороды легких фракций
нефтей широко применяются в качестве сырья для получения аро-
матических углеводородов: бензола, толуола и ксилолов. Находя-
щиеся в бензиновых фракциях нафтеновые углеводороды в процессе
каталитического риформинга превращаются в ароматические. Из ин-
дивидуальных нафтеновых углеводородов наибольший интерес пред-
ставляет циклогексан высокой чистоты, являющийся сырьем для
производства найлона.
26
Гл. II. Нефть и газ как сырье для переработки
Ароматические углеводороды
Впервые они были открыты в нефтях и систематически изучены
В. В. Марковниковым и В. Н. Оглоблиным. Работами русских и
советских ученых — А. А. Курбатова, К. В. Харичкова, М. И. Ко-
новалова, С. С. Наметкина, А. Ф. Добрянского и др. было показано,
что ароматические углеводороды являются составной частью нефтей
и нефтяных фракций.
К нефтям, богатым ароматическими углеводородами, относятся
в СССР: чусовская, газлинская; за рубежом: нефти островов Бор-
нео, Суматра и Ява, а также некоторые индийские, румынские
и техасские нефти. Так, в бензине газлинской нефти, выкипающем
в пределах температур 30—200° С, содержится (в вес. %): бензола
12,4, толуола 18,0, ксилолов 20,0. В бензиновых фракциях нефти
о. Борнео содержание ароматических углеводородов достигает
35—40 вес. %.
В состав нефтей входят ароматические углеводороды с числом
циклов от одного до четырех. Распределение их по фракциям раз-
лично. Как правило, в тяжелых нефтях содержание их резко воз-
растает с повышением температуры кипения фракций. В нефтях
средней плотности и богатых нафтеновыми углеводородами арома-
тические углеводороды распределяются по всем фракциям почти
равномерно. В легких нефтях, богатых бензиновыми фракциями,
содержание ароматических углеводородов резко снижается с повы-
шением температуры кипения фракций. Ароматические углеводо-
роды бензиновых фракций (выкипающих от 30 до 200-° С) состоят
из гомологов бензола. Керосиновые фракции (200—300° С) наряду
с гомологами бензола содержат производные нафталина, но в мень-
ших количествах. Ароматические углеводороды тяжелых газойле-
вых фракций (400—500° С) состоят преимущественно из гомологов
нафталина и антрацена. В деасфальтированном остатке от перегонки
ромашкинской нефти Н. И. Черножуков и Л. П. Казакова * наряду
с твердыми парафиновыми и нафтеновыми углеводородами обнару-
жили твердые ароматические углеводороды с температурой плавле-
ния 32° С.
По сравнению с другими группами углеводородов ароматиче-
ские обладают наибольшей плотностью. По вязкости они зани-
мают промежуточное положение между парафиновыми и нафте-
новыми.
Ароматические углеводороды являются ценными компонентами
бензинов (обычно к бензинам добавляют от 30 до 60% бензола,
’Черножуков Н. И., Казакова Л. П., Методика выделения
твердых углеводородов из масляных фракций нефти п их характеристика,
в сб. «Состав п свойства высокомолекулярной части нефти», Изд. АН СССР,
1958.
Неуглеводородиые соединения нефти
27
толуола и ксилолов), однако снижают качество реактивных и ди-
зельных топлив, так как ухудшают характеристики их сгорания.
Согласно требованиям ГОСТ содержание ароматических углеводо-
родов в реактивном топливе не должно превышать 20—22%.
Моноциклические ароматические углеводороды с длинными бо-
ковыми изопарафиновыми цепями придают смазочным маслам хо-
рошие вязкостно-температурные свойства. Весьма нежелательны
в этом отношении ароматические углеводороды без боковых цепей
и полициклические. Однако для повышения химической стабиль-
ности смазочных масел необходимо оставлять в них последние в не-
большом количестве.
Ароматические углеводороды, по сравнению с другими группами
углеводородов, обладают высоком растворяющей способностью по
отношению к органическим веществам, но содержание их во многих
растворителях нефтяного происхождения ограничивают из-за вы-
сокой токсичности. Продолжительное воздействие небольших ко-
личеств паров бензола вызывает хроническое отравление, утомля-
емость, головные боли, сонливость, нарушение нормального состава
крови. Предельно допустимая концентрация паров бензола в воздухе
5 Л1г/л13, толуола и ксилолов — 50 Л1г/л13.
В настоящее время ароматические углеводороды применяются
как компоненты нефтепродуктов, растворители, а также в произ-
водстве взрывчатых веществ и в качестве сырья для нефтехимиче-
ского синтеза.
НЕУГЛЕВОДОРОДНЫЕ СОЕДИНЕНИЯ НЕФТИ
Сернистые соединения
Сера встречается почти во всех нефтях. Наименьшее ее содержа-
ние отмечено в СССР в парафинистой озексуатской нефти (0,1 вес. %).
Нефти Баку и Грозного содержат не более 0,6 вес. % серы. Богаты
сернистыми соединениями нефти восточных районов страны, коли-
чество серы в арланской нефти достигает 3,2 вес. % и в учкизыль-
ской 5,3 вес. %. Из нефтей зарубежных стран наиболее высоким со-
держанием серы отличается албанская (5—6 вес. %), белаимская
в АРЕ (3, 47 вес. %) и др. За некоторым исключением, с повышением
содержания серы в нефтях возрастают их плотность, коксуемость
содержание смол и асфальтенов.
Распределение серы по отдельным фракциям зависит от природы
нефти и типа сернистых соединений. Обычно содержание серы уве-
личивается от низкокипящих к высококипящим и достигает макси-
мума в остатке от вакуумной перегонки нефти. Ниже приведены
28
Гл. II. Нефть и газ как сырье для переработки
данные о содержании серы в дистиллятах и остатках от перегонки
арланской и туймазинской нефтей (в вес. %):
Пределы кипения фракций, ° С Арланская нефть Туймазпнска нефть
н. К. — 150 3,07 1,43
150—180 0,33) А Л Л
180—200 0,50 j U,11
200—250 1,62* 0,32
250—300 — 1,16
300-350 2,85 1,43
350—400 3,2 2,0 **
400-450 3,3 —
450—500 3,4 —
* 200—300“ С.
*4 Выше 350° С.
Типы сернистых соединений в нефти весьма разнообразны. От-
дельные нефти содержат свободную серу, которая при длительном
хранении их выпадает в резервуарах в виде аморфной массы. В дру-
гих случаях сера пребывает в нефтях и нефтепродуктах в связан-
ном состоянии, т. е. в виде сероводорода и сероорганических со-
единений (меркаптанов, сульфидов, дисульфидов, тиофенов, тио-
фанов). s
Среди сернистых соединений нефтей и нефтяных фракций раз-
личают три группы. К цервой из них относятся сероводород и мер-
каптаны, обладающие кислотньши, а потому и наиболее сильными
коррозионными свойствами. Ко второй группе относятся нейтраль-
ные ~на~холоду и термически мало устойчивые сульфиды и дисуль-
фиды. При 130—160° С они начинают распадаться с образованием
сероводорода и меркаптанов. В третью группу сернистых соединений
входят термически стабильные циклические соединения — тиофаны
и тиофены.
В табл. 3 приведены в качестве примера данные о термической
стабильности сернистых соединений, входящих в состав керосиновой
фракции ишимбайской нефти.
Таблица 3. Термическая стабильность сернистых соединений
керосиновой фракции ишимбайской нефти
Сернистые соединения Содержание, вес. %
20° С 400“ С 500“ с 600“ G
Элементарная сера .... 0,05 0,02 0,02 0,03
Сероводород 0,07 0,11 0,61 0,62
Меркаптаны 0,14 0,01 0,01 0,00
Сульфиды 0,18 0,26 0,12 0,05
Дисульфиды 0,05 0,08 0,10 0,00
Остаточная сера 1,41 1,28 1,04 0,71
Неуглеводороднъге соединения нефти
29
Как видно из табл. 3, при 500—600° С разлагаются меркаптаны,
превращаясь в сероводород и частично в элементарную серу, при
600° С полностью распадаются дисульфиды и наполовину — оста-
точная сера.
До недавнего времени на нефтеперерабатывающих заводах ста-
рались не извлекать и утилизировать сернистые соединения нефтей,
а разрушать и возможно полнее удалять их из товарных продуктов
в основном с целью предотвращения коррозии аппаратуры и обору-
дования в процессах переработки нефти и применения нефтепродук-
тов. Сернистые соединения моторных топлив снижают их химиче-
скую стабильность и полноту сгорания, придают неприятный запах
и вызывают коррозию двигателей. В бензинах, кроме того, они по-
нижают антидетонационные свойства и приемистость к тетраэтил-
свинцу, который добавляется для повышения качества. В настоящее
время лучшим способом обессеривания нефтяных фракций и остат-
ков от перегонки нефтей является очистка в присутствии катализато-
ров и под давлением водорода. При этом сернистые соединения пре-
вращаются в сероводород, который затем улавливают и утилизи-
руют с получением серной кислоты и элементарной серы.
Извлеченные из нефтяных фракций сернистые соединения могут
использоваться как сырье для нефтехимической промышленности.
Сероводород в нефтях встречается редко, однако образуется
в процессе переработки нефтей и их фракций. Сероводород — силь-
нейший яд, с характерным запахом тухлых яиц. При малых концен-
трациях в воздухе он вызывает тошноту, рвоту, головную боль, вы-
сокие концентрации сероводорода смертельны. Предельно допустимая
концентрация сероводорода в воздухе 10 мг/м3. Относительная плот-
ность его по. воздуху 1,19, поэтому он накапливается в колодцах,
ямах, лотках и др. Во избежание несчастных случаев при работе
в колодцах, емкостях, при отборе проб из резервуаров или устра-
нении течей во фланцевых соединениях на установках, перера-
батывающих сернистую нефть, необходимо все операции прово-
дить в присутствии дублера-наблюдателя и пользоваться противо-
газом.
Меркаптаны обладают сильным неприятным запахом, который
ощущается уже при концентрации их в воздухе 1 • 10-7 вес. %. Это
свойство широко используют в газовой технике, применяя меркап-
таны в качестве одорантов. Их добавляют в природный газ для того,
чтобы в случае утечки газа можно было обнаружить по запаху не-
исправность газовой линии. Неприятный запах меркаптанов умень-
шается с повышением их молекулярного веса. Следует отметить вы-
сокую токсичность низкомолекулярных меркаптанов, которые вы-
зывают слезоточивость, повышенную чувствительность глаз к свету,
головные боли, головокружение и др. Сульфиды и дисульфиды также
обладают сильным запахом, но не столь резким, как меркаптаны. Они
содержатся в нефти в виде алифатических и циклических соединений.
30 Гл. II. Нефть и газ как сырье для переработки
Основное количество серы в нефтях находится в виде произ-
водных тиофанов и тиофенов.
Азот и азотистые соединения
Содержание азота в советских нефтях колеблется в пределах
0,03—0,52 вес. %. Наиболее богаты азотом нефти Сахалина — Охин-
ская (0,43 вес. %) и тунгорская (0,52 вес. %). В некоторых нефтях
зарубежных стран, например в калифорнийских и алжирских,
содержание азота достигает 1,4 — 2,2 вес. %. Принято считать, что
азот появился в нефтях в результате распада белков материнского
вещества нефтей.
Изучение состава азотсодержащих веществ различных нефтей
показало, что азот находится В них в виде соединений, обладающих
основным, нейтральным или кислым характером. К числу азоти-
стых соединений основного характера относятся пиперидин, пиридин
и хинолин; к нейтральным — бензпиррол, или индол, и карбазол;
к кислотным — пиррол и др. Реагируя со щелочными металлами,
азотистые соединения образуют соответствующие соли. Особое место
среди азотистых соединений нефтей занимают порфирины. Это
комплексы из соединений азота с высокомолекулярными углеводо-
родами, включающие металлы — ванадий и никель. Доказано на-
личие в нефтях кислых и основных порфиринов. В числе прочих
азотистых соединений нефтей следует назвать аминокислоты и аммо-
нийные соли. Они интересны как добавки, способные повышать
адгезионные свойства битумов.
Содержание азота в нефтяных фракциях увеличивается с повы-
шением их температуры кипения. Наибольшее количество (от 2/3
до 3/4) его находится в тяжелых остатках от перегонки. Между со-
держанием азота, серы и смолистых веществ в нефтях имеется неко-
торая связь: богаты азотистыми и сернистыми соединениями тяжелые
смолистые нефти; легкие, малосмолистые нефти содержат крайне
мало азота.
Азотистые основания используются как дезинфицирующие сред-
ства, антисептики, ингибиторы коррозии, как добавки к смазочным
маслам и битумам, антиокислители и т. д. Однако наряду с положи-
тельным влиянием азотистых соединений они обладают и нежела-
тельными свойствами — снижают активность катализаторов в про-
цессах деструктивной переработки нефти, вызывают осмоление и
потемнение нефтепродуктов. Высокая концентрация азотистых со-
единений в бензинах (1 • 10~4 вес. %) приводит к усиленному коксо-
и газообразованию при их каталитическом риформинге. Даже не-
большое количество азотистых соединений в бензине способствует
усилению лакообразования в поршневой группе двигателя и отло-
жению смол в карбюраторе. Наиболее полно удаляются азотистые
; соединения из нефтяпых фракций 25 %-ным раствором серной кислоты.
Неуглеводороднъге соединения нефти
31
Геохимики считают, что можно использовать величину отноше-
ния содержания азота к коксуемости нефтей для приближенного
определения их геологического возраста.
Кислородные соединения
Во всех нефтях обнаружено незначительное количество кисло-
рода в виде соединений — нафтеновых кислот, фенолов, асфальто-
смолистых веществ.
Нафтеновые кислоты представляют собой карбоновые кислоты
циклического строения, главным образом производные пятичлен-
ных нафтеновых углеводородов. В отдельных нефтях найдены би-,
три- и тетрациклические нафтеновые кислоты, а также и карбоно-
вые кислоты жирного ряда. Содержание нафтеновых кислот в неф-
тях невелико. Наименьшее количество нафтеновых кислот содер-
жится в парафинистых нефтях и их фракциях, наибольшее — в смо-
листых нефтях. В Советском Союзе наибольшее количество нафтено-
вых кислот найдено в нефтях о-ва Сахалин (4,8 вес. % в одоптинской
и 2,8 вес. % в горской), в нефтях Азербайджана (1,67 вес. % в бала-
ханской, 1,34 вес. % в бинагадинской и 0,3 вес. % в биби-эйбатской),
Северного Кавказа (1,0 вес. % в грозненской беспарафиновой) и
Эмбы (0,8 вес. % в доссорской). Распределение нафтеновых кислот
по фракциям крайне неравномерно. Преимущественно они сосредо-
точены в легких и средних газойлевых фракциях, значительно
беднее ими бензино-керосиновые и тяжелые дистилляты.
Нафтеновые кислоты — малолетучие, маслянистые жидкости плот-
ностью 0,96—1,0 с резким неприятным запахом. Они не растворяются
в воде, но легко растворимы в нефтепродуктах, бензоле, спиртах
и эфирах. Содержание нафтеновых кислот в нефтяных фракциях
принято характеризовать кислотными числами, т. е. числом милли-
граммов едкого кали, расходуемого на нейтрализацию 1 г вещества
в спирто-бензольном растворе в присутствии фенолфталеина. Нафте-
новые кислоты широко применяются в технике для пропитки шпал,
при регенерации каучука из вулканизированных изделий, как заме-
нители жирных кислот в производстве мыла и как антисептические
средства для борьбы с гнилостными грибками. Металлические соли
нафтеновых кислот, в частности кальциевые, используются в произ-
водстве консистентных смазок. Для механизмов, работающих под
большим давлением (например, планетарных шестерен задней оси
автомобиля), готовят смазки из нафтената свинца, серы и минераль-
ного масла.
Фенолы впервые были обнаружены в бориславской нефти. Не-
значительное количество их найдено и в бакинских нефтях. Больше
фенолов содержится в нефтях восточных районов страны: перм-
ских — 0,013 вес. %. В нефтях обнаружены все три изомера крезола,
ксиленолы и р-нафтол. Процессы выделения фенолов из нефтяных
фракций пока не получили промышленного применения.
32
Гл. II. Нефть и газ как сырье для переработки
Асфальто-смолистые вещества являются неотъемлемым компо-
нентом почти всех нефтей. Редко встречающиеся «белые» нефти пред-
ставляют собой продукты разной степени обесцвечивания темных
смолосодержащих нефтей, мигрировавших через толщи глин из
глубоких недр земли. Содержание и химический состав асфальто-
смолистых веществ в значительной мере влияют на выбор направле-
ния переработки нефти и набор технологических процессов в схе-
мах действующих и перспективных нефтеперерабатывающих заводов.
В связи с этим одним из главных • показателей качества товарных
нефтей при их классификаций является относительное содержание
асфальто-смолистых веществ. Количество асфальто-смолистых ве-
ществ в легких нефтях не превышает 4—5 вес. %, в тяжёлых нефтях
достигает 20 вес. % и более. Химическая природа асфальто-смолистых
веществ точно не установлена. Она продолжает быть предметом
глубоких исследований многих нефтехимиков. Причиной этого яв-
ляется исключительная сложность состава этих веществ, которые
представляют собой комплексы полициклических, гетероцикличе-
ских и металлоорганических соединений.
По принятой в настоящее время классификации асфальто-смоли-
стые вещества нефтей подразделяются на четыре вида: 1) нейтраль-
ные смолы, 2) асфальтены, 3) карбены и карбоиды, 4) асфальтогено-
вые кислоты и их ангидриды.
Нейтральные смолы — полужидкие, а иногда почти твердые,
вещества темно-красного -цвета, плотностью около единицы. Они
растворяются в петролейном эфире, бензоле, хлороформе и четырех-
хлористом углероде. В отличие от асфальтенов нейтральные смолы
образуют истинные растворы. Кроме углерода и водорода в состав
смол входят сера, кислород и иногда азот. Углеводороды находятся
в смолах в виде ароматических и нафтеновых циклов со значительным
количеством (40—50 вес. %) боковых парафиновых цепей. Весовое
соотношение углерод : водород составляет примерно 8:1. Сера
и кислород входят в состав гетероциклических соединений. Смолы
химически не стабильны. Под воздействием адсорбентов в присут-
ствии кислорода частично происходит окислительная конденсация
их в асфальтены. Физические свойства смол зависят от того, из ка-
ких фракций нефти они выделены. Смолы из более тяжелых фракций
имеют большие плотность, молекулярный вес, красящую способ-
ность и содержат больше серы, кислорода и азота. Достаточно
добавить в бензин 0,005 вес. % тяжелой смолы, чтобы придать ему
соломенно-желтую окраску.
Асфальтены представляют собой черные или бурого цвета твердые,
хрупкие, неплавкие высокомолекулярные вещества плотностью
больше едипптгы. При температуре выше 300° С асфальтены разла-
гаются с образованием газов и кокса. Они не растворяются в таких
неполярных растворителях, как петролейный эфир, пентан, изо-
пентан и гексан. Пентан и петролейный эфир часто используют
Неуглеводородные соединения нефти
33
в лабораториях для осаждения асфальтенов из их смесей со смолами
и углеводородами нефти.'Жидкий пропан с той же целью применяется
в промышленности (процесс деасфальтизации) для осаждения смол
и асфальтенов из гудрона. Асфальтены растворяются в пиридине,
сероуглероде, четыреххлористом углероде, а также бензоле и дру-
гих ароматических углеводородах. Соотношение углерод : водород
в асфальтенах составляет приблизительно 11 : 1. Химическая при-
рода асфальтенов изучена мало. Молекулярный вес их исчисляется
тысячами. Серы, кислорода и азота они содержат больше, чем смолы.
Содержание асфальтенов в смолистых нефтях обычно составляет
2—4 вес. %.
Продуктами уплотнения асфальтенов являются карбены и затем
карбоиды. Карбены не растворяются в бензоле и лишь частично рас-
творяются в пиридине и сероуглероде. Карбоиды не растворяются
в каких-либо органических или минеральных растворителях. Эле-
ментарный состав одного из образцов карбоидон примерно следу-
ющий (в вес. %): С — 74,2; Н — 5,2; S — 8,3; N — 1,1; О — 10,8
и зольных компонентов — 0,4.
Асфальтогеновые кислоты и их ангидриды по внешнему виду
похожи на нейтральные смолы. Это маслянистые, весьма вязкие,
иногда твердые черные вещества, нерастворимые в петролейном
эфире и хорошо растворимые в бензоле, спирте и хлороформе. При-
рода асфальтогеновых кислот практически не изучена. Предпола-
гается, что в них содержатся три активные группы, вероятно, две
гидроксильные и одна кислотная. Их можно назвать полинафтено-
выми кислотами. Плотность асфальтогеновых кислот больше единицы.
3 Заказ 1000
ГЛАВА III
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ
И НЕФТЕПРОДУКТОВ
В основе методов переработки нефти и газа и применения товарных
нефтепродуктов в различных, областях народного хозяйства лежат
физико-химические процессы. Управление этими процессами тре-
бует глубокого знания физических и физико-химических свойств
газа, нефти, нефтяных фракций, составляющих их углеводородов
и других органических соединений нефтяного сырья. Одни из кон-
стант, характеризующих эти свойства, входят в формулы для рас-
четов нефтезаводской аппаратуры, другие используются для контроля
производства, третьи прямо или косвенно отражают эксплуатаци-
онные свойства нефтепродуктов, являясь, таким образом, условными
показателями их качества. Ниже рассмотрены основные показа-
тели физико-химических свойств нефти и нефтепродуктов.
ПЛОТНОСТЬ
В практике нефтяного дела чаще определяют относительную
плотность р^. Это безразмерная величина, показывающая отноше-
ние плотности нефтепродукта при температуре t2 к плотности дистил-
лированной воды при температуре t±. Стандартными температурами
в некоторых странах приняты: для воды = 4 °C, для нефтепродукта
t2 = 20 °C, в других странах стандартной температурой нефтепро-
дукта и воды является t± = t2 =,60 °F, что примерно соответст-.
вует 15 °C. Таким образом обычно определяют p'f или pW
Поскольку плотность воды при 4 °C равна единице, численные
значения относительной и абсолютной плотности совпадают.
Величина, обратная плотности,— удельный объем — широко ис-
пользуется при расчете количества нефти и нефтепродуктов в резер-
вуарах. Удельный объем измеряется в см21г и м2]т.
Все нефтепродукты представляют собой смеси углеводородов
различных групп. Допуская аддитивность их объемов, среднюю
плотность нефтепродукта находят по правилу смешения:
PiV 1 + P2V2 +. . + рлУ»
Рср Fi + V2 + ...+V„
(1)
Плотность
35
НЛП
0 = ?га1 + '»2+гоз+- +тп
‘ ср "И , '»2 , '»з , , тп
Pl Р2 РЗ ’ ’ ' "Г Рп
где щ, р2, . . рп — относительные плотности * компонентов смеси;
Т\, И2, . . I7,,— соответственно их объемы;
niL, т2, . . ., тп — массы компонентов смеси.
Расчет по формулам (1) и (2) не всегда точен, так как в одних
случаях смешение сопровождается расширением смеси (гексан
-г бензол), а в других — сжатием (нефтяные фракции резко различной
плотности).
Для нефтепродуктов характерно резкое изменение плотности
с изменением температуры. С повышением температуры плотность
нефтепродуктов уменьшается, а удельный объем возрастает. Для
большинства нефтепродуктов (малопарафинистых) с достаточной .точ-
ностью можно считать, что изменение плотности в зависимости от тем-
пературы происходит по линейному закону, найденному Д. И. Мен-
делеевым и выражаемому формулой:
р( = р|° — а (г — 20) (:;)
где — относительная плотность нефтепродукта при заданной температуре /;
р|о — относительная плотность нефтепродукта при стандартной темпера-
туре (20° С);
а — поправка на изменение плотностп при пзмепешш температуры па один
градус.
Значения средней температурной поправки а для нефтепродуктов
приведены в табл. 4.
При необходимости пересчета р30 на рД, можно использовать сле-
дующую упрощенную формулу:
pi| = p2o + 5a (/,)
На рис. 1 приведены кривые изменения плотности жидких неф-
тепродуктов в зависимости от температуры.
Для газообразных нефтепродуктов за стандартные условия при-
няты давление 760 мм рт. ст. и температура 0 °C. Обычно опреде-
ляют относительную плотность их, т. е. отношение плотности нефте-
продукта к плотности воздуха (1,293 кг/м3). Плотность любого газа
при стандартных условиях может быть найдена как частное от деле-
ния его молекулярного веса на объем 1 кмоля, т. е. 22,4 .и3. Плот-
ность газа (у, кг/м3) при условиях, отличных от стандартных (дав-
лении Р ат, температуре Т °К), можно определить по формуле:
где М — молекулярный вес газа.
* Имеется в виду, что относительные плотностп всех компонентов смеси
определяются при одних и тех же температурах.
3*
36
Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
Таблица 4. Средние температурные поправки (а)
плотности для нефтепродуктов
Р20 а
0,6900—0,6999 0,000910
0,7000—0,7099 0,000897
0,7100—0,7199 0,000884'
0,7200—0,7299 0,000870
0,7300—0,7399 0,000857
0,7400—0,7499 0,000844
0,7500—0,7599 0,000831
0,7600—0,7699 0,000818
0,7700-0,7799 0,000805
0,7800—0,7899 0,000792
0,7900—0,7999 0,000778
0,8000-0,8099 0,000765
0,8100—0,8199 0,000752
0,8200—0,8299 0,000738
0,8300—0,8399 0,000725
0,8400—0,8499 0,000712
Р2° а
0,8500—0,8599 0,000699
0,8600—9,8699 0,000686
0,8700—0,8799 0,000673
0,8800-0,8899 0,000660
0,8900—0,8999 0,000647
0,9000—0,9099 0,000633
0,9100—0,9199 0,000620
0,9200—0,9299 0,000607
0,9300—0,9399 0,000594
0,9400—0,9499 0,000581
0,9500—0,9599 0,000567
0,9600—0,9699 0,000554
0,9700—0,9799 0,000541
0,9800—0,9899 0,000522
0,9900—1,0000 0,000515
Рис. 1. Зависимость
плотности жидких
нефтепродуктов от
температуры. .
Ниже приведены данные о плотности углеводородных и некоторых
других газов при О °C и 760 мм рт. ст.:
Плот- ность, 7Г2/Л13 Относи- тельная плотность (по воз- духу) Плот- ность, К8/Л1® Относи- тельная плотность (по воз- духу)
Метан . . . . . . . 0,717 0,554 Водород . 0,090 0,069
Этан .... . . . . 1,356 1,049 Сероводород . . . . . 1,538 1,191
Пропан . . . . . . 2,020 1,562 Окись углерода . . 1,250 0,967
Плотность
37
к-Бутаи ..........2,703
Этилен...........1,260
Пропилен .........1.915
2,091 Двуокись углерода 1 977
0,975 Воздух . ........1,293
1,481
Существует несколько методов определения плотности нефте-
продуктов. Выбор того или другого зависит от имеющегося коли-
чества нефтепродукта, его вязкости, требуемой точности определения
и отводимого для анализа времени. Простейшим прибором для оп-
ределения плотности жидких нефтепродуктов является ареометр
(плотномер). Градуировка ареометра отнесена к плотности воды при
4° С и его показания соответствуют р*. Ареометром можно опре-
делить плотность только с точностью до 0,001 для маловязких и
0,005 для вязких нефтепродуктов. Для определения ареометром
плотности высоковязкого (более 200 сст при 50° С) нефтепродукта
(р„) поступают следующим образом. Нефтепродукт разбавляют
равным объемом керосина известной плотности (рк) и измеряют
плотность смеси (рсм). Затем подсчитывают плотность нефтепродукта
по формуле:
Ри = 2рсм Рк . (6)
Для малого количества жидких нефтепродуктов (капли) либо
для твердых веществ (парафина, битума и др.) пользуются методом
уравнивания плотности, или методом взвешенной капли: каплю
или кусочек исследуемого нефтепродукта вводят в спирто-водный
(р .1) или водно-соляный раствор слабой концентрации (р 1)
и добавляют в сосуд воду или концентрированный раствор соли
до тех пор, пока испытуемый нефтепродукт не будет взвешен внутри
раствора. В этом случае плотность нефтепродукта равна плотности
раствора, которую определяют ареометром.
Приведенные выше способы пригодны лишь для технических
целей. Более точно (с точностью до 0,0005) плотность нефтепродукта
определяют с помощью гидростатических весов, которые градуи-
руются по плотности воды при 20° С и дают показания о,(0.
Наиболее точный результат достигается при определении плот-
ности пикнометром (до 0,00005). В зависимости от агрегатного со-
стояния нефтепродукта, его количества и требуемой точности взве-
шивания применяют пикнометры разной формы и емкости.
Практическое значение показателя плотности нефти и нефте-
продуктов очень велико. В сочетании с другими физико-химическими
константами (температура кипения, показатель преломления, моле-
кулярный вес, вязкость и др.), плотность является параметром,
характеризующим химическую природу, происхождение и товарное
качество нефти или нефтепродукта. Так, для фракций с одинако-
выми температурами начала и конца кипения плотность наименьшая,
если они выделены из парафинистых нефтей, и наибольшая, если
они получены из высокоароматизированных нефтей. Фракции,
38
Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
полученные из нафтено-парафинистых нефтей, занимают по плотности
промежуточное положение.
Одним из параметров, который представляет собой функцию
плотности и позволяет судить о химической природе нефтепродук-
тов, является характеризующий фактор К, определяемый формулой
/< = 1,216 J(7)
Р1з
где Tcrj — абсолютная средняя молекулярная температура кипения смеси, СК;
Р15 — относительная плотность нефтяной фракции.
Средняя молекулярная температура кипения смеси определяется
формулой
' _ г1т1 + *гт2+. .
‘ср. МОЛ— I | I
где . . ., ln — температуры кипения компонентов;
mb т«, . тп — мольные доли компонентов в смеси.
Для узких фракций вместо средней молекулярной температуры
кипения в формулу подставляют температуру 50% отгона по
ГОСТ 2177—59.
Для парафинистых нефтепродуктов характеризующий фактор
равен 12,5—13,0, для нафтено-ароматических 10,0—11,0.
МОЛЕКУЛЯРНЫЙ ВЕС
Молекулярный вес нефтей п получаемых из них продуктов —
одни из важнейших показателей, широко используемый при под-
счете теплоты парообразопания, объема паров, парциального дав-
ления, а также при определении химического состава узких нефтя-
ных фракций и т. д. Нефть и нефтепродукты представляют собой
смеси индивидуальных углеводородов и некоторых других соеди-
нений, поэтому они характеризуются средним молекулярным весом,
но слово «средний» обычно опускают.
Молекулярные веса нефтяных фракций тем больше, чем выше
их температура кипения. Наряду с этим выделенные из различных
нефтей фракции, выкипающие в одном и том же интервале темпера-
тур, имеют разные молекулярные веса, так как углеводородный
состав этих фракций различен.
В расчетной практике молекулярный вес часто определяют по
эмпирическим формулам. Из них наибольшее применение нашла
формула Б. П. Воинова. В общем виде она выглядит так:
M = a-\-bt-\-ct^ (9)
где а, Ь и с — постоянные, значения которых различны для каждой группы
углеводородов;
i — средняя молекулярная температура кипения продукта, 'С
Молекулярный вес
39
Для парафиновых углеводородов:
м= 60 + 0,34 + 0,00142
(10)
Для нефтяных фракций:
М= (1К—21,5) + (0,7.6—0,04-ff) 4 +(О.ОООЗЛГ—0,00245) & (И)'
где К — характеризующий фактор.
Результаты вычислений по этой формуле отличаются от экспери-
ментально полученных данных на 3—5%. А. С. Эйгенсон уточнил
формулу Б. П. Воинова для нефтяных фракций подбором постоянных
величин а, Ъ, с в зависимости от характеризующего фактора К.
Значения постоянных а, Ъ и с приведены ниже:
Характеризующий ,
фактор К и, и и
10,0 56 0,23 0,0008
10,5 57 0,24 0,0009
11,0 59 0,24 0,0010
11,5 63 0,225 0,00115
12,0 69 0,18 0,0014
Связь между молекулярным весом и относительной плотностью
нефтяных фракций устанавливается формулой Крэга
Молекулярный вес смеси нескольких нефтяных фракций можно
паходить по формуле
mi + m-2+. . . + m,! .
AZ с n =----------------- (1 о)
W1 I m2 I | тП
Ml 1 Мч ф + мп
где ы(. Мц — массы нефтяных фракций;
Л/j, М~,. . . ., Мп— соответственно' пх молекулярные веса.
По этой формуле можно подсчитать также молекулярный вес
нефти, если известны массы и молекулярные веса составляющих
ее узких фракций. Этой же формулой пользуются для определения
молекулярного веса остатка от перегонки нефти, если заранее
известны молекулярные веса и массы нефти и отогнанных от нее
фракций.
На рис. 2 и 3 показана зависимость между молекулярным весом
и средней молекулярной температурой кипения нефтяных фракций
с различной плотностью и с разными значениями характеризу-
ющего фактора.
В практических расчетах при определении размеров реакторов,
испарительных и ректификационных колонн необходимо знать
мольный объем жидких нефтепродуктов пли пх паров.
40
Гл. 111. Физико-лп.иичесние свойства нефтей и. нефтенро!)уктач
Мольный объем жидкостей вычисляют по формуле
т
N “
где F — объем жидкости, .к.3;
Д'" — число молей;
in. — масса жидкости, иг;
о — плотность жидкости, кг/м3.
М
Рис. 2. График для расчета молеку-
лярного веса нефтепродуктов в зави-
симости от их плотности и средней
молекулярной температуры кипения.
Рис. 3. График для расчета молекуляр-
ного веса нефтепродуктов в зависимости
от их характеризующего фактора и
средней молекулярной температуры ки-
пения.
Объем паров можно определить из уравнения Клапейрона:
т 22,\Р if+ 273
М ‘ л "273
(15)
где т — масса паров, кг;
М — молекулярный вес нефтепродукта;
Л — давление в системе, ат;
Р — атмосферное давление, ат;
I — температура, °C.
Уравнением (15) можно пользоваться при давлении в системе
менее 4 ат, при давлении выше 4 ат вводится поправка на сжи-
маемость нефтяных паров.
В лабораторной практике молекулярный вес нефтепродуктов
обычно определяют криоскопическим методом, который основан
на снижении температуры застывания растворителя от прибавления
к нему нефтепродукта. В качестве растворителя применяют бензол,
нафталин и др. В редких случаях для определения молекулярного
Давление насыщени-ых паров
леса применяется эбуллиоскопический метод, основанный на изме-
рении приращения температуры кипения растворителя после ввода
в него навески испытуемого нефтепродукта.
ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ
Под давлением насыщенных паров понимают давление, развива-
емое парами при данной температуре в условиях равновесия с жид-
костью. Температура, при которой давление насыщенных паров
становится равным давлению в системе, называется температурой
кипения вещества. Давление насыщенных паров нефти и нефтепро-
дуктов до некоторой степени характеризует их испаряемость, нали-
чие в них легких компонентов, растворенных газов и т. д. Оно резко
увеличивается с повышением температуры. При одной и той же тем-
пературе меньшим давлением насыщенных паров характеризуются
более легкие нефтепродукты.
Имеется множество формул для пересчета давления насыщен-,
ных паров нефтяных фракций с одной температуры на другую, од-
нако чаще пользуются графическими методами. Наиболее распро-
страненным пз предложенных графиков является график Кокса
(рис. 4). График Кокса построен следующим образом. Ось абсцисс
представляет собой логарифмическую шкалу, на которой отложены
величины логарифма давления (IgP), однако для удобства пользо-
вания на шкалу нанесены соответствующие им значения Р. На оси
ординат отложены значения температуры. Под углом 30° к оси
абсцисс проведена прямая, обозначенная индексом «Н2О»,- которая
характеризует зависимость давления насыщенных паров воды от
температуры. При построении графика из ряда точек на оси абсцисс
восстанавливали перпендикуляры до пересечения с прямой Н2О
и полученные точки сносили на ось ординат. На оси ординат полу-
чилась шкала, построенная по температурам кипения воды, соответ-
ствующим различным давлениям ее насыщенных паров. Затем для
нескольких хорошо изученных углеводородов был взят ряд точек
с заранее известными температурами кипения и соответствующими
им значениями давления насыщенных паров.
Оказалось, что для парафиновых углеводородов нормального
строения графики, построенные по этим координатам, представляют
собой прямые линии и все эти прямые сходятся в одной точке (полюсе).
В дальнейшем достаточно было взять любую точку с координатами
температура — давление насыщенных паров углеводорода и соеди-
нить ее с полюсом, чтобы получить зависимость давления насыщен-
ных паров от температуры для этого углеводорода.
Несмотря на то что график построен для индивидуальных пара-
финовых углеводородов нормального строения, им широко поль-
зуются в технологических расчетах применительно к узким неф-
тяным фракциям. По этому графику можно находить давление
Температура, °C
Рис, 4. График Кокса для парафиновых углеводородов.
Давление насыщенных паров
43
насыщенных паров фракции при заданной температуре, если известно
давление насыщенных паров при какой-либо другой температуре,
температуру кипения нефтяной фракции при заданном давлении,
если известна температура кипения при каком-либо другом давле-
нии, и наоборот. Пользование графиком поясним на конкретном при-
мере.
Пример. Нефтяная фракция при остаточном давлении 75 .и.и рт. ст. кипит
при t = 260° С. Какова температура кппеппя этой франции при атмосферном
давлении?
Решение. Из точки, соответствующей 75 .пл рт. ст. на оси абсцисс,
восстанавливаем перпендикуляр до пересечения с горизонталью, исходящей
нз точки 260° С на осп ординат. Обе линии пересекаются в точке В. Продолжим
движение вдоль лучей С18Нз8 и С20Н42 до пересечения с перпендикуляром, вос-
становленным пз точки 760 'u.u рт. ст., т. е. до точки А. Снося эту точку па ось
ординат, находггм соответственно t = 357° С. Это есть искомая температура
кипения нефтяной фракции при атмосферном давлении.
Существуют также графики для пересчета температур кипения
нефтепродуктов с глубокого вакуума на атмосферное давление. Наи-
большая сходимость с экспериментальными данными достигается
при пользовании графиком UOP (рис. 5). Соединив две известные
величины на соответствующих шкалах графика прямой линией,
получают на пересечении с третьей шкалой искомую величину Р
или t. Графиком Кокса обычно пользуются при технологических
расчетах, а номограммой UOP — в лабораторной практике.
Давление насыщенных паров смесей и растворов, в отличие
от индивидуальных углеводородов, зависит не только от темпера-
туры, но и от состава жидкой и паровой фаз. Для растворов и смесей,
подчиняющихся законам Рауля и Дальтона, общее давление насы-
щенных паров может быть вычислено по формуле
Л = ^1^Г+^2^+. • .+Рп^п (16)
где л — общее давление насыщенных паров смеси;
/Ji, Р.,, . . ., Рп — давление пасыщеппых паров компонентов при заданной
температуре;
xt, х„, . . ., хп — мольные концентрации компонентов.
В области высоких давлений, как известно, реальные газы не
подчиняются законом Рауля и Дальтона. В таких 'случаях найден-
ное расчетными или графическими методами давление насыщенных
паров уточняется при помощи критических параметров, фактора
сжимаемости и фугитивности.
Критические параметры
Состояние реальных газов характеризуется уравнением Ван-дер-
Ваальса:
(р + дИ (V-b) = RT (17)
\\
Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
где Р — давление в системе, ат',
a/V2 — поправка, учитывающая взаимное притяжение молекул, которое
действует как некоторое давление К = а/У2 дополнительно к внеш-
нему давлению, сжимая газ (его называют внутренним давлением);
V — объем системы, л;
b — поправка, учитывающая собственный объем молекул, л/моль;
R — газовая постоянная;
Т — температура, °К.
г0,01
1-0,02
4,03
-0,01,
ho.oe
i 0,08
10,1
L0.2
ш
4, а
4,5
F2
ЕЗ
=-5
40
45
40
45
40
4,0
--50
-ВО
— 70
--ВО
ПВО
; 100
450
400
1250
'=-300
400
400
:-воо
= 100
400
§
s:
s:
о?
Рис. 5. Номограмма UOP для пересчета температур кипения нефте-
продуктов при глубоком вакууме на температуры кипения при
атмосферном давлении.
Значения поправок а и b для индивидуальных углеводородов
приведены ниже:
Метан а 0,494 ь 0,0034 /(-Пентан . . . а 4,075 ь 0,0668
Этап 0,345 0,0111 Этилен . . . . . 0.259 0,0086
Пропан .... 0,947 0,0424 Пропилеи . . . 0,774 0,0225
н-Бутаи .... Изобутан .... 1,882 1,937 0,0686 0,0348 Изобутилен . 1,693 0,03999
Давление насыщенных, парна
45
Из уравнения Ван-дер-Ваальса следует, что при некотором зна-
чении температуры, повышая давление газа, его можно превратить
в жидкость. Однако для каждого газа существует такая температура,
выше которой он никаким повышением давления не может быть
переведен в жидкость. Эта температура называется критической Ткр.
Давление насыщенных паров, соответствующее критической темпе-
ратуре, называется критическим давлением Ркр. Объем паров при кри-
тических температуре и давлении называется критическим объемом.
В критической точке исчезает граница между газообразным и жидким
состоянием.
Ниже приведены в качестве примера критические параметры не-
которых веществ:
ТГп, °К кр’ Ркр- ат Гкр’°К Ркр’ °
Метан . . . . . . 190,5 4.7,1 Изооктан - 566,3 27,4
Этап . . . . . . 305,4 49,5 /t-Ноцан . . 595,2 23,2
Пропан . . . . . 370,0 43,2 н-Декап . . 616,2 21,4
н-Бутан . . . . . 425,0 38,5 Гелий . . 5,0 2,3
Изобутан . . . . 408,2 37,0 Азот . . . 125,8 34,4
н-Пептан . . . 469,7 34,2 Кислород . 154,2 51,0
Изопентан . . . 461,0 33,8 Водород . . 33,2 12,8
/{-Гексан . . . 508,0 30,8 Двуокись угле-
Изогексан . . . . 498,0 30,9 рода . . 304,2 75,1
/t-Гептан . . . 540,4 27,8 Сероводород . 373,6 91,4
Изо гептан . . . . 531,2 28,0 Воздух . . 132,2 38,3
н-Октан . . . . . 569,5 25,3
Критические параметры для
по эмпирическим формулам:
нефтяных фракций определяются
^кр — 1,05£Ср -}- 160
(18)
Икр— ^кр + 273)
Т
Р -К-^-
(19)
где /ср — средняя температура кипения нефтяной фракции, °C;
/|;р — критическая температура, °К;
М — молекулярный вес фракции;
К — постоянная, равная для парафиновых углеводородов 5—5,3, для
нафтеновых 6 и ароматических 6,5—7; обычно для нефтепродуктов
принимается значение К = 5,5.
Для нефтяных фракций при известных величинах плотности перед-
ней температуры кипения критические температуры и давления удобно
находить по графику рис. 6. Иногда Р, V и Т, входящие в уравнение
Ван-дер-Ваальса, выражают в зависимости от соответствующих
критических параметров. При этом получают так называемые
46 Гл. III. Физико-химические свойства нефтей, и нефтепродуктов
приведенные величины Рпр, Рпр и Vnp, равные соответственно:
7’пр = -^— (20)
1 кр
р
^ПР ~р (21)
*кр
Рис. 6. График определения критических температур п давлении
для нефтепродуктов разной плотности.
Значениями приведенных температур, давлений и объемов часто
пользуются в технологических расчетах для определения фактора
сжимаемости, энтальпии нефтяных паров и др.
Давление насыщенных паров
47
Фактор сжимаемости
Если в основное уравнение Ван-дер-Ваальса вместо Р, V и Т
подставить Ркр, Укр и Гкр, а значения констант а и Ъ заменить соответ-
ствующими выражениями а = ЗРкрУкР и Ъ — Укр/3, то для крити-
ческой точки уравнение состояния газа будет иметь вид:
Ркр^кр— g
а для всех иных условий:
PV = pRT
(23)
(24)
Рис. 7. Коэффициент
сжимаемости некото-
рых углеводородов:
1 — метан; 2 — пропан;
з — пентан.
Здесь р — фактор (коэффициент) сжимаемости, зависящий от
температуры, давления и природы газов (нефтяных паров). На рис. 7
и 8 приведены значения коэффициента сжимаемости в зависимости
от приведенных температур и давлений соответственно для угле-
водородов и нефтяных фракций. Коэффициент сжимаемости смеси
газов может быть определен по формуле:
„ _ ЦЩ1-Н12'г2+- • - + ,9tn
Нср------------------------- (25)
2/г
где рх, р,„, . . — коэффициенты сжимаемости отдельных компонентов
смеси;
«!, п„, . . ., пп—число молей отдельных компонентов смеси;
Sn — общее число молей смеси.
Летучесть (фугитивность)
Как известно, летучесть химически чистой жидкости измеряется
давлением ее паров в условиях равновесия с жидкой фазой. В слож-
ной смеси летучесть компонентов определяется их парциальными
48
Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и. нефтепродуктов
давлениями. По законам Рауля и Дальтона в условиях равновесия
парциальные давления компонента в паровой и жидкой фазах равны
между собой:
лу' = Рх' (26)
где л — общее давление в системе;
Р — давление насыщенных паров чистого компонента при температуре
системы;
Рис. 8. Коэффициент сжимаемости нефтяных фракций.
Реальные газы и пары не подчиняются законам Дальтона и Ра-
уля, и в условиях высоких давлений требуется введение соответ-
ствующих поправок. Однако равенство лу' = Рх может.быть со-
хранено, если вместо л и Р ввести значения и fp, являющиеся не-
которыми функциями состояния вещества и названные фугитив-
ностью, или летучестью. Для идеальных газов фугитивность равна
давлению насыщенных паров. Фугитивность реальных паров и газов
равна давлению их насыщенных паров только при высоких степенях
разрежения, когда они подчиняются законам идеальных газов.
На практике для приближенного определения фугитивности поль-
зуются графиком, приведенным на рис. 9. На графике безразмерное
отношение фугитивности к давлению (Д./Р) представлено в виде
Давление насыщенных паров
49
функции приведенных давлений и температур. Пользование гра-
фиком видно из следующего примера.
Пример. Найти фугитивность гексапа при 286° С и давлении 45 от; для
гексана /(!р = 235° С и Ркр = 30,8 пт.
Реше н и е. Находим приведенные температуру п давление:
Т - Г 286 + 273
пр 7'кр 235 + 273 ’
Р - ? = ^15
пр Ркр 30,8
Из рис. 9 находим fp/P
Рис. 9. Зависимость между
отношением фугитивности
к давлению п приведен-
ными температурой н дав-
лением для нефтепродуктов.
0,65; отсюда фугитивность гексана
Методы определения давления насыщенных
паров нефтепродуктов
Для определения давления насыщенных паров существует не-
сколько методов. В нефтяной практике чаще применяется стати-
ческий метод. Он основан на измерении давления насыщенных паров
жидкости при заданной температуре и в условиях равновесия. По та-
кому принципу работают аппарат HATH и стандартная бомба Рейда.
Аппарат ПАТИ позволяет определить абсолютные значения да-
вления насыщенных паров простых и сложных смесей углеводородов
в широком диапазоне температур и при различных сооотношениях
между объемами паровой и яшдкой фаз, влияющих на величину
давления насыщенных паров нефтяной фракции. Влияние соотно-
шения между объемами паровой и жидкой фаз Упг]р/7ЖП1К на давление
насыщенных паров при различных температурах видно из рис. 10.
Для технических анализов чаще применяется стандартная бомба
Рейда (рис. 11). Объем сосуда 2 в 4 раза меньше объема сосуда 1.
'i Заказ 1000
50 Гл. III. Физико-химические свойства иефтей и нефтепродуктов
Нефтепродуктом заливают полностью сосуд 1, к которому затем
привинчивают сосуд 2 с манометром. Весь аппарат погружают в во-
дяную баню и выдерживают (после нескольких встряхиваний) при
стандартной температуре 38° С до установления постоянного показа-
ния манометра. Давление паров ис-
пытуемой жидкости определяют по
формуле
^ж = Рю — Pa-гм )
Температура, °C
Рис. 10. Зависимость давления насыщен-
ных паров бензина от температуры и соот-
ношения между объемами паровой и жид-
кой фаз.
Рис- 11. Аппарат для определе-
ния давления насыщенных паров
нефтепродуктов:
1 — воздушная камера; 2 — бензино-
вая камера; 3 — маномеэр.
где Рж — давление паров испытуемой жидкости при температуре t;
Ра™ — атмосферное давление;
Рм — показание манометра;
t0 — температура окружающего воздуха, 'С.
Определение давления паров в бомбе Рейда дает приближенные
результаты, служащие только для сравнительной оценки качества
моторных топлив. Расхождения между данными, полученными
с помощью бомбы и другими более точными способами (метод НАТИ),
составляют 10—20%.
ВЯЗКОСТЬ
Вязкость является одной из важнейших характеристик нефтей
и нефтепродуктов. Она характеризует прокачиваемость нефти при
транспортировании ее по трубопроводам, прокачиваемость топлив
в двигателях внутреннего сгорания, поведение смазочных масел,
в механизмах и т. д.
Различают динамическую, кинематическую и условную вяз-
кость. Динамическая вязкость (т|) измеряется в пуазах (не), размер-
ность пуаза в системе CGS г/(см-сек). В технологических расчетах
Вязкость
51
чаще пользуются кинематической вязкостью (v), численно равной
отношению динамической вязкости нефтепродукта к его плотности:
V = -|-. (28)
где 1] — динамическая вязкость, г/(см • сек);
р — плотность нефтепродукта, г/с.и3.
Единицей кинематической вязкости является стокс (ст), размер-
ность стокса см^сек. Для сравнительной оценки высоковязких
нефтепродуктов и подобных им жидкостей пользуются также услов-
ной вязкостью (ВУ), под которой понимают отношение времени ис-
течения из стандартного вискозиметра (ГОСТ 1532—54) определен-
ного объема (например, 200 мл) испытуемой жидкости ,ко времени
истечения такого же количества дистиллированной воды при 20° С.
Условная вязкость может, быть выражена также временем
истечения (в секундах) определенного объема жидкости из стан-
дартных вискозиметров Сейболта, Редвуда. Для взаимного пересчета
различных единиц вязкости пользуются формулами, таблицами
и номограммами.
Вязкость жидких нефтепродуктов прежде всего определяется
нх температурами выкипания, т. е. химическим составом. Чем выше
температура выкипания нефтяной фракции, тем больше ее вязкость.
Наивысшей вязкостью обладают остатки от перегонки нефти и ас-
фальто-смолистые вещества. Среди различных групп углеводороде г,
наименьшую вязкость имеют парафиновые, наибольшую — нафте-
новые; ароматические углеводороды занимают промежуточное поло-
жение. Парафиновые углеводороды изо- и нормального строения
по вязкости мало отличаются между собой. Возрастание числа цик-
лов в молекулах нафтеновых и ароматических углеводородов, так же
как и удлинение их боковых цепей, приводит к повышению вязкости.
Зависимость вязкости от температуры
п давления
Вязкость жидких нефтепродуктов зависит от температуры, при
которой они находятся. С понижением температуры вязкость их
возрастает. На рис. 12 приведены кривые изменения вязкости в за-
висимости от температуры для различных смазочных, масел. Теоре-
тически обоснованным выражением зависимости вязкости от темпе-
ратуры для идеальных жидкостей является формула Г. М. Панчеп-
кова:
ч-з та«' ) <29)
где т| — динамическая вязкость;
1{ — универсальная газовая постоянная;
_ w — собственный объем молекул;
4*
52
Гл. Ill. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
N „ — число Авогадро — Милликана;
о — плотность жидкости при данной температуре;
М — молекулярный вес;
s — энергия связи между молекулами;
Т — абсолютная температура, "’К.
Проверка формулы по четыреххлористому углероду, бензолу
п другим химически чистым органическим соединениям показалат
что отклонения расчетной величины вязкости от экспериментальной
не превышают 2,8%. Лишь отсутствие точных сведений о величинах
w и 8 препятствует широкому применению этой формулы для опре-
Температура^ °C
Рис. 12. Зависимость вязкости смазочных
масел от температуры:
1, 2 и 3 — остаточные масла; 4 — дистиллятное
масло; 5 — растительное масло.
деления вязкости мине-
ральных масел при задан-
ной температуре.
Весьма практичной ока-
залась эмпирическая фор-
мула Вальтера
(100v/-r0,8)7"! = К (30)
где V/ — кинематическая вяз-
кость, ст',
Т — абсолютная темпера-
тура, JK;
m — постоянная величина.
Дважды логарифмируя
это выражение, получаем
m lg Т + 1g 1g (100vt + 0,8) = 1g 1g К
Приняв
lglgA=A; m — B
находим:
lg lg (100vz + 0,8) = A — В Ig T
(31)
По этой формуле E. Г. Семенпдо была составлена номограмма
(рис. 13, см. форзац в конце книги), на осн абсцисс которой для
удобства пользования отложена температура, а иа оси ординат
вязкость. Пользуясь номограммой, можно найти вязкость нефте-
продукта при любой заданной температуре, если известна его кине-
матическая вязкость при двух других температурах. В этом случае-
значения известных вязкостей соединяют прямой и продолжают ее
до пересечения с линией температуры. Точка пересечения с ней
отвечает искомой вязкости. Номограмма пригодна для определения
вязкости всех видов жидких ’ нефтепродуктов.
Вязкость природных газов известного молекулярного веса или
относительной (по воздуху) плотности при атмосферном давлении
и заданной температуре может быть определена по кривым, приве-
Вязкость
53
Относительная плотность газа (по воздуху)
Рис. 14. График для определения вязкости
природных газов в зависимости от их
плотности, молекулярного веса и темпера-
туры при атмосферном давлении
денным на рис. 14. Как следует из рис. 14, с повышением относи-
тельной плотности и понижением температуры вязкость газа умень-
шается.
Изменение вязкости нефтяных смазочных масел в зависимости
от температуры имеет исключительно большое значение при эксплу-
атации механизмов в широком интервале температур. Для характе-
ристики этой зависимости предложены различные показатели:
индекс вязкости, отношение вязкостей v50/v100 п др. Система индекса
вязкости (ИВ) была разрабо-
тана Дином и Девисом с
целью оценки эксплуатацион-
ных свойств смазочных масел.
Чем меньше меняется вяз-
кость смазочного масла с из-
менением температуры, тем
выше его индекс вязкости
и тем выше считается его
качество. Индекс вязкости
зависит от группового угле-
водородного . состава нефте-
продукта и от структуры
углеводородов. Наибольшим
индексом вязкости обладают
парафиновые углеводороды,
наименьшим — полицикли-
ческие ароматические с ко-
роткими боковыми цепями.
Дни и Девис условно приняли МВ для всех масляных фракции парафини-
стой пенсильванской нефти за 100 пунктов и для всех масляных фракций высоко-
смолистой нефти Мексиканского побережья за 0 пунктов. Для определения ИВ
испытуемого масла (17) необходимо знать вязкость этого масла при 37,8° С и при
98,8° С. По таблице, характеризующей вязкости масляных фракций пенсиль-
ванской нефти, подбирают такую фракцию (Я), вязкость которой прп 98,8° С
равняется вязкости испытуемого масла при той же температуре. Затем по та-
блице, характеризующей вязкости масляных фракций из иефтп Мексиканского
побережья, также подбирают фракцию (L), имеющую одинаковую вязкость
с испытуемым маслом прп 98,8° С. Для вышеназванных эталонных масляных
фракций находят по тем же таблицам вязкости при 37,8° С. После этого на гра-
фике рис. 15 откладывают вязкость, одинаковую для всех трех масел при 98,8° С,
п вязкости этих масел при 37,8° С. Для каждого масла но двум точкам произ-
вольно проводят кривые изменения вязкости с изменением температуры. Пунк-
тирная кривая относится к испытуемому маслу. Его индекс вязкости опреде-
ляется из формулы:
г__TJ
ИВ = т 7/-100 (32).
l—а
где L, Н и U — вязкости масел прп 37,8° С.
Значительно проще определять индекс вязкости по номограммам-
(рис. 16, а и б). На осях координат нанесены вязкости масел прп 50
54
Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
Рис. 15. График для расчета индекса
вязкости масел.
и 100° С, а наклонные линии соответствуют значениям ИВ в преде-
лах от —40 до 120. Определение ИВ сводится к восстановлению
перпендикуляров к осям координат из точек, отвечающих вязкостям
исследуемого масла при 50.и при 100° С. Точка пересечения перпен-
дикуляров с наклонными линиями дает искомую величину ИВ.
•Еще более удобна для нахождения индекса вязкости номограмма,
разработанная Г. В. Виноградовым (рис. 17). Ключ к пользованию
номограммой дается в правом ее углу. Определение ИВ сводится
к соединению прямыми линиями известных величин вязкости при
двух температурах. В точке пе-
ресечения этих линии находим
искомый индекс вязкости. Недо-
статком системы индекса вяз-
кости является то, что он ха-
рактеризует поведение масла
лишь в интервале температур
от 37,8 до 98,8° С.
Многими исследователями
было подмечено, что плотность
и вязкость смазочных масел до
некоторой степени отражают
их углеводородный состав, а
следовательно, и практическую
ценность. Был предложен со-
ответствующий показатель, свя-
зывающий плотность и вязкость
масел и названный вязкостно-весовой константой (ВВК). Вяз-
костно-весовая константа может быть вычислена по формуле
10. А. Пинкевича
RRK = pig —0,24 —0,033 lg vioo
0,755 —0,0Г1 lg vioo
(33)
где — относительная плотность;
•Vjoo — кинематическая вязкость при 100° С, ест.
В зависимости от химического состава нефтяных фракций ВВК
их может быть от 0,75 до 0,90. Чем выше ВВК масла, тем ниже его
индекс вязкости (рис. 18).
В области низких температур, как показали многочисленные
исследования, смазочные масла приобретают структуру и некоторые
другие особенности, в частности характеризуются пределом теку-
чести, пластичностью, тиксотропностыо или аномалией вязкости,
свойственными дисперсным системам. Результаты определения вяз-
кости таких масел зависят от того, проводится ли предварительно
механическое перемешивание, а также от скорости истечения или
.от обоих факторов одновременно. Масла, обладающие структурой,
ие подчиняются закону течения «ньютоновских» жидкостей, согласно
Вязкость пои. SO"!?, сот
Рис. 16. Номограмма для определения индекса вязкости масел:
<i — вязкостью при 100° С от 6 до 20 ест; 5 — вязкостью при 100° С от 21 до 60 ест.
5G Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
которому изменение вязкости должно зависеть только, от темпе-
ратуры.
Характер кривой изменения вязкости структурированного масла
в зависимости от градиента скорости истечения показан на рис. 19.
~Э,сст
Зх,
Рис. 17. Номограмма для определения индекса вязкости масел.
Рпс. 18. Зависимость между шгдек- Рис. 19. Аномалия вязкости смазоч-
сом вязкости н вязкостно-весовой пых масел,
константой.
Масло с неразрушенной структурой имеет значительно большую
вязкость, чем после ее разрушения (рис. 19). Если понизить вяз-
кость такого масла путем разрушения структуры, то в спокойном
Вязкость
57
состоянии эта структура восстановится, и вязкость примет перво-
начальное значение. Способность масла самопроизвольно восстанав-
ливать свою структуру называется тиксотропией. С увеличением
скорости течения, точнее градиента скорости (участок кривой 1),
структура разрушается, в связи с чем вязкость вещества снижается
и доходит до определенного минимума. Этот минимум вязкости
сохраняется на одном уровне и при последующем росте градиента
скорости (участок 2) до появления турбулентного потока, после чего
вязкость вновь нарастает (участок 5).
Зависимость вязкости от давления
Вязкость жидких и газообразных нефтепродуктов с повышением
давления возрастает. Характер изменения вязкости масел с повыше-
нием давления имеет большое практическое значение, так как
в некоторых узлах трения возникают высокие давления. Так, в под-
шипниках коленчатого вала давление достигает 150—200 ат, в зуб-
чатых передачах — нескольких тысяч атмосфер. Зависимость вяз-
кости от давления для некоторых масел иллюстрируется кривыми
рис. 20. Как видно, вязкость масел с повышением давления изме-
няется по параболе. Вязкость масла при давлении Р может быть
выражена формулой:
r]P=i]o«p (34)
где рр и т]0 — соответственно вязкость масла при давлении Р и атмосферном
давлении;
а — постоянная для данного масла.
Среди компонентов, составляющих нефтяные масла, меньше,
всего изменяют вязкость с повышением давления парафиновые угле-
водороды и несколько больше — нафтеновые и ароматические.
Для высоковязких нефтепродуктов с увеличением давления вязкость
повышается больше, чем для маловязких. Чем выше температура,,
тем меньше изменяется вязкость с повышением давления.
Ниже в качестве примера приведено относительное изменение
вязкости воды и минерального масла при повышении давления
от 1 до 3000 ат, найденное опытным путем:
Вязкость 1 ат 1000 пт 20 00 ат 3000 ат
Вода при 0ч С - 1,0 0,92 0,96 1,11
при 75° С 1,0 1,08 1,16 1,36
Минеральное масло при 25° С 1,0 23,0 280,0
прп 100° С 1,0 4,3 15,0 112,0
•58
Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
При давлениях порядка 5 000—10 000 ат вязкость масел на-
столько возрастает, что они теряют характер жидкости и превра-
щаются в пластичную массу.
Для нефтепродуктов Д. Э. Мапстоном * предложена формула:
1g —------0,0142В (0,0239 + 0,01638vg-278)
Vo
(35)
где vp п v0 — соответственно кинематическая вязкость прп давлении Р и атмо-
сферном давлении;
Р — давление, ат.
Рис. 20. Зависимость вязкости сма-
зочных масел от давления:
1 — J — нефтяные масла; 5 — 7—раститель-
ные масла.
-Ш
-350
-300
-250
-
5 -200
з:
QJ
§
Д -150
-1ОО
-50
-о
Рис. 21. Номограмма для определения
вязкости масел прп высоких давлениях.
На основе этого уравнения автором разработана номограмма
(рис. 21). Пользование номограммой сводится к тому, что известные
величины, например v0 и Р, соединяют прямой линией, отсчет полу-
чают на третьей шкале. Согласно примеру автора, показанному на
номограмме, повышение давления от 1 до 359 ат вызывает увеличе-
ние вязкости нефтепродукта с 29,15 до 63,2 сст. Экспериментальное
определение вязкости при Р = 359 ат дало результат 65,0 сст,
что на 3% выше расчетной величины.
* Мапстон Дж. Э., Влияние давления па вязкость нефтепродуктов,
Инжепер-пефтянпк, № 10 (I960).
Вяакость
5ft
Вязкость смесей
При компаундировании масел часто приходится определять,
вязкость смесей. Как показали опыты, аддитивность свойств про-
является лишь в смесях двух весьма близких по вязкости компонен-
тов. При большой разности вязкостей смешиваемых нефтепродуктов,,
как правило, вязкость меньше, чем вычисленная по правилу сме-
шения. Приближенно вязкость смеси масел можно подсчитать, если
заменить вязкости компонентов их обратной величиной, «подвиж-
ностью» /:
1 i 1
, . т----------к п —
f _ 41 Чг
/СМ Чем т + ,г
(36)-
отсюда
. = (m-рга) щщ
™ тт|2 + ”41
(37).
где /См — подвижность смеси;
Чем — вязкость смеси;
41, Чз — вязкости компонентов;
т, п — количества взятых компонентов.
Для вычисления вязкости смесей можно также пользоваться
различными номограммами. Наибольшее применение получили номо-
грамма ASTM и вискозиграмма Молипа — Гурвича. Номограмма
ASTM базируется на широко известной формуле Вальтера. Схема
пользования ею (рис. 22) приведена в нижней части графика. После-
довательность операций показана нарастающей нумерацией. Номо-
грамма Молина — Гурвича составлена на основании эксперимен-
тально найденных'вязкостей смеси масел А и В, из которых А обла-
дает вязкостью ВУ,0 = 1,5, а В — вязкостью ВУ20 = 60. Оба масла
были смешаны в разных соотношениях от 0 до 100 объемн. % и экс-
периментально установлена вязкость смесей. На номограмме (рис. 23)
нанесены значения вязкости в условных единицах и сантистоксах:
пользование ею поясним па конкретных примерах.
Пример 1. Найти вязкость смеси, состоящей из 30 объемп. % масла А
(ВУ20 = 6,5) п 70% масла В (ВУ2„ = 35).
. Р е ш е и п е. Соединяем прямой лпнпей (см. рис. 23) точку 35 па шкало
вязкости масла В (100%) с точкой 6,5 на шкале вязкости масла А (100%). Из
точки, соответствующей 30% масла А, восстанавливаем перпепдпкуляр до пере-
сечения с этой прямой, пз полученной точил проводим горизонталь до пересече-
ния с осью ординат и па последней получаем отсчет 20. Это п есть искомая услов-
ная вязкость смеси масел А п В, т. е. ВУ£$* = 20.
Пример 2. В каком соотношении надо смешать масло А (ВУ20 = 6,5)-
и масло В (ВУ20 = 35), чтобы получить смесь вязкостью ВУ^ = 20?
Решение. Соединяем прямой точку ВУ20 = 35 с точкой ВУ20 = 6,5'.
Из точки ВУ^1 = 20 проводим горизонталь до пересеченпя с проведенной ранее
прямой лшгпей. Из точки пересечения восстанэвлпваем перпендикуляр до пере-
сечения с верхней п нижней шкалами (процентное содержание компонентов А
п В). На ппжней шкале читаем содержание масла А в смесп 30 объемп. % , на.
верхней шкале — содержаппе масла В 70 объемн. %.
ест °ВУ

-35
7-90
7-85
7-80
7-75
:-70
7-S5
7-бо
7-55
-50
~-1>5
HiO
7-35
7-30
7-25
7-го
^15
^0
Гг5
Е-0
Содержание (у) более Вязкого компонента
Рпс. 22. Номограмма ASTM для определения вязкости смесей нефтепродуктов
Вязкость
61
Пример 3. Имеется 0,7 .и3 масла В вязкостью ВУ.,0 = 35. Какое надо взять
ио вязкости масло А, чтобы получить 1 .и3 смеси вязкостью ВУ^1 = 20?
Р е ш е и и е. Точку пересечения перпендикуляра, опущенного из точки 70
объемн. 0/о В, и горизонтали, проведенной из точки ВУ!$' = 20, соединяем с точ-
кой ВУ.21| = 35. Уту линию продолжаем до пересечения с противоположной
шкалой. Вязкость искомого масла А составляет ВУ„П — 6.5.
°ВУ
ВОг
50 -
W
Зг°5-
го
15
10
9
f
5
It
3
Содержание масла В, объемн. % —о
сст0 5 10 15 20 25 30 35 4Z7 45 50 55 ВО 65 70 75 80 85 90 95100 сст ВУ
' ””— В00 з
300 -
200 -
150
ьо
30
20
15
/4
12
1,5
14
1,3
ЮОг-'
зоо —
200
150
100
80
60
-54
iO
L ' 30
7 20
15
И
- 12
10
9
8
7
6
- 5
4
1,2
Рис. 23.
го
15
Ю
э
в
5
If
3
8
7
В
5
4
1,5
/,4
1,3
а_____—------------------------------------ 3
100 95 90 85 80 75 ТО 65 60 55 50 Ь5 Ю 35 30 25 20 15 10 5 0
-«— Содержание масла Я, объемн. %
Номограмма Молина — Гурвича для определения вязкости
смеси нефтепродуктов.
5,
-4,2
§
2
2
I
Приборы для определения вязкости
Для определения вязкости жидкостей пользуются приборами,
которые называют вискозиметрами. По принципу действия эти
приборы делятся на три группы:
1) капиллярные вискозиметры, основанные на определении теку-
чести жидкости через капилляры. Из этой серии наибольшее при-
менение получили вискозиметры Оствальда — Пинкевича и Фо-
геля — Освага;
2) вискозиметры, в которых измерение вязкости жидкости осно-
вано на установлении относительного времени истечения строго
определенного объема жидкости;
3) приборы для определения вязкости по скорости падения тела
или по затуханию колебаний твердого тела в испытуемой жидкости
(вискозиметры Гурвича, Гепплера и др.).
В научно-исследовательских работах и в промышленной практике
при оценке качества нефтепродуктов в настоящее время приняты
62
Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
вискозиметры первой группы. Они дают значение вязкости в абсо-
лютных единицах (кинематической в стоксах и динамической в пуа-
зах). Вискозиметры второй группы позволяют лишь косвенно
судить о величине вязкости, которая выражается в условных еди-
ницах (° ВУ, секунды Сейсболта и пр.). Применение вискозиметров
третьей группы ограничено; они используются в полевых условиях,
когда требуется определить приблизительно качество нефтепродукта.
Подробно устройство вискозиметров и техника работы с ними изло-
жены в специальной литературе *.
ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА
Все процессы переработки нефти и газа связаны с нагреванием
пли охлаждением материальных потоков, т. е. подводом пли отводом
тепла. Ведение этих процессов, а также технологические расчеты,
проектирование нефтезаводской аппаратуры требуют всестороннего
изучения тепловых свойств нефтей и нефтепродуктов. К тепловым
свойствам относятся: удельная теплоемкость, теплота парообразо-
вания, энтальпия, теплота плавления и сублимации, теплота сгора-
ния, теплопроводность и др. Лабораторное определение тепловых
свойств — дело весьма сложное. По этой причине в технических
расчетах прибегают к обобщающим эмпирическим формулам или
графикам, рассматриваемым ниже. ,
Теплоемкость жидких нефтепродуктов
Если на нагрев 1 кг вещества от температуры 1г до температуры
t2 затрачивается тепла q ккал, то величина
выражает среднюю удельную массовую теплоемкость этого вещества
при постоянном давлении в интервале температур от до Г,.
Истинную удельную массовую теплоемкость ** можно определить
по уравнению:
dq
C'~~dT
Теплоемкость жидких нефтепродуктов впервые изучалась Н. М. Ка-
раваевым в 1913 г., в дальнейшем многие ученые посвятили свои
исследования этому вопросу. Было установлено, что с увеличением
* См., например, Нефтепродукты. Методы испытаний, Издательство
Комитета стандартов, мер и измерительных приборов при Совете Минист-
ров СССР, 1967.
** Подразумевая в дальнейшем под термином «теплоемкость» удельную
величину, слово «удельная» опускаем.
Тепловые свойства
63
плотности нефтепродуктов их теплоемкость снижается, а с повыше-
нием температуры — возрастает, т. е. она зависит от химического
состава, нефтепродукта и от температуры. Для подсчета теплоемкости
жидких нефтепродуктов широко пользуются эмпирическим уравне-
нием Крэга:
С/ = ._L- (0,403 + 0,000814) (39)
1ZP15
где — относительная плотность нефтепродуктов;
t — температура, при которой определяется теплоемкость. °C;
с/ — пстнппая массовая теплоемкость, ккал!(кг-град).
Температура, °C
Характеризующий
срактор
Рис. 24. График для определения истинной теплоемкости неко-
торых газообразных индивидуальных углеводородов и жидких
нефтяных фракций различной платности:
1—этан; 2—пропан; 3—изобутан; -1—«-бутпп; 5—изопентан; 6—н-пен-
тан; 7—н-гексап.
Более точной, учитывающей химический состав нефтепродукта,
является формула:
cz = 0,7072—0,318р1| + 4 (0,00147 —0,00055рЦ) (0,067^ + 0,35) (40)
где Л' — характеризующий фактор;
другие обозначения те же, что в формуле (39).
По этой формуле составлен график (рис. 24) применительно
к нефтепродуктам с характеризующим фактором К — 11,8. При дру-
гих значениях К найденную величину теплоемкости умножают на
поправочный коэффициент, который находят по графику, помещен-
ному в правом углу рисунка.
64
Гл. Iff. Филико-л-имические свойства нефтей и. нефтепродуктов
Теплоемкость газов и паров
Теплоемкость углеводородных газов и нефтяных паров зависит
от их химического состава и внешних условий: температуры и давле-
ния. Различают теплоемкость при постоянном давлении и постоян-
ном объеме. Истинная массовая теплоемкость при постоянном давле-
нии ср больше теплоемкости при постоянном объеме cv на величину
работы, затрачиваемой на расширение газа:
Ср Оу---If (41 .
где R — газовая постоянная, ккал!(кг-град)-,
или
ср — Су = Л (42)
где ср п Су — истинные мольпые теплоемкости соответственно при постоянном
давлении и объеме, ккал!(кмоль • град)-
Л — универсальная газовая постоянная, равная I ,987 ккпл/(кмоль • град).
Ср=Млр п Су = fyfcy (43)
где М — молекулярный вес нефтепродукта.
Истинная мольная теплоемкость газообразных углеводородов
с повышением температуры п молекулярного веса возрастает. Прп
одном и том же числе углеродных атомов в молекуле наибольшая
теплоемкость соответствует углеводородам парафинового ряда. Отно-
шение ср/с-у = к является показателем адиабаты. Им пользуются
при вычислении истинной мольной теплоемкости при постоянном
объеме, а также в расчетах адиабатического сжатия газов по формуле
РТ'^ = const (44)
Зная значение к, рассчитывают мольную теплоемкость при
постоянном объеме cv и затем по уравнению (42) определяют истин-
ную мольную теплоемкость при постоянном давлении сР.
Истинную массовую теплоемкость нефтепродукта в паровой
фазе при постоянном давлении (Р = 1 ат) можно подсчитать по
уравнению:
X Г) -
= ~ 6450 <1-8г + 702) <0,146Z<—0,41) (45)
где /С, и I, означают те же величины, что и в предыдущих формулах.
Ио уравнению (41) составлен график, приведенный на рис. 25.
Как и на предыдущем графике, численные значения относятся
к величине характеризующего фактора К — 11,8, а для других зна-
чений К в правом углу рисунка приведены корректирующие множи-
тели.
Рпс. 25. Зависимость теплоемкости нефтепродуктов от темпе-
ратуры. Чпсла на кривых от 0,55 до 2,0 соответствуют относи-
Рпс. 26. Зависимость теплоемкости нефтяных паров от при-
веденных температуры и давления.
5 Заказ 1000
66
Гл. III. Ф изнко-ги мичесние свойства нефтей и нефтепродуктов
При расчете истинной теплоемкости нефтепродуктов в паровой
фазе при давлении выше 5 ат. следует учитывать влияние давления.
Характер этого влияния показан на графике рис. 26, где тепло-
емкость нефтяных паров представлена как функция приведенных
давлений и температур. На. оси ординат нанесены значения разностп
между мольной теплоемкостью при данном давлении (сР) и при атмо-
сферном давлении (ср0). Истинные теплоемкости водорода, необхо-
димые во многих расчетах, приведены в табл. 5.
Таблица 5. Истинные теплоемкости водорода (ср) в ккал/(кг град)
прп различных температуре п давленпп
Давление (Р), ат 0° С 50° С 100° с 200° С 300° С 400° с 500° с
0 3,393 3,437 3,455 3,467 3,475
1 3,394 3,438 3,456 3,468 3,475 — —
10 3,401 3,442 3,458 3,470 4,477 — —
25 3,42 3,45 3,47 3,48 3,48 3,49 ’ 3,51
50 3,43 3,46 3,48 3,48 3,49 3,50 ' 3,51
75 3,45 3,48 3,49 3,49 3,49 3,50 3,51
100 3,46 3,49 3,49 3,49 3,49 3,50 3,51
- 150 3,49 3,50 3,51 3,50 3,50 3,50 3,52
200 3,51 3,50 3,52 3,50 3,50 3,51 3,52
300 3,55 3,54 3,54 3,52 3,51 3,51 3,52
Теплоемкость смесей нефтепродуктов
Зная состав смеси, массовые теплоемкости и концентрации ее
компонентов, можно определить массовую теплоемкость смеси
нефтепродуктов по формуле
cCM = ci77ii + c2m2+. . .-[-cnmn (46)
где
С1, са, . .
mlt т2, •
ссм — массовая теплоемкость смесп;
сп — массовые теплоемкости компонентов;
тп — массовые концентрации компонентов.
Теплота испарения
Для химически чистых веществ теплота испарения представляет
собой энергию, необходимую для пспарения единицы массы вещества
при постоянных давлении и температуре. Так как нефтяные фракции
являются смесями углеводородов, то они выкипают в некотором
интервале температур и в этом случае тепло затрачивается не только
на испарение, но и на повышение температуры смеси. Точное опре-
деление теплоты испарения при таких условиях весьма затрудни-
тельно. Для химически чистых индивидуальных углеводородов
теплота испарения известна и приводится в справочной литературе.
Тепловые свойства
67
Примером могут служить следующие данные для водорода и инди-
видуальных углеводородов, входящих в состав нефтяных фракций:
Температура кипения, °C Теплота испарения, ккал/кг Температура кипения, °C Теплота испарения, ккал/кг
Водород . . . —252,8 0,44 Метплцикло-
Пропан . . . -44 97,9 гексан ... 98 75,7
Пептап . . 36 84,3 Дпметилцпкло-
Гексан . . . 68 79,4 гексап . . . 118,5 71,7
Гептан . . . 98 74,0 Бензол .... 80,5 94,9
Октан . . . 125 71,1 Толуол .... 110,5 86,0
Циклогексан 69 87,3
Теплоту испарения нефтепродуктов можно подсчитать по фор-
муле Трутона:
1 = к'м (47)
где I — теплота испарения, ккал/кг',
К — коэффициент пропорциональности;
Т — температура кппеппя нефтепродукта, СК;
М — молекулярный нес нефтепродукта.
Для большинства углеводородов и их смесей при атмосферном
давлении К = 20 -г- 22. Более точное значение постоянной К нахо-
дят по формуле Кистяковского:
/<=8,75 + 4,571 lg Т (48)
где Т — температура кипения нефтепродукта, °К.
При помощи уравнений Трутона и Кистяковского построен гра-
фик зависимости между теплотой испарения нефтяных фракций, их
средней молекулярной температурой кипения, молекулярным весом
и характеризующим фактором (рис. 27). Теплоты испарения нефтя-
ных дистиллятов при атмосферном давлении в первом приближении
могут быть оценены следующими величинами: для бензина 70—75,
керосина 60—65, дизельного топлива 55—60 и газойля 45—55 ккал/кг.
Температура и давление заметно влияют на величину теплоты испа-
рения — с повышением температуры и давления теплота испарения
уменьшается. В критический точке, где нет различия между жид-
костью и паром.,' она равна нулю,.а при температурах ниже крити-
ческой, если известна теплота испарения при какой-либо тем-
пературе Тп, может быть найдена по формуле
Т
ZT=q>Zo-¥- (49)
1 о
где 1Т — теплота пспарепия прп температуре Т, ккал/кг-,
10 — то же прп температуре Т0;
<р — поправочный коэффициент;
Т — температура кипения прп данном давлеппп, °К;
Т0 — температура кппешгя прп атмосферном давленпп, °К.
5*
68
Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
В практических расчетах для определения коэффициента ср
пользуются графиком рис. 28. На нем приводятся значения попра-
вочного коэффициента ср в зависимости от отношения Т0/Ткр и при-
веденной температуры Гпр = Т/Ткр.
Пример. Определить теплоту пспареппя бензола прп 120° С, если при 80,5° С
она составляет 94,9 ккал/кг-, критическая температура бензола равна 288,5° С.
Решение. Находим отношение Т0!Ткр.
Та = 273 + 80,5 _
Ткр 273 + 288,5
Определяем [приведенную
температуру:
т_______Т 273 + 120 „„
пр Ткр 273 + 288,5 ’
Рис. 28. График для опреде-
ления поправочного коэффи-
циента ср.
Рпс. 27. График для определения теплоты
испарения нефтяных фракции в зависимости
от средней молекулярной температуры кипе-
ния п молекулярного веса пли характеризу-
ющего фактора.
Согласно графику рпс. 28 ср = 0,81.
По формуле (49)
1Т = 0,81 -94,9
273 + 120
273 + 80,5
86 ккал/кг
Теплоту испарения при температурах и давлениях, удаленных
от критических, можно вычислить по формуле Трутона, в которой
значение К определяется по графику рис. 29 в зависимости от неко-
торой величины / — функции Гильдебрандта:
1000Р
(50)
где Р — давление, ат;
Т — температура, °К.
Тепловые свойства
69
Пример. Определять теплоту испарения бензола прп Р = 2,9 ат, если
температура ого кппеппя при этом давлении равна 120° С; молекулярный вес
бензола равен 78.
Р е ш е п и с. Находим функцию Гильдебрандта по формуле (50)
, 1000 • 2,9 „ „„
/= 120 + 273'= 7’36
На рис. 29 этому значению / соответствует Л' = 17.
По формуле (4.7)
, 17 (273 + 120) „„ .
I =--->—-------— = 86 ккал/кг
Теплота испарения может
быть найдена также по раз-
ности энтальпий нефтепро-
дукта в паровой и жидкой
фазах при одинаковых тем-
пературе и давлении
1=^-чТ (51)
где — эптальппя нефтепро-
дукта в паровой фазе
прп температуре t,
ккал/кг',
д{к — энтальпия нефтепродукта
Рпс. 29. Зависимость значения К в формуле
Трутопа от функции f.
в жидкой фазе прп температуре t, ккал/кг.
Методика определения величин д“ и д’к рассматривается ниже.
Энтальпия
Под удельной энтальпией жидких нефтепродуктов при темпе-
ратуре t понимают то количество тепла д?, которое необходимо
затратить на нагрев 1 кг жидкости от 0° С до t° С:
д™ = § с dt
о
(52)
где с — истинная массовая теплоемкость нефтепродукта, ккал/{кг-град).
Подставляя в эту формулу значение теплоемкости из формулы
(39), имеем
t
qf = f —£= (0,403 + 0,000814) dt = -^=- (0 4034 + 0,00040542) (53)
J FP15 ГРЙ
Для упрощения подсчетов численные значения величины а =
= (0,4031 + 0,000405z2) для заданных значений t сведены в табл. 6.
Умножив найденную величину а на получают энтальпию жид-
У Р15
кого нефтепродукта при температуре t в ккал/кг.
70
Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
Пример. Определить энтальпию нефтепродукта с относительной плот-
ностью р^| = 0,81 прп температуре 200° С.
Р с ш е и и е. По табл. 6 прп I = 200° С находим а =96,8:
5$оо = 96,8
1
/ад!
= 106,48
ккал/кг
Таблица 6. Значения величины а = (0,4034 + 0,000405/2)
прп разных температурах
t, °C а 1, °C а t, °C а *, °C а
0 0,00 130 59,23 260 132,16 390 218,71
5 2,02 135 61,79 265 135,24 395 222,37
10 4,07 140 64,36 270 138,33 400 226,00
15 6,14 145 66,80 275 141,45 405 229,64
20 8,22 150 69,56 280 144,59 410 233,31
25 10,33 155 72,19 285 147,75 415 236,99
30 12,45 160 74,85 290 150,93 420 240,70
35 14,60 165 77,52 295 154,13 425 244,43
40 16,77 170 80,21 300 157,35 430 248,17
45 18,95 175 82,93 305 160,59 435 251,94
50 21,16 180 85,66 310 163,85 440 255,73-
55 23,39 185 88,42 315 167,13 445 260,53
60 25,63 190 91,19 320 170,43 450 263,36
65 27,91 195 93,98 325 173,75 455 267,10
70 30,26 200 96,80 330 177,09 460 271,08
75 32,53 205 99,63 335 180,45 465 274,96
80 34,83 210 102,49 340 183,84 470 277,92
85 37,10 215 105,36 345 187,24 475 282,80
90 39,55 220 108,26 350 190,66 480 286,75
95 41,94 225 111,18 355 194,04 485 290,72
100 44,35 230 114,11 360 197,57 490 294,71
105 46,78 235 117,07 365 201,05 495 298,72
110 49,23 240 120,05 370 204,55 500 302,75
115 51,70 245 123,04 375 208,08
120 54,19 250 126,06 380 211,62
125 56,70 255 129,09 385 215,19
При составлении тепловых балансов часто приходится подсчи-
тывать количество тепла, затраченного на нагрев жидкого нефте-
продукта от температуры tr до температуры t2.
При этом можно пользоваться формулой

(54)
где Q — количество тепла, затраченного на нагрев нефтепродукта, ккал;
G — количество нефтепродукта, кг;
q* п <7^ — энтальпия жпдкого нефтепродукта соответственно прп темпера-
туре t± и t2.
Пример. Определить количество тепла, необходимое для нагрева 100 кг
нефтепродукта с относительной плотностью = 0,81 от 25 до 200° С.
Тепловые свойства
71
Решение. По табл. 6 и формулам (53) и (51) находим
(?ж=100
1
Г'081
(96,8 — 10,33) яа 9598 ккал
Величина энтальпии нефтепродукта в паровой фазе слагается
из количества тепла, расходуемого на нагрев жидкого нефтепро-
дукта от 0° G до температуры кипения, на его испарение и на пере-
грев паров от температуры кипения до заданной температуры I.
Таким образом:
9? = (7пагр + <7и сп “Г ?перегр
ПЛИ ^кип t
(ft = j С! dt +1 + J c2dt (55)
0 'кип
где qf — энтальпия нефтепродукта в паровой фазе при температуре t, ккал/кг-,
Inar-p — количество тепла, расходуемого па пагрев жидкого нефтепродукта
от 0° С' до литературы tKIln;
?исп — количество тепла, расходуемого на испарение нефтепродукта при
температуре кппеппя, ккал/кг',
tfneperp — количество тепла, расходуемого па перегрев паров нефтепродукта
от температуры кппеппя tKII[I до конечной температуры 1, ккал/кг;
ci 11 с2 — истинная массовая теплоемкость нефтепродукта соответственно
в жидкой п паровой фазах, ккал/(кг-° С).
Для определения энтальпии нефтяных паров широко пользуются
эмпирической формулой Б. П. Воинова:
д? = (50,2 + 0,1091 + 0,0001412) (4-- pH) - 73,8 (50)
или
д? = а(4-рК)-73,8 (57)
где а = 50,2 + 0,1091 + 0,0001412;
I — температура паров, °C;
р}| — относительная плотность.
Для ускорения вычислений можно использовать данные табл. 7,
в которой приведены числовые значения величины а, рассчитанные
для разных температур.
Пример. Определить энтальпию нефтяных паров при t = 360° С, еслп pH =
= 0,8.
Р е ш е п п е. По табл. 7 для 1 = 300° С находпм а = 107,58. По формуле (57)
рассчитываем
gg00 = 107,58 (4 —0,8) —73,8=270,5 ккал (кг
Из термодинамики известно, что давление не влияет на энталь-
пию идеальных газов. Энтальпия паров нефтепродуктов с повыше-
нием давления понижается. Для определения энтальпии нефтепро-
дуктов при повышенных давлениях сначала находят их энтальпию
72
Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
Таблица 7. Значения величины а = (50,2 + 0,109i + 0,00014i2)
прп разных температурах
t, °C а t, °C а i, °C а t, °C а
0 50,20 130 66,74 260 88,0 390 114,00
5 50,75 135 67,47 265 88,92 395 115,11
10 51,30 140 68,20 270 89,84 400 116,20
15 51,87 145 68,95 275 90,76 405 117,31
20 52,44 150 ' 69,70 280 91,70 410 118,42
53,01 155 70,46 285 92,64 415 119,55
30 53,60 160 71,22 290 93,58 420 120,67
35 54,19 165 72,00 295 94,54 425 121,81
40 54,78 170 72,78 300 95,50 430 122,96
45 55,39 175 73,56 305 96,47 435 124,11
50 56,00 180 74,36 310 97,44 440 125,26
55 56,62 185 75,15 315 98,43 445 126,43
60 57.24 190 75,96 320 99,42 450 127,60
65 57,88 195 76,77 325 100,41 455 128,78
70 58,52 200 77,60 330 101,47 460 129,46
75 59,16 205 78,43 335 102,43 465 131,16
80 59,82 210 79,26 340 103,44 470 132,35
85 60,48 215 80,11 345 104,47 475 133,56
90 61,14 220 80,96 350 105,50 480 134,77
95 61,82 225 81,81 355 106,54 485 135,99
100 62,50 230 82,67 360 107,58 490 137,22
105 63,19 235 83,55 365 108,64 495 138,46
110 63,88 240 84,42 370 109,69 500 139,70
115 64,59 245 85,31 375 110,76
120 65,30 250 86,20 380 111,84
125 66,01 255 87,10 385 112,92
при атмосферном давлении н из полученной величины вычитают-
поправку на повышенное давление:
Я"р = 9?-Д9 (58)
где q$ — энтальпия нефтепродукта в паровой фазе прп температуре t и давле-
нии Р, ккал/кг‘,
— то же, прп атмосферном давлении, ккал/кг;
— поправка энтальпии паров па повышенное давление, ккал/кг.
Поправку kq можно вычислить из уравнения:
Ад> _ . -Рпр
jP 4,4 у,3 (59)
где М молекулярный вес нефтепродукта;
Т — температура пйров, °К;
РПр — приведенное давление;
7'пр — приведенная температура.
На основе этого уравнения построен график (рис. 30).
Тепловые свойства
73
Пример. Определить эпталышго паров нефтепродукта (молекулярный
вес М = -110, средняя температура кипения (ср = 120° С н относительная плот-
ность р|| = 0,750) прп температуре I = 420° С и давлении Р = 42 ат.
Решение. Находим критические параметры:
По формуле (18)
tKp= 1.05icp+160= 1,05-120-1-160 = 286° С
Гкр = 286+273 = 559° К
По формуле (19)
Р кр
Вычисляем приведенные
температуру и давление:
р_____^ = ^1 = 15
пр Ркр 28
По графику рпс. 30 опре-
SqM
деляем величину .
ДдМ
—7р— = —3,4
откуда
Т
Дд = —3,4-^= —3,4 х
Рпс. 30. Поправка для эптальпип нефтяных
паров прп высоких давлениях.
420 + 273
ПО"
21,4 ккал/кг
Подсчитываем энтальпшо нефтепродукта в паровой фазе прп 420° С п атмо-
сферном давлении по формуле (57):
7420 = а (4 - р® — 73,8 = 120.67 (4 — 0,75) — 73,8 = 318,4
Определяем энтальпию прп давлении 42 ат. Для этого найденную вели-
чину поправки Дд необходимо учесть в энтальпии нефтяных паров прп атмо-
сферном давлении:
<?р°= 318,4 — 21,4 = 297,0 ккол/вг
Теплота плавления, теплота
сублимации
В технологических расчетах приходится оперировать теплотами
плавления твердых нефтепродуктов — нафталина, парафина, цере-
зина и др. Теплоту плавления нефтепродукта можно определить по
уравнению Клапейрона — Клаузиуса:
Т 7, dP (t>2—гх)
dT ' 41,293
(60)
74 Гл. III. Физико-в'нлические свойства нефтей и нефтепродуктов
где L — теплота плавления нефтепродукта, кал/г;
Т температура плавления, °К;
Р — давление окружающей среды, ат’,
ri п ';2 — удельные объемны нефтепродукта соответственно в жидком и твердом
состояниях, с.л:)/с;
41.293 — пересчетнын коэффициент (1 кал -- 41,293 ат-мл).
Таким образом, уравнение Клапейрона — Клаузиуса позволяет
рассчитать теплоту плавления нефтепродукта, если известна зависи-
мость температуры плавления от давления в системе.
Ниже приведены результаты опытов с парафином и нафталином:
Парафин Нафталин
Давление, ат. ...............
Температура плавления, ’’ С
1 S5 100 1 150 075
46,3 48,9 49,9 80,0 86,4 10.3,6
Из этих данных видно, что температура плавления с увеличе-
нием давления повышается. Из уравнения (60) следует, что если
плавление сопровождается увеличением удельного объема, т. е.
и2 > то с повышением давления возрастают температура плавле-
ния и теплота плавления. Плавление твердых углеводородов сопро-
вождается увеличением , их удельного объема.
В табл. 8 приведены данные о температурах и теплотах плавле-
ния нескольких образцов твердых парафинов и церезинов. Из табл. 8
видно, что чем тяжелее нефтепродукт, тем больше его температура
плавления и теплота плавления.
Таблица 8. Характеристика твердых
нефтепродуктов
Плотность при 70° С Молекуляр- ный вес Температура плавления, СС Теплота плавления, нкал/кг
0,7735 326 52,2 38,9
0,7742 389 57,3 40,6
0,7746 427 60,9 41,7
0,7750 501 65,4 43,9
Для технологических расчетов теплота плавления парафина
и нафталина может быть определена с точностью до 5% в зависимости
от их плотности и температуры плавления по эмпирической формуле
0,0997'пл
Р^пл
где L — теплота плавления, ккал/кг',
р^пл — плотность при температуре плавления,
Тпл — температура плавления, °К.
(61)
Тепловые свойства
75
Теплота сублимации нефтепродуктов равна сумме теплот плавле-
ния и испарения. Для бензола теплота сублимации равна 141 ккал/кг,
для нафталина 111,1 ккал/кг.
Теплота сгорания
Различают высшую и низшую теплоты сгорания нефтепродуктов
(топлив). Высшая теплота сгорания отличается от низшей на вели-
чину теплоты полной конденсации водяных паров, образующихся
при сгорании углеводородов. В технологических расчетах обычно
пользуются низшей теплотой сгорания.
Так как теплота испарения воды равна примерно 600 ккал/кг,
а количество воды в продуктах сгорания слагается из влаги топлива
(W) и воды (9Н), образующейся при сгорании водорода (2Н3 + О3 =
= 2Н3О, т. е. при сгораний 1 кг водорода образуется 9 кг воды),
то разность между высшей и низшей теплотой сгорания составляет
<?в~<2н = 600 (9H + W)
и (62)
Сн=<?в-600(9Н+Ж)
где (9П — ппзшая теплота сгорания, ккал/кг;
QB — высшая теплота сгораппя, ккал/кг',
Н — содержание водорода в топливе, вес. доли;
W — содержание воды в топливе, вес. долп.
Теплоту сгорания нефтяных топлив подсчитывают по формулам
или определяют экспериментально сжиганием топлив в калори-
метрах. Для вычисления теплоты сгорания топлив пользуются
формулой Д. И. Менделеева:
<?в = 8 100C + 30 000H + 2 600(S-0)
и (63)
(?н = 8 100С + 30 OOOII-f-2 600(S—О)—600(91-1 +ТУ)
где С, Н, S, О — содержание в топлпве соответственно углерода, водо-
рода, серы п кислорода, вес. долп;
8 100, 30 000 п2 600 — теплота сгораппя соответственно углерода, водорода
п серы, ккал1нг",
остальные обозначенпя те же, что в предыдущих формулах.
Существуют также эмпирические формулы, по которым можно
приближенно подсчитать теплоту сгорания топлива, если известна
его плотность:
. (?в= 12 400-2 100 (р(|)2 (64)
<2„=<?в-5045Н (65)
Н =..2-=~0105р^ (66)
где обозначения те же, что п в формуле (63).
76 Гл. III. Филико-.ти.ипческие свойства нефтей, и нефтепродуктов
На рис. 31 представлена зависимость между высшей теплотой сго-
рания, относительной плотностью pVh и характеризующим фактором К
для нефтепродуктов и отдельных составляющих их углеводородов.
Для газообразного топлива теплоту сгорания подсчитывают
применительно к 1 лг.3 газа прп 0° С и 760 мм рт. ст. по правилу
аддитивности:
<2Н = 3 018СО + 2 5791-12+8 555СН4+ 14 100С2Н4+ 15 226С.2Н0 +
+ 20 627С3Н6 + 21 795С3Г18 + 27 111С4Нв+28 338С4Пю + 5 585H2S (67)'
где (?п — низшая теплота сгораппя топлива, нкал/.н3',
GO, П2, . . . , H„S — содержание соответствующих компонентов газообразного
топлива, объемп. доли.
Числа перед компонентами соответствуют низшей теплоте пх сгораппя
в ккал/м3.
Экспериментально высшую и низшую теплоты сгорания топлив
определяют при помощи различных калориметров. Для измерения
теплоты сгорания газов в газопроводах применяются регистриру-
ющие калориметры непрерывного действия. Их калибруют с по-
мощью так называемого водяного калориметра. Принцип действия
его состоит в том, что газ, подаваемый с определенной скоростью,
сжигается в камере сгорания и выделяющееся тепло затрачивается
на повышение температуры проходящей через калориметр воды.
Теплопроводность
Теплопроводность нефтепродуктов зависит от их химического
состава, фазового состояния, температуры и давления. Наименьшей
теплопроводностью обладают газы и пары, наибольшей — твердые
нефтепродукты, промежуточное положение занимают жидкости.
Теплопроводность углеводородных газов и нефтяных паров в про-
тивоположность жидким нефтепродуктам увеличивается с повыше-
нием температуры и может быть подсчитана по формуле:
где А.о— теплопроводность при 0° С, ккал1(ч-м-град)-,
С — постоянная величина, определяемая экспериментально;
Т — температура, °К.
Значения к С для некоторых газов приведены ниже:
X» с
Воздух ........... 0,0203 122
Водород .......... 0,137 94
Окись углерода . . 0,0185 156
На рис. 32 приведены значения теплопроводности индивидуаль-
ных углеводородов в зависимости от температуры. Чем тяжелее
углеводородный газ, тем ниже его теплопроводность. Теплопровод-
Тепловые свойства
77
ность жидких нефтепродуктов увеличивается с повышением их
молекулярного веса. Например, при 50° С она равна: для бензина
Б-70 0,095, для реактивного топлива Т-5 0,0968 ккалЦм-ч-град). Для
большинства жидких нефтепродуктов теплопроводность убывает с по-
вышением температуры. Эта зависимость описывается уравнением*:
Рпс. 31. Зависимость высшей теплоты сго-
рания жидких нефтепродуктов отплотпостп
и характеризующего фактора.
Хг = Х20[1-« (^—20)] (69)
где п Хао — теплопроводность
соответственно
при температуре
t и 20° С,
ккал/(м-ч-град);
а — коэффициент, чи-
сленно равный от
0,00078 до 0,00120;
t — температура, °C.
Рпс. 32. Зависимость теплопровод-
ности углеводородов при атмо-
сферном давлении от температуры:
1 — метан; 2 — этан; з — пропан;
4 — н-бутан; 5 — н-пептац; в — н-тск-
сан; 7— 71-гептап.
С повышением давления теплопроводность жидких нефтепродук-
тов возрастает, однако возрастание это весьма незначительно и для
одного из масел при 680 ат не превышает 20% от величины тепло-
проводности при атмосферном давлении. Теплопроводность твердых
нефтепродуктов изучена меньше, чем газообразных и жидких.
* Расторгуев IO. Л. п др., Изв. ВУЗов, Сер. «Нефть и газ», № 10
(1966).
78
Гл. ТТТ. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
В интервале температур от 0° С до температуры плавления тепло-
проводность твердого парафина равна около 0,22 ккал/(мХч-град),
твердого гудрона — 0,15 ккал/(м-ч-град), т. е. в 1,5 раза меньше.
Теплоты реакции, растворения,
адсорбции и смачивания
В нефтепереработке основная масса процессов сопровождается
многочисленными химическими реакциями, протекающими с выде-
лением или поглощением тепла. Тепловой эффект процесса слагается
из теплот этих реакций. Для технологических расчетов реакционных
устройств тепловые эффекты процессов переработки нефти и газа
либо рассчитывают по закону Гесса либо определяют путем обследо-
вания реакционных устройств промышленных установок. Послед-
ний метод более точен.
По закону Гесса тепловой эффект процесса равен сумме теплот
образования полученных продуктов за вычетом суммы теплот обра-
зования исходных веществ:
<?р = 2 (Д-^обр)прод 2 (А-®обр)исх (70)
или сумме высших теплот сгорания исходных веществ за вычетом
суммы высших теплот сгорания полученных продуктов:
<2р= У (Ср)псх 2(<?Вр)прод (71)
где (Jp — тепловой- эффект процесса, ккал/моль;
кН — стандартный тепловой эффект образования веществ, ккал/моль;
— высшая теплота сгораппя, ккал/кг.
Для эндотермических процессов СК >0, для экзотермических
<2р< о.
Растворение углеводородных газов и нефтяных паров в жидких
нефтепродуктах сопровождается выделением тепла. В данном случае
теплота растворения равна теплоте конденсации растворенного
газа или нефтяных паров. Растворение твердых углеводородов
в жидких нефтепродуктах обычно сопровождается поглощением
тепла( Так, при растворении в бензине парафина с молекулярным
весом 400 поглощается 21 ккалъ/молъ, или 52,4 ккал/кг. Как пока-
зали исследования, теплота растворения парафина увеличивается
с повышением его температуры плавления.
При адсорбции углеводородных газов и нефтяных паров на
поверхности твердых тел выделяется тепло. По теплоте адсорбции
судят об адсорбируемости данного вещества на определенном адсор-
бенте. Количество тепла, выделяющееся при адсорбции, зависит от
природы адсорбируемого вещества и адсорбента. Например, найдены
следующие величины теплоты адсорбции на активированном угле
паров различных веществ (в ккал/моль); этиловыйс пирт 15, бен-
зол 14,7, метиловый спирт 13,1, метан 4,5. Теплоты адсорбции паров
Температуры вспышки, воспламенения, застывания и плавления 79
бензола на цеолитах различных марок в 1,5—2,5 раза превышают
соответствующие значения для н-гексана. Так, величина теплоты
адсорбции на цеолитах NaX составляет для гексана 14,7 и для
бензола 18,0 ккал]молъ.
При погружении твердого вещества в жидкий нефтепродукт
выделяется теплота смачивания. Тепловой эффект смачивания зави-
сит от природы вещества и химического состава нефтепродукта.
По величине теплоты смачивания можно судить об адсорбируемости
различных веществ на том или ином адсорбенте*. Так, например,
теплота смачивания силикагеля (в ккал/кг) метиловым спиртом 15,3,
этиловым спиртом 14,7, бензолом 8,1, пентаном и гексаном 3,1,
а теплота смачивания цеолита.Na Y н-гептаном составляет 32,2 ккал/кг.
Из этих данных видно, что цеолит обладает значительно большей
адсорбционной способностью по отношению к нормальным парафино-
вым углеводородам, чем силикагель. В то же время метиловый и этило-
вый спирты, а также бензол лучше’ адсорбируются силикагелем, чем
пентан и гексан.
ТЕМПЕРАТУРЫ ВСПЫШКИ, ВОСПЛАМЕНЕНИЯ,
САМОВОСПЛАМЕНЕНИЯ, ЗАСТЫВАНИЯ И ПЛАВЛЕНИЯ
Температура вспышки
Температурой вспышки называется та температура, при которой
нефтепродукт, нагреваемый в стандартных условиях, выделяет
такое количество паров, которое образует с окружающим воздухом
горючую смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени.
Температура вспышки нефтепродуктов тесно увязывается с их
температурой кипения, т. е. с испаряемостью. Чем легче фракция
нефти, тем ниже ее температура вспышки. Так, бензиновые фракции
имеют отрицательные (до —40° С) температуры вспышки, керосино-
вые 28—60° С, масляные 130—325° С. Присутствие влаги, продуктов
распада в нефтепродукте заметно влияет на величину его темпера-
туры вспышки. Этим пользуются в производственных условиях для
суждения о чистоте получаемых при перегонке нефтяных фракций.
Для масляных фракций температура вспышки показывает наличие
легко испаряющихся углеводородов. Среди масляных фракций раз-
личного углеводородного состава наиболее высокая температура
вспышки свойственна маслам из парафинистых малосмолистых
нефтей. Масла той же вязкости из смолистых нафтено-ароматиче-
ских нефтей характеризуются более низкой температурой вспышки.
Стандартизованы два типа методов определения температуры
вспышки нефтепродуктов: в открытом и закрытом тиглях. Разница
в температурах вспышки одних и тех же нефтепродуктов при опре-
делении в открытом и закрытом тиглях весьма велика. В последнем
* При погружении твердого вещества в чистую жидкость тепловой эффект
соответствует теплоте смачивапия, а прп погружении этого вещества в раствор
тепловой эффект складывается пз теплот смачивапия п адсорбции.

80 Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
случае требуемое количество нефтяных паров накапливается раньше,
чем в приборах открытого типа. Кроме того, в открытом тигле обра-
зовавшиеся пары свободно диффундируют в воздух. Указанная
разница тем больше, чем выше температура вспышки нефтепродукта.
Примесь бензина или других низкокипящих фракций в более тяже-
лых фракциях (при нечеткой ректификации) резко повышает раз-
ницу в температурах их вспышки в открытом й закрытом тиглях.
При определении температуры вспышки в открытом тигле нефте-
продукт сначала обезвоживают с помощью поваренной соли, серно-
кислого или хлористого кальция, затем заливают в тигель до опре-
деленного уровня, в зависимости от вида нефтепродукта. Нагрев
тигля ведут с определенной скоростью, и при температуре на 10° С
ниже ожидаемой температуры вспышки медленно проводят по краю
тигля над поверхностью нефтепродукта пламенем горелки или дру-
гого зажигательного приспособления. Эту операцию повторяют
через каждые 2° G. За температуру вспышки принимают ту темпе-
ратуру, при которой появляется первое синее пламя над поверхностью
нефтепродукта. При определении температуры вспышки в закрытом
тигле нефтепродукт заливают до определенной метки и в отличие от
описанного выше метода нагревание его ведут при непрерывном пере-
мешивании. При открывании крышки тигля в этом приборе авто-
матически подносится пламя к поверхности нефтепродукта.
По температуре вспышки нефтепродукта судят о возможности
образования взрывчатых смесей его паров с воздухом. Смесь
паров с воздухом становится взрывчатой, когда концентрация
паров горючего в ней достигает определенных значений. В соот-
ветствии с этим различают нижний и верхний пределы взрываемости
смеси паров нефтепродукта с воздухом. Если концентрация паров
нефтепродукта меньше нижнего предела взрываемости, взрыва не
происходит, так как имеющийся избыток воздуха поглощает выде-
ляющееся в исходной точке взрыва тепло и таким образом препят-
ствует возгоранию остальных частей горючего. При концентрации
паров горючего в воздухе выше верхнего предела взрыва не происхо-
дит из-за недостатка кислорода в смеси. Нижний и верхний пределы
взрываемости углеводородов можно определить соответственно по
формулам:
N 100
н 4,85 (ш —1)-|-1
v ______192___
в 1,21 (m-f-l)
где щ —» число атомов кислорода, необходимое для горения одной молекулы
углеводорода.
Ниже приведены пределы взрываемости (в объемн. %) смесей
индивидуальных углеводородов и других горючих веществ с воз-
духом:
(72)
(73)
Температуры вспышки, воспламенения, застывания и плавления ’ 81
Нижний Верхний Нижний Верхний
Метан .... . . 5,0 15,0 Ацетилен .... 2,5 81,0
Этан .... . . 2,9 15,0 Циклогексан. . . 1,2 10,6
Пропан . . . . . 2,1 9,5 Бензол 1,4 7,1
Бутан .... . . 1,8 9,1 Толуол 1,3 0,7
Пептан . . . . . 1,4 7,8 Окись углерода . 12,5 74,0
Гексан . . . . . 1,2 7,5 Водород .... 4.0 75,0
Этилен . . . . . 3,0 32,0 Этиловый спирт . 3,0 19,0
Пропилен . . . . 2.2 10,3
Как видно из приведенных данных, в гомологическом ряду
парафиновых углеводородов с повышением молекулярного веса как
нижний, так и верхний пределы взрываемости понижаются, а интер-
вал взрываемости сужается от 5—15 объемн. % для метана до 1,2—
7,5 объемн. % для гексана. Ацетилен, окись углерода и водород
характеризуются самыми широкими интервалами взрываемости,
поэтому они наиболее взрывоопасны.
С повышением температуры смеси интервал ее взрываемости
слегка сужается. Так, при 17° С интервал взрываемости пентана
(в объемн. %) равен 1,4—7,8, а при 100° С составляет 1,44—4,75.
Присутствие в смеси инертных газов (азота, двуокиси углерода
и др.) также сужает интервал взрываемости. Увеличение давления
приводит к повышению верхнего предела взрываемости.
Пределы взрываемости паров бинарных и более сложных смесей
углеводородов можно определить по формуле:
га1 I n2 । [ пп ___ п1~Гп2~\~- • -+nZl
ЛГ1 ‘ Nn “ ^см
отсюда
Ni т Nn
где Лгсм — предел взрываемости смеси;
nL, п«, . . ., пп — концеитрацпп компонентов смеси, объемн. %
(п3 + п2 + • • • + пп = 100 объемн. %);
NN„, . . ., N,г — ипжште плп верхние пределы взрываемости каждого пз
компонентов смеси.
Пример. Вынпслить нижний предел взрываемости природного газа следу-
ющего состава (в объемн. %): СН4 — 92; С2Нв — 5; C3Hs — 3.
Решение. Пользуясь выше приведенными данными п формулой (74)
находим:
№m = -q5--------------5— =4,6 объемн. %
ад 2,1
6 Заказ 1000
82
Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
Температура воспламенения и само-
воспламенения
Для определения температуры вспышки характерно, что смесь
вспыхивает и сейчас же гаснет. Если же продолжать нагревание
жидкости, можно вновь наблюдать вспышку паров, при этом вспых-
нувший продукт будет спокойно гореть в течение некоторого вре-
мени. Соответствующая этому наинпзшая температура называется
температурой воспламенения. Температуру воспламененпя опреде-
ляют на том же приборе (в открытом тигле), что и температуру
вспышки.
Если нефтепродукт нагреть до высокой температуры, а затем
привести в соприкосновение с воздухом, то он может самопроиз-
вольно воспламениться. Температура самовоспламенения нефте-
продуктов зависит от их химического состава. Наибольшей темпе-
ратурой самовоспламенения обладают ароматические углеводороды,
а также богатые ими нефтепродукты. Ниже приведены температуры
самовоспламенения некоторых углеводородов и нефтепродуктов
(в °C):
//-Гексан............... 260,6
Циклогексан............. 270,0
Бензол...................591,7
Авиационный бензин . . . 425,0
Реактивное топливо . . . 380,0
.Газойль .............. 360,0
Самовоспламенение нефтепродуктов часто является причиной
пожаров при нарушении герметичности фланцевых соединений,
ретурбендов в трубчатых печах и т. д. Температуру самовоспламе-
нения нефтепродуктов определяют в открытом тигле.
Температура застывания и плавления
Большое значение при транспортировании и применении нефте-
продуктов в зимних условиях имеет подвижность при низких темпе-
ратурах. Температура, при которой нефтепродукт в стандартных
условиях испытания теряет подвижность, называется температу-
рой застывания.
Потеря подвижности может быть вызвана либо повышением
вязкости нефтепродукта, либо образованием множества кристаллов
парафина и церезина и загустеванием всей системы. В парафинистых
тяжелых нефтепродуктах по мере понижения температуры кри-
сталлы образуют сетку — кристаллический каркас. Не застывшая
частй нефтепродукта находится внутри сетки и таким образом де-
лается неподвижной. Форма выделятотпихся кристаллов зависит от
химического состава углеводородной среды, скорость их роста —
от вязкости среды, содержания и растворимости парафиновых угле-
водородов при данной температуре и скорости охлаждения системы.
Скорость роста кристаллов прямо пропорциональна концентрации
Температура вспышка, воспламенения, застывания и плавления
83
парафиновых углеводородов и обратно пропорциональна вязкости
среды.
Смолистые и некоторые другие поверхностно-активные вещества,
адсорбируясь на поверхности кристаллов, способны задерживать
процесс кристаллизации парафинов. Поэтому температура застыва-
ния масляных дистиллятов после их очистки от смол повышается.
Существуют также вещества, которые при добавлении к минераль-
ным маслам понижают их температуру застывания. Такие вещества
называются депрессорными присадками, или депрессаторами.
Нефтяные фракции, не со-
держащие парафиновых углево-
дородов, могут терять подвиж-
ность вследствие высокой вяз-
кости их при низких темпера-
турах и застывать в виде аморф-
ных стеклообразных тел.
Выражая температуру засты-
вания как функцию логарифма
концентрации С твердых пара-
финовых углеводородов,
Г. И. Фукс нашел, что для
растворов парафина в масле
эта зависимость имеет линей-
ный характер (рис. 33), опреде-
ляемый эмпирическойформулой:
^заст = К1 + .&2 С (75)
где К,, К„ — константы, зависящие
Рис. 33. Зависимость температуры за-
стывания нефтяных масел от содержания
в ипх твердых парафиновых углеводо-
родов:
1 — автотракторное; 2 — авиационное; 3 —
легкое индустриальное; 4 —трансформаторное.
от фпзпко-хпмпческпх свойств масла
и парафина;
С — концентрация твердых парафинов в масле, вес. %.
Методика определения температуры застывания нефтепродукта
заключается в том, что нефтепродукт предварительно подвергают
термической обработке, т. е. нагревают до температуры, при кото-
рой полностью или частично расплавляются и растворяются в неф-
тепродукте твердые смолистые вещества и кристаллы парафина.
Для нефтепродуктов, богатых смолами и бедных парафинами, пред-
варительный подогрев ведет к понижению температуры застывания,
так как смолы, адсорбируясь на кристаллах парафина, препятствуют
образованию парафиновой кристаллической решетки. Напротив, тем-
пература застывания нефтепродуктов, богатых парафинами, после
подогрева повышается. Это объясняется тем, что без термической
подготовки жидкая фаза нефтепродукта содержит меньше парафина,
так как часть его уже находится в выделившемся состоянии.
После термической обработки нефтепродукт охлаждают до пред-
полагаемой температуры застывания. При этой температуре про-
бирку с нефтепродуктом наклоняют под углом 45° и наблюдают
6*
84 Гл. IH. Физико-.т.имичесние свойства нефтей и нефтепродуктов
за его уровнем. Независимо от того, смещается ли уровень нефте-
продукта или остается неподвижным, опыт повторяют с самого
начала, включая термическую обработку, и охлаждают нефтепро-
дукт до более низкой или более высокой температуры. Таким обра-
зом находят ту наивысшую температуру, при которой уровень
нефтепродукта в пробирке, наклоненной под углом 45°, остается
неподвижным в течение определенного времени. Эта температура
принимается за температуру застывания нефтепродукта.
Практическая ценность таких нефтепродуктов, как церезин,
парафин, определяется, главным образом, их температурой плавле-
ния, т. е. температурой, при которой нефте-
продукт из твердого состояния переходит в
жидкое. Многие исследователи детализируют
переход из одного агрегатного состояния в дру-
гое, определяя температуры размягчения (для
битумов), каплеобразования и каплепадения
(для консистентных смазок). Все эти дополне-
ния носят условный характер, поскольку пе-
Рпс. 34. Кривая ох- речисленные выше стадии перехода не могут
лаждения расплав- быть зафиксированы точно. Температуру плав-
ленного иарафппа. ления парафина определяют по методу Жу-
кова. В стандартный прибор заливают расплав-
ленный парафин и охлаждают, записывая температуру через
каждую минуту. Данные записи наносят на график в координатах
время — температура и получают кривую охлаждения (рис. 34).
Температура, которой соответствует горизонтальный участок кри-
вой, принимается за температуру плавления парафина.
Для мазеобразных нефтепродуктов (петролатума, консистентных
смазок и др.) определяют температуру каплепадения в приборе,
изображенном на рис. 35. В капсюль помещают испытуемый нефте-
продукт. Собирают прибор и погружают его в стакан с водой или
вазелиновым маслом. Капсюль подогревают с определенной ско-
ростью. За температуру каплепадения принимают показания термо-
метра при падении первой капли или касании дна прибора столби-
ком нефтепродукта.
МАЛАКОМЕТРИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
НЕФТЕПРОДУКТОВ
В оценке технических свойств твердых битумов значительную
роль играют температура размягчения, твердость и растяжимость.
Для определения температуры размягчения пользуются методом
«кольцо и шар» (КиШ). Расплавленный битум заливают в медное
кольцо. Затем на кольцо накладывают стальной шарик и вместе
с термометром помещают в стакан с водой (рис. 36), который нагре-
вают со скоростью 5 град!мин. Температура, при которой шарик
AT ала ко метрические свойства нефтепродуктов
85
пройдет кольцо и коснется дна стакана, принимается за темпера-
туру размягчения.
Степень твердости битума характеризуют глубиной проникания
в него стандартной иглы (рис. 37). Определение проводят следующим
образом. Расплавленный битум заливают в медную чашку. После
Рис. 35. Прибор
для определения
температуры кап-
лепадеппя твердых
нефтепродуктов:
1 — термометр; 2 —
гильза; з — стеклян-
jiuii капсюль. '
Рпс. 36. Прибор для
определения темпера-
туры размягчеппя
нефтяных остатков
по методу кольца п
шара.
Рис. 37. Прибор для определения
глубппы проипкапия иглы в твер-
дые нефтепродукты:
1 — осповаппе; 2 — винты; з — стой-
ка; 4 — подставка; s — вращающийся
дпсн-столпк; а — зеркало; 7 — цилин-
дрический груз; S — пусковая кнопка;
о — стержень; ю — циферблат; 11 —
стрелка.
охлаждения чашку с битумом помещают на 1 ч в водяную баню,
температура в которой равна 25° С. По истечении 1 ч чашку с образ-
цом ставят на диск-столик стандартного прибора-пенетрометра.
Степень твердости (пенетрацию) определяют по глубине проникания
иглы в битум в течение 5 сек под действием нагрузки 50, 100 или
200 Г. По циферблату отсчитывают глубину проникания иглы
в десятых долях миллиметра.
Растяжимость (дуктильность) характеризует способность битума
в стандартных условиях (при t = 25° С) вытягиваться в нить.
На этом свойстве основано использование битума для цемеитиро-
86
Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
вания измельченных каменных материалов, применяемых при строи-
тельстве дорог. Растяжимость определяют на приборе, изображен-
ном на рис. 38. Наибольшая длина йити, отвечающая моменту раз-
рыва, принимается за растяжимость и выражается в сантиметрах.
Чем длиннее нить, тем выше склеивающее действие (когезия) битума.
С повышением температуры и увеличением содержания асфальтенов
в битумах их когезионные свойства улучшаются:
Содержание асфальтенов в битуме, вес.
%....................... 20 30 ' 40
Температура испытания, °C .... 14 34 55
Когезия, кГ/см- .......... 0,46 1,60 2,04
Рпс. 38. Прибор для определения растяжимости битумов:
1 —«восьмерка»; 2 — формочка с битумом; 3 — дунтиломстр.
Определяют когезию на аппарате ДорНИИ. Метод основан на
отрыве друг от друга двух металлических пластин, склеенных биту-
мом, причем одна из пластин закреплена, другая смещается под
действием груза. Добавка поверхностно-активных веществ повы-
шает сцепляемость битумов с каменным материалом.
РАСТВОРИМОСТЬ И РАСТВОРЯЮЩАЯ
СПОСОБНОСТЬ
Растворимость одного вещества в другом в основном опреде-
ляется ван-дер-ваальсовым взаимодействием (притяжением) моле-
кул, которое можно свести к следующим трем видам:
1) ориентационное притяжение, возникающее между молеку-
лами, обладающими постоянными дипольными моментами;
2) индукционное притяжение, которое существует между моле-
кулами с постоянным и наведенным дипольными моментами;
3) дисперсионное притяжение, возникающее в результате появле-
ния при сближении молекул периодических возмущений электро-
Растворимость и растворяющая способность
87
нов, что приводит к временному возникновению диполей. Такие
диполи существуют очень короткое время, однако непрерывное их
возникновение и согласованная ориентация являются причиной
постоянно возобновляющегося притяжения между молекулами.
Большое влияние на растворяющую способность оказывает
водородная связь, которая образуется под влиянием электростати-
ческого притяжения протона одной молекулы к аниону или электро-
отрицательному атому (например, фтора, кислорода, азота, хлора)
другой молекулы. Наличие водородной связи приводит к ассоциации
молекул, например для метилового спирта:
-И3С..
о---нх
w ;о---их
п3с ;о
НзС/
Водородные связи образуются в большей степени при понижении
температуры.
Растворимость индивидуальных углеводородов в различных рас-
творителях зависит от пх природы, молекулярного веса й темпера-
туры. Так, растворимость их в воде крайне низка. С повышением
температуры она возрастает, а в области критических температур
снижается. Наибольшей растворимостью в воде обладают диеновые
углеводороды, за ними следуют ароматические и олефины. Наимень-
шую растворимость проявляют парафиновые углеводороды. В одном
и том же гомологическом ряду растворимость в воде углеводородов
возрастает с увеличением их молекулярного веса. Углеводородные
газы растворяются в воде в незначительных количествах. С повы-
шением давления (рис. 39) и понижением температуры (табл. 9)
растворимость углеводородных газов в воде повышается, а в при-
сутствии растворенных в воде минеральных солей — понижается.
Таблица 9. Растворимость углеводородных газов в воде
(в .чЗ/.цЗ прп атмосферном давлении и различных температурах)
Углеводородный газ 0° С 20° С 40° С 00° с 80° С 100° с
Метан 0,056 0,03 0,024 0,020 0,02 0,02
Этап 0,099 0,047 0,029 0,022 0,018 0,02
Этилен 0,23 0,12 — —. — —.
Пропплеп 0,50 0,21 — — — —
Ацетплен 1,73 1,03 — — — —
Нефть и ее дистилляты, особенно бензины, лучше растворяются
в спиртах, чем в воде. Спирты избирательно растворяют нефтепро-
дукты: чем выше молекулярный вес спирта, тем выше его растворя-
88
Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
тощая способность по отношению к нефтепродуктам. Это объясняется
тем, что влияние углеводородной части молекулы спирта все больше
и больше превалирует над влиянием гидроксильной группы. Так,
амиловый спирт при повышенной температуре хорошо растворяет
все нефтепродукты, включая парафин и церезин, тогда как этиловый
спирт последние не растворяет. На этом основан способ Залозецкого
Давление, ат
Температура, °C
Рпс. 39. Зависимость растворимости
природных газов от давления:
1 — в воде при 25° С; 2 — в воде при
37,8° С; 3 — в воде при 121,1° С; 4 — в
рассоле при 37,8° С; .5 — в рассоле при
93,3° С.
Рпс. 40. Растворимость воды в нефте-
продуктах:
1 — бензол; 2 — толуол; 3 — ксилол; J —
циклогексан; 5 — бензин; в — керосин; 7 —
парафинистый масляный дистиллят.
количественного определения парафина в нефтях. Избиратель-
ной растворимостью по отношению к спиртам характеризуются
также смолы и асфальтены.
Полярные растворители (фенол, фурфурол, диэтиленгликоль,
триэтиленгликоль и др.) хорошо растворяют ароматические углево-
дороды и не растворяют парафиновые и нафтеновые. Чем меньше
боковых цепей в молекуле ароматических углеводородов и чем они
короче, тем лучше растворяются последние в полярных растворите-
лях. На этом явлении основаны процессы очистки нефтяных фрак-
ций и выделения ароматических углеводородов.
Растворяющая способность нефтепродуктов по отношению к раз-
личным веществам неодинакова. Все углеводороды растворяют
незначительное количество воды — от 0,003 до 0,13 нес. % при
40° С. Растворимость воды в нефтепродуктах уменьшается с повы-
шением температуры их кипения (табл. 10). Для одного и того же
Растворимость и растворяющая способность
89
Таблица 10. Растворимость воды в нефтепродуктах
при различных температурах
Нефтепродукт Растворимость воды, вес. %
при 10° С при 20° С при 50° С при 70° С при 95° С
Бензин 0,004 0,007 0,030 1,000
Керосин 0,003 0,005 0,024 0,046 0,098
Масло 0,002 0,004 0,013 1,000 0,060
нефтепродукта растворимость воды возрастает с повышением темпе-
ратуры (рис. 40). В непредельных и ароматических углеводородах
вода растворяется значительно лучше, чем в парафиновых.
При определенных температурах и давлениях в присутствии
воды углеводородные газы способны образовать твердые растворы —
гидраты — согласно общей формуле СПНо,i+3-znHaO, где т зависит
от молекулярного веса углеводорода. Так, для пропана имеем
C3Hs-17H2O- Внешне гидраты напоминают лед или спрессованный
снег; размер пх кристаллов от 4 до 7 Ав поперечнике. Образова-
ние гидратов в газопроводах осложняет их эксплуатацию и может
быть причиной аварий. Некоторые вещества, растворимые в воде,
препятствуют гидратообразованшо. В промышленности для предот-
вращения гидратообразования применяется метанол. Для топ же
цели, а также для осушки углеводородных газов служат ди- и три-
этиленгликоль.
В нефтях, их дистиллятах и остатках от перегонки вода может
находиться в виде эмульсий, различных по своей стойкости и водо-
содержанию. Образованию стойких водонефтяных эмульсий способ-
ствуют частицы глины, песка, смолы, асфальтены, соли (мыла)
нафтеновых и жирных кислот. Разрушение эмульсий и освобождение
нефти от воды имеет большое практическое значение при транспорти-
ровании и переработке нефти.
Нефтепродукты являются хорошими растворителями раститель-
ных масел и жиров, притом тем лучшими, чем меньше в жирах гли-
церидов и оксикислот и чем больше в растворителе ароматических
углеводородов. Растворяющая способность бензинов в отношении
жиров зависит от их фракционного и химического состава. Бензины,
содержащие нафтены и олефины, обладают большей растворяющей
способностью, чем бензины, содержащие парафиновые углеводо-
роды.
В легком бензине (50—70° С), состоящем в основном из парафи-
новых углеводородов, плохо растворяются оксикислоты. Этим
свойством пользутотся для их отделения от карбоновых кислот и коли-
чественного определения.
90 Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
Легкие парафиновые углеводороды — жидкие метан, этан, про-
пан — не растворяют смолистых веществ. На этом основан процесс
деасфальтизации гудронов жидким пропаном. С увеличением молеку-
лярного веса парафиновых углеводородов растворяющая способность
их несколько повышается.
В масляных фракциях нефти слабо растворяются твердые угле-
водороды. Они способны выделяться при охлаждении этих фракций
в виде кристаллов. Растворимость уменьшается с увеличением
молекулярного веса твердых углеводородов, повышением их кон-
центрации и температуры кипения масляных фракций. С повыше-
нием температуры растворимость парафинов и церезинов увеличи-
вается и при температуре плавления они смешиваются со всеми
нефтяными фракциями во всех соотношениях.
Нефть и нефтепродукты хорошо растворяют разнообразные сер-
нистые соединения — от газообразного сероводорода до элементар-
ной серы. Способность нефтепродуктов растворять сернистые соеди-
нения тем больше, чем выше содержание ароматических углеводоро-'
дов в растворителе.
В нефтях и нефтепродуктах хорошо растворяются углеводород-
ные газы. Добываемая из недр земли нефть всегда содержит некото-
рое количество растворенных газов, главным образом метана и его
гомологов. Количество их тем больше, чем выше давление и ниже
температура в забое скважины. Способность нефтепродуктов погло-
щать (абсорбировать) углеводородные газы широко используется па
нефтепромыслах, а также газо- и нефтеперерабатывающих заводах
для извлечения так называемого газового бензина. Ниже приведены
данные о растворимости некоторых газов в нефтепродуктах при
нормальных условиях (в сл13/сл3):
В бензине ВС™Р0'
Н2 ................. 0,144 0,110
СЩ.................. 0,770 0,575
С2Н4 ............. 6,4 4,9
Хорошо растворяются в нефтепродуктах хлористый водород
и аммиак.
ПОВЕРХНОСТНОЕ НАТЯЖЕНИЕ
Поверхностные явления играют большую роль в современных
процессах нефтепереработки. Это связано с присутствием в нефтях
и их фракциях некоторых полярных соединений (кислородных,
сернистых и азотистых). Поверхностное натяжение нефтяных жид-
костей зависит от многих факторов, важнейшими из которых
являются: температура, давление, химический состав жидкости,
а также соприкасающихся с ней фаз.
Поверхностное натяжение
91
Ниже приведены величины поверхностного натяжения некоторых
жидких углеводородов и нефтепродуктов при 20° С (в дин/см):
Углеводороды
Нефтепродукты
Бепзин
Гексан ...............18,4
Октан ................21,9
Гексен ...............24,9
Толуол................28,4
Бепзол ...............28,8
авиационный .... 20,5
автомобильный . . 21,6
Лигроин ....... 23,6
Керосин ..............26,6
Дизельное топлпво . . 30,8
Поверхностное натяжение углеводородов и нефтяных фракций
является линейной функцией температуры. С повышением темпера-
туры оно убывает (рис. 41) и при критической температуре равно
Рис. 41. Поверхностное
натяжение индивидуаль-
ных углеводородов и
нефтяных фракций раз-
личного молекулярного
веса:
1 — метан; 2 — этап; з —
пропан; 4 — пзобутап; 5 —
н-бутан; 6 — н-пептап; 7 —
н-гексан; 8 — н-гептан; 9 —
н-октан.
нулю. С увеличением давления поверхностное натяжение в системе
газ — жидкость убывает (рис. 42).
В значительной степени поверхностное натяжение нефтепродуктов
зависит от их химического состава. При одинаковом числе углерод-
ных атомов в молекуле наибольшим поверхностным натяжением
обладают ароматические углеводороды, наименьшим — парафино-
вые. Нафтеновые углеводороды занимают промежуточное положе-
ние. Из нефтепродуктов наименьшее поверхностное натяжение
имеют авиационные бензины, наибольшее — смазочные масла.
Растворяемые в жидкости вещества способны изменять ее перво-
начальное поверхностное натяжение. Вещества, добавка которых
к жидкости уменьшает ее поверхностное натяжение, называются
поверхностно-активными. Понижение поверхностного натяжения
прп этом объясняется явлением адсорбции поверхностно-активного
92 Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
вещества на границе раздела фаз. С увеличением концентрации
поверхностно-активного вещества поверхностное натяжение жид-
кости сначала интенсивно снижается, а затем стабилизируется, что
свидетельствует о полном насыщении поверхностного слоя молеку-
лами поверхностно-активного вещества. К поверхностно-активным
веществам, резко изменяющим величину поверхностного натяжения
нефтей и нефтепродуктов, относятся спирты, фенолы, смолы, асфаль- .
тены, нафтеновые и другие органические кислоты.
С поверхностными си-
лами на границе раздела
твердой и жидкой фаз свя-
заны явления смачивания
Рис. 42. Влияние давления и температуры па
поверхностное патяжепие в системе метал —
пропан.
и капиллярные явления, на которых осно-
ваны процессы миграции нефти в пластах,
подъема керосина п масла по фитилям
Рпс. 43. Прибор для опре-
деления поверхностного на-
тяжения капиллярным ме-
тодом:
1 — пар; г — жидкость; h —
разность уровней жидкости.
ламп и масленок и т. д.
Для определения поверхностного натяжения нефтей и нефтепро-
дуктов применяются метод отрыва кольца и капиллярный метод.
Первый основан на измерении величины силы, необходимой для
отрыва кольца от поверхности раздела двух фаз. Эта сила пропор-
циональна удвоенной длине окружности кольца. При капиллярном
методе (рис. 43) измеряют высоту подъема жидкости в капиллярной
трубке. Недостатком его является зависимость высоты подъема
жидкости не только от величины поверхностного натяжения, но и от
характера смачивания стенок капилляра исследуемой жидкостью.
Более точным из разновидностей капиллярного метода является
метод висячей капли, основанный на измерении веса капли жид-
кости, отрывающейся от капилляра. На результаты измерения влияют
плотность жидкости и размеры капли и не влияет угол смачивания
жидкостью твердой поверхности. Этот метод позволяет определять
Электр и чески е сво йства
93
величину поверхностного натяжения в сосудах высокого дав-
ления.
Поверхностное натяжение ст входит в выражение для так назы-
ваемого парахора Р — величины, связывающей молекулярный вес
М углеводородов п плотность их в жидкой фазе рж и в парах рп:
Парахор углеводородов зависит от структуры их молекул: с уве-
личением числа боковых цепей, двойных связей, ароматических
и нафтеновых циклов величина парахора уменьшается. При одина-
ковой температуре кипения углеводородов парахор уменьшается
в следующем порядке: парафины — олефины — нафтены — аромати-
ческие углеводороды.
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
К важнейшим показателям, характеризующим электрические
свойства нефтепродуктов, относятся электропроводность, электро-
возбудимость, диэлектрическая проницаемость, диэлектрическая
прочность и тангенс угла диэлектрических потерь.
Чистые нефтепродукты — плохие проводники электрического
тока, поэтому их применяют в качестве электроизолирующих мате-
риалов для кабелей, трансформаторов и т. д. Электропроводность
жидких нефтепродуктов зависит от содержания влаги, посторонних
примесей, а также от температуры. Чистые углеводороды и сухие
нефтепродукты (парафин) обладают электропроводностью от 2-Ю"10
до 0,3-Ю'18 \1{рМ’См). Из-за малой электропроводности парафип
широко применяют в качестве изоляторов в радиотехнике.
Электровозбудимость нефтепродуктов связана с их способностью
удерживать электрический заряд, возникающий при трении их
о стенки резервуаров, трубопроводов и т. д. При некоторых условиях
электрические заряды могут накапливаться в нефтепродукте (стати-
ческое электричество), образовать искры и вызвать воспламенение
нефтепродукта. Электрический заряд в сотни вольт появляется,
например, в бензине при полоскании в нем сухой шерсти или шелка.
При извлечении этих материалов из бензина между ними и бензином
может проскакивать искра, вызывающая воспламенение нефте-
продукта.
Одним из простых и перспективных методов борьбы с накопле-
нием статического электричества является добавление к топливам
специальных («антистатических») присадок, получаемых на основе
продуктов нефтепереработки и нефтехимии. Это нафтенаты хрома
и кобальта, додецилбензолсульфонат хрома, а также хромовые соли
синтетических жирных кислот С17—С2о- Считают, что эти присадки
повышают электропроводность бензина и таким образом снижают
94
Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
его огнеопасность. Простейшим средством, предотвращающим накоп-
ление зарядов, является также заземление резервуаров, трубопро-
водов и т. д. Диэлектрическая проницаемость нефтепродуктов по
сравнению с другими диэлектриками невелика и достаточно посто-
янна (колеблется в пределах 2—2,5). Этот показатель имеет большое
значение для бесперебойной работы трансформаторов и масляных
выключателей.
Диэлектрическую прочность
нефтепродуктов, или их пробивное
напряжение, выражают величиной
наименьшего напряжения элек-
Рис. 45. Зависимость пробивного
напряжения нефтяного масла от
влажности.
Рис. 44. Зависимость пробивного на-
пряжения нефтяного масла от темпера-
туры и вязкости:
J — пробивное напряжение; 2 — вязкость
масла.
трического тока, которое необходимо для того, чтобы при стандарт-
ных электродах и расстояниях между ними мог произойти пробой
нефтепродукта (масла) электрической искрой. Пробивное напряже-
ние нефтепродуктов зависит от многих факторов, главными из кото-
рых являются влажность, загрязнение волокнами, пылью и т. д.,
частота тока, температура (рис. 44), давление, форма и материал
электродов, расстояние между ними. Влияние влаги хорошо иллю-
стрируется кривыми рис. 45. С увеличением влажности пробивное
напряжение резко снижается. Так же действуют примеси волокон
или твердых частиц. Заметно влияет на электрическую прочность
масел растворенный в них газ. С повышением температуры пробивное
напряжение трансформаторных масел увеличивается и при 80° С
достигает максимума; дальнейшее повышение температуры приводит
к неуклонному снижению пробивного напряжения масла (см.
рис. 44). При повышении давления пробивное напряжение линейно
возрастает и при 80 ат, по-видимому, достигает максимума. В усло-
виях вакуума пробивное напряжение масла ниже, чем при атмо-
сферном давлении.
Для определения пробивного напряжения применяют плоские
электроды диаметром 25 мм, установленные в сосуде на расстоянии
2,5 мм друг от друга. Напряжение, при котором происходит пробой
Оптические свойства
95
масла, выражают в кв. Электрическая прочность трансформаторного
масла должна быть не ниже 40 кв)см.
Тангенс угла диэлектрических потерь (tg б) — показатель,
имеющий весьма большое значение для оценки изоляционных свойств
нефтепродуктов, применяемых для заливки конденсаторов и кабелей
высокого напряжения.
Под действием электрического поля происходит нагрев изоля-
ционного масла. Затраты энергии на нагрев диэлектрика называются
диэлектрическими потерями. В нейтральных маслах диэлектрические
потери связаны с электропроводностью, а в маслах с примесью
полярных компонентов — и с поляризацией молекул в переменном
электрическом поле. Диэлектрические потери, возникающие вслед-
ствие поляризации молекул, характеризуются тангенсом угла
диэлектрических потерь (tg б). Эти потери достигают максимума
прп определенной вязкости масла и возрастают с повышением темпе-
ратуры. Например, для кабельных масел tg б при 100° С должен
быть не более 0,003.
Изучение диэлектрических свойств масел различного группо-
вого углеводородного состава показало, что наиболее устойчивыми
электрическими параметрами обладают масла, полностью лишенные
ароматических углеводородов, асфальто-смолистых веществ и твер-
дых парафиновых углеводородов.
ОПТИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
По оптическим свойствам нефтей и нефтепродуктов можно кос-
венно судить о содержании в них асфальто-смолистых веществ,
о глубине очистки нефтепродуктов, о превалировании тех или иных
групп углеводородов, о возрасте и происхождении нефти и т. д.
К оптическим свойствам нефтепродуктов относятся цвет, луче-
преломление и оптическая активность.
Нефти встречаются от светло-желтого до темно-коричневого
и черного цвета. Легкие нефти плотностью 0,78—0,79 г/см3, имеют
желтую окраску, нефти средней плотности (0,79—0,82 г/см3) —
янтарного цвета и тяжелые — темно-коричневые и черные. Разный
цвет может иметь даже нефть одного и того же месторождения.
Например, в Сураханском месторождении (Баку) на глубине 200 м
залегает «белая» нефть — прозрачная, почти бесцветная жидкость
плотностью 0,782 г/см3- на глубине 420 м — «красная» нефть плот-
ностью 0,810 г!см'г’, а еще глубже цвет ее меняется от коричневого
до черного. Цвет нефтям и нефтепродуктам придают асфальто-смо-
листые вещества, продукты окисления углеводородов и некоторые
непредельные и ароматические углеводороды. По цвету сырых нефтей
судят об относительном содержании в них асфальто-смолистых соеди-
нений. Обычно чем тяжелее нефтепродукт, тем он темнее. Цвет
нефтепродукта — падежный показатель степени его очистки от
смолистых прпмесей.
96 Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
Фильтруя нефть или нефтепродукты через отбеливающую глину,
можно добиться полного пх обесцвечивания. Осветление нефти
в природных условиях происходит при ее миграции из глубоких
недр земли в верхние горизонты через толщи глин. Это подтверж-
дается нахождением смолисто-органических соединений в глинистых
пластах.
Рпс. 46. Колориметр КН-51:
а — общий вид; б — вид сбоку.
1 — основание; 2 — неподвижная трубка; з — съемный цилиндр; 4 —
штанга с делениями; 5 — матовый экран; в — рукоятка; 7 — шайбы;
8 — кремальера; 9 — рейка; 10 и II — подвижные трубки; 12 — ба-
рабан; 13 — коробка с призмами; 14 — окуляр.
Для определения цвета пользуются различными приборами,
называемыми колориметрами. Конструктивно колориметры выпол-
няются в виде двух трубок, одну из которых заполняют испытуемым
нефтепродуктом, а другую — стандартным цветным раствором либо
помещают в нее цветное стекло. Отраженный свет, проходя через
толщу нефтепродукта и эталонный раствор (или цветное стекло),
собирается в окуляре, где образуются два различных по цвету поля.
Колориметрическое равновесие (совпадение цвета образца и эталона)
достигается обычно изменением высоты столба эталонного раствора
Оптические свойства
97
(или подбором стекла) прп постоянной высоте слоя испытуемого
нефтепродукта. В СССР стандартными аппаратами являются коло-
риметр КН-51 (рис. 46) и фотоэлектроколориметр ФЭНК-56.
Показатель преломления
По показателю преломления приближенно можно судить о груп-
повом углеводородном составе нефтепродуктов, а в сочетании с плот-
ностью и молекулярным весом рассчитать структурно-групповой
состав нефтяных фракций. Показателем преломления нефтепродук-
тов широко пользуются в научпо-исследовательских и заводских
нефтяных лабораторпях. Для нефтепродуктов показатель прелом-
ления определяют прп прохождении светового луча из воздуха
в нефтепродукт, поэтому он всегда
выше единицы.
Чем больше плотность нефте-
продукта, тем выше его показатель
преломления. Это согласуется так-
же с положением, что нефтепро-
дукты с большим отношением
углерод : водород имеют высокие
плотность и показатель прелом-
ления. При одном и том же числе
углеродных атомов в молекуле по-
казатель преломления возрастает
в последовательности: парафино-
вые углеводороды — олефины —
нафтеновые углеводороды — аро-
матические углеводороды (рис. 47).
При одинаковом количестве угле-
родных и водородных атойов в МО-
Рис. 47. Зависимость показателя
преломления углеводородов от мо-
лекулярного веса:
I — парафиновые; 2 — олефины; 3 — наф-
теновые; 4 — ароматические.
лекуле показатель преломления циклических углеводородов выше,чем
алифатических. Таким образом, показатель преломления нефтепро-
дуктов зависит от их химического состава. Кроме того, он зависит
от температуры окружающей среды. Прп повышении температуры
нефтепродукта на 1° С показатель преломления его понижается
на 0,0004.
Ниже приведены значения плотности н показателей преломления
различных углеводородов и товарных нефтепродуктов:
/(-Гексан.........;......................
2,2-Диметплбутан ........................
Гексен-1 ................................
Метилцпклопептан.........................
Циклогексан .............................
Бепзол ..................................
Плотность, Показатель
г/сж3 преломлении
0,6594 1,3749
0,6492 1,3688
0,6732 1,3879
0,7486 1,4098
0,7786 1,4262
0,8790 1,5011
7 Заказ 1000
98
Гл. III. Фиоико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
Толуол ................................ 0,8070 1,4969
о-Ксилол .............................. 0,8802 1,5055
Бепзнп (к. к. 150° С) из туймазипской девон-
ской пефтн ............................... 0,7068 1,4124
Дизельное топливо (265—350° С) из доссор-
ской нефтп ............................... 0,8590 1,4696
Масляная фракция пз доссорской нефтп . . 0,875 1,4884
Парафин (т. пл. 54° С) ..................... — 1,4377
Показатель преломления смеси углеводородов псм является
аддитивной функцией ее состава, выраженного в объемных процентах:
v а \ ,, । / 1 в \
V -f-V 21 I V -4-V 11 в
va+vB / \ VA^VB /
где VА, VB — соответственно объемное содержание компонентов А п В;
пЛ,пв—соответственно показатели преломлеппя компонентов А и В.
Аддитивность свойств широко используется при анализе нефте-
продуктов. Примером может служить метод определения относи-
тельного содержания ароматических углеводородов в узких фрак-
циях бензина. С этой целью находят показатели преломления узкой
нефтяной фракции до (zzj и после удаления из нее ароматических
углеводородов (п2). По известному приращению коэффициента
преломления нефтяной фракции (Ь) от прибавления к ней 1% арома-
тических углеводородов вычисляют содержание ароматических угле-
водородов А по формуле:
Известно, что наибольшую величину показатель преломления
имеет для лучей с наименьшей длиной волны, а наименьшую — для
лучей с наибольшей длиной волны. На этом различии в преломлении
лучей, имеющих неодинаковую длину волны, основано явление
дисперсии (рассеяния) света. Дисперсия, характерная для данного
вещества, определяется разностью показателей преломления двух
лучей с определенной длиной волны — п^„.
Отношение дисперсии нефтепродукта к его плотности представ-
ляет собой удельпую дисперсию
п. —п.
6= Л1 2 -10* (79)
где п^ и /г^л — показатели преломления нефтепродукта для лучей фиолето-
вого (водород) п красного (водород) частей спектра соответ-
ственно;
р — плотность нефтепродукта, определенная прп той же темпера-
туре, что гг показатели преломлеппя.
Удельная дисперсия нефтепродуктов отражает зависимость между
их химическим составом и показателями преломления. Установлено,
что удельная дисперсия насыщенных углеводородов (парафиновых
Оптические свойства
99
и нафтеновых) колеблется в пределах 149 —158, ароматических —
в пределах 300—500. Этим различием широко пользуются в химии
нефти для определения группового состава нефтяных фракций.
Другим показателем, связывающим показатель преломления
с плотностью р исследуемого нефтепродукта, является удельная
рефракция:
(М2+2 ' Р
(80)
где R — удельная рефракция;
nD— показатель преломления для луча желтой частя спектра (линии па-
трпевого пламени);
р — плотность нефтепродукта, измеренная при топ же температуре, что
и показатель преломления пТГ
Удельной рефракцией пользу-
ются при определении структурно-
группового углеводородного со-
става масел. Удельная рефракция
положена в основу так называе-
мого метода «кольцевого анализа»
нефтяных фракций, разработан-
ного Флюгтером и Ватерманом *.
Сравнивая удельную рефракцию
молекулярный вес
углеводородов различных рядов, Рис. 48. Зависимость удельной ре-
можно видеть (рис. 48), что для фракции углеводородов от молеку-
иафтеновых углеводородов она лярпого веса:
меньше, чем для парафиновых. Са- 2 ~ нафтеновые,
мой высокой удельной рефракцией
обладают ароматические углеводороды. Удельная рефракция смесей
представляет собой средне-арифметическую величину из удельных
рефракций составляющих смесь компонентов. Умножая удельную
рефракцию на молекулярный вес, получают мольную рефракцию.
Мольная рефракция показывает хорошую аддитивность для сме-
сей индивидуальных углеводородов, а в сочетании с такими характе-
ристиками, как парахор, данные спектрального анализа, она дает
возможность более глубоко подойти к изучению углеводородного
состава нефтяных фракций и строения отдельных индивидуальных
соединений нефти.
Показатели преломления и дисперсию нефтепродуктов опреде-
ляют на приборах, называемых рефрактометрами. Наибольшее рас-
пространение в нефтяной практике получили рефрактометры типа
Аббе и Пульфриха. Рефрактометр типа Аббе (отечественная модифи-
кация ИРФ-22) (рис. 49) позволяет определять показатели
II с <i г у л я и ц В. II., Егоров а Г. М., «Химия пефтп», Изд.
«Химия», 19(1.?. стр. 273.
7е
100 Гл. III. Фнзпко-хи.ничесние свойства нефтей и нефтепродуктов
преломления нефтепродуктов при обычном дневном пл'п электрическом
освещении как прп комнатной, так и при повышенной температуре
(до -J-7O0 С). Рефрактометры типа Пульфриха (отечественная моди-
фикация рефрактометр ИРФ-23) более совершенны и применяются
в тех случаях, когда требуется более высокая точность измерения.
Показатели преломления и дис-
персия измеряются при освещении
нефтепродукта монохроматическим
светом, а именно для линии
D натрия (желтая часть спектра) п
линий С, F и G водорода (соответ-
ственно красная, голубая и фио-
летовая части спектра). При изме-
рении показателя преломления для
линии С, F и G водорода в качестве
источника света пользуются гей-
слеровскими трубками, наполнен-
ными водородом. Устройство при-
боров и методика измерения пока-
зателей преломления и дисперсии
нефтепродуктов описаны в спе-
циальной литературе *.
Поляриметрия нефтей
При прохождении через неф-
тепродукты поляризованного луча
его плоскость поляризации оказы-
вается повернутой • относительно
Рис. 40. Рефрактометр Аббе: первоначального положения на не-
1 — зрительная труба; 2.— окуляр; з— который угол, называемый углом
оправа; 4—зеркало; .5 — сектор с деле- вращения ПЛОСКОСТИ поляризации.
itoanTCHcajuioniian система. Вращение это может происхо-
дить как влево, так и вправо. Для
большей части нефтей характерно правое вращение плоскости поля-
ризации; есть и левовращающие нефти (Зондских островов).
Химическая природа веществ, вызывающих оптическую актив-
ность нефтей, интересовала многих исследователей в связи с теориями
о происхождении нефти. Некоторые исследователи объясняли опти-
ческуто активность нефтей наличием в них продуктов распада холе-
стерина и фитостерина (холестерин встречается в желчи, рыбьем
жире, яичном желтке, фитостерин — в растительных маслах и жи-
рах). Искусственные нефти не обладают оптической активностью.
* Р ы б а к Б. М., Анализ нефти и нефтепродуктов, Гостонтехнздат,
1962, стр. 83—92.
Антидетонационние свойства бензинов
101
Исследования, проведенные в ГрозНИИ, показали, что "нефти,
богатые парафиновыми и нафтеновыми углеводородами, характери-
зуются малой, а нафтеновыми и ароматическими углеводородами —
высокой оптической активностью.
Поляриметрические свойства нефтей определяют при помощи
поляриметров пли сахариметров.
АНТИДЕТОНАЦИОИНЫЕ СВОЙСТВА БЕНЗИНОВ
Иногда работа карбюраторного двигателя сопровождается гром-
ким стуком и другими неполадками, называемыми детонацией.
Детонация приводит к перегреву двигателя, снижению его мощ-
ности, разрушению деталей шатунно-поршиевон группы и т. д.
Причиной детонации могут быть различные факторы, связанные
с химическим составом топлива, конструктивными особениостямп
двигателя, степенью сжатия п т. д. Из жидких углеводородов, входя-
щих в состав бензппов, наибольшей способностью вызывать детона-
цию обладают парафиновые углеводороды нормального строения.
Парафиновые углеводороды изостроения и ароматические углеводо-
роды, наоборот, характеризуются наивысшей антидетонационной
способностью, нафтены п олефины занимают промежуточное поло-
жение.
Аптидетопациопная способность (иначе — детонационная стой-
кость) изопарафиновых углеводородов повышается с увеличением
числа метильных групп в молекуле; ароматических углеводородов —
с увеличением молекулярного веса и разветвлением боковых цепей;
нафтеновых — с разветвлением боковых цепей. Детонационная стой-
кость олефинов возрастает с приближением двойной связи к центру
молекулы. Нормальные парафиновые углеводороды тем больше
способны вызывать детонацию, чем больше их молекулярный вес.
Из этого можно сделать вывод, что наименьшей детонационной стой-
костью обладают те углеводороды, которые легко окисляются кисло-
родом воздуха. Прп окислении пх образуются гидроперекиси.
С повышением температуры в период сжатия рабочей смеси в ци-
линдре двигателя гидроперекиси столь быстро распадаются с бурпым
выделением тепла, что происходит воспламенение образующихся
продуктов. Распад гидроперекисей сопровождается образованием
промежуточных соединений, способствующих возникновению новых
гидроперекисей. Таким образом, окисление топлива приобретает
характер цепной реакции.
Для повышения детонационной стойкости бензинов к ним добав-
ляют присадки, прерывающие цепные реакции окисления. В качестве
такой присадки широко применяется тетраэтилсвинец РЬ(С2Н5)4;
в последнее время за рубежом начали применять также тетраметпл-
евпнец РЬ(СНД4 и некоторые соединения марганца. При 200° С
тетраэтилсвинец (ТЭС) разлагается с выделением свинца, который
102
Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
окисляется до окиси и двуокиси свинца. Окись свинца плавится
при температуре 888° С и поэтому частично отлагается в цилиндре
в твердом состоянии. Обычно ТЭС добавляется в бензин в виде эти-
ловой жидкости (Р-9 и др.). В состав ее входят ТЭС, растворитель
(бензин Б-70), краситель и некоторые галоидзамещенные углеводо-
роды, так называемые выносители (например, дибромэтан), которые
образуют с окисью свинца летучие соединения и выносят его из
цилиндра двигателя.
Тетраэтилсвинец сильно токсичен. Он легко проникает в орга-
низм через дыхательные органы и кожу, способен накапливаться
и может проявить вредное действие не сразу. При попадании этило-
вой жидкости на тело не чувствуется ни боли, ни ожога,, ни раздра-
жения глаз и дыхательных путей, и может создаться впечатление,
что она безвредна для здоровья. Однако вскоре могут появиться
признаки тяжелого отравления. Острые отравления выражаются
в сильном возбуждении, зрительных и слуховых' галлюцинациях,
потере аппетита, бессоннце и т. д. Хронические отравления могут
привести к тяжелым нервным и психическим расстройствам.
В случае попадания этпловой жидкости на кожу ее необходимо
тщательно смыть керосином пли бензином. Предельно допустимая
концентрация паров ТЭС в воздухе составляет 0,005 мг/м3. При всех
операциях по смешиванию этиловой жидкости с бензином необхо-
димо пользоваться спецодеждой (резиновыми сапогами, перчатками,
фартуком п т. п.) и противогазом.
В бензины добавляют ТЭС до 3,3 г/кг. Наиболее эффективно
повышают детонационную стойкость бепзинов первые порции этпло-
вой жидкости. Степень повышения детонационной стойкости бензина
при добавлении к нему единицы количества этиловой жидкости назы-
вается приемистостью бензина к ТЭС. На приемистость большое
влияние оказывает химический состав бензина. Так, сернистые со-
единения снижают приемистость бепзинов к ТЭС. Наиболее активны
в этом отношении меркаптаны и дисульфиды, затем тпофаны и суль-
фиды. С уменьшением содержания серы в бензине активность
сернистых соединений повышается. Отрицательное влияние сер-
нистых соединений объясняется тем, что, вступая в реакцию с ТЭС,
они образуют Pb(SR)4, который в отличие от Ph(C2H5)j не обла-
дает антидетонационнымп свойствами. Этим объясняется также сни-
жение качества этилированного сернистого бензина при его хра-
нении.
Детонационную стойкость топлив для карбюраторных двигате-
лей принято выражать октановыми числами. Определяют их сравне-
нием поведения испытуемого топлива п эталонного топлива в одно-
цилиндровом стандартном двигателе с переменной степенью сжатия
(рпс. 50). В качестве эталонных топлив выбраны изооктан п н-геп-
тан. Антидетонационные свойства пзооктана оценивают условно
баллом 100, а н-гептана — 0. Октановое число топлива соответ-
.4 ингнденюнационтые свойства бензинов
103
ствует процентному содержанию пзооктана (2,2,4-триметплпентаиа)
в смеси с н-гептаном, которая при стандартных условиях испытания
проявляет такую же детонационную стойкость, как и испытуемый
бензин. В дальнейшем было установлено, что некоторые углеводо-
роды имеют октановые числа ниже нуля и выше 100.
Рпс. 50. Двигатель для определения октановых чисел
бепзипов.
Существует несколько методов определения детонационной стой-
кости бензинов. Важнейшие из них моторный, исследовательский
и температурный. Режим работы двигателя при каждом из методов
характеризуется данными, приведенными в табл. 11.
Моторный метод применяют для оценки детонационной стойкости
бензинов с октановым числом ниже 100 и для двигателей, работа-
ющих на бедных смесях *. Испытания проводят на установке,
* Бедной топливо-воздушной смесью называется смесь, содержащая избы-
ток воздуха по сравнению с теоретически необходимым для сгорания топлива,
богатой — содержащая избыток топлива.
10/5 Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
Таблица 11. Режим работы двигателя при определении октанового числа
карбюраторных топлив различными методами
Показатели Метод испытания
моторный исследователь- ский температурный
Испытуемые топлива . . . Авиационные и Автомобильные Авиационные
автомобильные бензины бепзины бензппы
Число оборотов в минуту 900 600 1200
Температура, 9 С
рабочей смеси .... 149 Нс контроли- руется 104,5
масла в картере . . . 58 58 66
охлаждающей жидкости Угол опережения зажигания 100 100 190,5
до верхпен мертвой точки,
град. 26 13 35
(при степени для всех сте- для всех сто-
сжатия 5) пеней сжатия пеней С/катпя
ч переменный ПОСТОЯННЫЙ постоянный
состоящей из одноцилиндрового двигателя с переменной степенью
сжатия,тормозного оборудования в виде мотора-генератора (асинхрон-
ный электромотор) и устройства для замера детонации. Степень сжатия
можно изменять вручную от 4 до 10 посредством червячного меха-
низма. С изменением степени сжатия автоматически меняется угол
опережения зажигания. Карбюратор регулируют на максимум
детонации во время опыта в зависимости от состава смеси. Состав
смеси регулируют изменением напора топлива у жиклера путем
поднятия или опускания топливных бачков. Всего имеется трп
бачка.
При исследовательском методе испытания проводят по той же
методике, что и при моторном методе.
Обычно испытуемое топливо сравнивают не с первичными этало-
нами (изооктаном и к-гептаном), а со вторичными, предварительно
тарированными по первичным эталонам. В качестве вторичных эта-
лонных топлив применяют, например, смеси технического изооктана
с бензином Б-70. Результаты тарировки представляют в виде графи-
ков. Такой график для указанных выше первичных и вторичных
эталонных топлив представлен на рис. 51.
Октановое число бензинов определяют следующим образом.
Приготавливают такие две смеси технического, эталонного изооктана
(ТЭИ) и бензина Б-70, для которых октановые числа отличаются
друг от друга не более чем на два пункта, и одна детонирует сильнее,
а другая слабее испытуемого топлива. Смеси заливают в два свобод-
ных бачка (в третий помещают испытуемый беизии). Состав горючей
A iimiidemoiiaif ионные свойства бензинов
105
смеси регулируют на максимум детонации, сохраняя неизменной
степень сжатия. Затем приступают к определению октанового числа
топлива. Двигатель переводят попеременно на топливо из первого,
второго и третьего бачков, каждый раз снимая показания указателя
детонации. На каждом горючем испытание проводят по 3 раза и вы-
числяют среднее арифметическое показаний детонации. Затем под-
считывают содержание ТЭИ (5V, вес. %) в смеси с Б-70, эквивалент-
ной по детонации испытуемому образцу:
Вх
bl— ь
(81)
Вг + ^В.-В!)
где В-l и В„ — содержание ТЭП в смеси,
детонирующей соответ-
ственно сильнее и сла-
бее испытуемого топ-
лива, вес.'-, %;
Ь — среднее арифметическое
из отсчетов по указа-
телю детопацшт для ис-
пытуемого топлива;
и &„ — то же для смесей, дето-
нирующих соответствен-
но сильнее п слабее пе-
ны туемого топлпва.
По найденной величине Вх на
графике рис. 51 находят октано-
вое число испытуемого бензина.
Полученный результат округляют
с точностью до одной десятой.
Рис. 51. График пересчета октано-
вых чисел от вторичных эталоппых
топлив к первпчпым.
Пример. При испытании топлива моторным методом получены следующие
результаты:
Топливо Содержание ТЭЦ в смеси с Б-70 пли в экви- валентной смеси, нес. % Показания указателя детонации
эксперимен- тальные средние ариф- метические
1 [спытуемое Первая вторичная эталонная — 55; 54; 54 Ь = 54,3
смесь Вторая вторичная эталонная 84 56; 56; 55 = 55,7
смесь 86 41; 41: 41 + = 41
Пользуясь формулой (81), вычисляем
= 81+ (86-84) = 84,19
55,/ — 41
Обращаясь к шкале вторичных эталонов (рис. 51), находим, что этому
отвечает -октановое число 95,0.
10G Гл. III. Физнко-аилические свойства нефтей it нефтепродуктов
Для авиационных бензинов с октановым числом выше 100 дето-
национная стойкость определяется температурным методом на бедной
смеси. Метод базируется на том, что при работе двигателя с детона-
цией стенки цилиндра нагреваются тем сильнее, чем больше детона-
ция. Температура стенки измеряется термопарой («температурной
свечой»), вставленной в головку цилиндра и связанной с особым
гальванометром. Детонационная стойкость в этом случае выражается
условными октановыми числами. Шкала условных октановых чисел
составлена по смесям изооктана с тетраэтилсвинцом.
Октановые числа, определенные разными методами, различаются
между собой. В связи с этим принято помечать, каким методом было
найдено октановое число. Условились обозначать: ММ — моторный
метод; ИМ — исследовательский метод и ТМ — температурный
метод. Разницу в значениях октановых чисел, найденных исследо-
вательским и моторным методами, именуют «чувствительностью
бензина». Значения октанового числа и чувствительности углеводо-
родов, входящих в состав бензинов, приведены в табл. 12.
Окончательную оценку детонационной стойкости бензинов про-
водят путем дорожных испытаний. Для определения так называемого
дорожного октанового числа (Д. О. Ч.) осуществляются длительные
и трудоемкие испытания на большом числе автомобилей различных
марок. Существует множество графических и аналитических зависи-
мостей для выражения дорожного октанового числа. Так, приведен-
ные ниже формулы связывают дорожное октановое число с октано-
выми числами по моторному (М. О. Ч.) и исследовательскому
(И. О. Ч.) методам, а также с содержанием непредельных углеводо-
родов п ТЭС в бензинах.
Для обычного бензина:
Д. О. Ч. = 22,1+0,363 И. О. Ч. + 0.418 М. О. Ч,— 0,12 (% олефинов)-i-
+ 0,845 (ТЭС, мл/л) (82)
Для высокосортного бензина:
Д. О. Ч. = 42,9 + 0,273 И. О. Ч. + 0.313 И. О. Ч.—0,48(% олефшюв) +
+ 1,1 (ТЭС, лл/л) (83)
Другой характеристикой детонационной стойкости авиационных
бензинов является сортность. Сортность определяют на одноцилин-
дровом двигателе обычно при работе на богатой смеси. В качестве
эталонного топлива применяют технический эталонный изооктан
с добавкой тетраэтилсвинца (в виде этиловой жидкости). Испытания
проводят при следующих основных условиях: коэффициент избытка
воздуха 0,6—0,7; число оборотов двигателя в минуту 1800; степень
сжатия 7,3; температура охлаждающей жидкости 190° С; давление
впрыска топлива 84 ат. Подбирают такую смесь пзооктана с этило-
вой жидкостью, прп работе на которой двигатель развивает такую
Таблица 12. Октановые числа п чувствительность углеводородов*
Углеводороды Октановое число Чувствптель- Н1 сть
по моторному методу по исследо- вательскому методу
Пара ф п и о в ые
Этан 104 107,1 +3,1
Пропан 100 105,7 4-5.7
«-Бутан 90,1 93,6 + 3,5
Пзобутан '99 >100 —
«-Пентан 61,9 61,9 0
Изопентан 90,3 92,3 + 2,0
«-Октан —17 —19 — 2,0
О л е ф и п ы
Пропилен 84,9 101,4 + 16,5
Бутеп-2 ..... 86,5 99,6 + 13,1
Пеытен-1 77,1 90,9 + 13.8
Гексеп-1 63,4 76,4 + 13,0
И а ф теп о вы е
Циклопептап 85 100 + 15
Циклогексан 78,6 83 +4,4
Метнлцпклогексан 71 74,8 - +3,8
Этилцпклогексан 40,8 46,5 +5,7
1 ,2-Дпметплциклогексан 78,5 80,9 + 2,4
А р о м а т и ч е с к п е
Бензол 111,6 113,0 + 1,4
Толуол 102,1 115 + 12.9
о-Ксплол 100 >100 —
л-Ксплол >100 >100 —
п-Ксплол >100 >100 —
1,3,5-Трпметплбепзол 114 >100 —
Изопропилбензол 99,3 108 +8,7
а-.Метнлнафталпп >100 — —
* Nelson W. L., Petrol. НеГ. Eng., 1958; Нефтепродукты. CBoiiCTBii, качество, при-
менение, под ред. проф. Б. В. .'Юспкова, Идд. «Химия-, 1966.
Рпс. 52. График для опре-
деления сортности бепзппов.
108 Гл. III. Физн.ко-хилшческие ceoiiciu’en нефтей. и нефтепродуктов
же мощность, как и при работе на испытуемом бензине. Затем по
графику рис. 52 находят сортность испытуемого топлива. Величину
сортности округляют с точностью до единицы.
Высокооктановые авиационные бензины обычно маркируют дроб-
ными числами, числитель которых означает октановое число при
работе па бедной смеси, а знаменатель — сортность • при работе
на богатой смеси. Сортность показывает, на сколько процентов
может повыситься мощность двигателя прп работе на данном топливе
по сравнению с работой на чистом пзооктане. Например, на бензине
15-100/130 двигатель способен развивать мощность, на 30 % большую,
чем на чистом изооктане.
ВОСПЛАМЕНЯЕМОСТЬ ДИЗЕЛЬНЫХ
ТОПЛИВ
Дизельные двигатели в последнее время получают все более
широкое распространение, так как имеют значительные преиму-
щества перед карбюраторными двигателями: высокую экономичность;
меньший расход топлива (на 30—40%); применение в качестве топ-
лива менее дефицитных нефтяных фракций (керосино-газойлевых);
меньшую опаспость в пожарном отношении и др. К недостаткам
дизельных двигателей по сравнению с карбюраторными относятся:
больший расход металла, меныпее число оборотов, более сложный
запуск и др.
Дизельное топливо в отличие от карбюраторного вводится
в цилиндр двигателя не в парообразном, а в капельно-жидком состо-
янии. Вначале в цилиндр засасывается воздух, сжимается поршнем
до давления около 35—50 ат, в результате чего температура сжа-
того воздуха повышается до 500—700° С, затем впрыскивается
топливо. Испаряясь в столь жестких условиях, топливо интенсивно
окисляется и самовоспламеняется. Чем меньше индукционный пе-
риод, т. е. время от момента впрыска до самовоспламенения (за-
держка самовоспламенения) топлива, и чем плавнее протекает сго-
рание, тем выше считается качество дизельного топлива. Характер
самовоспламенения топлив в дизельных двигателях выражают
цетановым числом и дизельным индексом.
Цетановое число показывает процентное содержание цетана
(/•(-гексадекана) в смеси с а-метилнафталипом, самовоспламеняемость
которой в стандартном двигателе эквивалентна самовоспламеняемости
в тех же условиях испытуемого топлива. Цетановое число цетана
условно принято за '100, а а-метилнафталина — за пуль. Наиболь-
шими цетановыми числами обладают нормальные парафиновые
углеводороды, затем следуют парафиновые углеводороды изострое-
ния, нафтеновые и, наконец, ароматические углеводороды. Боль-
шинство непредельных углеводородов имеет низкие цетановые числа,
однако некоторые из них, например цетен, являются исключением.
Воспламеняемость дизельным топлив
109
С повышением молекулярного веса и температуры кние-ипя пара-
финовых углеводородов цетановые числа пх увеличиваются. При вве-
дении боковых парафиновых цепей в молекулы нафтеновых угле-
водородов их цетановые числа снижаются, а в случае ароматических
углеводородов — повышаются. С увеличением числа циклов в моле-
кулах ароматических углеводородов цетановые числа их снижаются.
Рис. 53. Установка
для определения це-
тановых чисел дизель-
ных топлив:
1 — чугунная плита; 2 —
двигатель; J — визирная
труба; 4 — маховик для
изменения степени ежа-
тия; 5 — конденсатор;
G — топливные бачки;
7 — пульт управления.
Существует три метода определения цетановых чисел: 1) по
критической степени сжатия, 2) по периоду запаздывания воспла-
менения, 3) по совпадению вспышек. Наиболее простым из них
является метод совпадения вспышек. Для испытаний используется
одноцилиндровая установка (рис. 53), снабженная двигателем с ди-
зельной головкой. Моменты впрыска и самовоспламенения топлива
фиксируются с помощью электромеханических индикаторов, связан-
ных с безынерционными неоновыми лампами, находящимися на
маховике двигателя. Впереди находится лампочка, связанная с инди-
катором воспламенения. Степень сжатия можно изменять от 7 до 23.
Определение цетанового числа сводится к следующему. На товар-
ном дизельном топливе устанавливают стандартный режим работы
двигателя. Затем переводят двигатель на испытуемое топливо и регу-
лируют подачу топлива в пределах 13 ± 0,5 мл/мин. Устанавли-
вают угол впрыска 13° до верхней мертвой точки и снижают степень
сжатия до минимальной величины, прп которой двигатель работает
110 Г.1. III. Физико-.ги.ччческие свойства нефтей и нефтепродуктов
без перебоев. После этого увеличивают степень сжатия на 2 еди-
ницы и устанавливают совпадение вспышек неоновых ламп, соеди-
ненных с индикаторами впрыска и воспламенения. Прп переключе-
нии работы двигателя с одного топлива на другое рекомендуется
проработать на нем не менее 5 мин для промывки топливной системы
и установления режима. Нахождение степенп сжатия должно быть
повторено не менее 3 раз и взят средний результат.
Содержание газойля прямой
перегонки, д смеси с газойлем
пиролиза, с5ъемн. % "
Рис. 54. График пересчета цетаповых
чисел от вторичных эталопшях топлив
к первичным.
Рнс. 55. Зависимость между цетано-
вым числом п дизельным индексом.
Цетановое число, т. е. содеражние цетана (Л v) в объемн. %
в смеси с а-метилнафталином, эквивалентной по воспламеняемости
испытуемому топливу, находят по формуле
Л.г = Л1-|- (Л2 — -^1) д 1_д (84)
где А± — содержание цетана в смеси с а-метплпафталпиом, дающей совпадение
вспышек прп большей степенп сжатия сц, чем испытуемое топливо,
т. е. смесп с меньшим цетаповым числом;
Л 2 — то же в смесн, дающей совпадение вспышек при меньшей степенп
сжатия (а2), чем испытуемое топлпво, т. е. смесп с большим цетановым
числом;
а — среднее арифметическое значений степенп сжатия при работе на испы-
туемом топлпве.
Поскольку первичные эталоны — индивидуальные углеводороды —
весьма дороги, на практике пользуются вторичными эталонами,
протарированными по первичным (рис. 54). В качестве вторичных
эталонных топлив применяют, например, смесь .газойлевых фракций
прямой перегонки и процесса пиролиза.
Сложность моторных методов оценки воспламеняемости дизель-
ных топлив заставила исследователей искать падежную зависимость
Фракционный состав
111
между цетановым числом и физико-химическими константами этих
топлив. Общепризнанной величиной, связывающей воспламеняемость
дизельного топлива с анилиновой точкой и плотностью, является
дизельный индекс (Д. И.), определяемый по формуле
(1,84+32) (141,5 —131,5,оУ) •
д и>=----------wit----------- (8о)
где А — анилиновая точка испытуемого топлива, °C;
1’13 ~~ относительная плотность топлива.
Связь между цетановым числом и дизельным индексом показана
на рис. 55.
Цетановое число можно подсчитать по групповому углеводород-
ному составу дизельного топлива, пользуясь формулой
Ц. Ч.=0,85П + 0,1Н —0,2А (86)
где II, II п А — соответственно процентное содержание парафиновых, пафте-
повых п ароматических углеводородов.
Из формулы (86) следует, что с увеличением содержания арома-
тических углеводородов цетановое число понижается. Для его
повышения из дизельных фракций извлекают ароматические угле-
водороды пли применяют специальные добавки, из которых наибо-
лее эффективны алкилнитраты, гидроперекиси и другие соедине-
ния, ускоряющие процесс предпламенного окисления топлива и
облегчающие таким образом его воспламенение. При добавлении
1,5—2,0 объемн. % таких присадок цетановое число повышается
на 16—20 пунктов.
ФРАКЦИОННЫЙ состав
Нефть и нефтепродукты представляют собой такую сложную
смесь углеводородов и неуглеводородных соединений, что обычными
методами перегонки их невозможно разделить на индивидуальные
соединения. Как правило, нефти и нефтепродукты разделяют путем
перегоикп па отдельные частп, каждая из которых является менее
сложной смесью. Такие части принято называть фракциями или
дистиллятами. Нефтяные фракции в отличие от индивидуальных
соединений не имеют постоянной температуры кипения. Они выки-
пают в определенных интервалах температур, т. е. имеют темпера-
туру начала кипения (и. к.) и конца кипения (к. к.). Температура
начала п конца кипения зависит от химического состава фракции.
Таким образом, фракционный состав нефти и нефтепродуктов
показывает содержание в них (в объемных или весовых процентах)
различных фракций, выкипающих в определенных температурных
пределах. Этот показатель имеет большое практическое значение.
По фракционному составу нефти судят о том, какие нефтепродукты
п в каких количествах можно из нее выделить. Фракционный состав
112
Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
Температура
Время (отгон)
бензинов характеризует их испаряемость. Температура выкипания
10 объемн. % бепзина показывает возможность запуска двигателя
при низких температурах, температура выкипания 50 объемн. % —
скорость прогрева двигателя и перехода на меньшее или большее
число оборотов и т. д.
В обозначение нефтяных фракций обычно входят температуры их
выкипания: например, выражение «фракция 200—350° С» означает
«фракция, выкипающая в интервале температур от 200 до 350° С».
При определении фракционного состава
нефть или нефтепродукт перегоняют в стан-
дартном приборе при определенных условиях
и в системе координат температура — время
(или температура — отгон в процентах) строят
график выкипания отдельных углеводородов
и их смесей. Горизонтальные участки 1 и 2 по-
лученной ломаной линии (рис. 56) отвечают
температурам кипения индивидуальных угле-
водородов; наклонные 3 и 4 — изображают
процесс кипения смесей. Если для индиви-
дуальных углеводородов температура на кри-
вой выкипания остается постоянной, то для
смесей, близких по температурам кипения ком-
понентов, подобной постоянной температуры не
существует. На отдельных участках неуклон-
ного повышения температуры в местах пере-
хода находят условные «начальную» и «конеч-
ную», а между ними «среднюю» температуры
кипения смеси (точки А, Б и С на рис. 56).
При нагревании такой сложной смеси, как нефть, в паровую
фазу прежде всего переходят низкокипящие компоненты, облада-
ющие высокой летучестью. Частично с ними уходят высококипящие
компоненты, однако концентрация низкокипящего компонента в па-
рах всегда больше, чем в кипящей жидкости. По мере отгона низко-
кипящих компонентов остаток обогащается высококипящими. По-
скольку давление насыщенных паров высококипящих компонентов
при данной температуре ниже внешнего давления, кипение в конечном
счете может прекратиться. Чтобы сделать кипение безостановоч-
ным, жидкий остаток непрерывно подогревают. При этом в паровое
пространство переходят все новые и повые компоненты со все воз-
растающими температурами кипения. Отходящие пары конденси-
руются, конденсат отбирают по интервалам температур кипения
компонентов в виде отдельных нефтяных фракций.
Перегонку нефти п нефтепродуктов с целью разделения на фрак-
ции можно осуществлять с постепенным либо с однократным испаре-
нием. При перегонке с постепенным испарением образующиеся
пары непрерывно отводят из перегонного аппарата, они конденси-
Рис. 56. Кривая ки-
пения смеси компо-
нентов:
Л — начало кипения
смеси; В — средняя тем-
пература кипения смеси;
С — конец кипения сме-
си; 1 и 2 — температу-
ры кипения чистых ком-
понентов; 3 и 4 — темпе-
ратуры кппеппя смеси
компонентов.
Фракционный состав
113
руются и охлаждаются в конденсаторе-холодильнике и собираются
в приемнике в виде фракций дистиллята. Напротив, когда образу-
ющиеся в процессе нагрева пары не выводят из нагревательного
аппарата пока не будет достигнута заданная температура, прп
которой в один прием (однократно) отделяют паровую фазу от жид-
кой, процесс именуют перегонкой с однократным испарением.
Ни постепенным, ни тем более однократным испарением невоз-
можно добиться четкого разделения нефтепродукта на узкие фракции,
так как часть высококипящих компонентов переходит в дистиллят,
а часть низкокипящих остается в жидкой фазе. Поэтому применяют
перегонку с дефлегмацией или с ректификацией. Для этого в колбе
нагревают нефть или нефтепродукт. Образующиеся при перегонке
пары, почти лишенные высококипящих компонентов, охлаждаются
в специальном аппарате — дефлегматоре и переходят в жидкое
состояние — флегму. Флегма, стекая вниз, встречается со вновь
образовавшимися парами. В результате теплообмена низкокипящие
компоненты флегмы испаряются, а высококппящие компоненты
паров конденсируются. При таком контакте достигается более четкое
разделение на фракции, чем без дефлегмации.
Еще большей четкостью разделения характеризуется перегонка
с ректификацией. Аппарат для такой перегонки состоит из перегон-
ной колбы, ректификационной колонки, конденсатора-холодиль-
ника и приемника. Ректификация осуществляется в ректификацион-
ных колонках.
Основой ректификации является контакт между восходящим
потоком паров и стекающим вниз конденсатом — флегмой. Пары
имеют более высокую температуру, чем флегма,, поэтому при кон-
такте происходит теплообмен. В результате этого низкокипящие
компоненты из флегмы переходят в паровую фазу, а высококипя-
щие — конденсируются, переходят в жидкость. Для успешного
ведения процесса ректификации необходимо возможно более тесное
соприкосновение между паровой и жпдкой фазами. Это достигается
при помощи особых контактирующих устройств, размещенных
в колонне (насадок, тарелок и т. д.). От числа ступеней контакта
и количества флегмы (орошения), стекающей навстречу парам,
в - основном и зависит четкость разделения компонентов смеси.
Для образования флегмы в верхней части колонны помещен конден-
сатор.
Для определения фракционного состава нефтей и нефтяных
фракций в лабораторной практике наибольшее распространенпе
получили следующие пять методов перегонки (первые четыре явля-
ются разновидностями перегонки с постепенным испарением):
1) низкотемпературная ректификация — для сжиженных газов
и фракций углеводородов, кипящих при температуре ниже 20° С;
2) среднетемпературная перегонка — для нефтепродуктов, выки-
пающих до 350° С;
8 Заказ 1000
I11 Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
3) вакуумная перегонка для жидкостей, выкипающих выше
350' С;
4) молекулярная дистилляция — для высокомолекулярных ве-
ществ (папример, смол);
5) перегонка методом однократного испарения.
Низкотемпературная ректификация
Одной из первых операций, связанных с определением фракцион-
ного состава нефти, является определение количества и состава
растворенных в ней углеводородных газов. Для отделения послед-
них сырую нефть в течение 3—4 ч подогревают до 150—200° С в аппа-
рате НТК для разгонки нефти. Нескоыдеысировавшпеся газы п лег-
кую головную фракцию углеводородов отбирают раздельно: газ
в газометр, головную фракцию в колбу, погруженную в баню со
льдом. По окончании перегонки подсчитывают выход этих продуктов
в весовых процентах’ и затем перегоняют в аппарате низкотемпера-
турной ректификации.
Основными частями его являются ректификационная колонка
п перегонная колба. Колонка снабжена вакуумным кожухом, верх-
няя часть которого.переходит в сосуд Дьюара. Сюда в качестве хлад-
агента вводят жидкий воздух или азот. Колонка заполнена спираль-
ной насадкой из проволоки. Пары сверху колонки отводятся через
конденсатор в калиброванный приемник, помещенный в термостат.
Температуру отходящих из колонки паров замеряют с помощью
термопары, находящейся в конденсаторе, а давление — ртутным
манометром. Перегонная колба снабжена электрообогревом.
Предварительно снижают температуру в конденсаторе до —180° С,
а газ освобождают от СО3 и Н2О. В нижпюю часть колонки (в колбу)
вводят определенное количество газа и приступают к перегонке.
Включают нагрев колбы в нижней части колонки и, осторожно
открывая кран, перепускают выделяющиеся пары из колонки в при-
емник. Нагрев в колбе и охлаждение газа в конденсаторе ведут так,
чтобы получить необходимое для ректификации количество орошения.
Во время перегонки отмечают температуру и объем паров, пере-
шедших в приемник. По данным замеров строят кривую перегонки.
Горизонтальные участки ступенчатой кривой соответствуют темпе-
ратурам кипения индивидуальных углеводородов. Охлаждение
колонки, регистрация объема и температуры отогнанного газа регу-
лируются автоматически. Предусмотрена двухступенчатая ректи-
фикация с целью анализа газа и более тяжелых углеводородов,
выкипающих до 120° С. При тщательной работе точность метода
составляет около 0,1%. В зависимости от состава газа анализ продол-
жается 2—6 ч.
Фракционный состав
115
Среднетемпературная и вакуумная
перегонка
Для определения фракционного состава нефтепродуктов, выкипа-
ющих прп температуре выше 20° С, в зависимости от требуемой
четкости погоноразделепия, количества продукта, необходимого для
последующих исследований, его термостойкости и т. д. в нефтяных
лабораториях нашли применение приборы двух групп:
а) работающие без ректификации (аппарат для разгонки нефте-
продуктов по ГОСТ 1392—63; колба Кляйзена; аппарат Богданова
для разгонки мазутов и полугудронов п др.);
Рис. 57. Аппарат для определения фракционного состава нефте-
продуктов по ГОСТ 1392—63:
1 — колом; 2 — копденсатор-холодилыип»; 3 — приемник.
б) работающие с ректификацией (аппараты ГрозНИИ,
ЦИАТИМ-58, АРН-2; помимо этого для выделения индивидуальных
углеводородов и узких нефтяных фракций — аппараты четкой п сверх-
четкой ректификации — Казанского, ЦИАТИМ-56, АЧР).
Аппарат для разгонки нефтепродуктов по ГОСТ 1392—63 (рис. 57)
включает стандартную круглодонную колбу емкостью 150 мл, холо-
дильник и приемник. В колбу наливают 100 мл испытуемого нефте-
продукта и перегоняют содержимое со скоростью 4—5 мл]мин.
Температуру, отвечающую моменту падения первой капли с отвод-
ной трубки, условились считать температурой начала кипения.
8*
116 Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
При перегонке бензина, керосина далее отмечают температуры,
соответствующие отбору каждых 10 объемп.% от сырья.
Колба Кляйзеиа служит для перегонки высококипящих нефте-
продуктов (мазутов и полугудронов). Во избежание термического
Рис. 58. Аппарат для разгоикп неф-
тепродуктов под вакуумом:
1 — колба; 2 — копденсатор-холодпльцпк;
з — приемник; 4 — вакуумметр; 5 — ва-
куум-насос.
Рпс. 59. Схема аппарата АРИ-2:
J — печь; 2 — куб; з — буферная емкость;
4 — приемники; s — конденсатор; 6 — ко-
лонка; 7— ловушка; в — дифманометр; я —
вакуум-насос; 10 и 11 — вакуумметры.
разложения продукта перегонку ведут под вакуумом. В двухгорлуто
колбу (рис. 58) заливают испытуемый нефтепродукт. Воздушным
конденсатором-холодильником и системой вакуумных линий колбу
соединяют с приемником и вакуум-насосом. Температуру в жид-
кости и парах замеряют с помощью термометров, укрепленных в гор-
ловинах колбы. Перегопку в вакууме ведут до температуры жидкости
не свыше 370° С, избегая таким образом разложения (крекинга)
нефтепродукта.
Аппарат Н. Ф. Богданова предназначен для определения фрак-
ционного состава масляных фракций и парафина. Особенностью
этого аппарата является колба с изогнутым горлом, покрытым
теплоизоляцией. Это дает возможность снизить температуру нагрева
продукта и предохранить пары нефтепродукта от разложения.
Подробное описание перегонки см. в ГОСТ 9348—60.
Фрпнционпый cocmав
117
Описанные выше аппараты, работающие без ректификации ана-
лизируемых смесей, имеют низкую погоноразделительную способ-
ность, что приводит к значительному налеганию фракций. Поэтому
рассмотренные методы используют только для приближенного
определения фракционного состава широких фракции.
Аппарат ГрозНИИ предназначен для определения потенциаль-
ного содержания светлых (бензина, керосина и дизельного топлива)
в нефтп. Основными частями аппарата являются перегонный куб,
ректификационная колонка с парциальным конденсатором, конден-
сатор-холодильник и вакуумные приемники. На аппарате ГрозНИИ
перегонку ведут при атмосферном дав'лении и под вакуумом. Через
15—20 мин после окончания атмосферной перегонки, когда темпе-
ратура жидкости в кубе снизится до 200° С, включают вакуум-насос
п продолжают перегонку под вакуумом. Аппарат ГрозНИИ обладает
относительно высокой фракционирующей способностью. Еще луч-
шие результаты в этом отношении достигаются в аппаратах ИТК
и ЦИАТИМ-58, на базе которых Московским заводом КИП в 1962 г.
разработан и налажен серийный выпуск стандартного аппарата
АРН-2 для разгонки нефтей.
Аппарат АРН-2 может быть использован для следующих целей:
1) получение данных для построения кривых истинных темпера-
тур кипения (ИТК);
2) установление потенциального содержания фракций;
3) получение узких фракций с целью изучения группового угле-
водородного состава.
Схема аппарата АРН-2 показана на рис. 59. Основными состав-
ными частями его являются куб с электронагревательной печыо
и ректификационная колонка с конденсатором-холодильником п при-
емниками для дистиллятов. Ректификационная колонка диаметром
50 мм, высотой 1016 мм обладает погоноразделительной способ-
ностью, соответствующей 20 теоретическим тарелкам. Колонка запол-
нена насадкой в виде спиралек из нихромовой проволоки и снабжена
электрообогревом. Узел конденсации допускает полную конденсацию
паров и возврат части конденсата в качестве орошения в колонку.
Стандартом унифицированы основные параметры перегонки: ско-
рость, остаточное давление, кратность орошения и др. Скорость
перегонки должна соответствовать отбору 3—4 мл продукта в 1 мин.
До 200° С перегонку ведут при атмосферном давлении, после чего
давление снижают до 10 мм рт. ст., а по достижении температуры
320° С — до 1—2 мм рт. ст.
Аппараты четкой ректификации (АЧР, Казанского и др.)
способны разделять углеводороды, температуры кипения которых
различаются всего на 2° С и даже меньше. Для такой ректификации
требуются аппараты с числом теоретических тарелок 50—100.
В 1962 г. Московский завод «Нефтекип» организовал серийный
выпуск аппаратов АЧР. В них разгоняют жидкости, выкипающие
Il8 Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
до 180° С, при атмосферном давлении, а свыше 180° С — под вакуу-
мом. Основные элементы аппарата (колба, ректификационная колонка
на 50 теоретических тарелок, конденсатор-холодильник, приемники
дистиллятов) выполнены из молибденового стекла и соединены между
собой прп помощи шлифов. Работа колонки частично автоматизи-
рована: автоматически поддерживается постоянство количества оро-
шения, а при работе под вакуумом — постоянство остаточного давле-
ния и ’ отбор нужного количества фракций; ведется непрерывная
запись температуры паров с помощью электронного потенциометра.
Для автоматического поддержания постоянства количества орошения
предусмотрен специальный наклонный манометр, связанный с регу-
лятором перепада давления между верхней и нижней частями ко-
лонки. Автоматический отбор фракций обеспечивается применением
электромагнитного клапана.
Перегонка ведется следующим образом. Загружают сырье в колбу,
затем подают воду в конденсатор-холодильник и включают обогрев
колбы. Сначала колонке дают «захлебнуться», а затем выводят ее на
нормальный режим работы. После того как колонка проработает
при полном возврате орошения 20—30 мин, начинают отбор фракций
дистиллята. Прп перегонке в вакууме задаются остаточным давле-
нием, которое затем поддерживается автоматически прп помощи
электрокоптактного манометра, и разгонку в вакууме ведут по такой
же методике, как и при атмосферном давлении.
Молекулярная дистилляция
Перегонка, проводимая под очень низким давлением (10~4 мм рт.
ап.), причем так, что молекулы, переходящие в паровую фазу, непре-
рывно удаляются, называется молекулярной дистилляцией. В аппара-
тах для молекулярной дистилляции параллельно поверхности испаре-
ния располагают холодную конденсирующую поверхность. Между эти-
ми поверхностями молекулы, перешедшие в паровую фазу, движутся
с минимальным числом столкновений (вследствие глубокого вакуума)
в одном направлении: от испаряющей поверхности к конденсиру-
ющей. Для полной конденсации паров между конденсирующей
поверхностью и поверхностью испарения поддерживается перепад
температур 100° С.
Разделение исходной жидкой смеси в этом аппарате происходит
вследствие не только частичного испарения, но и диффузии паров
через тонкий слой дистиллируемой жидкости, стекающей вдоль-
испаряющей поверхности.
По Лэпгмюру скорость испарения описывается уравнением:

Фракционный состав
119
где D —максимальное количество испарившегося вещества, .полъ/(сл2-сек)',
р — давление паров, дин/см2;
М — молекулярный вес;
В — универсальная газовая постоянная, равная 8,3-107 эрг/<.«оль-сК>;
Т — абсолютная температура, °К.
Прп постоянной температуре количество образующихся паров
зависит от величины Р/^М. -
Л
Рпс. 60. Схема аппа-
рата для молекуляр-
ной днетплляцпп.
Рпс. 61. Схема процесса однократного испарения:
1 — баня; 2 — емкость сырья; 3 — нагревательный змеевик;
4 — испаритель; 5 — конденсатор-холодпльнпн; в -- вакуумметр;
7 — холодильник; 8 и 9 — отводные трубки; 10 — приемники;
11 — промежуточный вакуум-сосуд; 12 — ресивер; 13 — гля-
делка; 14, 15 п 10 — термопары.
Простейший аппарат для молекулярной дистилляции представ-
лен на рис. 60. Оп состоит из двух соосных цилиндров, из которых
цилиндр 1 является испарителем и снабжен внутренним электро-
обогревателем 7, а цилиндр 2 служит конденсатором и снабжен
охлаждающей рубашкой 3. Дистиллируемая жидкость поступает из
напорной емкости 4 и стекает тонким слоем по внешней поверхности
испарителя 1. Образующиеся пары конденсируются на внутренней
120
Гл. III. Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов
поверхности конденсатора 2. Недогоп стекает в приемник 5, дистил-
лят — в емкость 6. В кольцевом зазоре между цилиндрами 1 и 2
поддерживается глубокий вакуум (остаточное давление составляет
десятитысячные доли мм рт. ст.).
Перегонка методом однократного пспаренпя
Перегонка с однократным испарением — непрерывный процесс,
протекающий в условиях равновесия между паровой и жидкой фазами.
Непрерывность обеспечивается питанием системы сырьем постоян-
ного состава с постоянной скоростью при непрерывном отводе обра-
зующихся паров и жидкого остатка. При перегонке нефтп методом
однократного испарения дистилляты отбирают при температурах
250, 275, 300, 325, 350, 375 и 400° С. Для нефтепродукта выбирают
такой интервал перегонки, чтобы охватить температуры начала
и конца кипения. Методика проведения перегонки путем однократ-
ного испарения заключается в следующем (рис. 61). Включают
обогрев бани и подают воду в конденсатор-холодильник и холодиль-
ник. При температуре ниже заданной на 5—10° С приступают
к подаче сырья. Когда установится заданная температура в бане
(в жидкости и в парах), начинают учитывать количество подавае-
мого сырья и получаемых дистиллята и остатка. Продолжая подачу
сырья, устанавливают следующее заданное значение температуры
в бане (в жидкости и в парах) и проводят соответствующие замеры;
п так до тех пор, пока не проведут перегонку при всех заданных
температурах.
В лаборатории перегонка методом однократного испарения
ведется в аппарате, показанном на рис. 61. Аппарат состоит из вмон-
тированных в баню нагревательного змеевика и испарителя, в верх-
ней части которого имеется отвод для паров дистиллята, а в нижней —
для остатка. На основании результатов перегонки строят кривую
однократного испарения (ОИ), по которой определяют выход про-
дуктов (долю отгона) в зависимости от температуры перегонки прп
задаппых условиях однократного испарения.
ГЛАВА IV
КЛАССИФИКАЦИЯ II ТОВАРНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ
Ассортимент товарных нефтепродуктов, получаемых в результате
переработки нефтей, определяется многими техническими и эконо-
мическими факторами. Среди них главную роль играют структура
потребления нефтепродуктов и требования, предъявляемые к их
качеству, а также состав и свойства намечаемых к переработке
нефтей. Существенную помощь при выборе оптимального варианта
нефтепереработки оказывает всесторонняя классификация нефтей.
На заре развития нефтеперерабатывающей промышленности основ-
ным показателем качества нефти считали плотность. Нефти делили
на легкие (pYs <С 0,828), утяжеленные (pVs = 0,828—0,884) и тяже-
лые (pis >0,885). Практика показала, что легкие нефти содержат
относительно большое количество бензиновых и керосиновых фрак-
ций и сравнительно мало серы и смол. Из этих нефтей получаются
смазочные масла высокого качества. Тяжелые нефти, напротив,
характеризуются большим содержанием смол, мало пригодны (без
специальных методов деасфальтизации) для производства масел,
могут служить сырьем для производства высококачественных биту-
мов и дают относительно малый выход светлых нефтепродуктов
(фракций, выкипающих до 350° С). Из этого общего правила имеются
исключения. Так, тяжелая нефть месторождения Чусовские Городки
характеризуется высоким выходом светлых нефтепродуктов, а лег-
кие нефти Урало-Волжского района содержат много серы и смол.
В дальнейшем было предложено множество различных способов
классификации нефтей. Ниже рассмотрены классификации, наибо-
лее популярные в настоящее время в СССР и за рубежом.
Химическая классификация нефтей
Горное бюро США разработало форму для классификации нефтей,
базирующуюся на взаимосвязи между их плотностью и углеводород-
ным составом. Материалом служили фракции, выкипающие в преде-
лах 250—275° С, отобранные при атмосферном давлении, и фракции,
122 Гл. IV. Классификация и характеристика нефтей и нефтепродуктов
отогнанные из нефтп в интервале температур 275—300° С при
остаточном давлении 40 мм рт. ст. Если относительная плотность
фракции 250—275° С равна 0,825 и ниже, считают, что нефть пара-
финового основания, при плотности 0,860 и выше — нафтенового осно-
вания, а при значениях плотностей между 0,825 и 0,860 — промежу-
точного основания. Аналогично для фракции 275—300° С до вели-
чины плотности 0,876 нефть считают парафинового основания, 0,934
и выше — нафтенового, а между этими величинами — промежуточ-
ного. По методу Горного бюро США было установлено семь типов
нефтей: !) парафинового, 2) парафино-промежуточного, 3) промежу-
точно-парафпнового, 4) промежуточного, 5) промежуточпо-нафте-
нового, 6) нафтено-промежуточного, 7) нафтенового основания.
Классификация Горного бюро США несколько условна и не отражает
подлинной химической природы нефтей.
Классификация ГрозНИИ
По классификации нефтей, предложенной ГрозНИИ, различают
нефти шести типов: 1) парафиновые, 2) парафино-нафтеновые,
3) нафтеновые, 4) парафино-нафтено-ароматпческпе, 5) нафтено-аро-
матические, 6) ароматические.
В парафиновых, нефтях бензиновые фракции содержат не менее
50 вес. % парафиновых углеводородов, масляные фракции иногда до
20 вес. % твердых парафинов (в среднем около 10 вес. %). Содержание
твердых парафинов в этих нефтях колеблется от 2 до 10 вес.%, а ко-
личество асфальтенов и нейтральных смол чрезвычайно мало.
Парафино-нафтеновые нефти содержат значительное количество
нафтеновых углеводородов и небольшое количество ароматических.
Твердых парафинов в них столько же, как и в парафиновых нефтях,
количество асфальтенов и нейтральных смол очень мало.
В нафтенопых нефтях все фракции отличаются преобладанием
нафтеновых углеводородов, относительное количество которых до-
стигает 60 вес. %, а иногда и более. Нафтеновые нефти содержат
минимальное количество твердых парафинов, а также весьма неболь-
шие количества нейтральных смол и асфальтенов.
Парафино-нафтено-ароматические нефти характеризуются при-
близительно одинаковым содержанием углеводородов этих классов.
Содержание твердых парафинов в них менее 1—1,5 вес.%. Коли-
чество смол и асфальтенов значительное (обычно около 10 вес. %).
Для нафтено-ароматических нефтей характерно преобладание
нафтеновых и ароматических углеводородов, содержание которых
быстро увеличивается по мере утяжеления фракций. Парафиновые
углеводороды находятся только в легких фракциях, а количество
твердых парафинов не превышает 0,3 вес. %. В состав этих нефтей
входит около 15—20 вес. % смол и асфальтенов.
Классификация нефтей
123
Ароматические нефти характеризуются высокой плотностью всех
фракций п резко выраженным преобладанием в нпх ароматических
углеводородов.
Классификация ГрозНИИ точнее отражает истинный химический
состав нефтей, чем классификация Горного бюро США.
Технологическая классификация
Технологическая классификация нефтей в СССР введена с 7 июля
1967 г. (ГОСТ 912—66). В основу ее положено содержание серы
в нефтях и светлых нефтепродуктах, выход фракций, выкипающих
до 350? С, потенциальное содержание, а также индекс вязкости
базовых масел и содержание парафина в нефтях. Нормы ГОСТ
912—66 для технологической классификации нефтей приведены
в табл. 13.
Нефти, содержащие не более 0,5 вес. % серы, считаются мало-
сернистыми и относятся к I классу, однако если в одном пли во всех
дистиллятных топливах из данной нефти содержание серы выше
указанных в табл. 13 пределов, то эту нефть относят ко II классу,
т. е. к сернистым нефтям.
Нефти, содержащие от 0,5'1 до 2,0 вес. % серы, считаются сер-
нистыми, п их относят ко II классу. Однако и в этом случае учиты-
вается содержание серы в продуктах: если во всех дистиллятных
топливах из данной нефти количество серы не превышает норм,
предусмотренных для топлив из малосериистоп нефти, то эта нефть
должна быть отнесена к I классу и считается малосертшстон. В слу-
чае, когда при таком же количестве серы в нефти (0,51—2,0 вес.%)
одно пли все топлива содержат серы больше, чем указано в нормах
для сернистой нефти, эта нефть должна быть отнесена к III классу,
т. е. к высокосернистым нефтям.
Нефти, содержащие более 2,0 вес. % серы, относятся к высоко-
сернистым, т. е. к III классу, однако если все топлива содержат
серу в количествах, не превышающих пределов для топлив из сер-
нистой нефти, то эта нефть должна быть отнесена ко II классу,
т. е. к сернистым.
В зависимости от выхода фракций, выкипающих до 350° С, нефти
делятся на три типа: Тг, Т2 и Т3, а в зависимости ‘от суммарного
содержания дистиллятных и остаточных базовых масел — на четыре
группы: М2, М3 и М4. По величине индекса вязкости базовых
масел, классификацией предусмотрены две подгруппы нефтей: IIх
и Г1.2.
По содержанию парафина различают нефти трех видов: П15 II,
и П3. К виду Пх относятся малопарафинистые нефти, содержащие не
более 1,5 вес. % парафина с температурой плавления 50° С и при усло-
вии, что пз них получаются без депарафинизации реактивное топливо,
зимнее дпзельпое топливо (фракция 240—350° С) с температурой
124 Гл. JV. Классификация и характеристика нефтей и нефтепродуктов
Таблица 13. Технологическая клав
Класс Содегвкапие серы, вес. % Тип
в нефти в бензине (к. к, 200° С) в реактивном топливе (120-240° С) В ДИЗСЛЬ то 31 юплпве (24 0—3 50° С)
I Не более 0,50 Не болев 0,15 Не болео 0,1 Но более 0,2 Ti
И 0,51-2,0 Не более 0,15 Нс более 0,25 Не более 1,0 т2
Ш Более 2,0 Более 0,15 Более 0,25 Более 1,0 Т3
застывания
застывания
не выше минус 45° С и базовые масла, температуры
которых в зависимости от вязкости указаны ниже:
v50, сет
т
Л заст’
°C,
не выше
8-14
14—23
23-52
—30
-15
-10
Вид И2 включает парафинистые нефти, содержащие от 1,51
до 6,0 вес. % парафина, при условии, что из них без депарафиниза-
ции получаются реактивное топливо и летнее дизельное топливо
(фракция 240—350° С) с температурой застывания не выше минус
10° С и с применением депарафинизации — дистиллятные масла.
К виду П3 относятся высокопарафшшстые нефти, в которых
более 6,0 вес. % парафина. Из них не может быть получено без
депарафинизации летнее дизельное топливо. Эти пефтп рекомен-
дуется использовать для производства парафина.
Если из малопарафинистой пефти не может быть получен хотя
бы один из предусмотренных технологической классификацией
нефтепродуктов без депарафинизации, то эта нефть должна быть
отнесена к виду П2. Аналогично, если из парафинистой нефти не
может быть получено дизельное летнее топливо без депарафиниза-
ции, то считают, что эта нефть вида П3, и наоборот, высокопарафи-
нистая нефть, из которой возможно получение дизельного топлива
без депарафинизации, должна принадлежать к виду П2.
Таким образом, в соответствии с технологической классифика-
цией, например, доссорская малопарафинистая нефть обозначается
шифром: т. е. нефть класса I, типа Тх группы Мх
подгруппы II х п вида Пх.
Характеристика товарных нефтепродуктов
125
спфпкацпя нефтей по ГОСТ 912—66
Выход
францпН
до 350° С,
пес. %
Потенциальное содержание
Пазовых масел, вес. %
на нефть
на мазут
(выше 350° С)
Индекс
впзностп
базовых
масел
Содержание
парафина
в нефтп, вес. %
Не менее 45
Не мепее 25 Не менее 45
Выше 85 Hi
Не более 1,50
30-44,9
М.1 15—25 Не менее 45
П2
1,51—0,0
Мепее 30
М3 15—25
Менее 15
30—45
Менее 30
Нг
40—85
Более 0,0

щ
ХАРАКТЕРИСТИКА ТОВАРНЫХ
НЕФТЕПРОДУКТОВ
Основное количество нефтепродуктов используется в народном
хозяйстве в качестве горючих и смазочных материалов. Относительно
малая доля нефтяного сырья расходуется на производство битумов,
используемых в дорожных и кровельных покрытиях, сажи, электрод-
ного кокса, твердых парафинов п разного рода растворителей, и еще
меньшая — в промышленности тяжелого органического синтеза
для производства пластмасс, синтетического волокна, синтетического
каучука, моющих веществ, удобрении и др.
В соответствии с этим различают следующие группы нефтепро-
дуктов:
1) топлива;
2) осветительные керосины;
3) растворители и высокооктановые добавки;
4) нефтяные масла;
5) парафины, церезины, вазелины;
6) нефтяные битумы;
7) прочие нефтепродукты.
Ниже рассмотрены ассортимент и требования к качеству основ-
ных товарных нефтепродуктов.
Топлива
В зависимости от областей применения различают топлива:
1) карбюраторные (авиационные и автомобильные бензины и трак-
торные топлива); 2) реактивные, 3) дизельные, 4) газотурбинные,
5) котельные.
126 Гл. IV. Классификация и характеристика нефтей и нефтепродуктов
В качестве карбюраторных топлив применяются главным обра-
зом низко- и среднекипящие фракции нефтей (бензиновые, лигрои-
новые, керосиновые), сжиженные углеводородные газы, а также
легкие продукты вторичной переработки нефти и газа.
Авиационные бензины (табл. 14) представляют собой смесп бен-
зиновых фракций прямой перегонки, каталитического крекинга
и риформинга (базовые бензины) с высокооктановыми компонентами
и присадками. К числу высокооктановых компонентов относятся:
индивидуальные углеводороды изостроения (изопентан, изооктан),
продукты алкилирования изобутана и бензола непредельными угле-
водородами (алкилбензины и алкилбензолы). В качестве присадок
применяют: для повышения октанового числа — тетраэтилсвинец
(не более 3,3 г/кг бензина), который вводится в топливо в виде эти-
ловой жидкости, и для удлинения срока хранения — антиокисли-
тели (параоксидифениламин, 0,005 объемн. %, и др.). Авиационные
бензины окрашивают в яркие цвета: оранжевый, зеленый и желтый,
что свидетельствует о наличии в топливе ядовитой этиловой жид-
кости.
Таблица 14. Технические нормы па авиационные бензины
Показатели Марки Оепзппов
Б—100/130 Б-95/130 Б-91/115 Б-70
Октановое число по моторному методу 98,6 95,0 91,0 70,0
Содержание ТЭС, г/ггг бензина, не более 2,7 3,3 2,5 —
Теплота сгорания, ккал/кг, не менее . . 10 300 10 300 10 300 —
Фракционный состав 40
н. к., р С, не ниже перегоняется до температуры, й С, не выше 40 40 40
10% 75 82 >2 88
50% 105 105 105 105
90% . . • , 145 145 145 145
97,5% 180 180 180 180
Давление насыщенных паров, мм рт. ст. 240
не менее 220 220 —
не более 360 360 360 360
Содержание серы, вес. %, не более . . 0,05 0,05 0,05 0,05
Температура начала крпсталлизацшт, а С,
не выше —60 —60 —60 —60
Цвет Оранже- вый Желтый Зеленый Бесцвет- ный
Автомобильные бензины согласно ГОСТ 2084—67 выпускаются
отечественной промышленностью пяти марок (табл. 15). Цифры,
входящие в марку бензина, означают октановое число по моторному
методу (для АИ-93 и АИ-98 — по исследовательскому методу).
Характеристика товарных нефтепродуктов
127
Табл п ц а 15. Технические нормы на автомобильные бензины
Показатели Марки бензинов
A-GG А-72 А-7 6 AH-D3 АИ-118
Октановое число, пе менее по моторному .методу . . 66 72 76 85 89
по исследовательскому .ме- тоду 76 80 93 98
Содержание ТЭС, г/кг, пе более 0,60 — 0,41 . 0,82 0,82
Фракционный состав и. к., ° С, пе ниже . . . 35 35 35 35 35
перегоняется до температу- ры, ° С, пе выше 10% 79 70 70 70 70
50% 125 115 115 115 115
90% . . 105 180 180 180 180
к. к., °C, пе выше .... 205 195 195 195 195
Давление насыщенных паров, рт. ст., ио более . . . 500 500 500 500 500
Содержание серы, вес, %, пе более 0,15 0,12 0,10 0,10 0,10
Современные автомобильные бензины предусматриваются двух
видов: летние и зимние. Их готовят главным образом из бензиновых
фракций продуктов каталитического крекинга и риформинга, час-
тично термического крекинга, реже прямой перегонки. Бензин А-72
не содержит антидетонатора. Во все остальные сорта вводят тетра-
этилсвинец (не более 0,82 з/кз) в виде этиловой жидкости.
Важнейшими показателями качества авиационных и автомобиль-
ных бензинов являются: стойкость против детонации, фракционный
состав и испаряемость, давление насыщенных паров, химическая
стабильность (стойкость против окисления кислородом воздуха).
Стойкость бензинов против детонации, как указывалось выше,
характеризуется октановыми числами. В настоящее время выпус-
каются автомобильные бензины с октановыми числами по моторному
методу от 66 до 89. В дальнейшем требования к детонационной стой-
кости бензинов, по-видимому, будут повышаться в связи с увеличе-
нием степени сжатия в карбюраторных двигателях.
Фракционный состав и испаряемость карбюраторных топлив
определяют стандартной разгонкой по ГОСТ 2177—59. Прп опре-
делении фракционного состава бензинов фиксируют температуры
начала кипения (н. к.), выкипания 10, 50, 90 и 97,5 объемн. % и конец
кипения (к. к.). Температура выкипания 10 объемн. % топлива
характеризует его пусковые свойства при низких температурах
и склонность к образованию газовых пробок в системе подачи горю-
чего. Эта температура равна 75—88° С для авиационных и 70—79и С
128 Гл. IV. Классификация и характеристика, нефтей и нефтепродуктов
для автомобильных бензинов. Температура выкипания 50 объемн. %
топлива определяет плавность перехода работы двигателя с одного
режима на другой и устойчивость в работе. Она должна быть не
выше 105° С для авиационных и 115° С для автомобильных бензинов.
Наконец, температура выкипания 97,5 объемн. % характеризует
полноту испарения топлива во всасывающей системе двигателя.
Она должна быть не выше 180° С для авиационных и 205° С для авто-
мобильных бензинов.
Давление насыщенных паров дает дополнительное представление
об испаряемости карбюраторного топлива, а также о возможности
образования газовых пробок в системе питания двигателя.- Чем
вьппе давление насыщенных паров бензина, тем выше его испаряе-
мость и больше опасность образования газовых пробок в бензопро-
водах самолетов на больших высотах. Поэтому давление насыщенных
паров авиационных бензинов ограничивают величиной 360 мм рт. ст.
Химическая стабильность карбюраторных топлив определяется
содержанием в них нестабильных олефинов, легко подвергающихся
окислению. Окисление приводит к понижению октанового числа
бензина п повышению его склонности к нагарообразованию. Стабиль-
ность против окисления оценивают содержанием в бензине факти-
ческих и потенциальных смол. Количество фактических смол опре-
деляют выпариванием горючего на водяной бане в струе воздуха.
Вес остатка, отнесенный к 100 мл бензина, принимается за содержа-
ние фактических смол. Оно не должно превышать 4 мг/100 мл для
авиационных и 7 мг/iOQ мл для автомобильных бензинов.
При определении содержания потенциальных смол или так назы-
ваемого индукционного периода окисления (по . Буткову) бензин
помещают в стальную бомбу с манометром. В бомбу при 100° С
вводят определенное количество (до давления 7 ат по манометру)
кислорода. В течение некоторого времени при тон же температуре
давление в бомбе остается постоянным. С возникновением окисли-
тельных процессов оно начинает снижаться. Чем длительнее остается
постоянным давление, тем больше индукционный период окисления.
Его исчисляют обычно в минутах. Для авиационных бензинов он
составляет 480 мин и для автомобильных не менее 360—800 мин.
Определение содержания фактических смол и индукционного периода
до лигно проводиться до этилирования бензинов.
Тракторные карбюраторные топлива — лигроины и керосины —
характеризуются теми же константами, что и автомобильные бен-
зины, т. е. октановым числом, фракционным составом, содержанием
фактических смол и др.
Реактивные топлива. Принцип работы современного турбореак-
тивного двигателя состоит в следующем (рис. 62). Воздух через
диффузор направляется в турбокомпрессор, где сжимается до давле-
ния 3,5—4,5 ат. Часть воздуха подается в камеру сгорания, куда
форсунками под давлением 50—60 ат впрыскивается топливо.
Характеристика товарных нефтепродуктов
129
В результате сгорания топлива образуется смесь газов, температура
которой достигает 1600—1800° С. Чтобы снизить температуру про-
дуктов сгорания, их разбавляют воздухом. Охлажденные газы попа-
дают на лопатки газовой турбины, приводя их во вращение. Турбина
связана с валом турбокомпрессора. Вал турбины делает 8000—
16 000 об/мин. По выходе из турбины дымовые газы с микрочасти-
цами углерода (сажи) направляются в форсажную камеру на дожи-
гание углерода. При этом создается дополнительная тяга. На выходе
из сопла' образуется мощный газовый поток большой скорости,
который и создает реактивную тягу.
Рис. 62. Принципиальная схема работы турбореактивного двигателя:
1 — топливный бак; 2 — пасос низкого давления; з — фильтр грубой очистки; 4 — баростат;
5 — насос высокого давления; в — фильтр тонкой очистки; 7 — насос системы дожигания;
8— регулируемое сопло; 9 — форсунки системы дожигания; 10 — турбина; 11 — камера
сгорания; 12 — компрессор; 13 — система выдвижного конуса; 14 — диффузор; 15 — си-
стема для перепуска воздуха.
Существуют и другие типы воздушно-реактивных двигателей.
Общим для них является высокая теплонапряженность в камере
сгорания, достигающая 100—150 млн. ккал/ч, высокий суммарный
коэффициент избытка воздуха (а = 3,5—5,0, в самой камере а =
= 1,4—1,5, остальное количество воздуха расходуется на разбавле-
ние продуктов сгорания перед входом в газовую турбину). При поле-
тах летательных аппаратов со сверхзвуковой скоростью температура
топлива в баке изменяется от —50° С (при скорости 1 М) до
+250° С (при скорости, равной 3 М) *.
Для обеспечения надежной и безотказной работы двигателей
реактивные топлива должны удовлетворять следующим требованиям:
свободно прокачиваться по системе питания при высоких и низких
температурах; полностью испаряться и воспламеняться в широких
пределах состава топливной смеси; устойчиво, полно и с высокой
скоростью сгорать без образования нагаров; иметь высокую теплоту
сгорания; не корродировать детали топливной системы. Помимо
* И — число Маха — отношение скорости полета аппарата к скорости
звука, равпоп 1200 км/ч.
9 Заказ 1000
130 Гл. IV. Классификация и характеристика нефтей и нефтепродуктов
этого реактивные топлива должны обладать высокой термоокисли-
тельной стабильностью, температура начала их кипения должна быть
выше температуры возможного нагрева топлива в полете. В табл. 16
приведены технические нормы на реактивное топливо.
Таблица 16. Технические нормы па топлива для реактивных двигателей
Поназателп Марка
Т-1 ТС-1 Т-2 Т-5 т-в Т-7
Плотность прп 20° С, г/см'З, не менее 0,800 0,775 0,755 0,845 0,840 0.775
Фракционный состав и. к., С, не выше .... 150 150 Не йн- Не пи- 150
перегоняется до температу- ры, ° С, не выше 10% 175 165 же 60 145 ’ же 195 225 220 165
50% 225 195 195 — 255 195
90% 270 230 250 — 290 230
98,0% 280 250 280 315 315 250
Вязкость, сст прп 20° С, пс менее . . . 1,50 1,25 1,05 Не бо- 1,25
прп —40° С, не более . . 16 8 6 лес 5,0 60 60 8
Теплота сгораппя (низшая), ккал[кг, не менее 10 250 10 250 10 300 10 250 10 300 10 300
Высота пекоптящего пламени, лглг, пе менее Температура, °C вспышки в закрытом тигле, пе ниже 20 25 25 20 25
30 28 28
начала крпсталлпзацшт, не выше -60 -60 —60 —60 -60 -60
Содержание, вес. %, не более ароматических углеводо- родов . 20 22 22 22 10 22
серы общей 0,1 0,25 0,25 0,1 0,05 0,05
меркаптановий .... — 0,005 0,005 — — 0,001
Перечисленным выше требованиям удовлетворяют так называемые
авиакеросины — нефтяные фракции прямой перегонки. Фракцион-
ный состав авиакеросинов зависит от химического состава походной
нефти. Например, для нафтеновых нефтей Азербайджана им соответ-
ствует фракция 120—280° G (топливо Т-1). Авиационные керосины
из сернистых п парафинистых нефтей восточных районов СССР
должны иметь конец кипения не выше 250° С (топливо ТС-1) п.давле-
ние насыщенных паров при 38° С не более 100 мм рт. ст.
(топливо Т-2). Снижение конца кипения приводит к уменьшению
выхода фракции авпакеросина, а следовательно, снижает его ре-
Характеристика товарных нефтепродуктов
131
сурсы. Повысить ресурсы можно либо путем расширения фракцион-
ного состава, т. е. включения в авиакеросин бензиновой фракции,
либо за счет использования аналогичных фракций, получаемых прп
вторичных процессах 'переработки нефтей.
Химический состав реактивных топлив также зависит от природы
исходной нефти. Наиболее желательными компонентами реактивных
топлив являются парафино-нафтеновын углеводороды. Они хими-
чески стабильны, характеризуются высокой теплотой сгоранпя
и малым нагарообразованием. Ароматические углеводороды (осо-
бенно бициклические) менее желательны, поскольку их массовая
теплота сгорания почти на 10% ниже, чем парафиновых углеводо-
родов, онп'дымят и при сгорании вызывают повышенное нагарообра-
зование. Кроме того, для ароматических углеводородов характерна
высокая интенсивность излучения пламени, что вредно отражается
на сроке службы стенок камеры сгорания. Содержание ароматиче-
ских углеводородов в реактивных топливах должно быть не более
20—22 вес. %.
Дизельные топлива в ассортименте нефтепродуктов, вырабаты-
ваемых в СССР, составляют приблизительно одну треть.
В производстве дизельных топлив для быстроходных двигателей
используются главным образом средние (200—350° С) фракции неф-
тей, для стационарных судовых (тихоходных) двигателей — тяжелые
соляровые дистилляты, мазуты и. отбензиненные нефти. Требования
к качеству дизельных топлив приведены в табл. 17.
Полнота сгорания и. экономичность использования дизельного
топлива в большой мере зависят от его фракционного состава. Допу-
стимые пределы выкипания дизельного топлива определяются числом
оборотов двигателя. Для быстроходных дизелей требуются топлива,
состоящие главным образом из низкомолекулярных, преимуще-
ственно парафиновых углеводородов. Таким топливом являются
керосиновые фракции парафинистых нефтей. Тихоходные стационар-
ные дизели могут работать на высококипящпх тяжелых фракциях
нефтей.
Дизельное топливо в двигателях протекает по трубопроводам
малого диаметра, через фильтры тонкой очистки, иногда при крайне
низких температурах. Поэтому температура застывания и. вязкость
этих топлив имеют большое значение. Наиболее жесткие требования
по температуре застывания предъявляются к арктическим и зимним
сортам топлива (соответственно ДА — минус 60° С и ДЗ — минус
45° С). Температура застывания летнего дизельного топлива (ДЛ)
равна минус 10° С.
Вязкость дизельного топлива регламентируется стандартом,
так как топливо выполняет одновременно функции смазки и уплот-
нения насосов и форсунок. Прп утечке через неплотности подтека-
ющее топливо догорает и образует на распылителях форсунок нагар.
Для быстроходных дизелей установлена норма вязкостп топлив т50
9*
132 Гл. IV. Классификация и характеристика нефтей и нефтепродуктов
Таблица 17. Технические нормы на дизельные топлива
Показатели Для быстроходных двигателей Для тихоход- ных двигателей
ДА ДЗ дл ДС дт ДМ
Цетановое число, пе менее . . . 40 40 45 50 —
Плотность при 20° С, г/сл^3, не бо- лее 0,930 0,970
Фракционный состав перегоняется до температу- ры, 9С, не выше 10% 200* 200*
50% 255 275 290 280 — —
90% 300 335 350 ,— — -—
96% 330 — — 340 — —
перегоняется до 250° С, %, не более 15 ю
Вязкость, сст при 20 9 С 2,5-4,0 3,5—6,0 3,5—8,0 . —
при 50° С — — — 2,5—40 36,0** 150**
Коксуемость, вес. %, не более 0,05 — — .— 3,0 10,0
Содержание серы, вес. %, пе бо- лее 0,2 0,2 0,2 0,2 0,5*** 3,0***
Температура, 9С вспышки в закрытом тигле, не ниже 35 50 60 90 (1,5)**** 65 85
застывания, не выше .... -60 -45 -10 —15 —5 10
* Не ниже.
11 Не более.
*** В малосерпистом топливе.
**** в сернистом топливе.
не более 8 сст. В стационарных дизелях, где возможен подогрев
топлива отходящими дымовыми газами, по стандарту допускается
вязкость его vso = 150 сст.
Содержание серы не должно превышать 0,2 вес. % в топливах
для быстроходных дизелей и 0,5 вес. % в топливах других сортов.
Газотурбинные топлива. Принцип работы газотурбинных уста-
новок (ГТУ) заключается в следующем (рис. 63): сжатый в компрес-
соре воздух подается в камеру сгорания. Туда же поступает топливо.
Образовавшиеся дымовые газы отбрасываются на лопатки турбины.
Таким образом, рабочим телом в газовых турбинах является газ,
получаемый при сгорании топлива в воздушной среде. Газовые
турбины используются на стационарных и передвижных электро-
станциях, в промышленности (нефтяной, химической и др.), на реч-
ных и морских судах, локомотивах, автомобилях и т. д. Газотур-
бинные установки имеют существенные преимущества перед другими
двигателями внутреннего сгорания: возможность применения боль-
шего ассортимента топлив, малые вес и габариты на единицу мощ-
ности, быстрый ввод в действие и достижение полной мощности;
Характеристика товарных нефтепродуктов
133
однако они все еще имеют низкий к. и. д.: 0,27 по сравнению с 0,30
для дизелей и 0,35—0,40 для паровых турбин.
На ГТУ можно применять самые разнообразные виды нефтяных
топлив, начиная от газа и кончая тяжелыми остатками от перегонки
нефти. Наиболее экономичны и доступны среди различных видов
Рпс. 63. Принципиальная схема газотур-
бинной установки:
1 — камера сгорания; 2 — топливо в форсунку;
з — подогреватель; <4 — турбина; 5 — воздухо-
дувка.
Рпс. 64. Изменение вязкости ма-
зутов в зависимости от темпера-
туры:
1 и 2 — соответственно флотские Ф5 и
Ф12; 3,4,5-— соответственно топочные
40, 100 и 200.
газотурбинных топлив (ГТТ) в настоящее время мазуты и газойлевые
фракции вторичных процессов переработки нефти. Технические
требования к газотурбинным топливам приведены в табл. 18.
Одним из важнейших требований к ГТТ считается отсутствие
коррозионной агрессивности их по отношению к металлам газовых
турбин. Наиболее коррозионно-агрессивными элементами являются
ванадий, натрий и сера. При контакте пх с металлом лопаток газово!!
турбины в присутствии кислорода воздуха образуются соединения,
легко распадающиеся в условиях эксплуатации газовой турбины.
Ванадий при горении топлива в избытке воздуха превращается
в пятиокись ванадия (V2O6), способствующую образованию липких
отложений на лопатках турбины. Пятиокись ванадия — активный
окислитель металлов. Корродирующее действие ванадия значительно
повышается в присутствии натрия, свинца и серы. Для снижения
ванадиевой коррозии в топливо добавляют магниевые и цинковые
присадки.
Котельные топлива. Жидкие котельные топлива применяются
для отопления паровых котлов тепловых электростанций, судовых
установок, паровозов и промышленных печей. В качестве котельного
134 Гл. IV. Классификация, и характеристика нефтей и нефтепродуктов
Таблица 18. Технические нормы на газотурбинные топлива
Показателя ГОСТ 10433—63 МРТУ 12Н-110—61
Вязкость условная прп 50° С, не
более 2,о 2,0
Теплота сгорания низшая, ккал/кг,
не менее 9500 9950
Зольность, вес. %, не более . . Содержание, вес. %, пе более 0,020 0,01
ванадия 0,0007 0,0003
серы 3,0 0,5
смолистых веществ 2а,0 —
Температура, °C вспышки в закрытом тигле,
не шике 65 со
застывания, не выше .... Плотность прп 20° С, г/сль3, не бо- 5 —12

лее 0,935 —
топлива используют в основном крекпнг-остаткп и в меньшей мере
мазуты прямой перегонки нефти и тяжелые высокосмолистые нефти.
По характеру сырья топочные мазуты могут быть малопарафпнп-
стымп и парафинистыми. По назначению котельные топлива делятся
на мазуты флотские, топочные и топливо для промышленных печей
(табл. 19).
На рис. 64 приведены кривые изменения вязкости мазутов в зави-
симости от температуры. Из рисунка видно, что при температуре
выше 100° С вязкости всех мазутов примерно одинаковы.
Таблица 19. Технические нормы на котельные топлива
Показатели Мазуты флотские Мазуты топочные Топливо ДЛЯ мартенов- ских печей МП
Ф5 Ф12 4 0 100 200
Вязкость условная, не более
прп 50° С 5,0 12,0 — — — —
при 80° С — — 8,0 15,5 — 5,0—16,0
прп 100°С — — — — 6,5—9,5
Зольность, вес. % , не более . . Содержание воды, вес. %, не бо- 0,1 0,1 0,15 0,15 о,з 0,3
лее Температура, ° С вспышки, не шике . . . 1,0 1,0 2,0 2,0 1,0 1,0
в закрытом тигле 80 90 — — — —
в открытОхМ тпгле — — 90 110 140 110 + 25
застывания, не выше . . Теплота сгорания (низшая) в пересчете на сухое топлпво, -5 —8 +10 +25 +36
ккал/кг .......... 9870 9870 9700 9650 9600 9650
Характеристика товарных нефтепродуктов
135
Температура предварительного подогрева котельных топлив ли-
митируется их температурой вспышки. Она должна быть не ниже
90—140° С при определении в открытом тигле для топочных и не
ниже 80—90° С при определении в закрытом тигле для флотских
мазутов. Содержание воды в котельных топливах не должно пре-
вышать 1—2 вес. %, а серы во флотскпх мазутах должно быть не
более 0,80—2,0 вес. %, в топочных мазутах марок 40, 100 и 200 —
не более 0,5 вес. % прп малосернпстом сырье, 2,0 вес. % прп сер-
нистом сырье и 3,5 вес. % при высокосернистом. В топливе МП
для мартеновских печей содержание серы ограничивают величиной
0,5 вес. %. -
Осветительные керосины
От керосина, сжигаемого в лампах для освещения и в керосинках,
требуется, чтобы он легко поднимался по фитилю, давал яркое пламя
п сгорал без копоти и нагара. Осветительную и нагарообразующую
способности керосина в лаборатории оценивают при помощи стан-
дартной фитильной лампы по максимальной высоте (в мм) некоптя-
щего пламени. По стандарту высота некоптящего пламенп должна
быть не менее 20 мм.
Ароматические углеводороды, особенно бициклические, а также
сернистые и. азотистые соединения, снижают качество осветительного
керосина, парафиновые углеводороды, наоборот, повышают его.
Влияние группового углеводородного состава керосина на высоту
некоптящего пламенп (ВНП) описывается уравнением *
ВНП= 1,65055-0,011252—8,7 (87)
где
о _______________________________100___________ ,оо,
0,0061П + 0,03392Н+0,13518А • ’ ' '
П. Н и А — соответственно содержание парафиновых, нафтеновых и аромати-
ческих углеводородов, вес. %.
Растворители и высокооктановые
добавки
К растворителям, вырабатываемым нефтяной промышленностью,
относятся бензины: БР-1 («Галоша»), растворитель для лакокрасоч-
ной промышленности (уайт-спирит) и экстракционный, а также
петролейный эфир и бензол. Бензин БР-1 применяется в резиновой
промышленности в качестве растворителя каучука для приготовле-
ния резинового клея. Он отличается узким фракционным составом
п ограниченным (не более 3 вес. %) содержанием ароматических
углеводородов. Уайт-спирит служит растворителем в лако-красочном
Modern Petroleum Technology, The Institute of Petroleum, London, 1962.
136 Гл. IV. Классификация и характеристика нефтей и нефтепродуктов
производстве, частично заменяя скипидар. Экстракционный бензин
применяется для извлечения масла из семян и в других процессах
экстракции. Низкая температура конца кипения экстракционного
бензина обеспечивает его легкую и полную регенерацию водяным
паром.
Высокооктановые компоненты авиационных топлив, вырабатыва-
емые нефтяной промышленностью, включают в основном продукты
алкилирования изобутана бутиленами и. бензола пропиленом. На-
ряду с этим в качестве компонентов бензина, повышающих его окта-
новое число, применяют смесь бензола, толуола и ксилола (пиро-
бензол), изопентан, технический изооктан.
Нефтяные масла
По химическому составу нефтяные масла представляют собой
смеси высокомолекулярных парафиновых, нафтеновых и аромати-
ческих углеводородов с некоторой примесью смолистых и асфальто-
образных веществ. Масла получают различными способами
из высококипящих фракций нефти.
По способу выделения из нефтей различают дистиллятные, оста-
точные и смешанные нефтяные масла. По методу обработки сырья
масла делятся на выщелоченные, кислотно-щелочной очистки, кис-
лотно-контактной очистки (серной кислотой и отбеливающей глиной),
селективной очистки (избирательными растворителями), адсорбцион-
ной очистки и гидроочистки (на катализаторе в присутствии водо-
рода). Выбор метода очистки сырья определяется его химическим
составом, требованиями к качеству масла и экономической целе-
сообразностью.
По областям, применения масла подразделяются на смазочные:
моторные (для двигателей внутреннего сгорания), индустриальные
(для промышленного оборудования, цилиндровые) и др.; и специаль-
ного назначения — турбинные, компрессорные, трансмиссионные,
электроизоляционные, гидравлические, белые и др.
К моторным маслам относятся авиационные, автомобильные
и дизельные.
Авиационные масла получают из дистиллятов и остатков от пере-
гонки отборных масляных нефтей путем селективной очистки и де-
парафинизации, реже кислотно-контактной очистки. В поршневых
и реактивных двигателях авиационные масла работают в условиях
высоких температур и нагрузок. Предусматривается производство
зимних и летних масел, отличающихся уровнем вязкости и темпе-
ратурой застывания. Для реактивных двигателей используются
масла МК-8 (из нафтеновых нефтей) и МС-8 (из сернистых нефтей),
для поршневых двигателей масла МС-14, МС-20, МК-22.
Основные свойства авиационных масел приведены в табл. 20.
Характеристика товарных нефтепродуктов
137
Таблица 20. Технические нормы на авиационные масла
Иеказателп МС-8 МК-8 МС-14 МС-20 МК-22
Относительная плотность р%°, пе более. 0,860 0,885 0,890 0,895 0,905
Вязкость, сст прп 50° С 7,5-8,5 8,3 —
прп 100°- С, не менее . . — — 14 20 22
Отпошетше вязкостен прп 50 п 100° С, ТбоЛюо, пе более . . 50 * 60 * 6,55 7,85 8,75
Температура застывания, 9 С, не выше -55 —55 —30 -18 -14
* *> — 2в/'/й 0»
Автомобильные масла применяются для смазки карбюраторных
двигателей автомобилей, тракторов и мотоциклов. Эти масла полу-
чают из дистиллятов и смесей дистиллятов с остаточными компонен-
тами путем кислотной и селективной очистки. По условиям эксплу-
атации предусмотрены зимние и летние масла. Важнейшие свойства
автомобильных масел приведены в табл. 21.
Таблица 21. Технические нормы на автомобильные масла
Показатели АКЗп-6 (М-СБ) А СП-G (М-6Б) АКЗп-10 (М-10Б)
Вязкость прп 100® С, сст 6 6 10 ± 0,5
Индекс вязкости 100 Д: 60 Д: 120
Температура, 9С вспышки в открытом тиг- ле, не шике .... 160 180 160
застывания, не выше -40 -35 -40
Зольность с прпсадкои, вес. %, пе более 0,35 0,23-0,63 0,35
Дизельные масла предназначены для смазки быстроходных п
тихоходных дизелей. Качество некоторых дизельных масел видно
из табл. 22.
Индустриальные масла. Легкие индустриальные масла вязкостью
v50:= 4,8—11 сст применяются главным образом для смазки машин
и механизмов, работающих с малой нагрузкой и большим числом
оборотов. Качество индустриальных масел приведено в табл. 23. Основ-
ными параметрами, характеризующими эту группу масел, являются
вязкость, температура застывания (от +5 до —25° С), отсутствие
138 Гл. IV. Классификация, и характеристика нефтей и нефтепродуктов
Таблица 22. Технические нормы на дизельные масла
Показатели Дп-8 д-и Дп-14 МТ-14П МТ-10П
Вязкость при 100° С, сст 8-9 10,5—12,5 13,5—15,5 13,5—14,5 16—17,5
Отношение вязкостен при 50 п прп 100°- С v5„/v100, не более . . 6 7,3 7,75 4.0 7,0
Температура, РС вспышки в откры- том тигле, не пиже 200 200 210 165 200 *
застывания, не выше -25 — 18 —10 —43 -25
- В закрытом тигле.
кислот и щелочей. Исходным сырьем для производства легких инду-
стриальных масел служат соляровые дистилляты, главным образом
беспарафиновых нефтей. К средним индустриальным маслам отно-
сятся веретенные и машинные масла вязкостью при 50° С от 10
до 58 сст п температурой застывания от —30 до —10° С. Готовят их
из масляных дистиллятов беспарафиновых нефтей, а также восточных
Таблица 23. Технические нормы на индустриальные масла
Показатели Масля индустриальные
12 зо 50 4 5В ПС-30 ПС-50
Вязкость при 50° С, сст 10—14 27-33 42—5S 3S-52 27-33 42—5S
Индекс вязкостп . . . Коксуемость, вес. % , не — — — — 85 S5
более Температура, °C вспышки в открытом — 0,3 0,2 — 0,15 0,15
тигле, не ниже . . 165 1S0 200 1S0 190 210
застывания, не выше -30 —15 -20 —S —15 -20
нефтей после селективной очистки. Средние индустриальные масла
предназначены для металлообрабатывающих станков, прядильных
и ткацких машин, вентиляторов и т. д. Тяжелые индустриальные
масла (вязкость их при 100° С равна 10—96 сст) служат для смазки
прокатного, кранового, кузнечно-прессового оборудования и др.
Цилиндровые масла применяют для смазки золотников и цилпнд-
дров поршневых паровых машин, работающих на насыщенном (тем-
пература до 200° С) или перегретом (до 400° С) водяном паре.
Основные свойства цилиндровых масел приведены в табл. 24.
Характеристика товарных нефтепродуктов
139
Таблица 24. Технические нормы па масла для паровых машин
Показатели Цилин- дровое 11 Цилин- Цилин- дровое 38 Цилин-
(цилпн- дровое 24 (ЦИЛИН- дровое 52
дровое 2) (вискозин) дровое 6) (вапор)
Вязкость прп 100° С, сст 9—13 20—28 32-44 44—64
Коксуемость, вес. %, не более .... Температура, РС 0,8 2,5 3 3
вспышки в открытом тигле, пе ниже 215 240 300 310
застывания, не выше 5 — 17 —5
Турбинные масла' предназначаются для смазки и охлаждения
подшипников паровых п водяных турбин и генераторов электриче-
ского тока. Стойкость против окисления обеспечивается добавкой
0,01—0,015 вес. % п-оксидифениламина. Качество турбинных масел
приведено в табл. 25. Сырьем для получения их служат дистилляты
бакинских п эмбенских нефтей, очищенные кпслотно-контактным
способом.
Т а б л и ц а 25. Технические нормы па некоторые турбинные масла
Показатели 22п О п 30 (УТ) 4(> (Т)
Вязкость при 50° С, сст 20—23 20-23 28-32 44—48
Температура застывапия, ° С, не выше —15 —15 —10 — 10
Стабильность против окисления осадок после окисления вес. % . . 0,05 0,1 0,1 0,15
кислотное число, лг КОИ/г масла, пе более , 0,20 0,35 0,35 0,45
Компрессорные масла служат для смазки цилиндров п клапанов,
для уплотнения штока поршневых и ротационных компрессоров,
воздуходувок, а также холодильных машин. Эти масла должны быть
стойкими против окисления и иметь низкую температуру застывания.
Для компрессоров холодильных машин вырабатывают масла трех
сортов: ХА для аммиачных п углекислотных компрессоров, ХФ-12
п ХФ-22 — для фреоновых. Основные свойства компрессорных
масел приведены в табл. 26.
Трансмиссионные и осевые масла применяются для смазкп авто-
мобильных п тракторных гипоидных трансмиссий и. шеек осей же-
лезнодорожных вагонов и тепловозов. Масла эти должны обладать
высокими противозадирными свойствами, для чего к ним добавляют
серу-, хлор- и фосфорсодержащие присадки. Основные сорта та-
ких масел для зимних п летних условий приведены в табл. 27.
140 Гл. IV. Классификация и характеристика нефтей и нефтепродуктов
Таблица 26. Технические нормы на масла для компрессоров
и холодильных машин
Показатели Масла для компрес- соров Масла для холодиль- ных машин
12 (М) К С-19 ХФ-12-18 ХФ-2 2-24
Вязкость, сст
прп 50° С — — 18 24,5-28,4
прп 100° С 11—14 17—21 — —
Температура, °C
вспышки в открытод! тигле, пе ппже 216 270 160 125
застывания, не выше — —15 —40 —55
Стабильность против окисления
осадок после окисления, вес. %, не более 0,3 0,005 0,005
кислотное число, лг КОИ/г масла, не более — 0,5 0,05- —
Таблица 27. Технические нормы на трансмиссионные и осевые масла
Показатели Трансмиссионные масла Осевые масла
зимнее 3 летнее Л для короб- ки передач п рулевого управле- . НИЯ гипоидные зимнее 3 летнее Л
Вязкость прп 100°С, сст 20-28 28—36,0 20,5—32,4 20,5—32,4 20—25 * 36-52 *
Температура за- стывания, РС, не выше . . . —10 —5 —20 -20 —40 —15
Содержание серы, вес. %, пе выше 0,9 0,9 1,2 1,5 — —
“ Вязкость прп 50° С.
Изготовляют их из тяжелых остаточных масел (нигролов), мазутов
и экстрактов селективной очистки масел.
Электроизоляционные масла выполняют роль диэлектрика п
теплоотводящей среды. К числу их относятся трансформаторные,
конденсаторные и кабельные масла. Помимо высоких диэлектри-
ческих свойств электроизоляционные масла должны обладать высо-
кой химической стабильностью (при контакте с медью, свинцом
и другими металлами, являющимися катализаторами окисления),
низкой температурой застывания, хорошими противокоррозионными
свойствами при минимальном значении тангенса угла диэлектри-
ческих потерь. Эти масла не должны содержать смолистых и асфаль-
тообразных веществ, а кабельные, помимо того, и ароматических
Характеристика товарных нефтепродуктов
141
углеводородов. Для повышения стабильности против окисления
к электроизоляционным маслам добавляют антиокислительные при-
садки: параоксидифенпламин, ионол (топанол) и др. Основные
свойства электроизоляционных масел приведены в табл. 28.
Таблица 28. Технические нормы на электроизоляционные масла
Показатели Трансформаторные масла Конден- саторное Кабель- ное С-220
без при- садки с присад- кой ВТП-1
Вязкость, сст, не более прп 0° С 5000
прп 20° С 30,0 — 37-45 800
прп 50° С 9,6 9,0 9—12 50
Температура застывания, “С, пе выше Кислотное число, .иг КОН/г масла, не вы- ше -45 —45 -45 -30
0,05 0,02 0,02 0,02
Тангенс угла диэлектрических потерь, не более прп 20° С 0,3 0,2
прп 100° С — — 0,005 0,003
Электрическая прочность, кв/см, пе менее — — 200 200
Масла для гидравлических систем сочетают свойства антифрик-
ционных жидкостей (высокий индекс вязкости) с низкими темпера-
турами застывания и высокими стабильностью против окисления
и противокоррозионными свойствами. Такие.масла готовят преиму-
щественно из узких фракций низкозастывающих масляных нефтей
путем глубокой очистки и с добавлением к рафинату набора
присадок, количество и состав которых зависят от области применения
масел. Свойства некоторых из этих масел представлены в табл. 29.
Таблица 29. Технические пормы на масла
для гидравлических систем
. Показатели Масла
АМГ-10 ДЛЯ гидропе- редач автомо- билей ДЛЯ ВЫСО- ковакуум- пых паро- струйных насосов
Вязкость, сст прп 100°' С .... прп 50°- С, не менее прп —50°- С, не более Температура застыва- ния, 9С, не выше . . 10 1250 —70 4,8 23—30 —35 65-69 -И
142 Гл. IV. Классификация и характеристика нефтей и нефтепродуктов
Белые масла (парфюмерное и медицинское) применяются для при-
готовления мазей, кремов, губных помад и др. Они должны быть
бесцветными, не иметь запаха и вкуса. Для обесцвечивания их под-
вергают очистке дымящей серной кислотой и отбеливающими гли-
нами. По химическому составу белые масла — это парафино-нафте-
новые углеводороды (лишенные ароматических соединений и смол),
вязкость при 50° С 28—36 сст (медицинское) и 16—24 сст. (парфю-
мерное).
Парафины, церезины, вазелины
Твердый товарный парафин получают следующими двумя мето-
дами: 1) масляный дистиллят малой вязкости с высоким содержанием
парафиновых углеводородов нормального строения охлаждают и вы-
делившиеся твердые кристаллы парафина отфильтровывают от масла;
2) прп депарафинизации масляного дистиллята с помощью селек-
тивных растворителей получается гач (твердые парафиновые угле-
водороды с примесью масла), его подвергают обезмасливанию, т. е.
удалению оставшегося масла, и получают парафин. Твердые пара-
фины широко применяются как сырье для нефтехимии (в произ-
водстве синтетических жирных кислот и спиртов, а на их основе —
моющих веществ). Твердые и мягкие парафины подвергают терми-
ческому крекингу в целях производства сс-олефинов, пз которых
затем получают моющие вещества.
Мягкие (низкоплавкие) парафины, состоящие из углеводородов
С io—С20, получают при карбамидной депарафинизации дизельной
фракции нефти. Процесс основан на способности мочевины (карб-
амида) образовывать комплексные соединения с нормальными пара-
финовыми углеводородами. Образующиеся комплексы отделяют
фильтрацией или другим способом от основной массы жидкого нефте-
продукта. Затем разлагают горячей водой. Выделившиеся нормаль-
ные парафиновые углеводороды (мягкий парафин) используют
в различных синтезах.
Для производства церезинов на нефтеперерабатывающих заводах
исходным сырьем служат петролатумы — твердые углеводороды,
которые получаются при депарафинизации смазочных масел с по-
мощью избирательных растворителей. Для производства церезинов
используют также естественные озокериты и так называемую пара-
финовую пробку — отложения парафина в трубопроводах, у забоев
скважин, в нефтехранилищах и т. д. Озокерит выделяют водной вы-
варкой пли экстракцией озокеритсодержащих горных пород органи-
ческими растворителями. После очистки озокерита серной кислотой
и отбеливающими глинамп получают белый, желтый и коричневый
церезины. Подобным образом обрабатывают также «парафиновую
пробку».
Товарный церезин по внешнему виду похож на пчелиный воск.
Он представляет собой смесь твердых высокомолекулярных изо-
Характеристика товарных нефтепродуктов !zi3
парафиновых и нафтеновых углеводородов с незначительным коли-
чеством вязких масел. Ценность церезина возрастает с повышением
его температуры плавления. Церезин применяется для изготовления
искусственных вощин в пчеловодном деле, цветных гуталинов, худо-
жественных изделий, восковых фигур, моделей, наглядных пособий.
Вазелины представляют собой мазеобразные вещества с темпера-
турой плавления 37—52° С. Различают естественные и искусствен-
ные, медицинские и технические вазелины. Естественные вазелины
получаются из концентратов парафинистых мазутов очисткой пх
серной кислотой и отбеливающими глинами. Искусственные вазе-
лины представляют собой композиции из минерального масла и пара-
фина. Медицинский вазелин получают смешением белого церезина
и парафина с парфюмерным маслом, а технический — парафина или
петролатума с машинным (легким индустриальным) маслом.
Нефтяные битумы
Нефтяные битумы — это высокосмолистые высоковязкие или
твердые нефтепродукты, получаемые из тяжелых остатков от пере-
гонки нефти. По способу производства различают нефтяные битумы
двух типов: остаточные и окисленные. Остаточные нефтяные битумы
получаются как остатки при глубоковакуумнон перегонке смолистых
нефтей. Окисленные нефтяные битумы вырабатываются окислением
остатков от вакуумной перегонки мазутов путем продувки их возду-
хом прп высоких температурах. Дешевизна и прочность сцепления
с различными материалами, стойкость к действию химикалий и рас-
творов обусловливают широкое применение нефтяных битумов в раз-
личных отраслях промышленности: в производстве кровельных
материалов, гидротехнике, при изготовлении гидроизоляционных
материалов на бумажной основе, при закреплении берегов водоемов
и сыпучих дюн, в судостроении и т. п. При окислении нефтяных
остатков продувкой воздухом в присутствии хлорного железа, пятп-
окиси фосфора и других реагентов получают тугоплавкие (темпера-
тура размягчения 125—150° С) и пластичные битумы — рубраксы,
применяемые в резиновой промышленности как материал, прида-
ющий резине водостойкость.
Однако основное количество нефтяных битумов (свыше 75%)
потребляется для строительства и ремонта дорог. Здесь их при-
меняют в трех видах: твердом, разжиженном и в виде битумных
эмульсий. В зависимости от характера растворителя (лигроин,
керосин или соляровый дистиллят) различают соответственно быстро,
средне и медленно затвердевающие битумы. Битумные эмульсии
готовят с применением коллоидных мельниц, добавляя к битуму
воду и эмульгаторы. Важнейшее назначение битума в дорожных
покрытиях — быть прочным вяжущим материалом, цементирующим
гранулы каменного наполнителя, сообщать дорожному покрытию
44 Гл. IV. Классификация и характеристика нефтей и нефтепродуктов
прочность и стабильность. Содержание битума в дорожных асфальто-
бетонах зависит от гранулометрического состава минерального
наполнителя и в среднем составляет 6—7% от общей массы покрытия,
или 0,8—1,6 кг на 1 м,2 покрытия.
В зависимости от основных свойств — температуры размягчения,
глубины проникания иглы, растяжимости, температуры хрупкости,
сцепляемости с каменным материалом (адгезии) и др. — различают
нефтяные битумы пяти марок. Битумы первых трех (I—III) при-
меняются в дорожном деле. Битумы марки IV используются главным
образом в кровельной промышленности, в гидротехнических соору-
жениях, для брикетирования угольной мелочи, для смазки шеек
прокатных станов, при горячей прокатке металла. Битум марки V
находит применение в лакокрасочной промышленности, для изоля-
ционных покрытий трубопроводов, для электроизоляции и т. д.
Помимо названных битумов в дорожном строительстве для обработки
грунтовых и гравийных дорог применяют так называемые жидкие
битумы — остатки от первичной перегонки нефтей, крекинг-остатки
или смеси твердых битумов с мазутом или вязкими нефтяными ди-
стиллятами. Свойства окисленных битумов основных марок при-
ведены в табл. 30.
Таблица 30. Свойства окисленных битумов
Элементарный состав, %
I
II
III
IV
105
70
23
20
- , и Анализ по Маркуссону,
d 33 %
С/Н
555
665
740
955
1086
7,26
7,85
8,51
9,45
10,34
S О
Прочие нефтепродукты
Органические (нефтяные) кислоты и их соли. Выпариванием
воды из щелочных .отходов от очистки керосиновых, соляровых
и других маловязких дистиллятов нефтей и высаливанием раствором
Nad получают натриевые соли нафтеновых кислот — мылонафт.
Разложением серной кислотой натриевых солей нафтеновых кислот
получают асидол. Как и мылонафт, асидол применяется главным
образом в мыловарении в качестве заменителя жиров, а также в про-
Характеристика товарных нефтепродуктов
145
изводстве эмульсола. Имеются три сорта мылонафта, отличающиеся
содержанием неомыляемых (9, 13- и 15%) при почти постоянном
содержании (не менее 70%) нафтеновых кислот. Мылонафт при-
меняется в кожевенной промышленноетн (жирование кож), для
дезинфекции, в качестве эмульгатора в процессах приготовления
разного рода эмульсий и в текстильной промышленности при
крашении.
Нефтяной кокс получают при коксовании нефтяного сырья в кок-
совых кубах, необогреваемых камерах и в аппаратах с движущимся
теплоносителем. Исходным сырьем для коксования являются обычно
нефтяные остатки: гудрон, мазут, крекинг-остаток. В меньшем коли-
честве используются тяжелые ароматизированные дистилляты пиро-
лиза, каталитического крекинга. В зависимости от технологии полу-
чения нефтяной кокс содержит от 90 до 95% углерода, 2—5% водо-
рода, 2—3% кислорода и азота. Важнейшими показателями качества
кокса являются содержание серы и зольность, которые зависят
от состава перерабатываемой нефти (остатка). Содержание серы
в коксе различных марок должно быть не более 0,6—1,5 вес. %,
а зольность — не более 0,3—0,6 вес. %. Большое значение имеет
также структура кокса.
Нефтяной кокс — ценный углеродистый материал, используемый
для изготовления электродной продукции, применяемой в первую
очередь. для выплавки алюминия и высококачественных сталей.
Графитированный (прокаленный при температуре 2300—3000° С)
кокс весьма термически стоек, имеет высокую теплопроводность,
устойчив против коррозии. Он используется как конструкционный
материал для изготовления химической аппаратуры и оборудования,
в том числе для футеровки атомных реакторов. При переработке
высокосернистого и высокозольного сырья кокс получается низкого
качества и используется как топливо.
Сажа представляет собой твердый тонкодисперсный углеродистый
продукт неполного сгорания или термического распада углеводоро-
дов. В зависимости от характера применяемого сырья и технологии
производства сажа имеет следующий состав: углерода 89—99,0%,
водорода 0,3—0,5% и кислорода от 0,1% до нескольких процентов.
Кислород пребывает в виде функциональных групп: гидроксильной,
карбонильной, карбоксильной и др. Помимо этого в саже находится
от 0,1 до 1,1% серы и от 0,1 до 0,5% золы. Источником золы главным
образом является вода, используемая для охлаждения горячих
частиц сажи при ее производстве и грануляции.
Сажу характеризуют средним диаметром частиц, удельной по-
верхностью, количеством адсорбируемого масла, содержанием лету-
чих веществ и др.
Основным сырьем для производства сажи являются жидкие
нефтепродукты, а также природные и попутные газы и газы нефте-
переработки. В СССР производят 14 марок сажи, используя три
10 Заказ 1000
146 Гл. IV. Классификация и характеристика песфтей и нефтепродуктов
основных способа: печной (сажа обозпачается буквой П), канальный
(буквой Д, так как сажу извлекают из диффузионного пламени)
и термический (буквой Т). Свыше 80% всей вырабатываемой сажи
идет на производство резины. В результате введения сажи в резино-
вую смесь значительно увеличивается механическая прочность
резины и, следовательно, срок службы резиновых изделий. Сажа
применяется также для изготовления типографских красок, копиро-
вальной бумаги, карандашей, изоляционных материалов и т. и.
Пластичные (консистентные) смазки представляют собой пласти-
ческие коллоидные системы. Это особый класс смазочных материалов,
приготавливаемых путем введения в смазочные масла специальных,
главным образом твердых, загустителей, ограничивающих их теку-
честь. Большинство консистентных смазок в широком интервале
температур ведет себя как твердые упругие тела. Они приобретают
способность необратимо деформироваться (течь), если приложенная
сила больше предела текучести смазки. С повышением температуры
предел текучести консистентных смазок понижается и при некоторой,
определенной для каждой смазки температуре становится равным
нулю (смазка течет). Вторым характерным признаком консистентных
смазок, отличающим их от смазочных масел, является аномальное
внутреннее трение, в отличие от нормальных жидкостей, зависящее
от условий течения (структурная вязкость). Эти свойства конси-
стентных смазок связаны с их коллоидной природой и структурой.
В качестве основы при производстве консистентных смазок при-
меняют нефтяные и синтетические масла. Большинство смазок изго-
товляют на нефтяных маслах. Из синтетических масел чаще исполь-
зуют сложные эфиры, полиалкиленгликолп, кремнийорганическпе
жидкости. Применение смазок на основе синтетических масел огра-
ничено дефицитностью исходных продуктов и их высокой стоимостью.
В качестве загустителей смазок служат мыла (соли жирных кислот),
церезин и парафин.
Основная масса консистентных смазок получается на кальци-
евых, натриевых, алюминиевых и литиевых мылах. Соли некоторых
металлов позволяют получать смазки с высокой температурой пла-
вления и хорошей пластичностью при низких температурах (литий),
других — с высокой температурой плавления и водоустойчивостью
(кальций). Ассортимент смазок, вырабатываемых в СССР, весьма
велик; многие из них взаимозаменяемы.
Консистентные смазки разделяются на два основных типа —
антифрикционные и предохранительные. Первые применяются как
смазочные материалы, вторые — как средства, предохраняющие
поверхности металлоизделий от коррозии.
Из антифрикционных смазок наиболее широко применяются
солидолы различных марок, из предохранительных — технические
вазелины, представляющие собой загущенные петролатумом мине-
ральные масла средней вязкости.
ГЛАВА V
ПРОИЗВОДСТВЕННО-ПРОЕКТНАЯ ОЦЕНКА
НЕФТЕЙ И ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ
ИХ ПЕРЕРАБОТКИ
ПРОИЗВОДСТВЕННО-ПРОЕКТНАЯ ОЦЕНКА
НЕФТЕЙ
Планирование нефтепереработки, проектирование нефтепере-
рабатывающих заводов, правильная их эксплуатация п постоянное
совершенствование технологии процессов требуют глубокого
знания сырья и его потенциальных возможностей. Большую помощь
в этом оказывают данные лабораторных исследований, представля-
емые в виде кривых разгонки нефтей, т. е. кривых ИТК, ОИ, а также
графиков плотности, молекулярного веса, вязкости, температуры
вспышки и других констант различных нефтяных фракций.
В 1932—1933 гг. впервые в СССР была опубликована серия
подобных кривых * для типичных нефтей Апшеронского полуострова.
По другим нефтям Советского Союза в дальнейшем был собран весьма
ценный материал **. Методика построения кривых разгонки заклю-
чается в следующем. На стандартной колонке ИТК от перегоняемой
нефти отбирают 3%-ные (по весу) фракции. Каждую фракцию анали-
зируют и по полученным данным строят серию графиков. На осн
абсцисс откладывают отгон фракций в процентах, а на оси ординат
в соответствующих масштабах — значения различных констант для
этих фракций (рис. 65). Пользуясь этими графиками, можно опре-
делить выход и качество каждой фракции. Поясним это на конкрет-
ном примере.
Пример. Даны кривые разгонки усть-балыкской нефти (см. рис. 65 и 66).
Требуется определить потенциальные выходы фракций автомобильного бен-
зина, дизельного топлива и двух масляных дистиллятов вязкостью т60 = 10 ест
(индустриальное 12) п v100 = 7 сст (автомобильное АСп-6). Необходимо также
* Г у р в и ч В. Л., К а м и и е р Б. Б., Луценко М. И. и др.,
Кривые разгонок типичных нефтей Бакинского района, ОНТИ, 1932.
** Советские нефтп, Гостоптехпздат, 1947; Нефти восточных районов СССР,
Гостоптехпздат, 1962; Новые пефтп восточных районов СССР, Изд. «Химия»,
1967, и др.
10*
148
Гл. V. Оценка нефтей и направления их переработки
определить качество этих нефтепродуктов п остатка от перегонкп нефти —
гудрона, выкипающего выше 500° С.
Решение. Согласно требованиям ГОСТ на автомобильные бензины
конец кппенпя их должен быть 195—205° С. Принимаем конец кипения бен-
зина 200° С, тогда его выход по кривой НТК составляет 19,0 вес. %. Опреде-
ляем фракционный состав бензина по кривой НТК: начало кппенпя бензина 35° С:
19-10
10% его, т. е. на рпс. 65 - . = 1,9%, выкипает при 70° С; 50%, т. е.
Рис. 65. Графическое изображение
свойств усть-балыкской нефти.
Рис. 66. Характеристика остатков
усть-балыкскоп пефти.
выкипает при 180° С. Поднимаясь от точки, соответствующей среднему выходу
бензнновой фракции, т. е. 9,5%, до кривой р|°, находим плотность бензина
р“> = 0,735.
Затем определяем выход п качество фракции дизельного топлива. Так как
бензиновая фракция имеет температуру конца кппенпя 200° С, то для фракции
дизельного топлива эта температура будет началом кппенпя. Согласно требо-
ваниям ГОСТ на дизельные топлива, 96% их должно выкипать при 330—340° С.
Исходя из этого, принимаем температуру конца гашения дизельного топлива
350° С, тогда выход его составит (см. рис. 65): 42 — 19 = 23%. Здесь 42% соот-
ветствует концу кипения, а 19% — началу кипения фракции.
Таким образом фракционный состав фракции дизельного топлива следу-
24 • -10
ющпй: п. к. 200° С, 10% фракции (т. е. на рпс. 65 19 +—- = 21,3%) выкп-
23 * 50
пает прп температуре 205° С; аналогично 50% (па рпс. 65 19 -----=
= 30,5%) - прп 260° С; 90% (на рис. 65 19 + = 39,7%) _ прн 330° С;
24.96
96% (на рпс. 65 19 + 41%) - при 340° С н к. к. 350° С.
Остальные показатели качества фракции дизельного топлива паходпм
на пересечении перпендикуляра, восстановленного из точки, характеризующей
23
средний выход фракции, т. е. 19 + — = 30,5%, с соответствующими кривыми
Производственно-проектная оценка нефтей
149
(см. рис. 65): р|° = 0,825, гзаст = —25° С, iBCn = 120° С, v„0 = 4 сст., v50 =
= 2,5 сст, т100 = 1,2 сст.
Качество избранной фракции удовлетворяет требованиям ГОСТ на дизель-
ное топливо марки ДС.
Конец кипения фракции дизельного топлива (350° С) будет началом кппеппя
следующей фракции — дистиллята индустриального масла 12. По рпс. 65 на
кривой v50 находим вязкость 10 сст и опускаем перпендикуляр на ось абсцисс,
получаем 46%; эта точка отвечает 50%-ному выходу дистиллята. Выход всего
дистиллята составит (46 — 42)-2 = 8%, чему соответствует температура конца
кппепия(42 + 8 = 50%) 390° С. По 50%-ному выходу дпстиллята (по 46%-ной
точке) определяем все его показатели качества: р^° = 0,880, i3aCT = 10° С,
%сп = 165° С, v60 = 10 сст, Vino = 3,0 сст.
Исходя пз конца кипения фракции масла индустриальное 12 температура
начала кипения фракции автомобильного масла составит 390° С. Находим на
кривой вязкости v100 значение 7 сст и сносим эту точку на ось абсцисс. Полу-
чаем точку 58%, отсюда за вычетом предыдущей фракции выход дистиллята
АСп-6 составит (58 — 50)-2 = 16%, что на рис. 65 на осп абсцисс совпадает
с точкой 66%. Восстанавливая из этой точки перпендикуляр до кривой ИТК,
находим, что температура конца кипения фракции равна 460° С.
По перпендикуляру к оси абсцпсс, восстановленному пз точки 58%, отве-
чающей 50%-ному выходу искомой фракции, находим ее показатели качества:'
pj° = 0,910; Z3aCl = 25° С; iBCn = 220° С; = 7 сст.
Таким образом, всего от пефти отбирается 66%. По графику рпс. 66, походя
пз выхода остатка от перегонки пефти 100 — 66 = 34% на нефть, находим
характеристики этого остатка: р|° = 0,970; £заст = 35° С; iBCn = 310° С;-
H^ioo = 30.
Составим материальный баланс перегонки усть-балыкской пефти:
Приход: Вес. %
нефть ..................................100,0
Расход:
фракция автомобильного бензина 35—200°С 19,0
фракция дизельного топлива 200—350° С 23,0
дистиллят масла индустриальное 12 . . . 8,0
дистиллят автомобильного масла .... 16,0
дудрон.................................. 34,0
Итого...........100,0
Изложенный выше метод определения выходов товарных фракций
по кривым разгонки нефтей является приближенным. Точность
метода зависит от степени совпадения четкости ректификации в лабо-
раторных и в заводских условиях, от того, насколько кривые раз-
гонки ближе подходят к прямым линиям, насколько узка отбираемая
фракция и как точно физико-химические свойства подчиняются
правилу аддитивности.
При установлении выходов моторных топлив руководствуются
главным образом фракционным составом и антидетонационными.
свойствами дистиллята, а также содержанием в нем серы. Бензино-
вый дистиллят после его очистки обычно разгоняют на 10-градусные
фракции. Из этих фракций затем составляют смеси, выкипающие
до 80° С, до 90° С, до 100° С и т. д. Свойства смесей как в чистом
виде, так и с добавкой этиловой жидкости детально изучают. На
150
Гл. V. Оценка нефтей и направления, их переработки
основании полученных данных строят кривые отдельно для бензинов,
по которым при заданной доле отгона от нефти определяют основные
свойства отбираемых бензинов.
О качестве и выходах керосинов судят на основании исследования
композиций из 10-градусных фракций, выкипающих от 120 до 300—
320° С. За вычетом некоторых первых и последних из 10-градусных
фракций получают керосины, отвечающие по качеству нормам ГОСТ.
Для полученных композиций определяют плотность, высоту нёкоптя-
щего пламени, содержание серы и др. Подобно этому определяют
выход и качество фракции дизельного топлива. Фракционный состав
дистиллятов по ГОСТ
Состав дистиллята
ПО ГОСТ2177-вБ, абъемн.°/о
Рпс. 67. График Скобло.
2177—66 пересчитывают на фактический их
состав по кривым ИТК с помощью графика
А. И. Скобло (рис. 67).
Потенциальное содержание дистиллятных
и остаточных масел в нефтях определяют
с помощью адсорбционного метода. Масля-
ный дистиллят направляют на депарафини-
зацию. Затем депарафинированное масло
подвергают адсорбционному разделению (про-
пускают через слой силикагеля) и получают
парафино-нафтеновую часть дистиллята. На
силикагеле остаются ароматические углево-
дороды и смолистые вещества. Промывая
силикагель последовательно различными
растворителями, десорбируют сначала легкие ароматические угле-
водороды, затем средние, полутяжелые, тяжелые и смолистые ве-
щества. Смешивая парафино-нафтеновую фракцию вначале с легкими
ароматическими углеводородами, затем со средними и полутяже-
лыми, получают в конечном счете дистиллятное масло заданного
качества. Выход его на нефть и соответствует потенциальному содер-
жанию этого масла в нефти.
Для определения потенциального содержания и качества оста-
точного масла вначале гудрон подвергают деасфальтизации, а затем
разделяют деасфальтизат на силикагеле. Полученную при адсорб-
ционном разделении парафино-нафтеновую фракцию смешивают
с легкими ароматическими углеводородами. Смесь подвергают де-
парафинизации с помощью избирательных растворителей. Депара-
финированное масло смешивают со средними ароматическими угле-
водородами или, если нужно, с полутяжелыми до получения оста-
точного масла заданного качества. Суммируя выходы базовых масел,
получаемых из дистиллятных фракций (при перегонке) п остатка,
вычисляют потенциальное содержание масел, считая на нефть.
О выходах и качестве остатков (гудронов) судят на основании
кривых, построенных следующим путем. От мазута в глубоком
вакууме отбирают ряд узких фракций до образования высококон-
центрированного (без разложения) остатка. Остаток тщательно
Основные направления переработки нефти и газа.
151
анализируют. Затем к нему прибавляют по очереди, начиная с по-
следней, масляные фракции и смеси вновь анализируют. На основании
полученных данных строят кривые качества остатка.
ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПЕРЕРАБОТКИ
НЕФТИ II ГАЗА
Выбор направления переработки нефти и ассортимента получа-
емых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами
нефти, уровнем развития техники нефтепереработки и потребно-
стями в товарных нефтепродуктах данного экономического района.
Различают три основных варианта переработки нефти: 1) топлив-
ный; 2) топливно-масляный; 3) нефтехимический (комплексный).
По топливному варианту нефть перерабатывают в основном па
моторные и котельные топлива. При одной и топ я;е мощности завода
по нефти топливный вариант переработки отличается наименьшим
числом технологических установок и низкими капиталовложениями.
Переработка нефти по топливному варианту может быть глубокой
и неглубокой. При глубокой переработке нефти стремятся Получить
максимально возможный выход высококачественных авиационных
и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив
п топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива
в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматри-
вается такой набор процессов вторичной переработки, при котором
из тяжелых нефтяных фракций и остатка — гудрона получают
высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся ката-
литические процессы — каталитический крекинг, каталитический
риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические
процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом
случае направлена на увеличение выхода высококачественных бен-
зинов. При неглубокой переработке нефти предусматривается высо-
кий выход котельного топлива.
По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду
с топливами получают смазочные масла. Для производства смазоч-
ных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содер-
жанием масляных фракций. В этом случае для выработки высоко-
качественных масел требуется минимальное число технологических
установок. Масляные фракции (фракции, выкипающие выше 350° С),
выделенные из нефти, сначала подвергают очистке избирательными
растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть
смолистых веществ и нпзкоиндексиые углеводороды, затем проводят
депарафинизацию при помощи смесей метилэтплкетона или ацетона
с толуолом для понижения температуры застывания масла. Закан-
чивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими
глинами.
152
Гл. V. Оценка нефтей и направления их переработки
За последние годы в технологию производства масел все больше
внедряются процессы гидроочистки взамен селективной очистки
и обработки отбеливающими глинами. Таким способом подучают
дистиллятные масла (легкие и средние индустриальные, автотрактор-
ные и др.). Остаточные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют
из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При этом
образуются деасфальтизат и асфальт. Деасфальтизат подвергают
дальнейшей обработке, подобно масляным дистиллятам, а асфальт
перерабатывают в битум или кокс.
При любом из двух разобранных вариантов переработки пефти
следует предусматривать процессы по производству сырья для нефте-
химической промышленности: этилена, пропилена, бутиленов, бен-
зола, толуола, ксилолов и др. Из года в год увеличивается доля
нефти, используемой как сырье для нефтехимической промышлен-
ности.
Нефтехимический (комплексный) вариант переработки нефти по
сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассор-
тиментом нефтехимических продуктов и в связи с этим наибольшим
числом технологических установок и высокими капиталовложениями.
В последние годы наблюдается тенденция к строительству крупных
нефтеперерабатывающих комбинатов с весьма широким применением
процессов нефтехимии. Нефтехимический вариант переработки
нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на кото-
рых помимо выработки высококачественных моторных топлив и масел
не только проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических,
нормальных и изопарафиновых углеводородов и др.) для тяжелого
органического синтеза, но и осуществляются сложнейшие физико-
химические процессы, связанные с многотоннажным производством
азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтети-
ческих волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона,
спиртов, эфиров и многих других химикалий.
Поставщиками олефинов на таких заводах являются главным
образом установки пиролиза; процессы термического крекинга
и коксования значительно уступают им в этом отношении. Сырьем
для процессов пиролиза служат сухие газы нефтепереработки, низко-
октановые газовые бензины, рафинаты с установок по извлечению
ароматических углеводородов из катализатов риформинга. Произ-
водство ароматических углеводородов осуществляется на специаль-
ных установках каталитического риформинга. Нормальные пара-
финовые углеводороды получают с установок карбамидной депара-
финизации дизельных топлив, а изопарафиновые — с установок
изомеризации нормальных парафиновых углеводородов (бутана,
пентана и др.). Циклогексан получают либо четкой ректификацией
из легкого бензина, либо гидрированием химически чистого бензола.
Приведенные варианты переработки нефти и газа подробно опи-
саны во II и III частях учебника.
РАЗДЕЛ ВТОРОЙ
ПЕРВИЧНАЯ ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ
И ГАЗА
ГЛАВА VI
ФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПЕРЕРАБОТКИ
ПРИРОДНЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
ПОДГОТОВКА ГАЗОВ К ПЕРЕРАБОТКЕ
Природные и попутные нефтяные (иначе нефтепромысловые)
углеводородные газы являются ценным сырьем для производства
топлив и сырья для нефтехимического синтеза. Основные продукты
первичной переработки этих газов — газовый бензин, сжиженные
и сухие газы, технические индивидуальные углеводороды: пропан,
изобутан, н-бутан, пентан. Переработка природных и попутных
нефтяных газов осуществляется на газоперерабатывающих заводах,
которые строятся на крупных нефтяных и газовых промыслах *.
Для улучшения качества продуктов и условий эксплуатации
оборудования газоперерабатывающих заводов углеводородные газы
предварительно подвергают очистке от механических примесей
(взвешенных частиц пыли, песка, продуктов коррозии газопроводов
и т. д.), осушке и, наконец, очистке от сероводорода и двуокиси
углерода.
На промыслах нефть из скважин поступает в трапы высокого,
среднего и низкого давления, где за счет перепада давления из нее
выделяются растворенные газы и отводятся на газоперерабатыва-
ющий завод. Нефть далее подается в резервуары, отстаивается в них
от основной массы воды, после чего направляется на стабилизацию,
т. е. извлечение, легких компонентов: этана, пропана, бутанов и ча-
стично пентанов. Стабильную нефть перекачивают на нефтепере-
рабатывающий завод, а выделенные газы стабилизации служат
дополнительным сырьем газоперерабатывающих заводов.
* Ч у р а к а е в А. М., Газоперерабатывающие заводы, Изд. «Химия»,
1971.
154
Гл. VI. Переработка природных углеводородных газов
Очистка от механических
примесей
Очистка природных газов от механических примесей осуще-
ствляется главным образом с помощью механических устройств.
Различают методы сухой и мокрой газоочистки. Для сухой очистки
Рис. 68. Схема устройства циклона:
1 — корпус циклопа; 2 — бункер; 3 — пылевой
затвор.
Линии: I — запыленный газ; II— очищенный
газ.
где л — 3,14;
г — радиус частицы, .м;
о — плотность частицы, кг/м3;
ы0 — окружная скорость движения газа
g — ускорение силы тяжести, м/сек;
R — радиус циклопа, м.
применяются сухие пыле-
уловители: циклоны, осади-
тельные аппараты и электро-
фильтры. Действие циклопа
(рис. 68)основано на исполь-
зовании центробежной силы,
возникающей вследствие вво-
да загрязненного газа с по-
вышенной скоростью по каса-
тельной к аппарату и после-
дующего его движения по
спирали. Пыль, отбрасыва-
емая центробежной силой к
стенкам циклона, выводится
через нижнее отверстие в
бункер, а очищенный поток
газа выходит по централь-
ной трубе циклона. При вра-
щении на частицу пыли дей-
ствует центробежная сила:
(и)
в циклоне, м/сек;
Из формулы (89) видно, что центробежная сила тем больше,
чем меньше радиус циклона. При большом количестве подлежащего
очистке газа устанавливают группы циклонов по 4—8 штук. При-
меняются также циклоны батарейного типа, объединяющие в одном
агрегате от нескольких десятков до сотен циклонов.
О степени очистки газа в циклонах судят по коэффициенту очи-
стки уоч, представляющему отношение массового количества уло-
вленной в аппарате пыли к массовому количеству пыли, входящей
в аппарат за одно и то же время (вд%):
Уоч = ~ • 100 = . 100
^вх Ь-вх
(90)
Подготовка газов к переработке
153
где Сул — количество уловленной в аппарате пылп;
б'вх 11 Свы?; — соотпетственно количества пылп входящей в аппарат и выходя-
щей из него.
Коэффициент очистки зависит от размеров частиц пыли и диа-
метра циклона. Значения уоч (в %) для циклонов НИИОгаз
приведены ниже:
Дпаметр циклона, мм .................800
уоч прп диаметре частиц пылп . . .
5 .л к................................65
10 мп.............................90
20 .нм............................98
800 1000
50 30
85 70
97.5 96
Осадительный аппарат представляет собой вертикальный или
горизонтальный пустотелый цилиндр диаметром 0,5—1,5 м. Работа
его основана на том, что в результате резкого уменьшения скорости
движения газа частицы пыли под действием силы тяжести оседают
на дно. Скорость оседания частиц может быть выражена уравнением
Стокса:
18i]
(91)
где ie — скорость оседания частиц пылп, с.ч/сек;
d — диаметр частпц пылп, см;
Vi 11 Т-2 — плотпостп соответственно частицы пылп п газа, г/см3;
g — ускорение силы тяжести, см/сек2;
1] —динамическая вязкость газа, г/(см-сек).
При повышении давления в осадителе увеличивается плотность
и вязкость газов и, следовательно (см. уравнение Стокса), пони-
жается скорость осаждения частиц. С повышением температуры
в пылеуловителе уменьшается плотность и возрастает вязкость газа,
однако изменение вязкости влияет меньше, чем изменение плот-
ности, так что в результате скорость осаждения увеличивается.
Таким образом, оптимальными условиями осаждения твердых частпц
в осадительном аппарате являются пониженное давление п повы-
шенная температура.
Наиболее эффективная очистка газа от пыли достигается в элек-
трофильтрах. Действие их основано на ионизации газа, т. е. рас-
щеплении его молекул на положительно и отрицательно заряженные
ионы, которое движутся к противоположно заряженным электродам.
Прп повышении разности потенциалов между электродами до не-
скольких тысяч вольт кинетическая энергия ионов и электронов
настолько возрастает, что при соударениях они расщепляют встреч-
ные молекулы на ионы и газ полностью ионизируется. Прп этом
наблюдается слабое свечение газа («корона») вокруг проводника,
который носит название коронирующего электрода. Ионы, имеющие
тот же знак, что и коронирующий электрод, движутся к другому,
осадительному электроду, который обычно соединен с положительным
полюсом. При движении в запыленном газе отрицательные ионы
156
Гл. VI. Переработка природных углеводородных газов
сообщают заряд пылинкам и увлекают их к осадительным электро-
дам. Частицы пыли отдают свои заряды осадительному электроду
п опускаются под действием собственной тяжести или сбрасываются
при встряхивании. Электрофильтры работают только на постоянном
электрическом токе высокого напряжения (40—75 кв) *. Для повы-
шения электропроводимости пыли и таким образом улучшения ее
•осаждения газ увлажняют. Имеются трубчатые и пластинчатые
электрофильтры. Степень очистки газа
в них колеблется от 90 до 98%.
Мокрая газоочистка основана на тес-
ном контакте потока запыленного газа с
жидкостью (минеральным маслом). При
этом твердые частицы удерживаются жид-
костью. Для мокрой газоочистки при-
меняют скрубберы, мокрые циклоны, вра-
щающиеся промыватели и др. Скорость
газа в свободном сечении скруббера может
быть равной 0,5—1,5 ж!сек. Скрубберы
Рпс. 69. Схема^устройства
цепного аппарата:
1 — корпус; 2 — колпачковый
распределитель; з — бункер; 4—
приемная коробка; 5 — сливная
коробка.
Липин: I — запыленный газ;
II — очищенный газ; III,
IV — масло.
этого типа относятся к аппаратам средней
степени очистки (80—90%). Более эффек-
тивны барботеры с колпачковыми распре-
делителями. Скорость газа в них не превы-
шает 0,25—0,35 м]сек, и масло интен-
сивно перемешивается с газом. Образуется
большой объем пены, отчего эти аппа-
раты получили название пенных.
Пенные аппараты улавливают 98—99% пыли с диаметром частиц
более 5 жк и 75—80% — с размером частиц менее 5 мк. Устройство
однополочного пенного аппарата показано на рис. 69.
Осушка газов
Вода, точнее пары воды, способны давать с углеводородами
комплексные соединения — гидраты (СН4-6Н2О, СН4-7Н2О,
С2Н6-7Н2О, С3Н8-18Н2О и др.). Гидраты углеводородных газов
представляют собой белые кристаллы, похожие на спрессованный
снег или лед. Они могут закупорить трубопровод и сильно осложнить
его эксплуатацию, и работу компрессоров. Каждой температуре
соответствует определенное давление природного газа, при котором
насыщающие его пары воды способны с углеводородами образовать
гидраты. 'При постоянной температуре для образования гидратов
требуется тем большее давление, чем меньше молекулярный вес
углеводорода. Для существования гидратов необходимо, чтобы
* П л а п о в с к п и А. И., Рамы В. М., Каган С. 3., Процессы
п аппараты хплпческой техпологпп, Изд. «Химия», 1968.
Подготовка газов к переработке
157
парциальное давление водяного пара в газовой смеси было больше
давления насыщенных паров гидрата. Снижая содержание влаги
в газе так, чтобы парциальное давление водяного пара стало меньше
давления насыщенных паров гидрата, можно предупредить его
образование в природном газе.
На практике о влагосодержании природного газа судят по его
топке росы, понимая под этим температуру, ниже которой водяной
пар конденсируется (выпадает из газа в виде «росы»).
Существует несколько способов осушки газов. Они основаны
на использовании дроссельного эффекта при расширении газа,
расширении газа с отдачей внешней работы, впрыске антифриза,
поглощении влаги из газа жидкими или твердыми поглотителями
и др. Наибольшее распространение получил способ осушки газов
с помощью жидких и твердых поглотителей.
Осушка углеводородных газов с применением жидких поглоти-
телей относится к абсорбционным процессам, т. е. пары воды погло-
щаются растворителями. Одним из первых абсорбентов, применяв-
шихся еще в 1929 г. для осушки топливного газа, был глицерин.
С 1936 г. для этих целей стали применять диэтиленгликоль, а не-
сколько позже и триэтиленгликоль. Применяют также растворы
солей, например хлористого кальция. Ниже приводятся физико-
химические свойства гликолей, применяемых для осушки природ-
ного газа:
Относительная плотность
Температура, ° С
кипенпя (760 .л.и рт. ст.)
плавленпя ...............
начала разложения . . .
Вязкость прп 20° С, спз . . .
Теплоемкость прп 20° С ...
Теплота пспарения (760 .н.п рт.
ст.), ккал/кг .......
Дпэтилепглпколь
О(СН2СИ2ОН)2
Трпотилепглпколь
СН2ОСН2СН2ОН
сн.осн.сн.он
1,1184 1,1254
245,0 287,4
-8 —7,2
171 191
35,7 47,8
0,500 0,525
83,4 99,5
Сущность процесса осушки газа жидкими поглотителями заклю-
чается в следующем (рис. 70). При контакте абсорбента с газом
в цилиндрическом аппарате — абсорбере, в который снизу подается
газ, а сверху жидкость — абсорбент, пары воды поглощаются абсор-
бентом. Внутри абсорбера помещены перегородки (тарелки) для
улучшения контакта между абсорбентом и газом. Процесс ведется
при температуре около 20° С и давлении 20—60 ат. Сверху абсорбера
выходит осушенный газ, а снизу — обводненный абсорбент. Обвод-
ненный абсорбент поступает в другой аппарат — десорбер для
отгонки воды. Этот процесс проводят при повышенных температурах,
но не выше 170° С для диэтиленгликоля и 191° С для триэтилен-
гликоля, так как выше этих температур гликоли разлагаются.
158 Гл. VI. Переработка природных углеводородных газов
Десороер. как и абсорбер, представляет собой цилиндрический тарель-
чатый аппарат. Обводненный гликоль, предварительно подогретый
в теплообменнике, подается в середину десорбера. Сверху его вы-
ходят пары воды, которые конденсируются в конденсаторе-холодиль-
нике, и конденсат частично возвращается наверх десорбера в качестве
орошения. Вниз десорбера подводится тепло путем подогрева части
гликоля в паровом подогревателе. Регенерированный гликоль,
содержащий 1—5 вес. % воды, охлаждается в теплообменнике,
холодильнике и возвращается в абсорбер.
Рпс. 70. Схема уста-
новки осушки газов
гликолями:
1 — скруббер; 2 — абсор-
бер; 3 — десорбер; 4 —
теплообменник] о — ни-
пятильник; в ~ холо-
дильник.
Линии: I — исходный
газ; II — осушенный газ;
III — гликоль; IV — об-
водненный гликоль; V —
вода на орошение.
Осушка газа твердыми поглотителями основана на явлении ад-
сорбции — концентрирования одного из компонентов паровой пли
жидкой фазы на поверхности твердого вещества (адсорбента). При-
рода сил, удерживающих эти компоненты на поверхности адсор-
бента, полностью не выяснена. Предложено .много теорий, объясня-
ющих это явление. Согласно теории Лэнгмюра, на поверхности
твердых адсорбентов имеются участки со свободными остаточными
валентностями. Когда адсорбируемая молекула из газовой фазы
попадает на незанятый активный центр поверхности, молекула
не отталкивается в газовую фазу, а остается связанной с поверх-
ностью. В начальный момент адсорбции существует весьма большое
число активных центров и число молекул, связанных поверхностью,
превышает число молекул, отрывающихся от нее. По мере покрытия
всей поверхности вероятность попадания молекул газа на незанятый
активный центр уменьшается, наступает состояние равновесия,
при котором скорость адсорбции и десорбции выравнивается. В соот-
ветствии с теорией Лэнгмюра, адсорбированное вещество удержи-
вается на поверхности адсорбента в виде пленки мономолекулярной
толщины. Допускается вместе с тем, что силовые поля адсорбирован-
ных молекул могут претерпеть такие изменения, что они будут спо-
собны притягивать к себе второй такой слой, третий и т. д.
С повышением давления и понижением температуры количество
адсорбированного вещества увеличивается.
Подготовка, газов к переработке
159
Из числа промышленных адсорбентов для осушки газов приме-
няются силикагель, алюмогель (активированная окись алюминия),
активированный боксит и молекулярные сита 4А и 5А. В последнее
время молекулярные сита получили широкое распространение
не только для осушки, но и во многих других процессах пефтепере^-
работки и нефтехимии. Молекулярные сита представляют собой
кристаллические цеолиты (водные алюмосиликаты кальция, натрия
и других металлов), обладающие высокой избирательностью адсорб-
ции по размерам молекул, в результате чего молекулы малых раз-
меров адсорбируются предпочтительно по сравнению с крупными
молекулами. В противоположность обычным адсорбентам типа
алюмогелей или силикагелей поры в кристаллической решетке
молекулярных сит отличаются идеальной однородностью размеров,
п поэтому можно количественно отделять мелкие молекулы, прони-
кающие внутрь этих пор, от более крупных. Вследствие того что
адсорбция на них представляет собой своеобразное «просеивание»
смесей молекул с их сортировкой по размерам, они получили название
«молекулярные сита». Характеристика адсорбентов, применяемых
для осушки газа, приведена в табл. 31.
Таблица 31. Характеристика адсорбентов,
применяемых для осушки газа
Показателя Силика- гель Алюмо- гель ша- риковый Активиро- ванная окись алюминия Активиро- ванный боксит Молекуляр- ные сита (типа 4А п 5 А)
Плотность, г/с.п3 истинная .... 2,1—2,2 3,1-3,3 3,25 3,40
насыпная . . . 0,61—0,72 0,83—0,88 0,80—0,86 0,80—0,83 0,690—0,720
кажущаяся . . . 1,2 — 1,6 1,6-2,0 1,1
Теплоемкость, ккал/(кг • град) . , 0,22 — 0,24 0,24 0,2
Содержание воды в регенерированном осушителе, вес. % 4,5-7 6,2 7,0 4—6 Перемен-
Температура регене- рации, °C .... 121-232 177-455 177—315 >177 ное 150-350
Адсорбционная спо- собность по водя- ным парам, вес. % па адсорбент . . . 18—21 20-24 13—15 12-13 23
Осушка газа проводится в двух адсорберах, заполненных адсор-
бентом (рпс. 71). Пока в одном из адсорберов идет процесс осушкп
газа, в другом проводится восстановление активности адсорбента
(регенерация). Адсорбция осуществляется при температуре 25—
160
Гл. VI. Переработка природных углеводородных газов
40° С и давлении 2—4 ат. После того как пропускаемый через адсор-
бер газ начпет выходить с содержанием влаги выше заданной вели-
чины, адсорбер переключают на регенерацию. .0 содержании влаги
в газе судят по его точке росы. В адсорбер, переключенный на реге-
нерацию, начинают подавать сухой подогретый газ. В случае сили-
кагеля, алюмогеля, активированной окиси алюминия и боксита
регенерацию проводят при температуре 180—200° С, а регенерацию
Рпс. 71. Схема установки адсорбционной осушки газов:
7 — промежуточная емкость; 2 — газоотделптель; з и 4 — адсорберы;
5 и б — холодильники.
Лшиш: I — влажный газ; II — горячий газ; III — сухой газ; IV —
конденсат.
молекулярных сиг при 310—370° С. Давление во всех случаях под-
держивается атмосферное. Такая разница в температурах регенера-
ции объясняется меньшим размером пор молекулярных сит и боль-
шим влиянием на адсорбированное вещество капиллярных сил:
для отрыва адсорбированной молекулы от адсорбента и перевода ее
в парообразное состояние требуется значительно большая энергия.
Регенерацию адсорбента ведут до полного прекращения выделения
водяного пара.
В последние годы широкое распространение получают так назы-
ваемые короткоцикловые адсорбционные процессы осушки газов.
Продолжительность адсорбции составляет от 1,5 до 10 мин, причем
адсорбция ведется при повышенном давлении и нормальной темпе-
ратуре, а регенерация адсорбента — при атмосферном давлении
и той же температуре. Применение короткоцикловой адсорбции
позволяет повысить производительность установки за счет резкого
сокращения времени регенерации, хотя адсорбент регенерируется
ие полностью. При короткоцикловой адсорбции в качестве адсор-
бента применяют силикагель.
Адсорберы представляют собой цилиндрические аппараты с отно-
шением высоты к диаметру от 2:1 до 5:1. Адсорбент размещен
в них на опорных решетках с расстоянием между ними порядка 1,2—
Подготовка газов к переработке
161
1,5 м. Скорость движения газа в живом сечении аппарата обычно
составляет 0,1—0,3 м/сек. Осушку газов адсорбентами рекомен-
дуется применять в тех случаях, когда требуется обеспечить депрес-
сию, т. е. снижение точки росы более чем на 45° С. По другим пока-
зателям жидкостная система не уступает системе с твердым осуши-
телем. При осушке сравнительно больших количеств природного
газа система с диэтиленгликолем или триэтиленгликолем даже более
экономична в отношении капиталовложений и эксплуатационных
расходов.
Очистка природных газов от
сероводорода и двуокиси углерода
Промышленных методов очистки газов от H2S и СО2 весьма
много. Из них наибольший интерес представляет очистка этанол-
аминами, позволяющая при некоторых условиях совместить удаление
H2S, СО2 и Н2О. Кроме этаноламиновой очистки для этой цели
применяется водная промывка и очистка водными растворами кар-
бонатов щелочных металлов. Этаноламиновая очистка углеводород-
ных газов от H2S и СО2 была разработана еще в 1930 г. Сейчас этот
метод широко применяется в разных вариантах при подготовке
сырья для нефтехимического синтеза. При очистке природных газов
применяется водный раствор моноэтаноламина концентрацией 15—
20%. Помимо низкой стоимости моноэтаноламин характеризуется
высокой реакционной способностью, стабильностью и легкостью
регенерации. Температура кипения моноэтаноламина 170° С, он
неограниченно растворяется в воде.
Основные реакции, протекающие при абсорбции СО2 и H2S
моноэтаноламином, выражаются следующими уравнениями:
2HOCH2CH2NH2+CO2-|-H2O (HOCH2CH2NH3)2CO3
2HOCH2CH2NH2 + H2s (HOCH2CH2NH3)2S
Процесс поглощения сероводорода и двуокиси углерода этанол-
амином проводится при высоком давлении и температуре 25—40° С,
а регенерация поглотителя осуществляется при низком давлении
и температуре выше 105° С.
Для одновременной очистки газа от сероводорода, двуокиси
углерода и воды применяют смесь этаноламина с этиленгликолем.
Такая комбинированная очистка приводит к обезвоживанию сырья
и снижению расхода водяного пара, используемого для регенерации
растворителей. На рис. 72 приведена технологическая схема очистки
природного газа смесью этаноламина с этиленгликолем.
Процесс ведется на установках (рис. 72), состоящих из абсор-
бера, десорбера и вспомогательного оборудования. Абсорбер и десор-
бер имеют такое же устройство, как и на установках осушки газов
гликолями. В низ абсорбера поступает исходный газ, противотоком
11 Заказ 1000
162
Гл. VI. Переработка природных углеводородных газов
к нему входят растворы этиленгликоля и этаноламина. С верха
абсорбера уходит очищенный газ, снизу — поглотительный раствор
с абсорбированными сероводородом и двуокисью углерода; раствор
проходит теплообменник, паровой подогреватель и входит в середину
десорбера. Из десорбера сверху уходят сероводород и двуокись
углерода, снизу откачивают регенерированный поглотительный рас-
твор. Часть этого раствора подогревается в кипятильниках и возвра-
щается в десорбер для под-
вода тепла, а остальное
количество охлаждается в
теплообменнике и холо-
дильнике и подается на
верх абсорбера.
Рпс. 72. Схема очистки газов растворами
этаноламина и этиленгликоля:
1 — абсорбер; 2 — десорбер; з, 4 — кипятильники.
Линии: I — исходный газ; II — очищенный газ!
III — раствор этаноламина; IV — раствор этилен-
гликоля; V — вода; VI — кислые газы (сероводород,
двуокись углерода).
Водная промывка
и карбонатная очистка
Абсорбция H2S и СО 2
этаноламинами целесооб-
разна, когда концентрация
этих примесей в газе не
превышает 2—2,5 мол. %.
При более высоких кон-
центрациях выгодно при-
менение таких дешевых
абсорбентов, как вода или
водные растворы карбона-
тов натрия (Na2CO3) или
калия (К2СО3) — поташа.
Подобные абсорбенты обычно используют для предварительной
очистки газов с доведением концентрации H2S и СО2 до 2—2,5
мол. %, а окончательная их очистка от H2S и СО2 осуществляется
этаноламинами.
Производство серы
Завершающим этапом в цепи описанных выше процессов под-
готовки природных и попутных газов к переработке является утили-
зация сероводорода. До недавнего времени сероводород считался
вредной и опасной примесью нефтяных и природных газов. Сейчас
на базе нефтяного сероводорода налажено производство элементар-
ной серы. Самым широко распространенным способом получения
элементарной серы из сероводорода является процесс Клауса, осно-
ванный на неполном сгорании сероводорода. При этом протекают
следующие реакции:
Нг8-|-1,5О2 --> SO2+H2O + I24 ккал/моль
2H2S + SO2 ^7^ 3S 4-2Н2О-|-25 ккал/моль
Переработка природных газов 163
Один из вариантов этого процесса заключается в следующем.
Одна треть всего сероводорода в смеси с воздухом подается в реак-
ционную печь, где сероводород сгорает в двуокись серы при темпе-
ратуре 450° С. Продукты сгорания поступают в котел-утилизатор,
где охлаждаются до 300° С. За счет их тепла получают водяной пар
давлением 40 ат. Сконденсировавшаяся в котле-утилизаторе сера
стекает в сборник. Продукты сгорания из котла-утилизатора посту-
пают в холодильник, где охлаждаются до 140—160° С. Сера допол-
нительно. конденсируется и также поступает в сборник. Далее про-
дукты сгорания нагревают, смешивают с остальным количеством
сероводорода и направляют в первый по ходу газов реактор. Здесь
на боксите или глиноземе при температуре около 350° С протекают
реакции образования серы из сероводорода и сернистого газа. Обра-
зовавшиеся газы проходят холодильник и направляются во второй
реактор. Из холодильников после первого и второго реакторов сера
также попадает в сборник. Уносимая из конденсаторов и холодиль-
ников в виде тумана сера улавливается в коалесцирующем фильтре.
Процесс позволяет получать серу чистотой 99,9% с выходом от потен-
циала 90%.
ПЕРЕРАБОТКА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
Переработка попутных нефтяных газов на газоперерабатывающих
заводах сводится к выделению из них стабильного газового бензина,
получению сжиженных газов и технически чистых индивидуальных
углеводородов. Природные же газы весьма бедны тяжелыми угле-
водородами и поэтому редко подвергаются такой переработке.
Отбензинивание попутных углеводородных
газов
Процессы отбензинивания попутных углеводородных газов и полу-
чения сжиженных газов проводятся как две последовательные опера-
ции: получение нестабильного газового бензина и его стабилизация
с одновременным выделением компонентов сжиженных газов или
индивидуальных углеводородов. В настоящее^время промышленное
применение получили четыре метода выделения нестабильного газо-
вого бензина: компрессионный, абсорбционный, адсорбционный,
низкотемпературная конденсация или ректификация.
Компрессионный метод основан на сжатии газа компрессорами
и охлаждении его в холодильнике. При сжатии газов парциальное
давление извлекаемых компонентов доводится до давления насыщен-
ных паров этих компонентов, при этом они переходят из паровой
фазы в жидкую, которая и представляет собой нестабильный газовый
бензин. Как правило, с повышением давления и понижением темпе-
ратуры количество жидкой фазы возрастает. При этом сконденсиро-
вавшиеся углеводороды облегчают переход других, более легких
11*
164
Гл. VI. Переработка, природных углеводородных газов
компонентов в жидкое состояние, так как последние растворяются
в жидких компонентах. Оптимальное давление определяется многими
факторами, в том числе составом исходного газа, заданной степенью
извлечения целевых компонентов, энергозатратами на процессы
сжатия и охлаждения и т. д. Для большинства попутных газов с уче-
том принятых степеней извлечения оптимальное давление находится
в пределах 20—40 ат. Газ сжимают с помощью двух- или трехсту-
пенчатого компрессора.
Большое влияние на режим работы компрессоров оказывают меж-
ступенчатое охлаждение газа в промежуточных холодильниках
и надлежащее охлаждение стенок цилиндров. Межступенчатое охла-
ждение с максимальным отделением образовавшегося конденсата
Рпс. 73. Принципи-
альная схема ком-
прессионной уста-
новки:
1 — пылеуловитель; 2 —
сетка; 3,4, 5 — первая,
вторая и третья ступени
компрессора; в — холо-
дильники;- 7 — сепара-
торы.
Линии: Г — исходный
газ; II — газовый бен-
зин; III — газ на фрак-
ционирование; IV — вода.
обусловливает снижение расхода энергии на сжатие, поскольку
работа сжатия пропорциональна абсолютному значению температуры
поступающего в компрессор газа.
На рис. 73 приведена принципиальная схема трехступенчатой
компрессионной установки для получения газового бензина. Исход-
ный газ через пылеуловитель и защитную сетку подается в первую
ступень компрессора. Сжатый газ охлаждается в холодильнике
и поступает в газосепаратор, откуда направляется на вторую ступень
компрессии и т. д. Таким образом, газ трижды сжимается, охла-
ждается, отделяется от конденсата (газового бензина) и направляется
в систему газоразделения. Конденсат из газосепараторов трех сту-
пеней подвергают стабилизации с получением стабильного газового
бензина, сжиженных газов и технических индивидуальных угле-
водородов.
Для сжатия газа применяются поршневые и турбокомпрессоры.
В области высоких давлений поршневой компрессор находит широкое
применение. Там, где требуется высокая производительность, а да-
вление не превышает 45 ат, более выгодно применять турбоком-
прессоры. На выбор типа и производительности компрессора суще-
Переработка природных газов
165
с газовой (разоп. ы результате
Рпс. 74. Принципиальная схема
абсорбционной установки::
1 — абсорбер; 2 — выветрпватель;
3 — реабсорбер; 4— отпарная колонна;
5 — емкость нестабильного бензина;
в — теплообменник; 7 — паровой по-
догреватель; 8 — конденсатор-холо-
дильник.
Линии: I — сырой газ; II — отбензи-
ненный газ; III — водяной пар.
ственное влияние оказывает тип привода: электродвигатель, газо-
мотор, паровая или газовая турбина. По капиталовложениям
и эксплуатационным расходам наиболее экономична паровая тур-
бина с противодавлением.
Одним из недостатков компрессионного способа является нечеткое
отделение легких углеводородов от тяжелых в сепараторах, что
приводит к попаданию части легких углеводородов в газовый бензпп
п потере части тяжелых углеводородов " ~
газовый бензин получается неста-
бильным и снижается его отбор от
потенциала.
Компрессионный метод приме-
няют для отбензинивания ^жирных
газов, содержащих 5более 150 я/.и3
тяжелых углеводородов. При мень-
шем их содержании этот метод неэко-
номичен. Он не обеспечивает доста-
точной глубины отбора пропановой
фракции,а по отбору этой фракции
косвенно судят ополноте извлечения
бензина. Для углубления отбора
пропановой фракции компрессион-
ный способ применяется в комбина-
ции с другими, более эффективными
методами, рассматриваемыми ниже.
Абсорбционный метод отбензини-
вания газов является наиболее рас-
пространенным. Процесс основан на
избирательном поглощении жидко-
стью отдельных компонентов газовой смеси. В качестве абсорбента
применяют бензин, керосин или солярный дистиллят. Чем
тяжелее углеводороды, тем больше их растворяется в абсорбенте.
Количество растворенных углеводородов возрастает с повышением
давления и понижением температуры (при абсорбции выделяется
тепло в количестве, равном примерно теплоте конденсации раство-
ренного углеводорода).
Абсорбцию проводят в колонных аппаратах, которые для обеспе-
чения контакта между газом и жидкой фазой снабжены тарелками
или насадкой. Наибольшее распространение получили абсорберы
с колпачковыми и ситчатыми тарелками. В обоих случаях на тарелке
поддерживается слой жидкости, через которую пробулькивает газ.
Абсорбцию проводят при сравнительно низкой температуре (30—
40° С) и высоком давлении (10—50 ат). Попутпый газ, пройдя очи-
стные сооружения (рис. 74), поступает на прием компрессоров,
где сжимается в одну или две ступени, и направляется в нижнюю
часть абсорбера, а сверху подается абсорбент. Отбензиненный газ,
166
Гл. VI. Переработка природных углеводородных газов
выходящий сверху абсорбера, пропускается через систему очистки
от компрессорного масла и направляется потребителям. Абсорбент
в основном поглощает углеводороды начиная от пропана и выше
и небольшую часть метана и этана. Насыщенный абсорбент выходит
снизу абсорбера и поступает в выветриватель, где за счет снижения
давления выделяются метан и этан. После выветривателя насыщен-
ный абсорбент проходит теплообменник, паровой подогреватель
и направляется в десорбер, где выделяются поглощенные угле-
водороды.
Десорбцию проводят при относительно повышенных температу-
рах (160—200° С) и пониженных давлениях (3—5 ат). Для десорб-
ции углеводородов из насыщенного абсорбента требуется, чтобы
парциальное давление извлекаемого компонента в газовой фазе
было ниже, чем в жидкой. В качестве десорбирующего агента обычно
применяют острый водяной пар. Отпаренные тяжелые углеводороды
и водяной пар отводятся сверху десорбера, проходят конденсатор-
холодильник и поступают в водоотделитель. Из водоотделителя вода
выводится снизу, часть жидких углеводородов возвращается в де-
сорбер на орошение, а балансовое количество поступает в емкость
нестабильного газового бензина. Снизу десорбера выходит регене-
рированный абсорбент, который в теплообменнике отдает свое тепло
насыщенному абсорбенту, охлаждается в холодильнике и возвра-
щается наверх абсорбера.
По описанной схеме удается извлечь только около 50% имеюще-
гося в исходном газе пропана. Для повышения степени извлечения
сжиженных газов применяют абсорбционно-отпарную колонну (фрак-
ционирующий абсорбер), состоящую из двух секций разных диа-
метров. Верхняя секция меньшего диаметра служит абсорбером,
сверху нее подается свежий абсорбент, а снизу поступает газ. В ниж-
нюю секцию подводится тепло, в результате чего происходит выделе-
ние поглощенного абсорбентом метана, этана и пропана. Последний
вновь поглощается свежим абсорбентом в верхней секции фрак-
ционирующего абсорбера. Таким образом сверху аппарата уходит
сухой газ (метан и этан), а снизу насыщенный абсорбент. Применение
абсорбционного метода позволяет извлечь из исходного сырья 70—
90% пропана, 97—98% бутана, весь пентан и более тяжелые
компоненты.
Адсорбционный метод применяется для выделения газового бен-
зина из тощих газов, содержащих тяжелых углеводородов
до 50 г/лг3. Сущность метода заключается в способности пористых
твердых тел, таких, как активированный уголь, силикагель, молеку-
лярные сита, адсорбировать на своей поверхности различные угле-
водороды. Количество адсорбированных углеводородов зависит от
природы адсорбента и адсорбируемого вещества, состава газа, т. е.
адсорбируемости других компонентов, температуры и давления про-
цесса. Так, например, силикагель в первую очередь адсорбирует'
Переработка природных газов
167
ароматические и непредельные углеводороды, затем нафтеновые
и в последнюю очередь парафиновые. В пределах одного и того же
класса углеводородов количество вещества, адсорбируемого активи-
рованным углем, возрастает с повышением молекулярного веса.
Повышение температуры и понижение давления отрицательно
влияют на процесс адсорбции. Обычно адсорбционное отбензинива-
ние проводят при температуре окружающего воздуха и давлении
2—5 ат. Регенерацию адсорбентов осуществляют продувкой газом
или водяным паром при повышенных температурах и атмосферном
давлении.
Технологические схемы современных адсорбционных отбензини-
вающих установок отличаются от схем недавнего прошлого при-
менением значительно меньших по размеру и иных по форме адсор-
беров, сокращением продолжительности адсорбционного цикла
до 24—45 мин вместо 2—4 ч, регенерацией адсорбента горячим газом
вместо перегретого водяного пара и, наконец, применением более
совершенных современных зернистых адсорбентов (силикагель, соче-
тание силикагеля с активированным углем и др.). Сравнительно
небольшие размеры адсорберов и малая продолжительность циклов
адсорбции приводят к тому, что полная замена адсорбента требуется
лишь после 1—2 лет его работы, резко снижаются эксплуатационные
расходы и себестоимость газового бензина. Замена регенерирующего
агента — водяного пара — горячим газом уменьшила расход
топлива почти в 8 раз по сравнению с расходом на угольно-адсорб-
ционных установках, так как на превращение воды в пар требуется
значительно больше тепла, чем на подогрев газа.
Различают периодические и непрерывные процессы выделения
газового бензина с помощью адсорбентов. Наибольшее распростра-
нение получил периодический процесс как более простой. Периоди-
ческий процесс адсорбционного выделения газового бензина состоит
из четырех этапов: 1) адсорбция углеводородов на поверхности
активированного угля; 2) десорбция, т. е. удаление адсорбированных
углеводородов с поверхности адсорбента с помощью острого водяного
пара; 3) сушка угля горячим газом и 4) охлаждение адсорбента
холодным газом.
Рассмотрим принципиальную технологическую схему установки,
состоящей из четырех адсорберов (рис. 75). Исходный газ пропу-
скают через адсорбер 1, где происходит поглощение тяжелых угле-
водородов. Выходящий сверху адсорбера 1 сухой газ нагревается
в подогревателе 5 до 110—130° С и подается в низ адсорбера 3 для
сушки адсорбента. До этого в адсорбере 3 проходила десорбция
тяжелых- углеводородов острым водяным паром. Холодный газ
из холодильника 6 поступает для охлаждения угля в адсорбер 2,
в котором перед этой операцией происходила сушка адсорбента.
В адсорбере 4 протекает десорбция углеводородов острым перегре-
тым до 200—250° С водяным паром низкого давления (5—6 ат).
168
Гл. VI. Переработка природных углеводородных газов
В дальнейшем каждый из адсорберов переключается на следующий
технологический этап. Отгоняемые в процессе десорбции тяжелые
углеводороды вместе с водяным паром направляются в конденса-
тор-холодильник 9 и затем в сепаратор 10. Из сепаратора 10
Рис. 75. Прпнципп-
альная схема адсорб-
ционного извлечения
газового бензина:
I, 2, з и 4 — адсорберы;
5 — подогреватель; в и
7 — холодильники; 8 и
10 — сепараторы; 9 —
конденсатор-холодиль-
ник.
нестабильный газовый бензин направляется в
емкость, а несконден-
сировавшиеся углеводородные пары — на компрессию для перевода
их в конденсат.
Описанная установка
позволяет извлечь из газа
более 50% пропана, 70—
85% бутана и почти 100%
пентана. Адсорбер (рису-
нок 76) представляет собой
вертикальный цилиндр, в
нижней части которого по-
мещена сетка и плита из
пористого пеностекла для
поддержки слоя адсор-
бента.
Из-за незначительной
производительности уста-
новок, громоздкости и
сложности обслуживания
адсорбционный метод при-
меняют только тогда, когда
из-за низких концентраций тяжелых углеводородов в исходном газе
абсорбция не обеспечивает требуемой глубины их извлечения. Пре-
имуществом адсорбционного процесса является низкое давление и
возможность извлечения тяжелых углеводородов из тощих газов.
В' последнее время широкое распространение получил процесс
короткоцикловой адсорбции, при котором одновременно происходит
осушка и отбензинивание тощих газов. В качестве адсорбента служит
Переработка природных газов
1G9
силикагель или боксит. Исследования показали, что при сокращении
цикла адсорбции количество извлекаемых углеводородов возрастает.
На этом и основан процесс короткоцикловой адсорбции. Адсорбция
ведется при температуре окружающего воздуха и под давлением,
соответствующим давлению в газопроводе. Регенерация адсорбента
осуществляется нагретым до 290—315° С отбензиненным и осушенным
газом, при этом температура регенерации составляет не менее 205° С.
Такая температура обеспечивает полную десорбцию воды и газового
бензина. Установка включает два или более адсорберов, которые
попеременно работают на стадиях адсорбции и регенерации. Циклы
адсорбции и регенерации (десорбция и охлаждение) отрегулированы
таким образом, что их продолжительности равны между собой.
Что касается процессов непрерывной адсорбции с движущимся
слоем адсорбента (например, процесс гиперсорбции), то они получили
лишь небольшое распространение для разделения углеводородных
газов на отдельные фракции или индивидуальные углеводороды.
Процесс гиперсорбции применим для разделения тощих газов или
выделения компонентов, которые находятся в исходном газе в малых
количествах.
Низкотемпературное отбензинивание газов. Из процессов низко-
температурного отбензинивания промышленное применение полу-
чили раздельные или комбинированные процессы низкотемператур-
ной конденсации и низкотемпературной ректификации.
По методу низкотемпературной конденсации (рис. 77) осушенный
адсорбентами сырой газ охлаждается до минус 30 — минус 45° С
и поступает в газосепаратор. Сверху его уходит газ, снизу — кон-
денсат. Жидкая фаза переводится в ректификационную колонну
на деэтанизацию, т. е. для освобождения от метана и этана. Деэта-
низированный остаток поступает либо в емкость газового бензина,
либо на газофракционирующую установку (ГФУ) для разделения
на индивидуальные углеводороды. При низкотемпературной кон-
денсации, так же как и при компрессионном методе, происходит
однократная конденсация, только при низких температурах.
По методу низкотемпературной ректификации (рис. 78) исходный
газ охлаждается в теплообменнике и поступает в ректификационную
колонну. Сверху колонны выходят легкие углеводороды, которые
охлаждаются и частично конденсируются в пропановом холодиль-
нике. Конденсат возвращается в колонну в качестве орошения.
Снизу колонны выходит нестабильный бензин.
Оба метода имеют свои преимущества и недостатки. Достоинство
низкотемпературной конденсации по сравнению с ректификацией
заключается в том, что: 1) не весь газ, а только его сконденсирован-
ная часть проходит ректификационную колонну, что позволяет
уменьшить ее диаметр; 2) содержание метана и этана в конденсате
невелико, поэтому температура вверху колонны может быть более
высокой, что уменьшает расход холода, и 3) сравнительно невысокие
170
Гл. VI. Переработка природных углеводородных газов
капиталовложения. Преимущества низкотемпературной ректифика-
ции следующие: 1) высокое извлечение целевых углеводородов из
жирных газов; 2) гибкость процесса: изменяя температуру вверху
колонны, можно в широких пределах изменять глубины извлечения
пропана.
Применение низкотемпературной ректификации рекомендуется
при глубоком извлечении пропана и этана и выделении редких
газов. Для переработки жирных газов экономически целесообразно
Рпс. 77. Принципиальная схема
низкотемпературной конденсации:
1 — пропановые холодильники; 2 — тепло-
обменник; <3 — сепаратор; 4 — этановая
колонна; 5 — емкость орошения; 6 — ки-
пятильник; 7 — насосы.
Линии: I — сырой газ; II — сухой газ;
III — нестабильный бензин.
Рпс. 78. Принципиальная схема уста-
новки низкотемпературной ректифика-
ции:
1 — ректификационная колонна; 2 — пропа-
новый холодильник; з — теплообменник; 4 —
емкость орошения; S — кипятильник; в —
насос.
Липпи: I — сырой газ; II — сухой газ;
III — нестабильный бензин.
применять низкотемпературную конденсацию, так как при этом
требуется меньше тепла в испарителях и холода, меньше колонн,
компрессорного оборудования и теплообменной аппаратуры.
Стабилизация газового бензина
и выделение индивидуальных углеводородов
Полученный тем или иным способом газовый бензин содержит
значительные количества этана, пропана и бутана, имеет высокое
давление насыщенных паров, легко испаряется, теряя легкие компо-
ненты и Меняя таким образом свой состав при хранении. Чтобы
нестабильный газовый бензин превратить в годный для использова-
ния продукт, его необходимо подвергать стабилизации, т. е. удале-
нию метана, этана, пропана и частично бутана.
Различают два типа стабилизационных установок: с получением
стабильного бензина п сжиженных газов (пропан-бутановой фрак-
ции) и с получением стабильного бензина и технических индивиду-
альных углеводородов. По первому варианту стабилизации (рис. 79)
нестабильный бензин нагревается в теплообменнике до 40—45° С
IIереработка природных газов
171
и подается в среднюю часть стабилизационной колонны. Колонна
работает под давлением 10—15 ат. Температура вверху колонны
40° С. Сверху колонны отводится пропан-бутановая фракция, кото-
рая проходит конденсатор-холодильник и частично возвращается
на орошение. Стабильный бензин выходит снизу колонны. Часть его
пропускают через подогреватель и в виде паровой фазы возвращают
в низ колонны для подвода тепла, а балансовое количество через
теплообменник и холодильник выводят в емкость готового продукта.
Рис. 79. Установка стабилизации
бензина:
1 — теплообменник; 2 — колонна; з —
конденсатор-холодильник; 4 — сборник
орошения; 5 — насос; в — подогрева-
тель.
Линии: I — нестабильный бензин;
II — пропан-бутановая смесь; III —
газ; IV — стабильный бензин.
Рпс. 80. Установка стабилизации бензина
и выделения индивидуальных углеводоро-
дов:
7 — этановая колонна; 2 — пропановая колонна;
з — бутановая колонна; 4 — изобутановая ко-
лонна; 5 и 7 —• теплообменники; в — конденса-
торы-холодильники.
По второму варианту стабилизации (рис. 80) нестабильный газо-
вый бензин нагревается в теплообменнике и поступает в среднюю
часть этановой колонны, работающей под давлением около 40 ат.
Сверху этой колонны отбирают сухой газ (метан и этан). Остаток
снизу ее отводится в пропановую колонну. Давление в ней поддержи-
вают — 15 ат. Сверху пропановой колонны уходит пропан с при-
месью метана и этана и через конденсатор-холодильник частично
возвращается в колонну в качестве орошения, а остальное количество
его поступает в емкость на хранение. Сверху емкости орошения
отводятся несконденсировавшиеся метан и этан. Остаток из пропано-
вой колонны направляется в бутановую колонну (давление 4—6 ат),
сверху которой получают бутаны. Бутановая фракция в следующей
изобутановой колонне разделяется на изобутан и и-бутан. Нижним
продуктом бутановой колонны является стабильный газовый бензин.
Во все ректификационные колонны сверху подается острое оро-
шение, в качестве которого используют верхний продукт в жидкой
фазе. В нижнюю часть всех ректификационных колонн подво-
дится тепло для улучшения разделения компонентов нестабильного
172
Гл. VI. Переработка природных углеводородных газов
газового бензина. На некоторых установках из стабильного бензина
выделяют изопентан и н-пентан.
Стабильный бензин содержит следы пропана и 10—30%^бутанов.
Примерный состав товарных углеводородов приведен в^табл. 32.
Таблица 32. Примерный состав товарных
индивидуальных углеводородов
Компоненты
Этап............................
Пропан .........................
/(-Бутан .........'............
Изобутан .......................
/г-Пентая.......................
Изопептап ......................
Гексан .........................
Товарные углеводороды
Извлечение гелия
За последние годы были открыты крупные месторождения при-
родного газа с высоким содержанием гелия (1—7%) в Канаде, Южной
Америке, на Ближнем Востоке и в СССР. Как правило, природные
газы, содержащие гелий, отличаются высокой концентрацией азота.
Гелий применяется для наполнения дирижаблей, при сварке маг-
ниевых деталей самолетов, в водолазном деле, медицине, для калиб-
ровки приборов, в космонавтике для консервации пищевых продук-
тов, атомной энергетике (как теплопередающая среда), хладотехнике;
хроматографии, при выращивании полупроводниковых кристаллов
кремния и германия, для наполнения радиоламп и во многих других
отраслях.
Извлечение гелия из природных газов основано на двух его
свойствах: гелий имеет самую низкую температуру кипения (—269° С)
среди других химических элементов и практически нерастворим
в жидких углеводородах. Гелий выделяют из газов методами низко-
температурной конденсации и ректификации. Процесс охлаждения
ведут так, чтобы все остальные компоненты природного газа, за
исключением некоторой доли азота, перешли в жидкое состояние.
Природный газ сжимают компрессором до давления 150 ат, очищают
от двуокиси углерода и сероводорода, охлаждают и подают в сепа-
ратор высокого давления. Выделившийся при этом нерастворимый
в жидкой фазе газообразный гелий направляется в регенератор
холода. Отдав свой холод сжатому газу, он отводится в емкость
Храпение и транспортирование сжиженных газов
173
готового продукта. Жидкая фаза, состоящая из метана и азота и на-
сыщенная гелием, из сепаратора высокого давления перетекает
в сепаратор низкого давления (3—5 ат). Газовую фазу из сепаратора
низкого давления, содержащую гелий, присоединяют к исходному
сырью.
Другой способ извлечения гелия основан на постепенном охла-
ждении природного газа и последовательной его перегонке с окон-
чательной ректификацией в гелиевой колонне при температуре
минус 170° С. При этом хладагентом служит жидкий азот. Из газа
извлекается 98% гелия концентрацией 65%.
ХРАНЕНИЕ И ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ
СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
Сжиженные углеводородные газы принято хранить либо под
высоким давлением и при температуре окружающей среды, либо
при низких температурах и давлении, близком к атмосферному,
в емкостях цилиндрической или сферической формы. Преимуществом
сферических емкостей перед цилиндрическими является меньший
расход металла и более равномерное распределение напряжений
в сварных швах. Сферические емкости изготовляют объемом 400,
800 и 1000 м3. Их рассчитывают на рабочее давление от 3 до 6 ат *.
Цилиндрические емкости рассчитывают па давление от 7 до 18 ат.
Система хранения сжиженных газов, широко распространенная в на-
стоящее время, состоит из емкости, компрессора, теплообменника
и конденсатора. Емкость тщательно изолирована слоем шлаковаты
толщиной 200—250 мм. Сжиженный газ находится в емкости под
давлением 1,05 ат и при температуре от —30 до —42° С. Испаря-
ющаяся часть его через теплообменник попадает на прием компрес-
сора, сжимается и направляется в конденсатор. Конденсат воз-
вращается в емкость. На дне последней находится слой жидкого
осушителя — диэтиленгликоля. В момент заполнения резервуара
сжиженным газом диэтиленгликоль выдавливается в буферный бачок,
откуда он возвращается в емкость во время откачки содержимого
резервуара.
За последние годы для хранения сжиженных газов стали при-
менять цилиндрические резервуары с двойными стенками. Внутрен-
ний корпус резервуара изготавливают из стали, содержащей 9%
никеля. Такой материал обладает высокими ударной вязкостью
и прочностью при температурах до —195° С. Наружный корпус
выполняется из углеродистой стали. Кольцевое пространство между
стенками резервуара (0,9 м) заполняется неорганической невос-
пламеняюгцейся теплоизоляцией (перлитом), а также в него под
* Иванцов О. М., Подземное хранение сжиженных углеводородных
газов, Изд. «Недра», 1964, стр. 11.
174
Гл. VI. Переработка природных углеводородных газов
давлением закачан азот для предотвращения конденсации в этом
пространстве влаги.
Хранение больших количеств сжиженных газов в металлических
емкостях невыгодно, так как связано с большим расходом металла
и, следовательно, с большими капиталовложениями. Для размеще-
ния таких емкостей требуются значительные площади, поскольку
противопожарные разрывы на крупных складах должны быть не
менее 0,5 км. Поэтому все более широкое распространение повсе-
местно получает подземное хранение сжиженных газов.
Подземные хранилища устраивают в искусственно созданных
пустотах, в прочных горных породах, непроницаемых для сжижен-
ного газа и паров углеводородов (залежах каменной соли, мела,
плотных известняков, доломитов, песчаников, гранитов и других
горных пород). Залежи каменной соли обнаружены во многих место-
рождениях нефти и газа. Мощность пластов соли в некоторых местах
достигает километра, глубина залегания 100—1000 м. Подземные
хранилища создают путем размыва (выщелачивания) полостей
в толще соли при помощи буровых скважин. Минимальная глубина
заложения емкостей принимается 40—60 м для бутана и 80—100 м
для пропана.
При прочих равных условиях стоимость сооружения подземных
соляных хранилищ определяется их емкостью. Так, с увеличением
емкости с 25 тыс. до 50 тыс. .и3, т. е. в 2 раза, стоимость 1 м3 полезной
емкости хранилища снижается на 40,4%. Уменьшение глубины
заложения хранилища емкостью 50 тыс. м3 с 750 на 350 м, т. е. более
чем в 2 раза, снижает стоимость 1 м3 всего лишь на 12—13%. Прп
подземном хранении сжиженных газов резко сокращаются эксплуата-
ционные расходы, так как практически нет потерь от испарения,
значительно удлиняется срок службы хранилищ, уменьшается опас-
ность пожаров и взрывов.
Транспортируют сжиженные газы по трубопроводам или же
в цистернах по железно!! дороге и автотранспортом. Для транспорти-
рования сжиженных газов могут быть использованы специальные
трубопроводы, а также бензопроводы. По бензопроводам можно
последовательно перекачивать бензин и сжиженные газы. Специаль-
ные трубопроводы целесообразно сооружать для транспортирования
больших количеств сжиженных газов и на большие расстояния
(до 400—1000 кл0.
Основное требование при транспортировании сжиженных газов
по трубопроводу сводится к тому, чтобы ни в одной его точке давле-
ние не было ниже давления насыщения сжиженного газа. В против-
ном случае жидкость закипит, образуя паровые пробки, вследствие
чего уменьшится пропускная способность трубопровода. Обычно
для большей надежности принимают минимальное значение давления
в трубопроводе на 10—12 ат выше давления насыщения. При соору-
жении трубопроводов для сжиженных газов применяются трубы
Хранение и транспортирование сжиженных газов
175
диаметром 0,1—0,3 м. Магистральные трубопроводы прокладывают
ниже глубины промерзания почвы.
По железным дорогам сжиженные газы перевозят в специальных
цистернах и баллонах. Перевозка в железнодорожных цистернах
больших количеств сжиженных газов (более 100—200 т/сутки)
на расстояния 300—1000 км почти всегда целесообразнее, чем в авто-
мобильных цистернах. Емкость железнодорожных цистерн 30 т,
максимальное давление в них 20 ат.
На автомобилях сжиженные газы перевозят в транспортных
и раздаточных автоцистернах и баллонах. Транспортные автоци-
стерны предназначены для перевозки сжиженных газов на дальние
расстояния, для слива их в промежуточные емкости газонаполни-
тельных станций. Емкость транспортных автоцистерн 10—15 т.
Раздаточные автоцистерны служат для доставки сжиженных газов
потребителям и разливки в емкости или баллоны. Вместимость таких
автоцистерн 5—10 т. Их используют для транспортирования на
небольшие расстояния (100—300 км). Баллоны предназначены для
доставки сжиженных газов непосредственно потребителям. Для этой
цели используют обычные грузовые автомобили или машины со спе-
циальными кузовами *.
*Клименко А. П., Жидкие углеводородные газы, Гостоптехпздат,
1959.
ГЛАВА VII
ПОДГОТОВКА НЕФТИ К ПЕРЕРАБОТКЕ
ВРЕДНЫЕ ПРИМЕСИ В НЕФТЯХ
Добываемая из недр земли нефть, помимо растворенных в ней
газов, содержит некоторое количество примесей — частицы песка,
глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в не-
очищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды
может изменяться в широких пределах. С увеличением продолжи-
тельности эксплуатации месторождения возрастает обводнение неф-
тяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых
старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90%
воды и только 10% нефти. Для перекачки же по магистральным
нефтепроводам принимают нефть, содержащую не более 1% воды.
В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3%
воды.
Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транс-
портирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию
внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отло-
жений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит
к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность
остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует
образованию стойких эмульсий.
Растворенные в воде и находящиеся в виде кристаллов в нефти
соли ведут себя различно. Хлористый натрий почти не гидролизуется.
Хлористый кальций в соответствующих условиях может гидролизо-
ваться в количестве до 10% с образованием НС1. Хлористый магний
гидролизуется на 90%, причем гидролиз протекает и при низких
температурах. Поэтому соли могут быть причиной коррозии нефтяной
аппаратуры. Гидролиз хлористого магния
MgCl2 + H2O MgOHCl + HCl
может происходить под действием воды, содержащейся в нефти, а
также за счет кристаллизационной воды хлористого магния. Разъ-
едание аппаратуры продуктами гидролиза происходит как в зонах
высокой температуры (трубы печен, испарители, ректификацион-
ные колонны), так ив аппаратах с низкой температурой (конденсато-
ры и холодильники).
Обезвоживание и обессоливание нефтей
177
При перегонке нефти в результате разложения сернистых соеди-
нений образуется сероводород, который (особенно в сочетании
с хлористым водородом) является причиной наиболее сильной кор-
розии аппаратуры. Сероводород в присутствии воды или при повы-
шенных температурах реагирует с металлом аппаратов, образуя
сернистое железо:
Fe+H»S ----> FeS-f-Ha
Покрывающая поверхность металла защитная пленка из FeS
частично предохраняет металл от дальнейшей коррозии, но при
наличии хлористого водорода защитная пленка разрушается, так как
сернистое железо вступает в реакцию:
FeS+2HCl ----> FeCl2+H2S
Хлористое железо переходит в водный раствор, а освобожда-
ющийся сероводород вновь реагирует с железом.
Минерализация, или соленость воды, добываемой вместе с нефтью,
измеряется количеством сухого вещества, остающегося после вы-
парки 1 л воды. Соленость нефтей выражается в миллиграммах
хлоридов (в пересчете на NaCl), приходящихся на 1 л сырья, и зави-
сит от степени минерализации пластовой воды и содержания ее
в нефти. В восточных районах СССР нефти характеризуются значи-
тельно более высокой минерализацией, чем нефти Азербайджана
и Грозного. Содержание солей в нефти, поставляемой на нефтепере-
рабатывающий завод, должно быть не более 50 мг/л, а в нефти,
Направляемой на перегонку, — не более 5 мг)л.
От основного количества воды и твердых частпц нефти
освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоду или при
подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на спе-
циальных установках.
ОБЕЗВОЖИВАНИЕ И ОБЕССОЛИВАНИЕ
НЕФТЕЙ
Типы эмульсий
Вода и нефть часто образуют трудно разделимую нефтяную эмуль-
сию. В общем случае эмульсия есть система из двух взаимно нерас-
творимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во
взвешенном состоянии в виде мельчайших капель. Та жидкость,
которая образует взвешенные капли, называется дисперсной фазой,
а та, в которой взвешены капли, — дисперсионной средой. Смолистые
нефти, содержащие нафтеновые кислоты или сернистые соединения,
отличаются большей склонностью к образованию эмульсий. Эмуль-
гированию нефти способствует также интенсивное перемешивание ее
с водой при добыче.
12 Заказ 1000
178
Гл. VII. Подготовка нефти к переработке
Различают два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде, или гидро-
фильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия.
В первом случае нефтяные капли образуют дисперсную фазу внутри
водной среды, во втором — капли воды образуют дисперсную фазу
в нефтяной среде.
Образованию стойкой эмульсии предшествуют понижение поверх-
ностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц
дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Такие слои обра-
зуют в системе третьи вещества — эмульгаторы. Растворимые в воде
(гидрофильные) эмульгаторы способствуют образованию эмульсий
типа нефть в воде, а растворимые в нефтепродуктах (гидрофобные) —
вода в нефти. Последний тип эмульсий чаще всего встречается в про-
мысловой практике. К гидрофильным эмульгаторам относятся такие-
поверхностно-активные вещества, как щелочные мыла, желатин,
крахмал. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефте-
продуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы,
а также мелкодисперсные частпцы сажи, глины, окислов металлов
ит. п., легче смачиваемые нефтью, чем водой. Введение в эмульсию
данного типа эмульгатора, способствующего образованию эмульсии
противоположного типа, облегчает ее расслоение.
Чтобы узнать, какая жидкость составляет дисперсную фазу,
в эмульсию вводят некоторое количество красящих веществ, раство-
римых либо в воде (красители метиловый оранжевый, фуксин, мети-
леновый синий), либо в нефти (судан, сафранин). Для эмульсии
типа вода в нефти растворимое в воде красящее вещество наблюдается
в виде мельчайших точек. Этот метод применим для светлых эмуль-
син. Второй способ основан на электропроводимости эмульсий.
Если дисперсионной средой является нефть, эмульсия тока не про-
водит (нефть — плохой проводник тока). Метод можно применять
для темных эмульсий типа вода в нефти. Третий способ основан
на разбавлении эмульсии водой или углеводородным растворителем.
Гидрофильная эмульсия легко разрушается в воде, гидрофобная —
в бензине или в бензоле.
Основными факторами, определяющими стойкость нефтяных
эмульсий, являются физико-химические свойства нефти, степень
дисперсности (размер частиц), температура и время существования
эмульсии. Чем выше плотность и вязкость нефти, тем устойчивее
эмульсия. Степень дисперсности зависит от условий образования
эмульсии и для системы вода в нефти колеблется в пределах 0,2—
100 мк. При размерах капель до 20 мк эмульсия считается мелко-
дисперсной, в пределах 20—50 мк — среднедисперсной и свыше
50 мк — грубодисперсной. Труднее поддаются разрушению мелко-
дисперсные эмульсии. Чем выше температура, тем менее устойчива
нефтяная эмульсия. Эмульсии способны «стареть», т. е. повышать
свою устойчивость со временем. При этом поверхностные слои при-
обретают аномалию вязкости, возрастающую со временем в сотни
Обезвоживание и обессоливание нефтей
179
и даже тысячи раз. Свежие эмульсии легче поддаются разрушению
и поэтому обезвоживание и обессоливание нефтей необходимо про-
водить на промыслах.
Методы разрушения нефтяных
эмульсий
Существуют три разновидности методов разрушения нефтяных
эмульсий: механические, химические и электрические. Каждый
из методов основан на слиянии и укрупнении капель воды, что спо-
собствует более интенсивному ее отстаиванию. Выбор одного из мето-
дов определяется главным образом типом нефтяной эмульсии и ее
стойкостью.
К механическим способам разрушения эмульсий относятся от-
стаивание, центрифугирование и фильтрование.
Отстаивание применимо к свежим нестойким эмульсиям, способ-
ным', расслаиваться на нефть и воду вследствие разности плотностей
компонентов, составляющих эмульсию. Если размер взвешенных
частиц более 0,5 мк, то скорость оседания капель воды или подъема
частиц нефти в воде подчиняется закону Стокса:
d2 (Yi —Уа)
ш = ili—~g
18т] ё
(92)
где w — скорость оседанпя капель, см!сек;
d — диаметр отделяющихся капель воды плп пефти, см;
71 н Тг — плотпостп соответственно воды и нефтп, г/см3;
g — ускорение силы тяжестп, см!сек2;
р — динамическая вязкость среды (эмульспя), г/(см-сек).
Из формулы (92) видно, что чем меньше частицы дисперсной
фазы и разность плотностей воды и нефти и чем больше вязкость
среды, тем медленнее протекает процесс расслоения.
Нагрев эмульсий ускоряет их разрушение, так как при этом
возрастает растворимость в нефти защитной пленки эмульгатора,
уменьшается вязкость среды и увеличивается разность плот-
ностей.
При обезвоживании нефтей на промыслах для каждой эксплуата-
ционной скважины или для группы их устанавливают аппарат для
отстаивания воды от нефти — дегидратор-подогреватель в виде верти-
кальной емкости диаметром 1,5—2 м и высотой 4—5 м. В нижней
части дегидратора (рис. 81) вмонтирована газовая горелка, связан-
ная с автоматическим регулятором температуры. Нефть обычно по-
догревают до 60° С.
На нефтеперегонных установках нефть дополнительно подогре-
вают для отделения воды до 120—160° С и отстаивание, ведут под
давлением 8—15 ат, не допуская испарения воды. Продолжитель-
ность процесса 2—3 ч.
12*
180
Гл. VII. Подготовка нефти к переработке
Центрифугирование. При центрифугировании вода и механические
примеси выделяются из нефти под действием центробежной силы,
величина которой определяется из уравнения:
j = KmRn?
(93)
т — масса капли воды, г;
R — радиус вращения, см;
п — число оборотов ротора центрифуги в минуту.
Рпс. 81. Схема дегидратора:
I — эмульсия; II — нефть; III —
вода; IV — топливный газ.
Центробежная сила, а следова-
тельно, и скорость отделения капель
воды изменяются пропорционально ра-
диусу вращения и квадрату числа обо-
ротов ротора.
В промышленности применяются
центрифуги и сепараторы с числом обо-
ротов от 3500 до 50 000 в минуту. Чем
больше число оборотов, тем больше раз-
делительная способность центрифуги,
но меньше ее производительность. Так,
если при п = 15 500 об {мин произво-
дительность центрифуги составляет
1,5—4,5 ль3/ч, то при п = 19 000 об/лшн —
только 0,4—1,2 м31ч. Малая пропуск-
ная способность центрифуг, а также
высокие эксплуатационные затраты —
основные причины ограниченного их
применения для деэмульгирования
нефтей.
Фильтрование. Отделение воды от
нефти при помощи фильтрования основа-
но на избирательном смачивании веществ
различными жидкостями. Так, кварце-
вый песок легко смачивается водой, а пирит — нефтью. Для обез-
воживания нефтей фильтрованием может использоваться стекловата
и стружка из осины, тополя и других несмолистых пород древе-
сины. Мелкие частицы воды, прилипая к острым кромкам стружки
или волокон стекловаты, соединяются в крупные капли, легко сте-
кающие вниз. |
Фильтровальные колонны в основном применяют там, где нефтя-
ные эмульсии уже разрушены, но капли воды все еще держатся
во взвешенном состоянии и не оседают на дно. Эффективность филь-
тровальных колонн высокая. Так, например, в колонне с тремя
слоями насадки из стекловаты удалось снизить содержание солей
в нефти с 582 до 20 л1г/л. Существенным недостатком метода филь-
трования являются сравнительно быстрая засоряемость фильтрующей
Обезвоживание и. обессоливание нефтей
181
поверхности механическими примесями и необходимость ее частой
смены.
Химические методы. Разрушение нефтяных эмульсий в этом
случае достигается применением поверхностно-активных веществ
(ПАВ), действующих как деэмульгаторы. Разрушение нефтяных
эмульсий может быть результатом: а) адсорбционного вытеснения
действующего эмульгатора веществом с большей поверхностной
активностью и меньшей прочностью адсорбционной пленки; б) обра-
зования эмульсий противоположного типа (инверсия фаз) и в) рас-
творения (разрушения) адсорбционной пленки в результате ее хими-
ческой реакции с вводимым в систему деэмульгатором.
Рис. 82. Схема установки для термохимического деэмульгирова-
ния пефтп:
1 — теплообменник; 2 — паровой подогреватель; з — отстойник.
Линии: I — сырая нефть; II — деэмульгатор; III— свежая вода; IV —
обезвоженная нефть; V — водяной пар; VI — отстоявшаяся вода.
При выборе деэмульгатора необходимо учитывать тип нефти
(смолистая, парафинистая), содержание в ней воды, интенсивность
перемешивания, температуру, стоимость препарата и т. д. Реагент,
подобранный для данной эмульсии, эффективен только для нее и без
предварительного исследования не может быть рекомендован для
других эмульсий. Деэмульгаторы вводят в отстойные резервуары,
в трубопровод, связывающий сборный резервуар с обезвоживающей
установкой, и непосредственно в нефтяные скважины. В последнем
случае уменьшается возможность старения эмульсии.
Разрушение эмульсий химическими методами применяется в ши-
роких масштабах. Эти методы отличаются гибкостью и простотой.
Лучшими деэмульгаторами считаются такие, которые- эффективно
разрушают эмульсию, расходуются в малых дозах, недефицитны,
не корродируют аппаратуру, не изменяют свойств нефти, безвредны
или легко извлекаются из сточных вод. Для ускорения химического
деэмульгирования нефть предварительно подогревают. Схема уста-
новки для термохимического деэмульгирования нефти приведена
на рис. 82.
По характеру действия на нефтяные эмульсии деэмульгаторы
делятся на электролиты, неэлектролиты и коллоиды.
182
Гл. VII. Подготовка нефти к переработке
К электролитам относятся некоторые минеральные и органи-
ческие кислоты (соляная, серная, уксусная), щелочи (едкий натр,
известь) и соли (поваренная соль, хлористый кальций, железный
купорос, хлорное железо, нафтенат алюминия и/др.). Действие
электролитов различно. Одни из них снижают стабильность эмуль-
сии, другие способствуют разрушению пленки эмульгатора, третьи
образуют нерастворимые осадки с солями, входящими в состав
эмульсии. Применение некоторых реагентов ограничено вследствие
их корродирующего действия на аппаратуру или высокой стоимости.
Неэлектролиты, применяемые в качестве деэмульгаторов, — это
органические соединения, способные растворять защитную пленку
эмульгатора, понижать вязкость нефти и тем самым способствовать
осаждению частиц воды. К ним относятся бензол, сероуглерод,
ацетон, спирты, фенол, эфиры, бензин и др. Эффективным деэмульга-
тором является фенол — весьма стойкие эмульсии разрушаются
при добавлении его в количестве всего 0,01%. Неэлектролиты в про-
мышленных условиях не применяются из-за их высокой стоимости.
В группу деэмульгаторов-коллоидов входят поверхностно-актив-
ные вещества, способные преобразовывать исходную эмульсию
в эмульсию противоположного типа, ослаблять и разрушать пленку
эмульгатора. К таким веществам относятся ПАВ трех групп: анионо-
активные, катионоактивные и неионогенные.
Анионоактивные ПАВ в водных растворах диссоциируют на отри-
цательно заряженные ионы углеводородной части молекулы и поло-
жительно заряженные ионы металла или водорода. К таким ПАВ
относятся карбоновые кислоты и их соли, сульфокислоты и сульфо-
соли, сульфоэфиры, алкиларилсульфонаты (сульфонол) и алкил-
сульфонаты (натриевые или аммонийные соли сульфокислот жирного
ряда) и др.
Катионоактивные ПАВ в водных растворах распадаются на поло-
жительно заряженный радикал и отрицательно заряженный остаток
кислоты. Как деэмульгаторы эти ПАВ применяются крайне редко.
Неионогенные ПАВ в водных растворах ионов не образуют.
К их числу относятся продукты конденсации окиси этилена с октил-
фенолами (деэмульгаторы ОП-4, ОП-7, ОП-Ю и др.), а также окси-
этилированные синтетические жирные кислоты фракции выше С20
(ОЖК), спирты (ОЭС), блокполимеры окиси пропилена и окиси
этилена. Расход ОЖК при обессоливании нефтей на нефтезаводах
составляет 20—402з/т. Деэмульгирующая способность неионогенных
ПАВ, синтезированных из жирных кислот, находится в зависимости
от соотношения между молекулярным весом и длиной оксиэтиленовой
цепи. Чем больше молекулярный вес кислот, тем эффективнее полу-
чаемый на их основе деэмульгатор. Большую активность проявили
растворы аммонийных солей сульфокислот в сочетании с ОЖК.
Деэмульгирующая способность неионогенных деэмульгаторов
значительно выше, чем анионоактивных, и поэтому их применение
Обезвоживание и обессоливание нефтей
183
предпочтительнее. Весьма эффективны некоторые деэмульгаторы
зарубежных стран: диссольван 4411 (ФРГ), третоляпт (США), петро-
ляйт-22 (Англия) и др.
Производство неионогенных деэмульгаторов лимитируется дефи-
цитом окиси этилена.
Электрические способы разрушения нефтяных эмульсий. Исполь-
зование электрического поля для обезвоживания нефтей началось
в 1909 г., ныне этот способ широко применяется на промыслах
и нефтеперерабатывающих заводах.
Рпс. 83. Схема промысловой электрообезвожпвающей установки:
1 — паровой подогреватель; 2 — смеситель; з — электродегидраторы.
Линии: I — сырая нефть; II— водяной пар; III — деэмульгатор; IV —
обезвоженная и обессоленная нефть; V — отстоявшаяся вода.
При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое
поле частицы воды, заряженные отрицательно, начинают передви-
гаться внутри элементарной капли, придавая ей грушевидную
форму, острый.конец которой обращен к положительно заряженному
электроду. При перемене полярности электродов капля претерпевает
новое изменение формы, вытягиваясь острым концом в противо-
положную сторону. Подобные изменения конфигурации капля пре-
терпевает столь часто, сколь велика частота электрического поля.
Под воздействием сил притяжения отдельные капли, стремясь пере-
двигаться в электрическом поле по направлению к положительному
электроду, сталкиваются друг с другом и при достаточно высоком
потенциале заряда наступает пробой оболочки диэлектрика, в ре-
зультате чего мелкие капли воды укрупняются, что и облегчает их
осаждение в электродегидраторе. Обезвожеииая нефть поднимается
и выводится сверху электродегидратора.
Технологическая схема промысловой электрообезвоживающей
установки (ЭЛОУ) приведена иа рис. 83. Эмульгированная нефть
184
Гл. VII. Подготовка нефти к переработке
после подогрева контактируется со свежей. водой. К этой смеси
добавляют деэмульгатор, после чего она поступает в два параллель-
но работающих электродегидратора. Здесь нефтяная эмульсия раз-
рушается, вода выводится снизу в канализацию, а нефть сверху
в отстойник. Обезвоженная и обессоленная нефть откачивается
в промысловые нефтехранилища и далее в нефтепровод.
Рис. 84. Схема цилиндри-
ческого электродегидра-
тора:
J — штуцер для выхода нефти;
2 — проходной изолятор; з —
звезда; 4 — подвесной изоля-
тор; 5 — электрод; 6 — растя-
жка; 7 — штуцер для .регуля-
тора ввода нефти; 8 — паровой
змеевик; 9 — штуцер для ввода
нефти; 1о — штуцер для вывода
воды.
Электродегидратор представляет собой вертикальный цилиндри-
ческий аппарат (рис. 84), над которым имеется площадка для раз-
мещения двух однофазных повышающих трансформаторов и реак-
тивных катушек. Трансформаторы мощностью 5 ква предназначены
для повышения напряжения до 13 500, 15 000 или 16 500 в. Специ-
альное включение первичных обмоток обеспечивает суммирование
напряжения обмоток высокой стороны. При этом между электродами
можно получить напряжение 27 500, 30 000 или 33 000 в. Высокое
напряжение подводится к электродам внутрь аппарата через спе-
циальные проходные изоляторы. Нефтяная эмульсия вводится в элек-
Обезвоживание и обессоливание нефтей
185
трическое поле между двумя плоскими круглыми электродами.
Конструкция электродов позволяет жидкости свободно перемещаться
вверх и вниз.
Как показала практика, обезвоживание проходит более эффек-
тивно, когда в нижней части аппарата под электродами поддержи-
вается определенный уровень воды, так как при этом создается
дополнительное электрическое поле в зоне отстоя между поверх-
ностью слоя воды и ярусом концентрических колец нижнего элек-
трода. Уровень воды в электродегидраторе поддерживается соответ-
ствующим регулятором уровня. При повышении уровня вода
дренируется в канализацию. Для подогрева нефтяной эмульсии
электродегидратор снабжен паровым змеевиком. Аппарат оборудован
предохранительным клапаном для сброса избыточного давления
газов, сигнальными лампами и контрольно-измерительными при-
борами. Пропускная способность таких дегидраторов 250—
500 т/сутки нефтяной эмульсии. Они монтируются группами по 6—
8 штук.
При переработке нестойкой эмульсии процесс обезвоживания
проводится в две ступени: I — термохимическая обработка, II —
электрическая. При разрушении стойких эмульсий предусматри-
вается трехступенчатая их обработка: I — термохимическая, II
и III — электрическая. При двухступенчатой работе электроде-
гидраторов в сочетании с термохимической обработкой степень
обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий достигает 98%
и выше.
Описанные выше цилиндрические электродегидраторы имеют
небольшую производительность и поэтому для обессоливающей
установки требуется сравнительно большое число параллельно
включенных аппаратов, что усложняет их обслуживание.
Более высокую производительность имеют сферические электро-
дегидраторы конструкции Гипронефтемаш. Внутренний диаметр
этого аппарата около 10,5 м, емкость свыше 600 ж3, рабочее давление
7 ат. Обезвоживание ведется при температуре 100° С. В электро-
дегидраторе установлены три пары электродов и предусмотрена
возможность установки дополнительно еще трех пар. У электроде-
гидратора размещены две площадки — верхняя для обслуживания
арматуры и нижняя — для обслуживания трансформаторов, про-
ходных изоляторов и регуляторов расстояния между электродами.
Внутри шара смонтирована площадка, облегчающая при ремонтных
работах доступ к узлам крепления подвесных и проходных изоля-
торов. Внутренняя нижняя часть аппарата покрыта армированным
слоем противокоррозионного торкрет-бетона.
Каждая пара электродов питается от двух однофазных повыси-
тельных трансформаторов. Специальное включение первичных обмо-
ток трансформаторов обеспечивает суммирование напряжения на
высокой стороне, позволяя получать между электродами напряжение
186
Гл. VII. Подготовка нефти к переработке
44 000, 33 000 и 22 000 в. Расстояние между электродами регули-
руется в пределах 100—200 мм. В центре каждого электрода уста-
новлен распределитель, из которого нефть поступает горизонтально
в радиальном направлении. Постоянство уровня воды под нижним
электродом поддерживается регулятором уровня. Производитель-
ность по нефти составляет 6000 т/сутки. При использовании высоко-
эффективного неионогенного деэмульгатора в обработанной нефти
остается не более 0,1% воды и не более 5 мг/л солей. Однако шаровые
электродегидраторы громоздки и требуют большого расхода металла.
1 — горизонтальные дегидраторы; 2 — паровой подогреватель; 3 — теплооб-
менник.
Линии: I — сырая нефть; II — деэмульгатор; III — свежая вода; IV —
щелочь; V — отстоявшаяся вода; VI — обезвоженная нефть.
В настоящее время широкое распространение получили горизон-
тальные электродегидраторы, которые допускают ведение процесса
при температуре до 160° С и давлении до 18 ат. На рис. 85 приведена
принципиальная схема ЭЛОУ с четырьмя горизонтальными электро-
дегидраторами, один из которых предназначен для обезвоживания,
а остальные для обессоливания нефти. Установка имеет пропускную
способность 7 млн. т нефти в год. Обессоливание ведется с добавкой
воды и деэмульгатора. Нефть из резервуара насосом прокачивается
через систему теплообменников в последовательно работающие
электродегидраторы. Одновременно в нефть подается горячая вода
и деэмульгатор. Обессоливание протекает в электрическом поле
напряжением 32—33 кв при температуре 120—130° С и под давлением
8—10 ат. Обработанная нефть содержит 5—10 мг/л солей, что по-
зволяет нефтеперегонной установке работать без остановки на ремонт
не менее двух лет.
На рис. 86 показан горизонтальный электродегидратор конструк-
ции Гипронефтемаш с нижней подачей сырья, рассчитанный на давле-
ние 10 ат и температуру 110° С. Диаметр его 3,6 м, длина около
Обезвоживание и обессоливание нефтей
187
18 м, емкость 160 м3. Электродегидраторы, предназначенные для
высоких давлений и температур, аналогичны описанным по кон-
струкции, но оборудованы проходными и подвесными изоляторами
для этих рабочих условий. В таком аппарате эмульсия обрабаты-
вается последовательно в трех зонах. В первой зоне, между нижним
маточником и уровнем воды, происходит промывка эмульсии слоем
Рис. 86. Поперечный'раз-
рез горизонтального
электродегидратора
1-ЭГ-160:
1 — штуцер для ввода неф-
ти; 2 — нижний Е маточник;
я — нижний электрод; 4 —
верхний'электрод; 5 — верх-
ний маточник; в — штуцер
для вывода обессоленной
нефти; 7 — проходной изо-
лятор; 3 — подвесной изо-
лятор; 9 — коллектор для
дренирования воды.
воды, содержащей деэмульгатор, в результате чего отделяются
наиболее крупные капли воды. Далее нефть, перемещаясь в вер-
тикальном направлении, проходит вторую зону, расположенную
между уровнем воды и плоскостью нижнего электрода, подвергаясь
воздействию слабого электрического поля. Затем она попадает в силь-
ное электрическое поле третьей зоны, находящейся между двумя
электродами. Различие в напряженности электрического поля по-
зволяет в средней зоне обеспечить выделение из эмульсии более круп-
ных глобул воды и разгрузить таким образом третью зону для выпол-
нения наиболее сложной задачи — отделения мелких капель воды.
Конструкция нижнего и верхнего маточников способствует равно-
мерному распределению нефти по всему сечению аппарата, уменьше-
нию скорости восходящего потока, что облегчает столкновение
188
Гл. VII. Подготовка пефти к переработке
водяных капель, движущихся вверх, с каплями, опускающимися
вниз после их укрупнения в верхних слоях аппарата.
Себестоимость обезвоживания и обессоливания нефтей в электро-
дегидраторах описанных выше типов зависит от степени их обвод-
ненности, характера эмульсии и эффективности деэмульгатора, типа
и мощности установки и т. д.
В заключение следует отметить, что стойкость эмульсии зависит
от многих факторов и поэтому не может быть одинаково эффективных
и экономически целесообразных условий разрушения для любых
эмульсий. Выбору того или иного способа и условий разрушения
эмульсии должно предшествовать тщательное изучение ее свойств,
экспериментальный подбор деэмульгатора и режима обработки,
а также сопоставление технико-экономических показателей рас-
смотренных выше методов деэмульгирования. С другой стороны,
изучение и устранение причин образования эмульсий позволяют
значительно упростить процесс деэмульгирования и, следовательно,
снизить затраты на подготовку нефти, поступающей на нефтепере-
рабатывающие заводы.
БОРЬБА С ПОТЕРЯМИ ЛЕГКИХ ФРАКЦИИ
И СТАБИЛИЗАЦИЯ НЕФТЕЙ
Методы предотвращения потерь
легких фракций
При перемещении нефти от скважин до нефтезаводских емкостей
из нее испаряются наиболее легкие компоненты (метан, этан, пропан
и т. д., включая бензиновые фракции), которые безвозвратно те-
ряются, если не принять специальных мер по герметизации емкостей
и сбору выделяющихся газов и паров. Такие потери могут достигать
5% от нефти. Некоторой иллюстрацией могут служить приведенные
ниже данные:
Содержание фран- ций, выкипающих до 100° С Давление насы- щенных паров нефти, лип рт. ст.
Промысловый трал 9,0 625
Сырьевой резервуар па промыс- лах 7,9 421
Обезвоживающая и обессолива- ющая установка 7,2 408
Нефтезаводской резервуар 6,8 192
Из этих данных следует, что при транспортировании от нефте-
промыслового трапа до нефтеперерабатывающего завода из нефти
потеряно 2,2% фракций, выкипающих до 100° С. Естественно, что
чем дольше хранится нефть, тем больше теряется летучих компонен-
тов. С другой стороны, если в нефти, поступающей на перегонку,
содержатся газообразные углеводороды, то они отбираются вместе
Стабилизация нефтей
189
(94)
с бензином и он делается нестабильным, т. е. способным изменять
свой фракционный состав при перекачке и хранении.
Поскольку потери летучих компонентов из нефти и нефтепродук-
тов в основном происходят в резервуарах, рассмотрим более подробно
этот случай. При наполнении резервуара из него в атмосферу вытес-
няется некоторый объем воздуха, насыщенный парами углеводородов,
выделившимися из нефти или нефтепродукта, поступающих в резер-
вуар. Это явление известно под названием «большого дыхания»
резервуара. Количество углеводородных газов и нефтяных паров,
вытесняемых из резервуара при его заполнении, может быть опре-
делено по номограмме (рис. 87) или по формуле
(л—р) 29
где G — количество летучих компонентов нефти, унесенных воздухом прп
заполнении резервуара, т;
g — количество воздуха, вытесняемого пз резервуара прп его заполне-
нии, пг;
р — парциальное давление газов в резервуаре, рт. ст.;
М — молекулярный вес летучих компонентов;
л — общее давленпе газов в резервуаре, мм рт. ст.;
29 — молекулярный вес воздуха.
Давление насыщенных паров определяют по графику, приведен-
ному на рис. 88, через давление насыщенных паров по Рейду.
Из формулы (94) видно, что при одном и том же давлении потери
от испарения тем больше, чем больше нефти поступает в резервуар
и чем больше парциальное давление летучих компонентов. Последнее
в свою очередь возрастает при повышении температуры и концен-
траций летучих компонентов в нефти (бензине).
При хранении нефти и нефтепродуктов в резервуарах наблю-
даются потери от так называемых малых дыханий резервуаров.
Малые дыхания протекают по следующей схеме. Днем пары в газовом
пространстве резервуара нагреваются, при этом давление повы-
шается. Когда давление паров превысит величину, на которую
рассчитан дыхательный клапан, последний открывается и сбрасывает
часть паров в атмосферу («выдох»). Ночью, когда температура в газо-
вом пространстве понижается, газы сжимаются, в резервуаре обра-
зуется вакуум, дыхательный клапан открывается и атмосферный
воздух поступает в резервуар, заполняя его газовое пространство
(«вдох»). Потери от малых дыханий резервуара могут быть опре-
делены по номограмме, изображенной на рис. 89.
Для сокращения потерь от испарения предложено много меро-
приятий. Самым надежным из них является устройство герметичных
резервуаров, бензохранилищ с дышащими крышами, дышащих бал-
лонов, рассчитанных на атмосферное давление, и сферических резер-
вуаров, приспособленных к хранению бензинов под повышенным
давлением. Большое значение имеют герметизация оборудования по
190
Гл. VII. Подготовка нефти к переработке
добыче нефти на промыслах; уменьшение газового пространства в ре-
зервуарах путем устройства плавающих крыш или плавающих поли-
хлорвиниловых покрытий; охлаждение крыш и стенок резервуаров
3,0 - - 4,0
160 г
180
200
250
300
-I
'-П
0,60-
0,50 -
2,5 -
-з,о
2'°- 75
1,8 -~2-ь
1,6-_„„
W ~-1$
7,2л'7,6
С <5^ _;Л
'И,О -
0,0 - -1,2
0,8 -
0,7-.
-2,0
,',J
1'7,6
-7,0
£ 400
g 500
600
700
800
а
й й
-g-g
&J000
5.1200
1400
1600
<3
о, ад
Шаг?
0,10
0,0В
о,т
Вспомогательная
ось
0,30
" 0,25
0,20
'g’t 0,18
§•§• 0,16
^'"0,14
’ 8 0,12
JU " s
40 - \
50 -’5
60 - £
CU
80
100
125
150
|й
i§-
|^>200
g. 300
S 400
0,3 - - 0,4
0,25-
-о,з
020-
0,18--0,25
0,15 ~ „о?
0,1^ ~-0,18
0,12 --0,16
.-0,14
\о,12
0,10
0,10 -
0,08 -
~ - 0,00
0,06 - - 0,08
0,05-'°^
’ - 0,06
°^~-0,05
0,03 - - 0,04

й
й
А
и
_ 5
§
i
0,02 -
-0,03
- 0,025
0,014 И °’°2
0,012 --0,016
0010 --0,014
-0,012
Рис. 87. Номограмма для определения потерь нефти и нефтепродуктов от
больших дыханий из резервуаров со стационарными крышами. (Последователь-
ность операций при пользовании номограммой определяется буквами алфавита).
путем орошения их водой, окрашивание наружных стен резер-
вуаров алюминиевой краской и т. д. Сопоставляя различные меро-
приятия по борьбе с потерями, можно отметить следующее.
Дышащие баллоны и крыши являются весьма совершенными устрой-
Стабилизация нефтей
191
ствами для сокращения потерь летучих компонентов. Однако на их
сооружение расходуется много металла и они сложны в изготовлении.
В связи с этим один дышащий баллон ставят на несколько
р 0,035
- о,о4г
- 0,049
- 0,05В
- 0,063
-О,О7С
- 0,077
- 0,097
-0,705
-0,779
-0,140
-0,154
-0,168
-0,236
- 0,257
- 0,260
; 0,306
- 0,350
-0,365
-0,420
- 0,455
-0,490
- 0,560
'-0,630
-0,700
-0,770
-0,805
-0,675
-0,945
-0,980
О
-1,190
г-0,14
-70
-1,400
-1,540
-1,750
Рис. 88. Номограмма для определения давления насыщенных
паров нефтп.
резервуаров, главным образом бензиновых. Система соединения их
с резервуаром показана на рис. 90.
Дышащими баллонами называют резервуары ем-
костью до 10 000 ,м3' днища и крыши которых выполнены из гибкой
i--1—।-----1---1—।—।-----1—i-----1---1--1—i----1—।----1----i--1—i---1—i------u Нефть
0,75 7 г 3 Ч 5 7,5 10 20 30 W 50 75 100 200 300 500 7501000 2000
Потери от малых дыханий , нi * 3/год
Рис. 89. Номограмма для определения потерь от малых дыханий нефтепродуктов и нефтей из резервуаров со
стационарными крышами.
Обезвоживание и обессоливание нефтей
193
стали толщиной 2 лш. В нерабочем состоянии крыша и днище сопри-
касаются друг с другом. В рабочем состоянии баллон наполняется
и крыша приподнимается на высоту 2—3 м. Для уравновешивания
баллона предусмотрены особые противовесы. Взамен дышащих бал-
лонов могут быть использованы обычные газгольдеры.
Дышащие крыши (рис. 91) допускают увеличение объема
хранилища на величину до 5% от первоначальной, что достаточно
для ликвидации потерь от малых дыханий при заполненном резер-
вуаре. Изготовляются они из гибкой стали толщиной 3—5 мм.
Нижнее положение крыши ограничивается опорными столбами.
Разрыв крыши прп чрезмерном расширении газа предотвращается
специальным предохрани-
Рпс. 90. Схема дышащих баллонов:
а — баллон заполнен; б—баллон опорожнен.
Стрелки показывают направление потока паров
в течение дня прп возрастании температуры.
тельным клапаном, выпуска-
ющим избыточный газ в ат-
мосферу.
Рис. 91. Схема дышащей крыши:
1 — штуцер для манометра; 2 — лаз;
з — предохранительный клапан; 4 —
наивысшее положение крыши; з — ем-
кость для паров; в — опорная балка;
7 — спускная труба; 8 — стропила;
В — колопны.
Плавающие крыши почти полностью устраняют потери
от испарения при больших и малых дыханиях резервуаров. Плава-
ющая крыша представляет собой полый диск из 2—3-мм листовой
стали. Радиальными перегородками она разделена на ряд гермети-
ческих отсеков, предупреждающих ее потопление в случае течи.
Плавающие крыши тяжелее обычных и обходятся дорого. Кроме
того, они требуют постоянного ухода по спуску дождевой воды,
очистке от выпавшего снега и предупреждению замерзания затвора
при сильных морозах. Плавающие крыши во время грозы не без-
опасны в пожарном отношении.
Оригинальным является применение поливинилхлоридного ковра,
плавающего в цилиндрических резервуарах на поверхности нефти
или нефтепродукта. Ковер представляет гибкую поливинилхлорид-
ную пленку, к которой снизу прикреплены поплавки из того же
материала.. Он покрывает всю свободную поверхность жидкости
за исключением кольца шириной 2,5 см от стенок, в котором вмонти-
рованы Z-образные уплотнители. Ковер собирается из частей,
13 Заказ 1000
194
Гл. VII. Подготовка нефти к переработке
связанных между собой застежкой-молнией. Для спуска конденсиро-
ванной жидкости имеются специальные трубы. Поливинилхлорид-
ные ковры снижают потери от испарения на 60—90%.
Стабилизация нефтей
Для сокращения потерь от испарения и улучшения условий
транспортирования нефть подвергают стабилизации, т. е. удалению
низкомолекулярных углеводородов (метана, этана и пропана),
а также сероводорода на промыслах или на головных перекачива-
ющих станциях нефтепроводов.
На рис. 92 представлена одна из возможных схем дегазации
и стабилизации нефти на промыслах. Поступающая из скважины
газо-нефтяная смесь вследствие перепада давлений, создаваемого
редукционными клапанами 8 и 9, в газосепараторах 2 и 3 разделяется
Рис. 92. Принципи-
альная схема уста-
новки для дегазации
нефтп па проаплслах:
1— вышка; з, 6 —
газосепараторы; 4 — ко-
лонна-стабилизатор; 5 —
кипятильник; 7 — ком-
прессор; 8, 9 — редук-
ционные клапаны; 10 —
конденсатор-холодиль-
ник.
Линии: I — сырая нефть;
II—IV — газ; V — газо-
вый бензин; VI — ста-
бильная нефть.
па жидкую (вода, нефть) и газовую фазы. Газы высокого и среднего
давлений направляются в соответствующие газовые магистрали,
а нефть в колонну-стабилизатор 4. В этом аппарате за счет подвода
тепла через кипятильник 5 из нефти выделяются в паровую фазу
растворенные в ней низкомолекулярные углеводороды. Газо-паровая
смесь выводится сверху колонны 4, конденсируется в конденсаторе-
холодильнике 10, после чего конденсат поступает в газосепаратор 6,
где разделяется на жидкую фазу — газовый бензин и газ низкого
давления. Последний сжимается компрессором 7 и-вместе с газами
высокого и среднего давлений направляется на газоперерабатыва-
ющий завод. Освобожденная от растворенных газов стабильная
нефть снизу колонны 4 поступает в резервуар, а оттуда по нефте-
проводу на нефтеперерабатывающий завод.
Схема промысловой стабилизационной установки, используемая
для нефтей с высоким содержанием растворенных газов, приведена
Стабилизация нефтей
195
на рис. 93. По этой схеме нефть насосом 1 прокачивается через тепло-
обменник 2 в водогрязеотстойник 3, где отстаивается от воды, и затем
направляется в ректификационную колонну 4, работающую под
давлением от 2 до 5 ат. Перетекая по тарелкам колонны, нефть
освобождается от легких фракций, которые, пройдя вместе с газами
конденсатор-холодильник 5, конденсируются и собираются в газо-
сепараторе 6. Здесь несконденспрованные газы отделяются от жидкой
Рпс. 93. Схема установки для стабилизации нефти:
1, 11, 17, 18 — насосы; 2,7 — теплообменники; з — водоотделитель; 4 — первая ректифи-
кационная колонна; 5, 15 — конденсаторы-холодильники; 6 — емкость бензина; 8 — вторая
ректификационная колонна; .9 — печь; 10—горячий насос; 12 — кипятильник с паровым
пространством; 13, 14 — холодильники; 16 — емкость орошепия.
Линии: I — сырая нефть; II — сухой газ; III — сжиженный газ; IV — стабильная нефть;
V — бензин.
фазы, состоящей главным образом пз бутана, пентана, гексана и выс-
ших. Первые направляются в газовую магистраль и далее на газо-
фракциониругощую установку, а вторые через теплообменник 7
в стабилизационную колонну 8 газового бензина. Колонна 8 работает
под давлением 8—12 ат. Лишенная низкокипящих фракций нефть
горячим насосом 10 частично подается на циркуляцию в трубчатую
печь 9, а оставшаяся доля насосом 11 направляется через тепло-
обменник 2, кипятильник 12, холодильник 14 в емкость стаби-
лизированной нефти.
Легкие бензиновые фракции, ректифицируясь в стабилизаторе 8,
освобождаются от избыточного количества пропан-бутановых фрак-
ций. Последние после конденсации и охлаждения в конденсаторе 15
поступают в газосепаратор 16, откуда часть конденсата насосом 18
подается на орошение, а избыток переводится в емкость сжи-
женного газа или на газоперерабатывающий завод на разделение.
13*
196
Гл. VII. Подготовка нефти к переработке
Стабилизированный бензин проходит через кипятильник 12, тепло-
обменник 7 и холодильник 13, а далее либо направляется в емкость
либо смешивается со стабилизированной нефтью и направляется
на нефтеперерабатывающий завод.
Ниже приведены в качестве примера данные (в объемн. %) о со-
ставе легкой нефти до и после стабилизации:
До стабили- зации После стаби- лизации
Метал .... 0,6
Этап 2,3 —
Пропал .... 2,7 Следы
Бутаны .... 2,3 2,0
Пентаны . . . 3,6 4,2
Гексаны . . . 7,0 7,4
Гептан и выше 81,5 86,4
СОРТИРОВКА. НЕФТЕЙ
Как известно, различите пефтп и выделенные из них соответ-
ствующие фракции отличаются друг от друга физико-хпмическимц
и товарными свойствами. Так, бензиновые фракции некоторых
нефтей характеризуются высокой концентрацией ароматических,
нафтеновых или изопарафиновых углеводородов и поэтому имеют
высокие октановые числа, тогда как бензиновые фракции других
нефтей содержат в значительных количествах парафиновые угле-
водороды нормального строения и имеют очень низкие октановые
числа.
Некоторые нефти не содержат твердых парафиновых углеводоро-
дов и из них могут быть получены арктические и зимние сорта ди-
зельных топлив, а также низкозастывающие масла без ^такого слож-
ного процесса, как депарафинизация, которая является обязательной
при переработке парафинистых нефтей. Получение дизельных топлив
из сернистых и высокосернистых нефтей связано с включением
в технологическую схему нефтеперерабатывающего завода процесса
обессеривания, например гидроочистки; при переработке бессер-
нистых и малосернистых нефтей этого не требуется. Потребность
в различных сортах масел, получаемых из нефти, значительно
меньше, чем потребность в топливах, поэтому на производство масел
направляют только отборные, так называемые масляные нефти,
из которых можно получать масла высокого качества, с большими
выходами и при менее сложной технологии производства, чем из дру-
гих «немасляных» нефтей.
Смолистые компоненты некоторых нефтей отличаются уникаль-
ными свойствами, что позволяет только из этих нефтей получать
строительные и дорожные битумы исключительно высокого качества.
Можно привести еще много подобных примеров, однако и ска-
Сортировка нефтей
197
ванного достаточно, чтобы сделать вывод о необходимости сорти-
ровки нефтей, при которой исключается возможность неоправдан-
ного смешения нефтей различного сорта.
Однако раздельные сбор, хранение и перекачка нефтей в пре-
делах месторождения с большим числом нефтяных пластов сильно
осложняют нефтепромысловое хозяйство и требуют больших капи-
таловложений на сооружение огромного резервуарного парка и слож-
ной сети нефтепроводов, поэтому близкие по физико-химическим
и товарным свойствам нефти на промыслах смешивают и направляют
на совместную переработку. Примером могут служить нефтесмеси
Ромашкинского месторождения Татарской АССР, двойная доссоро-
макатская смесь Эмбенского района, тройная — балахано-сабунчи-
романннская — Азербайджана и др. Положительным примером
является переработка нефтесмеси из легкой и тяжелой Вознесенских
нефтей Грозненского района. При этом облегчается перекачка тяже-
лого сырья с промыслов на нефтезаводы без ущерба для качества
получаемых перегонкой моторных топлив.
Таким образом, по вопросу о сортировке нефтей можно сделать
следующие выводы:
1) сортировке нефтей должно предшествовать глубокое п все-
стороннее исследование товарных свойств сырья и получаемых
из него продуктов;
2) смешивать целесообразно лишь такие нефти, которые близки
по физико-химическим свойствам;
3) недопустимо смешение нефтей, при котором теряются цепные
свойства одного из компонентов из-за низкого качества другого
компонента нефтесмеси;
4) смешение нефтей с различными свойствами допустимо лишь
в тех случаях, когда оно приводит к облагораживанию смешанного
сырья и производству нефтепродуктов, удовлетворяющих нормам
без повышения затрат, применения дорогостоящих реагентов и слож-
ных технологических процессов и приемов очистки.
ГЛАВА VIII
ПЕРВИЧНАЯ ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ
МЕТОДЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ
Как показано ранее, нефть представляет собой сложную смесь
парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов, различ-
ных по молекулярному весу и температуре кипения. Кроме того;
в нефти содержатся сернистые, кислородные и азотистые органи-
ческие соединения. Для производства многочисленных продуктов
различного назначения и со специфическими свойствами применяют
методы разделения нефти на фракции и группы углеводородов,
а также изменения ее химического состава. Различают первичные
и вторичные методы переработки нефти. К первичным относят про-
цессы разделения нефти на фракции, когда используются ее потен-
циальные возможности по ассортименту, количеству и качеству
получаемых продуктов и полупродуктов. Ко вторичным методам
относят процессы деструктивной переработки нефти и очистки нефте-
продуктов. Процессы деструктивной переработки нефти предназна-
чены для изменения ее химического состава путем термического
и каталитического воздействия. При помощи этих методов удается
получить нефтепродукты заданного качества и в больших количе-
ствах, при прямой перегонке нефти.
Так, каталитическим крекингом получают дополнительные коли-
чества высокооктановых бензинов, посредством каталитического
риформинга повышают октановое число бензинов и получают арома-
тические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы и этилбензол).
Гидроочистка позволяет производить реактивные и дизельные то-
плива с малым содержанием серы. Процесс пиролиза дает возмож-
ность получить из нефти важнейшее сырье для нефтехимии: этилен,
пропилен, бутилены и моноциклические ароматические углеводо-
роды, а также сырье для производства высококачественных сажи
и электродного кокса.
Процессы очистки нефтепродуктов основаны на освобождении их
от нежелательных компонентов с целью получения товарных нефте-
продуктов высокого качества. К нежелательным компонентам отно-
сятся, например, при производстве реактивных и дизельных топлив
сернистые соединения, ароматические углеводороды и высокозасты-
Методы переработки нефти
199
вающие парафины нормального строения, а при получении смазочных
масел — смолистые вещества, полициклические ароматические угле-
водороды с короткими боковыми цепями и сернистые соединения.
На современных нефтеперерабатывающих заводах основным пер-
вичным процессом служит разделение нефти на фракции, т. е. ее
перегонка. Различают перегонку с однократным, многократным
и постепенным испарением.
В основе промышленных процессов, осуществляемых на уста-
новках непрерывного действия, находится перегонка нефти с одно-
II многократным испарением. При перегонке с однократным испаре-
нием нефть нагревают до определенной температуры и отбирают все
фракции, перешедшие в паровую фазу. Перегонка нефти с много-
кратным испарением, например с трехкратным, заключается в том,
что сначала нефть нагревают до температуры, позволяющей отогнать
из нее фракцию легкого бензина. Затем отбензиненную смесь нагре-
вают до более высокой температуры и отгоняют фракции, выкипа-
ющие примерно до 350° С (т. е. фракции тяжелого бензина, реактив-
ного и дизельного топлив). В остатке от перегонки получается мазут,
из которого в дальнейшем под вакуумом отгоняют фракции
смазочных масел; в остатке получается гудрон. Другими словами,
нефть последовательно нагревают три раза, каждый раз отделяя
паровую фазу от жидкой. Образующиеся паровую и жидкую фазы
подвергают ректификации в колоннах. Таким образом, промышлен-
ные процессы перегонки нефти основаны на сочетании перегонки
с одно- и многократным испарением и последующей ректификацией
паровой и жидкой фаз.
Перегонку нефти с постепенным испарением в основном приме-
няют в лабораторной практике на перегонных аппаратах периоди-
ческого действия и весьма низкой производительности. Различные
методы перегонки нефти в таких аппаратах рассмотрены в гл. III.
ПЕРЕГОНКА НЕФТИ С ОДНОКРАТНЫМ,
МНОГОКРАТНЫМ И ПОСТЕПЕННЫМ ИСПАРЕНИЕМ
При перегонке с однократным испарением нефть нагревают в зме-
евике какого-либо подогревателя до заранее заданной температуры.
По мере повышения температуры образуется все больше паров,
которые находятся в равновесии с жидкой фазой, и при заданной
температуре паро-жидкостная смесь покидает подогреватель и посту-
пает в адиабатический испаритель. Последний представляет собой
пустотелый цилиндр, в котором паровая фаза отделяется от жидкой
и выводится сверху. Пары проходят конденсатор-холодильник, где
конденсируются, а образовавшийся конденсат охлаждается и стекает
в приемник. Жидкая фаза выводится снизу испарителя, охлаждается
в холодильнике и направляется в соответствующий приемник.
200
Гл. VIII. Первичная переработка нефти
Таким образом, при перегонке нефти с однократным испарением
образующаяся паровая фаза находится в состоянии равновесия
с жидкой фазой и лишь при определенной температуре их разделяют.
Естественно, что температура паровой и жидкой фаз в этом случае
одна и та же. Четкость разделения нефти на фракции при перегонке
с однократным испарением наихудшая по сравнению с перегонкой
с многократным и постепенным
испарением.
О плохой четкости разделения
при однократном испарении нефти
можно судить по следующему при-
меру. На рис. 94 представлена
Рпс. 95. Изобарные кривые равно-
весия бинарной4- смеси углеводоро-
дов:
I — область жидкости; II — область
паров.
Рис. 94. Кривые НТК для продуктов
перегонки нефтяной фракции с однократ-
ным испарением:
1 — исходная фракция; 2, -J не — продукты
перегонки, полученные в паровой фазе при
доле отгона соответственно 0,800, 0,435 п
0,200; 3, 5 и 7 — продукты перегонкп, полу-
ченные в жидкой фазе прп доле отгона соот-
ветственно 0,200, 0,435 п 0,800.
кривая разгонки (ИТК) фракции 40—285° С, а также кривые раз-
гонки продуктов, полученных в результате перегонки этой фракции
с однократным испарением и различной долей отгона (0,200; 0,435
и 0,800). Верхняя серия кривых характеризует фракционный состав
равновесной жидкой фазы (остатка), полученной при перегонке
с однократным испарением; нижняя серия кривых характеризует
фракционный состав паровой фазы. Из рис. 94 видно, что темпера-
турные пределы выкипания полученных продуктов мало отличаются
друг от друга. Так, отгон фракции 40—285° С, полученный при
перегонке с однократным испарением (доля отгона 0,800), имеет
пределы выкипания 40—280° С, а тяжелая часть (остаток) 100—
Перегонка с однократным, многократным и постепенным, испарением 201
292° С., Следовательно, и в парах, и в жидкости содержатся практи-
чески все фракции исходной смеси.
Перегонка с многократным испарением состоит из двух или более
однократных процессов изменения фазового состояния нефти, т. е.
однократных испарений. При каждом из них образовавшиеся пары
отделяются от жидкого остатка, последний подвергается дальней-
шему нагреву и вновь образовавшиеся пары снова отделяются от
жидкой фазы; таким образом нефть нагревается заданное число раз.
Еслп при каждом однократном испарении нефти происходит
бесконечно малое изменение ее фазового состояния (т. е. образовав-
шиеся пары непрерывно отделяются от жидкой фазы), а число одно-
кратных испарений бесконечно большое, то такая перегонка назы-
вается перегонкой с постепенным испарением. Иногда ее называют
простой перегонкой.
Перегонка смеси двух углеводородов с многократным или посте-
пенным испарением при одной и той же температуре обеспечивает
меньшую долю отгона, чем с однократным. Это можно видеть на
рис. 95, где представлены изобарные кривые равновесия для бинар-
ной смеси.
Пусть исходная смесь двух углеводородов А и В имеет темпе-
ратуру /0, а концентрация низкокипящего компонента В равна а.
Тогда исходная смесь характеризуется точкой La. Если эту смесь
нагреть до температуры начала кипения tr, то система будет харак-
теризоваться точкой Lv. Из рис. 95 видно, что температура t2
является температурой конца кипения смеси при однократном испа-
рении и при этой температуре вся смесь находится в паровой фазе.
При перегонке с многократным испарением сначала нагреем
смесь до температуры t; в результате образуется смесь паров
и жидкости:
Л = 7?-|-Д (95)
R = L(l-e) (96)
где L — количество исходной смесп;
R и D — соответственно количество жидкой п паровой фаз;
е — доля отгона прп температуре t.
Если пары отделить от жидкости и последнюю нагреть до темпе-
ратуры t2, то система будет характеризоваться точкой L2 и коли-
чество жидкой фазы (J?2) составит: ,
Л2 = Л(1-е1)(1-е2) (97
где е., — доля отгопа прп вторпчпом нагреве жидкого остатка.
Таким образом, при температуре i2 и однократном испарении
вся смесь переходит в паровую фазу, а при двухкратном испарении
часть сырья в количестве В2 остается в жидком состоянии.
При перегонке многокомпонентной системы, которую предста-
вляют собой нефть и ее фракции, наблюдается та же картина. Если
202
Гл. VIII. Первичная переработка нефти
для нефтяной фракции построить кривые разгонки с однократным
испарением (ОИ) и с четкой ректификацией (ИТК), то видно, что
по кривой ОИ температура начала кипения выше, а конца кипения
ниже, чем по кривой ИТК (рис. 96).
Из рис. 96 видно также, что для данной нефти при доле отгона
е >-0,30 температура нагрева при однократном испарении ниже, чем
при постепенном испарении (при условии отбора одного и того же коли-
чества дистиллятов). Следовательно, при перегонке нефти с однократ-
ным испарением на нагрев сырья расходуется меньше тепла, чем
Рис. 96. Кривые разгонки пефти
ИТК и О И.
Рпс. 97. Принципиальная схема уста-
новки для перегонки нефтп:
I — трубчатая печь; 2 — ректификационная
колонна; 3 — конденсатор-холодильник и хо-
лодильники; 4 — теплообменники.
Линии: I — нефть; II — верхний продукт;
III — боковые продукты; IV—остаток' от
перегонки нефти; V— орошение; VI— инод
тепла или испаряющего агента.
с постепенным. Важным пре-
имуществом однократного испа-
рения является также и то,
что при максимально допусти-
мой температуре нагрева нефти
350—370° С (при более высокой температуре начинается разложение
углеводородов) больше продуктов переходит в паровую фазу по
сравнению с многократным или постепенным испарением. Для отбора
из нефти фракций, выкипающих выше 350—370° С, применяют
вакуум, водяной пар или совместно вакуум и водяной пар.
Использование в промышленности принципа перегонки с одно-
кратным испарением в сочетании с ректификацией паровой и жидкой
фаз позволяет достигать высокой четкости разделения нефти на
фракции, непрерывности процесса и экономичного расходования
топлива на нагрев сырья.
Принципиальная схема установки для промышленной перегонки
нефти приведена на рис. 97. Исходная нефть прокачивается насосом
через теплообменники 4, где нагревается под действием тепла отходя-
щих нефтяных фракций ^поступает в огневой подогреватель (труб-
Перегонка в присутствии испаряющего агента
203
чатую печь) 1. В трубчатой печи нефть нагревается до заданной
температуры и входит в испарительную часть (питательную секцию)
ректификационной колонны 2. В процессе нагрева часть нефти пере-
водит в паровую фазу, которая при прохождении трубчатой печи
все время находится в состоянии равновесия с жидкостью. Как
только нефть в виде паро-жидкостной смеси выходит из печи и входпт
в колонну (где в результате снижения давления дополнительно
испаряется часть сырья), паровая фаза отделяется от жидкой п под-
нимается вверх по колонне, а жидкая .перетекает вниз. Паровая
фаза подвергается ректификации в верхней части колонны, считая
от места ввода сырья, жидкая фаза — в нижней части.
В ректификационной колонне размещены ректификационные
тарелки, на которых осуществляется контакт поднимающихся по
колонне паров со стекающей жидкостью (флегмой). Флегма со-
здается в результате того, что часть верхнего продукта возвращается
в жидком состоянии на верхнюю тарелку и стекает на нижележащие,
обогащая поднимающиеся пары низкокипящимп компонентами.
Для ректификации жидкой части сырья в нижней части ректифи-
кационной колонны под нижнюю тарелку необходимо вводить тепло
или какой-либо испаряющий агент. В результате легкая часть ниж-
него продукта переходит в паровую фазу и тем самым создается
паровое орошение. Это орошение, поднимаясь с самой нижней та-
релки и вступая в контакт со стекающей жидкой фазой, обогащает
последнюю высококипящими компонентами.
В итоге сверху колонны непрерывно отбирается низкокипящая
фракция, снизу — высококипящий остаток.
ПЕРЕГОНКА НЕФТИ В ПРИСУТСТВИИ
ИСПАРЯЮЩЕГО АГЕНТА
Как упоминалось выше, одипм из методов повышения концентра-
ции высококипящих компонентов в остатке от перегонки нефтп
является ввод в нижнюю часть ректификационной колонны испаря-
ющего агента. В качестве такового можно применять водяной пар,
инертный газ (азот, двуокись углерода, нефтяной газ), пары бензина,
лигроина или керосина.
Наиболее широко в качестве испаряющего агента при перегонке
нефти применяют водяной пар. В его присутствии в ректификацион-
ной колонне снижается парциальное давление углеводородов, а сле-
довательно, их температура кипения. В результате наиболее низко-
кипящие углеводороды, находящиеся в жидкой фазе после одно-
кратного испарения, переходят в парообразное состояние и вместе
с водяным паром поднимаются вверх по колонне. Водяной пар про-
ходит всю ректификационную колонну и уходит с верхним продук-
том, понижая температуру в ней на 10—20° С. Рекомендуется приме-
нять перегретый водяной пар и вводить его в колонну с температурой,
204 Гл. VIII. Первичная переработка нефти
равной температуре подаваемого сырья или несколько выше.
Обычно отработанный после паровых насосов и турбин водяной пар
под давлением 2—3 ат перегревают в змеевиках трубчатой печи
и вводят в колонну с температурой 350—450° С.
Не практикуется применение насыщенного водяного пара, так
как его температура и давление взаимосвязаны, например при
температуре ввода в колонну 350° С его давление равно 170 ат.
Кроме того, с повышением давления стоимость насыщенного водя-
ного пара резко возрастает, поэтому применять его не экономично.
Если вводить в колонпу насыщенный водяной пар низкого давления,
например 10 ат и соответственно с температурой 180° С, то часть
тепла идет на его нагрев. Влияние водяного пара заключается в сле-
дующем:
пнтенсивно перемешивается кипящая жидкость, что способствует
испарению низкокипящпх углеводородов:
создается большая поверхность испарения тем, что испарение
углеводородов происходит внутрь множества пузырьков водяного
пара.
Расход водяного пара зависит от количества отпариваемых ком-
понентов, их природы и условий внизу колонны. Для хорошей
ректификации жидкой фазы внизу колонны необходимо, чтобы при-
мерно 25% ее переходило в парообразное состояние.
Замена водяного пара инертным газом могла бы привести к боль-
шой экономии тепла, затрачиваемого на производство водяного
пара, и к снижению расхода воды, идущей на его конденсацию.
Весьма рационально применять инертный газ при перегонке сер-
нистого сырья, так как сернистые соединения в присутствии влаги
вызывают интенсивную коррозию аппаратов. Однако инертный газ
не получил применения при перегонке нефти из-за громоздкости
подогревателей газа и конденсаторов паро-газовой смеси (низкого
коэффициента теплоотдачи) и трудности полного извлечения отгоня-
емого нефтепродукта из газового потока.
Более удобно в качестве испаряющего агента использовать легкие
нефтяные фракции, так как это исключает применение открытого
водяного пара при перегонке сернистого сырья, вакуума и вакуум-
создающей аппаратуры. Так, применение испаряющего агента по-
зволило выделить из 38%-ного остатка сернистой нефти под атмосфер-
ным давлением ценные масляные дистилляты в количестве 60%
па остаток. Испаряющим агентом служила фракция бензина 54—
160° С в весовом соотношении 1 : 1 к исходному сырью. Перегонку,
вели при 345° С.
Чем ниже температура кипения испаряющего агента и больше
его относительное количество, тем ниже температура перегонки.
Однако чем легче испаряющий агент — нефтепродукт, тем больше
его теряется в процессе перегонки. Поэтому в качестве испаряющего
агента рекомендуется применять лигропно-кероспно-газоплевую
Перегонка в вакууме
205
фракцию. В промышленности применяют различные испаряющие
агенты, но чаще всего водяной пар, который подают вниз
ректификационных колонн, работающих при атмосферном давлении
п в вакууме.
ПЕРЕГОНКА НЕФТИ В ВАКУУМЕ
Как уже отмечалось, перегонку нефти на промышленных уста-
новках непрерывного действия осуществляют при температуре не
выше 370° С, так как при более высокой температуре начинается
разложение углеводородов — крекинг. В данном случае крекинг
нежелателен, .так как при этом образуются непредельные угле-
водороды, которые резко снижают качество нефтепродуктов.
В результате атмосферной перегонки нефти при 350—370° С
остается мазут, для перегонки которого необходимо подобрать
условия, исключающие возможность крекинга и способствующие
отбору максимального количества дистиллятов. Самым распростра-
ненным методом выделения фракций из мазута является перегонка
в вакууме. Вакуум понижает температуру кипения углеводородов
п тем самым позволяет при 410—420° С отобрать дистилляты, име-
ющие температуры кипения до 500° С (в пересчете на атмосферное
давление). Конечно, нагрев мазута до 420° С сопровождается некото-
рым крекингом углеводородов, но если получаемые дистилляты
затем подвергаются вторичным методам переработки, то присутствие
следов непредельных углеводородов не оказывает существенного
влияния. При получении масляпых дистиллятов разложение их
сводят к минимуму, повышая расход водяного пара, снижая перепад
давления в вакуумной колонне и т. д. Существующими методами
удается поддерживать остаточное давление в ректификационных
колоннах 20—60 мм рт. ст. Наиболее резкое снижение температуры
кипения углеводородов наблюдается при остаточном давлении
ниже 50 мм рт. ст. Следовательно, целесообразно применять самый
высокий вакуум, какой только можно создать существующими
в настоящее время методами.
Чтобы увеличить отбор дистиллятов из мазутов, в вакуумную
колонну подают перегретый водяной пар или перегоняют полученный
остаток (гудрон) с испаряющим агентом — лигроино-керосиновой
фракцией.
АЗЕОТРОПНАЯ И ЭКСТРАКТИВНАЯ
РЕКТИФИКАЦИЯ
Выше рассмотрены методы перегонки нефти на отдельные фрак-
ции, основанные на различии летучестей этих фракций. При исполь-
зовании ректификации эти методы дают достаточно четкое разделе-
ние, однако оказываются непригодными, когда из нефтяных фракций
требуется выделить индивидуальные углеводороды’высокой чистоты
206
Гл. VIII. Первичная переработка нефти
(96—99%), которые служат сырьем для нефтехимической промышлен-
ности. Так, обычной перегонкой не удается выделить бензол из бен-
зольной фракции 62—85° С, толуол из толуольной фракции 85—
120° С и технический ксилол (концентрат ксилолов) из ксилольной
фракции 120—145° С. Названные углеводороды не поддаются чет-
кому выделению потому, что образуют близкокипящие и азеотроп-
ные (постоянно кипящие) смеси с соответствующими углеводородами
других классов (например, бензол, имеющий температуру кипения
80,1° С, образует азеотропную смесь с циклогексаном, температура
кипения которого 80,75° С).
Для выделения вышеназванных углеводородов требуются спе-
циальные методы перегонки: азеотропная или экстрактивная ректи-
фикация. Эти методы основаны на том, что при введении в систему
постороннего вещества увеличивается разница в летучести разделя-
емых углеводородов, и тогда при помощи ректификации удается
выделить индивидуальный, углеводород высокой чистоты.
Показателем летучести чистых углеводородов является давление
их насыщенных паров при данной температуре или температура
кипения при атмосферном давлении. Таким образом, чем больше
разница в температурах кипения углеводородов, тем легче разделить
их обычной перегонкой. .Однако если углеводороды отличаются
по химическому строению, то можно использовать специальные
виды перегонки, изменяющие летучесть этих углеводородов. Лету-
честь (zzj) может быть определена как отношение мольных долей
углеводорода в паровой и жидкой фазах, т. е.
«1 = -^- (98)
где — мольные долп углеводорода соответственно в паровой н жидкой
фазах.
Легкость разделения углеводородов перегонкой зависит от пх
относительной летучести. Относительная летучесть двух углеводо-
родов (а) определяется соотношением их летучестей (пх и м2), т. е.
“I УтДч -
и2 У2Х1
Согласно законам Рауля и Дальтона
(99)
(ЮО)
где Pt п — давленые насыщенных паров углеводородов^
и ж2 — мольные долп углеводородов в жидкой фазе;
Л — общее давление в системе.
Отсюда
„ Р1Х1 , Р'1Х2 Pi
U, —----- J -----= ——
Л^2 Pz
(101)
Азеотропная и экстрактивная ректификация
207
Таким образом, относительная летучесть углеводородов в идеаль-
ном растворе равняется отношению давлений насыщенных паров
чистых компонентов при температуре кипящей смеси, и чем ближе
она к единице, тем сложнее разделить эти углеводороды перегонкой.
Так, требуется бесконечно большое число тарелок для разделения
ректификацией некоторых двух компонентов (в смеси находится
95 мол. % более летучего компонента и перегонка ведется при усло-
вии полного орошения) с относительной летучестью а = 1; 60 тарелок
при а = 1,1; 32 при а = 1,2 и 22 теоретические тарелки при
а = 1,3.
Если в смесь углеводородов ввести третье вещество, которое уве-
личит относительную летучесть компонентов, то число теорети-
ческих тарелок, необходимое для разделения этих углеводородов,
резко снизится. Если добавляемый третий компонент менее летуч,
чем исходные углеводороды, то его вводят сверху колонны и выводят
снизу вместе с остатком. Такая ректификация называется экстрак-
тивной. При этом вводимое вещество называют растворителем, ввод
его в систему приводит к повышению коэффициентов относительной
летучести из-за различной растворимости в нем компонентов смеси.
Растворитель для экстрактивной ректификации должен иметь
достаточно высокую температуру кипения, чтобы компоненты, полу-
ченные с растворителем в виде одной фазы, можно было легко отде-
лять от него прп помощи перегонки. Он должен хорошо раство-
рять разделяемые компоненты, чтобы не требовалось чрезмерно
большого отношения растворитель : смесь и не образовывалось
двух жидких фаз (расслаивание) на тарелке. При экстрактивной
ректификации моноциклических ароматических углеводородов в ка-
честве растворителя применяют фенол, крезолы, фурфурол, анилин
п алкилфталаты,
Если добавляемое вещество более летуче, чем исходные компо-
ненты, то его вводят в ректификационную колонну вместе с сырьем
и выводят из нее вместе с парами верхнего продукта. Такую ректи-
фикацию называют азеотропной. В этом случае вводимое вещество
образует азеотропную смесь с одним из компонентов сырья. Это
вещество называют уводителем.
Последний должен обеспечивать образование постоянно кипящей
смеси (азеотропа) с одним или несколькими компонентами разгоня-
емой смеси. Уводитель образует азеотропную смесь вследствие моле-
кулярных различий между компонентами смеси.
При азеотропной ректификации моноциклических ароматических
углеводородов в качестве уводителей применяют метиловый и этило-
вый спирты, метилэтилкетон (МЭК) и другие вещества, образующие
азеотропную смесь с парафино-нафтеновыми углеводородами раз-
деляемой смеси.
Уводитель должен иметь температуру кипения, близкую к темпе-
ратуре кипения отгоняемого вещества. Это позволяет получить
208
Гл: VIII. Первичная переработка нефти
заметную разницу менаду температурой кипения азеотропа и других
компонентов смеси. Уводитель должен также легко выделяться
из азеотропной смеси. Весьма часто разделение бывает более полным,
чем этого можно ожидать на основании лишь температурной разницы.
Это объясняется большим отклонением системы от идеальной.
Парциальное и общее давления над неидеальным раствором при
данной температуре отличаются от величин, вычисленных по закону
Рауля. Для оценки этого отклонения вводят поправочный коэффи-
циент, который фактически является коэффициентом активности, т. е.
Pl—Yif*!®! ' (102)
Коэффициент активности у является функцией физико-химиче-
ских свойств всех остальных компонентов смеси и их концентраций.
Для некоторых смесей в присутствии разделяющего агента подлежа-
щие ректификации компоненты из-за их различной растворимости
по-разному отклоняются от законов идеальных растворов, поэтому
их коэффициенты активности различны. Установлено также, что
коэффициент активности каждого компонента увеличивается по мере
увеличения концентрации от 0 до 100%, однако для различных
компонентов смеси в разной степени. Таким образом, для реальных
смесей относительная летучесть равна отношению давлений насыщен-
ных паров и коэффициентов активности:
УгРг
Важное значение в осуществлении экстрактивной и азеотропной
ректификаций имеет подготовка сырья, которое должно выкипать
в весьма узких пределах, т. е. установке по перегонке с третьим
компонентом должна предшествовать установка предварительного
разделения смеси посредством обычной ректификации.
(ЮЗ)
РАЗДЕЛ ТРЕТИЙ
АППАРАТУРНОЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ
ОФОРМЛЕНИЕ ПРОЦЕССОВ ПЕРВИЧНОЙ
ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА
ГЛАВА IX
РЕКТИФИКАЦИОННЫЕ КОЛОННЫ
КЛАССИФИКАЦИЯ
Ректификация простых и сложных смесей осуществляется в ко-
лоннах периодического или непрерывного действия.
Колонны периодического действия применяют на установках
малой производительности при необходимости отбора большого
числа фракций и высокой четкости разделения. Составными частями
одной из таких установок являются (рис. 98) перегонный куб 7,
ректификационная колонна 2, конденсатор 5, холодильник 5 и ем-
кости. Исходное сырье заливают в куб на высоту, равную 2/3 его
диаметра. Подогрев ведут глухим паром. В первый период работы
ректификационной установки отбирают наиболее летучий компонент
смеси, например бензольную головку, затем компоненты с более
высокой температурой кипения (бензол, толуол и т. д.). Наиболее
высококипящие компоненты смеси остаются в кубе, образуя кубовый
остаток. По окончании процесса ректификации этот остаток охла-
ждают и откачивают. Куб вновь заполняют сырьем и ректификацию
возобновляют. Периодичностью процесса обусловлены больший рас-
ход тепла, меньшая производительность труда и менее эффективное
использование оборудования.
Установки с колоннами непрерывного действия лишены этих
недостатков. Принципиальная схема такой установки для разделения
смеси пентанов представлена на рис. 99. Установка состоит из подо-
гревателя сырья 1, ректификационной колонны 2, теплообмен-
ников 5, конденсатора-холодильника 4 я. кипятильника 5. Нагретое
сырье вводится в ректификационную колонну, где разделяется на
жидкую и паровую фазы. В результате ректификации сверху
14 Заказ 1000
210
Гл. IX. Ректификациониые колонны
колонны отбирается изопентан как головной продукт и снизу ко-
лонны — и-пентан как остаток.
В зависимости от числа получаемых продуктов при разделении
многокомпонентных смесей различают простые и сложные ректифи-
кационные колонны. В первых при ректификации получают два
продукта, например бензин и полумазут. Вторые предназначены
Рас. 98. Схема установки для периодической рек-
тификации:
1 — куб; 2 — ректификационная колонна; 3 — конденсатор-
холодильник; 4 — аккумулятор; 5 — холодильник; 6 —
насос.
Линии: I — сырье; II — пары; III — пары верхнего про-
дукта; IV — верхний продукт; V — орошение; VI — кубо-
вый остаток; VII — вода; VIII — водяной пар.
Рпс. 99. Схема установки
для непрерывной ректи-
фикации двухкомпонент-
ной смесп:
1 — подогреватель; 2 — рек-
тификационная колонна; з—
теплообменник; 4 — конден-
сатор-холодильник; 5 — ки-
пятильник.
Линии: I — сырье; II — изо-
пентан; III — н-пентап.
для получения трех и более продуктов. Они представляют собой
последовательно соединенные простые колонны, каждая из которых
разделяет поступающую в нее смесь на два компонента.
В каждой простой колонне имеются отгонная и концентрационная
секции. Отгонная, или отпарная, секция расположена ниже ввода
сырья. Тарелка, на которую подается сырье для разделения, назы-
вается тарелкой питания. Целевым продуктом отгонной секции
является жидкий остаток. Концентрационная, или. укрепляющая,
секция расположена над тарелкой питания. Целевым продуктом
этой секции являются пары ректификата. Для нормальной работы
ректификационной колонны обязательны подача орошения наверх
концентрационной секции колонны и ввод тепла (через кипятильник)
или острого водяного пара в отгонную секцию.
Классификация
211
В зависимости от внутреннего устройства, обеспечивающего
контакт между восходящими парами и нисходящей жидкостью
(флегмой), ректификационные колонны делятся на насадочные, та-
рельчатые, роторные и др. В зависимости от давления они делятся
на ректификационные колонны высокого давления, атмосферные
и вакуумные. Первые применяют в процессах стабилизации нефтей
и бензинов, газофракционирования на установках крекинга и гидро-
генизации. Атмосферные и вакуумные ректификационные колонны
в основном применяют при перегонке нефтей, остаточных нефтепро-
дуктов и дистиллятов. Характеристика важнейших конструкций
колонн и тарелок приведена ниже.
Насадочные колонны
Для равномерного распределения паров и жидкости в таких
колоннах в качестве насадкп применяют пустотелые шары с отвер-
стиями в стенках, трехгранные и многогранные призмы и пирамиды,
седлообразные тела Верля, Инталлокса, кольца Шля, спиральные
керамические кольца Рашита из глазурованной глины высотой,
равной диаметру, и др. Для увеличения поверхности контакта внутри
колец иногда делают перегородки. Преимущества кольцевой на-
садки: малый вес, большая поверхность контакта, большая площадь
свободного сечения, химическая инертность, дешевизна.
Ниже приведена характеристика колец Рашпга из прессованной
угольной пыли, применяемых в качестве насадки для ректифика-
ционных колонн:
Наружный диаметр, мл 6,0 12,5 25 37,5 50 75
Поверхность, мь/л? . . 690 370 185 122 93' 62
Свободный объем, % . . 55 74 74 67 74 —
Насадку укладывают на тарелки, снабженные двумя отвер-
стиями двух, видов: малыми — для стока флегмы и большими — для
прохода паров. Для правильной работы насадочной колонны очень
важно равномерное распределение стекающей флегмы по всему попе-
речному сечению колонны. Этому благоприятствуют однородность
тела насадки, максимально возможная скорость восходящего потока
паров и строгая вертикальность колонны. Практика показала, что
достигнутое вначале равномерное распределение флегмы нарушается
по мере ее стекания, так как пар стремится оттеснить жидкость
к стенкам колонны и перемещаться через центр насадки. В связи
с этим слой насадки разбивают на несколько маленьких слоев высо-
той 1—1,5 м, разделяя их (рис. 100) свободным пространством.
Интенсивность ректификации достигается подбором насадкп над-
лежащих размеров. Чем мельче насадочные кольца, тем лучше
контакт между парами и флегмой, но тем выше гидравлическое
сопротивление движению паров в колонне. При некотором предель-
ном значении нагрузки насадочной колонны, т. е. при высокой
14*
212
Гл. IX. Ректификационные колонны
скорости паров или жидкости, может наблюдаться «захлебывание»
насадки, когда прекращается стеканпе жидкости и начинается ее
Рпс. 100. Схема пасадоч-
пой колонны:
1 — слой насадки; г — пе-
рераспределительная тарел-
ка; 3 — распределитель
жидкости; 4 — направляю-
щий конус.
Липпи: I — сырье; II — вы-
ход паров; III — вход оро-
шения; IV — выход жидко-
го продукта.
выброс пз колонны.
Высоту II слоя насадки в колонне опреде-
ляют по формуле:
H = h3n (104)
где h3 — высота, эквивалентная одной теоретичес-
кой тарелке (ВЭТТ);
п — требуемое число тарелок.
Рпс. 101. Устройство колпачковой тарелкп:
1 — пластина; 2 — сливной стакан; 3 — колпачок; 4 •—
паровой патрубок; 5 — прорези колпачка; в — кольцевое
пространство; 7 — подпорная перегородка; 3 — стенка
колонны.
Величина h3 зависит от типа и размеров эле-
ментов насадки, гидродинамического режима
работы колонны и свойств разделяемой смеси.
Основной недостаток насадочных колонн — образование «мерт-
вых» зон в насадке, через которые не проходят ни пары, ни флегма,
что ухудшает контакт между массообменивающими фазами и пони-
жает эффективность разделения. Насадочные колонны небольшого
диаметра (0,5—1 м) с мелкой насадкой и при большой скорости
паров работают весьма эффективно.
Тарельчатые колонны
Рассмотрим принципиальное устройство и работу тарелки
с круглыми колпачками, схема которой представлена на рис. 101.
Такая тарелка представляет собой перфорированную пластину
1 с патрубками 4 и прикрывающими их колпачками 3 со ще-
лями 5 (прорезями). По патрубкам, кольцевому пространству 6
Классификация
213
и через щели пары вводятся под слой жидкости на тарелке.
Постоянство уровня жидкости обеспечивается подпорными пере-
городками 7. Избыток флегмы по сливным стаканам 2 перетекает
на нижележащую тарелку.
Для нормальной работы ректификационной колонны необходимы
теснейший контакт между нисходящим потоком флегмы и восходящим
потоком паров и надлежащий температурный режим. Первое условие
обеспечивается конструкцией колпачков и тарелок, второе — отво-
дом тепла наверху колонны, конденсацией части паров и образова-
нием потока орошения (флегмы). Восходящий поток паров обеспе-
чивается частичным испарением исходного сырья, а также жидкой
фазы внизу колонны под действием тепла огневого нагревателя,
кипятильника или острого водяного пара.
Необходимо также, чтобы жидкость, стекающая с вышележащей
тарелки, не находилась в равновесии с восходящим потоком паров,
поднимающихся с нижележащей тарелки. Тогда, контактируя
с жидкостью, имеюшей более низкую температуру, пары охладятся
п частично сконденсируются, образуя конденсат, более богатый,
чем пары, высококипящими компонентами. В результате паровая
фаза обогатится низкокипящими компонентами, а жидкая фаза —
высококипящими.
Ректификационную тарелку, на которой устанавливается равно-
весие между жидкой и паровой фазами, именуют теоретической
пли идеальной. В колоннах с реальными тарелками достичь равно-
весного состояния между паровой и жидкой фазами на каждой та-
релке невозможно.
Колонны с ситчатыми тарелками. К их числу относятся ректифи-
кационные колонны, снабженные тарелками с отверстиями 2 диа-
метром 3—12 мм и расстоянием между отверстиями, в 3,5—4 раза
большим их диаметра (рис. 102). Слой жидкости 1 высотой 25—
30 мм удерживается на тарелках восходящим потоком паров, кото-
рые проходят через отверстия 2 и барботируют через слой жидкости.
Избыток флегмы перетекает вниз по сливным стаканам 5. Если слив-
ные стаканы отсутствуют, то жидкость перетекает на нижележащую
тарелку через те же отверстия, через которые проходят пары. Пло-
щадь сечения всех отверстий (степень перфорации) иногда достигает
40% от площади тарелки. При диаметре отверстий 6 мм их число
на 1 л;.2 составляет 2480, при 3 мм — 9860. Длина кромки слива
флегмы принимается равной 0,75 диаметра колонны.
Перепад давления hT (в сантиметрах столба жидкости) на тарелке
определяют по формуле:
h_____
т“ 0,19с2уж
где V — скорость паров в отверстпях тарелки, м/сек',
Тп — удельный вес паров, кГ/м2',
с — коэффициент;
уж — удельный вес жидкости, кГ/м2.
(105)
214
Гл. IX. Ректификационные колонны
Значения с в зависимости от диаметра d отверстий принимаются
следующими:
d.........3 5 6
с ........ 0,71 0,79 0,82
Недостатком ситчатых колонн являются высокое гидравлическое
сопротивление п возможное закупоривание отверстий сетки продук-
тами коррозии. Помимо этого, ситчатые тарелки особо чувстви-
тельны к колебаниям режима в колонне: снижение скорости
паров может привести к снижению уровня флегмы на тарелке вплоть
до ее «осушения» и, таким образом, к нарушению контакта между
жидкостью п парами. При оптимальном режиме ситчатые тарелки
Рпс. 102. Устройство сптчатой Рпс.
тарелки:
I — уровень жидкости на тарелке;
2 — отверстия тарелки; 3 — слив-
ной стакан; 4 — стенка колонны.
103. Секция решетчатой тарелки про-
вального типа:
1 — сталыюИ лист; 2 — отверстие.
работают эффективно. При одинаковом расстоянии между тарелкамп
и равных скоростях потока паров унос капелек жидкости в колоннах
с ситчатыми тарелками в 3 раза меньше, чем с колпачковыми. Ситча-
тые тарелки широко используют в промышленности.
Для равномерного распределения потока паров по сечению ко-
лонны уровень жидкости и тарелка должны быть горизонтальными.
С увеличением высоты сливной перегородки растет перепад давления
п несколько повышается к. п. д. тарелки. В вакуумных колоннах
высота сливной перегородки составляет примерно 13 лш, в атмосфер-
ных — 25 Л4Л1, а в колоннах, работающих под давлением, — 38 мм.
Гидравлический затвор в колоннах диаметром до 3,6 лг. делается
высотой 25 лш, а прн диаметре 7,2 м и более — 38 мм.
Колонны с решетчатыми тарелкамп провального типа. Эти тарелки
являются разновидностью ситчатых, в них нет сливных устройств.
Секция тарелки представляет собой стальной лист 1 со щелями 2
прямоугольной или иной формы (рис. 103). Барботаж паровой фазы
через жидкость осуществляется по всему сечению колонны. Пары
и жидкость, как правило, в противотоке проходят через одни и те же
щели в тарелках. На тарелках удерживается слой жидкости, высота
которого определяется величиной подпора потока паров. Избыток
Классификация
215
жидкости проваливается через щели на нижележащую тарелку.
С увеличением расхода паров на тарелке растет перепад давления
и удерживается слой жидкости большей высоты.
Ректификационная ко-
лонна диаметром 3,2 м с
25 провальными решетча-
тыми тарелками и 6 рас-
пределительными (для*вы-
вода дистиллятов и подачи
циркуляционного ороше-
ния) была испытана на
Рпс. 105. Тппы колпачков:
а — круглый; б — шестигранный; в — прямоуголь-
ный; г — желобчатый.
Рис. 104. Схема волнистой
тарелки:
1 — элемент тарелки (вид сверху);
2 — стенка колонны.
Линии: I — пары; II — жидкость.
Куйбышевском НПЗ. Тарелки были выполнены из нержавеющей
стали, ширина щелей 4 лш, длина 145 лш, площадь щелей 15 и 8%
для разных тарелок. Эксплуатация колонны показала, что налега-
ние между температурами конца кипения
бензина и начала кипения дизельной фрак-
ции близко к нулю, средний к. п. д.
тарелки 0,41—0,50, гидравлическое сопро-
тивление 50—60 мм вод. ст.
. Однако решетчатые тарелки чувстви-
тельны к изменению технологического ре-
жима. Поэтому их рекомендуется приме-
нять в простых колоннах с устойчивым
технологическим режимом и с большой
нагрузкой по жидкой фазе. Чтобы расши-
Рис. 106. Схема тарелкп
с S-образными колпачками:
1 — колпачок; 2 — сливной ста-
кан; j — стенка колонны.
рить диапазон изменения нагрузок и повысить производительность
тарелок, их делают волнистыми (рис. 104). Слив жидкости на них
происходит через отверстия в нижней части впадин шириной 3—
7 мм. Суммарная площадь отверстий на тарелках составляет 15—
30% от сечения колонны. С увеличением нагрузки по жидкости
высоту волн увеличивают с 18—38 до 38—64 мм. Волны на сосед-
них тарелках расположены крест-накрест.
Колонны с колпачковыми тарелками наиболее распространены.
Работа таких тарелок описана выше (см. стр. 213, рис. 101). Кол-
пачки могут быть крутлые;(рис. 105, а) щшестигранные—капсульные
216
Гл. IX. Ректификационные колонны
(б), прямоугольные (в) и желобчатые — туннельные (г). Круглые
стальные колпачки выпускают диаметром 80, 100 и 150 мм при
диаметре паровых патрубков соответственно 57, 70 и 95 мм.
На рис. 106 приведена схема тарелки с S-образными колпачками 7.
Их штампуют из листовой стали с прорезями по одной из продольных
кромок. При сборке образуется ряд продольно расположенных
и чередующихся желобов и колпачков. На тарелке поддерживается
определенный слой флегмы, а ее избыток перетекает вниз через
сливные стаканы. Прорези колпачков погружены в слой жидкости
на тарелках, образуя гидравлический затвор. Пары, двигаясь снизу
Ряс. 107. Схема
тарелки Веста:
1 — туннельный кол-
пачок; 2 — перфо-
рированный лист; J—
поддон; 4 — сливной
стакан; 5 — стенка
колонны.
вверх, распределяются прорезями на струйки, барботирующие через
слой жидкости на тарелке. В Гипронефтемаш разработаны кон-
струкции тарелок с S-образными элементами — односливные диа-
метром 1—4 м и двухсливные диаметром 3,6—8 м. Свободное сечение
тарелок составляет И—12%, рабочая площадь около 80% от сечения
колонны, а периметр слива 0,7—0,74 диаметра колонны. Конструк-
ция S-образных элементов позволяет демонтировать любую часть
тарелки, не прибегая к разбору другой. Стоимость этих тарелок
на 30% ниже, чем с круглыми колпачками. Отсутствие жесткой
связи с корпусом колонны, как у капсульных колпачков, малый вес,
большие удобства при монтаже и демонтаже делают такие тарелки
удобными в эксплуатации.
Колонны с тарелками Веста. В конструкции этой тарелки, раз-
работанной в Англии в 1940 г., сочетаются элементы колпачковой
и ситчатой тарелок, поэтому она способна работать в широком диапа-
зоне нагрузок по пару и жидкости. Расстояние между тарелками
может быть 250—350 мм. Тарелка (рис. 107) состоит из штампован-
ного поддона 3 с длинными щелями для прохода паров. Щели при-
крыты туннельными колпачками 1 без прорезей, вместо них нижнпе
кромки соседних колпачков соединены между собой перфорирован-
ными листами 2, расположенными параллельно основанию тарелки.
Классификация
217
'Флегма движется по перфорированному днищу над поддоном,
превращая эту часть тарелки в ситчатую. Площадь перфорированной
части достигает 60% от общей площади тарелки. Колонны с тарел-
ками Веста имеют к. п. д. 0,8 и более производительны, чем колонны
с обычными колпачковыми тарелками. Однако при работе с загряз-
ненными жидкостями тарелки Веста уступают колпачковым.
Колонны с такими тарелками успешно применяют на установках
по подготовке сырья для каталитического крекинга, абсорбционной
Рис. 108. Схема каскадной тарелки: Рис. 109. Схема тарелки Бентури:
1 — S-образные желоба; 2 — решетчатые 1 — лопатки; 2 — перфорированные перего-
перегородки; 3 — сливной стакан; 4 — родии; 3 — сливной стакан; 4 — стенка ко-
стенка колонны. лонны.
очистки газов этаноламинами, ректификации моноциклических аро-
матических углеводородов и нафталина, выделения аммиака и бен-
зола из коксового газа и др.
Колонны с каскадными тарелкамп. Эта тарелка, разработанная
Кохом в 1943 г. в США, представляет собой (рис. 108) ступенчатую
систему изогнутых S-образно желобов 1 с вертикальными перегород-
ками — решетками 2. По этим желобам стекает жидкость, создавая
несколько каскадов. На каждом желобе стекающую жидкость под-
хватывает струя паров, поступающих с нижележащей тарелки,
образуя пенообразную массу, которая, ударяясь р вертикальные
перегородки, сепарируется и перетекает в очередной желоб, где
процесс повторяется. Пройдя последний каскад, жидкость через
сливной стакан 3 перетекает на нижележащую тарелку. Вертикаль-
ные решетчатые перегородки наверху загнуты, что улучшает сепа-
рацию капелек жидкости.
Каскадные тарелки применяют в колоннах диаметром 1,2—3 да для
извлечения этана и других легких углеводородов из природного газа.
Они обеспечивают удельную производительность на 30—50%
большую, чем колпачковые, их легко монтировать и демонтировать.
Колонны с тарелками Бентури. Эти тарелки являются усовершен-
ствованными каскадными тарелками (рис. 109). Они состоят из
218
Гл. IX. Ректификационные колонны
наклонных параллельных лопатокУ, изменяющих направление потока
пара с вертикального на горизонтальный. Направление движения
жидкости на тарелке совпадает с направлением потока паров, что
позволяет использовать их кинетическую энергию для перемещения
жидкости в направлении слива и несколько снизить гидравлическое
сопротивление. Для сепарации жидкости на тарелках установлены
решетчатые перегородки 2. На тарелках обеспечивается интенсивное
контактирование фаз, что повышает их к. п. д.
Рпс. 110. Элемент тарелки с пла-
стинчатым клапаном:
а — закрытым; б — полуоткрытым; в —
открытым; 1 — L-образпып клапан; 2 —
щель; з — ограничитель.
Рис. 111. Элемент тарелки с дисковым
клапаном:
а — открытым;. б — закрытым; 1 — ограни-
читель; 2 — дисковый клапан.
Колонны с тарелками Бентури хорошо себя зарекомендовали
на установках по производству ацетона, спиртов, жирных кислот,
фенола. Допустимая скорость паров на этих тарелках больше, чем
на колпачковых, почти в 2 раза. Расстояния между тарелками 460—
910 мм.
Колонны с клапанными тарелками. Тарелки с пластинчатыми
клапанами применяют с 1951 г. (рис. 110), их основным элементом
является L-образный клапан 1 — пластина шириной около 25 мм,
закрывающая щель 2 прямоугольной формы размерами 12,5 X
X 120 мм. В нерабочем состоянии под действием собственного веса
клапан закрывает отверстие (рис. 110, а). Вращаясь в месте перегиба
пластины, клапан приподнимается проходящими парами (рис. 110, б).
При 70% проектной нагрузки клапан полностью открывается
(рис. 110, в). Полное открытие клапана фиксируется ограничите-
лем 3 в форме скобы.
Клапаны могут быть различными по весу; более легкие распола-
гают ближе к сливу жидкости с тарелки, они открываются при ма-
лых скоростях движения пара; более тяжелые клапаны открываются
Классификация
219
при скорости примерно 20% от проектной. Паровой поток на тарелке
направлен горизонтально, что исключает оттеснение от нее жидкости,
наблюдаемое при вертикально направленном потоке паров. Удельная
производительность тарелок с пластинчатыми клапанами примерно
иа 40% больше, чем колпачковых, они отличаются меньшими гидра-
влическим сопротивлением и уносом жидкости. Эти тарелки хорошо
Рис. 112. Тарелки с дисковыми клапанами.
работают в абсорберах и отпарных ректификационных колоннах.
Расстояние между тарелками 460—600 мм, их не рекомендуется
применять для разделения загрязненных жидкостей.
Тарелки с дисковыми клапанами, разработанные Кохом, стали
применяться в промышленности с 1953 г. и известны под названием
«флекситрей». Основным элементом этой тарелки (рис. 111) является
круглый клапан 2, установленный внутри ограничителя 1. Клапан
открывается лишь под действием потока паров. Наиболее легкие
из дисковых клапанов открываются при скорости паров 20—30%,
а самые тяжелые — 70% от проектной. Легкие и тяжелые клапаны
равномерно распределены по тарелке. Максимальная высота их
подъема 6,5—8 мм, диаметр отверстии для прохода паров 8—35 мм,
220
Гл. IX. Ректификационные колонны
диаметр клапана 50 мм, расстояние между центрами отверстий 75—
150 мм.
На рис. 112 показаны клапанные тарелки в собранном виде,
их устанавливают в колоннах диаметром до 5,7 м. В абсорберах
их к. и. д. достигает 70% и более, гидравлическое сопротивление
65—90 мм вод. ст. Стоимость тарелок
примерно на 15% ниже, чем колпач-
ковых.
Колонны с инжекционными тарел-
ками Лэпгуэйта. Эти тарелки (рис. ИЗ)
работают под действием кинетической
Рис. 113. Схема инжекционной тарелки
Лэпгуэйта:
1 — основание тарелки; г — слпвпой стакан; з —
прорезь; 4 — плоскость язычка; 5 — стенка колонны.
Рпс. 114. Схема роторпой ко-
лонны с вратцагощпмпся та-
релкам:
1 — корпус; 2 — привод; з — вра-
щающаяся тарелка; 1 — иеподвщк-
ная тарелка; 5 — вал; в — подшип-
ник; 7 — нагревательный змеевик.
энергии пара, контактирующего с жидкостью, которая переме-
щается по основанию тарелки 1 к сливному стакану 2. Для про-
хода паров на тарелке в шахматном порядке расположены про-
рези 3 в форме язычков с отогнутой под углом 20° плоскостью 4.
Инжекционные тарелки можно применять в колоннах диаметром
4—5 м; их гидравлическое сопротивление составляет^—85 лм-t вод. ст.
Роторные колонны
Эти колонны (рис. 114) применяют, например, для выделения
тяжелой воды. Производительность такой колонны 8 л/ч, флегмовое
число 20, диаметр 150 мм, число тарелок 1250, высота 10 м. Тарелки
представляют собой конические щитки с углом наклона 40°. Не-
подвижные тарелки 4 по периферии прикреплены к корпусу ко-
лонны 7, подвижные 3 прикреплены в центре к валу 5 и вместе с нпм
вращаются. Вращающиеся тарелки чередуются с неподвижными.
Диаметр вала 25 мм, частота его вращения 240 об!мин. Через
каждые 1,5 м по высоте вал охватывается шариковыми подшипни-
Выбор тарелок
221
ками 6, работающими без смазки. Для удобства монтажа колонна
собрана из царг.
Флегма спускается сверху по неподвижной тарелке 4 и у центра
переливается на нижележащую вращающуюся тарелку 3. Под вли-
янием центробежной силы флегма перемещается по вращающейся
тарелке вверх до ее периферии и в виде сплошной кольцевой пленки
переливается на неподвижную тарелку. Пары движутся над флегмой
противотоком. Расстояние между каждой парой тарелок 8 мм, чем
и объясняется малая высота колонны; к. п. д. тарелок доходит
до 85%.
ВЫБОР ТАРЕЛОК ДЛЯ РЕКТИФИКАЦИОННЫХ
КОЛОНН
На вопрос о том, какая из тарелок является наилучшей, не может
быть однозначного ответа. В каждом конкретном случае выбор типа
тарелки требует тщательного обоснования. Ректификационная ко-
лонна должна удовлетворительно работать с учетом возможного
колебания нагрузки по сырью и обеспечить заданную четкость
погоноразделения при минимуме эксплуатационных затрат и удель-
ных капиталовложений.
В нефтеперерабатывающей промышленности колпачковые тарелки
получили наибольшее распространение, об их работе накоплены
значительные данные, поэтому они обычно служат эталоном для
сравнения с тарелками других конструкций. Сравнительная харак-
теристика различных тарелок приведена ниже *:
Производя- Отнооптель- Перепад
дельность пая стоимость давлении
Колпачковая...................
S-образпая ...................
Клапанная (дисковая) . . . .
Решетчатая (провальная) . .
Ситчатая .....................
1,0 1,0 Средний
1,0—1,1 0,4—0,6 »
1,1—1,5 0,6-0,8 »
>1,5 . 0,4—0,7 Низкий
1,1—1,4 0,6—0,7 » -
Эти данные показывают, что колпачковые тарелки по ряду пока-
зателей хуже других тарелок. Поэтому на многих строящихся и дей-
ствующих установках тарелки новых типов вытесняют колпачковые.
Преимуществом решетчатых, ситчатых и клапанных тарелок
являются не только меньшая стоимость, но и большая производи-
тельность, низкие гидравлические сопротивления, меньший унос
капелек жидкости восходящим потоком паров и другие важные
факторы.
Опубликованные в литературе данные показывают, что относи-
тельная стоимость изготовления (без монтажа) 1 м2 поверхности
тарелок составляет: колпачковых 100%; тарелок с круглыми клапа-
нами 70%; ситчатых, решетчатых и с S-образными элементами 50%.
* Степень контакта па всех тарелках хорошая.
222
Гл. IX. Ректификационные колонны
Таблица 33. Показатели работы ректификационных тарелок
Тарелка
Колпачковая ................
Желобчатая..................
S-образная .................
Ситчатая ...................
Решетчатая (провальная) . . . .
Перфорированная (волнистая)
Каскадная Бептурп ..........
Инжекционная Лепгуэйта . . .
9,4
11,0
11,0
4,8
17,0
24,5
13,1
7,0
66,4
46,5
64,0
64,0
91,5
91,5
63,0
67,0
1,0
0,6—0,7
1,0—1,1
1,2-1,3
1,1—1,8
0,9—1,3
2,0—2,2
1,1—1,3
2,8—6,5
2—3
3-6
2,7-3,5
2—2,5
1,4—3,7
2,0—2,5
2,5-4,5
30/100
40/110
40/130
40/90
10/65
10/70
10/60
30/100
* В знаменателе.
** В числителе.
В табл. 33 приведены конструктивные данные и некоторые пока-
затели работы различных ректификационных тарелок.
МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС
РЕКТИФИКАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
Первым этапом технологического расчета
является составление материального баланса
ректификационной колонны. Применительно
к простой колонне (рис. 115) для устано-
вившегося режима уравнения материального
баланса * ** следующие:
L=D + R
La — Dx^-Jf-Rx^
D a~xR
L xD — xR
(106)
(107)
(Ю8)
Piic. 115. Схема материальных потоков в колонне:
1 — конденсатор; 2 — кипятильник.
Липин: I — сырье; II — орошение; III — ректификат;
IV — остаток-; V — пары.
* С к о б л о А. И., Трегубова И. А.,
Егоров Н. Н., Процессы и аппараты нефтепе-
рерабатывающей и нефтехимической промышлен-
ности, Гостоптехиздат, 1962.
Материальный и тепловой баланс
223
где L и а — количество сырья и концентрация в нем низкокппящего компо-
нента (НКК);
D и xD — количество ректификата, выходящего сверху колонны, и концен-
трация в нем НКК;
RnxB — количество остатка, выходящего снизу колонны, и концентрация
в пем НКК.
ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС РЕКТИФИКАЦИОННОЙ
КОЛОННЫ
Ректификационные колонны тщательно изолируют, поэтому по-
тери тепла в окружающую среду малы и ими при составлении тепло-
вого баланса можно пренебречь.
Для всей ректификационной колонны уравнение теплового ба-
ланса следующее:
Ze?n+Z(1_e) ^+QR=Dq^ + RqfR + Qd (109)
где L — количество сырья, поступающего в колонну, вг;
е — доля сырья, поступающего в паровой фазе прп температуре г0;
— энтальпия паров, входящих в колонну прп температуре f0, ккал/кг-,
(1 — е) — доля жидкой фазы;
7® — энтальпия жидкости прп температуре 40, ккал/кг',
Qл — количество тепла, вносимого в кипятильник, ккал',
— количество тепла, выводимого с парами ректификата прп темпера-
туре ккал',
Rq^ — количество тепла, выводимого с жидким остатком прп температуре
R
R5 ккаЛу
Qd — количество тепла, отводимого орошением, ккал.
Уравнение позволяет по заданному QD найти QR и наоборот.
Если колонна работает без кипятильника, то QR = 0.
Виды орошения
Отвод тепла сверху колонны для образования орошения осуще-
ствляется одним из следующих методов: горячим орошением (при
помощи парциального конденсатора); испаряющимся циркуляцион-
ным (холодным) орошением; неиспаряющимся циркуляционным
орошением.
Горячее орошение подается при помощи парциального конденса-
тора — трубчатого или змеевикового, его устанавливают над ректи-
фикационной колонной или внутри нее (рис. 116, а). Охлаждающим
агентом служит вода или иной хладоагент, реже — сырье. Поступа-
ющие в межтрубное пространство пары частично конденсируются
и возвращаются на верхнюю тарелку в виде горячего орошения.
Количество образующегося горячего орошения gr определяют из
уравнения:
^=4^- (110)
где I — теплота конденсации ректификата, ккал/кг.
224
Гл. IX. Ректификационные колонны
Из-за трудности монтажа и ремонта парциального конденсатора
этот метод создания орошения получил ограниченное применение,
главным образом на установках небольшой производительности
при ректификации неагрессивного сырья.
Холодное орошение организуют по схеме рис. 116, б. Пары
выходят сверху колонны 1 и проходят через конденсатор-холодиль-
ник 2. Конденсат собирается в емкость 3, откуда частично насосом
подается обратно в ректификационную колонну в качестве холодного
орошения, а балансовое количество ректификата отводится как
Рпс. Г16. Виды орошеппя:
а — горячее, создаваемое посредством парциального конденсатора; б — испаряющееся
циркуляционное (холодное): 7 — колонна; 2 — конденсатор-холодильник; з — емкость
верхнего продукта (емкость орошения); 4 — парциальный конденсатор; в — неиспаря-
ющееея циркуляционное: 1 — колонна; 4 — теплообменник; 5 - холодильник.
готовый продукт. Количество возвращаемого в колонну холодного
орошения gx определяют по формуле:

gx =
(ill)
где qnty и г/Ж _ энтальпия соответственно паров ректификата прп температуре
выхода пз колонны tD и холодного орошенпя прп tx, ккал!кг.
Из формулы видно, что количество холодного орошения тем
меньше, чем ниже температура его поступления в колонну (£х).
Обычно составляет 30—40° С.
Циркуляционное пеиспаряющсеся орошение (рис. 116, в) с пер-
вой или со второй тарелки прокачивается через теплообменник 4
и холодильник 5 на верхнюю тарелку. Тепловоспринимающей средой
в теплообменнике обычно является исходное сырье, которое таким
образом подогревается. Количество циркулирующего орошения gIt
определяют по формуле:
Q D
5 ц ож _ ож (112)
где и — энтальпия циркуляционного орошения соответственно при тем-
пературах выхода его из колоппы tL п на входе в колонну /0,
ккал!нг.
Тепловой баланс
225
Циркуляционное орошение иногда комбинируют с холодным
испаряющимся. Количество последнего в таких случаях ограничи-
вают и используют его главным образом для более точной регули-
ровки температуры наверху колонны. На установках прямой
перегонки нефти с использованием сложных колонн циркуляционное
орошение организуют в двух—трех промежуточных сечениях. Про-
межуточное циркуляционное орошение позволяет разгрузить ректи-
фикационную колонну в вышерасположенных сечениях, а также
усилить предварительный подогрев сырья и снизить тепловую
нагрузку печей.
Внедрение циркуляционного орошения позволило значительно
увеличить производительность установок по перегонке нефти. Для
его осуществления необходимы более мощные насосы для перекачки
большего количества жидкостей. Перекачка сопровождается не-
сколько повышенным расходом энергии, что, однако, с избытком
компенсируется экономией топлива и воды.
Подвод тепла вниз колонны
В промышленной практике его осуществляют при помощи пучка
труб, вмонтированного непосредственно в колонну (рис. 117, а),
теплообменника — обычного или с паровым пространством
Рис. 117. Способы подвода тепла вниз колонны:
а — пучок теплообменных труб, вмонтированных в колонну; б — выносной вертикальный
кипятильник; в — кипятильник с паровым пространством; г — горячая струя.
(рис. 117, б, в) или циркулирующей через трубчатую печь горячей
струи (рис. 117, з). Подводимое вниз колонны тепло испаряет часть
жидкости, образуя необходимый для ректификации поток паров,
и нагревает остаток до температуры более высокой, чем на нижней
тарелке отгонной секции.
Применение пучка труб внутри колонны возможно только прп
наличии относительно небольшой поверхности теплообмена, кор-
розионнонеагрессивной среды и чистого теплоносителя.
Наиболее распространенным способом подвода тепла являет-
ся применение стандартных горизонтальных или вертикальных
15 Заказ 1000
226
Гл. IX. Ректификационные.колонны
теплообменников и кипятильников. В случае применения первых
(см. рис. 117, б) необходимо, чтобы жидкость двигалась в них снизу
вверх, предупреждая образование паровых пробок. При подводе
тепла из кипятильника с паровым пространством (см. рис. 117, в)
жидкость снизу колонны поступает в кипятильник, пройдя который
через перегородку перетекает в левую секцию аппарата и оттуда
выводится как конечный продукт. При прохождении между трубками
теплообменника жидкость частично испаряется, нагреваясь от темпе-
ратуры на нижней тарелке отгонной секции до температуры на вы-
ходе из кипятильника. Образующиеся в нем пары возвращаются
в ректификационную колонну, под нижнюю тарелку. Постоянный
уровень жидкости за перегородкой кипятильника поддерживается
регулятором уровня.
При подводе тепла при помощи горячей струи (см. рис. 117, г)
жидкость с нижней тарелки прокачивается через трубчатую печь,
где ей сообщается необходимое количество тепла QR. Из печи смесь
образовавшихся паров и нагретой жидкости возвращается в колонну.
Количество циркулирующей горячей струи определяют по формуле:
£цирк— „п_„ж
111 \
где д" — эпталыпгя паро-жидкостной смесп на выходе из печи, ккал/кг;
дж — энтальпия жидкости на входе в печь, ккал/кг.
Как видно из формулы, количество циркулирующей горячей
струи зависит от температуры на выходе из печи: чем выше
и больше количество образовавшихся паров, тем меньше требуется
горячей струи. Этот метод широко применяется на типовых трубчатых
установках первичной перегонки нефти.
ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ РЕКТИФИКАЦИОННОЙ
КОЛОННЫ
Температурный режим является одним из основных параметров
процесса, изменением которого регулируется качество продуктов
ректификации. Важнейшими точками контроля являются темпера-
туры поступающего сырья и продуктов ректификации, покидающих
ректификационную колонну. При расчете ректификации бинарных
смесей температуру паров ректификата tD и жидкого остатка tR
можно определить по изобарным температурным кривым *.
При расчете ректификационных колонн для разделения нефтей
и нефтяных фракций температурный режим определяют при помощи
* Скоб л о А. И., Трегубова И. А., Егоров Н. Н., Процессы
и аппараты нефтеперерабатывающей п нефтехимической промышленности,
Гостоптехпздат, 1962.
Температурный режим
227
кривых однократного испарения (ОИ). Чем легче перегоняемая
нефть, чем более полога кривая ОИ и чем меньше давление в испа-
рителе и заданная доля отгона, тем ниже температура нефти на входе
в колонну. Как показала практика работы трубчатых установок,
перегонка нефти при атмосферном давлении ведется при температу-
рах на входе сырья в ректификационную колонну 320—360° С.
Перегонка мазутов ведется в вакууме и при температуре на выходе
из печи не выше 440° С. Температура нагрева мазута в печи лими-
тируется его возможным разложением и ухудшением качества полу-
чаемых масляных дистиллятов (вязкости) температуры вспышки,
цвета и др.).
Температуру боковых погонов определяют по нулевой точке
на ОИ для отбираемых дистиллятов с учетом их парциального давле-
ния. В зависимости от фракционного состава получаемых продуктов,
давления в ректификационной колонне и количества вводимого
водяного пара температуры боковых погонов из колонны примерно
следующие: лигроинового дистиллята 135—165° С, керосинового
165—225° С, дизельного 210—265° С. В вакуумных колоннах эти
температуры составляют: для солярового дистиллята 220—265° С,
веретенного 245—270° С, машинного 270—290° С, легкого цилин-
дрового 290—320° С, тяжелого цилиндрового 320—360° С.
Температура нефтяных паров зависит также от давления в ко-
лонне и расхода водяного пара. Ее определяют по 100%-ной точке
на кривой ОИ с учетом парциального давления смеси этих паров
с водяным паром. В отсутствие водяного пара при атмосферном давле-
нии эта температура приближенно равна температуре 75% отгона
по кривой ОИ для данного продукта.
Температура остатка для колонн, работающих с вводом водяного
пара, примерно на 20—40° С ниже температуры в питательной секции
колонны.
Методы построения кривых ОИ. Кривая ОИ для данной нефти
или нефтепродукта может быть построена либо аналитическим мето-
дом, разработанным профессором А. М. Трегубовым * для много-
компонентной смеси, либо при помощи эмпирических графиков,
предложенных рядом авторов.
Аналитический метод дает более точные результаты, но требует
сравнительно сложных и длительных расчетов. Он подробно описан
в учебных пособиях **. Эмпирические методы построения кри-
вой ОИ просты и удобны в расчетной практике, но менее точны,
особенно для нефтей и нефтяных остатков. Основой эмпирических
методов являются графики зависимости наклона кривых ИТК или
* Трегубов А. М., Теория перегонки и ректификации, Гостоптех-
пздат, 1946.
**Багатуров С. А., Теория и расчет перегонки п ректификации,
Гостоптехпздат, 1961.
15*
228
Гл. IX. Ректификационные колонны
Энглера (ASTM) от наклона кривой ОИ. Сюда .относятся методы
Пирумова, Нельсона, Обрядчикова и Смидович и др.
Заслуженное распространение получил метод Обрядчикова и Сми-
дович, базирующийся на применении графика, изображенного на
рис. 118. Порядок построения кривой ОИ следующий. Вычисляют
наклон кривой ИТК по уравнению:
Наклон ИТК = -70Z10
где Z70 и £ю — соответственно темпера-
туры выкипания 70 и 10% отгона.
Рпс. 118. График Обрядчикова
п Смидович. Значения темпера-
туры на кривых соответствуют
температурам 50% отгона нефте-
продукта.
и находят температуру 50% отгона.
По графику из точки, отвечающей
наклону кривой ИТК, опускают и
восстанавливают перпендикуляр до
пересечения с кривыми соответству-
ющими температурам 50% отгона
исследуемого нефтепродукта по
ИТК. Из точек пересечения с на-
званными кривыми проводят горизон-
тали, которые отсекают на оси ор-
динат величины отгона (в %) по
кривой ИТК, соответствующие тем-
пературам начала и конца одно-
кратного испарения.
Пример. Наклон крпвой ИТК равен
2,2. Температура 50% отгопа по ИТК рав-
на 300° С. Построить кривую ОИ.
Решение. Из точки А (см. рпс. 118),
отвечающей наклону крпвой ИТК (в °C на
1% отгона) и равной 2,2, проводим верти-
каль до пересечения с кривыми /50% =
== 300° в верхпей и ппжпеи частях гра-
фика. Из точек пересечения В к С прово-
дим горизонтали. Они пересекают ось ор-
динат и определяют начальную точку крпвой ОИ как температуру 18,5%
отгона по ИТК и конечную точку ОИ как температуру 68,5% отгона по
ИТК. Соединив эти две точки, получают кривую (прямую) ОИ.
Кривую ОИ для остатка от перегонки нефти (мазута, полугу-
дрона) можно построить, если известна кривая ОИ для нефти. В та-
ких случаях наклон кривой ИТК остатка определяют как произведе-
ние величины наклона кривой ИТК нефти (сырья) на долю остатка.
Температуру 50% отгона находят суммированием температуры по
ИТК, отвечающей доле отгона низкокипящей фракции, и произведе-
ния величины угла наклона кривой ИТК остатка на 50.
Пример. Температура 60% отгона по ИТК равна 300° С. Наклон крпвой ИТК
пефти равен 4. Найти наклон кривой остатка, составляющего 40% от нефти,
и температуру 50% его отгона.
Температурный режим
229
Решение. Находим паклои кривой НТК для остатка. Оп равен 4 X
X 0,4 = 1,6. Температура 50% отгона остатка 300 + 1,6 X 50 = 380° С.
По найденным величинам находим начальную и конечную температуру кри-
вой ОИ, а по ним и всю кривую ОИ остатка;
Для пересчета температур однократного испарения на давления,
отличные от атмосферного, исходят из допущения, что кривые ОИ
при разных давлениях параллельны и что точки пересечения кри-
вых ОИ и ИТК соответствуют одному и тому .же проценту отгона.
Построение сводится к тому, что по графику Кокса или другому
аналогичному графику пересчитывают температуру, отвечающую
точке пересечения кривых ИТК и ОИ, с атмосферного давления
на заданное. Через найденную точку на перпендикуляре в точке
пересечения кривых ИТК и ОИ проводят линию, параллельную
линии ОИ при атмосферном давлении.
Для построения кривых ОИ нефтей и нефтяных фракций по дан-
ным фракционной разгонки сырья без ректификации (ASTM, Энг-
лера) можно использовать также метод Ван-Виккля. Сущность этого
метода заключается в следующем. По данным фракционной раз-
гонки исходного продукта определяют так называемую неисправлен-
ную температуру iH0II отгона по кривой ОИ. Для этой цели исполь-
зуют следующее эмпирическое уравнение:
Wi=i>0575?«p-10 С14)
где 1кр — температура отгона по кривой фракционной разгонки, СС.
Далее при помощи графика, представленного на рис. 119, опре-
деляют температурную поправку к кривой ОИ и используют ее для
нахождения исправленных температур на кривой ОИ.
Проиллюстрируем этот метод численным примером, приведенным в работе
Ван-Виккля (табл. 34).
Таблица 34. К построению кривой ОИ по методу Ван-Виккля
Отгон, % Температура по ASTM, °C Неисправленная температура по ОИ, °C Температур- ная поправка, °C Исправленная температура по ОИ, °C
1 9 3 4 5
п. к. 107 103 +54 . 157
10 161 160 +27 187
30 229 232 +6 238
50 ' 283 289 —21 268
70 334 343 -46 297
90 393 406 -62 344
К. к. 435 450 —73 377
Как видно из столбца 2 таблицы, кривая ОИ строится для фракции 107—
435° С. В столбце 3 приведены неисправленные температуры по кривой ОИ,
230
Гл. IX. Ректификационные колонны,
определяемые по уравнению (114). Для последующих построений необходимо
зпать наклоны кривой ASTM на участках 0—30%; 10 — 70%; 70— 90%;
В данном примере они составляют.
для интервала 0 — 30%
наклон=
^зо—ip
30—0
229 — 107
30—0
4,07
Наклон кривой ASTM,
°C на 1 °/о отгона
Рис. 119. График Вап-Впккля для
определения температурной поправки
к кривой О И нефтепродукта, когда из-
вестен его фракционный состав по
ASTM.
Рис. 120. К построению кривых
ОИ:
1 — кривая фракционной разгонки; 2 —
кривая ОИ при атмосферном давлении;
3 — кривая ОИ при 50 -it.w pm. cm.
для интервала 10 — 70%
tip'—Но
наклон = 70_10
334-161
70 — 10
2,90
для интервала 70 — 90%
наклон =
tsp— t-p
90—70
393—334
90—70
2,91
По найденным,величинам наклона па графике (рпс. 119) находят соответ-
ствующие температурные поправки, которые заносят в столбец 4 таблицы.
По этим данным и ранее найденным значениям по кривой ОИ находят исправ-
ленные значения, ^которые заносят в столбец 5. По данным столбцов 2.п 5
строят кривые ASTM п ОИ (рпс. 120).
Пересчет кривой ОИ с атмосферного давления на вакуум ведут по гра-
фику (рпс. 121). Для этого находят температуру 50% отгона по кривой ОИ
прп атмосферном давлении — она в даппом случае составляет 268° С. Допустим,
что кривую ОИ необходимо построить прп остаточном давлении 50 мм рт. ст.,
Температурный режим
231
тогда по'графику (см. рис. 121) находим, что прп этом давлении темпера-
тура 50% отгона по кривой ОИ равна 108° С. Разность температур состав-
ляет Дг = 268—168= 100° С. Эту разность температур Ваи-Впккль рекомен-
дует сохранить п5для других точек кривой ОИ.
Рис. 121. График для
пересчета кривых О И
па давление ниже атмо-
сферного.
Температура. 50 °/а отгона при. ОН
и, атмоссрерном дайлен и. и., °C
сырья дан в виде кривой ИТК, то построение
по аналогичной методике, по с применением
Если фракционный состав
п пересчет кривой ОИ ведут
Рпс. 122. График
Ван-Виккля для
определения тем-
пературной по-
правки к кривой
ОИ нефтепродукта,
когда известен его
фракционный со-
став по ИТК.
Пользоваппе ими иллюстрируем следующим примером из работы Ван-
Виккля (табл. 35).
В данном примере используется широкая фракция, выкипающая по ИТК
в пределах 41—510° С, а наклон кривой ИТК в интервале 10 — 70% отгона
составляет: /п/
404~143 =4,35
70—10
232
Гл. IX. Ректификационные колонны
Таблица 35. Построение кривых .ОИ по данным кривой ИТК
Отгон, % Температура, °C
ИТК при атмосферном давлении поправки ОН прп атмос- ферном давлении, исправленная ОН При 100 лиг рт. ст., исправленная
1 2 3 4 5
п. к. 41 -118 220 141
10 143 —102 236 157
30 266 —55 283 204
50 343 +3 341 262
70 404 +51 389 310
90 443 +93 431 352
К. к. 510 + 105 443 364
По графику (рпс. 122) прп наклоне крпвой ИТК, равном 4,35, находят
температурные поправки к кривой ОИ прп атмосферном давлении для отгонов О,
10. 30, 50, 70, 90 и 100%.
Неисправленная температура 50% отгона
при ОН, °C
Рис. 123. [График
Ван-Впккля для
определения тем-
пературы 50% от-
гона ио крпвой
ОИ.
Полученные по этому графику данные приведены в столбце 3 табл. 35-
Далее по графику (рпс. 123) определяют неисправленную температуру 50% от-
гона по кривой ОИ прп атмосферном давлении.
Для данного примера графическое определение этой температуры показано
пунктирной линией — температура 50% отгона но крпвой ИТК составляет
Давление и расход водяного пара
233
343° С, а неисправленная температура 50% отгопа по кривой ОН 338° С.
Далее, приплюсовывая поправки, приведенные в столбце 3, получаем испра-
вленные температуры для различных точек кривой ОИ при. атмосферном давле-
нии (столбец 4). Так, началу кривой ОИ соответствует температура 338 +
+ (—118) = 220° С, а отгону 70% соответствует температура 338 + 51 =
= 389° С и т. д.
Пересчет и построение кривой ОИ для давлений ниже атмосферного ведут
так: пересчитывают по номограмме UOP температуру 50% отгона с атмосфер-
ного давления на заданное, например 100 .и.и рт. ст. В пашем случае она
равна 259° С. К этой величине приплюсовывают поправки пз столбца 3, полу-
ченные значения заносят в столбец 5, получая таким образом исправленные
температуры ОИ прп давлении 100 -н.п рт. ст.
ДАВЛЕНИЕ В КОЛОННЕ II РАСХОД
ВОДЯНОГО ПАРА
Давление в колонне поддерживают ниже или выше атмосферного,
если необходимо соответственно понизить или повысить температуры
отбираемых из колонны продуктов.
Так, перегонку мазута осуществляют в .колоннах при глубоком
вакууме (остаточном давлении от 10—15 до 50—70 мм рт. ст.),
что позволяет проводить ректификацию при сравнительно невысо-
ких температурах и избежать значительного термического разложе-
ния продуктов, которое было бы при атмосферном давлении
и температурах выше 500° С.
С другой стороны, повышение давления позволяет осуществлять
ректификацию низкомолекулярных углеводородов, например про-
пана и бутанов, при температурах вверху колонны 45—55° С, когда
конденсация паров обеспечивается водой, а не специальными хладо-
агентами, как при атмосферном давлении. Необходимо иметь в виду,
что повышение давления в колонне позволяет повысить удельную
производительность колонны по парам.
Таким образом, выбор давления для процесса ректификации
требует в каждом конкретном случае соответствующего обосно-
вания.
Давление в различных сечениях данной колонны зависит также
от величины гидравлических сопротивлений, возникающих прп
прохождении паров через тарелки, т. е. от конструкции тарелок,
гидравлического затвора и удельного расхода жидкости.
Из опыта работы следует, что в среднем перепад давления на одну
тарелку составляет: в атмосферных колоннах 5—10, а в вакуумных
1,5—3 лш рт. ст.
Действие водяного пара аналогично действию вакуума, так как
по закону Дальтона водяной пар понижает парциальное давление
нефтяных паров и позволяет жидкому нефтепродукту испаряться
при более низкой температуре. Расход водяного пара определяют
по уравнению:
(л-Рн)-18
Gn РиМп U Э)
234
Гл. IX. Ректификационные колонны
где z п <?н — количество водяного пара п паров нефтепродукта соответственно,
кг/ч;
зт — общее давление в колонне, мм рт. ст.-,
Рп — давление насыщенных паров нефтепродукта прп дапноп темпе-
ратуре, мм рт. ст.',
Мц — молекулярный вес нефтепродукта.
Расход водяного пара на атмосферных трубчатых установках
обычно составляет 1,2—3,5 вес. %; на вакуумных 5—8 вес. %Х,от
перегоняемого сырья.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ РАЗМЕРОВ
КОЛОННЫ
Число тарелок. Методы определения числа теоретических тарелок
в колонне делятся на аналитические и графические. Аналитические
методы дают более точные результаты, но трудоемки, в современных
условиях использование этих методов облегчается применением ЭВМ.
Графические методы, менее точны, но удобны и наглядны, из них
широкое применение получил метод Мак-Кабе и Тили *.
Требуемое число теоретических тарелок зависит от ряда пара-
метров, главным образом от: разности температур кипения разделя-
емых компонентов смеси (величины коэффициента относительной
летучести); четкости погоноразделения, т. е. от состава получаемых
ректификата и остатка; флегмового числа, т. е. от кратности ороше-
ния к ректификату. Чем меньше разность температур кипения раз-
деляемых компонентов смеси, тем более полога кривая равновесия
и тем больше требуется тарелок.
Связь между температурами кипения разделяемых компонентов
смеси п числом теоретических тарелок нтеор характеризуется
графиком Брега и Люиса ** (рис. 124), в основе которого лежит
уравнение:
______ T')~f- 11 /1 1Й1
«теор- /c(y2_Zi) (116)
где и Т„ — абсолютные температуры кипения соответственно ппзкокипя-
щего и высококппящего компонентов, °К;
к — константа, численно равная 2,5 для максимального, 3 для опти-
мального и 4 для минимального числа теоретических тарелок.
Для увеличения четкости погоноразделения необходимо увели-
чить число теоретических тарелок, и наоборот. Труднее всего полу-
чать продукты высокой чистоты.
Допуская, что коэффициент относительной летучести а в интер-
вале возможных температур в колонне остается практически постоян-
* Т р е г у б о в А. М., Теория перегонки и ректификации, Гостоптех-
издат, 1946.
** Крепь Э., Руководство по лабораторной ректификации, Издатпплпт,
•1960.
Определение основных размеров
235
ным, Фенске для приближенного расчета числа теоретических
тарелок при периодической ректификации предложил формулу:
хе (100 — хв)
Рпс. 124. График Брега и Люкса для чистоты ректификата:
1 — 99,9%; 2 — 99%; 3 — 90,%.
Мельпольдер и Хидингтон представили уравнение Фенске в виде
номограммы (рис. 125), по которой можно определить искомые вели-
чины. Пользование номограммой сводится к следующему.
На верхней горизонтальной оси находят значение начальной
концентрации компонента в исходном продукте хв. Из этой точки
проводят вниз вертикальную линию до пересечения с кривой конеч-
ном концентрации компонента в получаемом продукте хе. От точки
пересечения проводят горизонталь до линии логарифма коэффици-
ента а и затем опускают перпендикуляр на нижнюю ось, где и нахо-
дят требуемое число теоретических тарелок.
Необходимое число теоретических тарелок зависит также от
кратности орошения: чем больше кратность орошения к ректификату,
236
Гл. IX. Ректификационные колонны
тем меньше требуется тарелок, и наоборот. Прп увеличении числа
тарелок увеличивается высота ректификационной колонны, а следо-
вательно, ее стоимость, тогда как увеличение количества орошения
повышает эксплуатационные затраты, связанные с расходом тепла
в кипятильнике и воды в конденсаторе. Оптимальным является
такое количество орошения, при котором общие затраты минимальны,
что иллюстрируется графиком, изображенным на рис. 126. Опти-
мальный режим помечен пунктирной лпнией.
Рпс. 125. График Мельпольда и Хпдппгтопа.
Диаметр колонны, сечение шлемовых труб и патрубков для
боковых погонов и остатка определяют по допустимым скоростям
движения паров и жидкостей. Чем выше допустимая скорость паров
в колонне, тем меньше ее диаметр и расход металла. Однако с уве-
личением скорости паров возрастает механический унос капелек
жидкости на вышележащую тарелку, снижается эффективность
ректификации (четкость погоноразделения).
Величина уноса мельчайших капелек флегмы, а следовательно,
допустимая скорость паров в колонне зависят от расстояния между
тарелкамп, давления, способности разделяемых компонентов к вспе-
ниванию, величины сил поверхностного натяжения на границе
жидкость — пар. Для определения допустимой линейной скорости W
(в м!сек) паров в свободном сечении колонн предложен ряд уравнений
Определение основные: размеров
237
и графиков. В нефтеперерабатывающей промышленности большое
распространение получила формула Саудерса и Брауна:
ъу__0,305 ’] Г рж —Рп
~ 3600 У рп
где С — коэффициент, учптыват
ющпц физические свой-
„ ства жидкости и пара
(поверхностное натя-
жение), а также рас-
стояние между тарел-
ками;
P 11 Рж — соответственно плот-
ность паров и жидкости
в рабочих условиях
для данного сечения
колонны, кг/м3.
(118)
Расстояние между тарелками,мм
Рпс. 127. График Нельсона:
1 — для решетчатых, каскадных и перфориро-
ванных тарелок прп максимальных нагрузках;
2 — для тех же тарелок при нормальной нагрузке;
3 — для колпачковых тарелок (з' — при малых
нагрузках по жидкости; 3" — то же прп боль-
ших нагрузках); 4 — по Брауну — Саудерсу;
5 — для вакуумных колонн; в — для абсорберов;
7 — для пенистых сред.
Количество орошения
Рис. 126. Определение оптималь-
ного количества орошения:
1 — общие затраты; 2 — эксплуатацион-
ные затраты; 3 — капитальные затраты
(амортизационные отчисления).
Нельсон обобщил опыт работы ректификационных колонн и для
определения коэффициента С предложил график.(рис. 127), учиты-
вающий и конструкцию тарелок. Обследования ректификационных
колонн на действующих атмосферно-вакуумных трубчатых установ-
ках, проведенные ГрозНИИ, показали, что расчет допустимой ско-
рости паров с использованием графика Нельсона для определения
коэффициента С хорошо согласуется с практикой. Скорость паров
в атмосферных колоннах установок АВТ составляет 0,46—0,84 м]сек,
а в вакуумных 2,5—3,5 м/сек при расстоянии между тарелками
0,61 м. В колоннах, работающих под давлением, линейная скорость
паров составляет 0,2—0,7 м/сек.
Большие расстояния между тарелками делают их более доступ-
ными для монтажа, чистки, ремонта и форсированной работы. Однако
с увеличением этого расстояния увеличивается высота колонны,
а следовательно, расход металла. В связи с этим большое значение
238
Гл. IX. Ректификационные колонны
имеют работы по созданию высокоэффективных тарелок с меньшим
расстоянием между ними. К числу последних относятся тарелки
клапанные, ситчатые и решетчатые. Последние хорошо работают при
повышенной производительности и небольшом расстоянии между
ними. Расстояние это зависит также от диаметра колонны: наимень-
шее (до 250 мм) оно в колоннах диаметром до 0,8 м, 450—600 мм
в колоннах диаметром до 6 Л1 и 600—700 мм в колоннах диа-
метром более 6 м.
Скорость движения паров в шлемовых трубах принимается рав-
ной 12—20 м/сек для атмосферных колонн и 30—60 м/сек для вакуум-
ных. Скорость жидкого потока на приеме насоса и в трубах для само-
тека составляет 0,2—0,8 м/сек, а на нагнетательной линии 1—3 м/сек.
Размеры сливных стаканов тарелок подбирают исходя из скорости
течения флегмы 0,2—0,3 м/сек, либо по периметру I слива, опре-
деляя его по формуле (в лс):
где V — объем стекающей флегмы, ,л3/ч;
h — высота уровня жидкости над переливным устройством (1,5—3,5 c.v).
Свободное сечение отверстий колпачков принимается в пределах
12—15% от сечения колонны.
ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УЗЛЫ И ДЕТАЛИ
КОЛОННЫ
Распределение флегмы по тарелкам ректификационной колонны
может быть одно-, двух- и четырехпоточным. Однопоточные схемы
применяют в колоннах диаметром до 4 лц двухпоточные — в колон-
нах диаметром 4—8 м, а четырехпоточные — в колоннах диаметром
более 8 лс. В комплект двухпоточной тарелки входят переливные
устройства с центральными и боковыми сливами, а у четырехпоточ-
ной тарелки — с двумя и тремя сливами *. Схемы движения флегмы
на одно- (а) и двухпоточных (б) тарелках приведены на рис. 128.
Ввод сырья и водяного пара. Скорость паров или паро-жидкост-
ной смеси на входе в ректификационную колонну достигает иногда
100 м/сек. Под действием этих потоков возникает сильная эрозия
стенок колонны. Для защиты от эрозии используют отбойные устрой-
ства — рефлекторы. Исходное сырье вводится тангенциально
(рис. 129, а) к корпусу ректификационной колонны по перфориро-
ванным пластинам шириной 0,6—0,7 м с отверстиями диаметром
4—6 Л1Л1. Благодаря рефлекторам часть паров и жидкости отбрасы-
вается к центру колонны, а остальные проходят через отверстия
в спирали к корпусу аппарата. Подобным образом струя разрывается,
♦Александров И. А., Ректификационные и абсорбционные аппа-
раты, Изд. «Химия», 1971.
Вспомогательные узлы и детали
239-
разбрызгивается и распыляется на мельчайшие капли, создавая
большую поверхность испарения. В колоннах большого диаметра
прибегают к конструкциям типа рис. 129, б и в. Для лучшей сепара-
ции жидкости над рефлектором устанавливают дополнительные
Верхняя
тарелка
Нижняя
тарелка
Рис. 128. Распределение флегмы на тарелках:
а — однопоточных; б — двухпоточных; 1 — устройство для ввода жидкости;
2 — устройство для вывода жидкости.
отбойные устройства из гофрированной сетки или просечно-вы-
тяжных гофрированных листов.
Распределители водяного пара выполняют в виде маточных труб.,
образующих паук, или коллектор (рис. 130), перфорированный
Рпс. 129. Ввод сырья в колонну.
Рпс. 130. Маточнпк для ввода
водяного пара.
снизу так, что живое сечение отверстий не превышает 25% от сечения
трубы. Через отверстия пузырьки водяного пара равномерно барбо-
тируют через слой жидкости.
Отбор и подвод жидкости осуществляется через сливной карман,
установленный ниже тарелки не менее чем на 300 льм (рис. 131).
При подаче жидкости на верхнюю тарелку конструкция ввода I
должна обеспечивать гашение энергии струи жидкости, для чего
напротив места ввода орошения на тарелке ставят отражательную
пластинку.
240
Гл. IX. Ректификационные колонны
Отбойные устройства. Их назначение — сократить унос капе-
лек жидкости парами. Известно много конструкций отбойных
устройств. Простейшей из них является насадка из колец. Большое
распространение получили отбойники ударного типа, показанные
на рис. 132, собранные из уголков и образующие сложный лабиринт
для прохода паров. На поворотах, ударяясь о стенки уголков, ка-
пельки жидкости отделяются от паров и стекают вниз.
Рис. 131. Отбор п подвод жид-
кости в колонну:
I — ввод орошения; II — вывод боно-
вого продукта.
Монтируют их в горизонтальном,
вертикальном и наклонном положе-
ниях. Хорошо работают сетчатые от-
бойники из гофрированной вязальной
проволоки диаметром 0,2—0,3 мм,
с ячейками размером 4—5 лш и гоф-
рами высотой 8—10 мм. Преимущест-
вом их является также малый рас-
ход металла и сравнительно низкая
Рпс. 132. Отбойная тарелка из уголков.
стоимость. Применяют их для колонн диаметром до 12 м. На газо-
перерабатывающих заводах сетчатые отбойники для абсорберов
выполняют пакетом из 140 сеток общей толщиной 150 мм. Успешно
применяются также отбойники из стекловаты.
Теплоизоляция колонн. Основным требованием, предъявляемым
к тепловой изоляции, является сокращение потерь тепла и пред-
охранение от ожогов обслуживающего персонала. Изоляция нано-
сится на аппарат в пластическом состоянии или в виде фасонных
плит, матрацев. В качестве изоляционных применяют высокопори-
стые материалы: пеностекло, стекловату, шлакошерсть, асбест,
инфузорную землю и др. К изоляционным материалам отделочного
характера относятся различного вида штукатурки по металлической
сетке, защитные кожухи из листовой стали, алюминия и других
материалов. От изоляционной обшивки требуется легкость, негорю-
честь и прочность. Последнее достигается предварительной обмоткой
аппарата одной или несколькими проволочными сетками, между
которыми закладывают распорные кольца из перфорированного
Сложные колонны установок АВТ
241
шинного железа. Кольца .связывают с корпусом аппарата гапкамп,
лапами или штырями.
Теплоизоляция ректификационном колонны осуществляется сле-
дующим образом. На корпусе аппарата и его днище размещена сетка
из оцинкованного железа толщиной 2,5 мм. Поверх сетки нанесен
первый слой пластической массы, в котором укреплены распорные
кольца. К этим кольцам прикреплена еще одна сетка из оцинкован-
ной железной проволоки. Поверх нее нанесен второй слой пластиче-
ской массы и третья сетка из оцинкованной проволоки, натянутая
вдоль и поперек корпуса ректификационной колонны. На третий ряд
сетки нанесен слой водонепроницаемого цемента толщиной 6 мм.
Чтобы придать всей теплоизоляции высокую пластичность, сделаны
так называемые температурные швы, заполненные шлаковатой и об-
лицованные кольцами. Толщина теплоизоляционного слоя зависит
от природы изоляционных материалов и климатических условий
работы аппаратуры.
Применение фасонных плит и матрацев — более прогрессивный
метод изоляции. Их формуют из пластмассы, сушат в печах, а затем
накладывают на Теплоизолируемый объект в готовом виде. Фасонные
плиты связывают между собой цементными растворами. Матрацами
из шлаковаты обматывают аппарат и закрепляют их стяжными по-
ясами. Поверх теплоизоляционных матрацев накладывают метал-
лические кожухи из оцинкованного железа или алюминия.
СЛОЖНЫЕ КОЛОННЫ УСТАНОВОК АВТ
Схемы ректификации многокомпонентных смесей. При фракцио-
нировании нефти и нефтяных остатков (мазутов) получают большое
число дистиллятов. Такое разделение в одной простой колонне не-
возможно, поэтому применяют многоколонную систему. Чтобы уяс-
нить ее работу, допустим, что нефть требуется разделить на пять
нефтепродуктов. Осуществить эту задачу можно по следующим вари-
антам.
По первому варианту используют четыре простые колонны
(рис. 133, «), соединяя их так, что пары дистиллятов последова-
тельно поступают из одной колонны в другую. Тогда наиболее
легкий продукт — бензин получится сверху четвертой колонны,
а самый тяжелый — мазут — снизу первой. Остальные дистилляты
отбираются в жидкой фазе снизу второй, третьей п четвертой ко-
лонн. Для орошения колонн требуется четыре насоса и четыре холо-
дильника. Помимо этого для каждой колонны требуются металло-
конструкции с переходами, лестницами и площадками.
По второму варианту (рис. 133, б) предусмотрены попрежнему
четыре колонны. Сверху каждой из них отбирают дистилляты,
а остатки перегонки переводят последовательно пз колонны в ко-
лонну. Для осуществления этого варианта можно создать такой
16 Заказ 1000
242
Гл. IX. Ректификационные колонны
перепад давления между колоннами, чтобы обеспечить переток
остатков. В противном случае загрузка каждой колонны должна
осуществляться насосами. Помимо этого каждая колонна должна
иметь конденсатор, холодильник и насосы для подачи орошения.
Рпс. 133. Схемы ректификации многоком-
понентных смесей:
а — первый вариант; б — второй вариант; I —
нефть; И — бензин; III — керосин; IV — ди-
зельное топливо; V — газойль; VI—мазут.
Рпс. 134. Схема сложной колонны:
1 — теплообменник; 2 — конденсатор-
холодильник; в — емкость орошения;
4 — ректификационная колонна; 5 —
отпарная колонна.
Линии: I — нефть; II — бепзин;
III — керосин; IV — дизельное топ-
ливо; V — газойль; VII — водяной
пар; VIII — газ.
Наиболее летучий компонент — бен-
зин — отбирается из первой колонны,
а тяжелый остаток — из четвертой.
Возможны и другие варианты обвязки
простых колонн. Из при-
веденного следует, что многоколонная система сложна и требует
большого числа насосов и много металла. Подобную многоколонную
систему применяют при ректификации газов и получении индиви-
дуальных углеводородов высокой чистоты. Для разделения нефти
или мазута обычно применяют одну сложную колонну, выполнен-
ную, например, по схеме на рис. 134. Фактически такие колонны
состоят из нескольких простых колонн, поставленных одна над
другой, причем каждая из них дает два продукта — ректификат
и остаток. Преимуществами таких колонн являются компактность
и возможность осуществить орошение для всех секций с одной верх-
ней точки. Однако в современных колоннах подачу и отвод цирку-
лирующего орошения ведут в нескольких сечениях ' по высоте
колонны.
Сложные колонны, установок АВТ
243
Отпарные колонны (стрипппнги)
В этих колоннах происходит отпарка легких фракций водяным
паром. Подобным образом достигают получения дистиллятов, отве-
чающих требованиям ГОСТ по температурам вспышки, начала кипе-
ния, вязкости и другим свой-
ствам. Конструктивно отпарные
колонны могут быть размещены
внутри ректификационных ко-
лонн (внутренние) либо в виде
самостоятельных колонок (вы-
носные).
Внутренние отпарные ко-
лонны (рис. 135) включают в
среднем две-три колпачко-
вые тарелки и одну глухую
с горловиной. По этой гор-
ловине нефтяные пары перево-
дятся из нижней секции в верх-
нюю. Подача водяного пара
осуществляется по маточнику,
устроенному над глухой тарел-
кой. С этой же тарелки отби-
Рпс. 135. Внутренняя отпарная сек-
ция:
1 — глухая тарелка; 2 — паровой пат-
рубок; з — ректификационная тарелка;
4 — сливной стакан; 5 — желоб; в —ма-
ховик; 7 — шток; 8 — сборник орошения;
9 — маточник водяного пара; 10 — гид-
равлический затвор; 11 — тарелка.
Линии: I — боковая фракция; II — оро-
шение; III — водяной пар.
Рис. 136. Односек-
цпонная отпарная
колонна:
I — вход фракции;
II — выход паров;
III — выход фрак-
ции; IV — водяной
лар.
Рпс. 137. Много-
секцпопная отпар-
ная колонна:
I — вход фракции;
II — выход фракции;
III — выход паров;
IV — водяной пар.
рается боковая фракция. Переток флегмы из секции в секцию
осуществляется по гидравлическому затвору 10. Количество пода-
ваемой флегмы регулируется при помощи маховика 6. При внут-
ренних стриппингах колонна имеет большую высоту.
16*
244
Гл. IX. Ректификационные колонии
Выносные отпарные колонны бывают односекционные (рис. 136)
и многосекционные (рис. 137). В обоих случаях боковой погон из
основной колонны перетекает на верхнюю тарелку соответствующей
отпарной. Двигаясь вниз, дистиллят обрабатывается водяным паром,
поступающим через маточник, расположенный у днища аппарата.
Пары нефтяных фракций и водяного пара возвращаются обратно
в основную колонну. В зависимости от требуемой четкости погоно-
разделения выносные колонны имеют от четырех до восьми тарелок.
Высота основной колонны в этом случае меньше.
Вакуумные колонны
Рпс. 138. Схема вакуумной
колонны:
.1 — корпус; 2 — ректификационные
тарелки; 3 — отбойник; -i — кон-
денсатор-холодильник; 5 — отстой-
ник; б — холодильник.
Линии: I — мазут; II — водяной
пар; III — песконденснровавшиеся
газы; IV — вода; V — циркуля-
ционное орошение; VI — боновой
продукт; VII — гудрон.
каталитического кпекинга
Эти колонны (рис. 138) применяют для ректификации высоко-
кипящих смесей углеводородов в глубоком (свыше 700 мм рт. ст.)
вакууме и при высоких (до 430° С) температурах. При общей высоте
этих аппаратов 15—30 м диаметр их достигает 12 м. Для работы
с коррозионно-неагрессивными нефтями
вакуумные колонны изготовляют из
углеродистой стали. При переработке
сернистого сырья вакуумные колонны
выполняют из биметалла, а внутренний
слой и тарелки — из легированной
стали. В отгонной части диаметр кор-
пуса вакуумных колонн в 1,5—2 раза
меньше, чем в концентрационной. Это
объясняется меньшим объемом восхо-
дящего потока нефтяных паров и стрем-
лением уменьшить разложение гуд-
рона, снизив время его пребывания в
зоне высоких температур.
Конструкция тарелок должна обес-
печить их высокую эффективность при
минимуме перепада давлений. Таковыми
на современных нефтеперерабатываю-
щих заводах являются тарелки ре-
шетчатые, клапанные, ситчатые. Число
тарелок зависит от требуемой четкости
погоноразделения. Оно является мини-
мальным (8—14) там, где масляные
дистилляты используют как сырье для
и максимальным (38—42) там, где
дистилляты направляются’на производство масел.
Нельзя не отметить также, что при постоянных температуре
и расходе водяного пара увеличение числа тарелок приводит к по-
вышению давления в питательной секции и к снижению глубины
отбора. В отгонной секции вакуумной колонны обычно установлено
Сложные колонны установок АВТ
245
4—6 тарелоц. Остаточное давление в эвапорационном пространстве
современных колонн достигает 15—17 мм рт. ст., а на выходе паров
из колонны 5 мм рт. ст.
Над вводом сырья в колоннах устанавливают отбойные тарелки
из спрессованной проволочной сетки. Тарелка орошается флегмой,
что почти полностью устраняет проскок капель гудрона через сетку
в концентрационную часть колонны. Для борьбы со вспениванием
вместе с сырьем из печи вводят силикон (около 0,75 мг/л сырья).
Подобно атмосферным, вакуумные колонны снабжаются внутрен-
ними, а чаще выносными отпарными колоннами.
Благодаря перечисленным мероприятиям и применению глубо-
кого вакуума получаемый основной продукт — тяжелый вакуум-
ный газойль- (с концом кипения 550° С) прозрачен, имеет низкую
коксуемость и ничтожное содержание металлоорганических соеди-
нений ванадия, никеля и железа.
Вакуумсоздающая аппаратура
Сюда относятся вакуум-насосы, эжекторы, барометрические кон-
денсаторы. Вакуум-насосы осуществляют отсос газов, их сжатие
и выхлоп. Различают вакуум-насосы сухие и мокрые, поршневые
и ротационные. Сухие предназначены для отсоса только сухих газов,
мокрые — для откачки газа вместе с жидкостью. Поршневые сухие
вакуум-насосы имеют производительность 160—200 м3/мин и обес-
печивают остаточное давление до 30 мм рт. ст. Ротационные ва-
куумные насосы снабжены рабочим колесом с неподвижными лопат-
ками, вставленными эксцентрично в корпусе насоса.
До определенного уровня насос заполняется водой или другой
жидкостью, неогнеопаснон и неразъедающей детали машин, так,
чтобы концы лопаток при вращении всегда находились в жидкости.
При быстром вращении колеса вода (жидкость) отбрасывается к стен-
кам корпуса, образуя равномерное водяное кольцо. Между лопат-
ками и этим кольцом в силу эксцентричности колеса образуются
неодинаковые по объему ячейки '— большие внизу, меныпие вверху.
Работу поршней выполняет вода. При первой половине оборота
вала ячейки увеличиваются и через эти отверстия засасывается газ.
При второй половине оборота ячейки уменьшаются, происходит
сжатие и выхлоп газов через специальные отверстия. Глубина ва-
куума зависит от температуры рабочей жидкости. Поэтому воду
подают с возможно более низкой температурой, другие жидкости
охлаждают в специальных холодильниках.
Ротационные вакуум-насосы рекомендуют применять там, где
всасываемый газ не содержит сероводорода. Преимуществом этих
насосов является возможность их непосредственного соединения
с электромотором, что делает установку компактной. Ротационные
вакуум-насосы марки РМК производительностью 720—1800 м:1/ч
246
Гл. IX. Ректификационные колонны
создают вакуум около 720 мм рт. ст., потребляя при этом мощ-
ность 27—49 л. с.
Барометрический конденсатор (рис. 139) снабжен трубой 3 дли-
ной 12 м. В нем осуществляется встречное движение потоков паров
Рпс. 139. Схема баро-
метрического конден-
сатора:
1 — корпус; 2 — тарел-
ка; 3 — барометрическая
труба; 4 — колодец; 5 —
гидравлический затвор.
Линии: I — пары и газы
из вакуумной колонны;
II — несконденсирован-
ные газы разложения и
воздух; III — холодная
вода; IV — сток воды в
канализацию.
и воды; водяные пары конденсируются и вместе
с водой через гидравлический затвор стекают
в водоем или в канализацию. Гидравлический
затвор создается тем, что конец трубы 3 на-
ходится ниже уровня воды в колодце 4. Воздух
и несконденсировавшиеся газы отсасываются
вакуум-насосом или пароструйным эжектором.
Устройство двухступенчатого пароструйного
эжектора показано на рис. 140. Газ из баро-
метрического конденсатора поступает в камеру
всасывания 3, подхватывается струей водяного
пара, вытекающего из сопла 2 под большим (до
10 ат) давлением. Смесь водяного пара и газов,
преобразуя в диффузоре 4 скоростную энергию
сжатия, поступает через камеру сжатия в
промежуточный конденсатор 5.
В зависимости от требуемой глубины ва-
куума пароструйные эжекторы имеют число
ступеней от одной ДО' пяти. В соответствии
с заданной производительностью монтируют
по два и более пароструйных эжекторов в по-
токе. Одноступенчатые эжекторы используют,
когда глубина вакуума не превышает
685 лы1 рт. ст., двухступенчатые, когда оста-
точное давление должно быть не более
50 мм рт. ст., трехступенчатые—в пределах
50—Г мм рт. ст. Наконец, четырех- и пяти-
ступенчатые эжекторы применяют, когда оста-
точное давление должно исчисляться долями
миллиметра ртутного столба. В нефтеперера-
батывающей промышленности обычно приме-
няют двух- и трехступенчатые эжекторы.
Между ступенями монтируют конденсаторы
для конденсации рабочего пара предыдущей
ступени, а также для охлаждения отсасы-
ваемых газов. В зависимости от свойств отсасываемых газов и са-
нитарных условий применяют конденсаторы смешения или поверх-
ностные конденсаторы. Вакуум в системе лимитируется темпера-
турой воды, покидающей конденсатор. Теоретически остаточное
давление равно давлению насыщенных паров воды, практически
оно больше и зависит от потерь напора в трубопроводах и конден-
саторах (рис. 141).
Сложные колонны, установок АВТ
247
Остаточное давление,мм рт.ст.
Рпс. 140. Схема двухступенчатого
эжектора:
а — первая ступень зжекцпи; б — вторая
ступень эжекщш; 1 — паровая коробка;
2 — сопло; з — камера всасывания; 4 —
диффузор; S — промежуточный конденса-
тор; в — распылитель.
Липин: I — вход пара; II — вход в сопло;
III — вход воды; IV — выход конденсата;
V — вывод водяного пара второй ступени
ЭЖСКЦИИ.
Рпс. 141. Зависимость остаточного дав-
ления от температуры воды:
1 — теоретические данные; 2 — данные с уче-
том гидравлического сопротивления трубо-
проводов; з — остаточное давление наверху
колонны с конденсатором; 4 — то же с тепло-
обменником и конденсатором.
Рпс. 142. Двухступенча-
тый. эжектор с поверх-
ностным конденсатором;
1 — патрубок Для ввода па-
ров и газов; 2 — патрубок
для ввода рабочего пара;
з — переход воздуха и мя-
того пара в конденсатор.
248
Гл. IX. Ректификационные колонны
' При высокой температуре воды создать глубокий вакуум не-
возможно. В таких условиях прибегают к дополнительному нагнета-
тельному эжектору (бустеру), устанавливаемому перед вводом водя-
ных паров и газов в барометрический конденсатор. Такой эжектор
создает дополнительный вакуум до себя и повышенное дав-
ление после себя. При отсосе неагрессивных газов применяют
Рпс. 143. Схема включения конденса-
тора и эжекторов:
1 — дополнительный эжектор; 2 — баромет-
рический конденсатор; з — первая ступень
эжекцпн; 4 — вторая ступень зжекцпп; 5 —
третья ступень эжекцпи; fl — барометричес-
кая труба; 7 — барометрический колодец.
Линии: / — водяной пар и несконденспровав-
шнеся газы из вакуумной колонны; II — водя-
ной пар; III — холодная вода; IV— газ и
пар в атмосферу.
Рпс. 144. Сравпптельпая оценка
эжекторов:
1 — трехступенчатых; 2 — двухступен-
чатых .
диффузор из чугуна, а паровые
сопла из легированной стали.
Для коррозионно-агрессивных
сред пользуются высоколе-
гированной сталью, графитом и стеклом.
На рис. 142 показана конструкция двухступенчатого эжектора
с промежуточным поверхностным конденсатором, состоящим из двух
секций, неравных по поверхности конденсации. Охлаждающая
вода проходит вначале нижнюю секцию, а затем верхнюю. Конденсат
используется для питания паровых котлов.
На рис. 143 приведена система создания глубокого вакуума
на крупной установке АВТ в Делавере (США) *, где применены
три последовательно связанных между собой двухступенчатых эжек-
* К а з ь м п и Г. И., Гвоздецкий Л. А., Касаткин В. А.,
Семенов Б. С., Нефтеперерабатывающие заводы США, Гостоптехпздат,
1962, стр. 68.
Сложные колонны установок АВТ
249
тора с конденсаторами поверхностного типа. Конденсат (отсасыва-
емых паров) откачивается мокрым вакуум-насосом. Вакуумсозда-
ющая система создает в эвапорацнонноп зоне колонны остаточное
давление 15—17 мм рт. ст., а наверху колонны 5 мм рт. ст.
Вакуумная колонна диаметром 12 м и производительностью
по мазуту 3 млн. т/год оборудована двумя такими системами, рабо-
тающими параллельно. Диффузоры эжекторов первой ступени (бу-
стеров) имеют наибольший диаметр 1,5 м и длину 12 м. Применение
поверхностных конденсаторов вместо конденсаторов смешения не
только способствует созданию более высокого вакуума в колонне,
но и избавляет завод от огромных количеств загрязненных стоков,
особенно при переработке сернистых и высокосернпстых нефтей.
Производительность эжекторов исчисляется количеством отса-
сываемых ими паров и газов в 1 ч. Расход водяного пара на отсос
газов в эжекторах определяется их производительностью и глубиной
вакуума (числом ступеней эжекции). Сравнительная оценка двух-
и трехступенчатых эжекторов иллюстрируется рис. 144. Из графика
видно, что при одном и том же вакууме производительность трех-
ступенчатых эжекторов выше, чем двухступенчатых.
Характеристика пароструйных трехступенчатых эжекторов кон-
струкции Гипронефтемаш при остаточном давлении на входе
40 мм рт. ст. и давлении водяного пара 10 ат приведена ниже:
Производительность, кг/ч . . 200 400 640 1000
в том числе неконденсиру- ющихся газов, кг/ч . . . 125 250 400 600
Расход рабочего пара, кг/ч 900 . 1800 3000 4000
Температура охлаждающей воды, р С Расход воды, мР/ч 24 25 25 25
40 80 125 15Г
Отсасываемая эжекторами из барометрического конденсатора
паро-воздушная смесь состоитщз неконденсирующихся газов терми-
ческого распада сырья, воздуха (засасываемого через неплотности
аппаратуры, выделившегося в барометрическом конденсаторе из
охлаждающей воды и поступившего вместе с водяным паром), неф-
тяных паров, сероводорода.
По данным ГрозНИИ, количество этих газов зависит от многих
факторов, главным образом от типа сырья, температурного режима
и типа трубчатой печи. По этим данным количество неконденсиру-
ющихся углеводородных газов составляет 0,005—0,42%, считая
на мазут, а количество инертных газов соответственно 0,001—0,14%.
В составе инертных газов 70—90% приходится на воздух, подсасы-
ваемый через неплотности системы.
В табл. 36 приведена характеристика ректификационных колонн
атмосферно-вакуумной трубчатой установки мощностью 6 млн. mjzod.
Таблица 36. Характеристика ректификационных колонн АВТ
Ректификационная колонна Температура, °C Давление, ат Скорость паров, м/сек Подпор на сливе, лмt ст. жидк. Гидравлическое сопротив- ление тарелки, лит рт. ст. Высота пены в сливном устройстве, ли» Расстояние между тарел- ками, лш Диаметр колонны, лай Тип "тарелок Число тарелок ।
Предварительного испарения верх 120 5,6 0,266 39,6 4,2 453 600 5000 Клапанные 24
низ 240 5,8 0,327 53,4 5,0 549 600 5000 Двухпоточ-
Атмосферная верх 126 1,5 0,96 35,4 4,65 452 700 5000 иые То же 16
. тарелка № 24 260 1,62 0,745 47,3 5,3 533 700 7000 » 27
Вторичной перегонки № 1 верх 114 4,0 0,476 26,2 4,65 428 600 2800
НПЗ 192 4,2 0,297 54,3 4,75 535 600 2800 » 30
№ 2 верх 80 3,5 0,393 35,2 4,2 441 600 3600 »
ппз 130 3,9 0,385 51,0 4,65 538 600 3600 » 60
№ 3 верх 128 1,2 1,03 37,0 4,65 485 600 2800 Клапаппые 20
пнз 178 1,6 0,562 41,8 4,55 465 600 2800 одпопоточ- н ые То же 40
Отпариая № 1, верх . . . 180 1,55 0,287 29,4 3,8 388 600 2800 » 10
№ 2, верх .... 228 1,6 0,347 35,4 4,1 423 600 2000 » 10
№ 3, верх .... 296 1,65 0,39 48,7 3,6 487 600 2000 Клапанные
Стабилизатор, верх 62 12,0 0,234 43,7 4,0 512 600 2000 двухпоточ- пые То же 20
Вакуумная тарелки № 15—18 140 63* 3,48 42,8 5,75 476 700 6400 Клапаппые
тарелки № 9—10 300 82* 2,59 32,1 4,75 415 900 9000 в комбина- ции с сит- чатыми То же 2
тарелки № 5—6 368 94* 2,17 15,3 4,3 355 900 9000 » 2
*В лш рт. ст,
Контроль за работой колонн
251
КОНТРОЛЬ ЗА РАБОТОЙ РЕКТИФИКАЦИОННЫХ
КОЛОНИ
Для строгого соблюдения режима и условий, обеспечивающих
нормальный ход процесса ректификации, необходимо правильно
эксплуатировать колонны. Ведущими факторами режима являются
температура, давление, количество орошения и расход водяного
пара или тепла (при наличии кипятильников) в отгонной части
колонны и в ее отпарных секциях. Для наблюдения за температурой,
давлением, количеством жидкостей и водяного пара служат кон-
трольно-измерительные приборы, автоматические анализаторы
качества, размещенные в наиболее характерных точках ректифика-
ционной колонны. Показания этих приборов позволяют следить
за ходом ректификации, качеством продуктов и своевременно устра-
нять возможные отклонения от требуемого режима.
Помимо контрольно-измерительных приборов ректификацион-
ные колонны снабжаются автоматическими регуляторами параметров
процесса (терморегуляторы, регуляторы потока и другие автоматы,
являющиеся неотъемлемой частью современных ректификационных
установок).
Важнейшпми для температурного режима являются места ввода
сырья, верх и низ ректификационной колонны, а также места отбора
промежуточных фракций, или боковых погонов. Управление ими
проследим на конкретных примерах.
Пример 1. В ректификационной колонне с выиоснымп отпарными секциями
перегоняется до мазута легкая нефть. Требуется повысить в бепзпне содержание
фракций, выкипающих до 100° С, т. е. облегчить фракционный состав бензина.
Решение задачи сводится к увеличению количества подаваемого орошения,
а следовательно, к понижению температуры верха колонны при одновременпом
увеличении количества водяного пара в отпарпую колонну. В итоге отбор бен-
зина уменьшится, а лигроина увеличится.
Пример 2. В топ же колонне требуется получить керосиновый дистиллят-
с пониженной температурой конца кипения. Чтобы решить эту задачу, необхо-
димо облегчить состав паров, поступающих в керосиновую секцию колопны.
Для этого понижают температуру в секции дизельного топлива, увеличивая
количество подаваемого в эту секцию орошения. Одновременно увеличивают
подачу водяного пара в отпарную колонну дизельной фракции.
Из приведенных примеров видно, что контроль за работой ректи-
фикационных колонн в основном сводится к оперированию важ-
нейшим фактором процесса ректификации — температурным ре-
жимом — путем изменения количества подаваемого орошения.
Выбранный температурный режим для заданного сырья и качеств
получаемых из него дистиллятов поддерживается постоянным авто-
матически при помощи терморегуляторов, регуляторов расхода
и других аппаратов контроля.
252
Гл. IX. Ректификационные колонны
ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
РЕКТИФИКАЦИОННЫХ КОЛОНН
Для правильной эксплуатации колони необходимо соблюдать
следующее.
1. Открывать люки колонны можно только после ее пропарки
и промывки в строгом порядке, начиная с верхнего. Перед откры-
тием нижнего люка необходимо пустить в него пар или иметь на-
готове паровой шланг на случай загорания кокса.
2. При обнаружении пропусков в корпусе ректификационной
колонны, испарителя, теплообменника и других аппаратов необхо-
димо немедленно дать пар к местам пропуска для предотвращения
воспламенения продукта. При наличии условий, угрожающих ава-
риен, надо немедленно отключить аппарат или остановить уста-
новку. Необходимо также своевременно устранять все неплотности
в трубопроводах и аппаратуре и не допускать перебоев в работе
вентиляции как естественной, так и искусственной.
3. При сборке и ремонте трубопроводов нужно наблюдать за тем,
чтобы в трубах не оставались посторонние предметы. Вся аппара-
тура, арматура, измерительные приборы и трубопроводы после
остановки и ремонта должны быть подвергнуты испытанию на проч-
ность и исправность действия.
ГЛАВА X
ТЕПЛООБМЕННЫЕ АППАРАТЫ
Теплообменные аппараты являются составной частью практи-
чески всех технологических установок на нефтеперерабатывающих
и нефтехимических заводах. Их стоимость составляет в среднем 15%
от общей стоимости оборудования технологических установок. Тепло-
обменные аппараты используют для нагрева, испарения, конден-
сации, охлаждения, кристаллизации,- плавления и затвердевания
участвующих в процессе продуктов, а также как парогенераторы
или котлы-утилизаторы.
Среды, используемые для подвода или отвода тепла, называются
соответственно теплоносителями и хладоагентами. В качестве тепло-
носителей могут быть применены нагретые газообразные, жидкие
или твердые вещества. Дымовые газы как греющий теплоноситель
обычно применяют непосредственно на установках, где сжигается
топливо, так как их транспортирование на дальние расстояния
затруднительно. Горячий воздух как теплоноситель также при-
меняется для многих нефтехимических процессов. Существенным
недостатком обогрева дымовыми газами и горячим воздухом является
громоздкость теплообменной аппаратуры из-за свойственного им
сравнительно низкого коэффициента теплопередачи.
Водяной пар как теплоноситель используется главным образом
в насыщенном состоянии —. как высокого давления, так и отрабо-
танный от паровых машин и насосов. Преимуществом насыщен-
ного водяного пара является его высокая теплота конденсации,
поэтому для передачи даже большого количества тепла требуется
сравнительно немного теплоносителя. Высокие коэффициенты тепло-
передачи при конденсаций водяного пара позволяют иметь относи-
тельно малые поверхности теплообмена. Кроме того, постоянство
температуры конденсации облегчает эксплуатацию теплообменни-
ков. Недостатком водяного пара является значительный рост давле-
ния, связанный с повышением температуры насыщения, что ограни-
чивает его применение конечной температурой нагрева вещества
200—215° С. При более высоких температурах требуется высокое
давление пара, и теплообменные аппараты становятся металлоемкими
и дорогими.
254
Гл. X. Теплообменные аппараты
В нефтеперерабатывающей промышленности в качестве тепло-
носителей широко применяют высоконагретые дистилляты и остатки
перегонки, а также нефтяные пары. В ряде случаев используют
высоконагретые сыпучие твердые тела, в том числе твердые ката-
лизаторы и кокс, а также специальные жидкие теплоносители: ди-
фенил, дифенилоксид, силиконы и высокоперегретую (под давлением
220 ат) воду. Все эти теплоносители позволяют вести нагрев лишь
до 250° С. Выше этой температуры передачу тепла осуществляют-
при помощи огневых нагревателей — трубчатых печей. Для нагрева
до высоких температур применяют иногда жидкие сплавы с высокой
температурой кипения: сплав NaNO2 (40%)+• KNO3 (53%) +
+ NaNO3 (7%) с температурой кипения 680° С, сплав NaCl +
+ A1CL + FeCl3 в молекулярном соотношении 1:1:1с температу-
рой кипения 800° С.
КЛАССИФИКАЦИЯ
По способу действия теплообменные аппараты подразделяют
на поверхностные и аппараты смешения. К первой группе относятся
теплообменные аппараты, в которых теплообменивающиеся среды
разделены твердой стенкой. В теплообменниках смешения тепло-
передача происходит без разделяющей перегородки путем непосред-
ственного контакта между теплообменивающимися средами. При-
мером может служить конденсатор смешения (скруббер), заполнен-
ный насадкой. Жидкость стекает сверху вниз, пары или газ
двигаются противотоком к ней. На нефтеперерабатывающих заводах
преимущественное применение получили поверхностные теплооб-
менники. По конструктивному оформлению они делятся на змееви-
ковые ^типа «труба в трубе» и кожухотрубчатые — с неподвижными
трубными решетками, с U-образными трубками и с плавающей
ГОЛОВКОЙ.
По способу монтажа различают вертикальные, горизонтальные
и наклонные теплообменные аппараты. Вертикальные теплообмен-
ники занимают меньше места, но они менее удобны при очистке.
На нефтеперерабатывающих заводах наибольшее распространение
получили горизонтальные теплообменники.
Змеевиковые теплообменники
Змеевиковые теплообменники были первыми аппаратами, при-
меняемыми для регенерации. тепла мазутов и полутудронов. Их
укладывали по дну подогревателя сырья. По трубам змеевика про-
качивали горячий остаток; охлаждаясь, он отдавал тепло сырью.
Вследствие возможности размещения небольшой поверхности тепло-
обмена, низкого коэффициента теплопередачи — менее 30 ккал/(м2 X
X ч-град), громоздкости и опасности в пожарном отношении такие
Классификация
255
теплообменные аппараты не получили распространения. Их при-
меняют лишь для разогрева легкозастывающих нефтепродуктов.
Теплоносителем обычно служит водяной пар.
Теплообменные аппараты «труба в трубе»
Такие аппараты представляют собой две трубы, концентрически
расположенные одна в другой, в них легко обеспечивается высокая
скорость движения теплообменивающихся сред и поэтому — высокие
[до 250 ккал/(м2-ч-град)] коэффициенты теплопередачи.
Рпс. 145. Теплообмен-
ник типа «труба в
трубе» конструкция
Гппропефтемаша:
I — вход теплоносителя;
II — выход теплоносите-
ля; III — вход нагрева-
емого продукта; IV— вы-
ход нагреваемого про-
дукта.
Их применяют главным образом для регенерации тепла высоко-
вязких и легкозастывающих гудронов и крекииг-остатков. Горячий
теплоноситель прокачивается по внутренней трубе, более доступной
для очистки от механических загрязнений или от пробок застывшего
продукта. Однотрубные теплообменники «труба в трубе» металло-
емки, громоздки и сравнительно дороги.
Сейчас теплообменники «труба в трубе» усовершенствованы:
сохранено концентрическое расположение труб, но эти трубы со-
браны в пучок с камерами для перетока теплоносителя (рис. 145).
Такой аппарат компактен и легко разбирается. Поверхность одно-
секционного теплообменника, отнесенная к наружному диаметру
внутренних труб 48 X 4 мм, составляет 50 м2, а при оребрении —
230 л2. Вес аппарата, отнесенный к 1 м2 поверхности нагрева,
составляет 146 кГ для гладкостенных труб и 29,2 кГ для оребрен-
ных. Теплообменники «труба в трубе» изготовляют отдельными сек-
циями и монтируют друг над другом.
Кожухотрубчатые теплообменники
1
Кожухотрубчатые теплообменники с неподвижными трубными
решетками (рис. 146) применяют в тех случаях, когда температуры
трубного пучка и корпуса аппарата отличаются не более чем на 50° С.
256
Гл. X. Теплообменные аппараты
Изготовляют их с поверхностью теплообмена '11—350 м2 для работы
под давлением 2—25 ат. Трубные пучки выполняют из стальных
трубок диаметром 25 или 38 мм и длиной 3—6 ли Теплообменники
этого типа экономичны и имеют ми-
нимальное число соединений на про-
кладках. Вес аппарата, отнесенный
к 1 м2 наружной поверхности нагрева,
составляет 38,8 кГ для. гладких труб
и 22 кГ — для оребренных. Недостатки
таких аппаратов: невозможность меха-
нической очистки межтрубного прост-
ранства, отсутствие устройств для ком-
пенсации разности температурного уд-
линения труб и корпуса. Последний
недостаток можно устранить примене-
нием компенсатора на кожухе, что,
однако, усложняет конструкцию и по-
вышает стоимость аппарата.
Теплообменники с U-образнымп
трубами более экономичны с этой
точки зрения. Их применяют главным
образом в процессах, осуществляемых
под высоким давлением. Такой верти-
кальный аппарат показан на рис. 147.
Трубный пучок состоит из неподвижной
Рпс. 147.' Теплообменник с
U-образпыми трубками:
1 —• распределительная коробка;
2 — трубная решетка; 3 — П-об-
разные трубки пучка; 4 — опора;
5 — поперечная перегородка.
Рпс. 146. Схема кожухотрубчатого теплообмен-
ника. жесткой конструкции.
трубной решетки 2, U-образных трубок 3 и поперечных перегородок 5.
Трубный пучок легко может быть извлечен из корпуса теплообмен-
ника для чистки. Применение пучка из U-образных труб позволяет
уменьшить до минимума зазор между внешними трубами пучка
и корпусом. В результате повышается скорость движения теплоноси-
теля, а следовательно, коэффициент теплоотдачи со стороны меж-
Классификация
257
трубного пространства. Недостатками такого теплообменника
являются невозможность механической очистки внутренней поверх-
ности труб, малая гибкость в распределении потока жидкости по
трубам при многоходовых теплообменниках. Применяется он для
работы с чистыми средами. Изготовляют теплообменники с U-образ-
ными трубами поверхностью до 150 л.2 для давлений до 50 ат и тем-
пературы до 500° С; расход металла 64 кг/м2.
Теплообменники с плавающей головкой. Особенностью таких
аппаратов является возможность свободного осевого перемещения,
или плавания, одной из трубных решеток в корпусе аппарата
Рис. 148. Двухходовой теплообменник с плавающей головкой:
1 — распределительная головка; 2 — трубная решетка; 3 — плавающая головка.
(рис. 148). Этим обеспечивается компенсация температурных удли-
нений корпуса и труб пучка. Разъемная конструкция аппарата
позволяет вынимать трубный пучок и чистить межтрубное про-
странство от отложений. Установленные в распределительной ко-
робке продольные перегородки создают в аппарате два, три и боль-
шее число ходов теплоносителя по трубам. Поперечные перегородки
с вырезами и поворотами их по спирали повышают скорость потока
рабочей среды в межтрубном пространстве, увеличивая коэффи-
циент теплоотдачи. Типы, основные показатели и размеры кожухо-
трубчатых теплообменников поверхностью до 2000 Л12 стандартизованы.
Повышение поверхности теплообмена достигается увеличением числа
и длины оребренных труб с 6 до 9 ль и сдвоением аппаратов. Характе-
ристика теплообменников с плавающей головкой конструкции Гппро-
нефтемаш приведены ниже:
Наружный диаметр корпуса
теплообменника, лип
Давлеште, Поверхность
ат нагрева, Л12
325 ..................... 16—40 21
478 ..................... 16-40 53
529 ..................... 15—25 35—70
630 ....................... 25 50—100
720 ....................... 16 130
900 * ..................... 16 410-870
* Выполняется из гладких и оребренных трубок длиной
6 и 9 ль
17 Заказ 1000
258
Гл. X. Теплообменные аппараты
С увеличением поверхности нагрева удельный расход металла
уменьшается с 60 до 26 кг/м2 для гладких труб пучка п до
14 кг/л12 — для оребренных. Поток теплоносителя в межтрубном
пространстве теплообменников одноходовый. Для работы в условиях
высококоррозионной среды детали трубного пучка и распредели-
тельной коробки изготовляют из легированной стали.
Подогреватели с паровым пространством (кипятильники)
применяют для подвода тепла вниз ректификационных колонн,
в качестве испарителей, например пропана, в процессе деасфальти-
зации и котлов-утилизаторов для получения водяного пара. Кипя-
тильники выпускают с поверхностью нагрева 50—500 м2. Как видно
Рпс. 149. Подогреватель-кипятильник конструкции Гппронефтемаш:
I и II — теплоноситель; III и IV— нагреваемая жидкость; V — пары.
из рис. 149, этот аппарат представляет собой двухходовый с пла-
вающей головкой (или U-образнымп трубками) пучок теплообменных
труб, вмонтированных в куб с поперечной перегородкой. Подлежа-
щая испарению жидкость поступает в аппарат снизу и, двигаясь
вверх между трубками, нагревается и частично испаряется, а затем
перетекает через перегородку и через нижний штуцер выводится
из аппарата. Образующиеся пары отводятся через верхний штуцер.
Допустимое рабочее давление в корпусе аппарата в зависимости
от температуры среды составляет 10—40 ат, в трубах пучка 40—
60 ат, причем чем выше температура, тем ниже допустимое давление.
Пародистиллятные теплообменники. В этих аппаратах тепло
передается от конденсирующихся нефтяных паров. Их, в частности,
используют в качестве парциальных конденсаторов (рис. 150) для
образования орошения и монтируют на ректификационных колоннах
в горизонтальном или вертикальном положениях. В горизонтальных
парциальных конденсаторах может иметь место неравномерное
термическое удлинение трубок и в результате — перекос трубной
доски, нарушение плотности развальцовки труб и образование течи.
Этих недостатков лишены ^вертикальные аппараты с разрезными
плавающими головками.
Классификация
259
Практические коэффициенты теплопередачи в пародистиллятных
теплообменниках следующие: смесь нефтяных и водяных паров —-
вода 220—270; те же пары — нефтепродукт 120—150 ккал/(м2 X
X ч- град).
Рис. 150. Схема парциального конденсатора:
I и II — пары; III — конденсат; IV и V — хладоагент.
Конденсаторы и холодильники
Первые предназначены для конденсации паров, а вторые — для
охлаждения продуктов до заданной температуры. Эти аппараты
выполняют в виде змеевиков из гладких или ребристых труб либо
в виде одно-и многоходовых кожу-
хотрубчатых аппаратов.
Широкое распространение на
нефтеперерабатывающих заводах
получили погружные конденсато-
ры и холодильники секционного
типа, реже — оросительные холо-
дильники, в последние годы все
чаще применяют аппараты воздуш-
ного охлаждения. Используют
Рис. 151. Секционный конденсатор-
холодильппк:
1 — корпус; 2 — трубный пучок.
Линии: I — пары продукта; II — конден-
сат; III — холодная вода; IV — нагретая
вода.
также конденсаторы смешения
(скрубберы).
Погружные конденсаторы и
холодильники выполняют в виде
сплошного змеевика или коллек-
тора с параллельно работающими
змеевиками, помещенными в ящик
вают их либо на бетонной крыше насосного здания, либо на бетонных
основаниях. Змеевики выполняют из ребристых или гладких труб.
17* .
с проточной водой. Устанавли-
260
Гл. X. Теплообменные аппараты
Ящики погружных конденсаторов-холодильников разделены пере-
городками на секции. В каждой секции размещен змеевик
(рис. 1'51) для охлаждения данного дистиллята. Охлаждающая
вода поступает в ящик снизу и выводится сверху через карманы,
имеющиеся в каждой секции. Для уменьшения числа двойников
трубы змеевика либо сваривают, либо соединяют при помощи флан-
цев или муфт. В секционных конденсаторах-холодильниках трубы
развальцовывают в трубных решетках. К решеткам прикрепляют
выпуклые крышки с перегородками, создающими от 6 до 8 ходов
для конденсаторов и от 8 до 12 — для холодильников. Секции в ящике
с водой обычно размещают в два этажа.
Для работы в коррозионно-агрессивной среде змеевики погруж-
ных конденсаторов-холодильников изготовляют из легированной
стали или латуни. Значения коэффициента теплопередачи для разных
теплопередающих сред составляют: для паров легких нефтепродук-
тов 75—100; для паров тяжелых нефтепродуктов 50—75; для водя-
ных паров 245—295; для дистиллятов легких фракций 75—125;
для вязких масляных фракций 50—75; для остатков перегонки
нефти 40—60 ккал/(м2-ч-град).
Достоинством погружных конденсаторов-холодильников являются
простота устройства и эксплуатации, надежность конструкции,
большой запас воды, гарантирующий безаварийную работу уста-
новки при временном прекращении подачи воды, и сравнительная
легкость очистки поверхности труб от накипи и прочих загрязнений.
Но они громоздки и требуют для размещения больших площадей.
Такие конденсаторы-холодильники имеют поверхность охлаждения
200, 618 и 800 Л12, длину 7,8 м, высоту 2,3 м, ширину 3,4; 6,0
и 7,8 м и весят соответственно 21, 41,1 и 50,8
Оросительные конденсаторы-холодильники представляют собой
змеевики, орошаемые снаружи водой, подаваемой по желобам
(рис. 152). Попадая на стенки горячих труб, вода частично испа-
ряется, благодаря чему расход воды примерно в 2 раза меньше,
чем в холодильниках других типов. Еще больший эффект дости-
гается распылением воды по поверхности змеевиков при помощи
распылителей. Оросительные холодильники, монтируют из труб
длиной 6—9 Л1. При благоприятных условиях (сухом климате, нали-
чии ветра) коэффициент теплопередачи в таких аппаратах достигает
500 ккал/(м2 -ч-град).
Оросительные холодильники выполняют также в виде много-
ярусных параллелепипедов с распределительной головкой (рис. 153),
размещенных горизонтально или вертикально. Такие аппараты
компактны и отличаются высоким коэффициентом теплопередачи.
Особенностью их конструкции является наличие жесткой рамы для
каждого пучка (яруса), некоторая изогнутость трубок, косая и особо
прочная их ввальцовка в трубные решетки. Для более эффективной
вентиляции воздухом оросительные холодильники ограждают на-
Классификация
261
клонными жалюзи. Более 'интенсивное испарение воды в градирнях
достигается нагнетанием или отсосом воздуха одним или несколькими
Рис. 152. Оросительный конденсатор-холодильник.
вентиляторами. Оросительные холодильники применяют главным
образом на газобензиновых заводах.
Конденсаторы-холодильники воздушного охлаждения. Дефицит
воды в связи с интенсивным развитием промышленности, высокие
Рпс. 153. Многоярусный коп-
депсатор-холодплышк.
капитальные затраты на систему водоснабжения и канализации,
включая и водоочистные сооружения, большая площадь, требуемая
для этих сооружений, а также значительные энергозатраты на пере-
качку воды как при прямоточном, так и при оборотном водоснабже-
нии, вызвали все возрастающее применение в промышленности
аппаратов воздушного охлаждения. Эти аппараты по сравнению
262
Гл. X. Теплообменные аппараты
с водяными конденсаторами и холодильниками удобнее в эксплу-
атации (их внешняя поверхность не загрязняется илистыми отложе-
ниями и накипью, ухудшающими теплопередачу), менее подвержены
коррозии, меньше расходы на ремонт и очистку *. Конденсаторы-
холодильники воздушного охлаждения (рис. 154) оборудованы пло-
скими трубными пучками, по которым проходит конденсируемый
Рпс. 154. Схема конден-
сатора воздушного ох-
лаждения:
1 — левая секция; 2 — пра-
вая секция; з — металлокон-
струкция; 4 — диффузор;
5 — увлажнитель; 6 — ко-
лесо вентилятора; 7 — кол-
лектор ] вентилятора; 8 —
привод вентилятора; 9 —
кок.
или охлаждаемый поток нефтепродукта. Через этот пучок венти-
лятором пропускается воздух. Для компенсации низкого коэффи-
циента теплоотдачи со стороны воздуха применяют оребренные
трубы. В зависимости от скорости воздуха коэффициент теплопере-
дачи колеблется в пределах 10—50 ккалЦм* • ч • град). Для снижения
начальной температуры предусматривается его увлажнение. На
укрупненных технологических установках используют сдвоенные
агрегаты. Общий вид конденсаторов воздушного охлаждения при-
веден на рис. 155.
В зависимости от температуры вводимого воздуха режим работы
одного из типов таких аппаратов следующий:
Число работающих вентиляторов . .
Расход воздуха на один конденсатор,
тыс. Л13/ч ..............
Температура поступающего воздуха, °C
25 20 10 0 -10 -20 -90
2 2 2 1 2 1 2
200 200 200 200 100 150 75
* Ш иеркович В. М., Аппараты воздушного охлаждения для техно-
логических установок нефтеперерабатывающих п нефтехимических заводов
ЦИНТИХИМНефтемаш, 1967.
Детали, теплообменных аппаратов
263
Частота вращения вала электродви-
гателя, об]мин .................... 975 974 425 975 425 975 425
Потребляемая мощность электродви-
гателя, кет ........................ 60 60 8 30 8 12 4
Рпс. 155. Группа конденсаторов
воздушного охлаждения.
Габариты этого агрегата следующие: ширина 4,35 ль, длина 8,5 м,
вес 24 Т; давление нагнетания вентилятора 30 кГ/м\ давление в трубах
6 ат. В зимний период при особенно низких
температурах воздуха возможны полное отклю-
чение мотора и работа аппарата при естест-
венной конвекции воздуха.
Конденсаторы смешения (скрубберы)» Тепло-
обмен в этих аппаратах осуществляется посред-
ством прямого контакта между восходящим
потоком нефтяных паров п орошающей их во-
дой. Обычно их выполняют в виде насадочных
или полочных колонн. Нижняя их часть слу-
жит водоотделителем (рис. 156). Конденсаторы
смешения просты в эксплуатации и недороги,
но требуют чистой воды, так как органические
примеси (нефтяные продукты, смолистые ве-
щества) могут привести к окрашиванию кон-
денсата — целевого продукта.
ДЕТАЛИ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ
Рассмотрим устройство таких важнейших
деталей кожухотрубчатых теплообменных аппа-
ратов, как перегородки, узлы крепления трубок
п компенсаторы теплового расширения (рис. 157).
Рпс. 156. Скруббер-
холодпльппк наса-
дочного типа:
7 — корпус; 2 — насадка.
Линии: I — ввод паров
и газов; II — отвод га-
зов; III — отвод дистил-
лята; IV — отвод воды;
V — ввод воды.
264
Гл. X. Теплообменные аппараты
Перегородки делают хордовыми и радиальными для трубного
пространства и продольными, поперечными и винтовыми — для
межтрубного. Продольные перегородки (рис. 158) делят межтрубное
Рис. 157. Детали теплообменных аппаратов.
пространство на столько ходов, сколько их имеется в трубном.
В поперечных перегородках (рис. 159) имеются кольцевые зазоры,
через которые пропущены трубы; небольшая часть теплоносителя
перемещается через эти зазоры с по-
вышенной скоростью, что интенсифици-
рует теплопередачу. Поперечные перего-
Рпс. 158. Продольные пере- Рпс. 159. Поперечные перегородки, созда-
городкп: тощие поток:
а, б — хордовые; в, г — радиаль- а, б — зигзагообразный; в — винтообразный,
ные.
родки устанавливают так, что основной поток двпжется зигзаго-
образно или винтообразно. Чем ближе поставлены друг к другу
эти перегородки, тем больше скорость потока и коэффициент тепло-
передачи, но тем сложнее очищать затрубное пространство от осад-
ков и тем выше гидравлическое сопротивление потоку теплоносителя.
Детали теплообменных аппаратов
265
Крепление и размещение трубок. Для теплообменников применяют
только цельнотянутые трубки, которые обычно развальцовкой крепят
в трубных решетках. На поверхности трубной решетки трубки
Рпс. 160. График Яновского для различных способов размещения
трубок:
1 — кривая Для размещения по способу а; 2 — то же по способу б; 3 — то же по
способу в.
располагают по углам равностороннего треугольника, ромба или
квадрата. Для лучшей очистки межтрубного пространства от отло-
жений удобнее располагать трубки пр углам квадрата. В конденса-
Рнс. 161. Компенсаторы теплового расширения:
а — компепсатор-днпще; б — гофрированный кожух; в — гармонь; г — отбортовка кожуха;
д — сальник; е — плавающие головки; ж — плавающая головка с сальником.
торах предпочтительнее размещение трубок по углам ромба с пово-
ротом линии центров каждого ряда под углом ср к горизонту
(рис. 160). Благодаря этому конденсат, стекая струйками на ниже-
лежащие трубки, омывает их лишь по 1/4 окружности и коэффициент
266
Гл. X. Теплообменные аппараты
теплоотдачи на остальных 3/4 окружности остается таким же, как
и в трубках верхнего ряда.
Сравнительная оценка трех способов расположения трубок на
трубной доске иллюстрируется графиком Яновского (см. рис. 160),
дающим величину поправки (5 коэффициента теплоотдачи для кон-
денсаторов с горизонтальным расположением трубок. Эта поправка
минимальна для трубок, размещенных по углам квадрата.
Компенсаторы теплового расширения. В отсутствие подобных
устройств при повышенной разности температур трубок и корпуса
возникает деформация мест развальцовки, нарушается герметич-
ность и образуется течь. На рис. 161 представлены различные ком-
пенсирующие устройства. Лучшим способом считается применение
плавающих головок в сочетании с отбортовкой кожуха: при этом
уменьшается живое сечение затрубного пространства, повышаются
скорость теплоносителя и коэффициент теплопередачи. В гудронных
теплообменниках можно применять’плавающую головку в сочетании
с сальниковым уплотнением.
РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ
Расчет теплообменного аппарата ведут применительно к выбран-
ной конструкции и размерам теплообменника, выпускаемого про-
мышленностью, поскольку для определения коэффициента тепло-
передачи необходимо располагать данными о скорости движения
теплообменивающихся сред.
Первым этапом расчета является составление уравнения тепло-
вого баланса:
Q = G1(qtl~qts)l] = G2(qti — qt;i) (120)
где Q — количество тепла, передаваемого через поверхность теплообмена,
нкал/ч;
Gx и G2 — количество греющего п нагреваемого теплоносптелей, кг/ч;
qt п qtr — энтальппя греющего потока соответственно прп начальной и конеч-
ной температурах, ккал/кг;
qta и qtt — энтальпия нагревающегося потока при температурах соответственно
входа и выхода пз аппарата, ккал/кг;
ц — коэффициент использования тепла (0,95—0,97).
Поверхность теплообменника F определяют по формуле:
где К — коэффициент теплопередачи, ккал/(м2-ч-град)',
тср — средняя разность температур (средний температурный напор), °C.
Коэффициент теплопередачи вычисляют по формуле:
^-ст
Расчет теплообменных аппаратов
267
где 6СТ — толщина стенки трубок, -
Хет —теплопроводность металла трубок, ккал/(м-ч-град)‘,
аг пй2 — коэффициенты теплоотдачи с каждой стороны степки, ккал/(м?-ч-град).
Коэффициент теплоотдачи является функцией физических свойств
теплоносителей (плотности, теплоемкости, теплопроводности, вяз-
кости), скорости и направления потоков, материала, длины, диа-
метра и состояния поверхности трубок. Коэффициенты теплоотдачи
тем больше, чем выше ско-
рость потока теплоноси-
теля и меньше его вяз-
кость.
Рпс. 162. Схемы теплообмена (£ — темпера-
тура горячего теплоносителя; т — темпера-
тура холодного теплоносителя):
а — параллельный ток (прямоток); б — противоток;
в — перекрестный ток; г — смешанный ток.
Рпс. 163. Кривые изменения
температур теплоносителя:
а — при параллельном токе; б —
при противотоке; t — температура
горячего теплоносителя; т — темпе-
ратура холодного теплоносителя.

При конденсации смеси нефтяных и водяных паров коэффициент
теплоотдачи можно подсчитать по правилу смешения:
а = кнп^нп4~квп^вп (123)
Q ЯП + Q вп
где анп и авп — коэффициенты теплоотдачи соответственно для нефтяных и во»
дяных паров, ккал/(м?-ч-град)',
<2нп я Qвп — количество тепла, выделяющегося соответственно прп конден-
сации нефтяных п водяных паров, ккал/ч.
Для расчетов могут быть приняты следующие величины коэффи-
циентов теплоотдачи:
«нп = 700— 1500 кнал/(м? • ч • град)
авп = 5000 — 10 000 ккял/(л)2 • ч • град).
Средняя разность температур. Возможные схемы теплообмена
представлены на рис. 162. На рис. 163 представлены кривые изме-
нения температуры при параллельном токе и противотоке. Из этого
рисунка видно, что при параллельном токе конечная температура
нагреваемого потока т2 ниже конечной температуры греющего
теплоносителя i2, при противотоке конечная температура нагрева т2
может быть выше конечной температуры греющего теплоносителя t2.
При одних и тех же температурных условиях (tr, т15 i2, т2) в случае
268
Гл. X. Теплообменные аппараты
параллельного тока и противотока последний обеспечивает большую
среднюю разность температур, а следовательно, меньшую поверх-
ность теплообмена. Прп конструировании теплообменных аппаратов
стремятся обеспечить противоток, что не всегда удается, поэтому
многие теплообменные аппараты сконструированы по принципу
перекрестного пли смешанного тока.
Среднюю разность температур для прямотока или противотока
вычисляют по формуле:
тср= (124)
где Д z,, и
Если
ратур с
вычислить как среднеарифметическую:
тср- Af" + A-^ (125)
При теплообмене перекрестным или сме-
шанным током среднюю разность температур
вычисляют по формуле:
Тср“ £TCpt прот (126)
гДе Тср.нрот — средняя разность температур, вычислен-
ная так же, как для противотока;
е — поправочный коэффициент (находится
по специальным графикам*).
Д /к — большая п мепьшая разности тем-
ператур между теплоносителями.
Д/„ — о
2, то среднюю разность темпе-
погрешностью не более 4% можно
Скорость потока
Рпс. 164. Кривые для
выбора оптимальной
скорости потоков в
теплообменнике:
1 — амортизационные
затраты; 2 — эксплуата-
ционные затраты; з —
общие затраты.
Потеря напора в теплообменных аппаратах. Выбор скорости по-
тока теплоносителя и допустимой потери Напора в теплообменных
аппаратах связан с общей схемой процесса. В регенераторах тепла
пародистиллятов вакуумных колонн потери напора на паровых
потоках исчисляются несколькими миллиметрами ртутного столба.
Для паровых потоков атмосферных колонн и колонн, работающих
под давлением, потеря напора может достигать значительно больших
величин. Расчет потери напора ведут по известным уравнениям
гидравлики, учитывая местные гидравлические сопротивления, воз-
никающие при прохождении потока через прорези в перегородках,
между перегородками, прп обтекании труб, на поворотах и т. д.
С увеличением скорости потоков растет и коэффициент тепло-
передачи, однако при этом примерно пропорционально квадрату
скорости растет потеря напора, а следовательно, и стоимость пере-
качек. Оптимальные условия находят расчетом соответственно мпни-
* Справочник химика, т. V, Изд. «Химия», 1966, стр. 547—550.
Выбор типа теплообменников
269
мальной сумме' амортизационных и Э1{сплуатациопных затрат по
графику, приведенному на рис. 164.
Применение вычислительных машин сокращает продолжитель-
ность расчетов и позволяет решать задачи по оптимизации пара-
метров проектирования. Стоимость теплообменных аппаратов зависит
от многих факторов: величины поверхности теплообмена, применяе-
мых материалов, конструкций, рабочей температуры, давления
и т. д. Так, при повышении давления с 6 до 43 ат стоимость аппарата
возрастает на 60%, а с повышением температуры с 300 до 480° С —
в 2 раза. Наибольшую стоимость при данной поверхности тепло-
обмена имеют теплообменники с плавающей головкой, наимень-
шую — с жесткими трубными решетками.
ВЫБОР ТИПА ТЕПЛООБМЕННИКОВ
При выборе теплообменного аппарата необходимо учитывать
следующее:
конструкция должна быть по возможности простой, позволяющей
затрачивать минимум времени на разборку и сборку аппарата при
ремонте и смене деталей;
должна быть обеспечена необходимая прочность и надежность
в работе;
металл, из которого изготовлен аппарат, должен противостоять
коррозии.
Важным фактором при выборе является число ходов в тепло-
обменном аппарате. В многоходовых теплообменниках достигаются
более высокие коэффициенты теплопередачи, но они менее удобны
в эксплуатации. Трудности в данном случае связаны с разборкой,
чисткой и сборкой этих аппаратов, а также с герметичностью пере-
городок. Опыт переработки сернистых нефтей * показывает, что при
частом вытаскивании пучков для очистки из теплообменников
с двумя и большим числом потоков перегородки легко теряют форму,
что затрудняет демонтаж и монтаж пучков. Поэтому предпочитают
применять теплообменники одноходовые по корпусу и двухходовые
в трубном пространстве.
Теплообменники «труба в трубе» применяют для высоковязких
и загрязненных мазутов и гудронов. Хорошо противостоят серо-
водородной и хлористоводородной коррозии в конденсаторах трубки
пз адмиралтейского сплава (70% Си, 1% Sn, 29% Zn). Погружные
конденсаторы из чугунных труб в этих условиях работают менее
2 лет, пучковые же конденсаторы из этого сплава работают более
5 лет. Решетки и крышки пучков в последнем случае были из
♦Киселев Т. А., Практика переработки сернистой нефтп, Гостоптех-
пздат, 1949, стр. 164—179.
270
Гл. Xj Теплообменные аппараты
нержавеющей стали. Для экономии легированной стали и латуни
применяют решетки из биметалла.
Для работы в высокоагрессивных средах (серной и соляной кислот,
треххлористого алюминия и др.) в процессах выпарки, конденсации
и охлаждения под давлением до 3 ат применяют графитовые, тепло-
обменники поверхностью 1,6—240 м2 с прокладками из политетра-
фторэтилена (тефлона). Такие теплообменники успешно эксплуати-
руются в СССР на фабриках искусственного волокна, а также на
нефтехимических заводах. Применяют теплообменные аппараты пз
углеграфитового материала — антегмита.
Для борьбы с коррозией теплообменников внутреннюю или на-
ружную поверхность металлических труб и внутреннюю поверх-
ность кожухов облицовывают стеклом: применяют плакировку,
сочетающую механическую прочность одного металла с коррозион-
ной стойкостью другого. Так, тонкий слой нержавеющей стали
прокаткой соединяют слистом обычной углеродистой стали. Приме-
няют иногда электролитические или химические покрытия, образу-
ющие противокоррозионную пленку на конструкционных мате-
риалах. При случае несовместимости прокачиваемой жидкости
с материалами труб используют биметаллические трубы, например
из никелевого сплава с одной стороны и алюминиевого — с другой.
СТЕПЕНЬ РЕГЕНЕРАЦИИ ТЕПЛА
Оптимальный предел регенерации тепла пародистиллятов, ди-
стиллятов и остатков перегонки для подогрева сырья предопреде-
ляется экономикой процесса. Чем больше регенерируется тепла, тем
больше поверхность теплообмена и число регенераторов, выше
гидравлические сопротивления, а следовательно, и расход энергии
на их преодоление. Кроме того, чем выше температура предвари-
тельного подогрева- сырья, поступающего в огневые нагреватели
(печи), тем выше (в отсутствие воздухоподогревателя) должна быть
температура отходящих дымовых газов и ниже к. п. д. печей. Так,
в среднем повышению температуры нагрева нефти на 1° С соответст-
вует повышение температуры отходящих дымовых газов на 6° С.
Сопоставление затрат, обусловливаемых усилением регенерации
тепла, со стоимостью сэкономленного топлива позволяет выбрать
экономически целесообразную степень регенерации тепла для дан-
ной технологической установки.
Распределение тепловой нагрузки между регенераторами тепла
и холодильниками зависит от многих факторов и примерно состав-
ляет 1 : 2 для светлых нефтепродуктов и 2 : 1 для масляных дистил-
лятов и остатков перегонки нефти.
Эксплуатация теплообменных аппаратов
271
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТЕПЛООБМЕННЫХ
АППАРАТОВ
Для сокращения потерь тепла в окружающую среду теплообмен-
ники изолируют. Один из вариантов термоизоляции теплообменного
аппарата следующий: цилиндрическая часть аппарата изолирована
мастичным материалом, оштукатурена слоем асбоцемента и обли-
цована тонким листом алюминия. Головки аппарата несут собствен-
ную теплоизоляцию, которая связана с изоляцией цилиндрической
части соединительными кольцами. Для облегчения демонтажа аппа-
рата перед чисткой труб теплоизолирующий кожух выполняют
из двух половинок и монтируют внахлестку.
Эффективность работы теплообменника зависит от степени
чистоты поверхности теплообмена.
Отложения в теплообменных аппаратах могут быть двух видов:
твердые — окалина, накипь, продукты коррозии металла, кокс
и др.; пористые — рыхлый кокс, тина, грязь, коксовая пыль, сажа
и др. Эти отложения снижают коэффициент теплопередачи и, как
следствие, температуру нагрева сырья на выходе из теплообменника.
Чтобы поддержать коэффициент теплопередачи на должном уровне,
загрязненный пучок теплообменных труб периодически очищают от
отложении. Обычно для однотипных теплообменников используют
запасной пучок теплообменных труб, заменяя им загрязненный
Влияние загрязнений поверхности труб па коэффициент теппопередачи
можно проиллюстрировать примером.
Пример. В теплообменнике «труба в трубе» теплообменные стальные трубы
со стенками толщиной 6СТ =2,5 мм и коэффициентом теплопроводности лст =
= 40 ккал!(м-ч-град) покрылись слоем кокса толщиной 2 .м.м, Хк =
= 0,15 ккал/ (м-ч-град) и слоем окалины толщиной 1 лл, %ок =
= 2 ккал/ (м-ч- град). Требуется сравнить коэффициенты теплопередачи для
чистой п загрязненной поверхностей прп условии, что коэффициенты тепло-
отдачи составляют: для мазута 272 ккал/(м2 -ч-град) п для цилиндрового ди-
стиллята 886 ккал/(м2 -ч-град).
Решение. Коэффициенты теплопередачи для обоих случаев определяют
по формуле:
амаз +т + ^ок а ц.д
Для чистой поверхности коэффициент теплопередачи равен:
К4 = '1/272 + 0,0025/40 + 1/886 = 204 '4 ’
Для загрязненной поверхности:
Кг = 1 /272 + 0,0025/40 + 0,002/0,15 + 0,001/2 +1 /886 53,5 ккаЛ^М2’4' гРа8)
Как видно, в результате загрязнения коэффициент теплопередачи снизился
почти в 4 раза.
272
Гл. X. Теплообменные аппараты
Некоторые из этих отложений легко отделяются при продувке
паром, другие — при промывке водой, третьи только механическим
путем. Практикуется применение химических реагентов (минераль-
ных кислот). Очистку теплообменных аппаратов ведут следующим
образом.
При механической очистке аппарат раскрывают, пучки труб
вынимают из кожуха. Отложения в межтрубном пространстве отби-
вают притупленными зубилами и всю мелочь удаляют скребками
или металлическими щетками. Внутреннюю часть трубок очищают
шарошками или длинными стальными прутьями. При чистке погруж-
ных конденсаторов и холодильников спускают воду, а типу и грязь
выбрасывают из ящика. Накипь часто прочно удерживается на
поверхности металла и трудно поддается даже механической очистке.
Заслуживает внимания так называемый абразивный метод очистки
кожухотрубчатых теплообменников. Метод состоит в удалении рых-
лых осадков из труб теплообменников промывкой их водной взвесью
песка.
Число теплообменных аппаратов на современных укрупненных
и комбинированных технологических установках и нефтеперераба-
тывающих заводах в целом исчисляется десятками и сотнями. Напри-
мер, на АВТ со вторичной перегонкой мощностью 3 млн. ггфод их
число достигает 132 с общей поверхностью 22,5 тыс. л2, а на АВТ
мощностью 6 млн. т!год — 67 штук с поверхностью 54 тыс. м2.
ГЛАВА XI
ТРУБЧАТЫЕ ПЕЧИ
КЛАССИФИКАЦИЯ
Трубчатые печи являются ведущей группой огпевых нагревате-
лей па большинстве технологических установок нефтеперерабаты-
вающих ' и нефтехимических заводов. Впервые они предложены
русскими инженерами В. Г. Шуховым и С. П. Гавриловым и прежде
всего пашли применение на промыслах для деэмульгирования
нефтей. В годы первой мировой войны трубчатые печи стали- приме-
нять па нефтеперегонных заводах, заменяя ими малопроизводитель-
ные цилиндрические кубы с низкими к. и. д. Первые трубчатые
печи были кострового типа с восходящим потоком дымовых газов.
В этих печах верхние ряды труб змеевика были недогружены в тепло-
вом отпошепии, тогда как нижние ряды перегружены и часто про-
горали; к. п. д. этих печей также был низок.
На смепу печам кострового типа пришли печи конвекционные,
в которых змеевик труб отделен от камеры сгорапия перевальной
стеной. При эксплуатации таких печей были установлены существен-
ные недостатки: высокая .температура дымовых газов пад перевал ь-
ной стенкой, оплавлепие и деформирование кирпичной кладки,
прогар труб верхних рядов змеевика. Для снижения температуры
в топочной камере применяли рециркуляцию дымовых газов и осу-
ществляли горение топлива с повышенным коэффициентом избытка
воздуха. Однако повышенный расход воздуха снижал к. п. д. печей
и не уменьшал прогар труб.
И только экрапировапием топочной камеры и увеличением ее
объема были созданы нормальные условия для работы змеевика.
Были созданы трубчатые печи радиаптного типа. В рапппх кон-
струкциях таких печей трубы потолочного экрана защищали от
сильного воздействия пламени манжетами из огнестойкого мате-
риала. Гофрированными чугунными манжетами на конвекционных
трубах повышали поверхность нагрева в конвекционной камере
печи. В результате экранирования потолка печи усилилась пере-
дача тепла радиацией, снизилась температура дымовых газов над
перевалом и отпала необходимость -в защитных манжетах и рецир-
куляции дымовых газов. Для максимального использования тепла
18 Заказ 1000
274
Гл. XI. Трубчатые печи
радиации стали сооружать печи с боковыми, а позже и с подовыми
экранами.
На нефтеперерабатывающих и особенно на газоперерабатывающих
заводах нашли применение вертикальные цилиндрические печи
с трубами, расположеннымп по поверхности цилиндра (рис. 165).
Этим достигается равномерная тепловая нагрузка труб. Такие
Рпс. 165. Вертикальная цилинд-
рическая печь:
1 — корпус; 2 — трубы; a — форсунки;
4 — радиирующий конус; 5 — дымовая
труба.
Рис. 166. Схема двухкамерной печп с
восходящим потоколг газов:
7 — радиантная камера; 2 — конвекционная ка-
мера; з — потолочный экран; 4 — боковой экран;
5 — форсунки.
Линии: /, II — сырье; III — дымовые газы.
печи компактны и транспортабельны, напряженность их топочного
пространства достигает 75 000 ккалЦм3-ч). Вверху огневого нагре-
вателя подвешен конус из жароупорной стали, способствующей
равномерному иагреву сырья по длине труб в результате повышения
скорости потока дымовых газов в верхней части печи. Нагреватель-
ный змеевик собран из U-образных трубных секций. Для подъема
труб и ремонтных работ служит тельфер, перемещающийся по моно-
рельсу, прикрепленному кольцом к дымовой трубе. Печь обслу-
живается газовыми горелками в поде печи.
Восходящий поток дымовых газов осуществляется также в печах
с горизонтальным расположением труб змеевика (рис. 166). Про-
Общая характеристика
275
дукты сгорания, пройдя сквозь потолочный экран 3, поступают
в конвекционную камеру 2, расположенную над трубами потолоч-
ного экрана. Последние перекрыты огнеупорными плитами соответ-
ствующей формы, что обеспечивает равномерное распределение
дымовых газов у радиантных труб.
Рпс. 167. Схема печи с объемно-па-
стильным пламенем:
1 — форсунка; 2 — вертикальная стенка; з —
боковой экран; 4 — потолочный экран; J —
конвекционная камера.
Рпс. 168. Схема печи беспламенного
горения:
I — трубы радиантной камеры; 2.— трубы
конвекционной камеры; 3 — беспламен-
ные панельные горелки; 4—дымовая труба.
Разновидностью печей с восходящим потоком газов является
трубчатая печь с объемно-настильным пламенем (рис. 167). Из на-
клонных форсунок 1 факел направляют на расположенную посре-
дине печи вертикальную стенку 2 из жароупорного материала.
По этой стенке факел как бы стелется, что способствует равномерному
излучению тепловой энергии на трубы боковых 3 и потолочных 4
экранов. Двигаясь вверх, топочные газы отдают тепло трубам кон-
векционной камеры 5 и направляются далее в дымовую трубу.
Более совершенными и экономичными являются трубчатые печи
с излучающими стенками из беспламенных панельных горелок и двух-
сторонним облучением труб змеевика (рис. 168). Одна из таких печей
конструкции Гипронефтемаш представлена на рис. 169; она работает
на газообразном топливе, которое сжигается в горелках (рис. 170),
выполненных в виде керамических призм 7 (призмы являются одно-
временно сборными элементами стен печи). При сжигании газа
18*
276
Гл. XI. Трубчатые печи,
в туннелях керамические плитки накаливаются и интенсивно излу-
чают тепло на поверхность радиантных труб, расположенных в шах-
матном порядке на расстоянии 600—1000 мм от плиток. Монтируя
панельные горелки на противоположных сторонах печи, можно
облучать трубы с двух сторон. Поэтому такие печи названы печами
двухстороннего, облучения.
Рпс. 169. Печп с пзлучающпмп степамп пз беспламенных
панельных горелок.
В отличие от ранее описанных печей, работающих на жидком
топливе, печи с излучающими стенками помимо высоких теплотехни-
ческих показателей обладают меньшими габаритами, требуют меньше
металла и огнеупорного кирпича. Их выпускают тепловой мощностью
6—20 млн. ккал/ч. Змеевики собирают из труб диаметром 102—
152 мм, длиной 6—24 м. Печи оборудуют горелками, отличающимися
размерами эжектора, сопла, а также числом туннелей (100 и 169
соответственно). Количество металла на 1 млн. ккал/ч для печей
с излучающими стенками колеблется от 11,6 до 8,1 т против 16,8 т
для двухскатных печей.
Общая характер new ина.
277
На рис. 171 приведена схема труочатой печи беспламенного
горения с железобетонными стенами конструкции Гипронефтемаш.
Она выполнена из сборных ребристых панелей толщиной 150 мм.
Между ребрами панелей заложены теплоизоляционная кладка из
диатомового кирпича и минеральная вата слоем толщиной, обеспечи-
вающей температуру наружной поверхности стен примерно 45° С.
Для монтажа блоков беспламенных
горелок в боковых стенках преду-
смотрены проемы. Устойчивость
перевальных степ обеспечивается
Рнс. 171. Схема трубчатой печи
беспламенного горения с железо-
бетонными стенами:
1 — железобетонные Опоки; 2 — газо-
вый коллектор; 3 — воздушный канал;
4 — блоки горелок; 5 — трубы радиант-
ной камеры; в— конвекционная камера.
Рпс. 170. Беспламенная панельная го-
релка:
1 — стальная труба; 2 — эжектор; 3 — сопло;
4 — регулятор воздуха; 5 —изоляционная про-
слойка; в — корпус; 7 — керамические призмы.
трубными решетками. Нагревательный змеевик длиной 10,3 м
и диаметром 152 мм и стенками толщиной 8 мм занимает под, пере-
вальные стены, свод и конвекционную камеру. Тепловая мощность
печи 15 млн. ккал/ч, теплонапряженность радиантных труб
50 000 ккалЦм? -ч).
Подвески потолочных труб крепят непосредственно к ребрам,
решетки радиантных труб закреплены на фундаменте. Под печи,
охлаждается воздухом, проходящим по воздушным каналам в бетон-
ных блоках. Применение жароупорного бетона исключает необхо-
димость сооружения каркаса, кладки и кронштейнов для подвески
кирпичей свода. Стоимость печи значительно ниже, чем обычной
печи беспламенного горения.
В промышленности применяется также многосекционная печь
двухстороннего облучения, безретурбентная с горизонтальным змее-
виком труб и нижней конвекционной камерой (рис. 172) конструкции
278
Гл. XI. Трубчатые печи
института «Гипронефтезаводы», вошедшая в эксплуатацию с 1966 г.
Отличительной особенностью этой печи является применение ком-
бинированных газо-жидкостных длиннопламенных форсунок, смон-
тированных на противополож-
Рис. 172. Схема многокамерной печи
двухстороннего облучения конструкции
«Гипронефтезаводы»:
1 — радиантная камера; 2 — конвекционная
камера; 3 — форсунки.
ных сторонах печи по четыре
в ряду. Тепловая мощность
печей составляет 25—90 млн.
ккал!ч и зависит от числа
секций. Печи оборудованы
воздухе- и пароперегревате-
лями, повышающими к. п. д.
На рис. 173 изображена
двухкамерная трубчатая печь
с наклонными сводами мощ-
ностью 16 млн. ккал/ч. Она со-
стоит из двухтопочных камер и
одной общей конвекционной ка-
меры с нижним отводом дымо-
вых газов. Экранированием
перевальных стен, установкой
экранов над конвекционной ка-
мерой и над форсуночными окнами, дополнительным экранирова-
нием сводов печи тепловая мощность печи доведена до 30—
32 млн. ккал/ч.
Рпс. 173. Двухкамерная печь с паклонпыми сводами:
1 — радиантная камера; 2— конвекционная камера; з — форсунки; 4 — потолочный экран;
5 — боров.
Оригинальной многокамерной печыо является печь с вертикаль-
ными трубами конструкции Ленгипрогаз (рис. 174). Промежуточ-
ными стенками печь разделена на четыре камеры: три радиантные
Рпс. 174. Схема многокамерной печи
с вертикальными трубами конструкции
Ленгппрогаз:
а — вид сверху; б — вид по А—А; 1 — кон-
векционная камера;?3 — радиантная камера;
3 — форсунки.
Линии: I — вход сырья; II — выход сырья;
III — выход дымовых газов.
Рис. 175. Схема многокамерной печп
двухстороннего облучения:
1—радиантная камера; f2—конвекционная
камера; з — форсунки; 4 — дымовая труба.
Рпс. 176. Схема печн
с пылевидным топ-
ливом:
1 — шаровая мельница,
2 — потолочный экран.
Липни: I — вход нефти;
II — выход нефти; III —
вход водяного пара; IV—
выход водяного пара;
у — выход дымовых га-
зов; VI —удаление золы.
280 Гл. XI. Трубчатые печи
и одну конвекционную. Дымовые газы из радиантных камер по
сборному каналу поступают в трехходовую камеру конвекции,
а оттуда в дымовую трубу. Змеевик печи состоит из 72 радиантных
и 102 конвекционных труб, расположенных вертикально на крон-
штейнах, укрепленных на верхних металлических балках.
Для аналогичных целей в США применяют многокамерные печи
двухстороннего облучения (рис. 175). Это печи из группы настиль-
ных, форсунки в них расположены в поде пли на потолке печи Печи
компактный рассчитаны на температуру в топочной камере примерно
815° С.
Обзор огневых нагревателей закончим трубчатой печью, рабо-
тающей на пылевидном топливе — нефтяном коксе (рис. 176). В но-
вейших конструкциях печей в топках одновременно с коксом сжи-
гаются мазут и сухой газ. Подобные печи успешно эксплуатируются
на мощной (7 млн. т!год) атмосферно-вакуумной трубчатой уста-
новке в штате Делавер (США); в них сжигается до 220 т/сутки
пылевидного кокса. Перед подачей в топки двух параллельно рабо-
тающих печей общей тепловой мощностью 90 млн. ккал!ч кокс исти-
рают до частиц размером 200 меш (0,074 лиг). Обе печи имеют общую
дымовую трубу высотой 105 лг, что позволяет рассеивать дымовые
газы.
ТЕМПЕРАТУРНЫЙ режим
Горение топлива. Для обеспечения полного сгорания топлива
необходимо подвести к нему строго определенное количество воз-
духа, точнее кислорода воздуха.
Ниже приведены данные о теоретическом расходе кислорода
и воздуха при горении углеводородных газов, а также о количестве
образующихся при этом продуктов сгорания:
Углеводород Количество, .м3/л13 газа Количество продуктов сгорания, Л13/Л13 газа
кислорода воздуха двуокись углерода водяные пары О всего
Метан Этап Пропан Бутап Этплеп Пропилен Бутилен 2,0 3,5 5,0 6,5 3,0 4,5 6,0 9,52 16,66 23,80 30,94 14,28 22,42 28,56 1,00 2,00 3,00 4,00 2,00 3,00 4,00 2,00 3,00 4,00 5,00 2,00 3,00 4,00 7,52 13,16 18,80 24,44 11,28 16.92 20,68 10,52 18,16 25,80 33,44 15,28 22,92 28,68
Температурный режим
281
Данные о теоретическом расходе кислорода и воздуха при горе-
нии основных элементов топлива следующие (в кг/кг):
Элемент топлива Теоретически!! расход Количество продук- тов сгорания *
кислорода воздуха двуокиси углерода азота
Углерод 2,67 11,52 3,67 8,85
Окись углерода 0,57 2,46 1,57 1,89
Сера 1,000 4,32 — 3,32
Водород 8,000 34,56 — 26,56
* Водяного пара 9 нг/нг, сернистого ангидрида 2 кг/кг.
Практически расход воздуха Ln (в кг/кг) несколько больше теоре-
тического Lo и определяется по формуле:
£п = а£0 (127)
где а — коэффициент избытка воздуха (1,1ч-1,4).
Количество дымовых газов G (в кг/кг), образующихся при сгора-
нии 1 кг топлива, составляет:
С = 1 + <хЛ0 + ТУф (128)
где ТУф — расход форсуночного пара, кг/кг.
Энтальпия продуктов сгорания топлива. Энтальпию Q дымовых
газов определяют как сумму энтальпий компонентов, их составля-
ющих (в ккал/кг или ккал/м3)-.
Q = lLGct- С129)
где G — весовое (или объемное) количество компонентов газовой смесп, кг (л3);
с — весовая (или объемная) теплоемкость компонентов прп температуре
газов /, ккал!(кг-град) нлп ккал/(м3 -град).
На рис. 177 приведены кривые энтальпии дымовых газов при
различных коэффициентах избытка воздуха для мазута («) и кре-
кинг-газа (б).
Температурный режим трубчатых печей. Важнейшими точками
контроля являются температуры: на входе и выходе сырья из змее-
вика печи; на входе и выходе водяного пара из пароперегревателя;
на входе дымовых газов в боров печи; у радиантных труб; над пере-
вальной стенкой.
Температура входа нефти в печь зависит от степени регенерации
тепла на установке и составляет 170—220° С. Чем выше температура
нефти, поступающей в печь, тем выше должна быть температура
отходящих дымовых газов, следовательно, больше тепла теряется
282
Гл. XI. Трубчатые печи
в дымовую трубу с продуктами сгорания топлива, т. е. уменьшается
к. п. д. печи. Сказанное иллюстрируется следующими данными:
Температура отходящих дымо-
вых газов, РС ...... 205 215 245 270 300 330
Коэффициент полезного дей-
ствия печп, % ...... 80,0 79,3 77,7 76,0 74,4 72,8
При высокой температуре сырья, поступающего в печь, темпера-
тура отходящих дымовых газов может быть снижена, а к. п. д. печи
повышен использованием тепла дымовых газов на подогрев воздуха,
поступающего на горение топлива. Кроме того, при этом повышается
температура в топочной камере, более эффективно сгорает топливо
и более интенсивно передается тепло радиацией.
Однако подогрев воздуха требует дополнительных затрат па
установку воздуходувки и воздухоподогревателя и дополнительного
расхода электроэнергии. При сооружении воздухоподогревателя
необходимо учитывать возможность коррозии поверхностей дымо-
выми газами при низкой начальной температуре воздуха. Темпера-
тура стеики воздухоподогревателя может быть ниже точки росы,
тогда водяной пар, частично конденсируясь, поглощает из дымовых
газов сернистый ангидрид, образуя при этом агрессивную сернистую
кислоту.
Температура выхода сырья из печи зависит
от фракционного состава сырья, давления на выходе из печи и доли
отгона. Постоянство этой температуры поддерживается термо-
регулятором, связанным с подачей топлива: при повышении темпе-
ратуры количество подаваемого в топку топлива автоматически сни-
жается, при понижении температуры приток топлива увеличивается.
При перегонке нефти температура на выходе из печи составляет
320—350° С, а для мазутов 410—450° С. При заданной доле отгона
температура сырья на выходе из печи тем выше, чем меньше в нем
легких фракций и выше давление. Введение водяного пара в радиант-
ные трубы печи позволяет понизить температуру на выходе из печи.
Температура у пароперегревателя. В ряде
случаев в конвекционной секции печи монтируется змеевик для пере-
грева водяного пара, подаваемого в ректификационные колонны для
отпарки легкокипящих фракций. Пароперегреватель размещают там,
где температура дымовых газов составляет 450—550° G, т. е. в средней
или нижней секции конвекционной камеры. Температура перегре-
того пара составляет 350—400° G.
Температура газов, покидающих конвек-
ционную камеру и направляемых в дымовую трубу, зави-
сит от температуры поступающего в печь сырья и превышает ее на
100—150° С. Однако когда температура сырья по технологическим
причинам высока (печь для перегонки мазута, печи каталитического
риформинга и др.), дымовые газы охлаждают, используя их тепло
Тепловой баланс
283
в пароперегревателе, воздухоподогревателе или змеевике для подо-
грева конденсатной воды и получения водяного пара.
Температура дымовых газов над переваль-
ной стенкой особенно важна. Высокой температуре газов на
перевале соответствует высокая теплонапряженность поверхности
радиантных труб, температура их стенок и большая вероятность
коксообразования. Отлагаясь на внутренней поверхности труб, кокс
затрудняет теплопередачу, что приводит к дальнейшему повышению
температуры стенок и к их прогару.
Увеличение скорости движения нагреваемого сырья в трубах
печи повышает эффективность отвода тепла, снижает температуру
стенок труб и позволяет, таким образом, работать с более высокими
теплонапряженностыо радиантных труб и температурой дымовых
газов на перевале.
Чем выше температура нагреваемого сырья в радиантных трубах
и больше его склонность к коксообразованшо, тем меньше должна
быть теплонапряженность, а следовательно, ниже температура
дымовых газов над перевалом. Для данной печи увеличение поверх-
ности радиантных труб ведет к снижению температуры дымовых
газов над перевалом и теплонапряженности радиантных труб.
Загрязнение внутренней поверхности труб коксовыми или другими
отложениями может привести к повышению температуры дымовых
газов над перевалом и к прогару первых рядов труб в конвекцион-
ной камере печи. Температура над перевалом тщательно контроли-
руется и обычно не превышает 850—900° С.
ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС
Коэффициент полезного действия трубчатой печи определяют
из теплового баланса печи.
Помимо теплоты сгорания топлива в топочную камеру вно-
сится тепло топлива д.г, тепло воздуха qB и тепло форсуночного
(на распыление топлива) пара q^. Приход тепла можно выразить
следующим уравнением (в ккал/кг):
С’прпх== Ср + '7т + ?вН“7ф ’ (130)
Последние три слагаемых в уравнении невелики по сравнению
с первым, и ими можно пренебречь. При подогреве воздуха qB пред-
ставляет собой значительную величину, и ею пренебречь нельзя.
Выделяющееся при сгорании топлива тепло <2р расходуется на
полезно используемое ’ qn0Jl и на потери. К полезно используемому
относится тепло, расходуемое на нагрев и испарение сырья, на пере-
грев водяного пара (прп наличии пароперегревателя), на реакцию
(при химическом процессе). К потерям относятся тепло, уносимое
284
Гл. XI. Трубчатые печи
с уходящими дымовыми газами qyx и тепло дпот, теряемое гкладкой
печииретурбентамив окружающую среду. Следовательно (в ккал/кг):
Срасх= 7пол ~Ь (7ух + (7пот (131)
Обозначив коэффициент полезного действия печи цп и приняв
<2Расх = <2р> имеем:
,00 (132)
Vp vp
Потери тепла в атмосферу кладкой печи и ретурбентами зависят
от поверхности печи, толщины и материала кладки и свода. Они
составляют 6—10%. Потери тепла стенками топочной камеры оцени-
ваются величиной 2—6%, а в конвекционной камере в пределах
3—4%. Потери тепла дымовыми газами зависят от коэффициента
избытка воздуха и температуры газов, уходящих в дымовую трубу.
Определить их можно по рис. 177 (а и б), учитывая, что температура
дымовых газов при естественной тяге должна быть не ниже 250° Си
на 100—150° С выше температуры сырья, поступающего в печь.
Использованием тепла отходящих дымовых газов на подогрев воздуха
с применением искусственной тяги можно значительно снизить по-
тери тепла дух и иметь трубчатую печь с к. п. д. 0,83—0,88.
Тепловая нагрузка печп. Полезная тепловая нагрузка печей Qc
при нагреве и испарении сырья определяется формулой (в ккал/чу.
Сс=С[<+(1-^-$] (133)
где G — количество сырья, кг/ч;
е — доля отгопа, т. е. доля сырья, испарившегося в печп;
д" и ” энтальпия паровой п жидкой фаз сырья прп температуре па выходе
его пз печп, ккал/кг',
7^ — эптальппя жидкого сырья при температуре на входе в печь, пкал!кг.
При наличии пароперегревателя расход тепла на перегрев водя-
ного пара (?вп определяется уравнением (в ккол/ч):
Свп=-° НП-свп (г4—гз)1 (134)
где D — количество перегреваемого водяпого пара, кг/ч;
х — влажность насыщенного водяпого пара, долп едпппцы;
I — теплота испарения воды при давлении пара, ккал/кг’,
свп — удельная теплоемкость водяпого пара, ккал!(кг-град)-,
и г3 — температуры водяпого пара соответственно па выходе и входе в паро-
перегреватель, °C.
Для печей, имеющих воздухоподогреватель, расход тепла на
нагрев воздуха <2ВОЗД определяют по уравнению (в ккал/ч):
(?возд” T?VoacB03A Ув ^б) (135)
где В — расход топлпва, вг/ч;
— теоретический расход воздуха, ж/кг;
а — коэффициент избытка воздуха;
Тепловой баланс
285
свозд — теплоемкость воздуха прп средпей температуре, ккал/(м3-град);
1в п 1-„ — температуры воздуха на выходе и входе в воздухоподогреватель, °C.
Рпс. 177. Номограммы
для определения эпталь-
ппп продуктов сгорания:
а — мазута, его Qp=
= 10 000 ккал/кг; о — ире-
кинг-газа, его Qh = 13 440
ккал/кг.
Расход топлива. Суммируя расход тепла на нагрев и испарение
сырья, перегрев водяного пара, полупим общую полезную тепловую
нагрузку печи (в ккал/ч);
Спол— (?с+ (?в,п
(136)
286
Гл. XI. Трубчатые печи
Зная коэффициент полезного действия печи, получаем расход
топлива (в кз/ч):
В = (137)
’InVp
По данным практики, на установках АВТ к. п. д. атмосферных
печей составляет 0,61—0,83, вакуумных 0,60—0,81; расход топлива
соответствеиио 1,4—2,4 и 1,4—3,2%, считая на сырье.
ОСНОВНЫЕ ТЕПЛОВЫЕ ПАРАМЕТРЫ
Максимально допустимая теплонапряженность в огневых нагре-
вателях определяется видом сырья и технологией процесса. Лимити-
рующим обычно является начало интенсивного коксообразоваиия
в пограничном слое. В общем виде, чем ниже температура нагревае-
мого сырья и чем меньше его склонность к образованию кокса и вьппе
скорость потока в трубах змеевика, тем более высокой может быть
теплонапряженность поверхности нагрева труб печей. Важнейшими
параметрами эффективной работы трубчатых печей является тепло-
напряженность радиантных и конвекционных труб.
Теплонапряженность поверхности нагрева радиантных труб ха-
рактеризует количество тепла, передаваемого в 1 ч через 1 ж2 поверх-
ности радиантных труб. Величина эта составляет 25 000—
45 000 ккал/(м2 • ч) для атмосферных и 20 000—30 000 ккал/(м2 -ч)
для вакуумных печей. В современных трубчатых печах с двухсто-
ронним облучением труб змеевика теплонапряженность доходит до
50 и даже 60—65 тыс. ккал/(м2 -ч).
Напряженность поверхности нагрева конвекционных труб зави-
сит в основном от характера труб (гладкие, оребренные), а главное
от скорости движения дымовых тазов и составляет 10 000—
15 000 ккал/(м2 -ч).
Передача тепла радиантным трубам. Отношение общего количе-
ства тепла, переданного радиантным трубам, ко всему теплу, полезно
выделенному топливом, называют коэффициентом прямой отдачи ц,
равным:
' !‘=Ш (138)
где Qp — количество тепла, переданного радиантным трубам, ккал/ч;
В — расход топлива, кг/ч;
QZ — теплота сгорания топлива, ккал/кг',
7]т — к. п. д. топки (0,94 -г- 0,98).
Определению прямой отдачи посвящены многочисленные работы
советских и зарубежных ученых. Наилучшие результаты при расчете
коэффициента прямой отдачи и количества тепла Qs, полученного
радиантными трубами, дает аналитический метод Н. И. Белоконя *,
базирующийся на совместном решении уравнений теплового баланса
* Белоконь Н. И., Нефт. пром., № 1 и 3 (1941).
Основные тепловые параметры
287
и теплопередачи. Этот метод подробно описан в книгах С. В. Адель-
сон *, А. И. Скобло ** и др., и Р. Т. Эмирджанова ***.
Передача тепла конвекционным трубам. В камере конвекции
трубчатых печен передача тепла трубам осуществляется: конвек-
цией дымовых газов; радиацией трехатомных газов (СО2, SO2 и Н2О);
радиацией стенок кладки.
Коэффициент теплоотдачи конвекцией зависит главным образом
от скорости движения газов и может быть найден по графику на
рпс. 178. График составлен для труб диа-
метром 102 мм. Для труб иных размеров
найденную величину коэффициента тепло-
отдачи делят на поправочный коэффи-
циент:
Диаметр труб, мм . . 52 70 102 156
Поправочный коэффи-
циент ................ 0,795 0,915 1,00 1,150
С увеличением скорости движения га-
зов в конвекционной камере печи коэффи-
циент теплоотдачи конвекцией увеличи-
Рис. 178. График для оп-
ределения коэффициента
теплоотдачи конвекцией.
Цифры на кривых — тем-
пературы дымовых газов
(В °C).
вается, но одновременно увеличиваются
гидравлические сопротивления потоку
газов, а следовательно, и требуемая вы-
сота дымовой трубы.
Передача тепла радиацией трехатомпых
газов зависит от температуры и эффектив-
ной толщины газового слоя, которая равна
произведению парциального давления трехатомных газов на толщину
газового слоя. Коэффициент теплоотдачи радиацией от трехатомных
газов арад тем больше, чем выше температура газов и больше эффек-
тивная толщина газового слоя. Численные значения ар;ЗД в зависи-
мости от температуры и толщины газового слоя определяют по таб-
лицам или графикам, приведенным в специальной литературе по
теплотехнике.
Тепло, передаваемое радиацией стенок кладки конвекционным
трубам, зависит от соотношения между площадью боковых стенок
камеры конвекции и поверхностью труб, т. е. от числа труб в ряду, и
составляет 7—15% от суммы тепла, передаваемого трубам конвекци-
ей аконв и радиацией от трехатомных газов арад. В итоге коэффициент
* Ад ел ьс on С. В., Технологический расчет п конструктивное
оформление нефтезаводских печей, Гостоптехпздат, 1952.
** Скобло А. И., Трегубова И, А., Егоров II. И., Про-
цессы п аппараты нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности,
Гостоптехпздат, 1962,
*** Эмпрджанов Р. Т., Основы технологических расчетов в нефте-
переработке, Изд. «Химия», 1965.
Таблица 37. Технологические показатели работы печей установок АВТ
Показатели Двухсторонняя с панельными горелками Двухскатная двухкамерная Многокамер- ная (АВТ-6)
А В А в А В
Тепловая мощность, млн. ккал/ч 15,7 14,8 31,4* 14,8 106,0 34
Поверхность, лгЗ
нагрева на 1 т/сутки
сырья 0,21 0,18 0,115 0,318 0,21 0,185
пароперегревателя . . . 33 39 145 121 204 383
котла-утилизатора > , . 150 150 — — — —
радиантных труб .... 332 332 305 634 1868 850
конвекционных труб . . . 332 332 490 298 3375 904
Доля радпантпой поверхности,
% 39 39 33 60 34,3 48,0
Число
потоков сырья 2 — 4 2 12 6
радиантных труб .... 40 40 130 116 330 152.
конвекционных труб , . . 40 40 70 55 600 160
Диаметр труб, Л1Л1
радиантных 152x8 152x8 152x8 152x8 152X8 219x10
пароперегревателя . . . 48 48 145 121 57X4 57X4
котла-ути,тшзатора . . . 150 150 — — — —
Длина труб, .л 18 18 15 12 11,8 1-1,8
Скорость потока па входе, м/сек . . : 2,1 2,1 2,16 1,55 1,9—2,4 1,66
Тепловая напряженность, тыс.
кклл/(.цЗ- ч) радиантных труб .... 39,2 39,2 26,8 10,77 41,0 31,8
конвекционных труб . . . 7,42 7,42 13,9 6,55 8,3 6,65
К. л. д. лечи 0,81 0,81 0,83 0,81 0 703** 0,689**
Расход топлива, вес. % на
нефть п мазут 2,4 2,8 1,65 1,88 2,04 1,32
Температура, °C
сырья па входе в печь . . 240 310 240 310 240 330
сырья па выходе пз печи 340 420 330 420 340-360 410
газов над перевалом . . . 750 750 800 765 600-760 710
па выходе из конвекцпоп-
пой камеры 330 340 310 405 — 450
Коэффициент избытка воздуха в топке 1,1 1,1 1,2—1,5 1,2-1,5 1,2 1,2
на выходе пз борова . . . — — — 1,4—1,7 •1,6 1,65
Давление, ат
па входе продуктов в печь 17,4 4,17 17,3 6,0 15-18 4,5
на выходе продуктов из
печи 6,0 1,1 6,0 1,0 3-6 0,4
* После реконструкции п значительного расширения радиантной поверхности.
** Без котла-утплпзатора.
Детали трубчатых печей
289
теплопередачи к конвекционным трубам определяют следующим
образом:
для четырех труб в ряду
— 1-15 («конв Т ®рад)
для шести труб в ряду
^ = 1,1 (акоив + ®рад)
для восьми труб в ряду
К = 1,07 (акоив_Ь'арад)
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
Технологические показатели работы атмосферных (А) и ваку-
умных (В) секций трубчатых печей установок АВТ представлены
в табл. 37.
ДЕТАЛИ ТРУБЧАТЫХ ПЕЧЕЙ
К числу важнейших деталей относятся трубы, подвески, крон-
штейны, решетки и двойники (ретурбеиты).
Трубы применяют цельнотянутые, выполненные из различных
сталей: для нагрева коррозионно-неагрессивного сырья до 450° С
под давлением ниже 60 ат из углеродистой стали марок 10 и 20;
для нагрева коррозионно-агрессивного сырья до 450° С из стали,
содержащей 4—6% Сг, 0,5% Мп, 0,5% Si, 0,03% Sh0,45—0,65% Mo.
В трубчатых печах пиролиза с температурой до 800° С используют
трубы длиной 18 м из жаропрочных сталей, содержащих 18 или
25% хрома и 8 или 20% никеля. Трубы испытывают на растяжение,
твердость, расширение концов.
Подвески, кронштейны и решетки предупреждают провисание
труб в радиантной и конвекционной секциях печи. Решетки устанавли-
вают в конвекционной камере. Подвески и кронштейны монтируют
в топочной камере (рис. 179) и изготовляют из жаропрочной силь-
хромовой стали марок ЭСХ-8 и ЭСХ-12. Хорошо показали себя
в работе подвески и кронштейны из стали марки ЭЯЗС, содержащей
16,2% Сг, 23,3% Ni, а также 2,9% Si и 0,7% Мп. Кронштейны,
поддерживающие боковые экраны труб, изготовляют разборными
и неразборными. Для удешевления кронштейны делают разборными,
причем поддерживающие крючки выполняют из жаропрочной стали,
а собственно кронштейны, крепящиеся к каркасу печи, — из чугуна.
Неразборные кронштейны применяют главным образом в печах
АВТ, характеризующихся сравиительио небольшой теплонапряжен-
ностыо топочной камеры.
19 Заказ 100"
290
Гл. XI. Трубчатые печи
Двойники соединяют трубы в непрерывный змеевик. Двойник
представляет собой (рис. 180) литую или кованую стальную камеру
с четырьмя отверстиями. В первые два отверстия ввальцовывают
Рпс. 179. Разборные подвески:
7— балки; 2 — серьги; 3 — трубы.
нагревательные трубы, а вторые два запирают прижимными проб-
ками и через эти отверстия производят вальцовку и чистку труб
откокса. Двойники должны обеспечивать трубам стойкость под
Рис. 181. Разборный двойник.
воздействием высоких температур, давлений и коррозионно-агрес-
сивной среды.
Составными частями двойника являются корпус 1, запирающие
пробки 2 и нажимной болт 3. Запирающие пробки конические, по-
садка их ведется на мастике из графита и патоки. Достоинством таких
Эксплуатация печей
291
двойников являются компактность, прочность, простота производ-
ства, большой диапазон давлений и температур, недостатком —
повышенные гидравлические сопротивления, неразборность.
Развальцовка труб в двойнике ведется при помощи развальцо-
вочных машинок, основной частью которых является барабан с вра-
щающимися роликами. Ролики расклиниваются длинным конусом
(веретеном), приводимым во вращение от воздушной турбинки или
электродвигателя. При раздвижении роликов концы печной трубы
отгибаются и придавливаются к корпусу двойника.
Особенностью двойников разборного типа (рис. 181) является
шаровой стык, обеспечивающий требуемую герметичность при отно-
сительно меньшем давлении, чем плоский стык. Плавное движение
потока при повороте сокращает гидравлические сопротивления.
Недостаток двойника — необходимость изготовления труб с утол-
щенными концами, обработанными под сферическую поверхность.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПЕЧЕЙ
Чистка печных труб от кокса и солей производится при помощи
шарошек, состоящих из воздушной турбинки, гибкого шланга
и системы фрезерных колес. Под
фрезы слегка раздвигаются и при-
жимаются к стенкам труб. При вра-
щении фрезы срезаютс поверхности
труб кокс и загрязнения. Поток
отработанного воздуха выносит
продукты зачистки. Для предвари-
тельной очистки поверхности труб
взамен зубчатой системы ставят
многоходовый молоток с шарнир-
ными соединениями. При вращении
ротора турбинки молоток бьет по
стенкам трубы, отбивая от них
кокс. Аппараты снабжены комп-
лектом шарошек (рис. 182) для труб
разных диаметров, включая и
трубы теплообменников и шлемо-
вых труб.
Высокая трудоемкость механи-
ческого способа чистки печных
труб при помощи воздушных тур-
бинок, вредность таких работ
действием центробежной силы
заставили разработать так называемый метод паро-воздушного
удаления кокса из печных труб. Метод состоит в том, что в змеевик
печи по ходу или против хода сырья вводят воздух в смеси
с водяным паром. Под их воздействием кокс горит, растрескивается
19*
292
Гл. XI. Трубчатые печи
и измельчается. Куски кокса вместе с продуктами сгорания выносятся
струей в отвеиватель. Реагенты (пар и воздух) подаются под давле-
нием не ниже 5,5 ат. Регулируя количество воздуха и пара, ведут
процесс при желаемой температуре.
Паро-воздушный метод выжига кокса применяется для печей,
оборудованных трубами из высоколегированных сталей. В других
случаях применяется также механический способ удаления кокса.
Паро-воздушный метод выжига кокса позволил применять печи
с приваренными двойниками.
Потеря напора в змеевиках трубчатых печен. Змеевики труб-
чатых печей бывают протяженностью иногда несколько километров.
Прокачиваемое по змеевику сырье постепенно нагревается и меняет
свое агрегатное состояние от жидкого на входе в печь до жидко-паро-
фазиого или парофазиого на выходе из печи. С измеиеиием агрегат-
ного состояния сырья меняется его объем и линейная скорость потока.
Повышенная скорость потока сокращает пребывание сырья в зоне
высоких температур, уменьшает коксообразоваиие, увеличивает
коэффициент теплопередачи. Однако с ростом скорости потока воз-
растает гидравлическое сопротивление и, как следствие, расход
энергии на прокачку сырья по змеевику трубчатой печи.
Диаметр труб змеевика подбирают с таким расчетом, чтобы
сырье входило в печь в жидкой фазе со скоростью 1,2—2 м/сек.
Такая скорость пе приводит к чрезмерно высоким гидравлическим
сопротивлениям, но обеспечивает турбулентный режим потоку сырья,
а с ним и высокий коэффициент теплопередачи. Диаметр труб
обычно пе превышает 152 мм, поэтому в печах высокой производи-
тельности для обеспечения отмеченной скорости в трубах применяют
два или большее число параллельных потоков сырья.
Однако применение параллельных потоков может привести к не-
равномерному распределению сырья по каждому из параллельных
змеевиков и к неравномерному его нагреву, перегреву стеиок труб
и их прогару. Для предотвращения этого явления необходимо сле-
дить за температурой сырья на выходе его из каждого змеевика печи,
регулируя равномерность распределения потоков при помощи рас-
ходомеров или задвижек, установленных на входе сырья в печь.
В вакуумных печах, помимо вышеизложенного снижение гидрав-
лических сопротивлений, как и увеличение доли испарения сырья
(мазута), достигается тем, что последние трубы по ходу сырья в змее-
вике делают большего диаметра, чем в других частях печи. Помимо
этого с целью устранения местных перегревов и понижения темпе-
ратуры кипения масляных дистиллятов в радиантные трубы вакуум-
ной печи (в зону высоких температур) вводят водяной пар (3—4%).
При выборе направления потока сырья в змеевиках учитывают
целесообразность движения насыщенной газом жидкости снизу
вверх, что устраняет образование газовых пробок на поворотах
и снижает противодавление на линии нагнетания сырьевого насоса.
Эксплуатация печей 293
Значительная часть потери напора в змеевике трубчатой печи
приходится на участки с жпдко-парофазным потоком сырья. Потери
напора на таких участках с высокой точностью можно рассчитать
по методу Б. Д. Бакланова, основанному на допущении, что испа-
рение сырья начинается в радиантных трубах и что приращение
тепла в них пропорционально длине труб. Подробнее этот метод
изложен в соответствующих курсах *.
Смонтированный змеевик в печи подвергают гидравлическому
испытанию под давлением, равным 2,5 рабочего. Обнаруженные
при испытании дефекты отмечают и устраняют, после чего испытания
повторяют.
При эксплуатации трубчатых печей соблюдают следующие основ-
ные правила.
1. Запрещается пользоваться неисправными двойниками.
2. Запрещается открывать дверки камер двойников во время
работы печей. В самые камеры должен быть подведен водяной пар.
Перед подачей водяного пара в змеевик пароперегревателя печи из
него должен быть спущен конденсат. В Местностях с большим коли-
чеством атмосферных осадков фронт форсунок должен быть защищен
навесом из огнестойких материалов.
3. При зажигании форсунки необходимо сначала подвести к ней
через специальное отверстие факел, подать пар и воздух и только
после этого постепенно открывать топливный вентиль. Запрещается
работать без контроля (манометрами) за давлением в змеевиках
печей. Не допускается работа с отдулинами и свищами на трубах
печей, а также с неисправным паротушеиием.
4. Износ нагревательных труб печей должен систематически
контролироваться измерением их диаметра.
’Скобло А. И., Т р е г у б о в а И. А., Е г о р о в Н. Н., Процессы
и аппараты нефтеперерабатывающей промышленности, Гостоптехпздат, 1962,
стр. 497.
ГЛАВА XII
ПРОМЫШЛЕННЫЕ УСТАНОВКИ ПО ПЕРВИЧНОЙ
ПЕРЕРАБОТКЕ НЕФТЕЙ И МАЗУТОВ
Первичной переработкой (прямой перегонкой) называют процесс
получения нефтяных фракций, различающихся по температуре кипе-
ния, без термического распада компонентов, составляющих дистиллят.
Этот процесс можно осуществлять на кубовых или трубчатых уста-
новках при атмосферном и повышенном давлениях или в вакууме.
Первые нефтеперегонные установки в России были построены
в 1745 г. в Ухте, затем в Моздоке и Баку. Это были кубовые уста-
новки периодического действия. К концу 70-х годов прошлого сто-
летия таких установок насчитывалось несколько сотен. Они состояли
из вертикального куба емкостью 1,5—3 т и деревянного чана
с вмонтированным змеевиком — холодильником — и ’ перерабаты-
вали от 8 до 10 тысяч пудов пефти в год. Обслуживалась каждая
установка тремя рабочими в смену.
В 1885 г. А. Ф. Инчиком в г. Баку была сооружена первая
в мире непрерывно действующая кубовая батарея, названная впо-
следствии «нобелевской». Она состояла более чем из десяти гори-
зонтальных кубов, расположенных террасами, так что нефть само-
теком перетекала из куба в куб. Перегонный куб был снабжен
жаровыми трубами и маточником для ввода в сырье водяного пара
(до 20% на дистиллят). В кубах происходил отгон нефтяных фрак-
ций, пары которых поступали в конденсаторы и холодильники, где
конденсировались и охлаждались. Кондесат самотеком попадал
в сортировочное отделение, где смешивался с другими конденсатами,
образуя товарные фракции, которые направлялись на очистку
серной кислотой и щелочью от нежелательных компонентов (непре-
дельных углеводородов, нафтеновых кислот и смол). В последнем
кубе поддерживалась температура сырья около 320° С. Для улавли-
вания легчайших фракций и сообщения кубов с атмосферой служил
скруббер, орошаемый холодной водой. Четкость погоноразделения
была низкой.
В годы восстановительного периода нефтяной промышленности
СССР кубовые установки были реконструированы и оснащены ректи-
фикационными колоннами. Благодаря последним четкость погоно-
разделения повысилась, качество товарных продуктов улучшилось.
Гл. XII. Промышленные установки первичной переработки нефтей 295
Однако малая производительность, большое число аппаратов, их
высокая стоимость, громоздкость и пожарная опасность препятство-
вали развитию модернизированных кубовых батарей на нефтепере-
рабатывающих заводах.
Аналогично обстояло дело с перегонкой мазута для получения
масляных дистиллятов на масляных кубовых батареях. Конструкция
масляных батарей впервые была разработана инж. В. Г. Шуховым
и И. И. Елиным. На этих батареях перегонка осуществлялась
в вакууме и с водяным паром с целью снизить температуру перегонки,
не допуская разложения углеводородов, входящих в состав масляных
дистиллятов. Куб масляной батареи не имел жаровых труб и топка
находилась под кубом.
Пары масляных дистиллятов п водяной пар направлялись через
дефлегматоры и конденсаторы-холодильники в емкости для масля-
ных фракций приемно-сортировочного отделения. Несконденсировав-
шиеся пары, водяной пар и газообразные продукты распада посту-
пали в барометрический конденсатор. Водяные и масляные пары
конденсировались, а газообразные углеводороды отсасывались паро-
струйными эжекторами. В приемно-сортировочном отделении масля-
ные дистилляты компаундировались (смешивались) для получения
товарных масляных дистиллятов заданной вязкости. Очистка масля-
ных дистиллятов от продуктов распада, смол и нафтеновых кислот
проводилась также серной кислотой и щелочью.
При реконструкции масляных кубовых батарей их оснащали
«головными» или «хвостовыми» трубчатками. В «головной» трубчатке
отгоняли газойль и другие легкие фракции, а остаток перетекал
в перегонные кубы. Сырьём «хвостовых» трубчаток являлся горячий
гудрон (полугудрон) из последнего куба. Его прокачивали через
трубчатую печь в испаритель. Здесь в вакууме и при большом рас-
ходе водяного пара доиспарялись высоковязкие масляные дистил-
ляты.
Сложность аппаратурного оформления, высокая пожарная опас-
ность и низкие качества получаемых масел препятствовали дальней-
шему развитию строительства масляных кубовых батарей. Они, как
и керосиновые кубовые батареи, уступили свое место высокопроизво-
дительным трубчатым установкам — атмосферным и вакуумным,
рассматриваемым ниже. Впервые подобного рода установки для
перегонки нефтей были запатентованы в 1890—1891 гг. В. Г. Шухо-
вым и С. Г. Гавриловым. Однако их строительство в СССР началось
лишь в 1925 г. в Баку и Грозном.
На трубчатых установках перегонка осуществлялась по прин-
ципу однократного испарения, что позволило снизить температуру
нагрева сырья, а следовательно, уменьшить разложение сырья
и повысить качество дистиллятов. Кроме того, трубчатые установки
отличались большим тепловым к. п. д., меньшими удельными капи-
тальными вложениями и эксплуатационными расходами.
296 Гл. XII. Промышленные установки первичной переработки нефтей
На современном этапе нефтепереработки трубчатые установки
входят в состав всех нефтеперерабатывающих заводов и служат
поставщиками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вто-
ричных процессов (каталитического крекинга, риформинга, гидро-
крекинга, коксования, изомеризации и др.).
Получившие широкое распространение вторичные методы пере-
работки нефти повысили требования к четкости погоноразделения,
к более глубокому отбору средних и тяжелых фракций нефтей.
В связи с этими требованиями на нефтезаводах стали совершенство-
вать конструкции ректификационных колонн, увеличивая в них
число тарелок и повышая их эффективность, применять вторичную
перегонку, глубокий вакуум, брызгоотбойные средства, противо-
пенные присадки и т. д.
Наряду с повышением мощности установок по первичной пере-
работке нефтей стали комбинировать этот процесс нефти с дру-
гими технологическими процессами, прежде всего с обезвожи-
ванием и обессоливанием, стабилизацией и вторичной перегонкой
бензина (с целью получения узких фракций), с каталитическим
крекингом, коксованием и др. Производительность некоторых
установок по первичной переработке нефтей составляет 6—
7 млн. т)год. В СССР ведутся работы по созданию установок первич-
ной переработки мощностью 10—12 млн. m/год. Маломощные уста-
новки первичной переработки нефтей модернизируются или заме-
няются более производительными, отвечающими современному
уровню'дехники.
КЛАССИФИКАЦИЯ ТРУБЧАТЫХ
УСТАНОВОК
В зависимости от давления в ректификационных колоннах труб-
чатые установки подразделяются на атмосферные (АТ), вакуумные
(ВТ) и атмосферно-вакуумные (АВТ).
По числу ступеней испарения различают трубчатые установки
одно-, двух-, трех- и четырехкратного испарения. На установках
однократного испарения из нефти в одной ректификационной ко-
лонне при атмосферном давлении получают все дистилляты — от
бензина до вязкого цилиндрового. Остатком перегонки является
гудрон.
На установках двухкратного испарения перегонка до гудрона
осуществляется в две ступени: сначала при атмосферном давлении
нефть перегоняется до мазута, который затем перегоняется в ва-
кууме до получения в остатке гудрона. Эти процессы осуществляются
в двух ректификационных колоннах; в первой из них поддержи-
вается атмосферное давление, во второй — вакуум. Двухкратное
испарение нефтей до мазута может также осуществляться при атмо-
сферном давлении в двух ректификационных колоннах; в первой
Атмосферные, вакуумные и атмосферно-вакуумные установки 297
отбирают только бензин и остатком перегонки является отбензинен-
ная нефть; во второй отбензиненная нефть, нагретая до более высо-
кой температуры, перегоняется до мазута. Подобные двухколонные
установки относятся к группе атмосферных (АТ).
На установках трехкратного испарения перегонка нефти осуще-
ствляется в трех колоннах: двух атмосферных и одной вакуумной.
Разновидностью установки трехкратного испарения нефти является
установка АВТ с одной атмосферной и двумя вакуумными колон-
нами. Вторая вакуумная колонна предназначена для доиспарепия
гудрона, в ней поддерживается более глубокий вакуум, чем в основ-
ной вакуумной колонне.
Установка четырехкратного испарения представляет собой уста-
новку АВТ с отбензинивающей атмосферной колонной в головной
части и доиспарительной вакуумной колонной для гудрона к конце-
вой части..
Рассмотрим более подробно схемы трубчатых установок.
АТМОСФЕРНЫЕ. ВАКУУМНЫЕ И АТМОСФЕРНО-
ВАКУУМНЫЕ ТРУБЧАТЫЕ УСТАНОВКИ
Установки однократного испарения нефти. На этих установках
стабилизированная и обессоленная нефть (рис. 183) прокачивается
через теплообменники 4 и змеевик трубчатой печи 1 в ректифика-
ционную колонну 2. Наверху этой колонны избыточное давление
составляет около 0,2 ат, что соответствует гидравлическому сопро-
тивлению конденсатора; вниз колонны подается перегретый водяной
пар. Из колонны отбирают различающиеся по температуре кипения
фракции: бензиновую, лигроиновую, керосиновую, газойлевую,
соляровую и другие. Низкокипящие компоненты из лигроиновой
фракции отгоняются в отпарной колонне 3, снабженной кипятиль-
ником. Установка перерабатывает до 1000 т/сутки легкой нефти.
Выход фракций составляет: бензиновой 26—30%, лигроиновой
7—14%, керосиновой 5—8%, газойлевой и соляровой 19—20%,
легкого и тяжелого парафинистого дистиллятов 15—18%, осталь-
ное — гудрон.
В ректификационной колонне ниже ввода сырья установлено
6 тарелок, выше ввода — 32 тарелки; кроме того, в каждой из пяти
внутренних отпарных секций (стриппингов) вмонтировано по 3
тарелки, т. е. всего 53 тарелки. Расход топлива составляет 2,5%,
водяного пара подается 6% на нефть.
Положительными особенностями одноступенчатой трубчатой уста-
новки являются меньшее число аппаратов и, как следствие, меньшая
длина коммуникационных линий; компактность; меньшая площадь,
занимаемая установкой; более низкая температура нагрева сырья
в печи; отсутствие вакуумных устройств; меньший расход топлива
298 Гл. XII. Промышленные установки первичной переработки нефтей
и водяного пара. К недостаткам таких установок относятся высокие
гидравлические сопротивления потоку сырья в теплообменниках
и трубах печи и, как следствие, повышенный расход энергии для при-
вода сырьевого насоса; повышенное противодавление в трубах
и кожухе теплообменной аппаратуры и, в связи с этим, вероятность
попадания нефти в дистилляты при нарушении герметичности тепло-
обменников.
Pirc. 183. Схема труб-
чатой установки для
перегонки нефти до
гудрона:
1 — трубчатая печь; г —
ректификационная ко-
лонна; 3 — отпарная ко-
лонна; 4 •— теплообмен-
ники; 5 — холодильни-
ки; в — конденсатор-хо-
лодшгьпик.
Линии: I — нефть; II —
верхний продукт; III —
боковые продукты; IV —
гудрон; V—водяной
nap; VI — вода.
Работа установки однократного испарения упрощается при пере-
гонке нефтей до мазута или полугудропа (рис. 184). Особенностью
этой установки является применение промежуточного циркуляцион-
ного орошения и выносных отпарных секций для каждого из боко-
вых погонов. На трубчатых установках однократного испарения
можно успешно перерабатывать только тщательно стабилизирован-
ные и обессоленные нефти. В противном случае трубы теплообмен-
ников и печей забиваются солями, что приводит к повышению давле-
ния на сырьевом насосе и способствует прогару печных труб.
Установки двухкратного испарения нефти до мазута. Для этих
установок характерно предварительное частичное испарение нефти
перед поступлением в трубчатую печь. Испарение может происхо-
дить в испарителе (пустотелой колонне), либо в ректификационной
колонне с тарелками. Испаритель применяют в тех случаях, когда
в качестве сырья служит стабилизированная (дегазированная),
слегка обводненная и не содержащая сероводорода нефть. Нефти же,
содержащие растворенные газы (включая сероводород), воду и соли,
направляют в отбензинивающую ректификационную колонну.
Атмосферные, вакуумные и атмосферно-вакуумные установки
299
Вариант с испарителем был реализован в схемах трубчатых
установок, названных «Советскими трубчатками» * и спроектиро-
ванных в 1935—1936 гг. Гипроазнефтыо для перегонки стабильных
нефтей Азербайджана. Впоследствии такие установки применяли
и на других заводах Советского Союза. В 1962 г. был разработан
проект реконструкции «Советских трубчаток», предусматривающий
Рис. 184. Схема трубчатой установки длй перегонки нефти до
полугудропа:
1 — трубчатая печь; 2 — ректификационная колонна; з — кондеисатор-
холодильнпн; 4 — водоотделитель; 5 — отпарные колонны; в — тепло-
обменники; 7 — холодильники.
Липпи: I — нефть; II — сухой газ; III — верхний продукт; IV — боко-
вые фракции; у — полугудрои; VI — водяной пар.
повышение их производительности и возможность работы на неста-
билизированных нефтях. Кроме того, предусматривалось максималь-
ное использование тепла промежуточного циркуляционного ороше-
ния для предварительного нагрева нефти и сокращение до минимума
количества острого орошения в основной колонне. Тарелки для
отбора боковых погонов были переоборудованы под «глухие», так
что вся жидкость с этих тарелок перетекала в отпарные колонны,
где обрабатывалась водяным паром. Одновременно была увеличена
поверхность теплообменников и холодильников, поршневые насосы
* Гуревич И. Л., Технология нефти, я. 1, Гостоптехпздат, 1952,
стр. 363.
300 Гл. XII. Промышленные установки первичной переработки нефтей.
заменены на центробежные, установлены новые насосы, а трубы
пароперегревателя в печи переобвязаны на подогрев сырья. Для
борьбы с коррозией конденсационной аппаратуры в шлемовые трубы
колонны вводили газообразный аммиак.
v
Рпс. 185. Схема установки двухкратного испарения с пспарителем:
1 — печи; г — испаритель; 3 — ректификационная колонна; 4 — конденсатор бензина;
5 — водоотделитель; fl — газосепаратор (емкость орошения); 7 — колонны для'защелачива-
ния бензина; 8 — отпарные колонны; 9 — холодильники; 10 — промежуточная емкость;
11 — теплообменники; 12 — водогрязеотделитель.
Липип: I — газ; II — фракция и. к. — 140° C; III — водяной пар; IV — фракция 140—
240° C; V — нефть; VI — фракция 240—300° C; VII — фракция 300—350° C; VIII — мазут;
IX — орошение.
Схема установки после реконструкции приведена на рис. 185.
Обессоленная нефть V двумя потоками прокачивается через тепло-
обменники 11 и водогрязеотделитель 12 и с температурой около
200° С поступает в испаритель 2, где разделяются паровая и жидкая
фазы. Паровая фаза направляется в основную колонну 5; туда же
после нагрева в печи 1 до 330—340° С поступает и жидкая фаза.
Колонна 3 имеет 31 тарелку в концентрационной части, тепло отво-
дится промежуточным циркуляционным орошением с 10, 17 и 25
тарелок, считая снизу.
В качестве боковых погонов отбираются фракции 140—240,
240—300 и 300—350° С. Головным продуктом колонны является
бензин ZZ (н. к. —140° С). Пары его проходят конденсатор 4, конден-
сат поступает в водоотделитель 5 и газосепаратор 6. Часть конден-
сата используется в качестве орошения IX, а балансовое количество
направляется на щелочную промывку в колонну 7 и далее в товар-
ный парк. Несконденсировавшиеся углеводороды I направляются
Атмосферные, вакуумные и атмосферно-вакуумные установки
301
на газофракционирующую установку. Остатком колонны является
мазут.
Большое распространение имеют установки двухкратного испа-
рения, в которых вместо испарителя установлена отдельная ректи-
фикационная колонна. На таких установках (рис. 186) нефть I
несколькими параллельными потоками прокачивается через группу
теплообменников 7 в среднюю часть колонны предварительного испа-
рения 2. Пары бензина и воды вместе с растворенными в нефти
Рпс. 186. Схема установки двухкратного испарения с отбензинивающей ко-
лонной:
1 — трубчатая печь; 2 — отбензинивающая колонна; 3 — основная атмосферная колонна;
4 — стабилизационная колонна; 5 — газосепаратор (емкость орошения); в — конденсатор-
холодильник; 7 — теплообменник; 8 —• отпарная колонна; 9 — паровой подогреватель.
Линии; I — сырая пефть; II — отбензинеппая нефть; III — сухой газ; IV — сжиженный
газ; V — тяжелый бензин; VI — стабильный бензип; VII — боковые продукты; VIII —
мазут; IX — вода; X — водяной пар; XI —• орошение.
углеводородными газами и сероводородом проходят через конденса-
тор-холодильник 6 в газосепаратор 5. Газ III из газосепаратора
направляется на газофракционирующую установку, а бензин час-
тично подается в колонну в качестве орошения, остальное его коли-
чество подается в стабилизационную колонну 4. Головным продуктом
этой колонны, работающей под давлением, является сжиженный
газ IV, также направляемый на газофракционирующую установку.
Отбензиненная нефть II из колонны 2 прокачивается по змее-
вику печи 1 в основную колонну 3 под 7-ую тарелку, считая снизу.
Всего в колонне 40 тарелок. Ее головным продуктом является тяже-
лый бензин V, пары которого, пройдя конденсатор-холодильник 6,
поступают в газосепаратор 5, а оттуда частично на орошение
в колонну 3, а остальное количество после выщелачивания и про-
мывки водой на компаундирование со стабильным бензином VI из
колонны 4. На установке отбираются также фракции VII авиацион-
ного керосина, дизельного топлива и снизу колонны 3 мазут.
302 Гл. XII. Промышленные установки первичной переработки нефтей.
Вакуумные установки для перегонки мазута. При перегонке
в вакууме из мазута получают масляные дистилляты, различаю-
щиеся по температурам кипения, вязкости и другим свойствам,
в качестве остатка — полугудрон или гудрон. Вакуумные установки
(ВТ) делятся на топливные и масляные. На топливных установках
из мазута отбирают широкую фракцию до 550° С — вакуумный
газойль, который используют в качестве сырья для каталитического
крекинга или гидрокрекинга.
Требования к четкости погоноразделения при отборе широкой
фракции менее строгие, чем при отборе масляных дистиллятов:
необходимо главным образом предотвратить попадание мельчайших
капелек гудрона в вакуумный газойль, чтобы в нем не повысилось
содержание металлоорганических соединений, отравляющих ката-
лизатор, и чтобы при крекинге не увеличилось коксообразование.
Для этого применяют противопенные присадки типа силиконов
и устанавливают над местом ввода сырья отбойные устройства из
прессованной или гофрированной металлической сетки.
Число тарелок в вакуумных колоннах топливных установок
невелико: до 8 в концентрационной части и 4 в отгонной. Гидравли-
ческое сопротивление тарелок должно быть возможно меньшим.
Вакуум в колонне составляет 700—740 мм рт. ст.', соответству-
ющее этому низкое остаточное давление в колонне наряду с наличием
водяного пара способствует большей глубине отбора дистиллята.
Более жесткие требования предъявляются к четкости погоно-
разделения при получении масляных дистиллятов: в колоннах
устанавливают большее число тарелок (до 8 на каждый дистиллят)
и применяют отпарные секции. Пределы выкипания отбираемых
масляных фракций зависят от природы нефти, режима работы вакуум-
ной колонны, ее погоноразделительной способности, требуемой
вязкости дистиллятов, конструкции тарелок. Чем меньше пределы
выкипания масляных дистиллятов, тем легче обеспечивается необ-
ходимый режим очистки, тем выше качество получаемых масел.
Для более четкого разделения масляных фракций мазут перего-
няют на двухколонных установках. По одному из вариантов в пер-
вой вакуумной колонне отбирают широкую масляную фракцию,
а во второй вакуумной колонне с большим числом тарелок эту фрак-
цию разделяют на более узкие фракции. По другому варианту двух-
колонной перегонки мазут перегоняют в двух последовательно со-
единенных вакуумных колоннах. В первой колонне отбирают более
легкие дистилляты и полугудрон, который поступает во вторую
колонну для получения вязких дистиллятов и гудрона.
Примером первого варианта является схема вакуумной уста-
новки (рис. 187) по проекту Гипрогрознефть для мазута из озек-
суатской нефти. На этой установке в первой вакуумной колонне 2
как головной продукт отбирается дистиллят II «350° С), боко-
вым погоном является широкая масляная фракция (350—375° С)
Атмосферные, вакуумные и атмосферно-вакуумные установки
303
III и остатком — гудрон VII. Во второй вакуумной колонне 3 из
широкой фракции III получают дистилляты: IV (350—460° С), V
(460—490° С) и VI (выше 490° С). Содержание легких фракций
vnr
Рис. 187. Схема двухколонной вакуумной установки для перегопкп мазута:
1 — трубчатые печи; г — первая вакуумная колонна; з — вторая вакуумная колонна;
4 — теплообменники; 5 — холодильники; 6 — барометрические конденсаторы; 7 — эжек-
торы; 8 — отпарная колонна.
Линии: I — мазут; II — дистиллят < 350° С; III — широкая масляная фракция; IV —
дистиллят 350—460° С; V — дистиллят 460—490° С; VI — дистиллят > 490° С; VII — гуд-
рон; VIII —водяной пар; IX — вода; X— некондепсирующиеся пары и газы.
в дистилляте V регулируется в отпарной колонне 8. Характеристика
дистиллятов и гудрона приведена ниже:
Пределы выиппанпя, РС . . Р1° • • . . До 350 . . 0,829 350—460 460—490 490—575 Выше 575
0,851 0,883 0,885 0,980
Вязкость, сст
при 50° С . . 4,29 12,5 38,5 32,4 *
прп 100° С . . 1,89 4,0 8,3 13,6 21,5
Температура, РС
застывания . . 16 39 46 61 —
вспышки — 165 200 — —
Содержание парафина, % . . . . — 38 32 — —
Молекулярный вес . . . . . . 235 310 — 564 —
Коксуемость, % — — — 8-10
Выход, вес. % на мазут . . . . 2,1 42,6 10,6 23,4 20,3
* При 7 0° С.
Часть тепла отходящих потоков на данной установке исполь-
зуется для выработки водяного пара давлением 7 ат, что повышает
304 Гл. XII. Промышленные установки первичной переработки нефтей
ее экономическую эффективность. Технико-экономические показа-
тели установки (на 1 т сырья) следующие:
Расход
топлива, кг ................................26,5
воды, .и3...............................
оборотной .........................14,2
химически очищенной ...............0,135
электроэнергии, квт-ч ...................3,72
Капитальные затраты, руб......................1,51
Характеристика вакуумных колонн 2 и 3 (см. рис. 187) приве-
дена ниже:
Колоппа 2 Колоппа 3
Диаметр, м верхней части 5,0
средней части 8,6 6,4
нижней части 5,0 —
Число тарелок 20 26
Остаточное давление (вверху колонны), мм рт. ст. . . . 40 40
Температура, РС вверху колопны 70—90 90
внизу колонны 390 340
Обе колонны оборудованы самостоятельными пароэжекторными
устройствами для создания вакуума. Огневые нагреватели выпол-
нены из сборных блоков жароупорного железобетона п оборудованы
беспламенными горелками. Насосы расположены на открытой
площадке под постаментом блока ректификации. Размеры площад-
ки 62 X 80 м.
Другим вариантом двухколонной перегонки мазута является
процесс с использованием испаряющегося агента. В этом.процессе
остаток первой вакуумной колонны (полугудрон или гудрон) сме-
шивается с легкоиспаряющейся нефтяной фракцией, например
керосином или газойлем, и после нагрева в трубчатой печи направ-
ляется во вторую вакуумную колонну, где отбирается высоковязкий
масляный дистиллят, испаряющийся агент, возвращаемый обратно
в процесс, и остаток — битум. Такой вариант перегонки осуще-
ствлен на АВТ четырехкратного испарения, описанной далее (см.
рис. 190).
Этот процесс изучался в лабораторных условиях. Испаряющимся
агентом служил бензин, перегонку вели при атмосферном давлении,
различных температурах и кратности бензина к сырью. Результаты
трех опытов приведены ниже:
Температура ОН, °C'
340 360 390
Выход, %
масел..................................
бптума ............................
47,0 58,0 74,5
53,0 42,0 25,5
Атмосферные, вакуумные и атмосферно-вакуумные установки
305
Качество масляного дистиллята
р1° ............................... 0,9417 0,9455
вязкость прп 100° С, 9 ВУ................ 2,2 2,8
Качество битума
температура размягчения (по КпШ), ° С 28 37
глубина проникания иглы ............... Течет 275.
растяжимость, см .................... Жидкий 65
0,9487
3,0
50
55
100
При кратности бензина к сырью 0,25 : 1 и температуре ОИ 390° С
было получено до 90% от потенциала высоковязких цилиндровых
масел и битум. Исходный гудрон обладал следующими свойствами:
........................ 0,9728
Содержание, %
масел..................... 82,7
смол ..................... 16,9
асфальтенов................ 0,4
Коксуемость, % ............... 7,0
Вязкость прп 100° С, ° ВУ . . 7,68
Выкипает до 550° С, % ... 50
Выход масляного дистиллята тем больше, чем больше кратность
растворителя к сырью, чем выше температура ОИ и чем ниже давле-
ние в испарителе. Недостатками этого метода являются большой
расход тепла на испарение и воды на конденсацию испаряющегося
агента, относительно высокий расход металла на конденсаторы
и холодильники.
Атмосферно-вакуумные установки. Вакуумные трубчатые уста-
новки обычно сооружают в едином комплексе с атмосферной сту-
пенью перегонки нефтей. Комбинирование процессов атмосферной
и вакуумной перегонки на одной установке имеет следующие пре-
имущества: сокращение коммуникационных линий; меньшее число
промежуточных емкостей; компактность; удобство обслуживания;
возможность более полного использования тепла дистиллятов
и остатков; сокращение расхода металла и эксплуатационных затрат;
большая производительность труда.
В 1947—1953 гг. сооружалпсь АВТ мощностью 0,5 млн. т/год
нефти, затем их мощность была доведена до 0,8—1 млн. т/год.
В последующие годы были сооружены АВТ мощностью 1, 2, 3 и
6 млн. т/год. В настоящее время ведутся работы по созданию АВТ
мощностью 10—12 млн. т)год.
На рис. 188 представлена технологическая схема атмосферно-
вакуумной установки топливного профиля, предназначенной для
переработки сернистой нефти. Газойль, отбираемый сверху вакуум-
ной колонны, представляет собой широкую фракцию и используется
как исходное сырье для каталитического крекинга.
На рис. 189 представлена схема укрупненной трехступенчатой
установки АВТ производительностью 11,2 тыс. т/сутки масляной
нефти. Составными частями такой установки являются атмосферная
колонна 2 и две последовательно работающие вакуумные колонны 4
20 Заказ 100(1
306 Гл. XII. Промышленные установки первичной переработки нефтей
и 5. В первой из них отбираются три масляных дистиллята и полу-
гудрон VII — в остатке. Часть остатка используется как сырье для
получения остаточного масла, остальная через змеевик печи подается
во вторую вакуумную колонну, работающую при остаточном давле-
нии 10—15 мм рт. ст. В этой колонне получают тяжелое дистиллят-
ное сырье для каталитического крекинга или гидрокрекинга. Остат-
ком перегонки является гудрон XIII, используемый как дорожный
Рис. 188. Атмосферпо-вакуумная установка для перегонки сернистой нефти:
1 — трубчатые печи; 2 — атмосферная колонна; з — вакуумная колонна; 4 — отпарная
колонна; 5 — конденсатор-холодильник; 6 — водоотделитель; 7 — теплообменник; 8 —
холодильник; 9 — барометрический конденсатор; 10 — эжектор.
Линии: I — нефть; II — боковой продукт; III — верхний продукт; IV — газ; V — мазут;
VI — гудрон; VII — водяной пар; VIII — вода; IX — несконденсировавшиеся пары и газы.
битум. Лигроиновая фракция направляется на каталитический рифор-
минг. Широко используется промежуточное циркуляционное оро-
шение.
Особый интерес представляет вакуумсоздающая аппаратура в виде
эжекторов и поверхностных конденсаторов вместо барометрических.
При помощи такой системы создается более глубокий вакуум, а неф-
теперерабатывающий завод и водоемы избавлены от загрязненных
сероводородом потоков воды. Меньшее остаточное давление во вто-
рой колонне и хорошее фракционирование позволяют уменьшить
коксуемость и содержание металлов в дистиллятах, направляемых
на каталитический крекинг и на производство масел.
На. рис. 190 представлена схема установки АВТ четырехкратного
испарения: с двумя атмосферными колоннами и двумя вакуумными.
В качестве испаряющегося агента используют газойль. Как следует
из схемы, полугудрон V из первой вакуумной колонны 4 перед
входом в печь 1 смешивается с газойлем XIV. Нагретая в печи смесь
Рис. 189. Схема трехступеичатоц установки АВТ:
1 — печи; 2 — атмосферная колонна; — стабилизатор бензина; 4 — масляная вакуумная колонна; 5 — топливная вакуумная колонна;
№ — теплообменники; 7 — конденсатор-холодильник; S — паровой подогреватель; я — емкость орошения; 10 — поверхностные конденса-
торы-холодильники вакуумной колонны; 11 — эжекторы.
Jlirnini: I— нефть; II—газ; III — сжиженный газ; IV—боковой продукт; V—нестабильный бензин; VI—стабильный бензин;
VII — полугудрон; VIII — водяной пар; IX— мазут; X— отстойная вода; XI — холодная вода; XII — некойденсирующпеся пары
и газы; XIII — гудрон; XIV — конденсат.
Рпс. 190. Схема четырехступопчатоц установки АВТ:
1 — печи; г — отбензинивающая колонна; 3 — основная атмосферная колонна; i — первая вакуумная колонна; 5 — вторая вакуумна:
колонна; в — теплообменники; 7 — конденсаторы-холодильники; <? — емкости орошения; 9 — барометрические конденсаторы; 10 — эжекторы
Ляпин: I — нефть; II — газ; III — верхний продукт; IV — боковой продукт; V — полугудрон; VI — гудрон; VII — водяной пар; VIII-
горлчая струя; IX— мазут; X—отбензиненная нефть; XI— отстойная вода; XII — холодная вода; XIII— нескондепсировавшиес:
пары и газы; XIV — газойль.
Комбинированные установки
309
подается во вторую вакуумную колонну 5, где отбираются три
продукта: циркулирующий газойль XIV, вязкий масляный дистил-
лят IV и остаток — гудрон VI.
КОМБИНИРОВАННЫЕ УСТАНОВКИ
Все возрастающая мощность строящихся и проектируемых нефте-
перерабатывающих заводов требует комплектования их минимальным
числом технологических установок, что снижает капиталовложения,
сокращает сроки строительства заводов. Решение этой задачи дости-
гается как повышением производительности технологических уста-
новок, так и комбинированием процессов на одной установке.
Комбинирование процессов первичной перегонки и термического
крекинга практиковалось на заводах СССР с 30-х годов. Трудности
при эксплуатации и ремонте таких установок были успешно преодо-
лены. Накопленный опыт и современный уровень развития автома-
тики, телемеханики, дистанционного управления и регулирования
технологических процессов позволяют расширить область примене-
ния комбинированных установок и сделать их надежными в работе.
Основное внимание было уделено созданию прямой перегонки и
других процессов переработки нефти.
Возможны различные комбинации процессов на одной установке:
ЭЛОУ — АВТ; АВТ — вторичная перегонка широкой бензиновой
фракции; первичная перегонка нефти — каталитический крекинг
вакуумного газойля — деструктивная перегонка гудрона; первич-
ная перегонка нефти — коксование мазута в кипящем слое кокса.
Установки ЭЛОУ — АВТ. Технологическая схема комбиниро-
ванной установки ЭЛОУ — АВТ приведена на рис. 191. Подогретая
в теплообменниках 8 нефть I с температурой 120—140° С в дегидра-
торах 1 подвергается термохимическому и электрообезвоживанию
и обессоливанию в присутствии воды, деэмульгатора и щелочи.
Подготовленная таким образом нефть дополнительно подогревается
в других теплообменниках и с температурой 220° С поступает в ко-
лонну 2. Сверху этой колонны отбирается фракция легкого бен-
зина XV. Остаток III снизу колонны 2 подается в печь 7, где нагре-
вается до 330° С, и поступает в колонну 3. Часть нефти из печи 7
возвращается в колонну 2 в качестве горячей струи. Сверху колонны 3
отбирается тяжелый бензин XVII, а сбоку через отпарные колонны
11 фракции VI (140-240, 240-300 и 300-350° С). Мазут IV снизу
колонны 3 подается в печь 15, где нагревается до 420° С, и поступает
в вакуумную колонну 4, работающую при остаточном давлении
60 мм рт. ст. Водяные пары, газообразные продукты разложения
п легкие пары XIV сверху колонны 4 поступают в барометрический
конденсатор 12, иесконденспровавшиеся газы отсасываются эжекто-
ром 13. Боковыми погонами колонны 4 являются фракции VII,
остатком — гудрон VIII.
Рпс. 191. Схема комбинированной установки ЭЛОУ—АВТ:
1 — электродегидратор; 2 — отбензинивающая колонна; з — основная атмосферная колонна; 4 — вакуумная колонна; 5 — стабилизационная
колонна; в — абсорбер; 7 — атмосферная печь; 8— теплообменники; 9 — конденсаторы-холодильники; 10 — газосепараторы; 11—
отпарные колонны; 12 — барометрический конденсатор; 13 — эжектор; 14 — паровые подогреватели; 15 — вакуумная печь.
Линии: I — сырая нефть; II — обезвоженная и обессоленная нефть; III — отбензиненная нефть; IV — мазут; V — стабильный бензин;
VI — боковые продукты атмосферной колонны; VII — боковые продукты вакуумной колонны; VIII — гудрон; IX — водяной пар; X—
оборотная вода; XI-—аммиачная вода; XII — сухой газ; XIII — сжиженный газ; XIV — несконденспровавшиеся пары и газы; XV —
легкий бензин; XVI — горячая струя; XVII — тяжелый бензин; XVIII — вода,» деэмульгатор и щелочь.
Комбинированные установки
311
Бензины XV и XVII, получаемые из колонн 2 и 3, смешивают
и отводят в стабилизатор 5. Газ из газосепараторов 10 после ком-
примирования подается в абсорбер 6, орошаемый стабильным бензи-
ном V. Сухой газ XII сбрасывается к форсункам печей. Головной
продукт стабилизации колонны 5 направляется на ГФУ. Стабиль-
ный бензин подвергается защелачиванию.
Материальный баланс переработки нефти на комбинированной
установке и на АВТ приведен ниже:
АВТ—ЭЛОУ АВТ и ЭЛОУ
Взято, % отдельно
ромашкпнекая нефть . . . 100 100
газ 2 —
вода и соли Получено, % 2,5 2,5
сухой газ 0,18 —
головка стабилизации . . . 2,82 —
сжиженные газы фракции 1
бензиновые 13,29 9,18
промежуточная . . . . 1,39
керосиновые 16,27 17,88
дизельные 16,94 16,94
350—420° С 10,6 10,6
420—490° С 11,4 13,4
гудрон 30,0 28,0
вода + соли 2,5 2,5
потери 1,6
Экономическая эффективность комбинирования АВТ с ЭЛОУ
иллюстрируется следующими данными:
ЭЛОУ—АВТ АВТ
Производительность, млп. m/год нефтп . . Энергозатраты на 1 т сырья 2 . 1 1
топливо, кг 23,1 24,6 29,38
пар, кг 64,0 ' 133 * 139
химически очищенная вода, . 0,29 - 0,39 0,39
промышленная вода, л3 8,6 9,4 11,54
электроэнергия, кет -ч 4,25 5,35 7,18
Штат, чел 41 41 41
Капитальные затраты, руб/т сырья . . Расход металла, кг/т сырья 1,25 1,72 1,86
1,51 1,85 2,37
Занимаемая площадь, м2 . 21 376 19 320 24 000
Эксплуатационные расходы, руб/т сырья Себестоимость продуктов, руб jin 0,775 0,841 1,088
в атмосферной секции 4,71 4,93 5,3
в вакуумной секции 4,75 4,76 5,13
* Пар вырабатывается в регенеративных испарителях за счет тепла дистиллятов.
Из этих данных видно, что в результате комбинирования дости-
гается экономия топлива, электроэнергии, пара и капитальных
312 Гл. XII. Промышленные установки первичной, переработки нефтей
затрат. С увеличением производительности установок эта экономия
возрастает. Еще больший эффект получается прп комбинировании
нескольких технологических процессов.
Рпс. 192. Общий вид комбинированной установки
ЭЛОУ — АВТ в Делавере.
Рпс. 193. Схема комбинированной установки ЭЛОУ—АВТ в Делавере:
2 — электродегидратор; 2 — колонна предварительного испарения; з — атмосферная печь;
4 — атмосферная колонна; 5 — стабилизатор; 6 — отпарная колонна; 7 — вакуумная ко-
лонна; 3 — аппарат для защелачивания бензина; 9 — вакуумная печь.
Линии: I — сырая нефть; II — обезвоженная н обессоленная пефть; III — отбензиненная
нефть; IV — нестабильный бензин; V — газ; VI — легкий бензин; VII — тяжелый бензин;
VIII — лигроиновая фракция; IX — керосиновая фракция; X — легкая газойлевая фрак-
ция; XI — мазут; XII — тяжелая газойлевая фракция; XIII — гудрон; XIV — нескондсн-
спровавшпеся пары и газы.
Среди зарубежных заслуживает внимания крупнейшая в США
атмосферно-вакуумная установка фирмы «Tidewater» в штате Делавер.
Установка перерабатывает 20 000 т/сутки сернистых и высокосер-
иистых нефтей. Общий вид установки приведен на рис. 192, ее
If омбииированиые установки
313
продуктом
в колонне-
Рпс. 194. Схема
системы глубокого ваку-
ума:
1 — вакуумная колонпа;г2 — поверхностные кон-
денсаторы; a — насос; 4 — эжекторы.
Линии: I — мазут; II — вакуумный газойль;
III — гудроп; IV — орошение; у — пеконден-
сирующиеся пары п газы; VI — водяной пар;
VII — паровой конденсат; VIII — охлаждающая
вода.
схема — на рис. 193. По этой схеме установка АВТ комбинирована
с двухступенчатой электрообезвоживающей и обессоливающей уста-
новкой из четырех горизонтальных электродегидраторов 1.
Нефть I поступает под давлением 24 ат и при температуре 16° С.
После подогрева в ряде теплообменников до 127° С нефть подается
на ЭЛОУ. Практически лишенная здесь воды и солей нефть нагре-
вается затем в теплообменниках и с температурой 204° С поступает
в колонну предварительного испарения 2. Головным
этой колонны является бензин IV, стабилизируемый
стабилизаторе 5. Головка ста-
билизации V направляется
на газофракционирующую
установку.
Отбензиненная нефть III
через теплообменники и труб-
чатую печь 3 поступает в ос-
новную атмосферную колон-
ну 4 диаметром 7 ли Эта ко-
лонна оснащена трехсекцион-
ной отпарной колонной 6.
Боковыми погонами основ-
ной колонны являются лиг-
роиновая VIII, керосиновая
IX и легкая газойлевая X
фракции. Головным продук-
том осповной колонны слу-
жит тяжелый бензин VII.
Остатком перегонки является
мазут XI, который прокачи-
вают через печь 9 в вакуум-
ную колонну 7 диаметром
12 м. Сверху этой колонны уходят водяные пары и газы XIV, в том
числе сероводород. В качестве бокового погона отбирается тяжелый
вакуумный газойль XII, направляемый на каталитический крекинг.
Остатком перегонки служит гудрон XIII, используемый как сырье
для коксования. Температура наверху вакуумной колонны 70—
75° С, остаточное давление в испарительном пространстве
17 мм рт. ст., а вверху 5 мм рт. ст. Вакуум поддерживается трех-
ступенчатымн эжекторами 4 с промежуточными поверхностными
конденсаторами 2 (рис. 194).
Конденсат VII откачивается насосом 3 и направляется на уста-
новку для отпарки растворенного сероводорода. Бензин подвер-
гается очистке от меркаптановой серы. Верхняя часть колонны,
шлемовые трубы, корпусы кожухотрубчатых конденсаторов, сбор-
ники орошения и конденсата, насосы для откачки конденсата из
колонны предварительного испарения, стабилизатор бензина и его
314 Гл. XII. Промышленные установки первичной переработки нефтей
шлемовая труба защищены от коррозии монель-металлом. Значитель-
ная часть вакуумной колонны и ее внутренние детали, отпарная
колонна для легкого газойля, часть атмосферной колонны, трансфер-
ные линии от печей к ректификационным колоннам, продуктовая
часть горячих насосов выполнены из нержавеющей стали. Для за-
щиты верха колонны атмосферной секции от коррозии применен
аммиак. Трубчатые печи сконструированы для работы на порошко-
образном коксе, мазуте и топочном газе. Расходные показатели
на перегонку 1 т сернистой нефти составляют:
Вода, -и3.................. 7,85
Топливо, кг
котельное ................. 16,5
газообразное.......... 16,3
Пар, т
2,7 ат.................... 0,009
12 ат ................ 0,013
Электроэнергия, квт-ч . . 2
Выход продуктов, вес. %
на нефть
газа.................... 1
легкого бензина ... 8
тяжелого бензила . . 8
лигроина............... 2,5
легкого газойля ... 9
тяжелого газойля . . 30,5
гудрона ...............32,5
Установки АВТ и вторичной перегонки бензина. Такая комбини-
рованная установка мощностью 3 млн. т/год сернистой ромашкин-
ской нефти, запроектированная Гипроазнефтью, эксплуатируется
с 1964 г. Технологическая схема представлена на рис. 195, а общий
вид — на рис. 196.
По этой схеме из испарителя 1 пары бензина и растворенные
в нефти газы направляются в испарительную секцию основной
колонны 2. Туда же поступает и полуотбензиненная нефть I после
нагрева в трубчатой печи 9. Тепло циркуляционных орошений,
организованных в трех сечениях основной колонны, используется
для нагрева нефти. Острое орошение подается наверх колонны.
Боковые погоны из основной колонны ректифицируются в трех-
секционной отпарной колонне 14. Мазут XVII из основной колонны
после нагрева в печи 10 подается в вакуумную колонну 3. В этой
колонне отбирается широкая (350—490° С) фракция XI, а также
имеется три промежуточных циркуляционных орошения.
Блок вторичной перегонки широкой бензиновой фракции состоит
из трех ректификационных колонн — 6, 7 и 8, в каждой из них
по 60 тарелок. Перед вторичной перегонкой широкая бензиновая
фракция поступает в стабилизационную колонну 5, а газообразные
углеводороды — в абсорбер 4. Абсорбентом XV служит стабильный
бензин, который затем подвергают защелачиванию и вторичной
перегонке на узкие фракции: до 62, 62—85, 85—120, 120—140 и
остаток выше 140° С. Третья колонна вторичной перегонки 8 снаб-
жена отпарной колонной 14. Фракция 140—240° С, как и бензиновая,
подвергается защелачиванию и сушке. Технологический режим
Рпс. 195. Схема комбинированной установки АВТ и вторичной перегонки бензина:
1 — испаритель; 2 — атмосферная колонна; з — вакуумная колонна; 4 — абсорбер; 5 — стабилизационная колонна (десорбер); 6 — пер-
вая колонна блока вторичной перегонки; 7— вторая колонна блока вторичной перегонки; S — третья колонна блока вторичной перегонки;
о, 10 — трубчатые печи; 11 — теплообменники; 12 — конденсаторы-холодильники; 13 — емкости орошения; 14 — отпарные колонны;
1а — барометрический конденсатор; 1в — эжектор; 17 — паровые подогреватели.
Лиишг: Г — нефть; ГГ — сухой газ; ГГГ — сжиженный газ; IV — стабильный бензин; Д'" — франция н. к. — G2° С; VI — фракция 62—85° С;
VII — фракция 85—120° С; VIII — фракция 120—140° С; IX — фракция 140—180° С; X— боковые продукты атмосферной колонны; XI —
боковые продукты вакуумной колонны; XII — гудроп; XIII — водяной пар; АТУ — вода; XV — абсорбент; ЛУГ — нсскондеисировавшиеся
пары и газы; XVII — мазут.
316
Гл. XII. Промышленные установки, первичной переработки нефтей
работы основных аппаратов атмосферной секции приведен ниже:
По про- По данным обследований
скту 1 п in
Температура, ° С в предварительном пспарптеле ....
вверху ............ 210 .228 230 229
на входе сырья (пефтп) .... 230 240 220 236
внизу 215 235 235 235 ‘
в основной ректпфпкациошгоп колоппе
вверху 112 140 123 125
на входе отбепзппеппой нефти 345 360 360 360
внизу 310 345 356 348
на 38-ой тарелке 150 190 171 181
на 28-ой тарелке 240 249 256 249
в печп атмосферного блока
правого потока нефти . ... . . 350 360 - 365 365
левого потока нефти 350 360 365 365
перегретого пара 330 390 357 355
дымовых газов у перевала . . . Давлешге, ат 780 720 763 720
в предварительном пспарптеле .... 2,0 1,8 1,9 1,9
в основной колонне 1,8 1,2 1,4 1,1
па входе в печь 20 23 23 24
Отбор светлых составлял 44,7%, В том числе бензина 11,5%,
керосина 10,5% и дизельных топлив 22,7% . Для предотвращения
сероводородной коррозии в шлемовые линии подается газообразный
аммиак. На установке применены кожухотрубчатые теплообменники
с корпусом диаметром до 1200 мм и поверхностью до 600 лг. Пени
двухскатные, работающие на комбинированном топливе (газ — ма-
зут), их тепловая мощность 32 млн. ккал/ч. В конвекционных камерах
пеней установлены секции котла-утилизатора для производства
водяного пара давлением 6 ат, имеются также пароперегреватель и
воздухоподогреватель. Колонны оборудованы тарелками с S-образ-
ными колпачками. Технико-экономические показатели установки
следующие:
Производительность, млн. т/год............................ 3,0
Отбор всех дистиллятов, % на нефть ...................... 70,0
Энергетические затраты
топливо, % на нефть.................................... 2,1
водяной пар, % 3,5
вода, м^/т............................................. 10,2
Расход металла на 1 nt нефти, кг ........................ 1,42
Общая протяженность технологических трубопроводов, м . 37 300
Занимаемая площадь (175 X 150), га ...................... 2,62
Численность обслуживаемого персонала, чел............... 41
Установки ЭЛОУ — АТ (АВТ) — вторичная
перегонка бензина
Установка ЭЛОУ — АТ-6 является самой мощной установкой в Ев-
ропе. Ее производительность 6 млн. т/год. Установка предназначена
для переработки нестабильной сернистой (типа ромашкинской)
Комбинированные установки
317
Рпс. 196. Общий вид комбинированной установки
АВТ п вторичной перегонки бепзппа.
Рис. 197. Схема комбинированной установки АТ-6 'П вторичной перегонки
бензина:
1 — предварительный испаритель; 2 — копденеаторы-холодпльники; з — основная ректи-
фикационная колонна; 4, 13 — отпарные колонны; 5 — стабилизатор; в, 7, 8 — колонны
вторичной перегонки; о — емкости орошения; 10 — промежуточные емкости; 11, 12 — труб-
/ чатые печи.
Линии: I — нефть; II/— сухой газ; III — сжижеппый газ; IV — фракция н. к. — 62“ С;
V — фракция 62—85° С; VI—фракция 85—120“ С; VII — фракция 120—140° С; VIII —
фракция 140—180“ С; IX — фракция 180—240° С; X — фракция 240—350“ С; XI — мазут.
318
Гл. XII. Промышленные установки первичной переработки нефтей
нефти, включая вторичную^перегонку широкой бензиновой фрак-
ции.
Технологическая схема установки приведена на рис. 197. В пред-
варительный испаритель — колонну 1 поступает • обезвоженная
нефть I после четырех пар горизонтальных электродегидраторов
(на схеме не показаны), нагретая в теплообменниках до 210° С.
Сверху этой колонны отходит легкая (до 140° С) бензиновая фракция
с углеводородными газами и сероводородом. В нижнюю часть ко-
лонны 1 подается горячая струя, благодаря которой здесь поддер-
живается температура 240° С при избыточном давлении 3 ат. Крат-
ность орошения 1,5 : 1. В колонне имеется 24 тарелки S-образного
типа. Пары головного продукта через конденсатор-холодильник 2
поступают в емкость 9. Часть этого конденсата возвращается в ко-
лонну на орошение, а избыток перетекает в промежуточную емкость
10. Частично отбензиненная нефть из колонны 1 насосом про-
качивается через змеевик печи 11 в колонну 1 как горячая
струя.
Балансовый избыток из этой колонны другим насосом подается
через другую секцию атмосферной печи 11 в основную атмосферную
колонну 5, оборудованную 40 тарелками S-образного типа. Голов-
ным продуктом этой колонны является фракция н. к. — 180° С.
Боковыми погонами являются фракции 180—240 и 240 —350° С.
В отпарных колоннах 4 с 10 тарелками провального типа
в ка?кдой дистилляты обрабатываются водяным паром, дистилляты
140—180 и 180—220° С через теплообменники и холодильники (на
схеме не показаны) откачиваются на выщелачивание и промывку
водой, а затем в емкость готового продукта. Снизу колонны 3 отби-
рается мазут XI.
Головной продукт колонны 3, пройдя конденсатор-холодильник 2,
поступает в емкость 9, откуда перекачивается в емкость бензина 10,
где смешивается с головным продуктом колонны 1. Смесь головных
продуктов обеих колонн через теплообменник подается на стабилиза-
цию в колонну 5 (число тарелок 60). Стабилизация протекает под
давлением 8 ат.
Головной продукт III из стабилизатора 5 поступает через кон-
денсатор-холодильник 2 в емкость 9, откуда часть конденсата насо-
сом* возвращается в колонну как орошение, остальное передается
на ГФУ, а газ — к форсункам печей. Стабильный продукт частично
прокачивается через змеевик печи 12 обратно в стабилизатор как
теплоноситель, а избыток передается на вторичную перегонку в ко-
лонны 6, 7 и 8. Колонна 8 оборудована отпарной колонной 4. В ста-
билизаторе 5, как и в колоннах вторичной перегонки, теплоносите-
лем являются циркулирующие через печь 12 остатки ректификацион-
ных колонн 6, 7 и 8. Головным продуктом колонны 8 является фрак-
ция 85—120° С, остатком — фракция 140—180° С.
Комбинированные установки
319
В табл. 38 приведена характеристика основных аппаратов этой
установки. Ниже сопоставлены технико-экономические показатели
установок АТ-6 и АТ-3:
АТ-6 АТ-3
Число установок на 6 млн. infeed ............... 1 2
Капиталовложения
всего, млн. руб......................... 4,55 6,35
на 1 т годовой мощности, руб...........0,76 1,06
Годовые эксплуатационные расходы, млн. руб. . 2,51 3,04
Требуемая площадь, га ......................... 1,65 2,99
Численность обслуживающего персонала, чел. . 26 42
Таблица 38. Характеристика аппаратов установки ЭЛОУ—АТ-6
Наименование аппарата
Предварительный испари-
тель 1 ...............
Основная колонна 3 ....
Стабилизатор 5 ..........
Колонны вторичной перегон-
ки
6....................
7....................
8....................
Отпарные колонны
4........................
13...................
Кожухотрубчатые тепло-
обменники ...............
Кипятильники ............
Водяные кожухотрубчатые
конденсаторы . . . .
ХОЛОДИЛЬНИКИ ....
1 74,9 3,8
1 366,5 7,0
1 27,5 1,8
1 46,3 2,2
1 76,0 3,0
1 97,0 3,4
1 30,2 2,4
•1 4,9 1,2
16 388,3 —
2 29,9 —
8 •172,0 —
13 91,3 —
Высота, at Тарелки Поверх- ность, at2
число тип
30,1 24 S-образ-
ные
44,8 40 То же —
27,7 40 Решетча- —
тые
33,6 60 То же
37,2 60 » —
39,3 60 » —
27,3 По 10 »
10,7 10
— — 12 470
— — — 590
— — — 7 200
— — — 2 420
равна
Примечание. Производительность трубчатых печен 11 п 12 соответственно
95 п 30 млн. ккал/ч.
Как видно из этих данных, при увеличении мощности установок
прямой перегонки нефти с 3 до 6 млн. mfzod удельные капиталовло-
жения снижаются на 25%, расход металла на 47%, производитель-
ность труда повышается более чем в 1,6 раза.
Установка ЭЛОУ—АВТ-6 производительностью 6 млн. т)год
осуществляет процессы обезвоживания и обессоливания нефти, ее
атмосферно-вакуумную перегонку и вторичную перегонку бензина.
Схема этой установки представлена на рис. 198.
Исходная нефть после смешения с деэмульгатором, нагретая
в теплообменниках 1, четырьмя параллельными потоками проходит
320
Гл. XII. Промышленные установки первичной переработки нефтей
через две ступени горизонтальных электродегидраторов 2, где
осуществляется и обессоливание. Далее нефть после дополнительного
нагрева в теплообменниках направляется в отбензинивающую ко-
лонну 3. Тепло вниз этой колонны подводится горячей струей XV,
циркулирующей через печь 4.
Частично отбензиненная нефть XIV из колонны 3 после нагрева
в печи 4 направляется в основную колонну 5, где осуществляется
ректификация с получением паров бензина сверху колонны, трех
Рис. 198. Схема установки ЭЛОУ—АВТ-6 со вторичной перетопкой бензпна:
1 — теплообменники; 2 — электродегидраторы; з — отбензинивающая колонна; 4, 14, 15 —
трубчатые печи; 5 — основная атмосферная колопна; в — отпарные колонны; 7 — аппараты
воздупшого охлаждения; 8 — стабилизационная колоппа; 9 — ректификационные копонпы
вторичной перегонки бензина; 10 — вакуумная колонна; 11 — конденсаторы-холодильники;
12 — емкости орошения; 13 — вакуумсоздающая аппаратура.
Липпи: I — нефть; II — сухой газ; III — сжиженный газ; IV — фракция н. к. — 62° С;
V — фракция 62—105° С; V/ — фракция 105—140° С; VII — фракция 140—180° С; VIII —
фракция 180—220° С; IX — фракция 220—280° С; X — фракция 280—350° С; XI — фрак-
ция 280—350° С в атмосферную колонну 5; XII — фракция 350—500° С; XIII—гудрон;
XIV — отбензиненная нефть; XV — горячая струя; XVI — мазут; XVII — водяной пар;
XVIII— смесь бензиновых фракций; XIX — стабильный бензпн.
боковых дистиллятов VIII, IX и X из отпарных колонн 6 и мазута
XVI снизу колонны. Отвод тепла в колонне осуществляется верхним
испаряющимся орошением и двумя промежуточными циркуляцион-
ными орошениями. Смесь бензиновых фракций XVIII из колонн 3
и 5 направляется на стабилизацию в колонну 8, где сверху отби-
раются легкие головные фракции (жидкая головка), а снизу —
стабильный бензин XIX. Последний в колоннах 9 подвергается вто-
ричной перегонке с получением узких фракций, используемых в
качестве сырья для каталитического риформинга. Тепло вниз стаби-
лизатора 8 и колонн вторичной перегонки 9 подводится циркулиру-
ющими флегмами XV, нагреваемыми в печи 14.
Комбинированные установки
321
Мазут XVI из основной колонны 5 атмосферной секции насосом
подается в вакуумную печь 15, откуда с температурой 420° С напра-
вляется в вакуумную колонну 10. В нпжнюю часть этой колонны
подается перегретый водяной пар XVII. Сверху колонны водяной
пар вместе с газообразными продуктами разложения поступает
в поверхностные конденсаторы 11, откуда газы разложения отсасы-
ваются трехступенчатыми пароэжекторными вакуумными насосами.
Остаточное давление в колонне 50 мм рт. ст. Боковым погоном
вакуумной колонны служат фракции XI и XII, которые насосом
через теплообменник и холодильник направляются в емкости. В трех
сечениях вакуумной колонны организовано промежуточное циркуля-
ционное орошение. Гудрон XIII снизу вакуумной колонны откачи-
вается насосом через теплообменник 1 и холодильник в резервуары.
Аппаратура и оборудование АВТ-6 занимают площадку 265 X
X 130 Л1, или 3,4 га. В здании размещены подстанция, насосная для
перекачки воды и компрессорная. Блок ректификационной аппара-
туры примыкает к одноярусному железобетонному постаменту, на
котором, как и на описанной выше установке АТ-6, установлена
конденсационно-холодильная аппаратура и промежуточные емкости.
Под первым ярусом постамента расположены насосы технологиче-
ского назначения для перекачки нефтепродуктов. В качестве огне-
вых нагревателей мазута, нефтп и циркулирующей флегмы приме-
нены многосекционные печи общей тепловой мощностью около
160 млн. ккал/ч с прямым сводом, горизонтальным расположением
радиантных труб двухстороннего облучения и нижней конвекцион-
ной шахтой. Печи потребляют жидкое топливо, сжигаемое в форсун-
ках с воздушным распылом. Предусмотрена возможность исполь-
зования в качестве топлива газа. Ниже приведены технико-экономи-
ческие показатели установок АВТ различной производительности
(на 1 т нефти):
Производительность, млп. т/год
1 2 3 6
Топливо жидкое, кг 38,5 30,7 32,4 27,7
Электроэнергия, кет -ч 2,62 2,26 5,68 3,97
Вода, м3 . . 21,7 15,5 8,51 4,47
Пар водяной (со стороны), млн. ккал . . . 0,11 0,09 0,008 —
Эксплуатационные расходы, руб/год . . . 1,0 0,79 0,63 0,44
Капитальные затраты, руб . . 1,76 1,30 1,24 1,05
Расход металла па аппаратуру, кг .... 1,86 1,64 1,26 0,58
Производительность труда па 1 раб., тыс. т 33,3 66,7 75,0 66,7
Из приведенных данных следует, что повышение мощности уста-
новок не только сокращает их число на нефтеперерабатывающих
заводах, но и снижает эксплуатационные расходы и капиталовложе-
ния, повышает производительность труда.
21 Заказ 1000
ГЛАВА XIII
УСТАНОВКИ ВТОРИЧНОЙ ПЕРЕГОНКИ,
ЧЕТКОЙ РЕКТИФИКАЦИИ, АЗЕОТРОПНОЙ
И ЭКСТРАКТИВНОЙ РЕКТИФИКАЦИИ
Вторичная перегонка нефтяных дистиллятов, в частности широ-
кой бензиновой фракции, с целью производства бензина специаль-
ных сортов («Экстра» и БР-1) применялась в Баку еще в 1890 г.
Перегонными аппаратами в ту пору служили кубы с паровым обогре-
вом, погоноразделптелями — дефлегматоры и насадочные колонны.
В дальнейшем кубы были заменены трубчатыми печами, а дефлегма-
торы — ректификационными колоннами с колпачковыми тарелками.
Внедренпе в нефтеперерабатывающей промышленности процесса
термического крекинга потребовало применения вторичной пере-
гонки крекинг-бензинов, подвергшихся сернокисло гной очистке,
с целью удаления из них полимеров. Для этого строились атмос фер-
ные и атмосферно-вакуумные установки. Применение вакуума для
снижения температуры перегонки до 130—140° С диктовалось стрем-
лением предупредить распад сернистых соединений, приводящий
к образованию коррозионно-агрессивного сероводорода. Однако
эксплуатация подобных установок показала, что разложение и кор-
розия аппаратуры не устраняются. Поэтому вместо сернокислотной
очистки стали применять более совершенные способы сероочистки,
лучшим из которых наше является гидроочистка.
В годы второй мировой войны вторичная перегонка широко
применялась для выделения из бензиновых фракций пзомеров, ис-
пользуемых в качестве высокооктановых компонентов авиационных
бензинов. Этот способ в 30-х годах был предложен проф. П. С. Паню-
тпным. В начале 40-х годов на крупнейшем нефтеперерабатывающем
заводе в Абадапе (Иран) этим методом пз бензиновой фракции выде-
ляли изогексан п пзогептан. В настоящее время подобный процесс
под названием четкой ректификации широко используется для выде-
ления изомеров парафиновых углеводородов, а также этилбензола
и ксилолов, используемых в качестве сырья для органического
синтеза.
Развитие каталитического риформинга и потребность в узких
бензиновых фракциях побудили включать установки вторичной
перегонки в состав современных нефтеперерабатывающих заводов.
Установка, вторичной перегонки бензина
323
Эти установки строят отдельно или включают в состав комбиниро-
ванных установок, как описано ранее.
Потребность нефтехимической промышленности в практически
чистых индивидуальных углеводородах стимулировала дальнейшую
разработку и совершенствование методов вторичной перегонки,
в частности оснащение установок колоннами четкой и сверхчеткой
ректификации, имеющими несколько десятков, а иногда и сотен
тарелок. Промышленное оформление процессов вторичной перегонки
различно и зависит от характера сырья, требуемой четкости ректифи-
кации, числа и конструкции ректификационных тарелок, кратности
орошения и др.
Критерием оценки возможного применения ректификации для
разделения углеводородных смесей на составляющие их компоненты,
как известно, является коэффициент относительной летучести.
Чей больше этот коэффициент, тем легче разделяются компоненты
смеси. В табл. 39 приведены результаты расчета числа теоретических
тарелок, требуемых для разделения смесей с различным значением
коэффициента летучести и получения ректификатов различного
состава. Анализируя данные этой таблицы, можно заключить, что
для повышения чистоты ректификата, например, с 0,90 до 0,99 тре-
буется примерно в 2 раза увеличить число тарелок. Видно также, что
для разделения смесей с низкой летучестью необходимо исключи-
тельно большое число тарелок. Так, для разделения смесп с коэффи-
циентом относительной летучести 1,05 при чистоте ректификата 0,99
требуется 189 тарелок. При коэффициенте относительной летучести
1,2 п топ же чистоте ректификата требуется только 50 тарелок и т. д.
Таблица 39. Данные о завпспмостп числа тарелок от коэффициента
относительной летучести разделяемой смеси п четкости разделения
Коэффициент относительной летучести Число тарелок при мольпой доле лсгкокипящег <. компонента в ректификате (дистилляте)
0,90 0,91 0,92 0,93 0,94 0,95 0,96 0,97 0,98 0,99
1,05 90,3 94,8 101,3 106,5 113,2 •121,0 130,8 143,0 160,0 189,0
1,20 24,1 25,2 26,8 29,4 30,2 32,3 34,9 38,2 42,8 50,5
1,50 10,8 1'1,4 12,0 12,8 13,6 14,5 15,7 17,2 19,2 22,7
2,00 6,3 6,7 7,1 7,5 8,0 8,5 9,2 10,0 11,2 13,4
5,00 2,7 2,9 3,0 3,2 3,4 3,6 3,9 . 4,3 4,8 5,7
Рассмотрим ряд установок дляЩзторнчной перегонки и четкой
ректификации смесей углеводородов нефти.
УСТАНОВКА ВТОРИЧНОЙ ПЕРЕГОНКИ БЕНЗИНА
На современных заводах широко применяют установки вторич-
ной перегонки бензина с целью получения сырья для катали-
тического риформинга, который осуществляется для получения
21*
324 Гл. XIII. Установки вторичной перегонки и четкой ректификации
высокооктановых компонентов бензина, либо для получения арома-
тических углеводородов — бепзола, толуола, ксилолов. Для ката-
литической ароматизации из бензина выделяют фракции 62—85° С
(бензольную), 85—120° С (толуольную) и 120—140° С (ксилольную).
Широкая бензиновая фракция (рис. 199) после нагрева в тепло-
обменниках 10 и 9 поступает в колонну 1. Головным ее продуктом
является фракция н. к. — 85° С. Часть паров конденсируется и
Рис. 199. Схема установки
вторичной перегонки бен-
зина:
.7, 2, з — ректификационные
колонны; -1 — огневые кипя-
тильники; S — конденсаторы;
в — емкости орошения; 7 — па-
ровой кипятильник; 8 — кон-
цевой холодильник; о — паро-
вой нагреватель; 10 — теплооб-
менник; 11—отпарная колонна.
Линин: I — фракция С2—85° С;
II — фракция п. к. — (>2° С;
III — фракция 140—180° С:
IV — сырье; V — фракция 120—
140°С; VI — фракция 85—120’0;
VII — газ; VIII — фракция
н. к. — 85° С.
возвращается в колонну 1 в качестве орошения, остальные пары
направляются в колонну 2. Остаток снизу колонны 1 переводится
в колонну 5, а часть его циркулирует через печь 4 и ту же колонну 1.
Головным продуктом колонны 2 является фракция н. к. —62, остат-
ком — фракция 62—85° С. В качестве головного продукта в колонне 3
получают фракцию 85—120° С. Колонна 3 оснащена отпарной
колонной 11, в которой отбирается фракция 120—140° С. Остатком
колонны 3 является фракция 140—180° С. Как и в первых двух
колоннах, остаток, циркулируя через печь 4, вносит в ректификацион-
ную колонну требуемое для фракционирования тепло. Эти печи
приспособлены для работы как на жидком, так и на газообразном
топливе. В каждой колонне установлено по 60 тарелок. При мощности
установки 1,15 млн. т!год стоимость её около 1 млн. руб., а пло-
щадь 80 X 82 м. Расход топлива составляет 3,2%, воды 15 м:1 на
1 т сырья. Обслуживается установка 3 рабочими в смену.
УСТАНОВКА ЧЕТКОЙ РЕКТИФИКАЦИИ
ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ АРОМАТИЧЕСКИХ
УГЛЕВОДОРОДОВ
Моноцпклические ароматические углеводороды, извлекаемые жид-
костной экстракцией или адсорбцией из катализатов риформинга
или высокоароматизированных бензиновых фракций, полученных
Установка, четкой ректификации
325
при перегонке нефтей и газоконденсатов, разделяют, с получением
индивидуальных углеводородов высокой чистоты.
На рис. 200 приведена схема установки для выделения бензола,
толуола и ксилолов. Экстракт I, представляющий собой смесь аро-
матических углеводородов, после адсорбционной очистки для извле-
чения непредельных соединений и смол подается в среднюю часть
бензольной колонны 1, сверху которой отбирается азеотропная
смесь II, состоящая пз неароматпческих углеводородов и части
Рпс. 200. Схема установки для
разделения ароматических угле-
водородов:
1 — бензольная колонна; 2 — толу-
ольная колонна; з — ксплольная ко-
лонна; 4 — кипятильник; 5 — печь;
в — конденсаторы-холодильники; 7 —
емкости орошения.
Лшпш: I — сырье — экстракт; II —
смесь иеароматпческнх углеводородов
н бензола; III — бензол; IV — толуол;
V — ксилолы; VI — ароматические
углеводороды С8+высш
бензола (возвращаемого в сырье), а боковым погоном служит бензол
высокой чистоты III. Остаток колонны 1 — смесь более тяжелых
ароматических углеводородов направляется в толуольную колонну 2,
где в виде ректификата отбирается толуол IV, а как остаток —: смесь
ксилолов и высших ароматических углеводородов. Эта смесь подается
в ксилольную колонну 3, где головным продуктом является смесь
ксилолов V, а остатком — фракция VI (Св+Пь|СШ|,е)- В ректифика-
ционных колоннах имеется по 30—40 тарелок.
Значительно труднее разделяется смесь изомеров ксилола, так
как они имеют близкие температуры кппеппя. Характеристика
этих изомеров приведена ниже:
Температура, °C
pi“ грипьченпя кипения
о=Ксплол .... 0,880 —25,2 148,4
•и-Кснлол .... 0,864 —47.8 139,4
н-Ксплол .... 0,861 + 13,3 138,4
Этилбензол .... 0,867 -95,0 137,1
Разделение таких изомеров в промышленности осуществляется ком-
бинированием процессов сверхчеткой ректификации (для выделения
о-ксилола н этилбензола) п низкотемпературной кристаллизации
(для выделения n-ксилола). В первой стадии для получения о-кси-
лола 98%-ноп чистоты при кратности орошения 8:1 требуется
326 Гл. XIII. Установки вторичной перегонки и четкой ректификации
минимум 200 тарелок при отборе от потенциала 70%. Для этилбен-
зола при кратности орошения 100 : 1 требуемое число тарелок зави-
сит от величины отбора, от потенциала и чистоты изомера, что иллю-
стрируется следующими данными:
Отбор от потенциала, % ... 60 70 80
Требуемое число тарелок при
чистоте
99,9% ................. 200 210 225
99,0% ................. 153 163 175
90
250
200
В промышленности для выделения этилбензола 99,6 %-ной чистоты
применяют колонные числом практических тарелок 350 при кратности
орошения 100 : 1. Для размещения столь большого числа тарелок
ректификационная колонна должна быть очень высокой, что может
привести к нарушению горизонтальности тарелок из-за отклонения оси
колонны от вертикали. Поэтому институтом «Гипронефтезаводы»
предложено применять три последовательно соединенные колонны
меньшей высоты вместо одной высокой.- В частности, для получе-
ния о-ксилола 98%-ной чистоты требуется двухколонная система
собщим числом тарелок 230.
УСТАНОВКИ АЗЕОТРОПНОЙ II ЭКСТРАКТИВНОЙ
РЕКТИФИКАЦИИ
Выделение индивидуальных углеводородов из пх смесей ректифи-
кацией возможно, когда разделяемые компоненты различаются тем-
пературой кипения н не образуют азеотропной смеси.
Известны гомогенные азеотропные смесп с минимумом и макси-
мумом температуры кппепия. Типичным гомогенным азеотропом
с минимумом температуры кипения является смесь бензола и цикло-
гексана (рис. 201), которая в точке, соответствующей содержанию
бензола 51,5 мол. %, имеет постоянную температуру кипения 77,2° С.
Ректификация в колонне с любым числом тарелок не приводит
к разделению такой смесп на составляющие компоненты. В любом
случае названный азеотроп выделяется как головной продукт, так
как ои кипит при минимальной для данной системы температуре.
В остатке в зависимости от состава исходной смесп может быть полу-
чен бензол или циклогексан.
Однако при добавлении третьего компонента, называемого раз-
деляющим агентом, например этанола или фенола, характер разде-
ления смеси может измениться. Этому же способствует понижение
давления при ректификации. Так, полное разделение азеотропа
этилового спирта и'воды наступает, когда перегонка ведется прп
остаточном давлении 70 мм рт. ст. Разделяющий агент подбирают
с таким расчетом, чтобы он с одним из компонентов смесп образовал
второй азеотроп, кипящий прп брлее низкой температуре, чем исход-
Установка азеотропной и экстр а кт не ной ректификации
327
иып. Разделяющий агент должен не вызывать коррозии аппаратуры,
быть инертным по отношению к компонентам сырья, терми-
чески стойким, нетоксичным, недефицитным и обладать низкой
теплотой испарения. Кроме того, он должен иметь температуру
кипения на 10—40° С меньшую, чем углеводородная смесь. При
рабочих температурах, существующих в колоннах, емкостях ороше-
ния и трубопроводах, разделяющий агент должен- растворяться
в углеводородах. Регенерироваться он должен простыми в экономич-
Рпс. 201. Кривые равновесия жид-
кость — пар в системе бензол — ци-
клогексан (давление 760 ммрт. ст.).
Рпс. 202. Схема установки для выде-
ления толуола азеотропной ректифика-
цией :
ними методами, например экс-
тракцией водой или другим де-
шевым растворителем.
Рассмотрим процессы азео-
1 — колэпна азеотропной ректификации; 2 —
окстракционпая колонна для извлечения МЭК;
3 — колонна для регенерации МЭК.
Линии; I — сырье; II — смесь МЭК и неаро-
матических углеводородов; III — пеаромати-
ческпе углеводороды: IV — водны!! раствор
МЭК; V — МЭК; VI — вода; VII — толуол.
тропной п экстрактивной рек-
тификации, применяемые в промышленной практике для извлечения
ароматических углеводородов пз их смесей с неароматическими.
Азеотропная ректификация отличается применением третьего
компонента повышенной летучести, способного к образованию
с одним нз компонентов исходной смеси второго азеотропа с более
низкой температурой кипения, чем исходный. Для рассматриваемого
ниже примера промышленного извлечения толуола в качестве раз-
деляющего агента принят водный раствор метплэтплкетона (МЭК).
На такой установке чистота выделенного толуола достигает 99%
и более. На других установках для тех же целен служит метанол.
Технологическая схема процесса ректификации представлена на
рис. 202. Для полного отделения толуола от неароматпческпх угле-
водородов в колонпу необходимо подавать в 2.8—3 раза больше
МЭК, чем содержится, неароматпческпх углеводородов в исходной
смеси. Содержание воды в МЭК пе превышает 10%. Основная его
масса отводится с головным продуктом колонны 1 п экстрагируется
водой в колонне 2. Из водного раствора МЭК легко извлекается
обычной ректификацией. Получаемый сверху регенерационной ко-
лонны 3 МЭК содержит около 10% воды и является разделяющим
328 Гл. XIII. Установки вторичной, перегонки и четкой ректификации
Рис. 203. Схема уста-
новки для разделения
бензола п циклогексана
экстрактивной ректифи-
кацией:
1 — колонна экстрактивной
ректификации; я — колонна
для регенерации фенола.
Липпи: I — сырье — смесь
бензола и циклогексана;
II — фенол; III — смесь
фенола и бензола; IV —
циклогексан; V — бензол.
агентом для смешения с толуольным концентратом VII в колонне азео-
тропной ректификации 1. Выделившаяся в колонне 3 вода возвра-
щается в процесс на экстракцию МЭК.
Азеотропная ректификация предпочтительнее для сырья, содер-
жащего небольшое количество неароматических углеводородов.
Экстрактивная ректификация. В этом случае для разделения
компонентов смеси применяют разделяющий агент менее летучий,
чем компоненты сырья. В присутствии раз-
деляющего агента изменяется летучесть ком-
понентов сырья, что позволяет фракциониро-
вать смесь в колонне с умеренными числом
тарелок и кратностью орошения. Типичная
схема установки экстрактивной ректифика-
ции приведена на рис. 203. Она предназна-
чена для разделения азеотропной смеси, со-
стоящей из бензола и циклогексана, с ис-
пользованием в качестве разделяющего агента
фенола. Фенол термически устойчив, селек-
тивен и имеет сравнительно высокую темпе-
ратуру кипения (182,2° С). Сырье I вводится
в среднюю часть колонны 1, а фенол II —
на 4—5-ую тарелку (считая сверху). Колонна
1 орошается частью головного продукта
IV, а внизу через кипятильник подводится
тепло. В присутствии фенола летучесть не-
ароматического углеводорода, в данном слу-
чае циклогексана, значительно возрастает
по сравнению с летучестью- ароматического
углеводорода (бензола), поэтому исходная
смесь сравнительно легко разделяется на
циклогексан IV — головной продукт и бен-
зол в смеси с фенолом III, отводимый снизу
колонны 1. Тарелки, расположенные выше
ввода фенола, предназначены для извлечения следов фенола из
паров циклогексана.
Смесь III фенола и бензола, отбираемая снизу колонны 1, посту-
пает на регенерацию фенола в колонну 2, где головным продуктом
является бензол V, а остатком — регенерированный фенол, возвра-
щаемый в процесс.
ГЛАВА XIV
ПРИНЦИПЫ РАЗМЕЩЕНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ
ТРУБЧАТЫХ УСТАНОВОК. РАБОТА УСТАНОВОК
АВТ
РАЗМЕЩЕНИЕ АППАРАТОВ
НА ПЛОЩАДКЕ
Аппаратура и оборудование на площадке могут размещаться
в зданиях, под навесами или под открытым небом. Современная
техническая оснащенность установок позволяет обслуживающему
персоналу следить за основными технологическими показателями
процесса у щита контрольно-измерительных и регулирующих при-
боров, поэтому для размещения аппаратуры специальных зданий
не требуется.
Практика работы нефтеперерабатывающих заводов показала,
что при тщательной изоляции аппаратов и обвязывающих их трубо-
проводов тепловые потери относительно малы даже при суровом
климате. Размещение большинства аппаратов на открытой площадке
не нарушает нормального ведения технологического процесса и
создает ряд удобств. В частности, облегчается выполнение требова-
ний техники безопасности и противопожарной профилактики, так
как при неплотном соединении аппаратов и трубопроводов, находя-
щихся внутри зданий, быстрее загазовывается помещение, что может
вызвать взрыв или отравление, тогда как на открытом воздухе подоб-
ная опасность значительно меньше.
На основании этих соображений в зданиях или под навесами
помещают лишь такие аппараты и оборудование,- условия эксплуа-
тации которых ухудшаются под действием атмосферных осадков
или внешней температуры. Сюда относятся некоторые насосы, ком-
прессоры, контрольно-измерительные приборы и др. Основные же
аппараты размещают на открытых площадках. В северных районах
фронт трубчатых печей разрешается перекрывать зданием или наве-
сом, так как за горением топлива необходимо периодическое наблю-
дение.
Производственные аппараты выгодно располагать так, чтобы
длина соединяющих их трубопроводов была наименьшей. Помимо
экономии места и материалов подобное расположение сокращает
Рис. 204. План расположения аппаратуры атмосферной трубчатой установки:
1 — щелочные и водяные емкости; 2 — вентиляционная, водяная насосная, анализаторная; а — помещение для счетчиков; 1 —
щелочные и водяные отстойники; 5 — подземная дренажная емкость; a — блок ректификационных колонн; 7 — электрическая
подстанция; 8 — концевые холодильники; 9 — теплообменная аппаратура; 10 — операторная; 11 — дымовая труба; 12 — огневые
нагреватели.
Размещение аппаратов на площадке
331
тепловые потери п облегчает регулирование технологического про-
цесса. Однако слишком близкое расположение агрегатов неудобно
для обслуживания, так как затрудняет доступ к задвижкам, люкам
и опасно в пожарном отношении. Правильное расположение аппара-
тов достигается целесообразным сочетанием указанных (иногда
взаимно противоречащих) требовании.
Рпс. 205. Макет установки ЭЛОУ—АВТ-6.
В колоннах и других аппаратах с большим числом задвижек
и люков по высоте, требующих частого осмотра, расстояние между
ними должно быть не менее того, какое требуется для расположения
маршевой лестницы с площадками.
Минимальные разрывы между аппаратами и сооружениями с уче-
том конкретной обстановки устанавливаются в каждом отдельном
случае проектирующей организацией в соответствии с противопо-
жарными техническими нормами ПТУСП-02-62 или по специальному
согласованию с органами пожарной охраны.
На рис. 204 приведен примерный план расположения аппарату-
ры и оборудования атмосферной трубчатой установки. В табл. 40
приведены величины допустимых разрывов между аппара-
тами и строениями трубчатых установок. На рис. 205 изображен
макет установки ЭЛОУ—АВТ-6. Установка разбита на блоки: ректи-
фикационной и теплообменной аппаратуры (7); огневых нагревате-
лей — печей (2); холодильников (5); вентиляционной камеры и
332
Гл. XIV. Размещение оборудования и работа установок АВТ
анализаторной (4); защелачивания и водной промывки (5); операторной
с электроподстанцией (6); блока концевых холодильников (7); водя-
ной насосной (S); электродегидраторов (.9).
Таблица 40. Минимальные расстояния (в м) между аппаратурой
и сооружениями трубчатых установок
Объекты
1 Трубчатые печи * .............
2 Погоноразделптельная и сепа-
рационная аппаратура (ко-
лонны, дегидраторы, емко-
сти орошения, водоотделите-
ли) ** .................
3 Топливные резервуары уста-
новил ..........................
4 Здания технологического на-
значения (операторные, на-
сосные) ...................
5 Воздушные конденсаторы п
холодильники...............
6 Теплообменники и конденсато-
торы трубчатого типа, кипя-
тильники ..................
* В числителе расстояние от неогневой стороны печи, в знаменателе—со стороны
форсунок.
** в числителе для аппаратов диаметром менее 3 ль; в знаменателе для аппаратов дйа-
метром более 3 ль; минимальные расстояния должны быть пе менее 1 ль.
Примечание. D —расстояние, равное диаметру наибольшего аппарата.
На железобетонном постаменте размещены теплообменники, кон-
денсаторы-холодильники, сборники орошения. Под первым поста-
ментом расположены насосы для подачи нефти в теплообменники
и в огневой нагреватель, а также для откачки нефтепродуктов.
Под вторым постаментом (у вакуумной колонны) размещены насосы
для откачки гудрона и других горячих продуктов. В блок огневых
нагревателей включены три трубчатые печи, оборудованные воздухо-
подогревателями, дымососами и дымовыми трубами. В водяной
насосной размещены насосы для подачи воды и щелочного раствора.
Разрывы между блоками выполнены с учетом возможности мон-
тажа и демонтажа аппаратуры и оборудования при помощи передвиж-
ного крана. Расположение блоков принято с учетом поточности и
современных индустриальных методов монтажа и демонтажа обору-
дования. Разрывы между аппаратами внутри блоков приняты в соот-
Размещение аппаратов на площадке
333
ветствии с противопожарными техническими нормами ПТУСП-02-62.
Вся технологическая аппаратура, оборудование и насосы (кроме
щелочных и водяных) расположены на открытых площадках. Пло-
щадь установки составляет 193 X 102 ль2, т. е. 2 га.
По противопожарным соображениям агрегаты располагают так,
чтобы линия форсунок и иных огневых точек была обращена в про-
тивоположную сторону от пожаро- и взрывоопасных агрегатов
неогневого действия. Однако когда, выполнить эти требования
трудно, расстояние от форсунок до взрывоопасных агрегатов должно
быть не менее 50 м.
При размещении производственных агрегатов в зданиях забо-
тятся об удобстве их эксплуатации, стремясь максимально сокра-
тить длину трубопроводов, количество передаточных узлов и обеспе-
чивая в то же время полную безопасность. Не рекомендуется
располагать в одном помещении агрегаты, разные по пожарной
опасности (например, бензиновые и мазутные насосы). В этом случае
для всего корпуса приходится назначать противопожарные меро-
приятия (специальное освещение, взрывобезопасные моторы и пр.)
по наиболее опасным агрегатам и тем самым удорожать строитель^
ство. Такие агрегаты лучше всего располагать на отдельных площад-
ках, а при размещении в одном здании разделять их брандмауер-
пыми стенами.
Аппараты, работающие под давлением, так же как помещения,
в которых производятся операции с нефтепродуктами (бензиновые
насосы, смесительные для бензина, дизельного топлива и др.),
следует располагать в одноэтажных зданиях, ио ни в коем случае
не в первом этаже многоэтажных зданий, так как при взрыве или
пожаре может пострадать все здание.
Механические мастерские, электросварочные и другие помеще-
ния, в которых ведутся операции с применением огня или где воз-
можно образование искр, следует размещать вдали от взрывоопас-
ных аппаратов и агрегатов.
Здания, включающие разнородные производства, следует плани-
ровать таким образом, чтобы наиболее вредные и опасные в от-
ношении пожаров и взрывов производства располагались в разных
одноэтажных помещениях и отделялись от основного помещения
кирпичной стеной.
Трубопроводы и манифольды внутри насосных укладываются
в специальные лотки и сверху прикрываются стальными решетками.
Сплошное перекрытие применять не рекомендуется, так как. оно
затрудняет проветривание траншей и не позволяет наблюдать за
состоянием трубопроводов.
Лотки внутри зданий, как правило, дренируются и оборудуются
водяными стояками для периодической промывки водой. Трубопро-
воды, проходящие по территории установки, рекомендуется уклады-
вать в земле за исключением тех, по которым прокачиваются
334
Гл. XIV. Размещение оборудования и работа установок АВТ
продукты, требующие специального обогрева или постоянного надзора.
Такие трубопроводы укладываются в лотках. Паропроводы уклады-
вают надземным способом на подвесках или на опорах.
ПУСК ТРУБЧАТЫХ УСТАНОВОК
Подготовка к пуску. Прием законченной строительством уста-
новки для эксплуатации осуществляется особой комиссией в составе
работников строящей и эксплуатирующей организаций при обяза-
тельном участии представителей охраны труда, санитарного и тех-
нического надзора. К моменту пуска установки обслуживающий
персонал должен хорошо знать технологическую схему установки,
устройство и работу каждого аппарата и приборов контроля и авто-
матики. Пуску предшествуют гидравлические испытания (опрес-
совка) аппаратуры и просушка печей.
Просушка кладки печей ведется в течение двух-
трех недель, в том числе 3—5 дней при помощи дровяных костров,
разложенных на поду топочной камеры. Остальные дни просушка
осуществляется сжиганием через центральные форсунки небольших
количеств жидкого или газообразного топлива. Температура на
перевале печей при этом медленно повышается со 120—150 до 400—
450° С. На протяжении всего периода просушки через трубы змее-
вика печи пропускается водяной пар, который отводится в атмосферу
либо в ректификационную колонну для ее разогрева.
Опрессовка труб змеевика печи ведется вначале
паром, а затем водой, закачиваемой скальчатым насосом. Дефекты
труб и появившаяся в двойниках течь устраняются. Опрессовка счи-
тается законченной, когда давление, превышающее рабочее не менее
чем в 1,5 раза, в течение 10—15 мин остается постоянным. Ректифи-
кационные колонны, емкости для орошения, водогрязеотделители
разрешается испытывать сжатым воздухом с мыльной пеной при
условии соблюдения существующих правил технадзора.
Исправность насосов определяется внешним осмотром и пробной
прокачкой воды при заданной производительности и максимальном
рабочем давлении.
Вакуумные колонны опрессовывают паром или воздухом давле-
нием не выпте расчетного. Герметичность проверяют так: закрывают
все задвижки, эжекторами (вакуум-насосами) создают в колонне
разрежение немного ниже рабочего. По выключении вакуум-насоса
(эжектора) давление в колонне не должно расти более чем на
12 ммрт. ст. за 1 ч. Аналогичному испытанию подвергается и осталь-
ная вакуумная аппаратура установки.
Опрессовка теплообменников производится вводом в межтрубное
пространство воды или пара давлением в 1,5 раза выше рабочего.
Крышка теплообменника при этом снимается,, что позволяет впдеть,
Пуск трубчатых установок
335
какая из трубок пропускает. Дефектная трубка забивается с обеих
сторон пробками, а затем заменяется.
Опрессовка труб змеевиковых холодильников производится пу-
тем нагнетания в этот змеевик воды под давлением 3—4 ат. Аппа-
раты, работающие при повышенных температурах, опрессовывают
водяным паром под давлением, приближающимся к эксплуатацион-
ному. Для этого через дренажные и пробные краны тщательно спу-
скают воду, затем вводят водяной пар, а образующийся конденсат
дренируют. При появлении паров воды в воздушнике прогрев счи-
тают законченным, аппарат отключают из системы и в него подают
водяной пар, строго следя за тем, чтобы давление не превышало
рабочее. Продержав в таком состоянии аппарат в течение 15—20 мин,
при положительном исходе считают аппарат опрессованным, спо-
собным работать при заданной температуре.
Пробная циркуляция на воде. После проведе-
ния всех гидравлических испытаний проводят пробный пуск уста-
новки на воде *. Этой операцией проверяется вся система, выявля-
ются и устраняются дефекты в аппаратах, коммуникациях и трубо-
проводах. Циркуляция воды осуществляется по схеме: сырьевой
насос — теплообменники — первая колонна — трубчатая печь —
вторая колонна — вакуумная печь — вакуумная колонна — сырье-
вой насос. Во избежание попадания в систему взвешенных твердых
частиц на приемных патрубках насосов устанавливают предохрани-
тельные сетки. Водой заполняют также емкости для орошения,
нижние емкости отпарных колонн и колонн вторичной перегонки
и стабилизации. Включаются в работу и проверяются на воде все
насосы по технологической схеме, в том числе пасосы для циркуля-
ционного орошения и откачки боковых погонов.
Пробная циркуляция на воде длится двое-трое суток. В это
время проверяют и налаживают регуляторы уровней, регуляторы
расхода и давления, производительность насосов и частично —
работу приборов и автоматики. По окончании пробной циркуляции
аппаратуру и оборудование тщательно освобождают от воды, а ко-
лонны и емкости, кроме того, через нижние люки — от шлама и
окалины. С приемных патрубков насосов снимают предохранитель-
ные сетки и переходят на заполнение аппаратуры иопрессовку
с лете м ы нефть ю.
Перед приемом нефтп па установку вызываются представители
пожарной охраны и технической инспекции по охране труда. С их
санкции нефть прокачивают через теплообменники в первую ко-
лонну. Через воздушники из аппаратуры выпускают воздух. По до-
стижению заданного уровня жидкости в колонне последнюю отклю-
чают от теплообменников и сырьевым насосом в теплообменниках
* Б а г п р о в И. Т., Высокопроизводительные атмосферные и атмосферно
вакуумные устаповкп, Изд. «Химия», 1964.
336 Гл. XIV. Размещение оборудования и работа установок АВТ
создают давление, в 1,5 раза превышающее рабочее. Такое давление
поддерживают в течение 10—15 мин.
Прп отсутствии течи включают печной насос и заполняют нефтью
трубы змеевика печи; воздух из них вытесняется во вторую колонну.
При заданном уровне жидкости во второй колонне ее отключают
от печи и опрессовывают ее змеевик до давления 20 ат. Затем вклю-
чают мазутный насос и заполняют змеевик второй печи до появле-
ния нефти в третьей колонне. Отключив последнюю от печи, опрес-
совывают змеевик вакуумной печи под давлением 10 ат. После
этого включают гудронный насос и нефть прокачивают через тепло-
обменники и холодильники на прием сырьевого насоса. Опрессовав
последовательно теплообменники и холодильники под давлением,
в 1,5 раза превышающим рабочее, подготавливаются к операциям
по пуску установки на холодную и горячую циркуляции.
Холодная циркуляция. Она продолжается 12—18 ч и имеет целью
выявить неисправности в работе насосов и контрольно-измеритель-
ных приборов. Одновременно ведется тщательный дренаж воды.
Холодную циркуляцию осуществляют раздельно по атмосферной и
вакуумной секциям либо по установке в целом. В последнем слу-
чае сырьевым насосом нефть прокачивают через всю теплообменную
аппаратуру, отстойники и трубчатую печь в атмосферную колонну.
Отсюда нефть вторым мазутным насосом прокачивается через вакуум-
ную печь в вакуумную колонну. По достижении требуемого уровня
в колонне нефть сырьевым насосом возвращается в атмосферную
печь, оттуда в атмосферную колонну и т. д. Насосы регулируют так,
чтобы уровни в колоннах были постоянными. Убедившись в исправ-
ности всего оборудования, приступают к горячей циркуляции.
Горячая циркуляция. До горячей циркуляции еще раз дрени-
руют отстоявшуюся воду из всех аппаратов установки. Подают
воду в конденсаторы и холодильники. Открывают шиберы в боро-
вах, ведущих к дымовым трубам, продувают паром в течение 10—
15 мин топку атмосферной печи. Факелом зажигают форсунки этой
печи, предварительно освободив топливопровод от воды и грязи.
Нагрев сырья в атмосферной печи ведут со скоростью 10 град/ч
до 100—130° С, после чего повышают скорость до 25—30 град/ч.
Одновременно в пароперегреватель подают выхлопной пар насосов,
выбрасывая перегретый пар в атмосферу. Прокачка нефти продол-
жается по схеме холодной циркуляции, как описано выше.
Когда температура сырья в атмосферной печи достигает 150° С,
зажигают (после продувки топки паром) форсунки вакуумной печи
и подают перегретый водяной пар в атмосферную колонну. Погоны
направляют в резервуар для перебросов. Когда температура паров,
отходящих из атмосферной колонны, достигает 110° С, включают
орошение. Одновременно открывают перетоки боковых погонов
в отпарные колонны. Дистилляты попрежнему направляют в емкость
для перебросов. Регулируют количество вводимых в ректифнкацион-
Нормальная, эксплуатация
337
ную колонну орошения и водяного пара так, чтобы качество ректифи-
ката соответствовало проектным показателям. Одновременно мед-
ленно налаживают качества боковых погонов. Шуровку вакуумной
печи ведут так, чтобы температура мазута на выходе из нее была
равна температуре сырья, выходящего из атмосферной печи. При
циркуляции уровни жидкости в колоннах поддерживают постоян-
ными.
Во избежание сброса насосов периодически через пробные кра-
ники выпускают скопившиеся там газы. Включение эжекторов про-
исходит по ступеням так, чтобы к моменту достижения нормального
температурного режима вакуум отвечал заданному. Производитель-
ность установки при горячей циркуляции должна быть примерно
на уровне 70% от проектной. Заданной проектом производитель-
ности установки достигают постепенно.
Переход на нормальную эксплуатацию. По достижении на выходе
из печей температуры 270—280° С горячую циркуляцию прекращают,
полумазут из вакуумной колонны переводят в холодильник гудрона,
а сырьевой насос переключают на питание свежей нефтью. Темпера-
туру продукта на выходе из вакуумной печи постепенно повышают
до 350—370° С. Одновременно включают барометрический конден-
сатор и систему эжекторов, в отпарные секции вакуумной колонны
подают водяной пар и следят за изменением качества отходящих
масляных дистиллятов. Никаких дистиллятов кроме солярового
не отбирают, сбрасывая их в гудрон. Отбор этих дистиллятов начи-
нают после того, как температура сырья на выходе из печи будет
на 30—40° С ниже проектной. Орошение вакуумной колонны вклю-
чают, когда температура наверху составит 200—220° С.
НОРМАЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ
Обслуживающий персонал трубчатых установок обязан строго
придерживаться производственной инструкции и технологической
карты. В инструкции говорится о мерах по устранению производст-
венных неполадок п аварий, о нормальной эксплуатации, об оста-
новке и пуске трубчатой установки после ремонта. В технологиче-
ской карте указывается, в каких пределах следует держать темпера-
туру и давление в основных аппаратах установки, чтобы добиться
получения продуктов требуемых качеств.
В качестве примера приводим технологическую карту вакуумной
трубчатой установки при работе на бакинском сырье *:
Избыточное давление, ат
па сырьевом насосе ............................. 9—9,5
водяного пара, вводимого в эжектор ........... 9,5
охлаждающей воды ............................. 1,5
* Гусейнов Д. А., Технология производства. смазочных масел, Аз-
нефтенздат, 1960, стр. 102.
22 Заказ 1000
338
Гл. XIV. Размещение оборудования и работа установок АВТ
Остаточное давление наверху вакуумной колонны, мм рт.
ст.................................................... 50
Температура, ° С
мазута на выходе пз печп ........................... 430—435
наверху вакуумной колонны '....................... 190—220
в отпарпой секции вакуумной колонны............... 400—405
внизу вакуумной колонны .......................... 395—400
перетока дистиллятов
солярового ................................. .... 230—235
веретенного ........................ . . . 240—250
машинного.................................. 270—280
легкого цилиндрового ......................315—325
тяжелого цилиндрового...................... 370—390
воды, выходящей пз барометрического конденсатора 40
Производительность сырьевого насоса устанавливается в соот-
ветствии с планом производства и регулируется автоматически.
Отклонения от нормальной
работы
Отклонения от нормального режима обычно связаны с качеством
подготовленного к переработке сырья, качеством выполненного
ремонта аппаратуры и оборудования п квалификацией обслужива-
ющего персонала. Рассмотрим ряд примеров отклонений, наблюдае-
мых при эксплуатации трубчатых установок.
Повышение давления на нагнетательной линии сырьевого насоса.
Оно может явиться результатом поступления на переработку эмуль-
гированной нефти п недостаточно полного отделения воды в водо-
грязеотделителях. Эти нарушения устраняются более тщательными
обезвоживанием и обессоливанием нефтей, улучшением отстоя и
зачисткой отстойников от воды и грязи.
Падение температуры сырья на выходе из печи может произойти
из-за недостаточного нагрева нефтп в регенераторах тепла в силу их
загрязненности, нарушения режима горения вследствие неравно-
мерной подачи топлива или его обводненности, ухудшения тяги.
Как показала практика передовых предприятий, чистка тепло-
обменной аппаратуры строго по графику, применение свободного
от воды и грязи топлива и тщательная регулировка процесса горе-
ния обеспечивают постоянный температурный режим печи.
Падение вакуума связано с плохой работой эжекционных аппара-
тов, нарушением герметичности аппаратуры и, как следствие, с по-
вышенным засосом воздуха. Исправная работа эжектора обеспечи-
вается постоянством давления и расхода водяного пара, а также
стабильностью температуры и количества воды, поступающей в баро-
метрический конденсатор. Практика заводов показала, что для нор-
мальной работы эжектора необходимо, чтобы температура отходя-
Лабораторный контроль и регулирование режима
339
щей из барометрического конденсатора воды была не выше 35° С.
Понижение вакуума может-быть вызвано также неполным охлажде-
нием пародистиллятов в барометрическом конденсаторе.
ЛАБОРАТОРНЫЙ КОНТРОЛЬ
И РЕГУЛИРОВАНИЕ РЕЖИМА
Регулирование работы трубчатых установок по температур-
ному режиму, давлению, уровню в колоннах, количествам подавае-
мых орошения, пара и воды должно быть увязано с заводскими
нормами качеств нефтепродуктов, получаемых при перегонке нефти.
На установке фракционный состав нефтепродуктов регулируется
изменением количества орошения и расхода водяного пара. Увели-
чение количества орошения и сокращение расхода водяного пара
облегчает фракционный состав продуктов и наоборот. Контроль
за качеством нефтепродуктов осуществляется при помощи анализа-
торов качества на потоке, а также периодически в цеховой лабо-
ратории.
Меры, принимаемые старшим оператором для регулирования
технологического режима, проследим на конкретном примере. Пусть
на атмосферной трубчатой установке, работающей по двухколонной
схеме, при перегонке нефти из второй колонны должны быть полу-
чены пары бензина в качестве головного продукта, три боковых
продукта — авиационный керосин, зимнее и компонент летнего
дизельного топлива, отбираемые из соответствующих отпарных
секций, и в качестве остатка — мазут. Допустим, что по данным лабо-
раторных анализов бензиновая фракция, отбираемая сверху колонны,
имеет следующий фракционный состав: температуры 50% и 90%
отгона соответственно составляют 110 и 148° С, а конец кипения
168° С, тогда как межцеховыми нормами задано получать бензин
с концом кипения не выше 160° С и температурой 90% отгона не
более 145° С (температура 50% отгона не нормирована).
Одновременно оператор фиксирует свое внимание на качестве
авиационного керосина, отбираемого из верхней отпарной секции,
и отмечает, что этот продукт имеет следующий фракционный состав:
начало кипения 148° С, 10% отгона соответствует температуре
163° С, 50% - 182° С, 90% - 210° С и конец кипения 230° С, что
соответствует требованиям норм. Повышенное значение температур
90% отгона и конца кипения у бензина свидетельствует о том, что
на верхних тарелках колонны четкость ректификации не обеспечи-
вает необходимое качество ректификата, а утяжеленный фракцион-
ный состав бензина приводит к повышению температуры вверху
колонны. Для обеспечения заданного качества бензина оператор
корректирует режим: увеличивает количество орошенищ—поступа-
ющего наверх колонны, т. е. увеличивает кратность орошения,
а следовательно, и четкость ректификации на верхних тарелках.
22*
340 , Гл. XIV. Размещен не оборудования и. работа установок АВТ
Через некоторый отрезок времени, достаточный для стабилизации
режима, после изменений, осуществленных оператором, продукты
вновь анализируются. При этом установлено, что фракционный
состав бензина и авиационного керосина стал следующим: бензин —
температура отгона 50% — 108° С, 90% отгона — 140° С, конец
кипения — 158° С; керосин — начало кипения 145° С, 10% от-
гона — 160° С, 50% отгона — 181° С, 90% отгона — 210° С и конец
кипения 230° С.
Из полученных данных следует, что скорректированный режим
обеспечивает заданное качество бензина, фракционный состав керо-
сина изменился незначительно (несколько возросло содержание
легких фракций) и его свойства попрежнему соответствуют норме.
При повышенном содержании легких фракций в керосине оператор
несколько увеличивает расход водяного пара в отпарную секцию.
Рассмотрим еще один характерный пример для той же колонны.
Из данных анализа получаемых продуктов следует, что компонент
летнего дизельного топлива имеет конец кипения 347° С, а мазут
содержит 18% фракций, выкипающих до 350° С, и имеет температуру
вспышки 188° С, тогда как компонент летнего дизельного топлива
по межцеховым нормам можно получать с концом кипения не выше
360° С. Данные анализа свидетельствуют о том, что можно утяже-
лить фракционный состав дизельного топлива и, следовательно,
увеличить его отбор. Низкая температура вспышки мазута и повы-
шенное содержание фракции до 350° С также свидетельствуют
о наличии в мазуте фракции дизельного топлива.
Отмеченное может быть следствием нижеследующих отклонений
от оптимального режима: недостаточно высокой температуры нагрева
нефти в трубчатой печи; повышенным количеством флегмы (ороше-
ния) на тарелках, расположенных ниже точки отбора дизельного
топлива в отпарную колонну; малым расходом водяного пара внизу
колонны. Убедившись, что температура нефти на выходе из печи
поддерживается на должном уровне и в соответствии с технологиче-
ской картой, оператор увеличивает переток флегмы в отпарную ко-
лонну п этим сокращает количество орошения на нижерасположен-
ных тарелках и увеличивает расход водяного пара внизу колонны.
Эти изменения режима позволяют утяжелить фракционный состав
мазута и дизельного топлива и увеличить отбор светлых нефте-
продуктов.
РАБОТА С ПОЛУЧЕНИЕМ КОМПОНЕНТОВ
Практикой работы атмосферно-вакуумных установок показано,
что во многих случаях непосредственно на установках целесооб-
разно получать компоненты, последующим смешением которых
в том или ином соотношении можно получать продукты, удовлетво-
ряющие требованиям стандарта или межцеховых норм. Такой вари-
ант работы отличается большей гибкостью, не требует частой смены-
Работа с получением компонентов
341
режима работы установки при изменении требований к ассорти-
менту получаемых продуктов и др.
Так, часто оказывается удобным получать дизельное топливо
в виде двух компонентов — облегченного, удовлетворяющего требо-
ваниям по температуре застывания на зимний сорт, и утяжеленного,
смешением которого с частью облегченного компонента можно полу-
чить летнее дизельное топливо. Ныне многие товарные нефтепро-
дукты, включая и масла, производят смешением (компаундирова-
нием) отдельных фракций, получаемых с одной или нескольких
установок. Составными частями (компонентами) моторных топлив
стали продукты не только первичной переработки, ио и вторичных
процессов: каталитического крекинга и риформинга, химической
переработки углеводородных газов и др.
Так, бензины А, Б и В с октановым числом 100 (по моторному
методу) готовят из следующих компонентов:
А Б В
Бепзпн прямой перегопкп (о. ч.
65—80), объемн. % .... 30-50 • — 30-40
Бензин каталитического кре- кинга и риформинга (о. ч. 76—82), объемн. % .... 40-60 30-40
Изопентан (о. ч. 90—95), объемн. % 10—15 10—15 10-15
Алкилат (о. ч. 90—100), объемн. % 40—60 30-40 30-40
Этиловая жидкость, .и.г/кг . . Антиокислитель, г/кг .... 1,8 1,8 1,8
0,03 0,03 0,03
Практически для получения компонентов топлив на установках
отбирают фракции, качество которых увязывают с характером сырья
п конкретными возможностями погоиоразделительиой аппаратуры.
Компоненты передают на смесительную базу товарного управления.
По предварительным анализам составляют прописи для компаун-
дирования. По ним компоненты автоматически смешивают с полу-
чением товарных продуктов, отвечающих нормам ГОСТ.
Как показала практика нефтеперерабатывающих заводов, работа
на получение компонентов создает широкую возможность маневри-
рования и получения высококачественных нефтепродуктов, ведет
к наименьшим.отходам производства, к увеличению ресурсов товар-
ных нефтепродуктов.
ОРГАНИЗАЦИЯ ТРУДА
Обслуживающий персонал атмосферно-вакуумной трубчатой
установки комплектуется из начальника установки или бригадира
п четырех вахтенных бригад; каждая бригада состоит из старшего
оператора, оператора н двух помощников оператора (насосчик и
замерщик для мощных АВТ).
342
Гл. XIV. Размещение оборудования и работа установок АВТ
Начальник установки или бригадир отвечает за работу всех
четырех вахт, за оборудование установки, за соблюдение техноло-
гического режима и качество продукции и за выполнение устано-
вленных правил технической п пожарной безопасности.
Старший оператор является техническим руководителем вахты.
Он ведет и регулирует технологический процесс производства нефте-
продуктов и отвечает за работу установки за время своей вахты,
за качество продукции, за отбор ее от потенциала. Он следит за
режимом работы установки и своевременно устраняет возможные
отклонения от заданных параметров, обеспечивая выполнение про-
изводственного плана, отвечает за сдачу установки его смене в пол-
ной исправности и с нормально установленным режимом. Весь обслу-
живающий установку персонал подчиняется старшему оператору
и обязан выполнять все его распоряжения. Старший оператор следит
за подчиненными ему работниками, требует от них исполнитель-
ности, разъясняет им причины нарушений работы установки.
Оператор по печам наблюдает за состоянием топки, следит за
правильным (а следовательно, и экономным) сгоранием топлива,
за температурным режимом. В случае каких-либо ненормальностей
оператор принимает меры к их устранению и немедленно сообщает
об этом старшему оператору. На некоторых установках оператору
поручают также наблюдение за состоянием грязеотстойника и чисто-
той всей установки.
Помощник оператора по насосам следит за работой насосов и
связанных с ними контрольно-измерительных приборов, за уровнями
в колоннах и вакуумных приемниках и .сигнализирует о необходи-
мости изменения производительности насосов. Он следит за свое-
временной смазкой насосов, чистотой помещения и пр. О всех ненор-
мальностях в работе насосов он сообщает старшему оператору.
Замерщик отбирает пробы для анализов, следит за уровнями
жидкости в приемных резервуарах, не допуская их переполнения,
ведет перекачки, принимает сырье и сдает продукцию другим цехам.
В зависимости от сложности технологического процесса отдель-
ные операции могут быть соединены. Так, на небольших установках
объединяют работу оператора по печам с работой помощника опера-
тора и др.
РЕМОНТ УСТАНОВКИ
По графику трубчатую установку останавливают на плановую
чистку и' ремонт,^ Для этого со скоростью 25—30 град/ч снижают
температуру сырья на выходе из вакуумной печи, прекращают отбор
боковых фракций и резко снижают вакуум. Остаток вакуумной
колонны откачивают в емкость. Воду из холодильников спускают,
а оставшийся в них и теплообменниках продукт выдувают паром
через вакуумные бачки в запасную емкость. Последними выключают
вакуумные аппараты и приборы, находящиеся под вакуумом. Когда
Техн и ни бет/на с пости и противопожарная. профилактика
343
температура сырья на выходе из вакуумной печи упадет до 300° С,
тушат форсунки и прекращают ввод воздуха в печь: далее понижают
температуру в атмосферной печи со скоростью 30 град!ч. При темпе-
ратуре 240° С переходят на циркуляцию нефти, при 200° С прекра-
щают подачу топлива и воздуха в атмосферную печь, при 150° G
прекращают подачу пара в колонну, а при 100—110° G прекращают
циркуляцию сырья и выдувают содержимое труб печи в колонну
и далее через холодильник в емкость. После 6—8-часовой продувки
печей паром открывают люки в топке.
Различают три вида ремонта: текущий, средний и капитальный.
Текущий ремонт проводится повседневно во время работы установки.
Средний ремонт ведется по окончании цикла работ и длится 2—4
дня. Капитальный ремонт проводится периодически и продолжается
более длительное время.
При среднем ремонте трубы печей и теплообменных аппаратов
очищают от отложений, притирают неисправные задвижки, наби-
вают сальники на вентилях, просматривают поплавки регуляторов
уровней, меняют карманы для термопар, чистят водяные холодиль-
ники от накипи, очищают пробки двойников и промазывают их гра-
фитовой мастикой и др.
При капитальном ремонте меняют или восстанавливают основ-
ную аппаратуру установки. Часто при капитальном ремонте совер-
шенствуют технологическую схему процесса и реконструируют
установку. Капитальный ремонт проводится по заранее разработан-
ному графику. Объем работ и их длительность устанавливаются
дефектной ведомостью. Материалом для составления этой ведомости
служат записи в книге операторов, устные замечания и наблюдения
механика. На основании этих записей составляют квартальный
и годовой графики ремонта.
ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ
ПРОФИЛАКТИКА
Из-за легкой воспламеняемости нефти, а также способности ее
паров образовывать с воздухом взрывчатые смеси нефтеперерабаты-
вающие заводы относятся к предприятиям, весьма опасным в пожар-
ном отношении. Пожары и взрывы наносят ущерб и иногда сопрово-
ждаются человеческими жертвами. Вредное влияние, оказываемое
нефтепродуктами на органы человека при систематическом соприкос-
новении с ними или вдыхании их паров, может при несоблюдении
должных мер предосторожности привести к профзаболеваниям и
отравлениям. Анализ причин пожаров, взрывов и несчастных слу-
чаев на нефтеперерабатывающих заводах показывает, что в подавля-
ющем большинстве они возникли из-за несоблюдения графика пла-
ново-предупредительного ремонта, из-за отклонений от технологиче-
344
Гл. XIV. Размещение оборудования и работа установок АВТ
ского режима, а зачастую из-за незнания или грубого нарушения
правил техники безопасности.
Министерством нефтеперерабатывающей и нефтехимической про-
мышленности СССР изданы Правила безопасной эксплуатации,
нефтегазоперерабатывающих заводов. В них освещены как общие
принципы техники безопасности, так и ее частные правила прп
эксплуатации отдельных технологических установок, вспомогатель-
ных устройств и сооружений. Большое место в Правилах отводится
вопросам техники безопасности при подготовке аппаратуры и обору-
дования к ремонтным работам и при проведении этих .работ. Весь
инженерно-технический персонал предприятия, мастера, бригадиры
и десятники обязаны соблюдать сами и требовать от подчиненных
строжайшего выполнения действующих норм, правил и положений
техники безопасности и нести за них полную ответственность. Зна-
ния рабочих и ИТР в области техники безопасности должны про-
веряться специальными комиссиями не реже одного раза в год. Лица,
проявившие неудовлетворительное знание правил техники безопас-
ности, не могут быть оставлены на выполняемой работе.
Работа с сернистыми нефтями. Специфическими опасностями
заводов, перерабатывающих высокосериистое сырье, являются
выделение сероводорода и накопление пиросернистого железа,
способного в определенных условиях самовозгораться. Плотность
сероводорода по отношению к воздуху 1,19, поэтому он может
скапливаться в низких местах — ямах, колодцах, тоннелях, ящиках
конденсаторов, холодильниках и т. п.
Правила техники безопасности обязывают иметь в производст-
венных помещениях, где возможно выделение сероводорода, при-
точно-вытяжную вентиляцию. В случае временного прекращения
работы вентиляции рабочие обязаны надеть противогазы, а при
длительных, перебоях — удалиться из помещения. Пропуски газа
или сернистого нефтепродукта через фланцевые соединения должны
устраняться в противогазе и в присутствии дублера.
В сопровождении дублера и в исправном фильтрующем противо-
газе должны проводиться работы по обваловке резервуарных пар-
ков или отбору там проб, открытие кранов и задвижек у сырьевых
емкостей. Работу в колодцах, приямках, емкостях следует про-
водить в шланговом’противогазе и также в присутствии дублера.
На работающем должен быть предохранительный пояс с веревкой,
свободный конец которой прочно закрепляется у места нахождения
дублера. Веревка должна проходить у работающего под подмыш-
ками. При концентрации нефтяных паров более 6% и сероводорода
более 2% следует пользоваться шланговым противогазом или кисло-
родным прибором.
Запорные приспособления (задвижки, вентили) в приямках,
подвалах, колодцах и т. п. должны иметь приводы, позволяющие
рабочему проводить все операции с поверхности земли. Для преду-
Техника безопасности и противопожарная профилактика
345
преждения образования и самовоспламенения пирофорных осадков
необходимо периодически и тщательно очищать внутренние поверх-
ности емкостей от продуктов коррозии. Сброс газа на факел без
зажигания не разрешается. Место выпуска газа должно быть согла-
совано с органами охраны труда и санитарного надзора. Все работ-
ники, занятые на переработке сернистых нефтей, должны быть инст-
руктированы относительно правил оказания первой помощи при
отравлениях, уметь делать искусственное дыхание, быстро вызывать
врача из санпункта.
Работа в зимних условиях. Наибольшую опасность в зимних
условиях представляют те места в трубопроводах, емкостях и аппа-
ратуре, где по каким-либо причинам может скопиться вода, способ-
ная при замерзании вызвать разрывы и течи. Исключительно опасны
также чугунные детали; переходы, лестницы и площадки на установ-
ках даже при небольшой корке льда могут быть причиной серьезной
травмы.
По этой причине правила безопасной эксплуатации нефте-
газоперерабатывающих заводов обязывают все мероприятия по
отеплению производственных помещений п нефтезаводского обо-
рудования выполнять до наступления зимы. Особенно тщательно
надлежит отеплять контрольно-измерительные приборы с их
коммуникационными линиями. Манометры, установленные на щите
в помещении, должны дублироваться манометрами, установленными
непосредственно у аппаратов. Кроме того, должны быть хорошо
утеплены стояки для слива воды, паропроводы, дренажные конден-
сационные линйи, спускные задвижки резервуаров и чугунные
задвижки на продуктопроводах.
Во избежание скопления и замерзания воды все спускные линии
нужно возможно чаще прогревать. При морозах водяные стояки
и спускные линии, где наблюдается большое скопление воды,
должны быть приоткрыты и вода должна вытекать небольшой струей.
Во избежание замерзания трубопроводов для вязких жидкостей
перекачку их следует вести непрерывно. На случай остановки такие
трубопроводы должны иметь присоединения для возможного запол-
нения их перед остановкой маловязким незастывающим нефтепро-
дуктом. Для отогревания замерзших трубопроводов можно исполь-
зовать только пар и горячую воду; применение открытого огня в
таких случаях не допускается.
Площадка перед установкой и дороги должны быть очищены
от снега и льда и посыпаны песком; на лестницах, площадках и
переходах не должно быть сосулек. Все эти места также должны
быть очищены от льда и посыпаны песком. Должны быть своевре-
менно удалены сосульки и корки льда на оросительных холодиль-
никах и на градирнях. Все поручни, перила, скобы и защитные
приспособления, предохраняющие человека от паденпя, должны быть
в исправном состоянии.
346
Гл. XIV. Размещение оборудования и. работа установок АВТ
Меры борьбы с загрязнением атмосферного воздуха. Этот вопрос
приобретает все большее значение. Причиной тому — возрастающая
доля переработки сернистых нефтей, сопровождаемой огромными
выделениями сероводорода и продуктов сгорания в виде сернистого
газа. Для борьбы с этими выделениями необходимы:
высокая степень герметизации всех узлов установок и завода
в целом; светлые продукты хранят в резервуарах с плавающими
крышами, а горячие продукты, например гудроны, — под подушкой
инертного газа;
высокая степень рассеивания серосодержащих дымовых газов
при помощи дымовых труб высотой более 150 м, применение высоко-
качественных горелок, обеспечивающих бездымное горенпе всех
видов топлив п факелов высотой не менее 75 м;
глубокое обессеривание как газообразных, так и жидких нефте-
продуктов, применение процессов гидроочистки, а также отдувка
сернистых органических соединений паром и их сжигание на факе-
лах пли в топках печей;
максимальное удаление технологических установок, отлича-
ющихся большим выделением серосодержащих газов, от мест наи-
большего сосредоточения технического персонала завода.
Меры борьбы с загрязнением естественных водоемов. Если раньше
устранение утечек и улавливание нефтепродуктов из сточных вод
рассматривалось как чисто экономическое мероприятие, то теперь
это делается по требованию органов санитарного надзора. Требова-
ния эти весьма жестки (менее 10 мг на 1 л чистой воды).
Мероприятиями по борьбе с загрязненпем естественных водоемов
за последнее время на установках АВТ явились применение конден-
саторов и холодильников воздушного охлаждения, замена баромет-
рических конденсаторов смешения на поверхностные конденсаторы.
Очистка и дезодорирование сточных вод с удалением сероводо-
рода, меркаптанов и аммиака ведется путем продувки сточных вод
паром, либо окислением этих веществ воздухом до образования
соединений, не имеющих запаха.
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗА ТЕЛЬ
Аббе рефрактометр 99, 100
Авиационные
бепзипы 126
масла 13, 136
АВТ п вторичная перетопка бепзппа
314 сл.
Автомобильные
бепзппы 126 с л.
масла 137
Автотракторные масла 13
Адсорбционная осушка газов 160
Азеотропная ректификация 205 сл.,
322, 326, 327
Азот в нефти 30
Азотистые соединения 30
Алюмосиликаты 12
Аминокислоты 30
Аммонийные соли 30
Антидетонаторы 101 сл.
Аитпдетонацпонные свойства 101 сл.
Антистатические присадки 93
Антрацен 26
Ареометр 37
АРН-2 аппарат 116, 117
Ароматические углеводороды 26 сл.,
34, 325
ASTM кривая 230
ASTM номограмма 59, 60
Асфальтены 32 сл.
Асфальтогеповые кислоты 32 сл.
Асфальто-смолистые вещества 31
Атмосферно-вакуумные установки
297 сл., 305 сл.
Атмосферные
колоппы 211
установки 297 сл.
Бакланова метод 293
Барометрический конденсатор 246
Белые масла 142
Бензины
авиационные 126
автомобильные 126 сл.
азотистые соединения 30
аптпдетоцацпонпые свойства 29
’ выпосптели свинца 102
высокооктановые добавки 135, 136
газовый 18
«Галоша» (БР-1) 135
детонационная стойкость 101 сл.,
103 сл., 106
детонация 101
октановое число 102 сл., 341
поверхностное натяжение 91
растворптелп 135 сл.
сортность 107, 108
состав 25, 26, 341
теплопроводность 77
уайт-спирит 135
чувствительность 106
Бензол 26 сл.
Бензпнррол 30
Вентури тарелкп 217
Верля тела 211
Беспламенная панельная горелка 277
Беспламенного горения печи 275,
276, 277
Бптумы 30, 143 сл., 304 сл.
глубина пронпкаппя иглы 85
когезия 86
растяжимость 86
твердость 85
температура размягчения 85
348
Предметнъш указатель
Богданова аппарат 115, 116
Борьба с потерями легких фракций
188 сл.
Брега и Льюиса график 234, 236
БР-1 («Галоша») бензин 135
Бурение 17 сл.
Бустер 248
Вазелины 142, 143
Вакуум-насосы 245
Вакуумная перегонка 115 сл.
Вакуумные
колонны 211, 244 сл., 302 сл.,'
310 сл.. 320
установки 297, 302.сл., 310 сл.,
320
Вакуумсоздающая аппаратура
245 сл.
Вальтера формула 52
Ван-Виккля метод 229 сл.
В ан-дер-Ваальса уравнение 43
Вертикальные печи 247
Веста тарелки 246 сл.
Виды орошения в колонне 223 сл.
Виноградова номограмма 54, 56
Вискозиметры 61 сл.
Воздушные конденсаторы п холо-
дильники 261 сл.
Воинова формула 38, 71
Волнистые тарелкп 215
Воспламеняемость дизельных топлив
108 сл. .
Вращательное бурение 18
Вредные примеси в нефтях 176 сл.
Вспомогательные узлы и деталп ко-
лонны 238 сл.
Вторичная перетопка 322, 323
Вторичная переработка нефтп 198
Выделение
серы 162 сл.
толуола 327
Выносите ли свипца 102
Высокооктановые добавки 135, 136
Вязкостпо-весовая копстапта 54
Вязкость 50 сл.
динамическая 50 сл.
Вязкость
зависимость от давления 57 сл.
зависимость от температуры
51 сл.
кинематическая 50, 51
приборы для определения 61 сл.
смесей 59 сл.
условная 50, 51
Газовый бензин 18 сл., 170 сл.
Газотурбинные
двигатели 13
топлива 132 сл.
установки 132 сл.
Газы
водная промывка 162
выделение серы 162 сл.
добыча 18 сл.
жирные 22
закачка в . пласт 19
извлечение гелия 172, 173
компрессионный метод 163 сл.
критические параметры 43 сл.
осушка 156 сл.
отбензинивание, см. Отбензини-
вание газов
очпстка от прпмесеп 154 сл.,
161 сл.
переработка 153 сл., 163 сл.
плотность 35 сл.
попутные 22
природные 22
состав 22
стабилизации 153
сухие 22
фактор сжимаемости 47
фугитивность 48
хранение и транспортирование
173 сл.
энтальпия 71
«Галоша» (БР-1) бензин 135
Гелий 172, 173
Гепплера впскозиметр 61
71-Гептап 102, 104
Гесса закон 78
Гидравлические масла 141
Предметный указатель
349
Гпдратообразование 89
Гидроочистка 198
Гильдебрандта функция 68, 69
Глубина проникания пглы 85
Горного бюро США классификация
нефтей 122
Горячая
струя 226, 309
циркуляция 336
Горячее орошение 223 сл.
ГрозНИИ
аппарат 117
классификация нефтей 122
Губкина теория происхождения
пефтп 17
Гудрон 296, 298, 302 сл., 306, 307,
311, 312 сл., 315, 320
Гурвича вискозиметр 61
Давление
в колонне 233 сл.
насыщенных паров 41 сл.
Дальтона закон 233
Двигатели
газотурбинные 13
дпзельные 13, 131
карбюраторные 13
коррозия 29
турбовинтовые 13
турбореактивные . 13, 129
Двойнпкп печные 290
Двухкамерные печи 274 сл., 278
Двухкратное пспареппе пефтп 298 сл.
Двухствольное бурение 18
Депарафинизация 12
Депрессорные присадки 83
Детали трубчатых печей 289 сл.
Детонационная стойкость бензинов
101 сл., 103 сл., 106
Детонация в двигателях 101 сл.
Дефлегматоры ИЗ
Деэмульгаторы 181 сл.
Диаметр колонны 236 сл.
Дизельные
двигатели 13, 131
масла 137, 138
Дизельные
топлива ill, 131 сл.
воспламеняемость 108 сл.
дпзе'льнып индекс 111
цетановое число 108
Дина и Девиса формула 53
Динамическая вязкость 50, 51
Дисковые клапаны 219 сл.
Дисперсия нефтепродуктов 98
Дистилляты
бензиновые 324
газойлевый 305 сл., 312 сл.
масляные 295, 298, 302 сл., 306,
307, 309, 311, 315
топливные 297, 298, 300, 301,
309, 315, 317 сл., 320
Дистилляция нефтепродуктов Г18 сл.
Дисульфиды 28
Диэлектрическая проницаемость 93,
94
Диэлектрическая прочностк" 93, 94
Добыча газа 18 сл.
Дьюара сосуд 114
Дыхание резервуаров
большое 189, 190
малое 189, 192
Дышащие
баллоны 191
крыши 193
Жирные газы 22
Жукова метод 84
Загрязпеппе
атмосферы 346
водоемов 346
Залозецкого способ 88
Змеевиковые теплообменники 254
Идеальные тарелки 213
Изооктап 102, 104
Индекс вязкости масел 53
Индол 30
Индустриальные масла 137, 138
Инжекционные тарелки 220
Ннталлокса тела 211
Испаряющий агент 203 сл.
350
Предметный указатель
Казанского аппарат 117
Калориметры 76
Карбазол 30
Карбены 32
Карбоиды 32
Карбюраторные двигатели 13
Каскадные тарелки 217
Каталитический
крекинг 198
рпформппг 25, 198
Керосин осветительный 11, 135
Кинематическая вязкость 50, 51
Кислородные соединения в нефти
31 сл.
Кистяковского формула 67
Клапаппые тарелки 218 сл.
Клапейрона—-Клаузиуса уравне-
ние 73
Клапейрона уравнение 40
Классификация
масел 136
нефтей 121 сл.
нефтепродуктов 125 сл.
ректификационных колонп 209 сл.
тарелок 212 сл.
теплообменных аппаратов 254 сл.
трубчатых печей 274 сл.
трубчатых установок 296
Клауса процесс 162
Кляйзепа колба 115
Когезия битумов 86
Кожухотрубчатые теплообменники
255 сл.
Кокс нефтяной 14, 145
Кокса график 41 сл., 229
Колонны
абсорберы 158, 162, 165, 310 сл.,
315
адсорберы 160, 168
десорберы 158, 162
контроль за работой 251 сл.
отпарные 165, 243 сл., 298 сл.,
306 сл., 315 сл., 324
размеры 234 сл.
ректификационные, см. Ректифи-
кационные колонны
Колоппы
стабилизационные 194, 310
Колориметр КН-51 96
Колпачки 215 сл.
Колпачковые тарелки 212 сл.
Кольца и шара метод 84 сл.
Комбинированные установки пере-
гонки нефти 309 сл.
Компенсаторы теплового расширения
265, 266
Компрессорные масла 139, 140
Конденсаторы
воздушного охлаждения 261 сл.
наружные 259, 260
оросительные 260, 261
смешения 263
Контроль за работой колонн 251 сл.
Коррозия аппаратуры 176, 177
Котельные топлива 133 сл.
Коха тарелки 217
Крекинг термический 13
Кривые НТК 202
Кривые ОИ 202, 227 сл.
Критические параметры газов 43 сл.
Крэга
уравнение 63
формула 39
Ксилолы 26 сл.
Кубовая батарея 11, 294
Кубы периодического действия И
Кустовое бурение 18
Лабораторный контроль за работой
установок 339 сл.
Летучесть 47 сл.
Ломоносова теория происхождения
пефтп 17
Лэнгмюра
теория 158
уравнение 118
Лэнгуэйта тарелки 220
Мазут 13 сл., 294, 302 сл., 306,
307, 308, 312 сл., 315, 320
Мак-Кабе и Тили метод 234
Малакометрпческие свойства 84 сл.
П редметнъш указатель
351
Мапстона формула 58
Масла
авцацпоппые 13, 130
автомобильные 137
автотракторные 13
белые 142
вязкостно-весовая константа 54
вязкость 50 сл.
дизельные 137, 138
для гидравлических систем 141
изоляционные свойства 95
индекс вязкости 53
индустриальные 137, 138
классификация 136
компрессорные 139, 140
нефтяные 136 сл. -
осевые 139, 140
. поверхностное натяжение 91
подвижность 59
пробивное напряжение 94
трансмиссионные 139, 140
турбинные 139
цилиндровые 138, 139
электроизоляционные 140, 141
Материальный баланс колонны
222 сл.
Мелъпольда и Хидингтона график
236
Менделеева формула 35, 75
Меркаптаны 28
а-Метилнафталпн 108
Многокамерные печп 278, 279
Многократное испарение пефти
201 сл.
Молекулярный вес 38 сл.
Молина — Гурвича вискозпгрймма
59, 61
Моторные топлива 13, 29
Найлон 25
Насадочные колонны 211 сл.
HATH аппарат 49
Нафталин 26
Нафтеновые кислоты 31
Нафтеновые углеводороды 24 сл.
Нейтральные смолы 32
Нельсона
график 237
метод 228
Непредельные углеводороды в неф-
ти 24
Непрерывная ректпфпкацпя 210
Неуглеводородпые соединения в
пефтп 27 сл.
Нефтепродукты
анализ кольцевой 99
дисперсия оптическая 98
классификация 125 сл., 135 сл.,
142 сл.
оптические свойства 95 сл., 100
поверхностное патяжеппе 90 сл.
показатель преломления 97 сл.
растворимость 88 сл.
рефракция 99
срок службы 24
товарная характеристика 125 сл.
фракционный состав 111 сл.
электрические свойства 93 сл.
эптальппя 69 сл.
Нефть
азеотропная ректпфпкацпя 205 сл.
азотистые соединения 30
борьба с потерями легких фрак-
ций 188 сл.
бурение скважин 17 сл.
вредные примеси 176, 177
высокосмолистая 13
вязкость 50 сл.
давление насыщенных паров
41 сл.
добыча 12 сл.
запасы 14
испарение 119, 199, 200, 201 сл.
как сырье для переработки 21 сл.
кислородные соедипенпя 31 сл.
классификация 121 сл.
кривые разгонки 147, 148
летучесть 47 сл.
малакометрпческпе свойства
84 сл.
материальный баланс перегонки
149
352
ITредметный указатель
Нефть
методы переработки 198 сл.
миграция 92
многократное испарение 201 сл.
молекулярная дистилляция 119
молекулярный вес 38 сл.
мощности переработки 151 сл.
направлепия переработки 151 сл.
неуглеводородные соединения
27 сл.
обезвоживание и обессоливание
177 сл.
однократное пспареппе 119 сл.,
199, 200, 227 сл., 297
оптические свойства 96 сл., 100
отстаивание 20
парафинистая 13
первичная переработка 153 сл.,
198 сл.
перегонка, см. Перегонка пефтп
переработка 13 сл., 176 сл.,
198 сл.
пиролиз 12, 198
плотность 34 сл.
поверхностное натяжение 90 сл.
подготовка к переработке 176 сл.
показатель преломления 97 сл.
постепенное испарение 201 сл.
потребление 15 сл.
производственно-проектная^ оцен-
ка 147 сл.
происхождение 17 сл.
прямая перегонка 13
районы добычи 14
растворпмость и растворяющая
способность 86 сл.
сернистая 13, 344
сернистые соединения 27 сл.
соленость 177
сортировка 196, 197
состав 21 сл.
стабилизация 20, 153 сл., 188 сл.,
194 сл.
температура
воспламененпя 82
вспышки 79 сл.
Нефть
температура
застывания и плавленпя 82 сл.
тепловые свойства 62 сл.
теплоемкость 62 сл., 64 сл.
теплопроводность 76 сл.
теплота
испарения 66 сл.
плавленпя 73 сл.
реакции, растворения, адсор-
бции п смачпванпя 78 сл.
сублимации 73 сл.
транспортпрованпе 17 сл.
удельный объем 34
фпзнко-химнческпе свойства
34 сл.
фильтрование 180
фракционный состав 111 сл.
характеризующий фактор 38 сл.
химическая природа 21 сл.
центрпфугпрованпо 180
эксплуатация скважин 18 сл.
экстрактивная ректификация
205 сл.
электрические свойства 93 сл.
Нефтяной кокс 145
Нефтяные
бптумы 143 сл.
газы 14
масла 136 сл.
Низкотемпературная конденсация
газов 163, 169
Номограмма ASTM 59, 60
Нормальная эксплуатация устано-
вок 337 сл.
Обезвоживание и обессоливание
нефти 177 сл.
Обрядчикова п Смидович метод 228
Однократное испарение нефти 119,
120, 199, 200, 297
Октаповое число бензппов 102 сл.,
341
Опрессовка труб 334
Оптические свойства 95 сл., 100
Организация труда па установках
341 с л.
Предметный указатель
353
Органические кислоты и пх соли
144, 145
Оросительные конденсаторы и холо-
дильники 260, 261
Орошение 203, 223 сл.
горячее 223
холодное 224
циркуляционное 224 сл.
Осветительные керосины 135
Осевые масла 139, 140
Оствальда — Пинкевича впскозп-
» метр 61
Осушка газов 156 сл.
Отбензинивание газов
абсорбционное 165 сл.
адсорбционное 166 сл.
низкотемпературное 169 сл.
Отбойные устройства 240
Отбор и подвод жидкости в колонне
239
Отпарные колонны 165, 243 сл.,'
298 сл., 306 сл., 315 сл., 324
Очистка нефтепродуктов 12
ПАВ — деэмульгаторы 181 сл.
Паля кольца 211
Панченкова формула 51
Парафиновые углеводороды 22 сл.
Парафины 23 сл., 74, 142, 143
Парахор 93
Пародпстиллятные теплообменники
258, 259
Пенный аппарат 156
Первичная
перегонка нефтей и мазутов 294
переработка нефти 198 сл.
Перегонка нефти
вакуумная 11, 12, 115 сл., 205,
303, 307, 308, 310, 312, 315,
320
в токе водяпого пара 11, 12
. до гудрона 298
до полугудропа 299
материальный баланс 149 I
принципиальная схема 202 \
прямая 13
23 Заказ 1000
Перегонка пефтп
с двукратным испарением 301
с дефлегмацией ИЗ
сернистой 306
с испарителем 300
с испаряющим агентом -203 сл.
с многократным испарением
201 сл.
с однократным испарением 112,
113, 199, 200
с отбензинивающей колонной 301
с постепенным испарением 112,
ИЗ, 201 сл.
с ректификацией 113
среднетемпературная 115 сл.
Передача тепла в печи 286, 287
Переработка нефти 11, 25, 176 сл.,.
198 сл.
Периодическая ректификация 210
Печи трубчатые 273 сл.
беспламенного горения 275, 276,
277
двойники 290
двухкамерные 274 сл., 278
двухстороннего облучения 276
детали 289 сл.
классификация 274 сл.
многокамерные 278, 279
передача тепла 286, 287
потеря напора 292 сл.
расход топлива 285 сл.
с наклонными сводами 278
с объемно-настильным пламепем
275
с панельными горелкамп 276
с пылевидным топливом 279
температурный режим 280 сл.
тепловая нагрузка 284 сл.
тепловой баланс 283 сл.
тепловые параметры 286 сл.
теплонапряженность 286
технологические показатели 288,.
‘ 289
эксплуатация 291 сл.
Пикнометр 37
Пацкевича формула 54
354
Предметный указатель
Пиперидин 30
Ппрпдпн 30
Пиробензол 136
Ппролпз нефтп 12, 198
Пиррол 30
Пирумова метод 228
Плавающие крыши 193 сл.
Пластинчатые клапаны 218 сл.
Пластичные смазкп 146
Плотность
газов 36
методы определения 37
нефтп 34 сл.
Поверхностно-активные добавкп
91 сл.
Поверхностное натяженпо 90 сл.
Поверхностные теплообменники
254 сл.
Погружные конденсаторы и холо-
дпльппкп 259, 260
Подвод тепла вниз колонны 225 сл.
Подогреватели с паровым простран-
ством 258
Показатель преломления 97 сл.
Полугудрон 299, 308
Попутные газы 22
Порфлряпы 30
Постепенное пспареппе нефтп 201 сл.
Потеря напора в печах 292 сл.
Пределы взрываемости углеводоро-
дов 80, 81
Природный газ 22
Присадки
антидетонаторы 101 сл.
антистатические 93
депрессорные 83
тетраметплсвинец 101
тетраэтилсвинец (ТЭС) 101
Пробная циркуляция 335
Провальные тарелки 214 сл.
Происхождение нефти 17 сл.
Промышленные установки первич-
ной перегонки нефти и мазу-
тов 294 сл.
Простые колонны 210
Просушка печей 334
Пулъриха. рефрактометр 100
Пуск трубчатых установок 334 сл.
Размеры колонны 234 сл.
Размещение аппаратов на площадке
329 сл.
Распределение флегмы 238, 239
Растворимость и растворяющая спо-
собность углеводородов 86 сл.
Растворители 135 сл.
Растяжимость битумов 86
Расход
водяпого пара 233 сл.
топлива в печп 285 сл.
Расчеты
большого дыхания резервуара
189 с л.
высоты некоптящего пламени 135
вязкости нефтепродуктов 51 сл.,
57, 59
горячего орошения 223
давления насыщенных паров
42 сл., 191
диаметра колонны 236 сл.
коэффициента очистки газов 154
критических параметров газов 43
летучести 48, 206
материального баланса колонны
222
.материального баланса перегонки
лефти 148 сл.
.молекулярного веса нефтепро-
дуктов 39 сл.
октанового числа бензинов 105,
106
перегопкн с многократным испа-
рением 201 сл.
перепада давления па тарелке
213
плотности нефтепродуктов 35 сл.
пределов взрываемости 80 сл.
• расхода водяпого пара 233 сл.
содержания ароматических угле-
водородов 98
температурного режима колонны
227 сл.
Предметный указатель
355
Расчеты
температурного режима печи
281 сл.
температуры застывания нефте-
продуктов 83
теплового балапса колонны 223
теплового баланса печи 283 сл.
тепловых параметров печп 286 сл.
тепловых свойств нефтепродук-
тов 62 сл.
теплообменных аппаратов 266 сл.,
271
фактора сжимаемости 47
холодного орошеппя 224
цетанового числа дпзельпых то-
плив ПО, 111
циркуляционного орошеппя 224,
226
числа тарелок 234, 235
Рауля и Дальтона закоп 43, 48, 206
Рашига кольца 211
Реактпвпые топлива 77, 128 сл.
Регенерация тепла в теплообменни-
ках 270
Регулирование режима установок
339 сл.
Редвуда вискозиметр 51
Рейда бомба 49 сл.
Ректнфпкациоппые колоппы 170 сл.,
195, 202, 209 сл., 297 сл.,
320, 324, 327 сл., 330 сл.
атмосферные 211
вакуумные 211, 244 сл.
ввод сырья п водяного пара 238,
239
впды орошеппя 223 сл.
вспомогательные узлы п детали
238 сл.
выбор тарелок 221 сл.
высокого давления 211
горячее орошение 223 сл.
давление 233 сл.
диаметр 236 сл.
контроль за работой 251 сл.
с инжекционными тарелкамп 220
с каскадными тарелками 217
23*
Ректификационные колонны
с клапанными тарелкамп 218 сл.
с колпачковыми тарелкамп
212 сл., 215 сл.
материальный балапс 222 сл.
насадочные 211 сл.
непрерывного действия 209, 210
основные размеры 235 сл.
отбойные устройства 240
отбор и подвод жидкости 239
периодического действия 209
подвод тепла 225 сл.
простые 210
размеры 234 сл.
расход водяного пара 233 сл.
расчет 222 сл., 226 сл., 233 сл.
роторные 220 сл.
с решетчатыми тарелкамп 214 сл.
с ситчатыми тарелкамп 213 сл.
сложные 210, 241 сл.
с тарелкамп Бентури 217 сл.
с тарелкамп Веста 216 сл.
с тарелкамп Лэигуэйта 220
тарелки, см. Тарелки ректифи-
кационные
тарельчатые 211, 212 сл.
температурный режим 226 сл.
тепловой балапс 223 сл.
теплоизоляция 240 сл.
техника безопасности при экс-
плуатации 252
холодное орошенпе 224
циркуляционное орошенпе 224 сл.
число тарелок 234 сл.
Ректификация 113 сл.
азеотропная 225 сл., 322, 326, 327
многокомпонентных смесей 241 сл.
непрерывная 209, 210
низкотемпературная 114
периодическая 209, 210
среднетемпературная 115 сл.
уводитель 207
экстрактивная • 205 eft., 207
Ремонт установок 342
Рефрактометры 99 сл.
Рефракция 99
356
Предметный указатель
Роторное бурение 18
Роторные колонны 211, 220 сл.
Сажа 145, 146
Саудерса и Брауна формула 237
Сейболта вискозиметр 51
Семенидо номограмма 52
Сернистые нефти 13, 27 сл., 344
Сероводород 28
Система глубокого вакуума 313
Ситчатые тарелки 213 сл.
Скобло график 150
Скрубберы 156, 254, 263
Сложные колонны 210, 241 сл.
Смазки пластичные 146
S-образные колпачки 215, 216
«Советские трубчатки» 299
Сортировка нефтей 196, 197
Сортность бензппов 107, 108
Состав
бензинов 341
газов 22
нефти 21 сл.
Стабилизация нефти 194 сл.
Стабильность моторных топлив 29
Стокса закон-179
Стокса уравнение 155
Стрпппингп 243 сл.
Сульфпды 28
Сухие газы 22
Тангенс угла диэлектрических по-
терь 93, 95
Тарелки ректификационные
Вентури 217 сл.
Веста 216 сл.
волнистые 215
выбор 221 сл.
идеальные ,213
инжекторные 220
каскадные 217
клапанные 218 сл.
колпачковые 212 сл., 215 сл«
Лэнгуэйта 220
показатели работы 222
провального типа 214 сл.
Тарелки ректификационные
распределение флегмы 238, 239
решетчатые 214 сл.
роторные 211, 220
с дисковыми клапанами 219 сл.
ситчатые 213 сл.
с пластинчатыми клапанами
218 сл.
Тарельчатые колонны 211, 212 сл.
Твердость битумов 85
Температура
вспышки. 79 сл.
застывания п плавления 82 сл.
Температурный режим
колонны 226 сл.
печи 280 сл.
Теоретическая тарелка 213
Тепловая нагрузка печи 284 сл.
Тепловой баланс
колонны 223 сл.
печи 283 сл.
Тепловые параметры печи 286 сл.
Тепловые свойства нефти 62 сл.
Теплоемкость
газов и паров 64 сл.
нефтепродуктов 62 сл.
смесей 66 сл.
Теплоизоляция колонн 240 сл.
Теплонапряженность печи 286
Теплоносители 253
Теплообменные аппараты 253 сл.
воздушного охлаждения 261 сл.
выбор 269 сл.
детали 263 сл.
змеевиковые 254
классификация 254 сл.
кожухотрубчатые 255 сл.
компепсаторы 266
копдепсаторы и холодильники
259 сл.
крепление п размещение трубой
265 сл.
оросптельпые 260, 261
пародистпплятиыо 258, 259
перегородки 264
поверхностные 254 сл.
Предметнъш указатель
357
Теплообменные аппараты
погружные 259, 260
потеря напора 268 сл.
расчет 266 сл.
регенерация тепла 270
смешения 254, 263
с неподвижными решетками 255,
266
с паровым пространством 258
с плавающей головкой 257
средняя разность температур 267',
268
схемы теплообмена 267
с U-образпымп трубками 256
теплоносптелп 253
«труба в трубе» 255
эксплуатация 271 сл.
Теплопроводность нефтепродуктов
76 сл.
Теплота
испарения нефтепродуктов 66 сл.
плавления нефтепродуктов 73 сл.
реакции, растворения, адсорб-
ции и смачивания 78 сл.
сгорания нефтепродуктов 75 сл.
сублимации нефтепродуктов
73 сл.
Тетраметилсвниец 101
Тетраэтилсвинец (ТЭС) 29, 101 сл.
Техника безопасностп
на установках 343 сл.
прп эксплуатации колони 252
Технологическая классификация
нефтей 123 сл.
Технологические показатели печей
288, 289
Техпологпческие схемы
абсорбционного отбензпнпвания
газов 165
АВТ — вторичная перегонка беп-
зина 315
адсорбционного отбензпнпвания
газов 168
адсорбционной осушки газов
160
азеотропной ректификации 327
Технологические схемы
АТ — вторпчпая перегонка бен-
зина 317
вторичной перегонки бензина 324
выделения толуола 327
дегазацпп нефти 194, 195
компрессионной установки 164
непрерывной ректификации 210
низкотемпературной конденсации
газов 170
низкотемпературной ректифика-
ции 170
осушкп газов гликолями 158
очпсткп газов растворами этанол-
амина п этиленгликоля 162
перегонки мазута 303
перегопкп нефтп 202, 298, 299,
300, 301, 306
перподпческой ректификации 210
разделения ароматических угле-
водородов 325
разделения бензола и циклогек-
сана 328
рейтпфикацпп многокомпонент-
ных смесей 242
стабнлизацпп бензпна 171
термохимического деэмульгиро-
вания нефтп 181
трехступенчатой АВТ 307
четырехступенчатой 'АВТ 308
экстрактивной ректификации 328
электрообезвожпваюгцей уста-
новки 183
ЭЛОУ — АВТ 310, 312
ЭЛОУ — АВТ — вторичная пе-
регонка бензпна 320
ЭЛОУ с горизонтальпымп элек-
тродегпдраторамп 186
Тпофаны 28
Тиофены 28
Толуол 26 сл.
Топлива 125 сл.
авиационные бензины 126
автомобильные бензпиы 126
газотурбинные 132 сл.
дизельные 131 сл.
358
Предметный, указатель
Топлива
классификация 125
котельные 133 сл.
моторные 13
реактивные 128 сл.
температура воспламенения 82
теплота сгораппя 75 сл.
тракторные карбюраторные 128
Топливно-энергетический балапс
15 сл.
Трансмиссионные масла 139, 140
Транспортирование пефтп 17, 20
Трегубова метод 227
«Труба в трубе» теплообменники 255
Трубчатые установки
Л ВТ и вторичной перегопкп бен-
зина 314 сл.
азеотропной ректпфпкацпп 322,
326, 327
атмосферно-вакуумные 297 сл.,
305 сл.
атмосферные 297 сл.
вакуумные 297 сл., 302 сл.
вторичной перегонкп 322, 323
горячая циркуляция 336
двухкратного пспаренпя пефтп
298 сл.
классификация 296
комбинированные 309 сл.
лабораторный контроль 339 сл.
нормальная эксплуатация 337 сл.
однократного пспаренпя нефтп
297 сл.
организация труда 341 сл.
отклонения от нормальной ра-
боты 338
получение компонентов 340 сл.
пуск 334 сл.
размещение оборудоваппя 329 сл.
регулирования режима 339 сл.
ремонт 342
техника безопасностп 343 сл.
холодная циркуляция 336
четкой ректификации 322, 324
экстрактивной ректпфпкацпп
322, 326, 328
Трубчатые установки
ЭЛОУ-ЛВТ 309 сл.
ЭЛОУ—АВТ — вторичная пере-
топка бепзпна 316 сл.
Трутона формула 67
Турбинное бурение 18
Турбиппые масла 139
Турбобур 18
Турбовинтовые двигатели 13
Турбореактивные двигатели 13, 129
ТЭС 29, 101 сл.
Уайт-спирит 135
Уводитель 207
Углеводороды пефтп
аптпдетопацпонные свойства
101 сл.
ароматические 26 сл.
водородные связи 87
выделение 170 сл.
дисперсия оптическая 98
нафтеновые 24 сл.
непредельные 24
октановое число 107
парафиновые 22 сл.
парахор 93
поверхностное натяжение 91
показатель преломлеппя 97 сл.
пределы взрываемости 80, 81
растворимость п растворяющая
способиость 86 сл.
рефракция 99
температура воспламенения 82
теплоемкость 64
теплопроводность 76 сл.
теплота плавленпя 74
цетановое чпсло 108, 111
чувствительность 107
Ударное бурение 17
Условная вязкость 50, 51
Установки газотурбинные 132 сл.
Фактор сжимаемости газа 47
Фенолы 31
Фенске формула 235
Флегма 203
П рефяетнъш указатель
359
Фогеля — Оснага вискозиметр (51
Фотоэлектроколориметр ФЭII К-56
97
Фракционный состав 111 сл.
Фугитивность 47 сл.
Фукса формула 83
Характеризующий фактор 38 сл.
Хиполпн 30
Холодильники, см. Конденсаторы
Холодная циркуляция 336
Холодное орошение 224
Центрифуги 180
Церезины 23 сл., 74, 142, 143
Цетан 108
Цетановое число 108 сл.
Циклогексан 25
Циклопы 154
Цилиндровые масла 138, 139
Циркуляционное орошение 224 сл.,
298, 309
Четкая ректификация 322, 324
Число тарелок в колоппе 234 сл.
Чувствительность бензинов 106
Эжекторы 246 сл'.
Эксплуатация
печей 291 сл.
теплообменных аппаратов 271 сл.
Экстрактивная ректификация 205 сл.,
322, 326, 328
Электрические свойства нефтепро-
дуктов 93 сл.
Электровозбудпмость нефтепродук-
тов 93
Электродегпдраторы 184, 186, 187
Электродный кокс 14
Электроизоляционные масла 140, 141
Электропроводность нефтепродук-
тов 93
ЭЛОУ—АВТ — вторичная перегон-
ка бензина 316 сл.
ЭЛОУ—АВТ-устаповкп 309 сл.
ЭЛОУ схема 183
Эмульсии
методы разрушения 179 сл.
отстаивание 179
Стокса закон 179
типы 177, 178
фильтрование 180
химическое разрушение 181 сл.
центрифугирование 180
электрическое разрушение 183 сл.
Энглера кривые 228
Энтальпия 69 сл.
Эрозия 176
Этаполампповая очистка газов 161
Этиловая жидкость 102
UOP номограмма 43, 44
Яновского график 265
Иосиф Львович Гуревич
Технология переработки нефтп и газа
Часть первая
Издательство «Химия», М., 1972 г.
' 360 с. УДК 665.63 (075.8)
Редакторы К. Ф. Клейменова, Г. И. Коледова
Технические редакторы Г. И. Косачев а, 3. И. Яков л е в а
Художник Н. В. Носов
Корректор М. С. Хрипунова
Т-01498. Подписано к печати 7/III 1972 г. Формат бумаги ООхЭО'/ю. Печ. л. 22,5.
Уч.-пзд. л. 22,66. Тираж 22 000 зкз. Типогр. бум. № 2. Цена 1 р. 03 к.
Тем. план 1971 г., № 56. Зак. 1000.
Ленинградская типография Л5 6 Главполиграфпрома Комитета по печати
прп Совете Министров СССР. Московский пр., 91.
°ВУ
2000000
1000000.
500000-
100000-
50000-
30000-
20000-
10000
5000--
зооо-
2000-
1000-,
Вязкость
200-
100-.
50-.
со-,
зо-
20-
15-.
7-
в-
ь-
з-
f,5-
1,3-
1,2-