/
Текст
М.Г.РУДИН, А.Е.ДРАБКИНКРАТКИЙ
СПРАВОЧНИКНЕФТЕПЕРЕРАБОТЧИКА
8П7.48Р83УДК 685.6(03J)Рудин М. Г., Драбкин А. Е.
Р83 . Краткий справочник нефтепереработчика,— Л.:
Химия, 1980.—328 с., ил.В справочнике содержатся сведения об основных показателях ка¬
чества отечественных нефтей, характеристика современных технологи¬
ческих процессов переработки нефти, требования к качеству товарных
нефтепродуктов, реагентов, катализаторов, адсорбентов, данные о се¬
рийно выпускаемой аппаратуре и оборудовании нефтеперерабатываю¬
щих заводов. Приводится характеристика физико-химических свойств
индивидуальных углеводородов и нефтяных фракций.Предназначается для техников, мастеров, операторов. Будет по¬
лезен инженерно-техническим работникам, а также учащимся вузов и
техникумов.Р £ЗгЛ--ол 99.80.2803020300 6П7.43UOU^UlJ—oUРедактор С. JI. Томарченко
Техн. редактор 3. Е. Маркова
Художник JI. А. Яценко
Корректор М. 3. БасинаИБ № 746 ,Сдано s наб. 12.12.79. Подгг. к печ.07.07.80, М-33890, Формат бумага
84XI081/s|i В ум. тип. J& 2. Литературная гарнитура. Высокая певать.
Усд. иеч. л. 17,22. Уч-изд. л. 21,6.' Тираж 13 600 экз. Заказ 458.
Цена 1 р. 30 к. Изд.. № 1483.Ордена «Знак Почета» издательство «Химия», Ленинградское отделение.
191186, г. Ленинград, Д-186, Невский пр., 28Ленинградская типография № 2 головное предприятие ордена Трудового
Красного Знамени Ленинградского объединения «Техническая книга»
им. Евгении Соколовой Союзполиграфпрома при Государственном коми¬
тете СССР по делах издательств, полиграфии и Книжной торговли.
198052, г. Ленинград, Л-52, Измайловский проспект, 29.© Издательство «ХшуШя», 1980
ОГЛАВЛЕНИЕПредисловие 5Данные для пересчета единиц измерения 6Глава 1. Сырье нефтеперерабатывающих заводов 7Литература .10Глава 2. Физико-химические свойства индивидуальных углево¬
дородов, нефти, нефтепродуктов и газа ‘.... 11Молекулярная масса 11Плотность 19Теплоемкость . 21Скрытая теплота плавления и испарения , . 25Энтальпия (теплосодержание) . .28Теплопроводность . 30Теплота сгорания . 32Теплота реакций 35Давление насыщенного пара 35Критические параметры углеводородов и нефтяных фракций 38Фугитивность 38Поверхностное натяжение . .41Вязкость . 43Константы фазового равновесия , ,49Растворимость нефтяных фракций в воде н воды в нефте¬
продуктах ..... 57Литература 57Глава 8. Процессы переработки нефти .. . . 58Первичная переработка нефти 58Термические процессы . 65Термокаталитические процессы . 70Переработка нефтяных газов . . , , . 85Очистка светлых нефтепродуктов . 100Производство ароматических углеводородов ...... 103Производство масел . . . 112Производство парафинов . 137Производство различных нефтепродуктов . . . . . . .146
Литература 152Глава 4. Характеристика товарных нефтепродуктов ..... 154Горючие газы . 154Авиационные и автомобильные бензины . lieI* Э
Топливо для реактивных двигателей 166Дизельное топливо . . • 166Нефтяное топливо (мазут) 170Нефтяное топливо для газотурбинных установок 172Керосины и лигроины . . . 176Растворители ..... 175Нефтяные парафины 180Церезины . . . . 180Нефтяные битумы 180Нефтяные коксы . . . . . !85Смазочные материалы . 188Присадки к маслам 207Ароматические углеводороды . .216Методы определения качества нефтепродуктов 216Литература i 228Глава 5. Аппаратура и оборудование нефтеперерабатывающих
заводов 229Трубчатые печи ...... ...... 229Электродегидраторы и электроразделители 236Ректификационные колонны 237Теплообменные аппараты .............. 263Насосы 273Компрессоры 280Емкости 287Резервуары 287Оборудование для транспортирования нефти и нефтепродук¬
тов . 291Трубопроводы . . ' 296Литература 299Глава 6. Характеристика реагентов и катализаторов 302Реагенты 302Катализаторы и адсорбенты . 321Литература , . . . , 328
ПРЕДИСЛОВИЕПредлагаемая книга является первым опытом создания спра¬
вочника по переработке нефти. Авторы ставили перед собой задачу
в краткой, сжатой форме дать читателю, в первую очередь произ¬
водственнику, сведения об основных технологических процессах пе¬
реработки нефти, качестве сырья и продукции, вырабатываемой на
нефтеперерабатывающих заводах, о реагентах и катализаторах,
применяемых в производстве, об основном нефтезаводском оборудо¬
вании. Книга призвана помочь техникам, мастерам, операторам в
повседневной практической деятельности, при разработке рациона¬
лизаторских предложений, в процессе профессиональной переподго¬
товки. Она может быть полезна также инженерно-техническим ра¬
ботникам.При работе над справочником были использованы сведения, со¬
держащиеся в промышленных каталогах, типовых и повторно при¬
меняемых проектах, конструкторской и технологической Документа¬
ции, государственных и отраслевых стандартах, технических усло¬
виях й нормалях. Материал в основном приведен в виде таблиц,
графиков, номограмм и рисунков.Главы 1, 3, 5 и 6 написаны М. Г. Рудиным, главы 2 и 4—*
А. Е. Драбкиным.Авторы благодарят рецензента — кандидата технических наук
Г. И. Глазова за ценные замечания по рукописи, учтенные при под¬
готовке книги к печати.Авторы сознают, что предлагаемая книга по всей вероятности
не лишена недостатков, и просят читателей присылать свои замеча¬
ния, пожелания и отзывы по адресу: 191186 Ленинград, Нев¬
ский пр., 28, Ленинградское отделение издательства «Химия».
ДАННЫЕ ДЛЯ ПЕРЕСЧЕТА ЕДИНИЦ ИЗМЕРЕНИЯ1. Данные для пересчета единиц, принятых в ГОСТ, ОСТ, ТУ
и прочей технической документации, в единицы Международной си¬
стемы (СИ):1 кгс/см2 — 98 066 Па яй 0,1 МПа
1 мм рт, ,ст. =133,3 Па « 0,133 кПа
1 мм вод. ст. = 9,81 Па
1 П (Пз) = 0,1 Па-с
1 сП (с (Пз) = 1 мПа-с
1 Ст = 1 см2/с = Ю-1 м2/с
1 сСт =.1 ммг/с = 10~6 мг/с
1 дин/см = 10~3 Н/м
1 кгс/м = 9,81 Дж
1 кВт-ч = 3,6- 10е Дж = 3,6 МДж
1 л. с.-ч = 2,65-10® Дж — 2,65 МДж
1 кгс «9,8 Н
1 кал = 4,19 Дж
1 ккал = 4,19 кДж2. Данные для пересчета единиц Международной системы (СИ)
в единицы, принятые в технической документации:1 МПа « 10,19 кгс/см2
1 кПа = 7,52 мм рт. ст. == 101,9 кгс/м2
1 Па — 0,102 мм вод. ст. = 0,102 кгс/м*1 Па е == 10 П (Пз)1 мПа-с = 1 сП (сПз)1 мг/с г= 101 Ст
1 мм2/с = 1 сСт
1 Н/м = 10s дин/см
1 Дж = 0,102 кгс-м = 0,239 кал
1 МДж = 0,377 л.с.-ч
1 Н = 0,102 кгс
Глава IСЫРЬЕ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ
ЗАВОДОВДля переработки на нефтеперерабатывающие заводы подаются
нефть и газовый конденсат.Нефть представляет собой сложную смесь органических соеди¬
нений, преимущественно углеводородов, образовавшуюся в резуль¬
тате превращений, происходивших в земных недрах в течение десят¬
ков и сотен миллионов лет. Предполагаемые мировые запасы нефти
без учета районов глубокого подводного бурения и арктической
зоны оценивались в 1977 г. в 260 млрд. т [2]. Запасы нефти
в различных странах и регионах таковы,'% (масс.): США и Кана¬
да-—11; Западная Европа —4,5; Ближний, Средний Восток и Се¬
верная Африка — 42,0; Африка (южнее Сахары) —4,5; Латинская
Америка —9,0; Южная и Восточная Азия—10,0. Разведанные за¬
пасы нефти составили в 1977 г. 90—96 млрд. т.Наиболее богатыми по разведанным запасам нефти странами
являются США, Саудовская Аравия, Кувейт, Иран, ‘ Ирак,
Венесуэла, Ливия, Алжир, Индонезия, Мексика и др. Самые круп¬
ные зарубежные нефтяные месторождения: Гавар, Сафания и Ма-
нифа в Саудовской Аравии, Бурган в Кувейте, Киркук и Эр-РумайлаТаблица 1.1Данные о добыче нефти за 1977 г. [2]Регионы а страныДобыча, млн тСШАКанадаЗападная Европа
Ближний й Средний Восток
Северная Африка
Центральная и Южная Африка
Латинская Америка
Южная и Восточная Азия
Австралия463.4
72,4
66,81105,9151,6126.5
232,8
210,120.37
Таблица 1.2 •Технологическая классификация нефтей (по ГОСТ 912—66)По содержанию серыПо выходу светлых
нефтепродуктовКлассНазваниеСодержание серы» % (масс.)в нефтн-^"В бензине
(н. к,—200 'С)в реактивном
* топливе
(120-240 °С)в дизельном
топливе
(240 -350 °С>ТипВыход
фракций
до 350 “С,
% (масс.)IМалосернистые<0,50<0,15<0,10<0,20Ti>45IIСернистые0,51-2,0<0,15<0,25<1,0Тг30—44,9IIIВ ысокосернистые> 2,0>0,15>0,25> 1,0т3<30ПродолжениеПо содержанию базовых маселПо индексу вязкости
базовых маселПо содержанию парафинаГруппаПотенциальное содер¬
жание базовых
масел, % (Масс.)ПодгруппаИндексвязкостибазовыхмаселВидНазваниеСодержа¬
ние
парафина
в нефти,
% (масс.)на нефтьна мазут
(выше
350 °С)Ml<25<45я,> 85ПхМалопарафинистые< 1,50М215—25<45Иг40-85HiПарафинистые1,51-6,0Мг15—2530-45П3Высокопарафинистые>6,0м<< 15<30,
в Ираке, Гечсаран, ТЧарун и, Ахваз в Иране, Прадхо-Бей в США
(Аляска), Хасси-Месауд в Алжире. Извлекаемые запасы каждого
из этих месторождений превышают 1 млрд. т.В кашей стране нефтяные месторождения расположены в boi
сточных районах Европейской части РСФСР (Башкирская и Татар*
ская АССР, Куйбышевская, Волгоградская, Астраханская, Пермская,
Оренбургская области), в Западной Сибири, на Кавказе (Баку,
Грозный, Дагестан, Ставропольский и Краснодарский края), в Сред»
ней Азии, на Украине, в Белоруссии, Казадстане.Мировая добыча нефти в 1978 г. превысила 3,2 млрд. т.
В табл, 1.1 приводятся сведения о количестве нефти, добываемой
в различных районах и странах мира.Для характеристики нефтей используют следующие показатели
качества: фракционный и химический состав, плотность, вязкость,
молекулярная масса, температуры вспышки, воспламенения, само¬
воспламенения и застывания. Выбору оптимального варианта пере¬
работки способствует созданная в СССР технологическая классифи¬
кация нефтей. В ее основу (табл. 1.2) положены: содержание серы
в нефтях и Светлых нефтепродуктах, выход фракций, выкипающих
до 350 °С, потенцйалыюе содержание базовых масел, индекс вязко¬
сти базовых масел, суммарное содержание парафина.Физико-химические свойства нефтей и нефтяных фракций по¬
дробно охарактеризованы в литературе [1].Нефть, добываемая из земных недр, отделяется да промыслах
от растворенного газа, воды и солей, В зависимости от степени
подготовки на промыслах установлено три группы нефти (см.
табл, 1.З.).Таблица 1.3Нормы подготовки нефти на промыслах
(по ГОСТ 9965—76)ПоказателиНорма для группыIIIIIIСодержание зоды, % (масс.), не0,51.01,0более1800'Содержание хлоридов, мг/л, не100300более0,05Содержание механических примесей,0,050,05% (масс.), не более6665066650Давление насыщенных паров при66650температуре нефти в пункте сдачи,
Па (мм рт. ст.), не более(500)(500)(500)9
Газовый конденсат представляет собой смесь жидких углево¬
дородов (содержащих больше 4 атомов углерода в молекуле), вы¬
деленную из природного газа. Количество конденсата, получаемого
из природного газа, на некоторых месторождениях достигает
0,6 м®/ма извлеченного из пласта газа. Характеристика газового кон¬
денсата различных месторождений нашей страны приводится в ли¬
тературе [3, 4].ЛИТЕРАТУРА1. Нефти СССР. Справочник. М., Химия.Т. I. Нефти северных районов Европейской части СССР и Урала. 1971. 504 с.
Т. II. Нефти Среднего и Нижнего Поволжья. 1972. 392 с.Т. Ш. Нефти Кавказа и западных районов Европейской части СССР. 1972.
616 е.Т. IV. Нефти Средней Азии, Казахстана, Сибири и о. Сахалин. 1974. 792 с.2. Petroleum Economist, 1978, № i.3. Великовский Д. С., Юшкин В. В. Газоконденсатные месторождения.
ГОСИНТИ, 1959. 112 с.4. Справочник нефтехимика, Т. 1. Л., Химия, 1978. 496 с.5. Бурштар М. С., Львов М. С. География а геология нефти и газа СССР и
зарубежных стран. М., Недра, 1978. 365с.
Гл а в а 2ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
ИНДИВИДУАЛЬНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ,
НЕФТИ, НЕФТЕПРОДУКТОВ И ГАЗАМОЛЕКУЛЯРНАЯ МАССАВ практических расчетах молекулярную массу определяют обыч¬
но как функцию температуры кипения (табл. 2.1) по уравнению Вои¬
нова:М = а + btM + ct2Mгде М — средняя молекулярная масса фракции (нефти и нефтепро*
дукта); 1м— среднемолекулярная температура кипения фракции, С;
а, b, с — коэффициенты, значения которых в зависимости от харак¬
теризующего фактора Kw приведены в табл. 2.2.Характеризующий фактор определяется по формуле:Kw -1,216^/рЦ;66 1где Тм — среднемолекулярная температура кипения фракции, К;
р}|| — относительная плотность фракции.При определении средней молекулярной массы и других свойств
могут быть использованы средние значения температур кипения
фракций (нефти и нефтепродукта):1) среднеобъемная температура кипения, °С:t v = (ti0 + <зо + + ho + f9o)/6где tiо, ..., tgo — температуры, соответствующие отбору (отгону) по
объему при стандартной разгонке (по ГОСТ 2177—66) 10%, 30% ...,
90% продукта;2) среднемелекулярная температура кипения, °С:? = jam—~ь • • • ~ь tnmnм tni + • • • 4“ ffl-nгде ii, ts, ■ ■ ■, tr. — температуры кипения компонентов смеси, °С;
тi, гпг, ,.,, tnn — мольные доли компонентов смеси.11
Таблица 2.1Физико-химически* свойства индивидуальных углеводородовВ индекс*», указаны температуры, отличающиеся от приведенных в головке таЛлппи
Более полны;: сведения можно найти в литературе [1-4] головке таблацы.Наавая*еТемвера-тураПлатностьТеплота■саарекаяТеплоемкость жидкости
, при 20 “СКритическоедавление,КГС/СМ-ккпевяя,®С28 °С кг/мЗкДж/кгккал/кгкДж/(кг» “С)ккал/(кг-°С)темпер тура,АлканыМетанЭтанПропанБутан2-Метил пронан
(изобутан)
Пентан
2-Метилбутан
2,2-Диметил'про-
пан-161,4—88,6-42,3-0,Б-11,736.028.0
9,6302—юо326501579557626,3620592510,3489,9426.2
385,6366.3357,5341,2319,0121,9117,0101,892.1
87,585.481.576.24,82—]00
4,312,20—gQ2,2702,17-252,272,262.261,151—юо1,0300,526-м0,54406,520—250,5430,5410,540-82,532,296,8152,8133.7197,2194.8
160,647,250.643.435.637.734,134.432.5Гексан2-Метилпентан3-Метилиентан2.2-Диметилбутан2.3-Диметилбутан
Гептан2-Метилгексан3-Метилгексан
З-Этилпентан
2,2-Диметилпентан
Октан68.7
60,2
63,249.758.098.490.1
91,993.479.2
125,6659654,2664.7649.8661.8683.8
677,5
687,0697.8672.7702.8334,9322.0326.5305.6313.6
316,5307.3311.0
291,8301.480,077.077.973.074.975.6
73,474,369.771.92,222,222,192.17
2,16
2,20-2.180,5320,5320,5230,5180,5170,5250,522234.8
228,0231.2216.2227.3266.8
257,8
262,2264.3246.1296.231.0
30,932.031.732.027.728.028.528.528.525.5
2.2.3-Тринетил-
пентан2.2.4-Т риметилпен¬
тан (изооктан)2,2,3,3-Тетраметнл-
бутан
Нонан
Декан
Ундекан
Додекан
Тридекан
Тетрадекан
Пентадекан
Гексадекан
Гептадекан
Октадекан
НонадеканАлкеныЭтен (этилен)
Пропен (пропи¬
лен)1-Бутен
цис-Бугея-2
транс-Вутен-22-Метилпропен
(изобутилен)1-ГТентен (амилен)
1-Гексен
1-Г ептен
1-Октен
1-Нонен
г*. 1-ДодеценV110,7721,3281,799,2691,8271,7106,3—277,1150,7717,8' 288,0174,1730,1276,3195,8740,3265,8 '216,1748,9256,6234756,0247,4252,5763,0240,7270,5768,9232,7287,5773,0227,3303,075850221,0317,076260215,6330,0766so210,6103,7569,9_iW523,3-47,7609,5-«438,3-6,!621,6—7403,13,7628,9.402,30,9628,9,9402,3-7,0626,8-7388,630641,1314,063,6673,6—93,6699,3—123,0715,5 139,5743,0 213,0759,0—67,3——285 64,92,04220,4892227126,466,22,03з20,48622——68,82,170,5203232366,02,170,51934621,263,52,178,51936920,061,32,170,51939119,059,12,180,52040417,357,52,190,52242216,355,62,07г50,495se43716,454,32,07250,4952545214,552,8——462раСч13,8 расч51,5——477 расч13,2расч50,3487 ра,-ч12,6расч1252,41-юов,б76—1оо1351,7104,72,18_500,520—so91,247,196,32,270,54314440,096,12,32г50,5542615636,596,1——154,742,492,8—__14440,075"2,20,53020141,7—'2,10250,5032в243,5ЗДраеЧ—2,160,513——2,03x50,48625298,6——2,08250,485»———l,92ss0,459м——
ПродолжениеТемпера¬тураПлотностьТеплотаиспаренияТеплоемкость жидкости
при 20 °СКритическаяКритическоеНазваниекипения,°Сжидкости при
20 °С, кг/мЗкДж/кгккал/кгкДж/(кг- °С)ккал/(кг-°С)температура,давление,кге/см21-Пропанол (про-97,2804,4753,61802,340,560265,851,8пиловый спирт)2-Пропанол (изо¬82,2785,1669,81602,490,596273,554,9пропиловыйспирт)1-Бутанол (бути¬117,8809,6590,31413,3'40,560287,150,2ловый спирт)
1,2-Этандиол (эти-197,31113,1812,21942,350,563ленгликоль)Циклогёксанол160,5952,0452,11081,750,418——'Альдегиды
Метанал (формаль¬-21711,7170дегид)Этанал (ацеталь-20,2783573,5137188дегид)Фурфурол161,71159,8452,11081,54„0,3б80_Бензальдегнд179,в1046370,988,61»79] оо0,42810е——Кетоны
Пропанон (ацетон)56,2791523,31252,150,51523548,6^Бутанок (метил¬79,6803 ч443,3303,52,220,530—"этилкетон)
2-Пентанон (ме-
тилпропилкетон)
ЦиклогексанонЭфирыМетилметанат
(метилформиат)
Этилметанат (этил-
формиат)
Этилэтанат (этил-
ацетат)
Диметиловый
эфир
.Диэтиловый эфир
(этиловый, сер¬
ный)ДиоксанКарбоновыекислотыМуравьинаяУксуснаяПропионоваяМаслянаяВалериановаяКаироновая102,3806376,8155,7946,6427,031,8975481,474,1923406,177,1901368,446,1666467,234,6714360,0100,81033,7360,9100,71220494,0118,11049406,1141,3993418,6163,5958494,0186,3939431,2205,2928902,20500,52550——102301,81-ю0,433-ю——1152,020,48421261,1971,990,475233,148,2/881,920,459, 256,571,0111,62,22—2s0,530—25126,953,7862,330,558194,737,586,21,720,411——1182,170,518971,990,477321,5591002,160,517339,554,11182,000,480354,7—1032,45600,58550378,8—2,15б00,51560
14Рис. 2.1. График для определения молекулярной массы или среднемолекуляр
ной температуры кипения нефти и нефтепродуктов.At,°CРис. 2.2. График для определения среднемолекулярцой температуры кипения
нефтепродуктов по среднеобъемной температуре кипения и углу наклона
кривой стандартной разгонки.
Таблица 2.2Значения коэффициентов а, Ь,.сKwаьс10,0560,230,000810,5570,240,0009' 11,0590,240,000111,5630,2250,0011512,0690,180,0014Для нефти за компонент принимают узкую 30-градусную фрак¬
цию, а за температуру кипения — температуру 50%-го отгона (по
ГОСТ 2177—66).Молекулярную массу можно определить графически по плотно¬
сти и среднемолекулярной температуре кипения (рис. 2.1), а также
(рис. 2.2) в зависимости от среднеобъемной температуры кипения[1 угла наклона кривой стандартной разгонки:4 —(to-*1о)/80ПЛОТНОСТЬПлотность нефтепродукта (истинная) определяется как масса
в единице объема и измеряется по системам СИ и МКК в кг/м3 и
по системе С ГС — в г/см3.Плотность вещества заметно изменяется с изменением темпера¬
туры. Для нефтепродуктов эта зависимость показана на рис. 2.3.Относительная плотность представляет собой отношение истин¬
ной плотности к плотности стандартного вещества, в качестве кото¬
рого для жидкостей принимается вода при 4 °С и для газов (па¬
ров) — воздух при О °С и 760 мм рт. ст. Плотность воды при 4 °С
равна 999,73 кг/м3 (округленно— 1000 кг/м3).Относительную плотность нефтепродуктов и нефти определяют
обычно при 20 °С. Если температура, при которой производится это
определение, отличается от 20 °С, то необходимо произвести пере¬
счет по формуле:р|° = + а (^ — 20)где р|°—плотность нефтепродукта при 20 °С, отнесенная к плотности
воды при 4 °С; р| — относительная плотность нефтепродукта при
температуре f; а — средняя поправка значений плотности на 1 °С
(табл. 2.3).Относительную плотность нефтепродуктов можно определять как
отношение плотности нефтепродукта при 15,6°С (60 °F) к плотности
воды при той же температуре — pj|g. Зависимость между р|° и рЩ19
Рис. 2.3. Зависимость плотности алканов и нефтепродуктов от температуры •
— плотность на линии насыщения при давлении 1 кгс/см*.Рис. 2,4. График для пересчета значений относительной плотности!р45,6“р!1$—°1: «*48-*
Таблица 2.3 • ‘ "Температурные поправки к значениям плотности нефтепро¬
дуктов на 1 °С (по ГОСТ 3900—47)pfаPfа0,6900—0,69990,0009100,8500-0,85990.0006990,700 —0,70990,0008970,8600-0,86990,0006860,7100-0,71990,0008840,8700—0,87990,0006730,7200—0,72990,0008700,8800—0,88990,0006600,7300—0,73990,0008570,8900—0,89990,0006470,7400-0,74990,0008440,9000-0,90990,0006330,7500-0,75990,0008310,9100-0,91990,0006200,7600-0,76990,0008180,9200—0,92990,0006070,7700—0,77990,0008050,9300—0,93990,0005940,7800-0,78990,0007920,9400-0,94990,0005810,7900-0,79990,0007780,9500—0,95990,0005670,8000-0,80990,0007650,9600—0,96990,0005540,8100-0,81990,0007520,9700-0,97990,0005410,8200—0,82990,0007380,9800—0,98990,0005280,8300-0,83990,0007250,9900-1,0000,0005150,8400-0,84990,000712выражается следующим соотношением:рг=p11:Ipis(6H,q ~4,4ар1м — (Р4° + 4-4а)/p15,6Hlo
Графически эта зависимость показана на рис, 2.4.ТЕПЛОЕМКОСТЬТеплоемкость — это количество теплоты, сообщаемое системе для
повышения ее температуры на 1°. Различают удельную, или массо¬
вую, теплоемкость в кДж/(кг-К) или в ккал/(кг-°С); мольную теп¬
лоемкость-—в кДж/(кмоль-К) или в ккал/(кмоль-°С) и объемную
теплоемкость —в кДж/(м3-К) или в ккал/(м8-°С).Для газов и паров теплоемкость при постоянном давлении — Ср,
при постоянном объеме — Су, Теплоемкость при постоянном давлении
больше теплоемкости при постоянном объеме на величину энергии,
затрачиваемой на расширение газа, что для идеальных газов выра¬
жается -формулой:Ср — Су = Rгде R — универсальная газовая постоянная, равная 8,31 Дж/(моль-К)
или 1,98 кал/(моль-°С),Для жидкостей различие между СР и Су незначительно.21
ккпл/(т-шС)Рис. 2.5. Зависимость удельной теплоемкости жидких нефтяных фракции о
плотности и температуры.Рис. 2.6. Зависимость удельной теплоемкости нефтяных паров от плотности.
Рис. 2.7. Зависимость удельной теплоемкости жидких органических соедине¬
ний от температуры:1—этан; 2—метанол; 3 —этанол; 4—фенол; 5—диэтиловый эфир; 6—пентан;
7—гексан; 8— октан; 9—-декан; 10—пентакозан; Л—о-крезод; /2—«-крезол;
13—циклогексак; !4—мети л циклопе нта и 15—циклопечтав; iff—этилбензол:
17— о-ксилол; 18—я-ксилол; 19—бензол; 20—толуол; 21 — дифенил; 22—нафта¬
лин.Удельную теплоемкость жидких нефтепродуктов определяют по
уравнению:0,403 + ,0009£ /л s'- 1 г к
ер = (0,0647Kw + 0,35) [ккалДкг • С)]V Pl5,6где t — температура, °С; р}|’® — относительная плотность; Kw— ха¬
рактеризующий фактор {см. стр. 11).При Kw = 11,88 это уравнение принимает вид:0,403 + 0,0009/ . .. „ •Ср~— у==== [ккалДкг• С)]V р11:1Зависимость теплоемкости жидких нефтепродуктов от плотно¬
сти с учетом значения Kw показана на рис. 2.5.Для нефтяных паров применяется формула;4 — р15,еср = — б4’|зо (1>8< + 702) (0.0935/Сш - 0,111) [ккал/(кг • °С)]При Kw — 11,8 эта формула принимает вид:4 - р15’6‘р—щр-М + мО23
Таблица 2.4Удельная теплоемкость некоторых газов при в °Си 1 кгс/см2, ккад/(и9 • °С)i, °СН202N2ВоздухСОсо2NH3H2SН2оso200,3060,3120,31040,3050,31050,3840,3730,3610,3560,415250,3080,3120,31060,310,0,3100,3970,3800,3640,3570,4251000,3110,3190,31160,3120,31250,4320,4000,3750,361 •0,4542000,3120,3290,31450,3170,31650,4670,4330,3920,3710,4883000,31250,340*0,31950,3230,3230,5010,4670,4090,3820,5144000,31350,3500,3260,3300,3300,4260,4970,4280,3940,53655000,3150,3580,3330,3370,3380,546• 0,5320,4460,4070,5536000,318 '0,3650,3400,3440,34560,5630,5620,4640,4200,5647000,3210,3710,3470,3510,35240,5770,5910,4800,4340,5748000,3250,37540,3530,3570,3580,589. 0,6170,4950,4470,5819000,3290,3800,3580,3610,36340,5980,6420,5080,4590,58710000,3340,3830,3630,3660,3680,6070,6640,5200,4720,59111000,3390,38650,3670,3700,37160,6130,6830,5300,4840,59512000,3430,38940,3710,3730,3750,6190,7010,5390,4940,59813000,3480,3920,3740,3760,3780,6240,717в,54650,5050,60114000,3520,3950,3770,3790,3800,6290,7310*5530,5140,60315000,3560,3970,3790,3810,3820,6310,7440,5590,5220,60517500,3660,4030,3840,3860,3870,6380,7700,5710,5410,60820000,3740,4100,3880,3910,3900,6430,7900,5800,5550,61022500,3810,4160,3910,3950,393 ч0,6470,8060,5870.5680,61225000,3870,4210,3940,3980,3960,6500,8180,5920,6780,61427500,3930,4250,3960,4000,3970,6520,8280,5960,5840,61530000,3980,4290,3970,4020,3980,6540,8350,5990,5900,615 1
Рис. 2.8. Зависимость удельной теплоемкости паров органических соединений
от температуры:/ — метан; 2—этан; 3—пропан; 4—бутан; 5—этанол; tf—этилен; 7—толуол;
8-г- бензол.Зависимость теплоемкости нефтяных паров от плотности и ха¬
рактеризующего фактора приведены на рис. 2.6. Теплоемкость неко¬
торых органических жидкостей в зависимости от температуры пока¬
зана на рис. 2.7, а паров — на рис. 2.8. Теплоемкость некоторых га¬
зов приводится в табл. 2.4.СКРЫТАЯ ТЕПЛОТА ПЛАВЛЕНИЯ И ИСПАРЕНИЯПереход вещества из одного агрегатного, состояния в другое
(плавление, испарение, сублимация) происходит при постоянной
температуре с выделением или поглощением теплоты и называется
скрытой теплотой перехода. Отнесенное к 1 г вещества она полу¬
чила определение как удельная скрытая теплота, а к 1 молю—моль¬
ная теплота перехода.Скрытая теплота плавления. Эту величину можно определить
по эмпирическому уравнению:/пл==4,95Гпл.Ю0’0032Ш [кал/моль]где Тпл — температура плавления, К; М — молекулярная масса.Менее точные результаты получаются по следующему уравне¬
нию:Iц;; о, Т’г.д {кал/моль}где а — коэффициент, равный для элементов 2,5, органических со¬
единений — 13,5 и неорганических — 6.Зависимость скрытой теплоты плавления от давления выража¬
ется формулой Джонсона:А1пл = ~Щ1 С1 + 1^Г Лс*) [кал/г125
где d — плотность твердой фазы, r/см3; Р — давление, кгс/см2;
Дср — скачок теплоемкости при плавлении, кал/('г-°С).Данные по теплоте плавления многих органических и неоргани¬
ческих веществ приведены в справочнике [3].Нефтепродукты представляют собой смесь различных углеводо¬
родов с добавкой, в некоторых случаях, специальных присадок и
поэтому не имеют постоянной температуры плавления. Агрегатное
состояние нефтепродуктов, характеризуется в зависимости от их на¬
значения, одним из следующих показателей: температурой начала
кристаллизации (авиационные бензины), температурой помутнения
(осветительные керосины); температурой застывания (дизельные топ¬
лива, мазуты, смазочные масла), температурой размягчения (биту¬
мы), температурой каплепадения (пластичные смазки, церезины),
температурой плавления (парафины). Методы определения этих по¬
казателей со ссылкой на соответствующие ГОСТы приведены в
табл. 4.54.Скрытая теплота испарения. Для индивидуальных соединений
при заданном давлении теплота испарения является постоянной ве
личиной. В случае нефтяных фракций, представляющих собой смесь
соединений с различными температурами кипения, теплота дополни¬
тельно затрачивается на нагрев более тяжелых компонентов до тем¬
пературы кипения.Для давлений, близких к атмосферному, скрытую теплоту испа¬
рения с точностью в 2—3% можно определить по эмпирической
формуле:^исп = 1.987 Гкнп In 82,06 ГКШ1 [кал/моль]
где Ткип.— температура кипения при давлении 1 кгс/см2, К.Рис. 2.9. График для определения теплоты испарения нефтепродуктов.0 50 100 150 200 250 300 250 WO 450 500t; с26
В расчетной практике пользуют»
ся уравнением Трутона:К■К{Тм1М) [ккал/кг!где К = 8,751 + 4,571 lg Г; Я — сред¬
няя молекулярная масса нефтепро¬
дукта; Тм — среднемолекулярная тем¬
пература кипения нефтепродукта при
давлении 1 кгс/см2, К-Теплота испарения нефтепродукт
тов в зависимости от среднемолеку¬
лярной температуры кипения, молеку¬
лярной массы и характеризующего,
фактора определяется при помощи
графика (рис. 2.9). Для. бензина она
составляет 70—75 ккал/кг, для керо¬
сина 60—65, для дизельного топлива
55—60 и для газойля 45—55 ккал/кг.При давлении, отличающемся от
1 кгс/см2, теплота испарения определяется по формуле:циента q>.*исп -м/тм~23,6 - 7,1 lg (\mPITM)где Р — давление, кгс/см2.Если известна теплота испарения при температуре, соответ¬
ствующей нормальному давлению, то для другой температуры онаТаблица 2,5Теплота испарения водыТемпера¬тура,°СДавление,кгс/см2Теплотаиспарения.кДж/кгТемпера¬тура.°СДавление,кгс/см2Теплотаиспарения,кДж/кг1001,01322257,225039,81713,71101,4322230,526047,01660,21201,9852202,927056,0511602,91302,70122174,428064,1911541,61403,6132144,929074,4481475,11604,762114,130085,9171403,01606,1802082,231098,6971329,91707,9202048,9320112,901236,218010,0272014,0330128,651138,019012,5521977,4340146,081025,520015,5511939,0350165,37893,221019,0791898,6360186,74722,622023,2011856,2370210,53439,523027,9792801,7374,12221,145024033,4802801,627
может быть вычислена' по формуле:/Т = Ф/0(Г/Г0)где to, 1т — теплоты испарения при температурах, соответствующих
атмосферному и данному давлениям; <р — поправочный коэффициент,,
значение которого в зависимости от приведенной температуры (см.
с. 40) дано на рис. 2.10.Теплоту испарения можно также определить по формуле:^исп = Щ — [ккал/кг]где Щ, Hf — энтальпия насыщенных паров и жидкости на линии
насыщения при температуре t, ккал/кг.Данные по теплоте испарения углеводородов и других соедине¬
ний приведены в справочниках [3, 4].В процессах нефтепереработки в больших масштабах применя¬
ется водяной пар -в качестве теплоносителя (глухой пар) или в виде
острого пара в колоннах ректификации и десорберах. Теплота испа¬
рения воды при различных температурах и давлениях приведена
в табл. 2.5, Более подробные сведения о свойствах воды и водяного
пара приведены в справочнике [5].ЭНТАЛЬПИЯ (ТЕПЛОСОДЕРЖАНИЕ)Энтальпия жидкости — это количество теплоты, которое необ¬
ходимо сообщить, чтобы повысить ее температуру от базовой до
заданной. За базовую температуру принимают 0°С; 0 К; —129 °С
(200 F) или другую температуру. Для технических расчетов не
имеет значения, от какой базовой температуры производится отсчет,
необходимо лишь, чтобы отсчет производился от 0ДН0И н тои жеЭнтальпия насыщенных паров определяется с учетом теплоты
испарения жидкости. Если пар — перегретый, то ЯРИ составлении
теплового баланса необходимо учесть и теплоту п«Ре^Рева- • .Энтальпия индивидуальных соединений в паровой и жидкой фа¬
зах приводится в справочной литературе [3, 4].
продуктов в паровой фазе можно определять по эмпирическому
уравнению:= а (4 - Pill) - 73,8 [ккал/кг]где / — температура пара, °С; рЩ —относительная плотность жид¬
кости при 15,6 °С; значения а = 50,2 — 0Д09/ + 0,0^01 it1 при различ¬
ных температурах приведены в табл. 2.6.Зависимость энтальпии нефтяных паров от давления приведена
на рис. 2.11.Таблица 2.6Значения а при ра$ных температурах (для пара)t, °саf, °саt, °саt, °са050,2013066,7425587,10380111,84550,7513567,4726088,00386112,921051,3014068,2026588,92390114,001561,8714568,9527089^84395115,112052,4416069,7027590,76400116,202663,0115570,4628091,70405117,318053,6016071,2228592,64410118,423554,1916572,0029093,58416119,564054,7817072,7829694,54420120,674555,3917573.5630095,50425121,815056,0018074,3630596,47430122,965556,6218575,1531097,44435124,116057,2419075,9631598,43440125,266657,8819576,7732099,42445126,437058,5220077,60325100,41450127,607669,1620578,43330101,47465128,788089,8221079,26335102,43460129,468560,4821580,11340103,44465131,169061,1422080,96345104,47470132,359561,8222581,81350105,50475133,5610062,6023082,67355106,54480134,7710563,1828583,55360107,58485135,9911063,8824084,42365108,64490137,2211564,3924583,31370109,69495138,4612065,3025086,20375110,76500139,7012566,0129
Таблица 2.7Значения а при разных температурах (для жидкости)t, °саt, °саt. °Саг, °са00,0013059,23255129,09380211,62б2,0213561,79260132,16385215,19104,0714064,36265135,24390218,71156,1414566,80270138,33395222,37208,2215069,56275141,45400226,0025• 10,3315572,19280144,59405229,643012,4516074,85285147,75410233,313514,6016677,52290150,93415236,994016,7717080,21295154,13420240,704518,9517682,93300157,85425244,435021,1618085,66305160,59430248,176523,3918588,42310163,85435251,946025,6319091,19315167,13440255.736527,9119593,98320170.43445260,537030,2620096,80325173,75450263,367532,5320599,63330177,09455267,108034,83210102,49335180,45460271,088537,10215105,36340183,84465274,969039,55220108,26345187,24470277,929541,94225111,18350190,66475282,8010044,35230114,11355194,04480286,7510546,78235117,07360197,57485290,72ПО49,23240120,05365201,05490294,7111551,70245123,04370204,55495298,7212012564,1956,70250126,06375208,08500302,75Энтальпия жидких нефтепродуктов определяется по уравнению:#* = а(1/р15’!) [ккал/кг]\где t — температура жидкости, °С; р}®;® — относительная плотность
жидкости при 15,6 °С; значения а — 0,403^ + 0,000405г2 при различ¬
ных температурах приведены в табл. 2.7.ТЕПЛОПРОВОДНОСТЬТеплопроводность определяется как количество теплоты, проте¬
кающей в единицу времени через единицу площади при градиенте
температуры, также равном единице. Коэффициент теплопроводно¬
сти можно вычислить из следующего уравнения:Q*=XF(6t/6s) [ккал/ч]30
Рис. 2.12. Зависимость коэффициента теплопроводности нефти и нефтяных
фракций от температуры.Рис. 2ЛЗ. Зависимость коэффициента теплопроводности газов и паров от тем¬
пературы:/ — метан-, 2—воздух; 3— окись углерода; 4— аммиак, 5— этан; 6—этилен;
7—водород; 8— метилбутан; 9—водяыоЯ пар; 10—двуокись углерода; 1]—бу¬
тан; 12—этанол; /3—пентан; 14—бензол.
в/где % — коэффициент теплопроводности, ккал/(м ч-°С); гради»osент температуры в направлении теплового потока, °С/м; F — пло¬
щадь поверхности, мг.Коэффициент теплопроводности зависит от агрегатного состоя¬
ния вещества, температуры и давления. Для твердых тел он также
зависит от кристаллической структуры, пористости, влажности и на¬
личия примесей.Коэффициент теплопроводности жидкости при нормальных усло¬
виях (О С. 1 кгс/см2), может быть определен по формуле (с точ¬
ностью ~10%):К = Ю-6 (gOcp/.V0,25) Ур^ш [кал/(см • с • °C)jгде Гквп — температура кипения, К; ср — удельная теплоемкость при
постоянном давлении, кал/(г-°С); р — плотность, г/см8; N — число
атомов в молекуле.Зависимость коэффициента теплопроводности жидкости от тем¬
пературы, в интервале — 50-f-50°C определяется по уравнению:А, = Я0[1 + °,°1/ Уг^/23,5 - 1)] [калДсм . с . °С)]где ^-^коэффициент теплопроводности при температуре /°С; Яо —
то же при 0 °С.Коэффициент теплопроводности жидкости возрастает с ростом
давления, однако до 50 кгс/см8 — незначительно. Для газов он мало
изменяется с изменением давления.Температурная зависимость коэффициента теплопроводности для
газов и паров:„ ( 273 + С \ / Т \Ч,Аг==Ло^ Т + С )\273 )где С — константа, равная для воздуха 122, водорода — 94 и окиси
углерода — 156.Зависимость коэффициента теплопроводности от температуры
для нефти и нефтяных фракций показана на рис. 2.12 [10], а для
газов и паров — на рис. 2.13 [10]. Обширные сведения по теплопро¬
водности газов, жидкостей, твердых веществ, сплавов и различных
материалов приводятся в справочнике [3].ТЕПЛОТА СГОРАНИЯТеплота сгорания твердого, жидкого -и газообразного топлив
определяется на специальных калориметрических установках. При
отсутствии экспериментальных данных теплоту сгорания рассчиты¬
вают по различным формулам, нз которых наибольшее распростра¬
нение получила формула Д. И. Менделеева:QB == 8100С + 30 ОООН + 2600 (S — О) [ккал/кг]<2н= 8100С + 30 ОООН + 2600 (S - О) — 600 (9Н + W) [ккал/кг]где С, Н, S. О — содержание в топливе, соответственно, углерода,
водорода, серы и кислорода, масс, доли; 8100, 30 000 и 2600 —тен-
Таблица г.иТеплота сгорания некоторых видов топливаТопливо«2нкДж/кгккал/кгТвердоеАнтрацит33494—376818000-9000Каменный уголь29307-334947000—8000Вурый уголь
Торф25120—293076000-700020934-251205000-6000Дерево188404500ЖидкоеНефть4396110500Авиационный бензин4408710530Автомобильный бензин4369310486Дизельное топливо4348410386Таблица 2.9Теплота сгорания некоторых соединений
при температуре О °С и давлении 1 кгс/см2QВQвСоединенияСоединенияДж/молькал/мольДж/молькал/мольОрганические1-Бутен (г.)2720402649757Метан (г.)
Этан (г.)
Пропан (г.)
Пропан (ж.)89094215609222221537220553021298372820530605526782l-Пентен (г.)
Ацетилен (г.)
Циклогексан(г.)
Циклогек-
сан (ж.)
Бензол (г.)
Бензол (ж.)
Толуол (ж.)
«-Ксилол (ж.)
о-Ксилол (ж.)
ж-Ксилол (ж.)3378119129816539556463922252806850310615944790936880Бутан (г.)
Бутан (ж.)
Изобутан (г.)
Изобутан (ж.)
Пентан (ж.)
Гексан (ж.)
Гептан (ж.)28771612858931287357628810053511887416559048567286879826828446863426816258388009950101160010330300032698073912564455590045559004554900789080780980934500108816010881601087920Октан (ж.)54743661307530Нонан (ж.)
Декан (ж.)6128637678285614638001620060Неорганические68317Ундекан (ж.)74270961776320Водород (г.)267029Гексадекан (ж.)107084882557640Углерод (тв.)39377294051Этилен (г.)1411931337234Окись угле¬28317867636Пропен (г.)2059851491987рода (г.)2 Зак. 45633
Рис. 2.14. Зависимость между теплотой сгорания нефтепродуктов, плотностью н характеризующим фактором.QB,ккал/кгs'st
ЛПШ сгорания углерода, водорода и серы, ккал/кг; 600 —теплота
ш'пиргпия поды, ккал/кг; W — содержание воды в топливе, масс.
тли,Тен.н>I у сгорания можно также определить из разности теплот
мАрякнишни сжигаемых соединений и продуктов горения. Теплота
сюрлшш смеси газов определяется по правилу аддитивности.Ориентировочные данные по теплотам сгорания некоторых ви¬
дик топлива приведены в табл. 2.8, а индивидуальных соединений —
и табл. 2.9. Зависимость между теплотой сгорания нефтепродуктов,
плотностью и характеризующим фактором Kv (см. стр. 11) приве¬
дши ни рис. 2.14.Теплоту сгорания реактивных топлив, согласно ГОСТ 11065—75,
рекомендуется определять по плотности и анилиновой точке по фор¬
муле:Qlt — [9940 + {t + 17,8) К] 4,1868 [кДж/кг]I дс I — анилиновая точка испытуемого топлива, °С, определяемая
но рис. 2.15; К—коэффициент, определяемый по таблице обязатель¬
ною приложения к упомянутому ГОСТу или вычисляемый с точ¬
ное! wo до 0,01 по формуле:К — 15,65/(р + 4,44а)ilit* 1> — плотность испытуемого топлива при 20 °С, г/см3; а — сред¬
ним температурная поправка плотности.ТЕПЛОТА РЕАКЦИЙТеплоты реакций превращения углеводородов:С2Нв -> С2Н4 + Hs
С,Н, -> СзН6 + н2
С3Н8 -> С2Н4 + сн4
C4Hi0->C4H3+H,
С4Н10 -> С2Н4 -j- С2Нд
С4Н:о->СзНб + СН4кДж/кгккал/кг4463106630437271532366231155212262931268303Теплоты реакций в различных процессах переработки нефти
представлены на рис. 2.16 [10].ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕННОГО ПАРАДавление насыщенного пара, т. е. давление, развиваемое паром,
находящимся в динамическом равновесии с жидкостью, зависит от
температуры — с повышением температуры увеличивается скорость
теплового'движения молекул и, соответственно, давление насыщен¬
ного пара. Для определения этой величины предложен ряд формул,
из которых наибольшее распространение имеет формула Антуана:lg р = д - вде + t\где Р — давление насыщенного пара при температуре I, кгс/см2;
А, В, С —константы, которые можно определить, если известны2*35
Среднемолекулярная масса сырьяРис. 2.16. График для определения теплового эффекта процесса переработки нефти:1 — гидрирование тяжелого бензина; 2—гидрирование газойля; 3—каталитический риформинг бензина; 4 — каталитический крекинг
легкого газойля; 5—каталитический крекинг тяжелого газойля; 6—термический риформинг бензина; 7—термический крекинг
газойля; 8—термический крекинг газойля (паровая фаза); 9—термический крекинг газойля (низкое давление); 10—термический
крекинг тяжелых остатков.
t; сРис. 2.17. График для определения давления насыщенных паров некоторых
алканов; алкенов и нефтепродуктов:I — этилен; 2— этан; 3—пропен; 4—пропан; 5 — 1-бутен; 6—бутан; 7—пентан;,4 — гексан; 9 —гептан; 10— октан; // —нонан; 12—декан; 13—ундекан; 14— до-
декан; /5 —тетрадекан; 16— гексадекан; /7 —октадекан; 18— эйкозан; 79—тетра-
козан; 20—триаконтан.С СРис. 2,18, График для определения давления насыщенных паров ароматиче¬
ских углеводородов*./ — бензол; 2—толуол; 3—«этилбензол; 4—о-ксилол; 5—пропилбензол; <?—-изо-
пропилбензол; 7—фенол; 5—нафталин; Р—дифенал; /0—флуорен; Л—антрацен.
температуры кипения данной жидкости при трех различных значениях
давления; эти константы для 250 углеводородов приведены в [7],Давление насыщенного пара нефти и нефтяных фракций равно
сумме парциальных давлений компонентов этих смесей.В практических расчетах процессов технологии нефти предпочи¬
тают пользоваться не уравнением Антуана, а графиками типа графи¬
ков Кокса или Ашворта, в которых зависимость lg Р от температу¬
ры графически изображается прямой линией. Для соединений одного
гомологического ряда или одной химической природы получается
ряд прямых, сходящихся в одной точке — полюсе. При определении
зависимости давления насыщенного пара от температуры достаточно
знать температуру кипения вещества только при одном давлении
(обычно 1 кгс/см2). В случае нефтепродуктов за температуру кипе¬
ния принимается средняя температура кипения фракции.График для определения давления насыщенных паров некоторых
алканов и алкенов приведен на рис. 2.17, а для ароматических угле¬
водородов— на рис 2.18. Аналогичные зависимости соединений
других классов имеются в литературе [10].КРИТИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ УГЛЕВОДОРОДОВИ НЕФТЯНЫХ ФРАКЦИЙВ равновесной двухфазной системе пар — жидкость с повыше¬
нием температуры, а следовательно, и давления, увеличивается плот-
ность паров, которая при некотором давлении становится равной
плотности жидкости. Система из двухфазной превращается в одно¬
фазную, Температура и давление, при которых происходит этот про¬
цесс, называются критическими — tKP, Р„р,Если для индивидуальных соединений критические параметры
(критическая температура, критическое давление, критическая плот¬
ность и критический объем) являются вполне определенными физи¬
ческими величинами, то для смесей они зависят не только от свойств
компонентов, но и от . состава смеси; аддитивность не сохраняется.
Правило аддитивности можно с некоторым приближением применить
только для бинарной смеси ближайших гомологов Поэтому кри¬
тические параметры сложных смесей, включая нефтепродукты, полу¬
чили название псевдокритических — i„Kp, Рпкр-Значения критических папаметров индивидуальных веществ при¬
водятся в литературе [3, 4, 7] (см. также табл. 2.1). Для нефтяных
фпакций данные по („Кр, Рпкр приведены на рис. 2.19 и 2.20
(Л — угол наклона кривой стандартной разгонки — см. стр. 19).Для определения критических параметров пользуются и прибли¬
женным уравнением Гульберга — Гюи:Ткип — 0,64 ТкрФУГИТИВНОСТЬВ случае равновесных идеальных систем парциальное давление
компонента смеси определяется законами Рауля и Дальтона:Pi=*&i!Ci +рУ1где pi — парциальное давление любого компонента смеси; &i — дав¬
ление насыщенного пара этого компонента; Р — общее давление38
1’ис. 2.1У. График для определения псевдокритической температуры нефтя¬
ных фракций.1'ис. 2.20. График для определения псевдокритического давления нефтяных
фракций.
системы; хt, yi — мольные концентрации компонента в жидкости и
в паре.При небольших давлениях и относительно высоких температу¬
рах реальные газы (пары) незначительно отличаются от идеальных
газов, и в технических расчетах не вводят никаких поправок на
отклонение системы от идеального состояния. При высоких давле¬
ниях и низких температурах реальные газы значительно отличаются
от идеальных, и в расчетные величины необходимо вводить попра¬
вочные коэффициенты, учитывающие взаимодействие между молеку¬
лами газа и их объемами. Такие расчеты весьма сложны и не всегда
дают удовлетворительные результаты.Для неидеальных газов (паров) заменяют .значение действитель¬
ного, реального давления другой величиной таким образом, чтобы
можно было использовать в этом случае термодинамические зависи¬
мости, установленные для идеальных систем. Это замененное или
эффективное, давление получило название фугитивности. Фугитив-
ность является функцией приведенных параметров:Рпр^Р/Ркр; ^пр = ^/^кр
где РПр — приведенное давление; tnp — приведенная температура;
Р, Ркр, t, tKV — давление, критическое давление, температура и кри¬
тическая температура системы.Отношение фугитивности к реальному давлению получило на¬
звание коэффициента фугитивности или коэффициента сжимаемости:! — гР [кгс/смг]40
I ж- ,»— коэффициент сжимаемости, значения которого приведены на
рис 2.21; Р — давление системы, кгс/см2.Для нефтяных фракций фугитивность учитывается при опреде¬
лении констант фазового равновесия (см, стр. 49).ПОВЕРХНОСТНОЕ НАТЯЖЕНИЕПоверхностное натяжение жидкости обусловлено различным
леиеишем сил межмолекулярного притяжения молекул внутри объ¬
ем,! жидкости и на ее поверхности.Коэффициент поверхностного натяжения жидкости представляет
собою работу, которую необходимо затратить, чтобы увеличить пло-
ИИ! поверхности жидкости на единицу при постоянной темпера¬
туре. Коэффициент поверхностного натяжения зависит от свойств
жидкости, граничащей с ней среды и температуры.Таблица 2.10Коэффициент поверхностного натяженияжидких органических соединений и нефтепродуктовВеществоГазовая среда,
граничащая
с жидкостьюТемпера¬
тура, Са-108, н/мIексанОктанI Тексен1к'!!ЗОЛТолуолI 1иклогексан11,'|фталинМетиловый спиртЭтиловый спиртАцетонФурфуролДиэтловый эфирАнилинПиридинАвиационный бензин
Литомобильный бензин
Лигроин
КеросинДизельное топливоПар»»ВоздухПарN2n2Пар»Воздух8,27,42017.517.5
11,9127.0
20
20
16,8025,319.517.520.0
20,0
20,0
20,0
20,018,5437,2624,929,1628,5227.9827.9823.0222.03
23,3543.516.7
40,84
36,6920.521.323.626.630.8Значения коэффициентов поверхностного натяжения жидких ор¬
ганических соединений и нефтепродуктов приведены в табл. 2.10
сжиженных углеводородных газов — на рис. 2.22 и нефтяных про¬
дуктов — на рис. 2.23.Для расчетного определения зависимости поверхностного натя¬
жения жидкости от температуры применяется следующее соотно¬
шение:doldT**- В (р/М)%41
Рис. 2.22. Зависимость коэффициента поверхностного натяжения сжиженных
углеводородных газов от температуры:/ — этилен; 2— этан; ацетилен; 4—пропен; 5—пропан; 6—иэобутан; 7—1-бу¬
тен; 8 — изобутен; 9— бутан; 10— 2-бутен; 11 — метилб^т&н; 12 — пентан.Рис. 2.23. Зависимость коэффициента поверхностного натяжения нефтепро¬
дуктов от температуры и плотности.
i дс da/dT — изменение коэффициента поверхностного натяжения с
и iMiMU'iincM температуры; р — плотность жидкости, г/см8; М — моле-
кулирпли масса; В = 2,1 г-см2/(с2-°С).вязкостьвязкость — это свойство жидкостей (газов) оказывать сопротив¬
ление при перемещении одной части жидкости относительно другой.
Сопротивление сдвигу пропорционально градиенту скорости в на-
шитлонии нормали к потоку жидкости, что выражается уравнением
I !ыотона:F = T]S (v2 — t>i)/(ifj — у\)где /•' — внешняя тангенциальная сила; г) — коэффициент трения или
нязкости; (и2 — Vi)/(yz — уt)—изменение скорости слоев жидкости,
удаленных на расстояние г/2— У1; S — площадь слоев жидкости, ме¬
жду которыми происходит сдвиг.Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость.
Единицы динамической вязкости — паскали в секунду (Па-с), а
также пуазы (П).Величина, обратная динамической вязкости, называется теку¬
честью.Кинематическая вязкости v представляет собой отношение дина¬
мической вязкости к плотности жидкости при температуре определе¬
ния. Единица кинематической вязкости — стокс.Условная вязкость (ВУ)—величина, распространенная в нефте¬
переработке, определяется по ГОСТ 6258—52 сравнением времени
вытекания из стандартного прибора 200 мл воды при 20 °С и такого
же количества нефтепродукта при заданной температуре. Измеряется
эта величина в градусах ВУ. Условная вязкость выражается также
в секундах Сейболта и секундах Редвуда (измеряется на вискози¬
метрах Сейболта и Редвуда).Перевод значений кинематической вязкости в условную можно
найти в табл. 2.11.Для жидкостей, подчиняющихся уравнению Ньютона («ньюто¬
новские жидкости»), вязкость не зависит от скорости перемещения
жидкости при турбулентном режиме потока. Между количеством
жидкости, протекающей в единицу времени через капилляр, и давле¬
нием существует прямая зависимость. Такое явление не наблюда¬
ется в коллоидных и дисперсных системах. Работа внешней силы в
этом случае затрачивается не только на преодоление трения между
слоями жидкости, но и на разрушение связи между структурными
частицами. Вязкость для таких систем получила название структур¬
ной. Нефтепродукты в широком интервале температур проявляют
себя как ньютоновские жидкости. Лишь при очень низких темпера¬
турах наблюдаются отклонения.Вязкость нефтепродуктов, как и любой другой жидкости, падает
с повышением температуры. Зависимость вязкости от температуры
находится в хорошем соответствии с уравнением Вальтера:(vt + 0,8 fm = КДважды логарифмируя это уравнение для вязкости при двух
температурах, получаем:lg (lg (Vi + 0,8)] = т (lg Тг — lg fi) + lg [lg (v2 + 0,8)]43
Таблица 2.11Таблица перевода значений кинематической вязкости в условную (по ГОСТ 33—66)сСтГрадусыВУсСтчГ радусы
БУсСтГрадусыВУсСтГрадусы
В УсСтГра ivcbt1.У1.01,0020,02,9539,05,3758,07,867710,42,01,1021,03,0740,05,5059,08,007810,53,01,2022,03,1941,05,6360,08,137910,74,01,2923,03,3142.05,7661,08,268010,85.01,3924,03,4343,05.8962,08,408110,96,01,4825,03,5644,06,0263,08,538211,17,01,5726,03,6845,06,1664,08,668311,28,01,6727,03,8146,06,2865,08,808411,49,01,7628.03,9547,06,4266,08,938511,510,01,862 УД4,0748,06,5567,09,068611,611,01,9630,04,2049,06,6868,09,208711,812,02,0531,04,3350,06,8169,09,348811,913,02,1532,04,4651,06,9470,09,488912,014,02,2633,04,5352,07,0771,09,619012,215,02,3734,04,7253,07,2072,09,759112,316,02,4835.04,8554,07,3373,09.889212,417,02,6036,04,9855,07,4774,010,019312,618,02,7237,05,1156,07,6075,010,159412,719,02,8338,05,2457,07,7376,010,39512,8120 *16,2* Для перевода значений кинематической вязкости более 120 сСт в условную предлагается формула: ВУ = 0Д35у,
ВУ100-30-20-1S-10-з2-1,5-1,3-1,2-Рвс. 2.24. Номограмма для определенна вязкости в зависимости от температуры.
Рис, 2.25, Номограмма для определения кинематической вязкости смеси нефте¬
продуктов.где Vu v2 — кинематические вязкости при температурах, соот¬
ветственно Т1 и Т2, сСт: Ть Т2— температура, К; ш — постоянная,
определяемая из значений вязкости при двух температурах:lg Пе (VI + 0.8)] — lg [lg (y> + 0,8)]
m lg T2 - lg T]На основании уравнения Вальтера составлена номограмма
(рис. 2.24), позволяющая определить вязкость в зависимости от тем¬
пературы.Вязкость нефтепродуктов в значительной степени зависит от
давления, развиваемого в узлах трения. Зависимость вязкости от
давления определяется по эмпирической формуле:lg 2L = - 0,0142 (0,0239 + 0,0!638Vo 278)где vp, v0 — кинематическая вязкость при давлении Р и атмосфер¬
ном.Определение кинематической вязкости смеси нефтепродуктов
производится по номограмме (рис. 2.25).Зависимость вязкости газов от давления можно определить по
уравнению:ч - По VтТп (I + С/то)/(1 + С/Г)где Г| — динамическая вязкость в кгс-с/м2 при температуре Г, К;
г)о — известная динамическая вязкость при Т0, К; С — постоянная
Сезерленда (табл. 2.12).Вязкость смеси газов определяется по формуле:__ «|Г|1 УЛТГ + п2Г)2 л/м2 + ■ ■ ■ + ПпЧп л/Жг
П1 VЖ + П2 4W + ■ ■. + Пп VМа46
ТпПмца 2.12Значения постоянных Сезерленда для различных газовГазПосто¬яннаяСИнтервал
темпера¬
тур, SCГ азПосто¬яннаяСИнтервал
темпера¬
тур, °СМепш16220-500Двуокись угле¬25425-280■ iriiit25220-250рода22520-250Окись углерода101,222-277Пронин29025 -280Воздух106,820—280Прицеп321,620-120Водяной пар673100-350liyiilH377,420-120Сероводород3310-1001-Путеи328,920-120Бензол447,5130-313й Ну ген362,120-120Толуол37060—250ИутйМ36820-120Пиридин32098—2651 Гюбуген33920-120Тиофен46720—2451 Ionian382,8122-306Метиловый486,9111—312Гексан436,1121-307спиртГептан445,0100-252Диэтиловый404122-309()ктан337100-250эфирВодород7320-20ЭАцетон541,5119-306Кислород126,620—280Ацетилен198,220-120Л:шт103,925—280где r|m — вязкость смеси; п — мольная доля; т) — вязкость компо¬
нента п\ М — молекулярная масса компонента.Для обеспечения надежной смазки узлов трения машин и меха¬
низмов необходимо, чтобы в интервале рабочих температур вяз¬
кость масла изменялась в сравнительно небольшой степени. Кривая
.чависимоети вязкости от температуры должна иметь как можно бо¬
лее пологий вид. Характер хода этой кривой зависит от состава ба¬
зового масла и вязкостных присадок.Для оценки качества масла по температурно-вязкостным свой¬
ствам предложен ряд методов, учитывающих в основном экспери¬
ментальные данные вязкости масел при двух температурах. Простей¬
шая зависимость такого рода — отношение кинематической вязкости
масла, определяемой при 100 °С, к кинематической вязкости того же
масла при 50 °С. Однако это отношение не учитывает ход кривой
изменения вязкости.Наибольшее распространение нашел метод оценки масла по ин¬
дексу вязкости. Авторы этого метода Дин и Девис выбрали
для сравнения два эталонных масла: одно — высококачественное из
карафинистой нефти, индекс вязкости которой для всех фракций
принят за 100 пунктов (серия Н), и второе — низкого качества из
асфальтосмолистой нефти, индекс вязкости которой для всех фрак¬
ций принят за нуль (серия L).Индекс вязкости (ИВ) определяется по формуле:ИВ *= 100 (L - U)I(L - Я) = 100 (L - U)/Dгде L, Н, U—вязкость масел при 37,8 °С (100 °F) для масел серийI и Н и испытуемого, секунды Сейболта.47
Рис. 2.26. Номограмма для определения индекса вязкости масел.
Млн определения ИВ указанные авторы составили специальную
I (if> 111цу. Вначале определяют вязкость исследуемого масла при
и 98,9 °С. Затем по таблице подбирают фракции масел се¬
рн!) /. п Н, вязкость которых при 98,9 °С равна вязкости испытуе¬
ма II масла при той же температуре, и находят разность D по зна-
'ичшим вязкости масел серии Н и L при 37,8°С.II СССР индекс вязкости определяется на основе вязкости масел
при ПО и 100°С по таблице Комитета стандартов мер и измеритель¬
ных приборов [8]. Для ориентировочных расчетов рекомендуется
номограмма (рис. 2.26).КОНСТАНТЫ ФАЗОВОГО РАВНОВЕСИЯДля идеальных газов, согласно законам Рауля и Дальтона;рх = Ру, у/х = р/Р = КI йс р — давление насыщенного пара компонента; Р — общее давле¬
ние системы; у, х — концентрации компонента в смеси, соответствен-
IIII. н паровой и жидкой фазах, мольные доли; К—константы фа-
NiHinio равновесия.Для реальных газов, значительно отклоняющихся от идеальных,
мi-.it.-u-ime насыщенного пара компонента и общее давление системы
iiimi няется значениями фугитивности:к = 1рЦРКонстанта фазового равновесия входит во многие расчетные
формулы при определении массы и состава фаз, температуры, дав-
Л1ЧМ1И. доли отгонч, процессов переработки нефти. Существует1*иг 2.27. Критическое состояние бинарной смеси углеводородов:I ы -;.Hi: 2—этан: 3 — пропан; 4 — бутан; 5 — пентан; 6 — гексан; 7 — гептан:Н цнклогексан;о критические точки индивидуальных соединений.49
несколько способов определения констант фазового равновесия.
В расчетной практике предпочтителен метод Винна — Хедена, кото¬
рый распространяется на углеводороды, нефтяные фракции и техни¬
ческие газы в интервале температур от —162 °С до +427 °С и дав¬
лении до 700 кгс/см2.Определение констант фазового равновесия производится сле¬
дующим образом.Бинарная смесь. По температуре процесса (рабочая темпера¬
тура) на кривых, соединяющих критические точки компонентов би¬
нарной смеси, находят псевдокритическое давление этой смеси —
Рпкр (рис. 2.27). Если рабочая температура ниже критической лег¬
кого компонента, то за рабочую температуру принимают критиче¬
скую температуру этого компонента. Псевдокритическое давление
иногда обозначают термином «давление сходимости». Зная рабочее
и псевдокритическое давление, определяют степень отклонения ре
альной системы от идеальной по графику (рис. 2.28), на котором
имеются четыре области.Область А. Система практически не отклоняется от идеальной.
Находят точку пересечения кривых, соответствующих температуре иРис. 2.28. График для определения степени отклонения реальной системы от
идеальной.50
No. y.ilO. График дли определения экспоненты летучести Ь.«цнлнппо процесса по диаграмме Р, t (рис. 2,29 —см. форзац).
Ш'лшшки эту «рабочую точку» с точкой кипения соединения на
KliMimiicimioii шкале. Точка пересечения прямой со шкалой констант
финшпго равновесия К дает искомое значение константы фазового
Ииппцшч'пи компоненты. Учитывая, что константа фазового равнове-
И|и iimtu’HT от состава смеси, для некоторых компонентов около
Мнмпож'итной шкалы имеются дополнительные точки, указывающие,
| ипкой смеси находится компонент, например СН4 в бензине и СН|
В Лпполс. Компонентная шкала заканчивается гептаном. Для угле-
Иоднродов н нефтяных фракций, температура кипения которых выше,
WM у гептана, константа фазового равновесия определяется по)фй11Ш'11ШО:К„ - K7KK2IK7) ът к» - константа фазового равновесия углеводорода, температура
ИвТорого выше температуры кипения гептана; Кг — константа фазо-
|ВГО равновесия этана при давлении и температуре системы; /С? —
ПОНС шита фазового равновесия гептана в тех же условиях; b — экс-
ЮМ'НТН летучести, которая для алканов. алкенов и бензола опреде-
fliBTOl по графику (рис. 2.30), а для ароматических углеводородов,
;.||ЧИНаи с толуола, по табл. 2.13.Область В. По значениям рабочего и псевдокритического давле¬
ний ниходят приведенное давление (рис. 2.31), определяют рабочую
твЧКУ. как было указано выше, и затем соединяют ее прямой линией
| точкой К -- I на шкале констант фазового равновесия. Пересече¬
ние чтой линии с кривой давлений, соответствующей приведенному,
Д1СТ точку, которая соединяется с компонентом на компонентной51
Япр, кгс/смР„кр, кгс/см*Рис. 2.31. График для определения
псевдокритического давления би¬
нарной смеси.
Таблица 2.1 SЭкспоненты летучести ароматических углеводородовНазваниеиНазваниеь1олуил0,0831-Метил-З-этилбензол0,456)гилбензол0,2671 -Метил-4-этилбензол0,4621 Ксилол0,2611,2,3-Триметилбензол0,57911 К.снлол0,2871,2,4-Т ри метилбензол0,5231 Ксилол0,3261,3,4-Триметилбензол0,4821ропилбензол0,443Бутилбензол0,641Ьонропилбензол0,385Изобутилбензол0,5511 ■Л,и,тнл-2-этилбензол0,489шкале. Далее отсчет значений констант фазового равновесия произ-
иодптся, как и в случае А.Область С. Определение производится, как и в случае Л, только
I' заменой рабочего давления приведенным.Область D. Определяют состав фаз, выделяют легкий компонент
сложной смеси, как показано ниже, а затем — среднюю критическую
к'мисратуру для остальных (тяжелых) компонентов смеси по урав¬
нению:_ xiM\tKpi + xiMitКр2 + ... Ч- xnMntKpn
кр xiM\ + Х2М2 + ... + хпМпгде ?Кр — средняя критическая температура смеси тяжелых компонен¬
тов, °С; хь Хг, ..., Хп — мольные доли тяжелых компонентов в ис¬
ходной смеси; Mit Мг, ..., М„ — молекулярные массы компонентов;11 pi, („р2, ..., tKfn — критические температуры компонентов, СС.Найденная таким образом средняя критическая температура
принимается за температуру кипения тяжелого компонента.Сложная смесь. Сложная смесь приводится к бинарной. За лег¬
кий компонент принимается компонент с наименьшей молекулярной
массой. Компоненты, концентрация которых в смеси менее 0,001 масс,
долой, не учитываются. В качестве второго — тяжелого компонента
принимается условно углеводород со средней молекулярной массой
исех остальных компонентов смеси. Компоненты, входящие в усред¬
ненный тяжелый, концентрация которых менее 0,002 масс, долей, не
учитываются.Нефть и нефтяные продукты разделяют на узкие тридцатигра¬
дусные фракции и принимают среднюю температуру каждой за тем¬
пературу ее кипения. Значения псевдокритических давлений в зави¬
симости от температуры для процессов переработки нефти приведе¬
ны на рис. 2.32, 2.33, 2.34 и 2.35.Методы' определения состава фая при сепарации, однократ¬
ном испарении многокомпонентных смесей приведены в литера¬
туре [9].58
It,°cРис. 2.32. График для определения псевдокритического давления нефтяных
фракций працессов стабилизации:
о — экспериментальные данные; Д—расчетные данные.Рис. 2.33. Псевдокритическое давление нефтяных фракций процессов разде¬
ления легких углеводородов:о— экспериментальные данные; Д—расчетные данные.
1>ис. 2.34. Псевдокритическое давление нефтяных фракций процессов абсорб¬
ции и прямой перегонки нефти:■ ^-экспериментальные данные; А —расчетные данные.Рис. 2.35. Псевдокритическое давление нефтяных фракций процессов разде¬
ления тяжелых углеводородов:о—экспериментальные данные; Д—расчетные данные.
осРис. 2.36. Растворимость воды в углеводородах и углеводородов в воде [101:/—вода/масло — 2—вода/нефть o|g’g=0,79; 3—вода/циклогексан;4 —вода/толуол; 5—вода/бензол; 6—вода/бензин; 7—бензол/вода; 8—толуол/вода;
9— бензин/вода.
Рис. 2.37. Растворимость газов в воде при парциальном давлении 1 кгс/см2:
1—сероводород; 2—ацетилен; 3—двуокись углерода; 4—пропен; 5—этилен;
6—этан; 7— метан; 8 — окись углерода; 9 — воздух; >0 — водород; 11 — азот.РАСТВОРИМОСТЬ НЕФТЯНЫХ ФРАКЦИЙ В ВОДЕ
И ВОДЫ В НЕФТЕПРОДУКТАХРастворимость воды в нефтепродуктах и нефтепродуктов в воде
имеет не только технологическое, но и экологическое значение. Дан¬
ные о взаимной растворимости нефтепродуктов и воды показаны на
рис. 2.36, о растворимости технических газов в воде — на рис 2.37.ЛИТЕРАТУРАСправочник химика. Т. I. Л., Химия, 1971. 1071 с.2. Справочник химика. Т. II. Л., Химия, 1971. 1168 с,3. Таблицы физических величин. Справочник/Под ред. И. К- Кикоина. М., Агом-
издат, 1976. 1006 с.4. Варгафтик Н. Б. Справочник цо теплофизическим свойствам газов и жидко¬
стей. 2-е изд. М., Наука, 1972. 720 с.5. Вукалович М. П. Таблицы термодинамических свойств воды и водяного пара.
М., Издательство стандартов, 1969. 408 с.6. Гуревич И. Л. Технология переработки нефти и газа. 4.1. М., Химия, 1972.
360 с.7. Татевский В. М. Физико-химические свойства индивидуальных углеводоро¬
дов. М., Гостоптехиэдат, 1960. 412 с.8. Таблица значений индекса вязкости смазочных масел. Комитет стандартов
мер и измерительных приборов при Совете Министров СССР. 1968.9. Скобло А. ИТрегубова И. Я., Егоров И. Н. Процессы и аппараты нефтепе¬
рерабатывающей и нефтехимической промышленности. М., Гостоптехиэдат,
1962. 652 с.10. Berghoff W. Erdolverarbeitung und Petrofchemie Tafeln und Tabellen. VEB
Deutschei Verlag fur Grundstofiindustrie, Leipzig, 1968. 360 S.
Г л а в а 3ПРОЦЕССЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИВ главе содержится характеристика основных технологических
процессов переработки нефти, осуществляемых на отечественных
НПЗ. Включено также описание ряда новых процессов, реализован¬
ных за рубежом и намечаемых к внедрению в Советском Союзе
(гидроочистка остатков, гидрокрекинг масел, диспропорционирование
толуола и др.). Для большинства процессов приводятся данныео назначении, сырье и продукции, технологическая схема, показатели
режима, материальный баланс и расходные показатели. Следует учи¬
тывать, что здесь помещены сведения о наиболее типичных совре¬
менных установках; в реальных условиях отдельных предприятий
расход энергоресурсов, реагентов, катализаторов, а также показате¬
ли технологического режима могут отличаться от приведенных в
справочнике.ПЕРВИЧНАЯ ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ
Обессоливание нефти [3, 14, 22, 29, 54]Назначение — удаление солей и воды из нефти перед подачей
на переработку. Эффективное обессоливание позволяет значительно
уменьшить коррозию технологического оборудования установок по
переработке нефти, предотвратить дезактивацию катализаторов,
улучшить качество топлив, нефтяного кокса, битумов и других про¬
дуктов.Сырье и продукция. Сырье — нефть, содержащая воду и соли
в количествах, определяемых ГОСТ 9965—76 (см. табл. 1.3). Про¬
дукция — обессоленная и обезвоженная нефть, содержащая 3—4 мг/л
солей и до 0,1% (масс.) воды.Технологическая схема (рис. 3.1). Нефть забирается из сырье¬
вого резервуара, смешивается с промывной водой, деэмульгатором
и (если в нефти содержатся неорганические кислоты) со щелочью
или содой. Затем сырье нагревается в теплообменнике Т-1 и паро¬
вом подогревателе Т-2. Из Г-2 нефть поступает в электродегидра-
тор первой ступени Э-1. В этом аппарате удаляется основная масса58
IVРис. 3.1. Схема установки электрообессоливания нефти:/ — сырая нефть; II—деэмульгатор; III—щелочь; IV — свежая и оборотная вода;
V — обессоленная нефть; VI—вода в канализацию; VII—пар.воды и солей (их содержание в нефти снижается в 8—10 раз). Из
Э-1 нефть направляется в электродегидратор второй ступени Э-2
для повторной обработки. Перед Э-2 в нефть вновь подается вода.
На некоторых установках свежая вода поступает только на вторую
ступень обессоливания, а перед первой ступенью с нефтью смеши¬
ваются промывные воды второй ступени. Обессоленная нефть из Э-2
через теплообменник Т-1 и холодильник Х-1 уходит с установки, а
отделенная в электродегидраторах вода направляется в нефтеотде-
литель Е-1 для дополнительного отстоя. Уловленная в Е-1 нефть
возвращается на прием сырьевого насоса; вода сбрасывается в ка¬
нализацию и передается на очистку.Температура и давление процесса обусловливаются свойствами
обрабатываемой нефти и конструкцией основного аппарата — элек-
тродегидратора. Легкие нефти обессоливаются при 80—100 °С, тя¬
желые— при 120—140 °С.Технологический режим:Температура, °Ссырой нефти, поступающей на установку 10—30
нефти в электродегидраторах
шаровых 90—100горизонтальных 120—140Давление в электродегидраторах, кгс/см2шаровых ^6горизонтальных 12—14Мощность и материальный баланс. Эксплуатируются отдельно
стоящие установки электрообессоливания нефти (ЭЛОУ) мощностью
до 6 млн, т/год, а также блоки ЭЛОУ, входящие в состав комбини-59
!рованных установок переработки нефти мощностью 6—8 млн. т/год >
Материальный баланс ЭЛОУ приводится ниже*:ПоступилоНефть сырая 100,2в том числе вода и соли (0,2)Вода свежая или конденсат 5,0Всего 105,2ПолученоНефть обессоленная 99,8Соляной раствор 5,4Всего 105,2Расходные показатели (на 1 т нефти) для отдельно стоящей
установки обессоливания:Пар водяной, ГДж (Гкал) 0,15 (0,035)Электроэнергия, кВт • ч 2,5Вода, м3 0,20
Деэмульгатор, гионогенный (НЧК) 500—1000
неионогениый (ОЖК, прохалит, диссоль- 20—60
ван)Первичная перегонка нефти [3, 14, 22, 35, 36]Назначение — разделение нефти на фракции для последующей
переработки или использования в качестве товарной продукции.
Первичная перегонка осуществляется на атмосферных трубчатых
(АТ) и атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установках. Уста¬
новки АТ и АВТ часто комбинируются с установками обессоливания
нефти и вторичной перегонки бензинов.Сырье и продукция. Сырьем является обессоленная нефть, по¬
лученная на установках и блоках ЭЛОУ.Продукция-1) углеводородный газ — выводится с установок в газообразном
и жидком («головка стабилизации») виде, направляется для даль¬
нейшей переработки на газофракционирующие установки, использу¬
ется как топливо нефтезаводских печей; характеристику см. ниже
в табл. 3.2;2) бензиновая фракция — выкипает в пределах 50—180 °С, ис¬
пользуется как компонент товарного азтобензина, сырье установок
каталитического риформинга и пиролиза; подвергается вторично!!
перегонке для получения узких фракций;3) керосиновая фракция — выкипает в пределах 120—315 °С,
используется как топливо для реактивных и тракторных карбюра¬
торных двигателей, для освещения, как сырье установок гидро-
очистки;4) дизельная фракция (атмосферный газойль) — выкипает в пре¬
делах 180—360 °С, используется как топливо для дизельных двига¬
телей и сырье установок гидроочистки;* Здесь и далее данные приводятся в % (масс.).60
Рис. 3.2. Схема установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти:/—нефть; II—газ на ГФУ; ///—головка стабилизации на ГФУ; IV — бензин; V — керосин; У/ —дизельная фракция; VII — вакуум-
дистиллят; УШ—гудрон; IX—сброс воды в канализацию; X—газы эжекции на утилизацию; XI — вода оборотная; XII — пар
водяной.
5) мазут — остаток атмосферной перегонки — выкипает выше
350 °С, применяется как котельное топливо или сырье для установок
гидроочистки и термического крекинга;6) вакуумные дистилляты (вакуумные газойли) — выкипают в
пределах 350—500°С, используются как сырье каталитического кре¬
кинга и гидрокрекинга; на НПЗ с масляной схемой переработки
получают несколько (2—3) вакуумных дистиллятов;7) гудрон — остаток атмосферно-вакуумной перегонки нефти,
выкипает при температуре выше 500 °С, используется как сырье
установок термического крекинга, коксования, производства битума
и масел.Технологическая схема (рис. 3.2). Нефть проходит теплообмен¬
ники Т-1, Т-2, Т-3, Т-4, Т-5, Т-6, где подогревается за счет тепла
отходящих продуктов, после чего поступает в отбензинивающую
колонну К-1. В колонне К-1 из нефти выделяется легкая бензиновая
фракция, которая конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-1
и собирается в рефлюксной емкости откуда подается в стабили¬
затор К-4. В емкости Е-1 выделяется также газ, направляемый на
компримирование.Полуотбензиненная нефть с низа колонны К-1 направляется
через трубчатую -печь П-1 в атмосферную колонну К-2. Часть потока
полуотбензиненной нефти возвращается в К-1, сообщая дополнитель¬
ное количество тепла, необходимое для ректификации.В колонне К-2 нефть разделяется на несколько фракций. С вер¬
ха К-2 в паровой фазе уходит тяжелый бензин, который конденси¬
руется в холодильнике-конденсаторе ХК-2, а затем поступает в ста¬
билизатор К-4. В качестве боковых погонов выводятся керосиновая
и дизельная фракции, которые первоначально подаются в секции
отпарной колонны К З. В колонне К-3 из боковых погонов удаля¬
ются в присутствии водяного пара легкие фракции. Затем кероси¬
новая и дизельная фракции выводятся с установки. С низа К-2
выходит мазут, который через печь П-2 подается в колонну вакуум¬
ной перегонки К-5, где разделяется на вакуумные дистилляты и
гудрон. С верха К-5 с помощью пароэжекторного насоса А-1 отса¬
сываются водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое коли¬
чество легких нефтепродуктов (дизельная фракция). Вакуумные
дистилляты и гудрон через теплообменники подогрева нефти и кон¬
цевые холодильники уходят с установки.Для снижения температуры низа и более полного извлечения
дистиллятных фракций в колонны К-2 и К-5 подается водяной пар
Избыточное тепло в К-2 и К-5 снимается циркулирующими ороше¬
ниями.В стабилизационной колонне К-4 получают с верха «головку
стабилизации» — сжиженный углеводородный газ, а с низа—ста¬
бильный бензин, не содержащий углеводородов Cs — С/,.Технологический режим:Температура, ° Сподогрева нефти перед колонной /С-1 210—230нагрева нефти в печи П-1 320—360нагрева мазута в печи П-2 400—420низа колонны К-1 210—240низа колонны К-2 330—360низа колонны К-4 160—200низа колонны К-5 345—38062
Давление избыточное, кгс/см2верха колонны К-1 3—4верха колонны К-2 0,6—1верха колонны К-4 7—11Давление остаточное верха колонны К-5, 40—60
мм рт, ст.Мощность и материальный баланс. В СССР построены и экс¬
плуатируются установки АТ и АВТ мощностью до 8 млн. т/год. Вы¬
ход продукции на установках первичной переработки зависит от
свойств исходной нефти, достигнутого отбора от потенциала светлых
нефтепродуктов, вакуумного дистиллята и т. д. Ниже приводится
материальный баланс первичной переработки нефти типа ромашкин-
ской (I) и самотлорской (II):IИПоступилоНефть100,0100,0ПолученоСжиженный газ1,0UБензиновая фракция (и. к. —140 °С)12,218,5Керосиновая фракция (140—240 'С)16,317,9Дизельная фракция (240—350 °С)17,020,3Вакуумный дистиллят (350—500 °С)23,423,1Гудрон (выше 500 °С)30,110,1Всего100,0100,0Расходные показатели установки АВТ (на 1 т нефти):Пар водяной, ГДж (Гкал) * 0,1—0,15(0,025-0,035)Электроэнергия, кВт • ч 5—7Вода оборотная, м3 3—7Топливо, кг 25—35* На современных установках после вывода на режим по¬
требность в паре полностью компенсируется за счет собственной
выработки в котлах-утилизаторах.Вторичная перегонка [14, 54]Назначение -— разделение фракций, полученных при первичной
перегонке, на более узкие погоны, каждый из которых затем ис¬
пользуется по собственному назначению. На НПЗ вторичной пере¬
гонке подвергаются широкая бензиновая фракция, дизельная фрак¬
ция (при получении сырья установки адсорбционного извлечения63
парафинов), масляные фракции, гачи и т. п. Процесс проводится на)
отдельных установках или блоках, входящих в состав установок;
АТ и АВТ.Вторичная перегонка бензиновСырье и продукция. Сырьем является широкая бензиновая фрак¬
ция н. к. — 180 °С. jПродукция: I1) фракция н. к. — 62 °С — используется как компонент товар-5
ного автомобильного бензина, сырье установок изомеризации;2) фракция 62—85 °С — сырье установок каталитического рифор-|
минга, на которых вырабатывается бензол; I3) фракция 85—105 °С — сырье установок каталитического ри- ]
форминга, на которых вырабатывается толуол; '4) фракция 105—140 С — сырье установок каталитического ри¬
форминга, на которых вырабатываются ксилолы;5) Фракция 140—180 °С — компонент товарного автобензина и
керосина, сырье установок каталитического риформинга и гидро¬
очистки керосина.Технологическая схема (рис. 3.3). Сырье через теплообменник
Т-1 поступает в колонну К-1, где разделяется на фракции я. к.
—85 °С и 85—180 °С. Фракция н.к. — 85 °С уходит с верха К-1 н
виде паров, конденсируется в ХК-1 и собирается в рефлюксной емко¬
сти Е-1. Из Е-1 фракция н, к. —85 °С подается в К-2, где разде¬
ляется на фракции н. к. —62 °С и 62—85 °С.Фракция 85—180 °С с низа К-1 поступает в колонну К-3, верх¬
ним продуктом этой колонны является фракция 85—105 °С, боковым
погоном — фракция 105—140 °С, нижним — фракция 140—180 °С.
Для осуществления процесса ректификации в колонны К-1, К-2, К-3
подводится тепло, сообщаемое в нагревательных змеевиках печей
П-1 и П-2 циркулирующему нижнему продукту колонн.Т-1К-1LfХК-1Е-1К-2Г7Ч1_ИГУхк-2Е-2Kllх/г-зЕ-3IK-VГ-3.и-ш'IV
.V•шРис. 2.3. Схема установки вторичной перегонки Оензина:/ — сырье; // — фракция 105—140 °С; III — фракция 85 —105 °С; /К — фракция
н. к. -62 °С; V — фракция 140-180 °С; VI — фракция 62-85 °С,64
Технологический режим:Температура, °С120сырья, поступающего в К-\
верха К-185-95верха К-290-95верха К-3100-110Давление избыточное, кгс/см2К-11-1,5К-22-2,5К-30,2-0,6Мощность и материальный баланс. Мощность установок и бло¬
ков вторичной перегонки бензинов составляет 0,5—1,5 млн. т/год.
Выход продукции зависит от потенциального содержания узких бен¬
зиновых фракций в нефти и четкости выделения бензина на АТ и
АВТ. Ниже приводится материальный баланс вторичной перегонки
бензина из нефти типа ромашкинской (I) и типа самотлорской (II):ПоступилоБензиновая фракция н. к. — 180 °С
ПолученоФракция н. к. — 62 °С
Фракция 62—85 °С
Фракция 85—105 °С
Фракция 105—140 °С
Фракция 140—180 °СВсего 100,0 100,0Расходные показатели (на 1 т сырья):Пар водяной, ГДж (Гкал) 0,042 (0,01)Электроэнергия, кВт • ч 4,5—5,0Вода оборотная, м3 10,0Топливо, кг 30—35III100,0100,010,621,914,412,916,612,524,823,834,628,9ТЕРМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫТермический крекинг. Висбрекинг [41, 54]Назначение — при работе в режиме термического крекинга —
получение дополнительных количеств светлых нефтепродуктов тер¬
мическим разложением остатков от перегонки нефти, при работе в
режиме висбрекинга — улучшение качества котельного топлива (сни¬
жение вязкости).Сырье и продукция. Сырьем установки являются остатки пер¬
вичной перегонки нефти — мазут выше 350 °С и гудрон выше 500 °С,
тяжелые газойли коксования и каталитического крекинга.Продукция:1) газ — содержит непредельные и предельные углеводороды,
направляется для дальнейшей переработки на газофракционирующие
установки; характеристику см. ниже в табл. 3.2.;3 Зак. 45665
Рис. 3.4. Схема установки термического крекинга:/—сырье; II — газ; III — головка стабилизации; IV — стабильный бензин; К—ке-
росино-газойлевая фракция; VI—крекинг*остаток.2) бензин; характеристика: октановое число 66—72 (моторный
метод), содержание серы при переработке остатков из сернистых
нефтей — 0,5—1,2% (масс.); в бензине термического крекинга со¬
держится до 25% (масс.) непредельных углеводородов (алкенов и
алкадиенов), поэтому он обладает низкой химической стабиль¬
ностью; при использовании в качестве компонента товарного авто¬
мобильного бензина к бензину термического крекинга следует до¬
бавлять ингибиторы окисления;3) керосино-газойлевая фракция является ценным компонентом
флотского мазута, после гидроочистки может применяться как ком¬
понент дизельных топлив;4) крекинг-остаток используется как котельное топливо, имеет
более высокую теплоту сгорания, более низкую температуру засты¬
вания и вязкость, чем прямогонный мазут;Технологическая схема. Схема установки термического крекинга
зависит от назначения процесса и от используемого сырья. Для тя¬
желого, остаточного сырья применяются установки двухпечного кре¬
кинга с выносной реакционной камерой. Схема такой установки при¬
водится на рис. 3.4. Сырье подогревается в теплообменнике Т-1 и
делится на два потока. Один из потоков подается в нижнюю часть
ректификационной колонны К-3, а второй — в верхнюю часть испа¬
рителя низкого давления К-4. Поток, поступивший в К-4, обогаща¬
ется тяжелыми газойлевыми фракциями и направляется в К-3.
С низа К-3 остаток попадает в печь тяжелого сырья П-1. Колонна
К-3 разделена на две части «глухой» тарелкой. Скапливающаяся на
этой тарелке жидкость подается на глубокий крекинг в печь лег¬
кого сырья П-2. Продукты крекинга из П-1 и П-2 объединяются и
идут в выносную реакционную камеру К-1, а затем в испаритель
высокого давления К-2. В К-2 от парожидкостной смеси отделяется
крекинг-остаток, самотеком поступающий в испаритель низкого дав¬
ления К-4. В К-4 из крекинг-остатка выделяются пары керосино-га-
зойлевой фракции, которые уходят с верха К-4. Поток паров из66
верхней части К-2 поступает на разделение в ректификационную ко¬
лонну К-3. С верха Я-5 уходят пары бензина и газ, с «глухой» та¬
релки — сырье в печь легкого сырья П-2, с низа — сырье в печь
тяжелого сырья П-1, Верхний продукт К-2 охлаждается в конденса¬
торе-холодильнике ХК-1 и в газосепараторе Е-1 разделяется на не¬
стабильный бензин и газ. Газ уходит на газофракционирующую
установку (ГФУ), а бензин через теплообменник Т-3 поступает в
стабилизатор К-5, В К-5 из бензина удаляются легкие углеводороды,
также направляемые на ГФУ.Технологический режим:Температура, °С Давление, кгс/см2На входе в П-1 390—410 50—56На выходе из П-1 470—490 22—27На выходе из П-2 530—545 22--28В К-1 460-500 20-25В К-2 430—460 8,5—12,5Верха К-3 210-220 8-12Низа К-4 400-415 1,5-3Мощность и материальный баланс. В эксплуатации находятся
установки мощностью 400—600 тыс. т/год. Ниже приводится мате¬
риальный баланс при работе в режиме термического крекинга (I, II)
и в режиме висбрекинга (III):IIIIIIПоступилоМазут100,0——Г удрон—75,0100,0Тяжелый каталитический газойль—25,0—Всего100,0100,0100,0ПолученоУглеводородный газ3,52,52,3Головка стабилизации3,63,43,0Крекинг-бензин19,714,26,7Керосино-газойлевая фракция5,33,9__Крекинг-остаток67,976,088,0Всего100,0100,0100,0Расходные показатели (в расчете на 1 т сырья):Пар водяной, ГДж (Гкал) 0,4—0,60(0,1—0,15)Электроэнергия, кВт-ч 8—12Вода оборотная, м3 20—30Топливо, кг 50—75Коксование [6, 24, 46, 47, 48]Назначение — получение нефтяного кокса, выработка дополни¬
тельных количеств светлых нефтепродуктов из тяжелых остатков.
Существует три модификации процесса: периодическое коксование3*67
в кубах, замедленное коксование в необогреваемых камерах, коксо¬
вание в псевдоожиженном слое порошкообразного кокса.Сырье и продукция. Сырьем являются гудрон, остаток терми¬
ческого крекинга, тяжелый газойль каталитического крекинга, ас-
фальты и экстракты масляного производства,' тяжелая смола пи¬
ролиза. Основные требования, предъявляемые к качеству сырья
коксуемость—10—20% (масс.), содержание серы при получении
электродного кокса — не выше 1,5% (масс.).Продукция:1) нефтяной кокс — используется в производстве анодов для
выплавки алюминия и графитированных электродов — для получения
электролитической стали, хлора, магния и т. д., применяется в про¬
изводстве ферросплавов, кремния, карбида кальция. Кокс, получае¬
мый на установках коксования, не полностью соответствует требо¬
ваниям потребителей, нуждается в облагораживании, которое осу¬
ществляется путем термической прокалки в специальных печах. Ха¬
рактеристика непрокаленных коксов приводится в табл. 4.30.2) газ — по составу аналогичен газу термического крекинга,
но содержит несколько меньше олефинов; состав см. ниже
в табл. 3.2;3) бензин—содержит до 60% (масс.) непредельных углеводо¬
родов, недостаточно химически стабилен, октановое число 60—66
(по моторному методу), используется как компонент низкосортных
автомобильных бензинов и сырье для установок глубокой гидро-
очистки вторичных бензинов;4) керосино-газойлевые фракции — служат компонентами ди¬
зельного, печного и газотурбинного топлив, а также сырьем уста¬
новок гидроочистки и каталитического крекинга.Установка замедленного коксованияТехнологическая схема (рис. 3.5). Нагретое в печах П-1, П-2
сырье поступает в нижнюю часть ректификационной колонны К-1 на
верхнюю каскадную тарелку. Под нижнюю каскадную тарелку по¬
даются пары продуктов коксования из коксовых камер. Обогащен¬
ное рециркулятом и дополнительно нагретое сырье с низа К-t по¬
ступает в реакционные змеевики печей, а затем в камеры на коксо¬
вание, На установке имеются четыре камеры, работающие попарно:
сырье из П-2 подается в коксовую камеру Р-1 или Р-2, а из П-1 —
в Р-3 или Р-4. Пары продуктов из камер, работающих в режиме
коксования, направляются в К-1. В верхней части К-1 происходит
разделение продуктов коксования на фракции. С верха К-1 уходят
газ и пары бензина, в виде боковых погонов отбираются газойлевые
фракции. Верхний продукт К-1 в газосепараторе Е-1 разделяется на
газ и бензин, которые самостоятельными потоками направляются в
газовый блок. Боковые погоны К-1 поступают в секции отпарной
колонны К-2, где из них удаляются легкие фракции, а затем выво¬
дятся с установки.Реакционные камеры установки работают по циклу: реакция —
охлаждение кокса — выгрузка кокса — разогрев камеры. Кокс из
камеры удаляется при помощи гидравлической резки — подачей
струи воды под высоким давлением. Удаленный из камеры кокс
попадает в дробилку, где измельчается на куски размером не более68
ХН¬if>—i iГгзоНый.
блок(Е-1I'm. 3.5. Схема установки замедленного коксования:/--сырье; // —сухой газ; III — головка стабилизации; IV—стабильный бензин;
V-керосино-газойлевая фракция; VI — легкий газойль; VII — тяжелый газойль;
VIII — водяной пар; IX—вода.150 мм. Раздробленный кокс обезвоживается и элеватором подается
на двухситовый грохот, с помощью которого сортируется на три
фракции: 150—25, 25—6 и 6—0 мм.Камеру, из которой выгружен кокс, опрессовывают и прогре-
intioT острым водяным паром и горячими продуктами коксования
На работающей камеры. Затем камера переключается на режим
реакций.Продолжительность операций (в ч): подача сырья — 24, пере¬
ключение камер, пропаривание камер водяным паром и охлаждение
кокса водой — 9, бурение отверстий в коксе, удаление кокса гидро-
резаком — 6, испытание и разогрев камеры — 9.Технологический режим:Температура, °Ссырья на входе в К-1 '370—375
смеси сырья и рециркулята на выходе 380—400
из К-1сырья на входе в Р-1 — Р-4 480—520продуктов коксования на выходе из 420—430
Р-1 — Р-4
Давление, кгс/см2в коксовых камерах 1,7—6,1воды, подаваемой на резку кокса 150Мощность и материальный баланс. Мощность отечественных
установок замедленного коксования составляет 300—600 тыс. т/год.
Ниже приводится материальный баланс коксования гудрона (I) и
крекинг-остатка (II):69
ПоступилоСырьеПолученоГазГоловка стабилизации
Бензин н. к. —180 °СКеросино-газойлевая фракция и легкий газойль
Тяжелый газойль
Кокс, в том числефракция выше 25 мм
фракция ниже 25 ммIII100,0100,05,95,02,72,213,05,528,525,825,928,5(10,0)(Н,8)(14,0)(21,2)Всего 100,0 100,0Расходные показатели (на 1 т сырья):Пар, ГДж (Гкал) 2,1—2,5 (6,5—0,6)Электроэнергия, кВт • ч 15—20Вода оборотная, м3 10—12Топливо, кг 45—50ТЕРМОКАТАЛИТИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ
Каталитический крекинг [1, 27, 38, 45]Назначение — получение дополнительных количеств светлых неф*
тепродуктов — высокооктанового бензина и дизельного топлива —
разложением тяжелых нефтяных фракций в присутствии катализа¬
тора.Сырье и продукция. В качестве сырья чаще всего используется
вакуумный дистиллят, получаемый при первичной перегонке нефти,
а также дизельные фракции, газойли коксования, термического кре¬
кинга и гидрокрекинга.Продукцией установки каталитического крекинга являются:1) углеводородный газ — содержит 80—90% (масс.) предельных
и непредельных углеводородов С5 — С*, направляется для разделе¬
ния на газофракционирующие установки;2) бензиновая фракция (н. к. — 195 °С) — используется как ком¬
понент автомобильного и авиационного бензина; характеристика:
плотность pf = 0,720 + 0,770, октановое число 87—93 (исследова¬
тельский метод), содержание углеводородов в % (масс.): аромати¬
ческие — 20—30, непредельные — 8—15, нафтеновые — 7—15, парафи¬
новые — 45—50;3) легкий газойль (фракция 195—280 °С)—применяется как
компонент дизельного и газотурбинного топлива; характеристика:
плотность о|° = 0,880 4- 0,930, температура застывания от —55 °С до
—65 °С, цетановое число 40—45, йодное число 7—9;4) фракция 280—420 °С — используется при получении сырья
для производства технического углерода; характеристика: плотность= 0,960 4- 0,990; температура застывания от 0 до 5°С; коксуе¬
мость— ниже 0,1% (масс.); йодное число 3—5;70
5) тяжелый газойль (фракция выше 420 °С)—используется как
кимноиеит котельного топлива; характеристика: плотность pf' =
"•1,040 + 1,070; температура застывания от 20 до 25 °С; коксуе¬
мость 7 9% (масс.)Катализаторы. На отечественных установках каталитического
иргкши а используются природные и синтетические алюмосиликатные
Ийтклизаторы аморфного и цеолитсодержащего типа, Более деталь¬
ки и характеристика катализаторов приводится в гл. 6.Технологическая схема. На отечественных НПЗ эксплуатируются
угтмиовки трех типов: 1) с неподвижным слоем таблетированного
Мтилизатора и реакторами периодического действия; 2) с плотным
»vioi‘M циркулирующего шарикового катализатора, реактором и ре¬
генератором непрерывного действия; 3) с псевдоожиженным слоем
циркулирующего микросферического катализатора, реактором и ре¬
генератором непрерывного действия. На рис. 3.6 приведена схема
уешновки третьего типа.Сырье нагревается в теплообменниках Т-1 — Т-5 и печи П-1,
емешивается с водяным паром и поступает в подъемный стояк ка-
тнлизаторопровода, подхватывая частички регенерированного катали-
эпюра, движущегося из регенератора Р-2. Смесь сырья, водяного
нпра и катализатора проходит через отверстия распределительной
решетки реактора Р-1 и попадает в кипящий слой катализатора.
При контакте сырья и катализатора в подъемном стояке и кипящем
слое происходят реакции крекинга. Продукты реакции поднимаются
и верхнюю часть реактора, проходят через трехступенчатые циклоны,
н которых отделяется унесенный катализатор, и направляются в ко¬
лонну К-1.Отработанный катализатор из нижней части кипящего слоя пе¬
реходит в отпарную зону, расположенную под распределительной
решеткой; сюда подается водяной пар для удаления адсорбирован¬
ных поверхностью катализатора углеводородов, Затем катализатор
поступает з катализаторопровод, смешивается с воздухом и транс¬
портируется воздушным потоком в регенератор Р-2. В регенераторе
Р-2 происходит выжигание кокса с поверхности катализатора. Ре¬
генерированный катализатор возвращается в реактор Р-1. Дымовые
газы уходят из кипящего слоя катализатора, поступают в двухсту¬
пенчатый циклон, где отделяются от основной массы частиц катали¬
затора. Уловленный катализатор возвращается в кипящий слой, а
газы подаются в котел-утилизатор А-1 для использования их тепла.
Пары продуктов реакции с верха реактора Р-1 поступают в колонну
К-1. Верхний продукт колонны — смесь паров воды, бензина и газа
проходит через конденсатор-холодильник ХК-1 в сепаратор С-1. Газ
из С-1 и бензин самостоятельными потоками подаются в газовый
блок, а вода сбрасывается в канализацию. В колонне К-1 отби¬
рается три боковых погона, которые поступают в отпарную колонну
К-2 для удаления легких фракций. Затем легкий газойль, сырье для
технического углерода и тяжелый газойль через теплообменники и
холодильники уходят с установки.Газовый блок установки (на схеме не показан) состоит из сек¬
ций сероочистки газа, компримирования, абсорбции и стабилизации
бензина.Технологический режим. Ниже приводятся показатели техноло¬
гического режима установки каталитического крекинга с микросфе,-71
Рис. 3.6. Схема установки каталитического крекинга:/—сырье; II—катализатор; /// — бензин; IV—жирный газ; V—легкий газойль; VI — сырье для производства технического угле¬
рода; VII—тяжелый газойль; VIII — воздух; IX — водяной пар; X — дымовые газы; XI — циркулирующее орошение.
рическим цеолитсодержащим (I) и шариковым аморфным (II) ката¬
лизатором:Температура, °Св реакторе 490—505 470—485в регенераторе 590—670 590—650низа колонны К-1 280 250Давление, кгс/см2в реакторе 0,6—2,4 0,7—0,8в регенераторе 2,4 2,0Кратность циркуляции катализатора 6—8 1,8—2,5Содержание остаточного кокса в катали- 0,15 0,6—0,8заторе на выходе из регенератора,% (масс.)Мощность и материальный баланс. Наибольшее распростране¬
ние в нашей стране получили установки каталитического крекинга
с плотным слоем шарикового катализатора проектной мощностью
250 тыс. т/год и с псевдоожиженным слоем микросферического ка¬
тализатора мощностью 600—1200 тыс. т/год. Фактическая мощность
установок заметно превышает проектную. Ведется (1980 г.) строи¬
тельство укрупненных комбинированных систем предварительной
гидроочистки сырья, каталитического крекинга и газофракциониро-
вания мощностью 1500—2000 тыс. т/год.Ниже приводятся балансы установок каталитического крекинга
с псевдоожиженным слоем микросферического цеолитсодержащего (I)
и с плотным слоем шарикового аморфного (II) катализаторов:ПоступилоСырье — прямогонный вакуумный газойль
ПолученоУглеводородный газ и головка стабилизации
БензинЛегкий газойльСырье для производства технического углерода
Тяжелый газойль
Кокс выжигаемыйВсего 100,0 100,0Расходные показатели (на 1 т сырья) установки с микросфери-ческим цеолитсодержащим катализатором:Пар водяной, ГДж (Гкал) 0,5—0,75(0,12—0,18)*Электроэнергия, кВт-ч 85—100
Вода оборотная, м3 4—5Топливо, кг 15—20Катализатор микросферический 1,0—1,2
цеолитсодержащий, кгIII100,0100,017,317,043,228,012,618,010,015,011,616,55,35,5* Потребность в паре полностью покрывается за счет соб¬
ственной выработки; избыток в количестве 0,2—0,4 Гкал/т сырьявыдается на сторону.73
Каталитический риформинг [31, 43, 45, 56, 59]Назначение — получение высокооктанового компонента автомо¬
бильных бензинов, ароматизированного концентрата для производ¬
ства индивидуальных ароматических углеводородов и технического
водорода в результате каталитических превращений бензиновых
фракций первичного и вторичного происхождения.Сырье и продукция. В нашей стране в качестве сырья рифор¬
минга используются прямогонные бензиновые фракции и в незначи¬
тельных количествах продукты вторичного происхождения. За рубе¬
жом в сырье вовлекаются также бензины гидрокрекинга и катали¬
тического крекинга. При получении высокооктанового компонента
автомобильного бензина используются широкие фракции, выкипаю¬
щие в пределах от 60—90 °С до 180 °С; при получении бензола,
толуола, ксилолов — узкие фракции, выкипающие соответственно в
интервалах 62—85, 85—105, 105—140 °С. Для ^предотвращения дез¬
активации катализатора в сырье ограничивается содержание серы
(не более 0,0001—0,0005% в зависимости от типа катализатора) и
азота (не более 0,0001%).Продукция:1) углеводородный газ — содержит в основном метан, этан, а
также пропан, служит топливом нефтезаводских печей;2) головка стабилизации (углеводороды Сз—С« или Cs—С5) —
применяется как бытовой газ или сырье газофракционирующих
установок (характеристику см. ниже в табл. 3.2);3) катализат — используется в качестве компонента автомобиль- '
ных бензинов или сырья установок экстракции ароматических угле¬
водородов; ниже приводится характеристика катализатов, получен¬
ных риформированием фракций 62—105 °С (I), 62—140 °С (II),
85—180 "С (III) в жестком режиме:4) водородсодержащий газ — содержит 75—85% (об.) водорода,
используется в процессах гидроочистки, гидрокрекинга, изомериза¬
ции, гидродеалкилирования.Катализаторы, На отечественных установках применяются мо¬
нометаллические катализаторы АП-56 и АП-64, биметаллические
КР-Ю1 и КР-102, полиметаллические КР-104 и КР-106. В качестве
кислотного промотора для катализатора АП-56 применяется фтор,
для прочих катализаторов — хлор.Технологическая схема. Установки каталитического риформинга
подразделяются по способу осуществления окислительной регенера¬
ции катализатора: а) установки со стационарным слоем, где реге¬
нерация проводится 1—2 раза в год и связана с остановкой произ¬
водства; б) установки с короткими межрегенерационными циклами,
где регенерация катализатора проводится попеременно в каждом
реакторе без остановки процесса; в) установки с движущимся слоем
катализатора, где регенерация проводится в специальном аппарате.
Большинство отечественных установок относится к первой группе,Плотность р^°Октановое число (исследовательский метод)
Содержание углеводородов, % (масс.)I II Ш0,729 0,770 0,796
74 90 95ароматических
парафиновых и нафтеновых
непредельных39,4 • 49,3 65,5
60,1 49,6 33,7
0,5 1,1 0,874
Рис. 3.7. Схема установки каталитического риформинга со стационарным
слоем катализатора:/—сырье, II— газ; /// —головка стабилизации; IV — катализат риформинга;
V — водородсодержащий газ; К/ —сероводород.Для обеспечения необходимой подготовки сырья в состав установок
кпталитического риформинга включается блок гидроочистки.На рис. 3.7 приведена схема установки со стационарным слоем.
Сырье смешивается с циркулирующим водородсодержащим газом
гмдроочистки и избыточным газом риформинга. Полученная смесь
После нагрева в теплообменнике Т-1 и печи П-1 поступает в реактор
гидроочистки Р-1. Смесь газа и гидроочищенного бензина, выходя¬
щая из Р-1, отдает свое тепло в кипятильнике Т-3, теплообменнике
Т-1 и холодильнике Х-1, а затем переходит в сепаратор С-1, где из
ГИдрогенизата выделяется газ, поступающий на очистку от серово¬
дорода. Очищенный газ делится на два потока, один из которых75
Рис. 3.8. Схема циркуляции ката¬
лизатора на установке рифор-
мннга с движущимся слоем ка¬
тализатора:/, II— линии пневмотранспорта;
III—газ для транспорта ката¬
лизатора в регенератор; IV—газ
для транспорта катализатора
в реактор.циркуляционным компрессором ПК-1 подается на смешение с сырьем,
а другой выводится с установки. Жидкая фаза, выходящая из С-1,
представляет собой гидроочищенный бензин, содержащий растворен¬
ные сероводород, углеводородные газы и воду. Для отпарки H2S,
Н20 и газов предназначается колонна К-1. Стабильный гидрогенизат
с низа К-1 через теплообменник Т-2 направляется на смешение с
циркулирующим водородом блока платформинга. В блоке платфор-
мпнга смесь водорода и гидрогенизата сначала нагревается в тепло¬
обменниках Т-4 ив первой секции печи П-2, затем последовательно
проходит реактор Р-2, вторую секцию печи П-2, реактор Р-3, третью
секцию печи П-2, реактор Р-4. Из реактора Р-4 газопродуктовая
смесь направляется в теплообменники Т-4 я холодильник Х-2, а за¬
тем в сепаратор высокого давления С-3, где отделяется водородсо¬
держащий газ. Большая часть водородсодержащего газа поступает
на смешение с гидрогенизатом, а избыток подается в блок гидро¬
очистки. Жидкий продукт из сепаратора С-3 переходит в сепаратор
низкого давления С-4, в котором из катализата выделяется углево¬
дородный газ. Затем платформат поступает в блок стабилизации
бензина, состоящий из фракционирующего абсорбера К-2 и стабили¬
затора К-3 С верха колонны К-2 уходит сухой газ, с верха стаби¬
лизатора К-3 — головка стабилизации. Остатком колонны К-3 яв¬
ляется стабильный бензин.Наиболее сложным узлом установок с движущимся слоем ката¬
лизатора является система циркуляции и регенерации катализатора.
На рис. 3.8 приводится схема циркуляции катализатора установки
этого типа. Реакторы первой — третьей ступеней Р-1, Р-2, Р-3 рас¬
положены друг над другом, и катализатор по системе переточных
труб проходит через все три реактора. Реактор четвертой ступени
Р-4 расположен отдельно. Из Р-3 и Р-4 наиболее закоксованный ка¬
тализатор через систему затворов, предназначенных для того, чтобы
предотвратить контакт кислорода и водорода, по линиям пневмо¬
транспорта подается на регенерацию в регенератор Р-5. Из регене¬
ратора Р-5 катализатор системой пневмотранспорта возвращается в
реакторы первой и четвертой ступеней. Достоинство установок с
движущимся слоем катализатора — возможность поддерживать низ¬
кий уровень содержания кокса на катализаторе.Технологический режим. Режим установок каталитического ри¬
форминга зависит от типа катализатора, назначения установки, типаII76
сырья. Ниже приводятся эксплуатационные показатели установок
каталитического риформинга, вырабатывающих компонент высоко-АП-64 (II), КР-106 (III)толуольный концентрат наи установки, вырабатывающей
катализаторе АП-56 (IV):I п шбензольно-IVТемпература, °С480—520480-530480—530500-520Давление в последнем
по ходу сырья реак¬
торе, кгс/см235301520Объемная скорость по¬
дачи сырья, ч-11,51,3-1,41,2-1,51,5-2,0Мольное соотношение
водород/сырье8-98-96-76-8Кратность циркуляции
водородсодержащего
газа, м3/м3
Соотношение загрузки
катализатора по реак¬
торам15001800150018001:2:41:2:41: 2,5 :51:1:1Мощность и материальный баланс. В СССР эксплуатируются
установки каталитического риформинга для получения высокоокта¬
нового бензина мощностью 300—1000 тыс. т/год, комбинированные
установки каталитического риформинга и выделения ароматических
углеводородов методом экстракции мощностью 300 тыс. т/год.Материальные балансы установок каталитического риформинга,
работающих с применением катализаторов АП-56 (I), АП-64 (II)
и КР-106 (III), приводятся ниже:ПоступилоIIIIIIСырье (фракция 85—180 °С или 105—180 °С)100,0100,0100,0ПолученоУглеводородный газ10,013,27,4Головка стабилизации4,54,54,5Катализат83,776,982,3Водородсодержащий газ1,85,45,8в том числе водород(0,9)(1,0)(1,3)Всего100,0100,0100,0Расходные показатели (на 1 т сырья):Пар водяной, ГДж (Гкал) 0,6—0,8(0,15—0,19)
Вода оборотная, м3 3—10
Электроэнергия, кВт ■ ч 20—30
Топливо, кг 80—100Катализатор алюмоплатиновый, кг 0,01—0,03Гидроочистка дистиллятов [2, 20, 32, 45]Назначение — улучшение качества и повышение стабильности
светлых дистиллятов, сырья каталитического крекинга в результате
использования реакций деструктивного гидрирования сераорганиче-
ских соединений и гидрирования непредельных углеводородов.77
ооСТ>ю со
со «-•
о* осч7о3®
я ю
SBCQ*ЯСЧ0>оЕ, |оcqое*СОо*0.0«■о*3доча(usi-«Я2 мЧ н£ S2 «а в*о00о*0Gю00осчооЮIоюЯ КЗ
Я US и
0.5Л) «н <и
а
к м
ксоЯ<ия
2 «
Ч {Н
о о
О Sс tr
о*яСЧf>.o'юсчосч о
о о
о о<4fо— оN-сГо'фоооI IЯ о
Я 002 *
Ч Н
о о
о я
я Vсоосо —«о оо оо оо ©I I ISB«а.скО Ь
«йCNСО00 -чоо о
о ©“3I I iкяя*ла>КСоUяРнооЯsr<иожкоXя*о<и3*янмяк
Sооа> ГГ!к SСО^ чS' °
S aо w
U>яяя04оно5си1?ТО (УЬ* ч
« *
ой>ояояей£яооrtaлвоaоя«о§яОч<ия*яяяЯ д
О JSя ЙЭ .Э Я
578
Сырье и продукция. Сырьем являются бензиновые, керосиновые,
дизельные фракции и вакуумный газойль, содержащие серу, азот,
непредельные углеводороды.Продукция:1) очищенные фракции; показатели качества нефтепродуктов до
и после очистки приводятся в табл. 3.1.2) бензин-отгон; используется как компонент товарных бензинов
или сырья установок каталитического риформинга, имеет низкое
(50—55) октановое число;3) сероводород; направляется на установки производства сер¬
ной кислоты или серы.Катализаторы. В промышленности для установок гидроочистки
дистиллятов применяют алюмокобальтмолибденовый и алюмоникель-
молибденовый катализаторы.Технологическая схема. Схема установки гидроочистки средних
дистиллятов (керосиновой и дизельной фракций) приводится на
рис. 3.9. Сырье, поступающее на установку, смешивается с водород¬
содержащим газом, проходит сырьевые теплообменники Т-1 и печь
П-1, а затем подается в реакторы Р-1 и Р-2, где происходят реакции
разложения гетероциклических (сернистых, азотистых, кислородсо¬
держащих) соединений и гидрирование непредельных углеводородов.
Продукты реакции через сырьевые теплообменники и холодильник
Х-1 поступают в сепаратор высокого давления С-1. В С-1 отделяется
циркулирующий водородсодержащий газ, который направляется на
очистку от сероводорода. После очистки газ компрессором ПК-1
возвращается в систему циркуляции. Для поддержания заданной
концентрации водорода часть циркулирующего газа отводится й за¬
водскую топливную сеть. Гидрогенизат из сепаратора С-1 направ¬
ляется в сепаратор низкого давления С-2, в котором выделяется
растворенный углеводородный газ. Из сепаратора С-2 гидрогенизат
поступает в колонну стабилизации К-1, с верха которой уходят
пары бензина-отгона и газ. Сконденсировавшийся в конденсаторе-
холодильнике ВХ-1 и охладившийся в холодильнике Х-2 бензин-от¬
гон отделяется в сепараторе С-3 от газа и подается на очистку от
сероводорода. Очистка производится методом щелочной промывки
или отдувки углеводородным газом. Газ стабилизации, выделивший¬
ся в С-3, используется как топливо для собственных печей установ¬
ки. Стабильный продукт с низа колонны через теплообменник Т-3
выводится с установки.На установках гидроочистки вакуумного дистиллята из стабиль¬
ного гидрогенизата выделяют фракции н. к. —180°, 180—350 °С и
остаток, выкипающий выше 350 С.Технологический режим. Ниже приводятся показатели техноло¬
гического режима гидроочистки дизельного топлива (I) и вакуум¬
ного дистиллята (II):I IIСреднее давление в реакторах, кгс/см2 40 50Температура в реакторах, °С 380—400 380—420Объемная скорость подачи сырья, ч-1 2,0 1,5—2,0Кратность циркуляции водородосодержа- 600—600 500—600
щего газа, м3/м3Содержание водорода в циркулирующем 65—80 75—90
газе, % (°б.)79
ВХ-1
Мощность и материальный баланс. Гидроочистка прямогонногоfun пша сырья каталитического риформинга проводится на отдельно
стоящей установке мощностью 300 тыс. т/год и блоках, входящих в
состав установок риформинга. Производительность отечественных
установок и блоков гидроочистки дизельного топлива и керосина
составляет 600—2000 тыс. т/год. Материальный баланс гидроочистки
дизельного топлива (I) и вакуумного дистиллята (II) приводится
ниже:ПоступилоСырьеВодород (в расчете на 100%-ный)I100,00,4II100,01,0Всего100,4101,0Получено1>ензин2,01,4Фракция 180—350 °С96,814,9Фракция выше 350 °С—79,9Углеводородный газ0,81,7Сероводород0,83,1Всего 100,4 101,0Расходные показатели (на 1 т сырья) для установок гидро¬
очистки дизельного топлива (I) и вакуумного дистиллята (II):I IIПар водяной, ГДж (Гкал) 0,17—0,25 3,0—4,0(0,04—0,06) (0,7—0,95)Вода оборотная, м3 6—8 4—6Электроэнергия, кВт-ч 15—20 22—24Топливо, кг 15—22 15—18Катализатор алюмокобальтмолибденовый, 0,015—0,02 0,04—0,05
кгХимический расход водорода, м3/м3 сырья 15—30 45—70Гидроочистка остатков [20, 32, 45, 56]Назначение — снижение содержания сернистых соединений в ко¬
тельном топливе.Сырье и продукция. Сырьем установок являются сернистые ма¬
зуты и гудроны, полученные при прямой перегонке нефти.Продукция:1) малосернистый гидрогенизат, из которого на некоторых уста¬
новках. выделяют бензиновую и дизельную фракции;2) углеводородный газ;3) сероводород.Ниже приводятся показатели качества сырья и гидроочищенного
продукта, полученных при переработке мазута из кувейтской нефти
(I), мазута (II) и гудрона (III) из тяжелой аравийской нефти:81
IIIIIIСырьеПлотность, р2,00,9540,9641,018Содержание, % (масс.)серы3,81,654,89азота0,210,37—металлов (Ni + V)46. 10-444- Ю-4195 • 10 “4Коксуемость, % (масс.)8,58,4—Очищенный продуктПлотность р^°0,9070,9350,901Содержание, % (масс.)серы0,300,301,22азота0,110,26металлов (Ni + V)15•10-414- 10-420■10-4Коксуемость, % (масс.)3,04,0—Мощность и материальный баланс. За рубежом (в Японии,
Мексике, Кувейте и других странах) эксплуатируются установки гид¬
роочистки остатков мощностью до 2,5 млн. т/год. Материальный
баланс гидроочистки кувейтского мазута и гудрона на установках
«Эйч-ойл» (I) и «Галф» (II) приводится ниже:Поступило
Мазут
Г удронПолучено1 аз Ci—С4
БензинДизельная фракция
Котельное топливо (выше 200 °С)
» » (выше 345 °С)Сероводород и потериВсего100,0• —100,0——100,0—100,00,81,41,11,61,65,52,12,58,112,97,4———89,985,575,685,5—4,04,63,96,0100,0100,0100,0юо,сРасходные показатели (на ! т сырья) для установок гидро¬
очистки остатков типа «Эйч-ойл» (I) и «Галф» (II):Пар, ГДж (Гкал)Электроэнергия, кВт • ч
Вода оборотная, м8
Топливо, кгРасход водорода на реакцию (химический расход водорода)
составляет при очистке мазута 85—150, при очистке гудрона 170—
250 м3/м3 сырья.0,050,38-0,67(0,012)(0,09-0,16)3330-420,68,7-6,71512-1382
Гидрокрекинг [20, 32, 45, 54, 56]Назначение—получение дополнительных количеств светлых
нефтепродуктов каталитическим разложением тяжелого сырья в при¬
сутствии водорода.Сырье и продукция. В качестве сырья установок гидрокрекинга
используется широкая гамма нефтяных фракций — от бензина до
тяжелых остатков (мазута и гудрона) включительно. Наиболее рас¬
пространенный вид сырья — вакуумный дистиллят прямой перегонки
нефти, который перерабатывается в чистом виде или в смеси с га¬
зойлями коксования, термического и каталитического крекинга.Продукция:1) углеводородный газ — сырье газофракционирующих устано¬
вок, содержит значительное количество пропана и бутана;2) бензиновая фракция — используется как компонент товарного
автомобильного бензина; может быть разделена на легкую фракцию,
имеющую более высокую антидетонационную характеристику, и тя¬
желый бензин, который целесообразно подвергнуть каталитическому
риформированию; октановое число (моторный метод) суммарного
бензина 73—76, легкой фракции 80—82, тяжелого бензина (85—
180 °С) 65—68;3) керосиновая фракция — получается при реактивнотопливном
режиме процесса, применяется как авиационное топливо; характери¬
стика: плотность р|° = 0,820 -г- 0,830; температура начала кристал¬
лизации— ниже —60 “С, высота некоптящего пламени—18—20 мм;4) дизельная фракция — служит компонентом товарного летнего
дизельного топлива; характеристика: плотность pf = 0,830 ■*- 0,840,
содержание серы — ниже 0,02% (масс.); температура застывания —
ниже —10 °С; цетановое число — 50.Технологическая схема. В зависимости от сырья и продуктов,
которые необходимо получить, используются одноступенчатые и
двухступенчатые процессы, системы с неподвижным, движущимся и
суспендированным катализаторами. Одноступенчатый вариант при¬
меняется для максимального производства дизельного топлива, двух¬
ступенчатый — при получении более легких продуктов.На рис. 3.10 приведена технологическая схема установки двух¬
ступенчатого гидрокрекинга с неподвижным слоем катализатора.
Смесь сырья с водородсодержащим газом нагревается в теплооб¬
менниках и печи, а затем проходит через реактор первой ступени
Р-1, в котором происходит удаление серы и азота, а также частич¬
ный крекинг сырья. Продукты реакции охлаждаются в теплообмен¬
никах и холодильниках, а затем поступают в сепаратор высокого
давления С-1, где из гидрогенизата выделяется циркулирующий во¬
дородсодержащий газ, возвращаемый на смешение с сырьем. Стаби¬
лизация гидрогенизата проводится последовательным снижением
давления, а затем с помощью ректификации в колонне К-1. При
80 кгс/см2 от гидрогенизата отделяется сухой газ, при 20 и2 кгс/смг — жирный газ. Стабильный гидрогенизат первой ступени
направляется через теплообменник и печь П-2 на вторую ступень
гидрокрекинга.Схема второй ступени аналогична принятой для первой ступени.
Стабилизированный гидрогенизат второй ступени поступает в блок
птмосферно-вакуумной перегонки, где разделяется на отдельные
фракции. Количество и качество фракций зависит от принятого83
IV V VTРис. 3.10. Схема установки двухступенчатого гидрокрекинга:/ — сырье; // — свежий водородсодержащий газ; ///-—отдув; IV—сухой газ;
V—сероводород; VI — жирный газ; VII — бензин; VIII — керосиновая фракция;
А7 —дизельная фракция; X—тяжелый газойль.варианта работы установки. При бензиновом и дизельном вариантах
получают легкий бензин Cs — Се, тяжелую бензиновую фракцию
85—180 °С, дизельную фракцию 180—350 “С и тяжелый газойль (фрак¬
ция >350 °С), а при реактивнотопливном — бензиновую фракцию
Сд—120 °С, керосиновую фракцию 120—240 °С, дизельную фракцию
240—350 °С и тяжелый газойль.В составе установки имеется газовый блок, где проводится
очистка газа от сероводорода и выделение фракции Сз — С4.Технологический режим. Ниже приводятся показатели техноло¬
гического режима установок двухступенчатого (I) и одноступенча¬
того (II) гидрокрекинга:III501600Давление, кгс/см2 150Объемная скорость в каждой ступени, ч-1 1
Кратность циркуляции водородсодержащего 1000—1700
газа, м3/м’ сырья
Температура, °Св первой ступени 425 420—425во второй ступени 400—425 —Мощность и материальный баланс. В СССР эксплуатируются
установки одноступенчатого и двухступенчатого гидрокрекинга мощ-84
ностью до 1 млн т/гол Ниже приводится материальный баланс
одноступенчатого гидрокрекинга (I) и различных вариантов двух¬
ступенчатого гидрокрекинга — бензинового (II), реактивно-топлив¬
ного (III) и дизельного (IV):ПоступилоВакуумный дистиллят
Водород в расчете на 100%-ныйI100,00,8II100,04,1III100,03,8IV100,02,4Всего i100,8104,1103,8102,4ПолученоСухой газ2,65,55,64,6Сжиженный газ Сз—С4—10,610,24,3Бензиновая фракция4,652,023,215,4Керосиновая фракция 120—240 °С——42,5—Дизельные фракции:
180-350 °С43,825,4 67,9240-350 °С——10,0—Тяжелый газойль (фракция выше47,78,310,07,9350 °С)
Сероводород2,12,32,32,3Всего100,8104,1103,8102,4Расходные показатели (на 1 т сырья) двухступенчатого гидро¬
крекинга (дизельный вариант):Пар водяной, ГДж (Гкал)Электроэнергия, кВт-ч
Вода оборотная, м3
Топливо, кгКатализатор алюмокобальтмолибденовый,
кгХимический расход водорода составляет 270—340 м3/м3 сырья.ПЕРЕРАБОТКА НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ
Очистка газа [17, 23, 33]Назначение—подготовка газов к дальнейшей переработке, уда¬
ление сероводорода, низших меркаптанов, двуокиси углерода.Способы очистки. Для очистки газов от сернистых соединений
применяют абсорбционные и адсорбционные методы. Из абсорбци¬
онных методов на НПЗ используются:1) мышьяково-содовая очистка, при которой абсорбентом яв¬
ляется пентатиоарсенат натрия, образующий при взаимодействии с
сероводородом гексатиоарсенат натрияNa4As2Sg02 -j- H2S —>- Na4As2SsO -{- Н2О0,34 (0,08)
120—130
12-13
45-50
0,185
При регенерации насыщенного абсорбента выделяется элемен¬
тарная сера:2Na4As2SeO 4 02 —>■ 2Na4As2S6G2 + 2S2) очистка растворами этаноламинов, использующая обратимую
реакцию2RNH2 + H2S (RNH3)2S3) очистка раствором трикалийфосфатаКэР04 + H2S ч=Ь КгНР04 + KHS4) щелочная очистка2Na.OH + H2S —> Na2S + 2Ы20При этом способе очистки из газов удаляются также низшие
меркаптаны;5) очистка поташом (карбонатом калия)K2C03 + H2S ■*=£ K2S + H2C03К числу адсорбционных методов относятся:1) очистка гидроокисью железа (болотной рудой)2Fe (ОН)8 + 3H2S Fe2S3 + 6НаО2) очистка активным углем;3) очистка синтетическими цеолитами.Глубина очистки может быть охарактеризована степенью извле¬
чения сероводорода, которая составляет, в % (масс.), при мышьяко¬
во-содовом методе 90—98, при этаноламиновом — 99, при трикалий-
фосфатном — 85—90, при использовании активного угля — 98.Обработка газа растворами этаноламинов, поташа, щелочи по¬
зволяет одновременно удалить двуокись углерода. Кроме того, для
грубой очистки от С02 применяется водная промывка.Установка очистки газа раствора п моноэтаноламинаТехнологическая схема (рис. 3.11). Газ подается в нижнюю
часть абсорбера К-1, в котором контактирует с движущимся на¬
встречу потоком 15%-ного раствора моноэтаноламина (МЭА). Очи¬
щенный газ удаляется с верха К-1. С низа К-1 уходит насыщенный
сероводородом МЭА, который поступает в сепаратор С-1, где за счет
снижения давления выделяются растворившиеся газообразные угле¬
водороды, а также отделяется газовый конденсат. Из сепаратора
С-1 раствор МЭА через теплообменник Т-1 и подогреватель Т-2
переходит в десорбер К-2, в котором отпариваются поглощенные
сероводород и двуокись углерода. Регенерированный раствор МЭА,
покинув колонну К-2, охлаждается в теплообменнике Т-1 и холо¬
дильнике Х-1 и направляется в емкость Е-1, из которой возвраща¬
ется в абсорбер. Верхний продукт десорбера — сероводород с пара¬
ми воды — через холодильник-конденсатор ХК-1 поступает в емкость
Е-2. Сероводород выводится с установки, а паровой конденсат воз¬
вращается в качестве орошения в колонну К-2,86
1'ис. 3.II, Схема установки очистки газа./ пи иа очистку; И—очищенный газ; III —углеводородный конденсат;
IV сероводород; V — свежий раствор этаноламина; VI — пар; VII — вода.Технологический режим!Температура, °С
в абсорбере
в десорбере35-40115—130Расходные показатели (на 1 т газа) для отдельно стоящей
установки:Пар, ГДж (Гкал) 0,84(0,20)Электроэнергия, кВт • ч 3,7—5,3Вода оборотная, м3 15—20Моноэтаноламин (в расчете на 80%-ный), кг 0,55Осушка газа [17, 19]Назначение — удаление влаги из газа.Способы осушки. Промышленные процессы осушки газа делятся
ип три группы: 1) адсорбция на твердых осушителях; 2) абсорбция
гигроскопическими жидкостями; 3) конденсация и вымораживание
Путем сжатия или охлаждения.Из твердых поглотителей наиболее широко применяются сили-
Кйгель, активная окись алюминия, цеолиты NaA с размером пор
0,4 нм (4 А). Глубина осушки характеризуется точкой росы осу¬
шенного газа, которая составляет при осушке силикагелем до
—35 °С, активной окисью алюминия — до —48 “С, цеолитами — до
--ВОТ. Осушку газа осуществляют в вертикальных и горизонталь¬
ных адсорберах. Полный цикл процесса осушки состоит из трех87
последовательных стадий: 1) адсорбции (продолжительность 12—
20 ч); 2) регенерации адсорбента (4—6 ч); 3) охлаждения адсорбен¬
та (1—2 ч). Регенерацию осуществляют путем пропускания через ад¬
сорбер горячего (340—370 °С для цеолитов, 180—200 °С для других
адсорбентов) газа.В качестве жидких поглотителей используются диэтиленгликоль
(ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ), с помощью которых точка росы
осушаемого газа понижается до —15 °С. Осушку проводят в тарель¬
чатых абсорберах.Технологический режим установок осушки газа ДЭГом:Температура, °С
в абсорбере
в десорбере
верх
низСкорость газа в абсорбере, м/сРасход ДЭГ, м3/кг извлекаемой водыГазофракционирование [17, 54]Назначение — получение индивидуальных легких углеводородов
или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских
газов. Газофракционирующие установки (ГФУ) подразделяются по
типу перерабатываемого сырья на ГФУ предельных и ГФУ непре¬
дельных газов.Сырье и продукция. Сырье поступает на ГФУ в газообразном
и жидком (головки стабилизации) виде. На ГФУ предельных газов
подаются газы с установок первичной перегонки, каталитического
риформинга, гидрокрекинга, на ГФУ непредельных газов — с устано-Таблица 3.2Состав сырья газофракционирующих установок, % (масс.)КомпонентыГФУ предельныхгазовГФУ непредельных газовгазпервич¬нойпере¬гонкиголовкапервич¬нойперегон¬киголовкакатали¬тиче¬скогорифор¬мингагазтерми¬ческогокрекингагазкоксова¬ниягазкатали¬тиче¬скогокрекингасн4 + н21,016,032,011,0с2н4__—2,54,66,0с2нв4,00,63,016,013,88,0СзНв__9,06,022,0СзН840,022,255,020,620,812,8мзо-С4Н8——4,50,26,0к-С4Н8____—9,83,913,8ызо-С4Н1010,012,019,75,03,013,0н-СфНю23,040,220,014,09,54,8С6 и выше22,025,02,32,66,22,620-3060-80145-1600,15-0,200,03-0,05
вок термического и каталитического крекинга, коксования. Характе¬
ристика сырья ГФУ приводится в табл. 3.2.Продукцией ГФУ предельных газов являются узкие углеводо¬
родные фракции:1) этановая — применяется как сырье пиролиза, в качестве хлад¬
агента на установках депарафинизации масел, выделения я-ксилола
н др.;2) пропановая — используется как сырье пиролиза, бытовой
сжиженный газ, хладагент;3) изобутановая — служит сырьем установок алкилирования и
производства синтетического каучука;4) бутановая — применяется как бытовой сжиженный газ, сырье
производства синтетического каучука; в зимнее время добавляется
к товарным автомобильным бензинам для обеспечения требуемого
давления паров;5) изопентановая — служит сырьем для производства изопрено-
вого каучука, компонентом высокооктановых бензинов;6) пентановая — является сырьем для процессов изомеризации,
пиролиза.На ГФУ непредельных газов выделяются следующие фракции;1) пропан-пропиленовая — применяется в качестве сырья для
установок полимеризации и алкилирования, производства нефтехими¬
ческих продуктов;2) бутан-бутиленовая — используется в качестве сырья устано¬
вок полимеризации, алкилирования и нефтехимических произ¬
водств.Технологическая схема. На отечественных НПЗ существуют уста¬
новки газоразделения следующих типов: абсорбционно-газофракцио-
иирующие (АГФУ), конденсационно-ректификационные и газофрак-
иионирующие. На АГФУ сочетается предварительное разделение
газов на легкую и тяжелую части абсорбционным методом с после¬
дующей их ректификаций; конденсационно-ректификационный метод
заключается в частичной или полной конденсации газовых смесей с
последующей ректификацией конденсатов.На рис. 3.12 приведена схема ГФУ предельных газов конденса¬
ционно-ректификационного типа. Газ прямой перегонки очищается
раствором МЭА и подается на сжатие компрессором ЦК-1■ Сжатый
газ охлаждается и конденсируется в водяном (ХК-1) и аммиачном
(ХК-2) конденсаторах-холодильниках. Газовые конденсаты смеши¬
ваются с головками стабилизации, поступающими с установок пер-
ничной перегонки, риформинга и др. и подаются в колонну К-1-
Верхний продукт колонны — метан и этан с примесью пропана —
частично конденсируется в охлаждаемом аммиаком конденсаторе-
холодильнике ХК-3, причем жидкая фаза используется в качестве
орошения, а газовая выводится с установки. Нижний продукт К-1 —
деэтанизированная фракция — поступает в депропанизатор К-2, где
делится на пропановую фракцию и смесь углеводородов С4 и выше.
Нижний продукт К-2 подается на дальнейшую расфракционировку
и дебутанизатор К-3. Ректификатом колонны К-3 является смесь
бутана и изобутана, остатком — дебутанизированный легкий бензин.
Смесь изомеров бутана в бутановой колонне К-4 делится на изобу¬
тан и бутан, а остаток дебутанизатора К-3 подается в депентаниза-
тор К-5. Ректификатом колонны К-5 является смесь пентанов, остат¬
ком — фракция С6 и выше. Смесь пентанов в колонне К-6 разде¬
ляется на пентан и изопентан.89
Рис. 3.12. Схема газофракционирующей установки:I—газ установок АТ и АВТ; // — головка стабилизации АТ и АВТ; III— головка стабилизации каталитического риформинга;IV — пропановая фракция; V — изобутановая фракциям VI — бутановая фракция; VII — изопентановая фракция; VIII'— пентановая
фракция; IX—фракция Cg и выше; X —сухой газ; X/ —аммиак.
Технологический режим:Температура
низа, °СТемпература
верха, °СДавление,кгс/см2Ректификационные колонны:К-1110-11525—3026—28К-2145—15562-6812—14К-3110—11558-6520—22К-480-8565-7010-12К-5120—12575—803,0-4,0К-695—10078-853,5-4,5Нагнетательная линия ЦК-1——14Мощность и материальныйбаланс. Мощность ГФУсоставляет200—1000 тыс. т/год. Материальный баланс при переработке пре¬
дельных (I) и непредельных (II) газов приведен ниже*:I11ПоступилоГаз и головка стабилизации АТ и АВТ72,5—Головка стабилизации каталитического рифор¬27,5—мингаГаз и головка стабилизации термического крекинга—25,5Газ и головка стабилизации коксования—28,5Газ и головка стабилизации каталитического кре¬—46,0кингаВсего100,0100,0ПолученоСухой газ4,830,5Пропановая фракция24,5—Пропан-пропиленовая фракция—25,5Изобутановая фракция14,6_Бутановая фракция36,8—Бутан-бутиленовая фракция—37,5Се и выше19,36,5Всего100,0100,0Расходные показатели для ГФУ предельныхгазов (на[ 1 тсырья):Пар водяной, ГДж (Гкал)2,9 (0,7)Электроэнергия, кВт • ч85Вода оборотная, м39Аммиак, кг0,04* Приводится баланс без блока разделения пентанов. Условно
принято, что в сырье ГФУ вовлекается до 20% от потенциала пен¬
танов, содержащихся в нефти.81
Алкилирование изобутана олефинами [5, 16, 41, 45]Назначение — получение бензиновых фракций, обладающих вы¬
сокой стабильностью и детонационной стойкостью, с использованием
реакции взаимодействия изобутана с олефинами в присутствии ка¬
та чизатора.Сырье и продукция. Основные виды сырья — изобутан и бутан-
бутиленовая фракция, используются также пропан-пропиленовая и
пентан-амиленовая фракции.Продукция:1) легкий алкилат — используется как компонент авиационного
н автомобильного бензинов; характеристика алкилата, полученного
при алкилировании изобутана бутан-бутиленовой (I) и пропан-про-
пиленовой (II) фракций приводится ниже:Плотность pfОктановое число (исследовательский метод)без ТЭСс добавкой 0,8 мл/л ТЭС
Сортность на богатой смеси с добавкой
1,22 мл/л ТЭС
Давление насыщенных паров при 38 °С,
мм рт. ст.2) тяжелый алкилат (плотность р|и = 0,780 0,810, выкипает
в интервале 170—300 °С) —служит компонентом дизельного топлива;3) отработанная фракция сжиженных газов; состоит в основном
из предельных углеводородов нормального строения, используется
как бытовой сжиженный газ.Катализаторы. Алкилирование изобутана бутиленами на отече¬
ственных установках проводится в присутствии 96—98% серной
кислоты, для алкилирования пропиленом необходима кислота кон¬
центрацией 98—100%. За рубежом в качестве катализатора наряду
с серной применяется фтористоводородная кислота.Технологическая схема установки сернокислотного алкилирова¬
ния изобутана бутан-бутиленовой фракцией (рис. 3.13). Установка
алкилирования состоит из отделений: 1) подготовки сырья; 2) реак¬
торного; 3) обработки углеводородной смеси; 4) фракционирования
продуктов. В отделении подготовки сырья (на схеме не показано) из
олефиновой фракции удаляются сероводород и меркаптаны, здесь
же сырье подвергается осушке. Для очистки применяется щелочь,
для осушки — окись алюминия или цеолиты. Подготовленное сырье
в емкости Е-1 смешивается с циркулирующим изобутаном и через
теплообменник и холодильник подается в реактор Р-1. Одновре¬
менно с сырьем в реактор вводится серная кислота.Существуют реакторы трех типов: емкостные (с применением
выносных циркуляционных насосов для перемешивания реакционной
смеси); контакторные (с внутренними циркуляционными устройства¬
ми и охлаждающими элементами — см. рис. 3.13); каскадные (с вну¬
тренним охлаждением и внутренними циркуляционными устройства¬
ми, без охлаждающих элементов).Реакция изобутана с бутиленами является экзотермической;
для съема выделяющейся теплоты применяется искусственное
охлаждение. Хладагентом служит аммиак или углеводородный газ,I II0,698—0,71592—98 89-94
104—106 103-104
145—162 135—148155 -92
s*
s..
га лI ^
I ОJS I|3>.*
CX 35 4t? <u
£g
к V
tr I6
.. <TJ
« 4Й a2 «4 ч2 «
sK*J_ a5 M2 u
К (Uа чs sgоs “«5 ь R
ЧОЯs \D EfM соч алЯ f4 fte ?•*' яcd a>о яЧ E-У >*S\o
- « i
аз
« га
га н
В >1
о. VO<и h4к я
га я* 2
' sSо оСч И
циркулирующий по схеме: компрессор ПК-1 — конденсатор-холодиль¬
ник ХК-1— емкость Е-4— насос—трубный пучок реактора Р-1 —
компрессор ПК-1.Из реактора Р-2 продукты поступают в отстойник С-1, где они
отделяются от серной кислоты, которая возвращается в реактор.
Углеводороды через теплообменник Т-1 подаются в отделение об¬
работки углеводородной смеси. Освобожденная от следов серной
кислоты и эфиров с помощью щелочной и водной промывки смесь
углеводородов поступает на блок ректификации. В составе блока
ректификации имеются колонны: изобутановая К-1 (в которой из
продуктов реакции выделяются пропан и избыточный изобутан),
пропановая К-2 (в которой смесь пропана и изобутана разделяется
на индивидуальные углеводороды), бутановая К-3 (в которой ниж¬
ний продукт К-1 делится на бутан, иногда называемый отработан¬
ной бутаи-бутиленовой фракцией, и суммарный алкилат), вторичной
перегонки К-4 (в которой из суммарного алкилата получают легкий
и тяжелый алкилаты).Технологический режим:Температура Температура Давление
низа, °С верха, °С кгс/см2Реактор 7—10 7—10 6
Ректификационные колонны:К-1 95—120 45—55 5—6К-2 85—100 40—45 16-17К-3 125-135 45-50 -3-4К-4 до 220 100—115 0,2—0,4Мощность и материальный баланс. В СССР эксплуатируются
установки сернокислотного алкилирования мощностью 90—
180 тыс. т/год. Материальный баланс при переработке бутан-бутиле¬
новой (I) и смеси пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фрак¬
ций (II) приводится ниже:ПоступилоБутан-бутиленовая фракция
Пропан-пропиленовая фракция
Изобутан100,054,429,715,9Всего100,0100,0ПолученоЛегкий алкилат79,169,5Тяжелый алкилат3,45,9Пропан2,114,0Отработанная бутан-бутиленовая фракция15,410,6Всего 100,0 100,0Расходные показатели (на 1 т сырья) установки алкилирования
изобутана бутан-бутиленовой фракциейПар, ГДж (Гкал) 3,0-4,0 (0,7-0,95)Электроэнергия, кВт • ч 250—300Вода оборотная, м3 15—20Серная кислота 98,5%-ная, кг 150—170Щелочь (в расчете на 100%-ную), кг 3,2—3,694
} <8,0Полимеризация (олигомеризация) олефинов
[5, 41, 45]Назначение — получение низкомолекулярных полимеров (олиго¬
меров) пропилена и бутилена, используемых в качестве моторного
топлива и сырья нефтехимического синтеза.Сырье и продукция, Сырьем установок полимеризации являются
пропан-пропиленовая (ППФ) и бутан-бутиленовая (ББФ) фракции,
получаемые на ГФУ непредельных газов. Углеводородный состав
фракций приводится ниже:ППФ ББФЭтан, этилен <6,0Пропан <|55,0Пропилен ^35,0Бутаны \ ап ОстальноеБутилены J '' ’ > 32,0Пентан — амилены Отсутствие < 5,0Полимеризацию ППФ проводят в двух вариантах: 1) получение
в качестве целевого продукта полимербензина; 2) производство три-
меров и тетрамеров пропилена — сырья для нефтехимии. При работе
в режиме выработки полимербензина получают: 1) полимербензин —
компонент автомобильных бензинов; обладает низкой химической
стабильностью; характеристика: j. = 0,717 + 0,738; бромное число
ПО—140; октановое число 82—84 (моторный метод), 94—97 (иссле¬
довательский метод); давление паров при 38°С^350 мм рт. ст.;2) фракцию выше 205 °С — компонент дизельного топлива; 3) отра¬
ботанную пропан-пропиленовую фракцию.Если задачей установки является выработка сырья для нефте¬
химии, то полимеризат делится на фракции: н. к. —125 °С (димеры),
125—175 °С (тримеры), 175—260 °С (тетрамеры), выше 260 °С.Полимеризацией бутан-бутиленовой фракции получают изооктк-
лен, который затем методом гидрирования превращается в техниче¬
ский изооктан (2,2,4-триметилбутан).Катализаторы. Полимеризация (олигомеризация) ППФ и ББФ
проводится в присутствии: 1) ортофосфорной кислоты на носителе
(кварце, кизельгуре); 2) серной кислоты концентрацией 60—70%.Установка полимеризации пропан-пропиленовой
фракцииОписание технологической схемы (рис. 3.14). Сырье из емкости
высокого давления Е-1 через теплообменник Т-1 и подогреватель Т-2
подается в реактор Р-1, который состоит из нескольких вертикально
расположенных секций, заполненных катализатором. Существуют
также реакторы типа «труба в трубе», в которых трубки заполнены
катализатором, а в межтрубное пространство подается хладагент.
Продукты реакции, пройдя через теплообменник Т-1 и холодильник
Х-1, направляются в депропанизатор К-1. Верхним продуктом де-
пропанизатора является отработанная пропан-пропиленовая фрак¬
ция, часть которой используется как хладагент в реакторе Р-1, а95
тРис. 3.14. Схема установки полимеризации пропан-пропиленовой фракции:У — свежая пропан-пропиленовая фракция; // — отработанная пропан-пропиленовая фракция; III—смесь димеров и тримеров про¬
пилена (фракция н. к. —175 °С); IV—тетрамеры пропилена (фракция 175 — 260 °С); V—тяжелые полимеры; VI—полимербензин:
VII — пар; VIII — вода.
балансовый избыток выводится с установки. Нижний продукт ко¬
лонны К-1 представляет собой полимеризат, который в случае, если
установка работает в режиме получения компонента автомобильного
бензина, выводится с установки. При выработке нефтехимического
сырья полимеризат разделяется на узкие фракции в колоннах К-2
и К-3. С верха колонны К-2 отбирается смесь димеров и тримеров,
значительная часть которой через емкость Е-1 возвращается в ре¬
актор Р-1, с верха колонны К-3 — тетрамеры пропилена, с низа ко¬
лонны К-3 — тяжелые полимеры.Технологический режим:Температура в реакторе, °С 180—230Давление в реакторе, кгс/см2 75—85Скорость подачи сырья, ч-1 1—4Расход катализатора, % (масс.) 0,09—0,20Мощность и материальный баланс. В СССР и за рубежом экс¬
плуатируются установки мощностью от 50—100 до 350 тыс. т/год.
Поскольку алкилирование позволяет получить высокооктановые ком¬
поненты автомобильного бензина из олефинов в одну ступень, а при
использовании'полимеризации для производства тех же продуктов
необходимо последующее гидрирование, новые установки полимери¬
зации для выработки бензина не строятся.Материальные балансы установок полимеризации, работающих в
режиме получения полимербензина (I) и сырья для нефтехимии (II)
приводятся ниже: iI IIПоступилоПропан-пропиленовая фракция 100,0 100,0
ПолученоПолимербензин (фракция н. к. — 205 °С) 31,2 --Димеры (фракция н. к. — 125 °С) — 5,1Тримеры (фракция 125—175 °С) — 8,2Тетрамеры (фракция 175—260 °С) — 19,2Остаток выше 205 °С 3,6 —Остаток выше 260 °С — 2,3Отработанная пропан-пропиленовая фракция 64,0 64,0Всего - 100,0 100,0Расходные показатели (на 1 т сырья):Пар, ГДж (Гкал) 0,62-0,75 (0,15-0,18)Электроэнергия, кВт • ч 10—18Вода оборотная, м3 18—22Катализатор, кг 0,6Изомеризация парафиновых углеводородов [32, 41',
45, 59, 60[Назначение: 1) выработка высокооктановых легких компонентов
автомобильных бензинов из прямогонных фракций; 2) производство
изопентана — сырья для производства синтетического каучука — из4 Зак. 456 97
пентана; 3) получение изобутана для установок алкилирования
изомеризацией бутана.Сырье и продукция. При работе в режиме получения высокоок¬
танового компонента (установки, строящиеся на НПЗ) сырьем яв¬
ляются легкие прямогонные фракции, продукцией — изокомпонент,
который направляется на смешение с катализатами риформинга и
каталитического крекинга с целью получения бензинов АИ-93, АИ-98,
«Экстра». Ниже приводится характеристика сырья и продуктов
установки изомеризации при переработке фракций н. к, — 62 °С (I)
и н. к. — 70 °С (II). При использовании первой из этих фракций
изомеризации подвергается пентан, при использовании второй — пен-
тан и гексан.I IIСырьеОктановое число (моторный метод) 73 69Давление насыщенных паров, мм рт. ст. 940 600ИзокомпонентОктановое число 89—90 82—85Давление насыщенных паров, мм рт. ст. 1000—1050 700—750Катализаторы. На отечественных НПЗ применяется катализатор
ИП-62, разрабатываются новые модификации катализаторов.Технологическая схема. На отечественных предприятиях приме¬
няется процесс высокотемпературной (температура реакции 380—
450 °С) изомеризации. В ближайшее время намечается освоить про¬
цесс изомеризации при температуре 150—180 °С. На рис. 3.15 при¬
водится технологическая схема установки высокотемпературной изо¬
меризации фракции н. к. — 62 °С. На установке имеются два блока —
ректификации и изомеризации. BjIok ректификации состоит из четы¬
рех колонн: в изопентановой колонне К-1 смесь свежего сырья и
стабильного изомеризата разделяется на смесь бутана с изопента-
ном (ректификат) и смесь «-пентана с гексанами (остаток); в бута-
новой колонне К-2 ректификат колонны К-1 делится на бутаны и
изопентан; в пентановой колонне К-3 из остатка колонны К-1 выде¬
ляют w-пентановую фракцию, направляемую в блок изомеризации, и
смесь гексанов, которая поступает в изогексановую колонну К-4.
В колонне К-4 происходит разделение смеси гексанов на изогексан
и н-гекй'ан. Пентановая фракция, поступив на блок изомеризации,
смешивается с водородсодержащим газом, нагревается в теплообмен¬
нике Т-4 и печи П-1, а затем подается в реактор Р-1. Газопродук¬
товая смесь, вышедшая из реактора, охлаждается в теплообменни¬
ках и холодильниках, после чего направляется в сепаратор С-1. Из
С-1 выходит циркулирующий водородсодержащий газ, который сме¬
шивается со свежим газом, подвергается осушке цеолитами в адсор¬
бере К-2, а затем возвращается во всасывающую линию компрессора
ПК-1. Сжатый водородсодержащий газ смешивается с сырьем. Не¬
стабильный изомеризат из С-1 поступает через теплообменники в
стабилизационную колонну К-6, с верха которой уходят углеводоро¬
ды Cs — С4, а с низа — стабильный изомеризат, который направ¬
ляется на блок ректификации. Периодически, 1 раз в 5—6 месяцев,
катализатор подвергается окислительной регенерации.98
Блок изомеризацшРис. 3.15. Схема установки изомеризации:/ — сырье; //—свежий водородсодержащий газ; /// —бутаны; IV — изопентан; V — изогексан; VI— гексан; VII — углеводородный газ.
Технологический режим блока изомеризация:Температура, °Среакции в начале цикла 380» в конце цикла 450верха К-6 82низа К-6 112
Давление, кгс/см8в реакторе Р-1 85в колонне К-6 8,5
в нагнетательной линии компрессора ПК-1 50Объемная скорость подачи сырья, ч~1 1,5Степень превращения пентана за проход, % 50
(масс.)Мощность и материальный баланс, В СССР построены уста¬
новки высокотемпературной изомеризации к-пентана и бензиновой
фракции н. к. — 62 °С мощностью 80—100 тыс. т/год по пентану и
150 тыс. т/год по бензиновой фракции.Ниже приводится материальный баланс изомеризации фракции
н. к. — 62 С:ПоступилоФракция н. к. — 62 °С 100,0Водородсодержащий газ 0,8в том числе 100%-ный водород (0,22)ВсегоПолученогазСжиженный газКомпонент автомобильного бензина
в том числе
ивопентановая фракция
изогексановая фракция
гексановая фракцияВсего6,2—9,0 (1,5—2,2)
60-70
10-40
20-25
0,15-0,20ОЧИСТКА СВЕТЛЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ
Кислотная и щелочная очистка [52, 54]Назначение. Кислотная (сернокислотная) очистка применяется
для удаления непредельных и смолистых соединений из крекинг-
бензинов и полученных при пиролизе ароматических углеводородов.Расходные показатели (на 1 т сырья):Водяной пар, ГДж (Гкал)
Электроэнергия, кВт • ч
Вода оборотная, м3
Топливо, кг
Катализатор, кг100,81,616,882,4(53,4)(22,1)(6,9)100,8
а также для освобождения осветительного керосина, бензинов-рас»
творителей, жидких парафинов и других нефтепродуктов от арома¬
тических соединений. При сернокислотной очистке осветительного
керосина и крекинг-бензинов используется кислота концентрацией
92—94%, при очистке бензинов-растворителей и парафинов —
98%-ная кислота или олеум. Щелочная очистка используется для
удаления из нефтепродуктов кислых кислородных соединений (наф¬
теновых - кислот, фенолов), некоторых сернистых соединений (серо*
водорода, низших меркаптанов), а также для нейтрализации серной
кислоты и продуктов ее взаимодействия с углеводородами, остаю¬
щихся в нефтепродукте после его сернокислотной очистки. Очистке
подвергаются: а) сжиженные углеводородные газы (пропан, бутан,
пентаны); б) бензиновые, керосиновые и дизельные фракции.Расходные показатели. Ниже приводятся данные о расходе
серной кислоты (I) и щелочи (II) на очистку различных нефтепро¬дуктов (в кг/т очищенного продукта):I ИБензин-растворитель 90—150 —Осветительный керосин 0,3—0,6 0,1—0,5Жидкий парафин 75—150 0,4—0,5Дизельное топливо 3—4 0,05—0,5Крекинг-бензин 4—6 0,1—0,2Алкилат , — 1—4Сжиженный газ — 1 — 10Демеркаптанизация (процесс «Мерокс») [52, 56]Назначение — очистка нефтепродуктов от меркаптанов. Для лег¬
ких продуктов (сжиженный газ, бензин) применяется экстракция
меркаптанов щелочным раствором катализатора, для более тяжелых
продуктов (керосин, дизельное топливо и др.) используется метод
окисления меркаптанов в дисульфиды. Иногда в одной установке
комбинируются оба способа очистки.Сырье и продукция. Ниже приводятся данные о содержании
меркаптанов до и после очистки сжиженного газа (I), бензинов
термического (II) и каталитического (III) крекингов, керосина (IV)
в г/т:I И III IVДо очистки 1500 2000 200 100После очистки 5 5 5 Отрицательная:докторскаяпробаТехнологическая схема. Схема установки демеркаптанизации
приведена на рис. 3.16. Сырье промывается щелочью и подается
в экстрактор К-2, где контактирует с щелочным раствором ката¬
лизатора «Мерокс», представляющего собой органические соли ко
бальта. Продукт уходит с верха колонны К-2, в сепараторе С-1
отделяется от щелочи и направляется в окислительную колонну
К-3. Очищенный продукт вновь отделяется от щелочи и после ин-
гибитирования удаляется с установки.Щелочной раствор катализатора с низа экстрактора К-2 по¬
дается в регенератор К-4, где в результате контакта с воздухом
извлеченные катализаторным комплексом меркаптаны окисляются в
дисульфиды. Для удаления избыточного воздуха предназначен101
Рис. 3.16. Схема установки «Мерокс»:/--сырье; Л —воздух; /// — регенерированный раствор «Мерокс»; IV— избыточ¬
ный воздух; V— дисульфиды; VI — циркулирующий раствор мерокс; VII —све¬
жая щелочь; VIII — очищенный продукт с установки-газожидкостной сепаратор С-3, а для отделения дисульфидов от ка-
тализаторного комплекса — сепаратор С-4. Регенерированный ката-
лизаторный комплекс возвращается в экстрактор К-2, а дисульфиды
сбрасываются в канализацию.Мощность и материальный баланс. Эксплуатируются установки
«Мерокс» мощностью от 2 тыс. до 6 млн. т/г. Потери в процессе
очистки не превышают 0,5% (масс.).Расходные показатели (на 1 т очищаемого сырья):Электроэнергия, кВт • ч 2—4Вода химически очищенная, м® 0,2—0,5Катализатор, г 0,5—1,0Щелочь (в расчете на 100%-ную), кг 0,04—0,06Каталитическая деароматизация светлых нефтепро¬
дуктов [32, 56]Назначение — насыщение ароматических углеводородов с целью
производства деароматизированных реактивных топлив и бензинов-
растворителей.Сырье и продукция. Характеристика сырья и продукции приво¬
дится ниже:ПоказателиРеактивное топливоБензин-растворительсырьепродуктсырьепродуктПлотность pj°0,8370,8200,7800,769Содержание серы, % (масс.)0,001< 0,00010,007< 0,0001Углеводородный состав,
% (масс.)парафиновые23234646нафтеновые35633454ароматические4214200Высота некоптящего пла¬1523——мени, мм
Светимость по люмино-3048——метру102
Мощность и материальный баланс. Мощность действующихустановок избирательного насыщения ароматических углеводородов
(процессы фирм «Юнион ойл оф Калифорния», «Луммус», «Галф»,
«Шелл») составляет 100—600 тыс. т/г. Выход целевого продукта
равняется 95—99% (масс.).Расходные показатели (на 1 т сырья):Электроэнергия, кВт-ч 5—16Вода оборотная, м3 1,5—3,0Топливо, кг 2,5—6,0Водород (в расчете на 100%-ный), м3 80—125ПРОИЗВОДСТВО АРОМАТИЧЕСКИХ УГЛЕВОДОРОДОВЭкстракция ароматических углеводородов
[21,39,44,49JНазначение — выделение ароматических углеводородов из неф¬
тяных фракций с помощью избирательных растворителей (экстраген¬
тов). В качестве экстрагентов применяются диэтиленгликоль, поли-
этиленгликоли (три- и тетра-), сульфолан, диметилсульфоксид,
дигликольамин и др. Наряду с экстракцией для выделения арома¬
тических углеводородов применяются методы азеотропной перегонки
с ацетоном, метанолом, метилэтилкетоном и экстрактивной пере¬
гонки в присутствии фенола, Д^-метилпирролидона, А'-формилморфо-
лина.Сырье и продукция. Сырьем являются катализаты, полученные
при риформировании узких бензиновых фракций (см. стр. 74) или
гидрированные бензины пиролиза.Продукция:1) бензол—применяется как сырье для производства стирола,
фенола, ацетона, циклогексана и других нефтехимических продуктов
и полупродуктов;2) толуол — используется в производстве красителей, взрывча¬
тых веществ, фармацевтических препаратов, а также в качестве рас¬
творителя в различных технологических процессах;3) суммарные ксилолы — смесь о-, п- и л-ксилолов с этилбензо-
лом; направляются на установки разделения ксилолов или приме¬
няются в качестве растворителя;4) высшие ароматические углеводороды Сэ — Сю — используют¬
ся как компоненты автомобильного бензина или сырье для извлече¬
ния псевдокумола;5) рафинат (деароматизированный бензин)—состоит на 95% из
парафиновых углеводородов нормального и изостроения (октановое
число, по моторному методу, равно 50—60), используется как ком¬
понент автомобильных бензинов, сырье для пиролиза и производства
растворителя.Технологическая схема. На рис. 3.17 приводится схема уста¬
новки экстракции бензола и толуола из катализата с помощью
диэтиленгликоля (ДЭГ). Сырье подается в среднюю часть экстрак¬
ционной колонны К-1, снабженной перфорированными тарелками.
В верхнюю часть К-1 вводится 93%-ный водный раствор ДЭГ.
Рафинатный раствор, выходящий с верха экстрактора, охлаждается
в теплообменнике Т-1, холодильнике Х-1, промывается водой от ДЭГ103
Рнс. 3.17. Схема установки экстракции ароматических углеводородов:/—сырье; 11 — диэти ленгликоль; 111—бензол; IV—рафинат; V—толуол; VI—кснлольная фракция; VII — вода; VIII—вода на
промывку.
в рафинатной секции колонны К-3, а затем выводится с уста¬
новки, Раствор ароматических углеводородов в ДЭГ с низа колон¬
ны К-1 подается в колонну К-2, где производится регенерация ДЭГ
водяным паром. Регенерированный ДЭГ возвращается на экстрак¬
цию в колонну К-1, а ароматический продукт выводится через холо¬
дильник Х-3 на водную промывку от ДЭГ в колонну К-3. С верха
колонны К-3 уходит ароматический концентрат, который поступает
на ректификацию в колонны К-4 и К-5. Бензол выводится в каче¬
стве бокового погона К-4, толуол является верхним, а суммарные
ксилолы — нижним продуктом колонны К-5.Технологический режим. Ниже приводятся показатели техноло¬
гического режима при экстракционном выделении диэтиленгликолем
из катализатов риформинга бензола и толуола (I) и суммарных
ксилолов (II).Температура, °Сна входе сырья в экстракционную колонну
на входе экстракта в отпарную колонну
Давление, кгс/см2
в экстракторе К-1в колонне регенерации растворителя К-2
Массовое отношение ДЭГ : сырье
Расход диспергированной фазы через единицу
сечения экстракционной колонны, м3/(м8 • ч)Мощность и материальный баланс. Для выделения бензола и
толуола на отечественных НПЗ, как правило, используются блоки,
входящие в состав комбинированных установок риформинга и экс¬
тракции; ксилолы получают на специальных установках. Мощность
действующих блоков и установок составляет 250—300 тыс. т/год;
в качестве экстрагента применяются ди-, три- и тетраэтиленгликоли.
Ниже приводятся балансы экстракции ароматических углеводородов
из катализатов, полученных риформированием фракций 62—105 "С
(I) и 62-440 °С (II):I IIПоступилоСырье 100,0 100,0
ПолученоБензол 10,9 9,3Толуол 16,5 14,4Суммарные ксилолы (включая этилбензол) 4,5 17,2Высшие ароматические углеводороды — 6,4Рафинат 68,1 52,7Всего 100,0 100,0III150150-16125'1408-991,2-1,61-311; 112:140-5040-50Расходные показатели (на 1 т сырья) при., выд^Аени» бензола'
и толуола ДЭГом из катализата фракции,, 62— 105 °G (I) и при
экстракции бензола, толуола и ксилолов триэтиленгликолем из ката
лизата фракции 62—140°С (II).Пар водяной, ГДж (Гкал)
Электроэнергия, кВт»ч
Вода оборотная, м3
Топливо, кгРастворитель (100%-ный), кгIII4,2 (1,0)4,2 (1,0)10—122530-401-2—90,60,6Изомеризация и разделение ксилолов [18, 44]Назначение — получение этилбензола и индивидуальных изоме¬
ров ксилола из смеси ароматических углеводородов Cs- Для извле¬
чения о-ксилола и этилбензола применяется сверхчеткая ректифика¬
ция, п-ксилол выделяется с использованием методов низкотемпера¬
турной кристаллизации или адсорбции.Сырье и продукция. Сырьем являются «суммарные ксилолы» —
смесь ароматических углеводородов С8, выделяемая экстракцией из
катализата риформинга; состав в % (масс.): п-ксилол — 18—20;
о-ксилол—18—24; л-ксилол — 39—50; этилбензол 14—17; неарома¬
тические углеводороды — не более 0,5.Продукция:1) «-ксилол — применяется как сырье для получения терефтале-
вой кислоты, используемой в производстве синтетического волокна —
лавсана, и диметилтерефталата, являющегося полупродуктом при
выработке полиэфирных волокон;2) о-ксилол — служит сырьем для получения фталевого ангидри¬
да, из которого затем вырабатывают синтетические смолы, лаки и
пластификаторы;3) .и-ксилол — направляется на производство изофталевой кис¬
лоты, является также исходным сырьем в производстве парфюмер¬
ных веществ, витамина Ds, кинофотоматериалов;4) этилбензол — служит сырьем для получения стирола; харак¬
теристика «-ксилола (I), о-ксилола (II), ж-ксилола (III) и этилбен¬
зола (IV) приводится ниже:I II III IVПлотность pj° 0,8611 0,8802 0,8642 0,8670Температура кипения, °С 138,4 144,4 139,1 136,2Температура кристаллизации, +13,3 —25,2 —47,9 —95,0°С5) легкие ароматические углеводороды (С7 и ниже) — исполь¬
зуются как компонент автомобильного бензина;6) тяжелые ароматические углеводороды (С9 — Сю) — направля¬
ются в автомобильный бензин;7) углеводородный газ.Технологическая схема. Наибольшее применение в промышлен¬
ности нашел «-ксилол; для увеличения его выхода на многих НПЗ
предусматривают изомеризацию лг-ксилола и этилбензола в п-ксилол.
На рис. 3.18 приводятся поточные схемы различных комплексов по
производству индивидуальных изомеров $сцлола. Комплексы состоят106
аРис. 3.18. Принципиальные схемы комплексов варианты 1—IV) разделения
ксилолов:А — установка выделения о-ксилола; Б—установка выделения /г-ксилола;
В — установка изомеризации; Г — установка выделения этилбензола; Д — уста¬
новка выделения .и-ксилола.I — суммарные ксилолы с установки экстракции; 2—«-ксилол; 3—сольвент!
4—с-ксилол; 5—этилбензол; 6—ж-ксилол; 7—легкие ароматические углеводо¬
роды; S—тяжелые ароматические углеводороды; 9—газ.из установок изомеризации, выделения п-, о- и л-ксилола, этилбензо¬
ла, связанных друг с другом в различных сочетаниях.На рис. 3.19 изображена технологическая схема комплекса, на
котором вырабатываются только о- и я-ксилолы (вариант III на
рис. 3.18). Суммарные ксилолы смешиваются с изомеризатом, по¬
ступающим с установки изомеризации ксилолов, и подаются на уста¬
новку выделения о-ксилола. Фракционирование ксилолов проводится
в двух колоннах К-1 А и К-1 Б с общим числом тарелок не менее 160.
Верхний продукт колонны К-1 А представляет собой смесь воды и
изомеров ксилола, используемых в качестве орошения; боковой по¬
гон этой колонны, состоящий из м- и n-ксилола направляется на
установку выделения я-ксилола; остаток с низа колонны К-1Б по¬
дается в колонну К-2. С верха К-2 выводится товарный о-ксилол, а
с низа удаляются тяжелые ароматические углеводороды.Смесь ксилолов, поступающая на установку выделения «-кси¬
лола, через теплообменник, охлаждаемый фильтратом, подается в
кристаллизаторы первой ступени Кр-1, в которых хладагентом яв¬
ляется этилен. Образовавшаяся в кристаллизаторах Кр-1 (темпера¬
тура охлаждения —47 °С) ксилольная суспензия переходит в кри¬
сталлизаторы Кр-2 (температура охлаждения —64 °С). Часть кси-
лольной суспензии забирается с низа каждого кристаллизатора и
возвращается в виде рециркулята в этот же аппарат. Из кристал¬
лизаторов Кр-2 суспензия поступает в центрифуги Ц-1, где выделя¬
ются кристаллы fi-ксилола. Фильтрат через емкость Е-5 и паровой
подогреватель откачивается на установку изомеризации, а п-ксилол107<*>!*>* О,
Рис. 3.19. Схема комплекса производства индивидуальных ксилолов: i/—суммарные ксилолы с установки экстракции; II—газ; III — легкие ароматические углеводороды; /Кт-тяжельге ароматические
углеводороды; V—толуол; VI — n-ксилол; VII — о-кснлол; VIII — свежий водородсодержащий газ; /X —проиаи; этила»-,
Л/—фильтрат из отделения выделения n-ксилола в отделение изомеризации; XII—вода; XIII—пар.
смешивается в емкости Е-2 с подогретым фугатом, расплавляется и
направляется в кристаллизаторы второй ступени Кр-3, охлаждаемые
пропаном. Предусмотрена промывка «-ксилола охлажденным толуо¬
лом. Из кристаллизаторов Кр-3 ксилольная суспензия поступает в
центрифугу Ц-2. Фильтрат из центрифуги Ц-2 возвращается в сырье
секции перед кристаллизаторами первой ступени, а осадок п-ксилола
расплавляется в емкости Е-$ и через теплообменник направляется
в колонну К-3. С верха колонны К-3 выводятся пары толуола и во¬
дяной пар, в качестве бокового погона — ©сушенный толуол, с ни¬
за — товарный я-ксилол. Осушенный толуол используется для про¬
мывки n-ксилола в кристаллизаторах второй ступени; двежий толуол
на подпитку системы подается через рефлюксную емкость колон¬
ны К-3.Наряду с выделением n-ксилола низкотемпературной кристалли¬
зацией в последние годы: широкое распространение получило адсорб¬
ционное извлечение. n-Ксилол йрйходйт через слой стационарного
твердого адсорбента и улавливается им. Адсорбированный «-ксилол
затем вытесняется промывкой жидким десорбентом.На установке изомеризации фильтрат первой ступени центрифу¬
гирования, содержащий в основном ж-ксилол и этилбензол, а также
некоторое количество п- и о-ксилола, смешивается с водородсодер¬
жащим газом, проходит через теплообменник, печь П-1 и реактор
со стационарным слоем катализатора Р-1. Выходящая из реактора
газопродуктовая смесь после охлаждения поступает в сепаратор С-1,
в котором происходит выделение циркулирующего водородсодержа¬
щего газа. Жидкая фаза направляется в стабилизатор К-4. Верхний
продукт колонны К-4 — легкие ароматические углеводороды — выво¬
дится с установки, а нижний — подается на установку выделения
о-ксилола.Материальный баланс. Ниже приводятся материальные балансы
комплексов, получающих изомеры ксилола по схемам I, III, IV
(рис. 3.18).IШIVПоступилоСуммарные ксилолы100,0100,0100,0Водород (в расчете на 100%-ный)—3,6—Всего100,0юад100,0ПолученоЛегкие ароматические углеводороды ,—5,98,1Этилбензол——10,9я-Ксилол8,343,633,2.и-Ксилол——11,5о-Ксилол13,844,321,5Тяжелые ароматические углеводороды2,83,912,4Сольвент *76,1——Углеводородный газ—5,92,4Всего 100,0 103,6 100,0* Сольвент содержит 60% ж-ксилола, 10-15% о-ксилола, 6—12% «-ксилола»
16-20% этилбензола,109
Расходные показатели (на 1 т п- и о-ксилолов) для установки,
технологическая схема которой приведена на рис. 3.19.Пар, ГДж (Гкал)1,32 (0,31)Электроэнергия, кВт • ч600Вода оборотная, м325Этилен, кг0,8Пропилен, кг1,6Толуол, кг6,5Катализатор, кг0,15Деалкилирование ароматических углеводородов
[25,32,41,44,55,59]Назначение — получение дополнительных количеств бензола и
нафталина каталитическим и термическим деалкилированием, а так¬
же в процессе деалкилирования толуола с водяным паром.Сырье и продукция. При производстве бензола сырьем устано¬
вок деалкилирования являются толуол, толуольно-ксилольная фрак¬
ция и бензины пиролиза; нафталин вырабатывается на базе высоко-
ароматизированных фракций, выделенных из дистиллятов каталити¬
ческого крекинга и пиролиза.Катализаторы. В каталитических процессах используются алю-
мокобальтмолибденовый и алюмохромовый катализаторы, а в про¬
цессе деалкилирования с водяным паром — алюмородиевый катали¬
затор.Технологический режим. Ниже приводятся показатели техно¬
логического режима каталитического (I) и термического (II) деал¬
килирования толуола:Температура в реакторе, °С 600—650 700-—7S0Давление в реакторе, кгс/см2 36—60 40—50Объемная скорость подачи сырья, ч-1 0,5 —Парциальное давление водорода, кгс/см2 30—35 —•Число регенераций катализатора в год 2—4 —Глубина превращения толуола за проход, 70 70
% (масс.)Мощность и материальный баланс. Мощность установок произ¬
водства бензола деалкилированием толуола и ксилолов достигает
15 0 ты с. т/год. Материальный баланс деалкилирования толуола
каталитическим (I) и термическим (II) процессами приводится
ниже:I IIПоступилоТолуол 100,0 100,0Водород, 100%-ный 4,2 2,5110Всего104,2 102,5
ПолученоБензол - 80,5 82,0Смола 1,1 0,3Углеводородный газ 22,6 20,2Всего 104,2 102,5Расходные показатели каталитического (I) и термического (II)
деалкилирования толуола (в расчете на 1 т сырья):I IIПар, ГДж (Гкал)* 0,5—0,8 0,7—1,0(0,12-0,2) (0,19-0,24)Электро*нергия, кВт • ч 50—100 50—100Вода оборотная, м! 20—30 30—40Топливо, кг ** 150—200 75—100Катализатор деалкилирования, кг 0,07—0,10 —* Потребность в паре полностью удовлетворяется за счет выработки
в котлах—утилизаторах.** Потребность в топливе удовлетворяется за счет газа, полученного при
гндродеалкилировании толуола.Диспропорционирование и трансалкилирование
ароматических углеводородов [44, 55]Назначение — получение бензола и ксилола из толуола и три-
метидбенвола По реакциям:Сырье .и продукция. Сырьем процесса служат толуол и триме-
тялбензол. Основной продукцией являются бензол и ксилолы, побоч¬
ной — легкие углеводороды и углеводороды Сю и выше.Катализаторы. Для проведения процесса применяются алюмо-
силикатный цеолитсодержащий катализатор, приготовленный на
основе цеолита типа X или Y в редкоземельной форме (процесс кси¬
лолы плюс) или, предположительно, деалюминированный цеолит в
Н-форме типа морденнта (процесс таторэй).Ш
Технологический режим реакционного блока установки таторэй:Температура, °С 400—450Давление, кгс/см2 30Мольное отношение водород : сырье (6-г-10): 1Объемная скорость подачи сырья, ч~! 1,0Содержание водорода в циркулирующем 70
газе, % (мол.)Мощность и материальный баланс. Мощность установок диспро-
порционирования и трансалкилирования составляет 70—120 тыс. т/год.
Ниже приводится материальный баланс при переработке толуола (I)
и смеси толуола и ароматических углеводородов Св (II).1 IIПоступилоТолуол 100,0 75,0Ароматические углеводороды С8 — 26,0Водород (в расчете, на 100%-ный) 0,4 0,4ПолученоБензолКсилолыУглеводороды Сю и выше
Легкие углеводородыВсего100.4 100,441.4 25,2
56,1 71,61,0 1,7
1,9 1,9Всего100,4 100,4Расходные показатели (на 1т исходного сырья)Пар, ГДж (Гкал)4,2 (1,0)Электроэнергия, кВт-ч73—78Вода оборотная, м32,1-2,6Топливо, кг70-200ПРОИЗВОДСТВО МАСЕЛ [7, 10, 11, 52, 54]Выбор метода производства смазочных масел из нефтяного
сырья определяется качеством перерабатываемых нефтей (содержа¬
нием масляных фракций, парафина, смол, серы). На отечественных
НПЗ применяют две принципиально различных технологических
схемы:1) для малопарафинистых, .смолистых и малосернистых нефтей
типа бакинских и эмбенских;2) для высокопарафинистых, высокосмолистых и сернистых неф¬
тей типа туймазинской, ромашкинской, западносибирской (рис. 3.20).При получении дистиллятных масел из бакинских и эмбенских
нефтей применяют кислотно-контактную и кислотно-щелочную очист¬
ки; для выработки остаточных масел необходимо предварительно
подвергнуть гудрон деасфальтизации.112
Производство масел из восточных нефтей включает следующие
операции:]) получение нескольких дистиллятных масляных фракций —
300—400 "С, 400—450 °С (350—420 °С), 450-500 °С (420—490 °С), и
гудрона — фракции выше 500 °С (490 °С);2) очистку фракций от нежелательных компонентов и депара-
финизацию с применением избирательных растворителей;3) доочистку компонентов;4) смешение доочищенных компонентов в различных соотноше¬
ниях друг с другом и присадками.Дистиллятные фракции подвергаются последовательно очистке
селективными растворителями (фенолом или фурфуролом), депара¬
финизации (раствором метилэтилкетон — бензол — толуол или ди¬
хлорэтаном), доочистке (контактной или гидрогеннзационной). Оста¬
точные базовые компоненты получают двумя способами: деасфаль-
тизацией гудрона пропаном с последующей селективной очисткой
фенолом или фурфуролом (вариант I) или очисткой гудрона пар¬
ными растворителями (вариант II). Остаточный рафинат затем под¬
вергается депарафинизации и доочистке.Сернокислотно-щелочная очистка [10, 52, 54]Назначение — удаление непредельных соединений и смолистых
веществ. Ввиду наличия трудноутилизируемых побочных продуктов
(кислый гудрон, щелочные отходы) на вновь строящихся производ¬
ствах не используется.Сырье и продукция. Характеристика качества сырья и продук¬
ции установок сернокислотно-щелочной очистки цилиндрового масла
из легкой бибиэйбатской (I) и машинного масла из грозненской
парафинистой (И) нефтей приводится ниже.I IIдоочисткипослеочисткиДОочисткипослеочисткиПлотность pj° '0,9260,9220,9060,902Температура вспышки, °С209209238242Вязкость, сСтпри 50 °С122,210342,839,4при 100 °С14,412,8——Содержание сернокислотных10683смол, % (масс.)
Коксуемость, % (масс.)0,50,36——Кислотное число, мг КОН/г1,120,042——маслаДеасфальтизация гудрона [7, 8, 10, 11, 12]Назначение — удаление с помощью избирательных растворите¬
лей смолисто-асфальтеновых веществ и полициклических углеводо¬
родов, обладающих повышенной коксуемостью и низким индексом
вязкости. В качестве растворителя обычно применяется пропан. Де¬
асфальтизация гудрона применяется также для получения сырья
установок каталитического крекинга и гидрокрекинга; в этом случае113
Мазут
ДепарафинизацииГ ачНизкозастывающее депмаслоГачПетролатумКонтактная доочистка
или гидроочисткаНнзкозастывающий компонентТяжелый дистиллятный компонентСредний дистиллятный компонентОстаточный компонентРис, 3.20. Схема производства масел ■* нефтей восточных районов.
наряду с пропаном используются бутан, пентан или легкие бензино¬
вые фракции (процесс «Добен» — деасфальтизация остатков бен¬
зином).Сырье и продукция. Сырьем установки является гудрон — оста¬
ток, полученный вакуумной перегонкой мазута.Продукция:1) деасфальтизат — используется как промежуточный продукт
в производстве остаточных масел или сырье для установок катали¬
тического крекинга и гидрокрекинга; в производстве масел иногда
применяется двухступенчатая деасфальтизация — из полученного в
первой ступени асфальта выделяется высоковязкий компонент — де¬
асфальтизат II;3) асфальт — служит сырьем для производства битумов или
компонентом котельного топлива.Свойства сырья и продуктов, полученных при двухступенчатой
деасфальтизации гудрона ромашкинской (I), усть-балыкской (II) и
самотлорской (Ш) нефтей приводятся ниже:ГудронПлотность р^°Коксуемость, % (масс.)Содержание, % (масс.)
асфальтенов
смолДеасфальтизат I
Плотность pj°Коксуемость, % (масс.)Вязкость при 100 °С, сСт ,Деасфальтизат II
Коксуемость, % (масс.)Вязкость при 100 °С, сСтАсфальт
Температура размягчения, °СТехнологическая схема установки двухступенчатой деасфальти¬
зации гудрона пропаном (рис. 3.21). Нагретое в теплообменнике Т-1
сырье подается в среднюю часть экстракционной колонны первой
ступени К-1. В нижнюю часть этой колонны поступает жидкий про¬
пан. В результате контакта гудрона с пропаном образуются: раствор
деасфальтизата I в пропане, уходящий с верха колонны К-1 в блок
регенерации растворителя, и раствор асфальта I в пропане, кото¬
рый направляется в середину экстракционной колонны второй сту¬
пени К-2. В нижнюю часть колонны К-2 подается жидкий пропан;
с верха этой колонны удаляется раствор деасфальтизата II в про¬
пане. а с низа — раствор асфальта II.Регенерация пропана из раствора деасфальтизата первой сту¬
пени происходит в испарителе Т-2, эвапораторе К-5 и отпарной ко¬
лонне К-6. Освобожденный от пропана деасфальтизат I откачивается
через холодильник Х-4 с установки. Для выделения пропана из рас¬
твора деасфальтизата И служат испарители Т-3 и Т-4, колонна К-7.IIIIII1,0100,9820,98418-2014-1510-126,77,721,118,80,9150,9250,9260,8-1,30,7-0,81,0-1,120—2319,520—221,5-2,23,13,2—3,430-5660-6560-8062-7035-6050-62116
Рис, 3.21. Технологическая схема установки двухступенчатой деасфальтиза-
ции масел пропаном:/•—сырье; //—пропан-; III —деасфальтизат первой ступени; IV—деасфальтизат
второй' ступени; V — асфальт; VI—водяной пар; VII—вода; VIIJ — пропан на
щелочную очистку.Удаление растворителя из асфальтного раствора проводится в ко¬
лоннах К-4 (куда раствор подается через печь П-1) и К-3. С низа
колонны К-3 асфальт через теплообменник Т-5 и холодильник Х-3
откачивается с установки. Пары пропана, уходящие из испарителей
Т-2, Т-3 и колонны К-4, конденсируются в холодильнике Х-1, а поки¬
дающие испаритель Т-4 и колонну К-5 — в холодильнике Х-2. Скон¬
денсировавшийся пропан собирается в емкости Е-1. Смесь паров про¬
пана и воды из колонн К-3, К-б и К-7 направляется в конденсатор
смешения К-8, орошаемый водой. С верха конденсатора смешения
К-8 пропан поступает во всасывающую линию компрессора ПК-1,
сжимается и через холодильник Х-6 возвращается в систему
циркуляции пропана. Часть пропана выводится на щелочную очистку
от сернистых соединений.Технологический режим установки деасфальтизации гудрона
пропаном:Блок экстракцииI ступень {К-D II ступень (/(-2)
Объемное отношение пропан : сырье 6 : 1—8 : 1 8 : 1 — 10 :1
Давление, кгс/см2 42—46 38—42Температура, °Сверха 80—88 70—75низа 50—65 45—55Нагрузка на единицу площади попе- 35—45речного сечения, м3/(м2 • ч)Блок регенерацииДавление, кгс/смав колоннах К-3, К-6, К-7 1в испарителях Т-2, Т-3 и ко- 27лонне К-4в испарителе Т-4 и колонне К-5 18Температура, °Св испарителях Т-2, Т-3 50—100в испарителе Т-4 150Мощность и материальный баланс. Эксплуатируются установки
проектной мощностью до 600 тыс. т/год по сырью. Материальные
балансы деасфальтизации пропаном гудрона ромашкинской (I) и
усть-балыкской (II) нефтей приводятся ниже:I а100,0 100,029.0 33,610.0 11,461.0 55,0Всего 100,0 100,0Расходные показатели (на 1 т сырья):Поступило
Гудрон
Получено
Деасфальтизат I
Деасфальтизат II
АсфальтПар, ГДж (Гкал) 1,4—2,6(0,35—0,6)Электроэнергия, кВт • ч 4—8Вода оборотная, м3 30—45Топливо, кг 10—16Пропан, кг 5—15118
Очистка масел селективными растворителями
[7, 8, 10, 11,42]Назначение — удаление смолистых веществ и полициклических
Ароматических углеводородов с целью повышения индекса вязкости,
снижения коксуемости, улучшения цвета и вязкостно-температурных
гиойств смазочных масел. В качестве селективных растворителей
чшце всего применяют фурфурол и фенол. Ранее использовались
тпиже нитробензол и сернистый ангидрид. Фурфурол более эффек*
тииен при очистке дистиллятных фракций со значительным содержа¬
нием ароматических углеводородов; фенол целесообразно применять
для очистки остаточных компонентов и сырья из сернистых нефтей.Сырье и продукция. Сырье: 1) деасфальтизат (характеристику
гм. стр. 116), 2) вакуумные дистилляты, полученные при первичной
перегонке нефти. Характеристика дистиллятов, полученных из туй-
мизинской (I) и самотлорской (II) нефтей, приводится ниже:Продукция:1) рафинаты—промежуточные продукты производства масел,
иниравляются для дальнейшей очистки на установки депарафиниза-
цин; 2) экстракты — используются как сырье для производства би¬
тумов, технического углерода, являются компонентами сажемаслона-
полненных каучуков. Характеристика рафинатов и экстрактов приво¬
дится в табл. 3.3.Технологическая схема. Установка очистки масел фурфуролом
(рис. 3.22). Поступающее на установку сырье предварительно в де-
й»раторе К-1 освобождается от растворенного воздуха с помощью
иодяного пара. Затем масляная фракция через подогреватель по-
диется в роторно-дисковый контактор К-2, куда сверху вводится
фурфурол. В результате контакта масла с фурфуролом образуются
пир фазы: рафинатный (выводится сверху) и экстрактный (выво¬
дится снизу) растворы, которые направляются в отделение регенера¬
ции растворителя.Регенерация фурфурола из рафинатного раствора осуществляет¬
ся в две ступени: в колоннах К-3 (под вакуумом) и К-4 (под дав¬
лением, в присутствии водяного пара). С низа К-4 рафинат через
теплообменник Т-3 и холодильник Х-1 выводится с установки. Реге-
Нерпцию растворителя из экстрактного раствора проводят в четыре
Стадии: в колоннах К-5 и К-6 (под давлением), К-7 и К-8 (под
Мкуумом). Экстракт с низа К-8 уходит с установки.Пары сухого фурфурола из колонн К-3, К-5, К-6, К-7 конден¬
сируются и собираются в емкости Е-3, из которой возвращаются в
роторно-дисковый контактор К-2. Пары фурфурола и воды из ко-
ярии К-4 и К-8 после конденсации поступают в емкость Е-2, где
образуются два слоя: верхний — раствор фурфурола (7% (масс.))пМаловязкий (фракция 400—450 °С)
Плотность pi0
Нпакость при 50 °С, сСт
Низкий (фракция 450—500 °С)11лотность of'М пакость при 50 °С, сСт0,913 0,920
37,3 39,00,929 0,935
66,9 85,2И?
Таблица 3.3Характеристика продуктов селективной очистки масел\РафинатЭкстрактСырьеплот¬ность«■?вязкость
при
100 °С,
сСтплот-ность•4°вязкостьпри100' °с,сСттемпе¬ратуразасты¬вания.„сОчистка фурфуроломСырье из ромашкинской
нефти:
маловязкий дистил¬0,8527,21,0704,5-15лятвязкий дистиллят0,870(при 50 °С)
6,71,01516-1811Сырье из самотлорской
нефти:
маловязкий дистил¬0,8437,10,9673,2лятвязкий дистиллят0,881(при 50 °С)
7,30,99214,6—деасфальтизат0,90118,70,98240,7—Очистка феноломСырье из туймазинской
нефти:
маловязкий дистил¬0,85011,30,96334,911лятвязкий дистиллят0,870(при 50 °С)
6-70,995(при 50 °С)
18-19_деасфальтизат0,88819,70,96743,5—Сырье из самотлорской
нефти:
маловязкий дистил¬0,8417,00,9603,15лятвязкий дистиллят0,879(при 50 °С)
7,10,98113,5 деасфальтизат0,90118,50,98241,3в воде и нижний — раствор воды (6% (масс.)) в фурфуроле.
Верхний слой направляется в колонну К-9, а нижний — в колонну
К-10. С низа колонны К-9, в которую подается острый водяной пар,
уходит вода со следами фурфурола, а с низа К-10 — сухой фурфу¬
рол. Верхние продукты колонн К-9 и К-10 представляют собой азео-
тропныё смеси фурфурола с водой, они вновь посылаются в холо¬
дильник Х-5 и емкость Е-2.Установка очистки масел фенолом (рис. 3.23). Очищаемая фрак¬
ция направляется через теплообменники Т-1 и Т-2 в верхнюю часть
абсорбера К-1, в котором контактирует с азеотропной смесью паров
воды и фенола. Из абсорбера сырье поступает з экстракционную
колонну К-2, куда подается подогретый безводный фенол. В колонну
К-2 вводится также фенольная вода с целью выделения из экстрак¬
та вторичного рафината. Из верхней, части экстрактора К-2 уда?I2Q
Рис. 3.22. С^сема^ установки селективной очистки масел фурфуролом:/—сырье/ // — фурфурол; /// —рафннат; IV—экстракт; К—водяной пар; VI—вода.
Рис. 3.23. Схема установки селективной очистки масел фенолом:/—сырье; II— фенол; III—рафннат; IV—экстракт; V—водяной пар; VI—вода.
ляется раствор рафината в феноле, из нижней — раствор экстракта
я феноле.Выделение фенола из рафинатного раствора ведется в две ста¬
дии: раствор последовательно проходит теплообменник Т-4, печь
П-1, колонну К-3, колонну К-4 (в которую подается водяной пар).
С низа колонны К-4 рафинат отводится с установки. Экстракт осво¬
бождается от растворителя в три ступени: сначала в колонне К-5 из
экстрактного раствора удаляется вода в виде азеотропной водно¬
фенольной смеси, затем в колонне К-6 из нагретого в печи П-3 рас¬
твора отгоняется основная часть сухого фенола и, наконец, в ко¬
лонне К-7 остатки фенола отпариваются с водяным паром.Пары сухого фенола из колонн К-3 и К-6 конденсируются и
охлаждаются в теплообменниках Т-1, Т-5 и холодильнике Х-1. Затем
фенол собирается в емкости Е-1, из которой возвращается через
подогреватель Т-3 в экстрактор К-2. Пары фенола и воды, уходящие
из колонн К-4 и К-7, конденсируются в холодильнике Х-6 и через
емкость Е-2 подаются в середину колонны К-5. Азеотропная смесь
фенола и воды, покидающая колонну К-5, после конденсации в хо¬
лодильнике Х-5 подается в виде фенольной воды в низ колонны К-2Таблица 3.4Показатели технологического режима
селективной очистки маселСырьеКратностьраствори-Температура в эк¬
стракторе, °ССодержа¬
ние ВОДЫтеля
к сырью
(по массе)верхнизв раство¬
рителе,
% (масс.)Очистка фурфуроломСырье из самотлорской
нефти:
маловязкий дистил¬1,5: l-f-2,5 :16050лятвязкий дистиллят3: 19066деасфальтизат3,5 : 19687—Очистка феноломСырье из ромашкинской
нефти:
маловязкий дистил¬2,5: 150-5535—4012лятвязкий дистиллят3:1593612деасфальтизат3,5: 1706210Сырье из самотлорской
нефти:
маловязкий дистил¬2,5: 140305лятвязкий дистиллят3:165494деасфальтизат3,5; 180563123
Таблица 3.5Материальный баланс установок селективной очистки маселОчистка фурфуроломФракции из самот-
лорсхой нефтиФракции из ромап
кинской нефтимало- вязкий
вязкий дистил-
'дистиллят лятмало¬вязкийдистил¬лятвязки!ДИСТИЛ'лятПоступилоСырье100,0 100,0 100,0 100,0ПолученоРафинатЭкстракт59,6 51,3 73,7 75,7
40,4 48,7 26,3 24,3Всего100,0 100,0 100,0 100,0и в абсорбер К-L Колонны К-3, К-4 и К-7 орошаются фенолом,
а колонна К-5 — фенольной водой.Технологический режим. Показатели технологического режима
при очистке масел фурфуролом и фенолом приводятся в табл. 3.4.Мощность и материальный баланс. Мощность установок селек¬
тивной очистки масел составляет 300—600 тыс. т/год по дистиллят-
ному и 180—300 тыс. т/год по остаточному сырью. Выход рафината
зависит от природы сырья и требуемого качества рафината. Чем
выше индекс вязкости рафината, тем ниже (при прочих равных
условиях) его отбор. Материальный баланс установок селективной
очистки масел приводится в табл. 3.5.Расходные показатели (на 1 т рафината) при фурфурольной (1)
и фенольной (II) очистке масел:Очистка масел парными растворителями [7, 8, 10, 11]Назначение. Получение остаточных масел из гудрона путем
использования двух взаимно малорастворимых селективных раство¬
рителей, один из которых избирательно растворяет желательные
компоненты сырья, а другой — нежелательные. В качестве раство¬
рителей применяют пропан и смесь фенола с крезолом («селекто»),I пПар, ГДж(Гкал)0,1-0,15 0,55-1,10Электроэнергия, кВт • ч
Вода оборотная, м3
Топливо, кг
Растворитель, кг(0,025-0,035) (0,13-0,26)7-10 8—158-12 9-18
20-30 50-100
0,5-1,0 0,6-1,5124
Очистка феноломФракции из самотлорской нефтиФракции из ромашкинской нефтимпловязкийвязкийдеасфальти¬малоаязкийвязкийдеасфаль¬дистиллятдистиллятзатдистиллятдистилляттизат100,0100,0100,0100,0100,0100,059,847,762,066,763,066,540,252,338,033,337,033,5100,0100,0100,0100,0100,0100,0В заводской практике очистка парными растворителями носит назва¬
ние «дуосол-процесс».Сырье и продукция. Сырьем установки является гудрон.Продукция: 1) рафинат, 2) экстракт, 3) асфальт.Характеристика сырья и продуктов, полученных в результате
очистки парными растворителями гудрона ромашкинской нефти, при¬
водится ниже;Плотность р|°Коксуемость, % (масс.)
Вязкость при 100 °С, сСт
Температура застывания, °ССырьеРафинатЭкстрактАсфальт0,9860,8830,9801,05016,00,27— 18019,068,0—30402069Технологическая схема (рис. 3.24), Установка состоит из отде¬
лений: деасфальтизации, селективной очистки, регенерации раство¬
рителей, обезвоживания фенолокрезольной смеси, компримирования
и защелачивания пропана. Гудрон смешивается со свежим пропаном
и рафинатом, подаваемым из отстойника Е-2, охлаждается и напра¬
вляется в отстойник-смеситель горизонтального типа А-1 (деасфаль-
тизатор первой ступени). С низа деасфальтизатора А-1 уходит рас¬
твор асфальта, который подвергается повторной обработке раство¬
рителем (смесью рафината из отстойника Е-2 и свежего пропана)
и поступает в деасфальтизатор второй ступени А-2. Раствор асфаль¬
та с низа А-2 удаляется на регенерацию.С верха аппарата А-1 отбирается деасфальтизат, который в от¬
делении селективной очистки подвергается многоступенчатой обра¬
ботке смесью фенола с крезолом (растворителе «селекто»). Движение
очищаемого продукта организовано такйм образом, что в каждый
отстойник самотеком поступает рафинатный раствор с предыдущей126
IVтШ Ш)Рис. 3.24. Схема установки очистки масел парными растворителями:/—сырье: //—сжиженный пропан; III— фенолокрезольная смесь («се лекто»); IV—раствор рафината; К—раствор экстракта;
VI— раствор асфальта; VII—экстракт; VIII—рафинат; /X—водяной пар; X—вода на очистку- от «селекто».
ступени и насосом (на схеме не показано) подается рафинатный
раетвор с последующей ступени. Для очистки служат отстойники
Е-3 — Е-7, В последний по ходу очищаемого продукта отстойник
Е-7 вводится чистый раствор «селекто»; с верха этого аппарата
уходит в отделение регенерации растворителя рафинатный раствор.
С низа отстойника Е-3 удаляется экстрактный раствор, который про¬
ходит дополнительную обработку жидким пропаном в емкостях Е-2
п Е-1. Образующиеся в результате дополнительной обработки про¬
дукты выводятся: экстрактный раствор из Е-1 — в отделение реге¬
нерации растворителя, рафинатный раствор из Е-2 — в отделение де-
исфальтизацйи.Регенерация растворителя из экстрактного раствора осуществля¬
ется в четыре ступени: в колонне К-1, где удаляется пропан, и в ко¬
лоннах К-2, К-3, К-4, где последовательно отгоняется «селекто». По
аналогичной схеме выделяется растворитель из рафинатного раство¬
ра (используются колонны K-S — K-9). Пропан с верха колонн К-1
и К-6 после конденсации собирается в емкости Е-8, из которой на¬
правляется в отделение экстракции. Фенол-крезольная смесь из ко¬
лонн К-2 — К-4 и К-7 — К-9 после конденсации и охлаждения по¬
дается в колонну осушки К-5. С низа К-5 обезвоженный «селекто»
через теплообменник и холодильник поступает в емкость Е-9, откуда
возвращается на экстракцию.Азеотропная смесь «селекто» и воды, уходящая с верха колон¬
ны К-5, после конденсации и охлаждения попадает в отстойник Е-11,
где расслаивается. Верхний слой — вода, содержащая 6—9% рас¬
творителя — промывается пропаном, извлекающим «селекто», а* за¬
тем используется для получения водяного пара; нижний слой, со¬
стоящий из 90% растворителя и 10% воды, служит орошением ко¬
лонны К-5.Регенерация растворителей из раствора асфальта на схеме не
показана.Технологический режим:Температура, °Сдеасфальтизации 40—50экстракции 50—58верха К-1, К-6 65-85низа К-1, К-6 300—325верха К-2, К-8 270—280низа К-2, К-8 _ 280—320
Давление, кгс/см2деасфальтизации 22—25экстракции 21—24регенерации пропана (I ступень) 18
регенерации фенолокрезольной смесиII ступень б~6III ступень 1,3IV ступень 0,9
Кратность растворителя к сырьюпропана 3 : 1—5 :1«селекто» 2,5 : 1—5 ; 1Содержание крезолов в «селекто», % (масс.) 49—51Мощность и материальный баланс. Мощность установок очистки
масел парными растворителями достигает 600 тыс. т/год. Материалы127
ный баланс процесса при переработке гудрона ромашкинской нефтй
приводится ниже:Поступило ПолученоГудрон 100,0 Рафинат 30,4Экстракт 33,8Асфальт 35,8Всего 100,0Расходные показатели (на 1 т сырья):Пар, ГДж (Гкал) 0,45—0,65(0,11-0,15)Электроэнергия, кВт • ч 30—60Вода оборотная, м3 56—100Топливо, кг 60—100Пропан, кг 2,7—3,7Фенол, кг 0,4—0,8Крезол, кг 0,8—1,3Депарафинизация масел [4, 7, 10, 11, 53]Назначение — удаление высокоплавких компонентов из масля¬
ных фракций с целью снижения их температуры застывания. Суще¬
ствуют процессы: а) депарафинизации масел с применением избира¬
тельных растворителей — смеси кетонов (ацетона, метилэтилкетона)
с ароматическими углеводородами (бензолом, толуолом) и смеси ди¬
хлорэтана с бензолом («барисол-процесс»); б) депарафинизации ма¬
сел карбамидом.Сырье и продукция. Сырьем являются рафинаты селективной
очистки масел (см. табл. 3.3).Таблица 3.6Характеристика депарафинированных масел, гачей
и петролатумовПоказателиДепарафинизациядистиллятныхмаселДепарафинизацияостаточныхмаселГлубокая депара'
финизация маселДепма-слоГ ачДепма-слоПетро-латумДепма-слоГ ачПлотностьВязкость при 100 °С,
сСтТемпература вспыш¬
ки, *СТемпература засты¬
вания, °СКоксуемость. %
{масс.)Содержание серы,
% (масс.)0,885-
0,887
6.7-7,80,840-0,8600,890-
0,900 ■
18-23.0,860-0,8650,860
7,5—8,5 *0,814—
0,820190-200От —20
до —15
0,08—0,101,0-1,2200—21048-52**0,12220-240От —20
до -15
0,30 “0,651,0-1,3235-240
55-61 **150От —45
до —50
<0,3150
30-32 *** При 50 “С.** Температура плавления.
Рис. 3.25. Схема установки депарафинизации масел:/—сырье; II—депарафинированное масло; III — гач; IV—аммиак; V—вода;
VI — водяной пар.Продукция:1) депарафинированные масла (депмасла), которые затем подвер¬
гаются доочистке; 2) неочищенные гачи (продукт депарафинизации
дистиллятных масел) или летролатумы (образуются при депарафи¬
низации остаточных масел); гач применяется в качестве сырья для
производства парафинов, а петролатум используется для получения
церезинов. Характеристика депмасел, гачей и петролатумов приво¬
дится в табл. 3.6.Технологическая схема установок депарафинизации масел в
растворе ацетон (метилэтилкетон)—бензол — толуол. Установка де¬
парафинизации масел состоит из отделений: 1) кристаллизации;2) фильтрации; 3) регенерации растворителя; 4) обезвоживания
растворителя; 5) холодильного. При производстве масел с темпера¬
турой застывания выше —20 °С в качестве хладагента применяют
аммиак или пропан. На установках, вырабатывающих низкозасты-
иающие масла с температурой застывания от —45 °С до —50 °С,
применяется двухступенчатая схема охлаждения (пропаном или
аммиаком и этаном); процесс называется глубокой депарафинизацией
масел. На рис. 3.25 приведена схема первых четырех отделений уста¬
новки. Сырье через теплообменник Т-1 и холодильник Х-1 подается
в регенеративные кристаллизаторы Кр-1, где охлаждается раствором
депмасла, а затем смешивается с влажным растворителем и цирку¬
лирующим фильтратом. В кристаллизаторах Кр-2 смесь охлажда¬
ется жидким хладагентом (аммиаком или пропаном), после чего5 Зак. 456129
контактирует с влажным и сухим растворителем. Кристаллы твердь
углеводородов выделяются из раствора, образуется суспензия, коте!
рая направляется в барабанный фильтр Ф-1. В процессе фильтрова
ния фильтрат (раствор депарафинировэнного масла) просачивается
через ткань, натянутую на вращающийся барабан; на ткани обра!
зуется лепешка, состоящая из твердых углеводородов. ^ 1Раствор депарэфинированного масла через теплообменник Г-41
кристаллизаторы Кр-1, Кр-3, теплообменники Т-2, Т-3, Т-5, Т-6, Т-71
Т-9 подается в колонну регенерации растворителя К-1. Тверды^
углеводороды (гач, петролатум), находящиеся на барабане фильтра
Ф-1, промываются растворителем для удаления увлеченного маслаЗ
отдуваются инертным газом и снимаются ножом-пластиной с бара-Ц
бана. Затем гач (петролатум) разбавляется растворителем и через
емкости Е-3, Е-4 поступает на фильтры второй ступени Ф-2. Так же|
как и в первой ступени фильтрования, лепешка твердых углеводоро-'
дов промывается растворителем и снимается с барабана. Из емко-f
сти Е-6 раствор гача подается через кристаллизатор К р-5 в отделе-j
ние регенерации растворителя. Фильтрат второй ступени добавляется !
к сырью.Удаление растворителя из депар афиниров анного масла произво-|
дится в четыре ступени; в колоннах К-1, К-2, К-3, К-4. С низа ко-1
лонны К-4 уходит готовое депарафинированное масло. Верхний про¬
дукт колонн К-1, К-2, К-3— сухой растворитель — после конденса-J
ции и охлаждения возвращается в отделение кристаллизации. Для •
отгонки растворителя от гача предназначены колонны К-5, К-6, К-7,:
К-8. Гач выводится с низа колонны К-8. Верхний продукт колонн ?
К-5, К-6, К-7 — влажный растворитель — после конденсации и охла¬
ждения также возвращается в отделение кристаллизации.С верха колонн К-4 и К-8, уходит смесь паров растворителя и
воды, которая после конденсации и охлаждения собирается в емко¬
сти Е-9. В этой емкости происходит расслоение жидкости. Верхний
слой «вода в растворителе» присоединяется к потоку влажного рас¬
творителя. Нижний («растворитель в воде») посылается в кетоновую
колонну К-9 для отпарки растворителя из воды. Очищенная вода
удаляется с низа колонны, а азеотропная смесь кетона и воды с
верха К-9 возвращается в емкость Е-9.Технологический режим. Ниже приводятся показатели техноло¬
гического режима при обычной (I) и глубокой (II) депарафиниза¬
ции масел:Температура фильтрования, “СI ступениII ступени
Давление в корпусе вакуумфильтров,кгс/см*Кратность разбавления сырья раство¬
рителем
для дистиллятного сырьядля остаточного сырьяСостав растворителя, % (масс.):
ацетон или метилэтилкетон
толуолот —27 до —35 от —55 до —60
от—10до—15 от—35до —40
0,01-0,015от 2,8 : 1
до 4,0 : 1от 4,0 :
до 4,5 :от 3,0 : 1
до 4,2 : 160-7525-40130
Мощность и материальный баланс. Мощность установок обыч¬
ной депарафинизации масел составляет^ 90—210 тыс. т/год по оста¬
точному или 100—240 тыс. т/год по дистиллятному сырью, установок
глубокой депарафинизации — до 50 тыс. т/год. Ниже приводится
материальный баланс установок при получении дистиллятных (I),
остаточных (II) и низкозастывающих (III) депмасел из нефти типа
ромашкинской:I II illПоступилоРафинат селективной очистки 100,0 100,0 100,0ПолученоДепмасло 76,0 70,0 62,0Гач (или петролатум) 24,0 30,0 38,0Всего 100,0 100,0 100,0Расходные показатели (на 1 т сырья) при получении обычных (1)
и низкозастывающих (II) масел проводятся ниже:I IIПар, ГДж (Гкал) 3—5,5 (0,7-1,3) 4,2—6,3 (1,0—1,5)Электроэнергия, кВт • ч 120—165 200—400Вода оборотная, м3 40—80 100—200Ацетон или метилэтилкетон, кг 1,4—3,5 2,5—3,5Толуол, кг 1,1—4,0 2,0—2,7Аммиак, кг 0,4—1,4 0,2—1,0Этан ' — 0,15—0,60Гидрокрекинг масел [10, 37, 57]Назначение — получение высокоиндексных базовых масел в ре¬
зультате преобразования нежелательных компонентов сырья в угле¬
водороды нужной структуры за счет реакций гидрирования, кре¬
кинга и изомеризации. Используется взамен традиционных процес¬
сов очистки масел с применением избирательных растворителей или
в сочетании с некоторыми из этих процессов.Сырье и продукция. Сырьем являются неочищенные масляные
дистилляты и деасфальтизаты.Продукция:1) бензиновые фракции; 2) легкий газойль; 3) тяжелый газойль;4) компоненты смазочных масел.Ниже приводится характеристика сырья (смеси вакуумдистилля-
тов и деасфальтизата кувейтской нефти) и полученных при его пере¬
работке продуктов:Сырье Бензин Легкий Тяже- Компоненты масел
газойль лыйгазойль I II IIIПлотность pf 0,931 0,755 0,830 0,858 0,862 0,867 0,875Температура, °Свспышки — — 78 158 230 284 330застывания — — — — 30 50 70Вязкость при 100 °С, сСт 23,52 — — — 5,22 10,90 28,35Коксуемость, % (масс.) 1,4 — — — 0,01 0,01 0,096*132
Разгонка, °Сначало кипения
выкипает 10%
выкипает 50%
выкипает 90%Индекс вязкости депара- — — — — 103 103 104
финированного масла2956419629945896210310517127226320593158254346Технологический режим:Давление, кгс/см2 100—260Температура, °С 350—420Объемное соотношение водородсодержащий 800—2000
газ: сырьеОбъемная скорость, ч’1 0,4—1,5Материальный баланс. Ниже приводится материальный баланс
гидрокрекинга смеси масляных дистиллятов и деасфальтизата.ПоступилоСырьеВодород (в расчете на 100%-ный)100,02,0^ Всего102,0ПолученоТопливный газ3,2Бензин7,1Легкий газойль9,6Тяжелый газойль13,0Парафинистый дистиллят 115,6Парафинистый дистиллят 237,3Остаточное масло11,8Сероводород (в растворе МЭА)0,4Всего102,0Расходные показатели (на 1 т сырья):Пар, ГДж (Гкал) 0,12 (0,028)Электроэнергия, кВт • ч 55—60Вода оборотная, м3 3,2—3,5Топливо, кг 20—22Адсорбционная очистка масел [7, 10, II, 52]Назначение — удаление нежелательных компонентов из масля¬
ных дистиллятов. Применяется взамен селективной очистки фено¬
лом или фурфуролом: в промышленной практике используется при
производстве трансформаторных масел, специальных масел для фар¬
мацевтической промышленности и других продуктов.132
Рис. 3.26. Схема установки адсорбционной очистки масел:/—сырье; //—адсорбент; ///—рафинат-I; IV—рафинат-Н; К—воздух; VI—вода;
VII—водяной пар; VIII—дымовые газы.Сырье и продукция. Сырьем являются вакуумные дистилляты
или деасфальтизат.Продукция;1) рафинат; 2) десорбированное масло (рафинат второй сту¬
пени).Технологическая схема (рис. 3.26). Сырье смешивается с рас¬
творителем (бензиновой фракцией 85—120 °С) и вводится в адсор¬
бер Л-2. Жидкое сырье поднимается навстречу опускающемуся ад¬
сорбенту (синтетическому алюмосиликату с частицами размером
0,2—0,8 мм), который извлекает нежелательные компоненты. Рас¬
твор очищенного масла (рафината первой ступени) поступает в си¬
стему регенерации, а насыщенный смолами адсорбент самотеком
опускается в десорбер А-3. В А-3 происходит удаление адсорбиро¬
ванных нефтепродуктов нагретым растворителем. С верха А-3 отби¬
рается рафинат второй ступени, а пульпа с низа этого аппарата по¬
ступает в сушилку-сепаратор А-4, в которой подачей пара создается
псевдоожиженный слой. Из верхней части сушилки А-4 удаляются
пары растворителя и воды, а с низа системой пневмотранспорта
выводится в ступенчато-прогивоточный регенератор Р-1 сухой на¬
сыщенный смолами адсорбент. В регенераторе Р-1 с поверхности
адсорбента выжигаются углеродистые отложения. Регенерированный
адсорбент системой пневмотранспорта через холодильник с псевдо-
ожиженным слоем А-1 возвращается в адсорбер А-2.Регенерация растворителя из рафината первой ступени произво¬
дится в атмосферной колонне К-1 и отпарной колонне К-2. Для уда¬
ления растворителя из рафината второй ступени предназначены
испаритель Т-4, атмосферная колонна К-3 и отпарная колонна
К-4.133
Технологический режим:Температура, °Св адсорбере А-2 40—45в десорбере А-3 75—80в сушилке А-4 150—160в регенераторе Р-1 600—650
Разбавление сырья растворителем (объемы)на дистиллятном сырье 1 : 2на остаточном сырье 1: (3 — 3,5)Скорость подачи раствора сырья, м3/(м2 • ч) 1Материальный баланс. Ниже приводятся материальные балансы
адсорбционной очистки дистиллятного сырья (I) и деасфальтиза¬
та (II):ПоступилоСырье 100,0 100,0
ПолученоРафинат I 73,0 67,0Рафинат II 16,0 18,0Выжигаемые смолы 11,0 15,0Всего 100,0 100,0Контактная и перколяционная доочистка масел
[7, 8, 10, 11,52]Назначение — улучшение цвета масла, его стабильности, индекса
вязкости посредством избирательного удаления с помощью адсор¬
бентов полярных компонентов сырья (смолистых веществ, кислород¬
содержащих соединений, сульфокислот, остатков избирательных рас¬
творителей). В качестве адсорбентов применяются природные глины
(отбеливающие земли) и синтетические алюмосиликаты. Контактная
и перколяционная доочистки — устаревшие процессы, они заменя¬
ются при производстве масел гидроочисткой.Сырье и продукция. На установки контактной и перколяцион¬
ной доочистки поступают депарафинированные масла из нефтей во¬
сточных районов страны (характеристику — см. табл. 3.6) или масла
кислотно-щелочной очистки из бакинских, эмбенских и других неф¬
тей. В результате доочистки получают базовые компоненты товар¬
ных масел. Побочным продуктом является отгон.Технологическая схема. Процесс контактной доочистки масел
состоит из следующих стадий: смешивание сырья с определенным
количеством адсорбента, нагревание и выдерживание однородной
смеси при определенной температуре в течение некоторого установ¬
ленного времени. Перколяционная доочистка представляет собой пе¬
риодический процесс, включающий заполнение реакционного аппа¬
рата адсорбентом, последующую подачу сырья и фильтрование его134
через неподвижный слой адсорбента, промывку адсорбента раство¬
рителем, продувку паром, выгрузку и регенерацию адсорбента.Мощность и материальный баланс. Эксплуатируются установки
контактной и перколяционной доочистки масел проектной мЬщ-
ностью до 240 тыс. т/год. Фактически на этих установках перераба¬
тывается свыше 300—350 тыс. т/год сырья. Материальный баланс
при переработке дистиллятного (I) и остаточного (II) сырья приво¬
дится ниже:I ИПоступилоДепарафинированное масло 100,0 100,0ПолученоОчищенное масло 98,0 96,0Отгон 2,0 4,0' Всего100,0 100,0Расходные показатели (на 1 т очищенного масла):
Пар, ГДж (Гкал)Электроэнергия, кВт • ч
Вода оборотная, м3
Глина, кг0,3—0,4
(0,07-0,09)1.5-2,51.5-2,5
3-6Гидродоочистка масел [10, 11, 20, 32]Назначение — улучшение цвета и повышение стабильности сма¬
зочных масел. Применяется взамен доочистки масел адсорбентами.Сырье и продукция. Характеристика масел до и после гидродо¬
очистки приводится в табл. 3.7. Побочные продукты установки:1) отгон — применяется в качестве компонента котельного топлива;2) сероводород — направляется на установки производства серы илиТаблица 3.7Характеристика сырья и продуктов гидроочисткй маселПоказателиДепмасло неочи¬
щенноеМасло после
очисткидистиллятноеостаточ¬ноедистил¬лятноеостаточ¬ноеВязкость при 100 °С, сСт7,921,67,220,6Температура застывания, °С— 18— 17-16-15 -Содержание серы, % (масс.)1,01,10,60,7Индекс вязкости82858588Цвет (в мм) по КН-51, стек¬
ло № 4 при разбавлении
15:8534178045135
Рис. 3.27. Схема установки гидродоочистки масел: 1I — сырье; II — свежий водородсодержащий газ; III — очищенное масло; IV—'угле*|
водородный газ; V—отгон; VI—сероводород в растворе моноэтаноламина (МЭА}$|
VII — водяной пар; VIU—МЭА; IX — вода в канализацию; X — несконденсира^
вавшиеся газы. '%серной кислоты; 3) углеводородный газ — используется как топливо;
для трубчатых печей.Технологическая схема. Установки гидродоочистки масел со¬
стоят из 3—4 потоков. На рис. 3.27 приведена схема одного из по- =
токов. Сырье смешивается с водородсодержащим газом, нагревается?
в теплообменниках Т-1, Т-2 и печи П-1 и поступает в реактор Р-1,
заполненный алюмокобальтмолибденовым катализатором. Гидрогени-
зат подвергается двухступенчатой сепарации (горячей в С-1 и хо-;
лодной в С-2), а затем подается в отпарную колонну К-1, где отго-й
няются легкие фракции и основная часть сероводорода.,. Влажное?
масло с низа колонны К-1 направляется в колонну вакуумной суш-;
ки К-2, а затем проходит через рамный фильтр Ф-1, в котором мае-;,
ло отделяется от катализаторной пыли. Циркулирующий водород
содержащий газ подвергается очистке от сероводорода раствором;
моноэтаноламина в колонне К-3, iТехнологический режим. Ниже приводятся показатели техноло¬
гического режима при очистке дистиллятных (I) и остаточных (II)
масел: \I II2 з 1 ;250—300 500-600:250-320 300-330
35-40 35-40Мощность и материальный баланс. Эксплуатируются установку
гидродоочистки мощностью до 360 тыс, т/год. Материальные ба¬
лансы облагораживания дистиллятных (I) и остаточных (II) масел
приводятся ниже: , j136Объемная скорость, ч"1Кратность циркуляции водородсодержащего
газа, м3/м3
Температура в реакторе, “С
Давление а реакторе, кгс/см2
I IIПоступилоДепарафинированное масло 100,0 100,0Водород (100%-ный) на реакцию 1,4 1,7Всего 101,4 101,7ПолученоОчищенный продукт 98,0 97,5Отгон 1,6 2,0Углеводородный газ 1,6 1,8Сероводород ' 0,3 0,4Всего 101,4 101,7Расходные показатели (на 1 т гидроочищенного масла):Пар, ГДж (Гкал) 0,26—0,38(0,06-0,09)Электроэнергия, кВт • ч 30—75Вода оборотная, м3 3—10Топливо, кг 10—20Катализатор алюмокобальтмолибденовый, 0,1
кгПРОИЗВОДСТВО ПАРАФИНОВ [34, 52, 54]В органической химии парафинами называются предельные угле¬
водороды алифатического ряда, имеющие формулу СлНгл+г, где
п 1, В технике термин «парафины» используется для обозначения
концентратов предельных углеводородов преимущественно нормаль¬
ного строения (от С9 до С40), выделенных из нефти или из каких-
либо других продуктов, например озокерита. В зависимости от фрак¬
ционного состава, температур плавления и кристаллической струк¬
туры парафины подразделяются на жидкие (/„л ^ 27°С), твердые
(h.t = 28 70 °С) и микрокристаллические (^пл > 60 Ч- 80 °С) — це¬
резины. По степени очистки парафины делятся на гачи (петрола-
тумы), содержащие до 30% (масс.) масла, неочищенные парафины
(церезины) с содержанием масла до 6% (масс.); очищенные и вы-
сокоочищенные парафины (церезины).В СССР освоены следующие промышленные методы получения
неочищенных твердых парафинов: 1) обезмасливание гачей, получен¬
ных при депарафинизации масел смесью кетона, бензола и толуола;2) выделение и обезмасливание парафина из дистиллятов высоко-
парафинистых нефтей смесью кетона, бензола и толуола; 3) кри¬
сталлизация твердых парафинов без применения растворителей.Неочищенные парафины подвергаются затем облагораживанию
с применением кислотно-щелочной, адсорбционной или гидрогениза-
ционной доочистки.Жидкие парафины выделяются из дизельных фракций депарафи-
низацией с применением избирательных растворителей (смесь аце¬
тона, бензола и толуола), карбамидной депарафинизацией и адсорб¬
цией на молекулярных ситах.137
Получение неочищенных твердых парафинов
[4, 34, 52, 54]
Фильтрпрессование и потениеПроцесс производства неочищенных парафинов из парафинистыя
дистиллятов без использования растворителей включает две стадии:
фильтрпрессование и потение. На отечественных НПЗ применяются
двухступенчатые схемы фильтрпрессования по фильтрату и гачу,
Процесс двухступенчатого фильтрпрессования по фильтрату состой!
из следующих'операций: 1) охлаждение сырья до 15—20 °С, 2) пер>
вая ступень фильтрации в фильтр-прессах; 3) охлаждение фильтрата
до 0—10 °С; 4) вторая ступень фильтрации. Вторая схема предусма¬
тривает: 1) охлаждение до 4—8°С; 2) первую ступень фильтрации;3) плавление полученного гача; 4) охлаждение гача в кристаллиза¬
торах до 20—22 °С; 5) вторую ступень фильтрпрессования.Из полученных фильтр прессованием гачей необходимо удалить
остатки масла. Обезмасливание проводится путем медленного охла¬
ждения гача до температуры, на 15—20 °С ниже температуры его
плавления. Процесс называется «потением» гача и осуществляется в
камерах потения — аппаратах, внутри которых расположены плоские
прямоугольные стальные ящики небольшой высоты (тарелки).Обезмасливакие гача и петролатума
с применением избирательных растворителейЗа последние 20—25 лет нашли распространение схемы получе¬
ния парафинов и церезинов из побочных продуктов производства
масел — гачей и петролатумов. Гачи и петролатумы (характеристику
см. в табл. 3.6) обезмасливают на специальных установках с приме¬
нением избирательных растворителей, получая при этом'неочищен¬
ные парафины (из гача) и церезины (из петролатума). Побочным
продуктом является фильтрат, направляемый в котельное топливо.
В качестве избирательных растворителей применяют смесь кетона
(ацетона или метилэтилкетона) с бензолом и толуолом, дихлорэтан.Технологическая схема. Установка обезмасливания гачей смесью,
кетона с бензолом и толуолом (рис. 3,28) состоит из отделений:1) охлаждения и фильтрации раствора гача н 2) регенерации рас*
творителя из растворов сырого парафина и фильтрата.Расплавленный гач смешивается с растворителем (смесь метил¬
этилкетона или ацетона, бензола и толуола) и подается на терми¬
ческую обработку в теплообменник Т-1. После Т-1 термообработан¬
ный гач проходит водяной холодильник Х-1, кристаллизаторы Кр-1,
Кр-3, Кр-4, Кр-5 (охлаждение холодным растворителем) и кристал¬
лизатор Кр-7 (охлаждение испаряющимся аммиаком). Из Кр-7 вы¬
ходит смесь, содержащая 78—80% растворителя и 20—22% гача,
которая поступает на вакуум-фильтры первой ступени фильтрации
Ф-1. На фильтровальной ткани барабана фильтра откладывается
лепешка парафина; тоторая промывается охлажденным растворите¬
лем, отдувается инертным газом, снимается ножом и шнеком транс¬
портируется в емкости Е-3. Парафин после первой ступени фильтра¬
ции содержит около 5—8% масла и поэтому его вновь разбавляют
растворителем и направляют на вторую ступень фильтрации в ва¬
куум-фильтры Ф-4. Раствор парафина из фильтров второй ступени
через емкость Е-6 подается в отделение регенерации растворителя.138
Kp-f Kp-2 ftp-3 Кр-Ч Kp-5 Кр-В кр-7Рис. 3.28. Схема установки обезмасливания гача: '/—сырье; II—растворитель для первоначального разбавления; ///— раствор парафина второй ступени на регенерацию;
Л'—фильтрат первой ступени на регенерацию.
Фильтрат первой ступени отсасывается из фильтров в емкость
Е-2, из которой направляется через теплообменник Т-4 в систему
регенерации растворителя, а фильтрат второй ступени возвращается
на смешение с сырьем. В отделении регенерации растворителя про¬
исходит удаление кетоно-бензольно-толуольной смеси из сырого пара¬
фина и фильтрата. Регенерированный раствор возвращается в отде¬
ление охлаждения и фильтрации, а сырой парафин и фильтрат вы¬
водятся с установки.Технологический режим. Температура обработки раствора 70—
80 °С; отношение растворителя к сырью перед фильтром (4,5 4- 5) : 1;
температура фильтрации первой ступени —,от —10 до +5°С, второй
ступени — от 6 до 10 °С.Материальный баланс. Ниже приводится материальный баланс
установки обезмасливания гача:Поступило ПолученоГач 100,0 Парафин-сырец 56,0Фильтрат 44,0Всего 100,0Расходные показатели установки обезмасливания гачей (на 1 т
парафина-сырца):Пар водяной, ГДж (Гкал) 6,7—11,0 (1,6—2,6)Электроэнергия, кВт • ч 900—1200Вода оборотная, м3 100—260Аммиак, кг 75—100Кетон, кг 10—15Толуол, кг 12—16Доочистка парафинов и церезинов [32, 34, 51]Назначение — удаление нестабильных, красящих и обладающих
запахом веществ с помощью кислотно-щелочной, адсорбционной (кон¬
тактной или перколяционной) или гидрогеннзационной очистки.Сырье и продукция. Характеристика сырья (1) и продуктов,
полученных кислотной (II), перколяционной (III), контактной (IV)
и гидрогеннзационной (V) доочисткой, приводится ниже:IКоричневаяIIIllIVVВнешний видкристалли¬
ческая массаБелаякристаллическаямассаТемпература плав¬56,657,657,056,757,6ления, ССодержание, %(масс.)масла0,740,660,640,70,67серы• 0,120,020,020,030Цвет со стеклом
№ 1 по—250250250280КН-51, ммУстойчивость цве-——777та, дни140
Технологическая схема. Технологический режим. Кислотная
очистка парафина проводится в аппаратах с перемешивающими
устройствами при 60—80 °С (иногда при !60°0. Для очистки при¬
меняется серная кислота концентрацией 95—98% (масс.) или олеум.
Кислый парафин нейтрализуется при 80—85 °С 2—-5% раствором
NaOH, NaaCCh или отбеливающей глиной. Эксплуатируется уста¬
новка непрерывной кислотно-щелочной очистки, на которой кислый
гудрон и щелочные отходы отделяются от парафина под действием
электрического поля.Для контактной доочистки парафина обычно используют один из
блоков установки контактной очистки масел. На нескольких отечественных НПЗ эксплуатируются установки
перколяционной очистки парафина. Расплавленный парафин последо¬
вательно или параллельно пропускают через фильтры-перколяторы,
наполненные отбеливающей землей или алюмосиликатным катализа¬
тором. Очищенный парафин после перколяторов на рамном фильтр-
прессе отделяется от частиц унесенной глины. Насыщенный смолами
адсорбент продувают воздухом и острым паром, промывают раство¬
рителем, а затем подают на блок регенерации адсорбента. Регенера¬
ция заключается в выжигании захваченных адсорбентом органических
веществ.Для доочистки парафина используются также установки непре¬
рывной адсорбционной очистки.Наиболее эффективным способом получения высокоочищенных
парафинов является гидроочистка. Процесс проводится на отдельных
установках или на блоках установок гидроочистки масел, дообору¬
дованных для переработки парафина. Показатели технологического
режима гидродоочнстки парафина: температура реакции 300—330 °С,
давление 40 кгс/см8, объемная скорость подачи сырья 0,5 ч~‘, крат¬
ность циркуляции водородсодержащего газа 800 м3'/м3 сырья, содер¬
жание водорода в циркулирующем газе 80—95%.Мощность и материальный баланс. Мощность установок и бло
ков доочистки парафина составляет 30—60 тыс. т/год. Материальный
баланс перколяционной (I) и гидрогеннзационной (II) доочистки
парафина приводится ниже:I IIПоступилоПарафин-сырец 100,0 100,0Водород (100%-ный) — 0,9Всего 100,0 100,9ПолученоПарафин очищенный 98,3 99,7Смолы 1,7 —Бензин-отгон — 0,1Сероводород — 0,1Газ углеводородный — 1,0Всего 100,0 100,9Расходные показатели (на 1 т парафина-сырца) при перколя¬
ционной (I) и гидрогенизационной (II) доочистке парафина приво¬
дятся ниже:141
I II'Пар, ГДж (Гкал) 2,5—3,8 0,25—0,4(0,6-0,9) (0,06-0,09)Электроэнергия, кВт • ч 3—5 30—50Вода оборотная, м3 2—4 5—8Адсорбент или катализатор, кг 40—60 0,1Адсорбционное извлечение жидких парафинов
[30, 34, 52, 54, 58]Назначение — выделение жидких парафинов Сю—С.8 из нефтя¬
ных фракций, основанное на способности пористых синтетических
цеолитов поглощать вещества с определенными формами и разме¬
рами молекул.Сырье и продукция. Сырьем являются гидроочищенные дизель¬
ные фракции, пределы выкипания которых зависят от требований,
предъявляемых к извлекаемым парафинам. При получении жидких
парафинов, используемых в производстве синтетического белка, на
адсорбционное извлечение направляется гидроочищенная дизельная
фракция 200—320 °С со следующими показателями качества; плот¬
ность р|° ==г 0,826 -ь 0,845; йодное число Sj 1,6; содержание серы
5^0,05, ароматических углеводородов ^35, парафинов 18—21%
(масс.).Продукция:1) жидкие нормальные парафины; содержание «-алканов ^98,
ароматических углеводородов ^1,0% (масс.); используются в про¬
изводстве биологически разлагаемых поверхностно-активных веществ
(сульфонатов, высших жирных спиртов и др.), пластификаторов,
белково-витаминных концентратов; с целью удаления ароматических
углеводородов подвергаются доочистке серной кислотой, адсорбен¬
том, и т. п.;2) депарафинировакная дизельная фракция (денормализат)
имеет температуру застывания от —35 до —45 °С и используется
как компонент летнего или зимнего дизельного топлива.Технологическая схема. Технология адсорбционного извлечения
жидких парафинов включает две основные стадии: 1) адсорбцию —
селективное поглощение цеолитом «-алканов; 2) десорбцию — уда¬
ление из слоя цеолита поглощенных углеводородов. На промышлен¬
ных установках чаще всего применяется вытеснительная десорбция:
через слой цеолита пропускают вещество, которое способно, про¬
никнув в пары цеолита, адсорбироваться в них и вытеснить парафи¬
ны; в качестве вытеснителя используются низкомолекулярные я-ал-
каньг_ и алкенн, двуокись углерода, аммиак и др.На рис. 3.29 приведена схема установки адсорбционного извле¬
чения парафинов. Гидроочищенное сырье подвергается осушке в ко¬
лоннах К-1 или К-2, смешивается с зодородсодержащим газом и
после нагрева в теплообменниках и трубчатой печи поступает в ре¬
акторный блок, который состоит из трех адсорберов (К-З—К-5),
^работающих по сменно-циклическому графику. В каждом из адсор¬
беров последовательно протекают стадии адсорбции, продувки и де¬
сорбции. Сырье поступает в тот из адсорберов, в котором осуществ¬
ляется стадия адсорбции (на рис. 3.29 это К-3). Из адсорбера вы¬
ходит денормализат, который после очистки выводится с установки.142
Рис. 3.29. Схема установки адсорбционного извлечения жидких парафинов:
/—•сырье; //—аммиак; ///— водородсодержащнй газ; /К—жидкие парафины;
V—денормализат.После окончания адсорбции проводится продувка аммиаком, при
которой из свободного объема адсорбера удаляются компоненты не
вступившего в реакцию сырья, а с внешней поверхности гранул
цеолита — неселективно адсорбированные углеводороды. Продувоч¬
ный продукт объединяется с денормализатом. После продувки на¬
чинается стадия десорбции — в адсорбер также подается аммиак. Из
адсорбера выходит смесь аммиака и «-парафинов. После очистки
н-парафины выводятся с установки.Материальный баланс:Поступило ПолученоСырье 100,0 Жидкий парафин 18,0Денормализат 82,0Всего 100,0Карбамидная депарафинизации дизельной фракции
[34, 50, 52, 54, 58]Назначение — получение низкозастывающего дизельного топлива
и жидких парафинов с использованием способности «-парафинов об¬
разовывать комплекс с карбамидом.Сырье и продукция. Сырьем установки служит гидроочиценная
фракция 180—350 °С.Продукция;1) низкозастывающие дизельные топлива — зимнее {температура
застывания — от —35 до —45 °С) и арктическое (температура за¬
стывания — ниже —60 °С); 2) жидкий парафин; содержание «-алка¬
нов— 85—92, ароматических углеводородов 5—7% (масс.)-, под¬
вергается доочистке от ароматических углеводородов серной кис¬
лотой.Технологическая схема. Процесс состоит из следующих стадий:1) образование комплекса карбамида с «-парафинами; 2) отделение143
Рис. 3.30. Схема установки карбамидной депарафинизации:/ — сырье; //—изопропиловый спирт; III—свежий раствор карбамида; IV—де¬
пар афинированное дизельное топливо на промывку от спирта; V—парафин-
сырец на промывку; V/ —комплекс и карбамид в отстойники блока промывки
комплекса; VII — «тощий» спиртовой раствор; VIII— промежуточная фракция
с установки.комплекса от депарафинированного продукта; 3) промывка и де¬
струкция комплекса. Существуют различные варианты технологиче¬
ских схем установок карбамидной депарафинизации, которые отли¬
чаются агрегатным состоянием карбамида, подаваемого на комплек-
сообразование, условиями образования комплекса, количеством и
природой вводимых в зону реакции растворителей и активаторов,
способом отделения комплекса от жидкой фазы, методами промывки
комплекса и регенерации карбамида и т. п. Наибольшее распростра¬
нение в промышленной практике имеют следующие методы депара¬
финизации: 1) спирто-водным раствором карбамида с отделением
твердой фазы отстоем; 2) кристаллическим карбамидом с отделе¬
нием твердой фазы на центрифугах; 3) водным раствором карба¬
мида с грануляцией комплекса в растворе хлористого метилена и
отделением твердой фазы на барабанных фильтрах.На рис. 3.30 приводится схема установки депарафинизации ди¬
зельного топлива водно-спиртовым раствором карбамида. Сырье —
дизельная фракция — смешивается в диафрагмовом смесителе А-1 с
изопропиловым спиртом, проходит через теплообменник Т-1, подо¬
греватель Т-2 к сепаратор С-1 в колонну К-1. В колонне К-1 от¬
гоняется часть спирта и воды, возвращающаяся через конденсатор-
холодильник ХК-1 в емкость Е-1. С низа К-1 уходит насыщенное
спиртом сырье, которое через теплообменник Т-1 поступает на сме¬
шение с циркулирующим раствором карбамида. Смесь спиртового144
раствора сырья и карбамида охлаждается в холодильнике Х-1 до
температуры, близкой к температуре начала кристаллизации карба¬
мида, и направляется в реакторы Р-1.В реакторах происходит образование комплекса карбамида с
парафиновыми углеводородами. Из реакторов Р-1 реакционная смесь
переходит в четырехсекционную емкость Е-2, предназначенную для
отделения дизельного топлива от комплекса и промывки комплекса.
Депарафинированное дизтопливо из верхней секции емкости Е-2
поступает на блок отмывки и регенерации спирта. Комплекс промы¬
вается в трех нижних секциях емкости промывной фракцией, а за¬
тем направляется на разложение в подогреватель Т-3. Промывной
раствор из емкости Е-2 откачивается на блок регенерации промыв¬
ной фракции и спирта.Продукты разложения комплекса — парафин и карбамидный
раствор разделяются в отстойнике С-2, из которого парафин-сырец
уходит на блок отмывки спирта (на схеме не показан), а карб¬
амид— в сборник Е-3. Из сборника Е-3 карбамид возвращается на
смешение с сырьем. Депарафинированное дизельное топливо, пара¬
фин-сырец, промывную фракцию промывают водой для извлечения
унесенного спирта. Отмытые дизельное топливо и парафин выводят¬
ся в товарные парки, а промывной раствор — на регенерацию. Спир¬
товые растворы, полученные при промывке дизтоплива, парафина и
промежуточной фракции концентрируются в ректификационных ко¬
лоннах.Технологический режим:Температура, °Скомплексообразования в Р-1
разложения комплекса в Т-3
Время контакта дизельного топлива с карб¬
амидом в реакторах Р-1, мин
Массовое соотношение раствор : сырье
Содержание в растворе, % (масс.)
карбамида• изопропилового спиртаМощность и материальный баланс. Мощность установок карб¬
амидной депарафинизации по сырью составляет 500—1000 тыс. т/год.
Материальный баланс процесса приводится ниже:ПоступилоСырье 100,0
ПолученоДизельное топливо зимнее 80,5Промежуточная фракция 9,5Жидкий парафин 10,0Всего 100,0Расходные показатели (на 1 т сырья) для установок депарафи¬
низации с применением водно-спиртового раствора (I) и кристал¬
лического (II) карбамида приводятся ниже:25—5070-7530—504,2 : 138-4357—62145
I I!Электроэнергия, кВт • ч
Вода оборотная, м3
Топливо, кг
Карбамид, кг
Изопропиловый спирт, кг
Метанол, кгПар, ГДж (Гкал)0,8-1,0 0,5-0,65(0,2-0,25) (0,12-0,15)70-80 30—4020-25 25-3030-40 40—452 1,551,0-1,5ПРОИЗВОДСТВО РАЗЛИЧНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ
Производство битумов [13, 54]Назначение — получение битумов различных сортов и марок.Для производства битумов применяются следующие способы:1) глубокая вакуумная перегонка мазута (получаемый при этом
продукт называется остаточным битумом);2) окисление нефтепродуктов воздухом при высокой температу¬
ре (с получением так называемых окисленных битумов);3) компаундирование остаточных и окисленных битумов.Ниже рассматривается процесс производства битумов окисле¬
нием тяжелых нефтяных фракций.Сырье и продукция. Сырьем являются остатки атмосферно-ва¬
куумной перегонки нефти (гудроны), побочные продукты производ¬
ства масел (асфальты и экстракты). Наилучшим сырьем считаются
остатки высокосмолистых, малопарафинистых нефтей, наихудшим —
остатки высокопарафинистых нефтей, поскольку при окислении этих
продуктов образуется большое количество асфальтенов и карбенов,
вследствие чего битум становится хрупким и неэластичным.Продукция — битумы строительные, дорожные, покровные (кро¬
вельные), специальные. Характеристика товарных битумов приведе¬
на в гл. 4.Технологическая схема. Окисление остатков проводится как пе¬
риодическим (в кубах), так и непрерывным (в трубчатых реакторах
и окислительных колоннах) способом. Воздух подается с помощью
компрессоров или вращающихся диспергаторов (при получении би¬
тумов бескомпрессорным методом на установках малой мощности).Схема установки производства битумов приведена на рис. 3.31.
Установка состоит из двух блоков — на первом получают строитель¬
ные, на втором — дорожные вязкие битумы. Гудрон через печь П-1
поступает в емкость Е-1, а затем в смесителях М-1, М-2 контакти¬
рует с воздухом и рециркулирующим окисленным продуктом. Смесь
направляется в трубчатые реакторы первого блока Р-1, Р-2. Про¬
дукты окисления из реакторов переходят в испаритель К-1, где про¬
исходит отделение газообразной фазы от жидкой. Газы (воздух,
пары отгона, окислы углерода и серы) через холодильник X-t на¬
правляются в сепаратор К-3. Из К-3 выводятся несконденсировав-
шиеся газы окисления — на сжигание в печь П-3, отгон — через хо¬
лодильник Х-5 с установки.Окисленный "продукт с низа испарителя К-I частично возвра¬
щается в смесители М-1 и М-2 на рециркуляцию, а балансовый из¬
быток откачивается в емкости Е-3 — Е-6. Из емкостей строительный
битум поступает на розлив в крафт-мешки и аатобитумовозы.146
К-1Рис. 3.31. Схема установки производства битумов:1—гудрон; // — асфальт; ///—экстракт; IV—поверхностно-активные вещества; V—фракция 160—300 °С; VI—отгон; VII—IX—на¬
лив битумов в автобитумовозы <VII — строительный, VIII — дорожный вязкий, IX — дорожный жидкий); X—налив строительного
битума в крафт-мешки и автобитумовозы; XI—налив дорожного битума в железнодорожные цистерны н бункерные полувагоны.
Дорожные битумы получают окислением асфальта деасфальтиза-
ции по схеме, аналогичной описанной выше (смесители М-3, М-4 -
реакторы Р-3, Р-4 испаритель К-2). Окисленный продукт из ис¬
парителя К-2 подается в смеситель М-5 на компаундирование с по¬
верхностно-активными веществами и экстрактом селективной очистки
масел, а затем попадает в емкости Е-7 — Е-14, Если на предприятии
отсутствуют асфальты и экстракты (НПЗ топливного профиля), то
дорожные битумы получают окислением гудрона. Дорожные вязкие
битумы разливаются из емкостей Е-7, Е-8 в железнодорожные ци¬
стерны, бункерные полувагоны и автобитумовозы. Для получения
дорожных жидких битумов вязкие битумы в смесителе М-6 смеши¬
ваются с разжижителем — фракцией 160—300 °С.Технологический режим:Температура, °Ссырья на входе в установку 100—120окисления в Р-1 — Р-4 260битума после Х-2, Х-3, Х-4 170
Давление, кгс/см2воздуха на входе в смесители 9смеси на входе в Р-1—Р-4 8Расход воздуха, м3/м3 продукта 100—150Отношение рециркулят:сырье 6 : 1Мощность и материальный баланс. Мощность установок по про¬
изводству окисленных битумов составляет 125—500 тыс. т/год. Ма¬
териальный баланс установки, производящей дорожные и строитель¬
ные битумы окислением смешанного сырья, приводится ниже:ПоступилоГудрон 23,7Асфальт деасфальтизации гудрона 39,7Экстракт селективной очистки масел 32,9Поверхностно-активные вещества 3,7Всего 100,0ПолученоБитумы дорожные 73,5
в том числе БНДп 200/300, БНДп 130/200 (15,0)БНДп 90/130 (15,0)БНДп 60/90 (28,5)БНДп 40/60 (15,0)Битумы строительные 22,4в том числе БН-IV (11,2)БН-V (11,2)Отгон 1,3Г азы окисления 2,8148Всего 100,0
Таблица ЗЯХарактеристика исходных нефтяных фракций и полученного их обработкой сырья
для производства технического углеродаИсходные фракцииСырье для производства технического углеродаПоказателифракция
270-
440 °С
замед¬
ленного
коксо¬
ваниягазойли катали¬
тического кре¬
кинга (фракция
270- 420 °С)экстракт
селектив¬
ной очи¬
стки ма¬
сел *полученное экстракционной
обработкой газойлейполученное термическим
крекингом (термогазойль)серни¬стыемалосер¬нистыеиз фрак¬
ции
270- 440 °С
замедлен¬
ного кок¬
сованияиз фракции
270—420 °С ката¬
литического
крекингасерни¬стоемалосер¬нистоегидроочищен¬ноесерни¬стоймалосер¬нистойПлотность p'f0,90300,94320,91700,99001,00241,00751,00530,99300,99000,9945Вязкость, сСтпри 100 °С2,7———3,5—————при 50°С———59,9—5,56,689,8615,0011,45Содержание ароматических38,564,549,076,480,181,678,675,577,179,7соединений, % (масс.)в том числе тяжелых20,247,432,441,954,864,867,457,065,152,1Коэффициент ароматизиро¬———150165—_136148147ванное™Коксуемость, % (масс.)0,060,120,151,470,941,500,920,840,800,35Содержание серы, % (масс.)0,642,460.183,871,423,300,452,641,651,86* Может использоваться как компонент сырья для производства технического углерода без дополнительной обработки»
Расходные показатели (на 1 т сырья):
Пар, ГДж (Гкал)0,42-0,85
(0,10—0,2)
30-40
1,0-2,0
16-25Электроэнергия, кВт • ч
Вода оборотная, м3
Топливо, кгПолучение сырья для производства
технического углерода [15]Назначение—выработка высокоароматизированных концентра¬
тов, содержащих би-, три- и полициклические ароматические угле¬
водороды с целью последующего использования в производстве тех¬
нического углерода (сажи). Основными направлениями получения
сырья для производства сажи в настоящее время являются: 1) тер¬
мический крекинг газойлей каталитического крекинга или их смесей
с экстрактами селективной очистки дистиллятных масел; 2) выделе¬
ние экстракта из газойлей коксования, каталитического и термиче¬
ского крекинга с помощью фенола или фурфурола.Сырье и продукция. Характеристика исходных нефтяных фрак¬
ций и полученного при их обработке сырья для производства тех¬
нического углерода приводится в табл. 3.8.Термический крекинг газойлей и экстрактовПри термическом крекинге происходит отрыв боковых цепей у
ароматических углеводородов и распад нафтеновых колец, входящих
в молекулу нафтеново-ароматических углеводородов; деалкилирован-
ные ароматические углеводороды превращениям не подвергаются.
Общее содержание ароматических углеводородов повышается
до 75—85%. Процесс проводится на установках термического кре¬
кинга, реконструированных для получения термогазойля. В типовую
схему (см. рис. 3.4) вносятся следующие изменения: все сырье на¬
правляется в колонну К-3, не предусматривается подача обогащен¬
ного тяжелыми фракциями потока из испарителя К-4 в колонну К-3\
с верха испарителя К-4 отбирается легкая керосиновая фракция, а
в виде бокового погона — сырье для производства технического угле¬
рода (термогазойль). Выход термогазойля составляет 20—25%
(масс.) на сырье. Технологический режим отличается от обычного
тем, что температура нагрева сырья в печи П-1 повышается до
495—500 °С, в печи П-2 — до 550 °С, давление в испарителе низкого
давления К-4 снижается до 1 кгс/см2.Экстракция газойлей избирательными
растворителямиТехнологическая схема установки экстракции газойлей катали¬
тического крекинга фенолом приводится на рис. 3.32. В экстракцион¬
ную колонну К-1 противотоком подаются каталитический газойль и
фенол. С верха колонны К-1 фенольный раствор рафината поступает
в трубчатую печь П-1 и ректификационную колонну К-2, где от ра¬
фината отделяется основное количество фенола. Оставшийся фенол
удаляется из рафината в отпарной колонне К-3,150
Рис. 3.32. Схема установки получения сырья для производства технического
углерода./—сырье (каталитический газойль); //—фенол; ///—фенольная вода; IV—ра-
фина-г; V--экстракт —сырье для производства технического углерода; VI —во¬
дяной пар.Экстрактный раствор с низа колонны К-1 направляется в колон¬
ну К-4, где от экстракта отгоняется азеотропная смесь зоды и
фенола. Экстракт из К-4 подается через трубчатую печь П-2 в ко¬
лонну К-5 для отгонки паров безводного фенола. Нижний продукт
колонны К-5, представляющий собой экстракт с небольшим содержа¬
нием фенола, выводится в отпарную колонну К-6, в которой уда¬
ляются остатки растворителя. Готовый продукт —сырье для произ¬
водства технического углерода — выводится с низа колонны К-6 на
товарную базу НПЗ. Фенол из колонн К-2 и К-5 возвращается в
экстрактор К-1, а фенольная вода, выходящая с верха колонн К-3,
К-4, К-6 смешивается с сырьем установки в специальном абсорбере,
установленном перед экстракционной колонной (на схеме не по¬
казан).Показатели технологического режима при экстракционной обра¬
ботке фенолом сернистых газойлей ароматических нефтей (I) и фур¬
фуролом — малосернистых газойлей-нафтеновых (II) и парафиновых
(III) нефтей приводятся ниже:I II IIIТемпература экстракции, °С 45—60 50—65 55—70Количество растворителя, % (об.), на сырье 160 100 100Выход экстракта, % (масс.) 36 48 30Отбор ароматических соединений от потен- 81,5 99,5 95,5
циального содержания их в газойлях, %(масс.)Производство присадок к смазочным маслам
[9, 26, 52]На нефтеперерабатывающих заводах получают широкую гамму
различных присадок к смазочным маслам. Характеристика основных
видов отечественных присадок содержится в гл. 4. Производство
присадок осуществляется путем многоступенчатого органического151
синтеза. Сырьем для получения присадок служат продукты нефте¬
переработки (масла, полимер дистилляты, экстракты), нефтехимиче¬
ского cl .оза (алкилфенолы, спирты, сульфокислоты), а также раз¬
личные неорганические реагенты.ЛИТЕРАТУРА1. Алиев В. С. и др. Современное состояние и пути интенсификации процесса
каталитического крекинга. Баку, Азернешр, 1966. 242 с.2. Аспелр Н. Б., Демкина Г. Г. Гидроочистка моторных топлив. Л., Химия,1977. 160 с.8. Багиров И. Т. Современные установки первичной переработки нефти. М.,
Химия, 1974. 240 с.4. Бадыштова К. М., Чесноков А. А., Бурмцстров Г. Г. Депарафинизации
масел. М., Гостоптехиэдат, 1962. 152 с.5. Баринов В. Е. Полимеризация и алкилирование углеводородов. М., Химия,
1966. 150 с..6. Бендеров Д. Я., Походенко Я. Т., Брондз Б. И. Процесс замедленного кок¬
сования в необогреваемых камерах. М., Химия, 1976. 176 с.7. Бражников В. Т. Современные установки для производства смазочных масел.
М., Гостоптехиэдат, 1959. 356 с.8. Варшавер Е. М., Вассерман JI. К; Думский Ю. В. Производство масел
с применением избирательных растворителей и его технико-экономические
показатели. М., ЦНИИТЭНефтехим, 1972. 80 с.9. Гальперин А. Е. Производство присадок к моторным и трансмиссионным
маслам. М., Химия, 1974. 138 с.10. Глазов Г. И., Фукс И. Г. Производство нефтяных масел. М., Химия, 1976.
192 с.11. Гольдберг Д. О., Крейн С. Э. Смазочные масла из нефтей восточных место¬
рождений. М., Химия, 1972. 232 с.12. Гольдберг Д. О., Соболев Б. А. Деасфальтизация пропаном. М., Химия,
1965. 104 с.13. Гун Р. Б. Нефтяные битумы. М., Химия, 1973. 429 с.14. Гуревич Я. Л. Технология переработки нефти и газа. Ч. 1. М., Химия, 1972.
359 с.15. Гюльмисарян Т. Г., Гилязетдинов Л. П. Сырье для производства углерод¬
ных печных саж. М., Химия, 1975. 160 с*16. Дорогочинский А. 3., Лютер А. В., Вольпова Е. Г, Сернокислотное алкили¬
рование изопарафинов олефинами. М., Химия, 1970. 216 с.17. Дронин А. П., Пугач И. А. Технология разделения углеводородных газов.
М., Химия, 1975. 176 с.18. Емельянов В. Е., Жук-ов С. С. Процессы разделения ксилолов. М., Химия,
1975. 160 с.19. Жданова Н. В., Халиф А. Л. Осушка природных и попутных газов. М., Нед¬
ра, 1972. 244 с.20. Исследование и применение гидрогенизационных процессов в нефтеперера¬
батывающей и нефтехимической промышленности. М., ЦНИИТЭНефтехим.,
1968. 340 с.21. Коган В. Б. Азеотропная и экстрактивная ректификация. Л., Химия, 1971.
432 с.22. Коротков П. Я., Исаев Б. Я., Тетерук В. Г. Первичная переработка нефти
на высокопроизводительных атмосферно-вакуумных установках. М., Химия,
1975. 120 с.23. Коуль А. П., Ризенфельд Ф. С. Очистка газа. М., Недра, 1968. 396 с.24. Красюков А. Ф. Нефтяной кокс. М., Химия, 1966. 264 с.25. Кричко А. А. и др. Производство бензола гидродеалкилированием аромати¬
ческих углеводородов. М., ЦНИИТЭНефтехим, 1970. 73 с.26. Кулиев А. М. Химия и технология присадок к маслам и топливам. М., Хи¬
мия, 1972. 358 с.27. Курганов В. М. и др. Промышленный каталитический крекинг на шарико¬
вых цеолитсодержащих катализаторах. М., ЦНИИТЭНефтехим, 1975, 114 с.28. Хаджиев С. Я. и др. Опыт работы и пути интенсификации установок ката¬
литического крекинга. М., ЦНИИТЭНефтехим, 1978. 80 с.29. Левченко Д. Я., Бергштейн Я. В., Худякова А. Д., Николаева Я. М.
Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. М., Химия, 1967. 200 с.30. Мирский Я. В„ Дорогочинский А. 3. и др. Синтетические цеолиты и их при¬
менение в нефтепереработке и нефтехимии. М., ЦНИИТЭНефтехим, 1967.
90 с.31. Опыт пуска и освоения установок каталитического риформинга. М.,
ЦНИИТЭНефтехим, 1974. 66 с.152
32. Орочко Д. ИСулимое Л. Д., Осипов Л. Н. Гидрогенизационные процессы
в нефтепереработке. М., Химия, 1971. 352 с.33. Очистка технологических газов. Под'ред. Т. А. Семеновой и И. . Л. Лейтеса.
М., Химия, 1977. 488 с. -^ТНК34. Переверзев А. Я., Богданов Я. Ф., Рощин :Щ<. И. Производство-парафинов*
М., Химия, 1973. 224 с.35. Пляскин Ю. А. Опыт реконструкции атмосферно-вакуумных трубчатых
установок Омского НПЗ. М., ЦНИИТЭНефтехим, 1967. 65 с,36. Проектирование установок первичной переработки нефти. М., Химия, 1975.
200 с.37. Производство высокоиндексных масел с применением гидрокрекинга. М.,
ЦНИИТЭНефтехим, 1968. 26 с.38. Прокопюк С. Г., Масагутов Р. М. Промышленные установки каталитиче
ского крекинга. М., Химия, 1974. 176 с.39. Семененко Э. И., Жомов А. /(., Ходаковская В. А. Эффективные промыш¬
ленные экстрагенты ароматических углеводородов. М., ЦНИИТЭНефтехим,
1968. 53 с.40. Славинский Д. М., Маркарян Р. А. Опыт работы и совершенствование
промышленных установок четкой ректификации широкой бензиновой фрак¬
ции. М., ЦНИИТЭНефтехим, 1973. 64 с.41. Смидович В. В. Технология «переработки нефти и газа. Ч. П. М., Химия,
1968. 376 с.42. Спектор Ш. 111. Установки по очистке смазочных масел фурфуролом. М.,
Химия, 1967. 88 с.43. Сулимое А. Д. Каталитический риформинг бензинов. М., Химия, 1973. 152 с.44. Сулимое А. Д. Производство ароматических углеводородов из нефтяного
сырья. М., Химия, 1975. 304 с.45. Суханов В. П. Каталитические процессы в нефтепереработке. М., Химия,
1979.344 с.46.'Сюняев 3. И. Производство, облагораживание и применение нефтяного
"кокса. М., Химия, 1973. 296 с.47. Сюняев 3. И. Замедленное коксование нефтяных остатков. М., Химия, 1967.
168 с.48. Сюняев 3. И., Гимаев Р■ Я. Коксование нефтяных остатков. М.,-
ЦНИИТЭНефтехим, 1968. 106 с.49. ТрейбалЦ^Р. Жидкостная экстракция. Пер. с англ. М.., Химия, 1966. 724 с.50. Усачев В. В. Карбамидная депарафинизация. М., Химия, 1967. 236 с.51. Гончаренко А. Д. и др. Современное состояние процессов очистки парафи¬
нов. М., ЦНИИТЭНефтехим, 1978. 56 с.52. Черножуков Н. И. Технология переработки нефти и газа. Ч. 3. М., Химия,1978. 424 с.53. Чесноков А. А., Бурмистров Г. Г., Шевцов А. М. Глубокая депарафиниза¬
ция масел. М., Химия, 1966. 152 с.54. Эрих В. Я., Расина М. Г., Рудин М. Г. Химия и технология нефти и газа
Л., Химия, 1977. 424 с.55. Hydrocarbon Processing, 1975, v. 54, № 11.56. Hydrocarbon Processing, 1978, v. 57, № 9.57. Oil a. Gas J., 1972, v. 70, № 24, p. 94.58. Мартыненко А. Г. Производство и применение жидких парафинов, М»
Химия, 1978. 275 с.59. Справочник нефтехимика. Т. 2. Л., Химия, 1978. 592 с.60. Я. Р. Бурсиан и др. Изомеризация парафиновых углеводородов. М.,
ЦНИИТЭНефтехим, 1979. 70 с.
Глава 4ХАРАКТЕРИСТИКА ТОВАРНЫХ
НЕФТЕПРОДУКТОВГОРЮЧИЕ ГАЗЫГорючие газы применяются в качестве топлива для энергетиче¬
ских установок, коммунально-бытового потребления и сырья про¬
мышленности основного органического и нефтехимического синтеза.
По способу получения они подразделяются на природные, попутные
нефтяные и нефтезаводские газы, образующиеся в процессах вто¬
ричной переработки нефти. Состав некоторых природных, попутных
и нефтезаводских газов приведен в гл. 1 и 3.Газоснабжение городов, поселков и других населенных пунктов
осуществляется в газовой фазе системой газопроводов высокого,
среднего и низкого давлений, а в сжиженном состоянии — при по¬
мощи специальных баллонов. В зависимости от применения устанав¬
ливаются следующие марки сжиженных газов: СПБТЗ — смесь про¬
пана и бутана (техническая зимняя), СПБТЛ — смесь пропана и бу¬
тана (техническая летняя), БТ — бутан технический.Основные требования к газам для коммунально-бытового снаб¬
жения приведены в табл. 4.1 и 4.2.Таблица 4.1 JГаз для коммунально-бытового снабжения
(по ГОСТ 5542 — 50)Физико-химические свойстваПоказателиtНизшая теплота сгорания, ккал/м3Для отдельных городов и
поселков утверждается со¬
ветами министров союз¬
ных республикДопускаемые отклонения от номиналь¬10ной низшей теплоты сгорания, %,не болееМасса сероводорода в 100 м3 газа, г,2не болееМасса смолы и пыли в 100 м3 газа,0,1г, не более154
ПродолжениеФизико-химические свойстваПоказателиЗапахДолжен ощущаться при со¬
держании в воздухе 1 %природного газаОбъемная доля кислорода, %, не более
Влагосодержание при выходе из
источника газа в городскую и по¬
селковую сеть должна быть не бо¬
лее максимального насыщения при
температуре, °С:1,°зимой20летом35Масса меркаптановой серы в 1 м3 газа,
г, не более0,036Таблица 4.2Газы углеводородные сжиженные топливныедля коммунально-бытового потребления (по ГОСТ 20448—75)ПоказателиНорма для маркиСПБТЗСПБТЛБТКомпонентный состав, % (масс.):сумма метана, этана и этилена,
не более466сумма пропана и пропилена, не
менее7534—не более——34сумма бутанов и бутиленов, не
менее——60не более2060—жидкий остаток (С5 и выше) при
20 °С % (об.), не более
Давление насыщенных паров избы¬
точное, кгс/см2 (МПа), не более
при 45 °С12216(1,6)16(1,6)16(1,6)при —20 °С1,6 (0,16)—Содержание сероводорода, г/100 м3
газа, не более
Содержание серы общей, ' % (масс.)
не более5550,0150,0150,015Запах должен ощущаться при со¬
держании газа в воздухе, % (об.)0,50,40,3Свободная вода и щелочьОтсутствие155
В качестве топлива для энергетических установок применяются
технические пропан, бутан и их смеси (ГОСТ 10196—62). В техни*
ческом пропане содержание фракций, % (об.), должно быть: пропан-
пропиленовой — не менее 93, этан-этиленовой — не более 4 и бутан-
бутиленовой — не более 3; давление насыщешшх паров, кгс/см2, при
20 °С — не менее 2,6 и при 45 °С — не более 17, В техническом
бутане содержание фракций, % (об.), должно быть: бутан-бутилено-
вой — не менее 93, пропан-пропиленовой — не более 4 и пентан-ами-
леновой — не более 3; давление насыщенных паров при 45 °С — 5,2—
6,0 кгс/см2.АВИАЦИОННЫЕ И АВТОМОБИЛЬНЫЕ БЕНЗИНЫОсновными показателями качества бензинов являются фракцион¬
ный состав, давление насыщенных паров и детонационная стойкость.Фракционный состав бензинов характеризуется температурами
(точками) начала кипения и отгона 10, 50, 95 или 97,5% (об.) при
стандартной перегонке [6, 7]. Эти точки определяют условия запуска
двигателя, форсирование его работы после прогрева и полноту сго¬
рания топлива. Наличие легких фракций обеспечивает необходимое
давление пара, указываемое в стандартах на бензины различного
назначения и качества.Детонационная стойкость определяет способность топлива к нор¬
мальному горению, не сопровождаемому процессами взрывного ха¬
рактера, — детонации. От детонационной стойкости в сильной степе?
ни зависят степень сжатия топливно-воздушной смеси в цилиндрах,
развиваемая мощность двигателя и удельный расход топлива. Явле¬
ние детонации связано с накоплением в объеме горения активных
частиц — преимущественно перекисей. Антидетонационные свойства
бензинов зависят от их химического состава. Наибольшей склон¬
ностью к детонации при сгорании топлива в карбюраторных двигате¬
лях с искровым зажиганием обладают алканы нормального строения,
а наименьшей — изоалканы и ароматические углеводороды. Алкены
и нафтеновые углеводороды занимают в этом ряду промежуточ¬
ное положение.Оценка антидетонационных свойств бензинов производится ме¬
тодом сравнения их с двумя эталонными соединениями — 2,2,4-три-
метилпентаном (изооктаном), стойкость которого условно принята
за 100 пунктов, и н-гептаном, стойкость которого принята за 0. Эти
пункты обозначаются как октановые числа. Смешением 2,2,4-триме-
тилпентана с я-гептаном в различных объемных соотношениях, полу¬
чают промежуточные значения октановых чисел от 0 до 100 пунк¬
тов. Таким образом, октановое число бензина равно процентному
содержанию изооктана в смеси с к-гептаном, которая при стандарт¬
ных условиях испытания детонирует так же, как и испытуемый
бензин.Обычно применяют два метода для определения октановых чи¬
сел— моторный (ГОСТ 8226—66) и исследовательский (ГОСТ
511—66). Определение по моторному методу производится на уста¬
новках ИТ9-6 или УИТ-65 с рабочим объемом двигателя 652 мл,
переменной степенью сжатия от 4 до 10 и числе оборотов 900 ± 10.
Определение октанового числа по исследовательскому методу осу¬
ществляется на- установках ИТ9-2М, ИТ9-2 и УИТ-65 при числе
оборотов двигателя 600± 6 и постоянном угле опережения зажига¬156
ния в 13°. Моторный метод лучше характеризует антидетонацион-
ные свойства бензинов в дорожных условиях при форсированном
режиме работы двигателя и высокой теплонапряженности. В город¬
ских условиях, когда работа двигателя связана с относительно не¬
высокими скоростями, остановками и меньшей тепловой напряжен¬
ностью, антидетонационные свойства лучше характеризуются иссле¬
довательским методом.Разность между значениями октановых чисел, определяемых по
моторному и исследовательскому методам, называется чувствитель¬
ностью топлива и показывает детонационную стойкость бензинов
при различных режимах работы двигателя. Она зависит от группо¬
вого состава топлива.В последние годы нашли применение и бензины с октановым
числом выше 100. При определении октановых чисел топлив более
100 пунктов режим работы двигателя на установке ИТ9-6 или
УИТ-65 и условия испытания сохраняются такими же, как и при
определении октановых чисел ниже 100. В качестве эталонного топ¬
лива в этом случае применяют технический изооктан с добавками
тетраэтилсвинца (ТЭС), вводимого в виде этиловой жидкости, пред¬
ставляющей собой смесь ТЭС, галогенированных углеводородов, ан*
тиокислителя и наполнителя (табл. 4.3).Галогенированные,углеводороды при высоких температурах об¬
разуют со свинцом летучие соединения, уносимые с выхлопнымиТаблица 4.3Состав этиловой жидкостиКомпонентыСодержание, % (масс.), для марок *Р-91-ТСП-2АТетраэтилсвинец54585557(ТЭС), не менееВыносителиБромистогоДибром-Дибромпро-Бромистогоэтила 33;этана 36пана 34,4;этила 26,8;Антиокислитель —монохлор-нафталина6,8±0,б0,02—0,030,02—0,03монохлор-
нафталина
5,5 ±0,5
0,02-0,03дихлорэтана13,9ге-гидроксидифе-ниламинКраситель — ди-0,40,5030,502—этиламинобен-
зол, г/1 кгНаполнитель—бен-
зин Б-70
Плотность этило-До 100%
1,47-1,51вой жидкости
при 20 °С, г/сма* Пересчет содержания ТЭС в этиловой жидкости в % (масс.) X—на %
(об.) К производится по формуле: X—0,92 К,.
газами, и тем самым способствуют снижению отложений свинца в ци-
линдро-поршневой группе двигателя. Зависимости между содержа¬
нием ТЭС в изооктане и октановым числом (по ГОСТ 8226—66):Содержание ТЭС в изоокта 0,000 0,0474 0,1011 0,1584 0,2214 0,2970 0,3800
не, г/кгОктановое число 100 101 102 103 104 105 106Содержание ТЭС в изоокта- 0,4680 0,5640 0,6785 0,8123
не, г/кгОктановое число 107 108 109 110Эксплуатация авиамоторов с поршневыми двигателями на бога¬
той смеси показала, что бензины с одинаковыми октановыми чис¬
лами дают различные, порою и неудовлетворительные, результаты
по детонационной стойкости. Поэтому для авиационных бензинов
детонационная стойкость определяется еще и показателем сортности.
Сортность топлива — это мощность двигателя в процентах к мощ¬
ности двигателя, работающего на эталонном изооктане, сортность
которого принимается за 100 единиц. Сортность топлива определя¬
ется на установке ИТ9-6 или УИТ-65 с объемом рабочего цилиндра
652 или 612 мл при отношении массы топлива к массе воздуха, рас¬
ходуемым в единицу времени, равном 0,112. В качестве эталонных
топлив применяют технический эталонный изооктан с добавлением
ТЭС или «-гептана. Данные по сортности авиационных бензинов
приведены в табл. 4.4.Таблица 4.4Зависимость сортности бензинаот состава эталонного топлива (по ГОСТ 3338—68)Эталонное топливоСреднее инди¬
каторное дав¬
ление, кгс/мг,
тпри -=0,112 *твСортность90% технического эталонного изооктана и8,99010% «-гептана95% технического эталонного изооктана и9,9955% w-гептанаТехнический эталонный изооктан11,9100Технический эталонный изооктан с 0,315 г/кг13,2116тетраэтилсвинцаТехнический эталонный изооктан с 0,79514,4130r/кг ТЭСТехнический эталонный изооктан с 1,2615,4139г/кг ТЭСТехнический эталонный изооктан с 1,90 г/кг16,4147ТЭСТехнический эталонный изооктан с 2,53 г/кг17,3153ТЭСТехнический эталонный изооктан с 3,00 г/кг18,1161ТЭС* я»т—масса топлива; тв—масса воздуха.158
Таблица 4.5Октановые числа углеводородов *СоединениеМоторныйметодИсследователь¬
ский методАлканыЭтан+0,05+ 1,0Пропан97,1+ 1,8Бутан89,693,82-Метилпропан (изобутан)97,6+0,10Пента^!62,661,72-Метилбутан (изопентан) ;90,392,32,2-Диметилпропан (неопентан)80,285,5Гексан26,024,82-Метилпентан (изогексан)73,573,42,2-Диметилбутан (неогексан)93,491,8«-Гептан002-Метилгексан (изогептан)46,442,42,3-Диметилпентан8988,52,2,3-Триметилбутан (триптан)102+ 1,8Октан<0,0<0,02-Метилгептан23,020,62,2-Диметилгексан77,472,53,3-Диметил гексан83,475,52,5-Диметилгексан (динзобутил)55,755,22-Метил-З-этилпентан88,187,32,2,3-Т риметилпентан99,9+0,312,2,4-Триметилпентан (изооктан)100,0100,02,3,3-Т риметилпентан99,4+0,162,2,3,3-Тетраметилбутан103,0—Нонан00З-Метилоктан12—Декан——2,2,6-Триметилгептан78,7—* Знак « + » и число, следующее за ним, показывают, что октановое число
соединения соответствует 2,2,4-триметилпентану с добавлением указанного коли¬
чества тетраэтилсвинца, мл/л.159
П родолжениеСоединение4 Моторный
методИсследователь-
ский методАлкены (рлефины)Этилен75,6+0,03Пропен84,9+0,21-Бутен80,897,4^uc-2-Бутен83,51002-Метилпропен87—1-Пентен77,190,92-Пентен80,0- 982-Метил-1-бутен81,9+0,22-Гексен78892-Гептен—701 -Октен34,728,72-Октен56,556,33-Октен68,172,54-Октен74,373,32,2,4-Т риметил- 1-пентен86>1001-Нонен—202-Метилоктен98__Циклоалканы (нафтены)Циклопентан89,9+0,10Метилциклопентан80,091,3Циклогексан77,283Метилциклогексан7374,8П ропилциклопентан28,131,2Изопропилциклопропан76,281,1Этилциклогексан40,845,61,2-Диметилциклогексан78,780,91,1,3-Т риметилциклогексан82,681,3Ароматические углеводородыБензол+2,8>100Толуол+0,3+5,8о-Ксилол100 '100.«-Ксилол+2,8+4,0п-Ксилол+ 1,2+3,4Этилбензол97,9+0,8Пропилбензол98,7+0,4Изопропилбензол99,3+0,55160
Таблица 4.6Октановое число компонентов автомобильного бензинаМоторный методИсследовательскийметодКомпонентыБездобав¬С добавкой
ТЭС, г/кгБездобав¬С добавкой
ТЭС, г/кгкиТЭС0,410,82киТЭС0,410,82Фракция н. К.-62758689768790Фракции прямой перегонки62-8560697365707462-105586771596872н. к.-180465561465360н. к.-140526167525966Бензин термического кре¬
кинга66-6969—7271-7466-7572-7975-82Бензин коксования гудрона656668787173Бензин каталитического кре¬
кинга76-8078-8279-8383-9086-9188-92Бензин каталитического ри¬
форминга, фракция
85-180*80-8585-8888—9088-9592-9894-100Бензин каталитического ри¬
форминга, фракция
62-180*71-8276-8579-8879-9083-9385-95Полимербензин808182939495Авиаалкилат90961009298101Изопентановая фракция8996999298102Изогексановая фракция788692748692Бензин газовый АГФУ — С6
и выше788082838688Бензин гидрокрекинга низ¬
кого давления748084748084Бензин гидрокрекинга вы¬
сокого давления768490778591* Большее число относится к жесткому режиму.
6 Зак. 456161
Рис 4.1. График для определения октанового числа смеси:/ —алкилат — бензин каталитического крекинга; 2—алкилат — бензин прямой
перегонки; -3—полимербензин каталитический —риформат каталитический; .
4 — полимербензин—бензин термического или каталитического крекинга;
В— полимербензин каталитический —бензин прямой гонки; 6—каталитический
крекинг— бензин—термический крекинг—бензин; 7—термический крекинг —
бензин —каталитический риформат; 4' —термический крекннг — бензин —бензин
прямой перегонки; Я—каталитический крекинг —бензин —бензин прямой пере- .
гонки; 10—термический полимербензин—бензин прямой перегонки; —рифор¬
мат термический — бензин прямой перегонки.При компаундировании топлива с октановым числом компонентов
ниже 100 заданное октановое число смеси определяется по формуле:хА = 100 (а - 0%)/(0ЧА - ОЧв)где хл — искомое содержание компонента А в смеси; 04,4 — октано¬
вое число компонента А; ОЧв — октановое число компонента В;
а — искомое октановое число смеси.Октановое число смеси можно также определить по формуле:а — С*вОЧа + .г„ОЧ„где хв, х„, ОЧа и ОЧп — объемные доли и октановые числа высоко-
и низкооктановых компонентов; С фактор, зависящий от состава
смеси (рис. 4.1). Данные по октановым числам углеводородов при¬
ведены в табл. 4.5 и компонентов автомобильного бензина в
табл. 4.6. •Авиационные бензиныАвиационные бензины (табл. 4.7) изготовляются из продуктов
прямой перегонки нефти, каталитического крекинга с добавкой вы- .
сокооктановых компонентов — алкилата, изомеризата, технического ;162 . j
Таблица 47Авиационные бензины (по ГОСТ 1012—72)ПоказателиНорма по маркамБ-100/130*Б-95/130 *B-91/U5*Б-70Октановое число (моторный метод), не менее98,69591/9570Сортность на богатой смеси, не менее130130115—Содержание тетраэтилсвинца, г/кг, не более2,73,32,5—ЦветОранжево¬ЖелтыйЗеленыйНеокрашенныйкрасныйУдельная низшая теплота сгорания, кДж/кг (ккал/кг),43157 (10300)не менееТемпература начала перегонки, °С, не ниже4040404010% перегоняется при температуре, °С, не выше7582828850% > » > » » »10510510510590% » » » » » »145145145145<37,5% » *• » > » >180180180180Давление насыщенных паров, Па (мм рт. ст.)не менее31992 (240)29326 (220)29326 (220)—,не более——/47988 (360)——Кислотность, мг КОН/100 мл, не более1/0,31/0,31/0,31Йодное число, г/100 г, не более10/610/622Температура начала кристаллизации, °С-^■60-60-60-60Содержание серы, % (масс.)0,05/0,030,05/0,030,05/0,030,05Вода,. водорастворимые кислоты, щелочи и механиче¬,Отсутствиеские примесиПериод стабильности, чОт 8 до 12* Изготовляются также бензины с Государственным знаком качества. Показатели свойств этих марок, отличающиеся от обь№
яых, указаны в знаменателе.
Таблица 4.8Автомобильные бензины (по ГОСТ 2084—77)ПоказателиНорма по маркамА-72А-76*АИ-93 *АИ-98 *Детонационная стойкость:октановое число (мотор-
ный метод), не менее72768589октановое число (иссле¬
довательский метод),
не менееНе нормируется9398Масса свинца, г/кг бензина,
не болееэтилированного—0,247-0,50/—0,50/—неэтилированногоОтсутствиеТемпература начала пере¬
гонки бензина, °С, не нижелетнего35353535зимнегоНе нормируется10% бензина перегоняется
при температуре, “С, не
вышелетнего70707070зимнего5555/—55—50% бензина перегоняется
при температуре, °С, не
вышелетнего115115115115зимнего100100/-100—90% бензина перегоняется
при температуре, °С, не
вышелетнего180180180180зимнего160160/-160—*' Изготовляются также бензины с Государственным знаком качества. По¬
казатели свойств этих марок, отличающиеся от обычных, указаны в знамена¬
теле.164
ПродолжениеПоказателиНорма по маркамА-72А-76 *АИ-93 *АИ-98 *Конец кипения бензина, °С,
не вышелетнего195195195/205195зимнего185185/—185/195—Остаток в колбе, %, не более1,51,51,51,5Остаток и потери, %, не более4,04,04,04,0/3,5Давление насыщенных napoD
бензина, Па (мм рт. ст.):летнего, не более66661666616666166661(500)(500)(500)(500)зимнего66661 —66661-66661-—Кислотность, мг КОН, на93325(500-700)3,093325/—(500-700)/—3,0/193325(500-700)3,0/0,83,0/1100 мл бензина, не болееКонцентрация фактических
смол, мг на 100 мл бен¬
зина, не болеена месте производства55/35/отсут¬5/3на месте потребления1010/8ствие7/27/5Индукционный период на600900/1200900/1200900/1300месте производства, мин,
не менееМассовая доля серы, %, не0,120,10/0,020,10/0,010,10/0,05болееИспытание на медной пла¬
стинкеВодорастворимые кислоты и
щелочиМеханические примеси и вода
ЦветВыдержи¬ваетОтсутствиеОтсутствиеЖелтый/—Оранже¬Синий/—Плотность при 20 °С, г/см3,Не не)рмируетсяво-крас¬ный/—Опред(глениене болееобязательно
изооктана, этиловой жидкости и антиокислителей. В бензины прямой
перегонки нефти разрешается добавлять толуол — не более 20%
(масс.)—и пиробензол не более 10% (масс.). Ароматические угле¬
водороды повышают температуру начала кристаллизации и способ¬
ствуют нагарообразованию на поверхности цилиндров и поршней
двигателя. Общее содержание ароматических углеводородов в бен¬
зине марки Б-70 не должно превышать 20%, а в остальных мар¬
ках—35% (масс.). В качестве антиокислителя применяется п-гидр-
©ксидифениламин, добавляемый в количестве 0,004—0,005% (масс.).Автомобильные бензиныАвтомобильные бензины (табл. 4.8) изготовляются из соответ¬
ствующих фракций прямой перегонки нефти, каталитического кре¬
кинга и риформинга с добавкой при необходимости высокооктановых
компонентов — алкилата и изомеризата. Для производства бензина
могут быть использованы продукты термического крекинга и коксо¬
вания. В этом случае в бензин вводят антиокислитель в следующем
отношении к сумме указанных продуктов, % (масс.): 0.007—0,010
я-гидроксидифениламина, или 0,03—0,10 антиокислителя ФЧ-16, или
0,05—0,15 древесносмоляного антиокислителя прямой перегонки, или
0,03—0,10 ионола.Автомобильные бензины выпускаются четырех марок (А-72, А-76,
АИ-93 и АИ-98) и подразделяются на виды:летний — для применения во всех районах, кроме северных и
северо-восточных, в период с 1 апреля до 1 октября; в южных райо¬
нах допускается применять летний бензин в течение всего года;зимний — для применения в течение всех сезонов в северных и
северо-восточных районах и с 1 октября до 1 апреля — в остальных
районах.Этилированные бензины окрашиваются в различные цвета (см.
табл. 4.8).ТОПЛИВО ДЛЯ РЕАКТИВНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙДля реактивных двигателей авиации с дозвуковой скоростью
выпускается топливо марок Т-1, ТС-1 и Т-2 (ГОСТ 10227—62), полу¬
чаемое _прямой перегонкой нефти, а также марки РТ (ГОСТ
16564—71), которое, кроме того, используется для сверхзвуковых
самолетов с ограниченной продолжительностью полета (табл. 4.9).
Оно изготовляется из продуктов прямой перегонки нефти и гидро¬
очистки соответствующих фракций с добавлением присадок *, улуч¬
шающих эксплуатационные свойства топлива. Для сверхзвуковой
авиации применяется топливо Т-6 (ГОСТ 12308—66), отличающееся
повышенной плотностью.ДИЗЕЛЬНОЕ ТОПЛИВОДизельное топливо используется в двигателях с воспламенением
от сжатия и в некоторых типах газотурбинных двигателей. По сво¬
ему назначению это топливо разделяется на следующие виды:
1) топливо для быстроходных дизелей — 800—1000 об/мин и более и
судовых .газовых турбин (ГОСТ 4749—73); 2) топливо для мало- и* Антиокислительной (ионола) 0,003—0,004% (масс.), противд-
износной 0,002—0,004% (масс.).166
Таблица 4.9Топливо для реактивных двигателейПоказателиНорма для марокТ-1ТС-1Т-2РТТ-60,8000,7750,7750,7750,840150150——601351951751651451752202251951952252552702302502702902802502802803151,501.251,051,25<4,5168616,06042 90042 90043 100
10043 1204291420222218,519-60-60-60-60-600,100,250,250,100,053028—28—0,70,70,70,4-0,70,52,03,53,50,50,5181010—————6,06,0———30—3Отсут¬ствиеПлотность при 20 °С, г/см3, неменееТемпература начала перегон¬
ки, °С,
не выше
не ниже
10% перегоняется при темпера¬
туре, °С, не выше
50% То же
90% »98% *Вязкость кинематическая при
20 °С, сСт, не менее
Вязкость кинематическая при
—40 °С, сСт, не более
Низшая теплота сгорания,
кДж/кг, не менее
Давление насыщенных паров,
мм рт. ст., не более
Содержание ароматических
углеводородов, % (масс.),
не более
Температура начала кристал¬
лизации, °С
Общее содержание серы, %
(масс.), не более
Температура вспышки (закры¬
тый тигель), °С, не ниже
Кислотность, мг КОН на 100
мл топлива, не более
Йодное число, г иода на 100
мл топлива, не более
Термическая стабильность в
статических условиях (150 °С,
4 ч), мг на 100 мл топлива,
не более
То же за 5 ч:концентрация осадка,
мг/ЮО мл, не более
концентрация растворимых
' смол, мг/ЮО мл, не более
концентрация нераствори¬
мых смол, мг/ЮО мл,
не более167
й родолженйеПоказателиНорма для марокТ-1кмТ-2ртТ-6Зольность, % (масс.), не более0,0030,0030,0030,030,003Высота некоптящего пламени,10252525—мм, не менееЛюминометрическое число, не———55—нижеМеханические примеси, водо¬Отсутствиерастворимые кислоты щело¬чи, сероводородИспытание на медной пластин¬Выдерживаюткесреднеоборотных дизелей — до 600—700 об/мин (ГОСТ 1667—68);3) топливо для автотракторных, тепловозных и судовых двигателей
(ГОСТ Зб5—73).Топливо для быстроходных дизелей и судовых газовых турбин
изготовляется из дистиллятных фракций прямой перегонки малосер¬
нистых нефтей, а также из дистиллятных фракций, подвергнутых
гидроочистке и депарафинизации с добавлением до 1 % (масс.) изо-
пропилнитрита для повышения цетанового числа. Топливо для
автотракторных, тепловых и судовых двигателей производится из
дистиллятных прямогонных фракций, прошедших гидроочистку и
депарафинизацию, но к нему может быть добавлен газойль катали-
тического крекинга в количестве до 20% (масс.). Топливо для мало¬
оборотных и среднеоборотных дизелей вырабатывается из дистил-
лятного сырья ’ с добавлением остаточных продуктов переработки
нефти.Основными показателями качества дизельного топлива являются
воспламеняемость, фракционный состав, температура вспышки, вяз¬
кость.Воспламеняемость дизельного топлива оценивается цетановым
числом (ц. ч.). В качестве эталонов для его определения принимают
гексадекан (ч. ц. — 100) и а-метилнафталин (ц, ч. = 0).Цетановое число топлива численно равно содержанию цетана по
объему в такой смеси цетана с а-метилнафталином, которая в стан¬
дартных условиях испытания равноценна по воспламеняемости испы¬
туемому топливу.Цетановое число по ГОСТ 3122—67 определяется на установках
типа ИТ9-ЗМ, или ИТ9-3 или ИДТ-69 с рабочим объемом цилиндра
двигателя в 652 мл и переменной степенью сжатия по методу совпа¬
дения вспышек.Цетановое число зависит от химической природы топлива. Наи¬
лучшей воспламеняемостью обладают алкаиы, а наименьшей — аро¬
матические углеводороды. Цетановое число а-метилнафталина — 0,
тяжелой каменноугольной смолы — 5, легкой каменноугольной смо¬
лы— 10, сланцевой смолы — 40, дизельного топлива из нефти —
45—50, цетана — 100.168
Рис. 4.2. Зависимость цетанового числа от плотности и среднеобъемной тем-
пературы кипения.Рис. 4.3. Зависимость дизельного индекса от характеризующего фактора и
среднеобъемной температуры кипения.Зависимость цетанового числа от средней температуры кипения
фракций нефти показана на рис. 4.2.Для оценки качества дизельного топлива пользуются также ди¬
зельным индексом (ДИ), который определяется по следующей
формуле:ДИ = 2,367 (tA + 17,8) [l,076/(pf + 0,004) - l]где tA — анилиновая точка, °С; р|° — относительная плотность топ¬
лива.Дизельный индекс можно определить также в зависимости от
характеризующего фактора по рис. 4.3.Добавка к дизельному топливу некоторых перекисей и нитропро¬
изводных значительно улучшает воспламеняемость топлива и, следо¬
вательно, его цетановое число. Так, добавка к топливу прямой пере¬
гонки и крекинг-газойлю 1—3% (масс.) перекиси ацетила, перекиси
тетралина, этилнитрата или изоамилнитрата повышает цетановое
число на 16—24 пунктов.Для быстроходных дизелей (табл. 4.10) выпускается дизельное
топливо следующих марок:ДЛ — летнее для быстроходных дизелей и судовых газовых тур¬
бин, работающих при температуре окружающего воздуха 0 °С и
выше,ДЗ — зимнее для быстроходных дизелей, работающее при темпе¬
ратуре воздуха —30 °С и выше;ДА —дизельное арктическое, работающее при температуре воз¬
духа не ниже —50 °С;ДС — дизельное специальное.Для автотракторных, тепловозных и судовых двигателей
(табл. 4.11) выпускается дизельное топливо следующих марок:Л — летнее, работающее при О °С и выше;3 — зимлее, » » —20 °С » ;ЗС — зимнее северное, работающее при —30 °С и выше;А — арктическое, работающее при —50 °С и выше.169
Таблица 4.10Топливо для быстроходных дизелей (по ГОСТ 4749—73)ПоказателиНорма для марокдлдзДАдсДС (выс¬
шая ка¬
тегория
качества)4545455052—200200——2902802552802803603403303403403,5-6,03,5-6,0СЛ1О4,5-8,0rf*.О!1ООо-10-45-60-15-1565503590900,20,20,20,20,150,010,010,010,010,01, 50303050505■55550,010,010,010,010,01Цетановое число, не менее
10% перегоняется при тем^
пературе, °С, не ниже
50% перегоняется при тем¬
пературе, °С, не выше
96% перегоняется при тем¬
пературе, °С, не выше
Кинематическая вязкость
при 20 °С, сСт
Температура застывания,
°С, не выше
Температура вспышки (за-
.. крытый тигель), °С, не
нижеСодержание серы, % (масс.),
не более
общеймеркаптановой
Содержание фактических
смол, мг/ЮО мг топлива,
не более
Кислотность, мг КОН/100 мл
топлива, не более
Зольность для всех марок,
% (масс.), не более
^Водорастворимые кислоты,
вода и механические при¬
месиОтсутствиеДля среднеоборотных и малооборотных дизелей (табл. 4.12)
выпускается топливо марок ДТ и ДМ. Марка ДТ предназначается
для дизелей, не оборудованных системой подогрева топлива, а марка
ДМ — оборудованных системой подогрева топлива до 60—70 °С.НЕФТЯНОЕ ТОПЛИВО (МАЗУТ)Котельное топливо (мазуты) получают в основном из продуктов
переработки нефти. Помимо того, в качестве котельного топлива
применяют также сланцевое масло и каменноугольную смолу. Неф¬
тяной мазут, согласно ГОСТ 10585—75, предназначается для транс¬
портных и стационарных котельных и технологических установок.
Выпускаются мазуты следующих марок: флотские Ф5 и-Ф12— лег¬
кое топливо; топочный 40 и 40В — среднее топливо; топочный 100 и
■ 100В —тяжелое топливо. Характеристики их приводятся в табл. 4.13.170
Таблица 4ЛДизельное топливо для автотракторных, тепловозных
и судовых двигателей (по ГОСТ 80S—73)ПоказателиНорма для марокЛ3ЗСАЦетановое число, не менее4545454550% перегоняется при тем¬
пературе, °С, не выше28025028024096% перегоняется при тем¬
пературе, °С, не выше
Кинематическая вязкость
при 20 °С, сСт:360340340330для тепловозных и су¬
довых двигателей3,5-6,02,2—5,0—-для дизелей общего наз¬
наченияCD<о1ОСО1,8-3,21,8-3,21,6Температура застывания, °С,
не выше
Общее содержание серы, %
(масс.)-10-35-45-55в топливе подгрупп 1,
не более0,20,20,20,2в топливе подгрупп 2,
не более0,21-0,50,21-0,50,21-0,50,21-0,4Плотность при 20 °С, г/см3,
не более0,8600,8300,8300,820Для всех марок топлива содержание фактических смол не более
30 мг/ЮО мл топлива (кроме Л-50); кислотность — не более 5 мг
KGH/100 мл топлива; йодное число — не более 6 г иода/ЮО мл топ¬
лива; зольность — не более 0,01 % (масс.); коксуемость 10% остат¬
ка — не более 0,30% (масс.); коэффициент фильтруемости — не более
0,3; температура вспышки для дизелей общего назначения — не ни¬
же 35—40 °С, для тепловозных и судовых дизелей — 40 °С (марка 3)
и 61 °С (марка JI).Таблица 4.12Моторное топливо для среднеоборотных
и малооборотных дизелей (по ГОСТ 1667—68)ПоказателиНорма для марокДТ с Государ¬
ственным зна¬
ком качестваДТдмПлотность при 20 ЭС, г/см8,0,9300,9300,970не болееДо 50 °С перегоняется %,151510не более171
ПродолжениеНорма для марокПоказателиДТ с Госу¬
дарственным
знаком ка¬
честваДТДМКинематическая вязкость20-10~Sсо1ОСОСОсо1СОюпри 50 °С, в м2/с (сСт),
не более(20)(36)(150)Условная вязкость, градусы
ВУ, не более2,955,020Коксуемость, % (масс.), не
бояее3,03,010Зольность, % (масс.), не
болееСодержание серы, % (масс.),
не более0,020,040,15в малосернистом топливе0,50,5—в сернистом топливе1,51,53,0Содержание механических
примесей, % (масс.), не
более ,Отсутствие0,10,2Содержание воды, % (масс.),
не болееод1,01,5Температура вспышки (за¬
крытый тигель), °С, не
ниже706585Температура застывания,°С
Сероводород, водораствори¬
мые кислоты и щелочи-5-5Отсутствие4-10Мазут Ф5 получают из продуктов прямой перегонки нефти с до¬
бавлением до 22% керосино-газойлевых фракций каталитического
или термического крекинга. В мазуты марок Ф5 и Ф12 добавляют
не менее 0,2% присадки ВНИИНП-102. Для производства мазутов
40 и особенно 100 используются в виде добавки тяжелые остатки
крекинга и масляного производства.Для мартеновских печей выпускается мазут марок МП и МПС
(табл. 4.14).НЕФТЯНОЕ ТОПЛИВОДЛЯ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОКТопливо нефтяное для газотурбинных установок предназнача¬
ется для стационарных газотурбинных, парогазовых энергетических
установок и газотурбинных установок водного транспорта. Оно по¬
лучается из дистиллятов прямой перегонки нефти и вторичных172
Таблица 4,13Нефтяное топливо. Мазут (по ГОСТ 10585—75)ПоказателиНорма для марокФ5Ф1240*100*Условная вязкость„градусы ВУ,
не более
при 50 °С512,0при 80 °С——8/616/10Кинематическая вязкость, сСт
при 50 °С36,289— при 80 °С59/43,8118/73,9Динамическая вязкость при 0°,
П, не более
Зольность, % (масс.), не более270,050,100,12/0,040,14/0,05Содержание механических при¬0,10,120,8/0,071.5/0,2месей, % (масс.), не более
Содержание серы, % (масс.),
не более
для малосернистого0.60,50,5для сернистого2,0—2,02,0для высокосернистого——3,5/-3,5/-Коксуемость, % (масс.), не6,06,0——болееСодержание воды, % (масс.),0,30,31,5/0,31,5/0,3не более **Содержание смолистых ве¬5050 ществ, % (масс.), не более
Температура вспышки, °С, не
нижезакрытый тигель8090открытый тигель——90110Температура застывания, °С-5-81025То же для мазута из высоко-——2542парафинистых нефтей
Низшая теплота сгорания в пе¬
ресчете
на сухое топливо, Дж/кг
(ккал/кг), не менее
для сернистых и мало¬41454-10340740-1О340530.1О3сернистых мазутов(9870)(9700)(9650)для высокосернистого——39900-1О339900-10амазута(9500)(9500)Плотность при 20 ?С, г/см3, не ——1,015болееВодорастворимые кислоты и
щелочи
Содержание сероводородаОтсутстОт с ;
'вие I^тствие
Не нормируется* Выпускаются также марки 40В и 100В с Государственным знаком каче¬
ства. Показатели свойств этих марок, отличающиеся от обычных, указаны в зна¬
менателе.** Для мазута» прошедшего водные перевозки или при подогреве острым
паром, устанавливается норма содержания воды: для марки Ф12—не более 2%
(масс.), для более вязких марок—не более 5% (масс.).173
Таблица 4,14Нефтяное топливо (мазут) для мартеновских печей
(По ГОСТ 14208—79)ПоказателиНорма для марокМП *МПСУсловная вязкость при 80 °С, градусы ВУ5-16/7-165—16Коксуемость, % (масс.), не менее8,0/118,0Зольность, % (масс.), не более0,3/0,20,3Массовая доля серы, %, не более0,51,5Массовая доля механических примесей,1,5/1,01,5%, не болееМассовая доля воды, %, не более**1,0/0,31,0Водорастворимые кислоты и щелочиОтсутствиеТемпература вспышки (открытый тигель),110110°С, не нижеТемпература застывания, °С, не выше
Плотность при 20 °С, г/см3, не менее•25250,940-1,000/0,940-1,0000,980Низшая теплота сгорания в пересчете4046040190на сухое топливо, кДж/кг, не менее* Изготовляется также мазут с Государственным знаком качества. Пока¬
затели свойств этой марки, отличающиеся от обычных, указаны в знаменат*ле.** Для топливе МП и МПС, прошедшего водные перевозки, содержание во¬
ды допускается до 3% (масс.).Таблица 4,15Нефтяное топливо для газотурбинных установок
(по ГОСТ 10433—75)ПоказателиНорма для мароктгвкТГУсловная вязкость при 50 °С, градусы3,03,0ВУ, не болееТеплота сгорания низшая, кДж/кг, не3980039800менееЗольность, % (масс.), не более0,010,01Содержание ванадия, % (масс.), не более
Содержание (сумма) натрия и калия,0,00020,00040,0005—% (масс.), не болееСодержание кальция, % (масс.), не более0,001—Содержание серы, % (масс.), не более1,02,5Коксуемость, % (масс.), не более0,50,5Содержание механических примесей, %
(масс.), не более0,020,03174
П родолжениеПоказателиНорма для марокТГВК. ггТемпература вспышки (закрытый тигель),
°С, не ниже
Содержание воды, % (масс.), не более
Температура застывания, °С, не выше
Йодное число, г иода/100 г топлива, не
болееПлотность при 20 °С, г/см3, не более
Сероводород, водорастворимые кислоты
и щелочи650,25200,935Отсут610,55450,935ствиепроцессов. Выпускаются две марки: ТГВК — топливо нефтяное для
газотурбинных установок высшей категории качества и ТГ —топли¬
во нефтяное для газотурбинных установок (табл. 4,15).КЕРОСИНЫ И ЛИГРОИНЫКеросин осветительный предназначается для ламп, керосинок,
керогазов и примусов и изготовляется из продуктов прямой перегон¬
ки нефти. Для обеспечения требуемой высоты некоптящего пламени
в осветительных керосинах должно содержаться минимальное коли¬
чество ароматических углеводородов, а также смол и нафтеновых
кислот, засоряющих поры фитилей. Керосиновые дистилляты подвер¬
гаются сернокислотной очистке, а керосин из сернистых нефтей —
гидроочистке.В зависимости от высоты некоптящего пламени устанавливаются
следующие марки осветительного керосина: КО-ЗО, КО-25, КО-22,
К0-20. Керосин из сернистых нефтей имеет несколько большую плот¬
ность. Для безопасности пользования керосином в бытовых прибо¬
рах следует особо следить за тем, чтобы температура вспышки не
была ниже 40 “С. Данные по осветительным керосинам приведены
в табл. 4.16.Керосин применяется в различных производствах для техниче¬
ских целей и в качестве сырья пиролиза (табл. 4.17).Лигроин приборный (табл. 4.18) представляет собой прямогон¬
ную фракцию нефти и применяется в приборной технике.РАСТВОРИТЕЛИ' Растворители находят широкое применение в качестве экстр¬
агента для извлечения растительных масел и жиров, в резиновой
промышленности — для производства клеев, в лакокрасочной про¬
мышленности — при изготовлении лаков и масляных красок. Кроме
того, они применяются для различных технических целей — промыв¬
ки деталей, ремонте оборудования, химической чистке одежды, в
производстве синтетических кож и др.175
Таблица 4.16Осветительные керосиныКеросин осветительный
(по ГОСТ 4753— 68,»Керосин
из сер¬
нистыхнефтей
(по ГОСТПоказателиНормы для марокКО-ЗОКО-25КО-22 *КО-20И128- 65)Плотность при 20 °С,
г/см3, не более0,7900,7950,805/0,8000,8300,840До 200 °С перегоняется,
%, не менее252025——До 270 °С перегоняется,
%, не менее———80—70% перегоняется притем-
пературе, °С, не выше———— ,27098% перегоняется при тем¬
пературе, °С, не выше———310300Конец кипения, °С, не
выше280290280——Цвет в условных марках,
не более1,02,02,2/2,03,02,8Высота некоптящего пла¬
мени, мм, не менее302522/242024Температура вспышки (за¬
крытый тигель), “С, не
ниже48———40Температура помутне¬
ния, °С, не выше-15-15-15 --12-12Кислотность мг KOH/iOO
мл, не более1,31,01/1,31,31,0Зольность, % (масс.), не
более0,0030,0020,003/0,0020,0050,004Массовая доля серы, %,
не более0,10,040,05/0,040,10,1Содержание водораство¬
римых кислот, механи¬
ческих примесей и водыОтсутствиеИспытание на медной
пластинкеВыдерживают* Выпускаются с Государственным знаком качества. Показатели свойств
этих марок, отличающиеся or обычных, указаны в знаменателе.176
Таблица 4.17Керосин для технических целей (по ГОСТ 18499—73)ПоказателиНорма10% перегоняется при температуре, °С110-18060% » » » » не ниже19090% » » » » » »240—27598% » » » » не выше300Кислотность, мг КОН/100 мл, не более4,5Зольность, % (масс.), не более0,005Содержание фактических смол, мг/ЮО мл, не более40Содержание серы, % (масс.), не более1,0Температура вспышки (открытый тигель), °С, не28нижеСодержание водыСледыВодорастворимые кислоты, щелочи и механиче¬Отсутствиеские примесиИспытание на медной пластинке.ВыдерживаетТаблица 4.18Приборный лигроин (по ГОСТ 8863—76)ПоказателиНормаПлотность при 20 °С, г/см30,785—0,795Цвет со стеклом № 2, мм, не менее200Температура начала перегонки, °С, не ниже120Конец кипения, °С, не выше235Кинематическая вязкость, м2/с (сСт)при 20 °С, не менее1,1 • Ю~8(1.D „при —50 °С, не более6,5- Ю~6
(6,5)Кислотность, мг КОН/100 мл, не более0,3Температура помутнения, °С, не выше—60Йодное число, г иода/100 г, не более
Содержание серы, % (масс.), не более0,30,02Содержание водыОтсутствиеИспытание на стабильность в присутствии латун¬Выдерживаетной оксидированной пластинкиОпределение активных сернистых соединений (ис¬»пытанием на медной пластинке и по докторской
пробе)
Таблица 4.19Растворители — бензиныПоказателиБензин
для про-
мышленно-
техниче-
скнх целейБензин-рас¬
творитель для'
лакокрасочной
промышлен¬
ности (уайт-Бензин-раствори¬
тель для резиновой
промышленности
(но ГОСТ 443-78)(по ГОСТ
8505— 57)спирит) (по
ГОСТ 3134- 78)БР-2 *БР-1Плотность р24°, не более, ,0,7950,730/0,7000,730Температура начала пере¬
гонки, ° С>45<165>80>8010% перегоняется при тем¬
пературе, °С, не выше88 50% перегоняется при тем¬
пературе, °С, не выше10590% перегоняется при тем¬
пературе, °С, не выше14597,5% перегоняется при тем¬
пературе, °С, не выше170 До НО °С отгоняется, %,
не менее— 93/9893До 120 °С отгоняется, %,
не менее——9898До 200 °С отгоняется, %,
не менее—98_Содержание серы, % (масс.),
не более0,0250,0250,0200,020Содержание меркаптановой
серы, % (масс.)——ОтсутствиеЙодное число, г/100 г, не
более2,0—7—Кислотность, мг КОН/100
мл, не более0,6—1Содержание фактических
смол, мг/ЮО г, не более2,0—Температура вспышки (за¬
крытый тигель), °С, не
ниже33Содержание ароматических
углеводородов, % (масс.),
не более162,5/1,53,0Летучесть по ксилолу—3-4,5——Бромное число, г/100 г, неболее——0,090,09Содержание тетраэтил¬
свинцаВодорастворимые кислоты
и щелочи
Механические примесиОтсут¬ствиеОтсутстОтсутствиевиеИспытание на масляные
пятна*■”-| Выдерживает* Выпускается также бензин е Государственным знаком качества. Показа-
теля свойств этой марки, отличающиеся от обычных, указаны в знаменателе.т
Таблица 4.20Нефтяной сольвент для лакокрасочной промышленности
(по ГОСТ ГО214-78)ПоказателиНормаПлотность при 20 °С, г/см3, не менее0,848Температура начала кипения, °С, не ниже12090% перегоняется при температуре, °С, не выше160Летучесть по ксилолу, не более
Содержание серы, % (масс.), не более20,10Содержание сульфируемых веществ, % (масс.),85не менееТемпература вспышки (открытый тигель), °С,17не нижеВодорастворимые кислоты и щелочиОтсутствиеТаблица 4.21Петролейный афир (по ГОСТ 11992—66)ПоказателиНорма для марки40-7070-100Плотность при 20 °С, г/см3, не более
10% перегоняется при температуре, °С, не ниже
95% » » » » не выше
Непредельные углеводороды, ароматические
углеводороды, сера, механические примеси и
вода0,6503670Отсу!0,69570100ствиеК растворителям относятся группа бензинов-растворителей, соль-
вент нефтяной и петролейный эфир. Бензин-растворитель для рези¬
новой промышленности (табл. 4.19) представляет собою деаромати-
зированную легкокипящую фракцию прямой перегонки нефти или ка¬
талитического риформинга и изготовляется двух марок: БР-2 — из
бензинов каталитического риформинга, БР-1 («галоша»)—из бензи¬
новой фракции прямой перегонки нефти. Содержание ароматических
углеводородов по санитарным условиям не должно превышать 3%.
Узкие пределы выкипания (80—120 °С) обеспечивают быстрое испа¬
рение их.Бензин-растворитель для лакокрасочной промышленности (уайт-
спирит) (табл. 4.19) изготовляется из бензинов прямой перегонки
нефти и перегоняется в основном в пределах 165—200 °С. Содержа¬
ние ароматических углеводородов достигает 16%. Бензин для про¬
мышленно-технических целей имеет более широкий фракционный со¬
став (45—170 °С). Содержание ароматических углеводородов в нем
не нормируется. .179
Сольвент нефтяной для лакокрасочной промышленности
(табл. 4,20) представляет собой смесь ароматических углеводородов,
получаемых при пиролизе нефтяных фракций; исполь*уется он в про¬
изводстве лаков, красок и эмалей.Эфир петролейный является смесью углеводородов метанового
ряда и получается из продуктов прямой перегонки, алкилирования и
синтеза углеводородов. Изготовляется двух марок: 40-70 и 70-100.
Цифры соответствуют пределам выкипания (табл. 4.21).НЕФТЯНЫЕ ПАРАФИНЫТвердые нефтяные Парафины представляют собой кристалличе¬
ские вещества — углеводороды жирного ряда, в основном нормаль¬
ного строения, получаемые из дистиллятного сырья в масляном про¬
изводстве. В зависимости от глубины очистки они имеют белый цвет
(высокоочшценные марки Bi 50—52, Вг 52—54, Вз 54—56, Вг 56—58
и очищенный — марка Т) или слегка желтоватый (марка С) и от
светло-желтого до светло-коричневого (неочищенные парафины —
марки Не и Нв). Парафины широко используются в электротехни¬
ческой, пищевой, парфюмерной и других отраслях народного хозяй¬
ства. Они являются важнейшим сырьевым источником для получения
жирных кислот. В пищевой промышленности используются парафины
глубокой очистки. В соответствии с ГОСТ 23683—79 эти парафины
характеризуются следующими данными:Пищевые парафины не должны обладать запахом, содержать
кислоты, щелочи, сульфаты, хлориды, механические примеси и воду.Данные по нефтяным парафинам приведены в табл. 4.22,ЦЕРЕЗИНЫЦерезин представляет собой смесь парафиновых углеводородов
изостроения с числом углеродных атомов в молекуле от 36 до 55.
Он получается из естественного сырья и производится'синтетически
из окиси углерода и водорода. Естественным сырьем является при¬
родный озокерит и осадок парафинистой пробки нефтей нафтенового
основания. На основе церезина изготовляются различные композиции
в промышленности бытовой химии, вазелины. Он используется также
в качестве загустителя при производстве пластичных смазок, изоля¬
ционного материала в электро- и радиотехнике и восковых составов.Данные по церезинам приведены в табл. 4.23.Нефтяные битумы широко применяются в народном хозяйстве.
Сырьем для их производства служат остатки первичной перегонки
нефти, а также продукты деасфальтизации и экстрактивной очистки
масел. По способу производства битумы разделяются на остаточные
и окисленные. Окислению подвергаются гудроны и в некоторых слу¬
чаях — мягкие битумы процессов очистки масел. При окисленииМарки
П-1 П-2 П-3Температура плавления,°С
Содержание масла, % (масс.)
Содержание бензпирена64 52 50
0,5 0,9 2,3
ОтсутствиеНЕФТЯНЫЕ БИТУМЫ180
Таблица 4.22Нефтяные парафины (по ГОСТ 16960— 71)ПоказателиНорма для марокТемпература плавления, °С
Содержание масла, % (масс.), не болееЦвет, мм, не менее
Устойчивость цвета, сутки
Глубина проникания иглы при на¬
грузке 100 гс, 0,1 мм, не более
Температура начала перегонки, °С,
не нижеДо 400 °С перегоняется, не менее
97% перегоняется при температуре,
°С, не ниже
Температура вспышки, °С, не ниже *Содержание серы, % (масс.), не бо¬
лееСодержание водыСодержание механических примесей,
% (масс.), не более
Содержание фенолов **Содержание водорастворимых кис¬
лот н щелочейBi 50-52В2 52-54В3 54-56В4 56-58тсНеНи50—5252—5454—5656-58>5045-5242-5057-640,80,50,50,52,32,25,02,3По стеклу № 1По стеклу № 22702702702707070Не определяется77774Неопределяется18161413Неопределяется20Не определяется320Не определяется»60»»»»460»»»»160Не опре¬160деляется»»0,05То же0,15Отсутствие0,2Отсут¬СледыствиеОтсутствие
Не определяется
ОтсутствиеОтсут¬ствие0,01Не определяетсяНе опре¬
деляется* Температуру вспышки определяют для парафинов, получаемых с помощью избирательных растворителей.** Содержание фенола определяют для парафинов, получаемых из рафинатов фенольной очистки.
Таблица 4.23ЦерезиныЦерезин (по ГОСТ 2488-79)Церезиа синтети¬
ческий высоко¬
плавкий
(ПО ГОСТ 7658-74)Норма для марокПоказатели80756757конден¬сатор¬ный100Температура каплепаде¬
ния, °С, не ниже80756757100100Глубина проникания
иглы прк 25 °С и на¬
грузке 100 гс, 0,1 мм,
не более161830301010Содержание механи¬
ческих примесей,
% (масс,), не болееСодержание воды0,020,050,05Отс0,05утствиеОтсут¬ствие0,08Зольность, "% (масс.),
не более0,020,020,020,020,020,02Кислотное число, мг КОН
на 1 г церезина, не
болееВодорастворимые кис¬
лоты и щелочи0,100,150,15Отс0,15утствш0,05■0,18Цвет в бензиновом рас¬
творе 1 :20 со сте¬
клом № 2, марки не
более5,55,55,55,5Удельное объемное элек¬
трическое сопротивле¬
ние при 100 °С, Ом-см,
не менее1 • 10!2\10йТангенс угла диэлектри¬
ческих потерь при
100 °С и частоте
1000 Гц, не более0,003Стабильность против
окисления —кислотное
число после нагрева¬
ния церезина в тече¬
ние 100 ч при 120“С,
мг КОН на 1 г цере¬
зина, не болееод182
Таблица 4.24Нефтяные дорожные вязкие битумы (по ГОСТ 22245—76)ПоказателиНорма для марокБНД200/300БНД130/200БНД90/130Глубина проникания иглы, 0,1 мм:
при 25 °С
при -0 °С, не нижеТемпература размягчения по кольцу
и шару, °С, не нижеРастяжимость, см, не менее
при 25 °С
при 0 °СТемпература хрупкости, °С, не вышеТемпература вспышки, °С, не нижеСцепление с мрамором или пескомИзменение температуры размягчения
после прогрева, °С, не болееИндекс пенетрации *Содержание водорастворимых ве¬
ществ, не более201—300
453520—202000,2БНД60/90131—2003539656-1822091 — 130284360
4,2— 17220Выдерживают
7 I 6 | 661—902047503,5-15220От 1 до —1
0,2 0,3 0,3* Определяется по справочному приложению к ГОСТ 22245 - 76.БНД40/80БН200/300БН130/200БН90/130БН
60/9040-60135140— 102200,3201—300332008131—2003770220791-13040602206От 1 до —1,560-9045502206
протекают реакции уплотнения, приводящие к увеличению концентра¬
ции асфальтенов, способствующих повышению температуры размяг¬
чения битумов, и смол, которые улучшают связывающие и эластич¬
ные свойства товарного продукта. Содержание масляных компонен¬
тов при этом снижается.По областям применения битумы классифицируются на дорож¬
ные, изоляционные, кровельные, строительные и специального назна¬
чения.Дорожные битумыДорожные битумы изготовляются двух видов: твердые, или вяз¬
кие, получаемые из окисленных и неокнсленных продуктов прямой
перегонки нефти и асфальта процесса деасфальтизации доасел
(табл. 4.24), и жидкие, которые приготовляются разбавлением вяз¬
ких битумов растворителями, или разжижителями (табл. 4.25).В зависимости от скорости затвердевания жидкие битумы под¬
разделяются на три класса'.^БГ — быстрогустеющие, СГ — густеющие
со средней скоростью, МГ — медленно густеющие.Жидкие битумы классов БГ и СГ применяются при строитель¬
стве усовершенствованных дорожных покрытий во всех дорожно¬
климатических зонах, а класс МГ — при строительстве дорог облег¬
ченного типа и оснований в III, IV и V климатических поясах. Тех¬
нические требования к жидким нефтяным битумам регламентируются
ГОСТ 11955—74 по вязкости, количеству испаряющегося разжижи-
теля, температуре размягчения остатка после испарения, температуре
вспышки и сцепления с мрамором или песком. В жидкие битумы
вводят поверхностно-активные вещества.Таблица 4.25Вязкие дорожные битумы и фракционный состав
разжижителей (по ГОСТ 11955—74)КлассжидкихдорожныхнефтяныхбитумовМарки вязкого
дорожного
битумаНачалокипения,Перегоняется, % (об.),
при температуре, °С°С509698БГБНД 60/90;
БНД 90/130> 130150-180—<230СГБНД 40/60;
БНД 60/90> 145<215<300 МГБНД 40/60;
БНД 60/90<280<360Строительные битумыСтроительные битумы получают окислением остатков прямой пе¬
регонки нефти и их смесей с асфальтами и экстрактами масляного
производства, а также смешением окисленных и неокнсленных про¬
дуктов. Выпускаются эти битумы трех марок (табл. 4.26).184
Таблица 4.26Нефтяные строительные битумы (по ГОСТ 6617—76)ПоказателиНорма для марокБН-50/50БН-70/30БН-90/10Глубина проникания иглы при 25 °С,41-6021-405-200,1 ммТемпература размягчения по кольцу507090и шару, °С, не нижеРастяжимость при 25 °С, см, не ме¬4031нееРастворимость в бензоле или хлоро¬999999форме, % (масс.), не менееИзменение массы после прогрева,111% (масс.), не болееТемпература вспышки, °С, не ниже220230240Содержание водорастворимых ве¬0,30,30,3ществ, % (масс.), не болееСодержание водыСледыКровельные битумыНефтяные кровельные битумы получают из ромашкинской, ана-
стасиевской, западносибирских и азербайджанских нефтей и их сме¬
сей. Они подразделяются на пропиточные и покровные. Для произ¬
водства пропиточных битумов используются остатки первичной пере¬
гонки нефтей или продукты их окисления, а покровных — остатки
прямой перегонки в смеси с вакуумным дистиллятом, вязкость ко¬
торого при 100 °С должна быть не менее 7 сСт (табл. 4.27).Изоляционные битумыИзоляционные битумы производят путем окисления остатков
прямой перегонки нефти или их смесей с асфальтами и экстрактами
масляного производства. Применение продуктов крекинга не допу¬
скается, В зависимости от температуры размягчения выпускаются
битумы трех марок: БНИ-1У-3, БНИ-IV и БНИ-V (табл. 4.28).Специальные битумыСпециальные битумы применяются в лакокрасочной, шинной,
электротехнической и других отраслях промышленности. Изготов¬
ляются из остатков прямой перегонки высокосмолистых нефтей. Вы¬
пускаются марки Б, В, Г (табл. 4.29),НЕФТЯНЫЕ КОКСЫПо способу производства, сырью и свойствам различают два
вида кокса: продукт, получаемый при коксовании сырья в металли¬
ческих кубах периодического действия и обозначаемый, по ГОСТ185
Таблица 4127Нефтяные кровельные битумы (по ГОСТ 9548—74)Норма для марокПоказателиБНК45/180БНК90/40БНК90/30Глубина проникания иглы при 25 °С»140-22035-4525-350,1 ммТемпература размягчения, °С40-5085-9585-95Температура хрупкости, °С, не выше
Растворимость в бензоле или хлоро¬——20-10999999форме, % (масс.), не менееИзменение массы после прогрева,10,50,5% (масс.), не болееГлубина проникания иглы при 25 °С
в остатке после прогрева, % от
первоначальной величины, не менее557070Содержание водорастворимых сое¬0,30,30,3динений, % (масс.), не болееТемпература вспышки, °С, не ниже
Содержание воды240240Следы240Таблица 4.28Нефтяные изоляционные битумы (по ГОСТ 9812—74)ПоказателиНорма для марокБНИ-1У-ЧБНИ-IVБНИ-VТемпература размягчения, °С, не657590нижеГлубина проникания иглы, 0,1 ммпри 25 °С30-5025-40>20при 0 °С, не менее15129Растяжимость при 25 °С, см, не ме¬432нееСодержание парафина, % (масс.),4——не болееТемпература вспышки, °С, не ниже230230230Изменение массы после прогрева, %,
не более0,20,20,2Содержание водорастворимых ве¬0,50,50,5ществ, % (масс.), не болееВодонасыщаемость за 24 ч, % (масс.),0,20,20,2не более186
Таблица 4.59Нефтяные специальные битумы (по ГОСТ 21822—76)ПоказателиНорма для марокБвгТемпература размягчения по кольцу
и шару, °С100-110110-125126-135Глубина проникания иглы при 25 °С,
0,1 мм, не более1185Содержание веществ, нерастворимых
в горячем бензоле, %, не более0,150,150,15Зольность, %, не более0,200,200,20Температура вспышки, °С, не ниже
Растворимость битума в льняном
маслеРастворимость смеси битума с льня¬
ным маслом в уайт-спирите240250ПолнаяПолная260Вязкость смеси битума с льняным
маслом в уайт-спирите при 50 °С
непосредственно после изготовле¬
ния и выдерживания в течение 24 ч
в закрытом сосуде, градусы ВУ,
не более
Качество пленки лака: ;181818блеск и гладкостьСоответствуют типовому
образцусальностьОтсутствиеКислотное число, мг КОН на 1 г
битума, не более
Содержание воды2,02,0Следы2,022898—78, как ‘«коксы нефтяные», и кокс, получаемый на непре¬
рывных установках замедленного коксования и обозначаемый, по
ГОСТ 22898—78, как «коксы нефтяные малосернистые замедленного
коксования».Нефтяные коксыВырабатываются следующие марки нефтяных коксов:К.НКЭ — кокс нефтяной крекинговый электродный. Сырье — кре¬
кинг-остатки. Применяется глазным образом для производства элек¬
тродов;КНПЭ — кокс нефтяной пиролизный электродный. Сырье — пиро¬
лизные пеки. Используется в алюминиевой промышленности для из¬
готовления анодной массы, производства анодов и электродов;КНПС — кокс нефтяной пиролизный Специальный. Применяется
для изготовления конструктивных электродных материалов.Ш
КН — кокс нефтяной. Сырье — остатки процессов крекинга и пи¬
ролиза. Применяется в качестве изоляционного материала, для из¬
готовления абразивных изделий и других технических продуктов.Нефтяные мало сернистые коксыСырье — остаточные продукты переработки нефти. Применяются
в алюминиевой, электродной и абразивной отраслях промышленно¬
сти. Вырабатываются следующие марки:КЗ-25 — кокс с размером кусков свыше 25 мм I и II сортов;КЗ-6 — кокс с размером кусков свыше 6 до 25 мм;КЗ-0 — кокс с размером кусков от 0 до 6 мм.Данные по свойствам кокса различных марок приведены в
табл. 4.30.СМАЗОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫОсновное назначение смазочных материалов заключается в
уменьшении силы трения между соприкасающимися движущимися
элементами машин и механизмов. Кроме того, они защищают по¬
верхность узлов трения от воздействия агрессивных веществ, корро¬
зии, уменьшают их износ, способствуют отводу тепла и служат в
качестве уплотняющего материала. Смазочные материалы изготов¬
ляют в основном из нефтяного сырья. В последние годы нашли при¬
менение также синтетические масла. Доля продуктов животного и
растительного происхождения в общем объеме производства смазоч¬
ных материалов невелика.Смазочные материалы по своим свойствам делятся на две груп¬
пы: жидкие продукты различной вязкости — масла; пластичные смаз¬
ки, получаемые загущением масел специальными загустителями.Ассортимент смазочных материалов, компонентов, применяемых
при их изготовлении, и методы их применения чрезвычайно обширны.
Поэтому по ГОСТ 23002—78 вводится обязательная терминология
для применения в технике, документах, учебниках, технической и
справочной литературе.Смазочные маслаСмазочные масла по источнику сырья разделяются на минераль¬
ные — нефтяного происхождения и синтетические — сложные эфиры,
элементорганические соединения, а по способу производства — на
днстиллятные, остаточные и смешанные. С целью улучшения экс¬
плуатационных характеристик масел, повышения их стабильности и
придания им новых свойств в очищенный продукт вводят различные
•добавки (присадки): антиокислительные, антикоррозионные, вязкост¬
ные, депресаторные, моющие, противозадирные, противоизносные
и др. Некоторые присадки многофункциональны.По своему назначению масла подразделяются на следующие
группы:моторные для авиационных, газотурбинных, карбюраторных и
дизельных двигателей;специальные — турбинные, компрессорные, цилиндровые и изо¬
ляционные;18S
Таблица 4.30Нефтяные коксы (по ГОСТ 22898—78)Норма для марокПоказателикнкэКНПЭКНПСкнКЗ-25КЗ-6КЗ-0I сортII сортСодержание рабо¬
чей влаги, %
(масс.), не более3,03,03,03,03,03,03,03,0Зольность А, %
(масс.), не более0,60,30,30,50,50,60,70,8Содержание серы,
% (масс.), не
более0,81,00,41,01,31,51,51.5Истинная плот¬
ность после про¬
каливания при
1300 °С в тече¬
ние 5 ч, г/см3,
не менее2,102,082,04-2,082,082,08Выход летучих ве¬
ществ, % (масс.),не более7,06,57,07,079,09,510Истираемость, %
(масс.), не более
Содержание ме¬
лочи, % (масс.),не более71313куски разме¬
ром менее
25 мм44441010куски разме¬
ром меньше
6 мм2ЬМеханическая
прочность,
кгс/см2
Содержание крем¬
ния, железа и
ванадия-———Не»нормируется»трансмиссионные, включая масла для гидропередач и гидрообъ¬
емных приводов;машинные и масла различного назначения.Масла, помимо своего основного назначения в качестве антифрик¬
ционного материала, применяются в электротехнической промышлен¬
ности для электроизоляции, как рабочие жидкости в гидравлических
и тормозных системах, в пароструйных и высоковакуумных насосах,
а также используются для замасливания волокон и хлопка, пласти-189
фикаторов и защитных покрытий, В виде высокоочшцеиных продук¬
тов масла применяются в пищевой и парфюмерной промышленности.Качество масел определяется рядом показателей, обязательных
для всех, видов Масел: вязкость, температура вспышки и застывания,
содержание водорастворимых кислот и щелочей, наличие механиче¬
ских примесей и воды. Другие показатели обязательны только для
отдельных групп масел. К ним относятся вязкостно-температурные
свойства, содержание серы, кислотность, щелочность, зольность, кок¬
суемость, окисляемость, коррозионная активность, термическая и тер¬
моокислительная стабильность, противоизносные, противозадирные,
моющие и некоторые специфические свойства.Данные по товарным свойствам масел приводятся в сборнике
стандартов [2], а сведения по их применению, взаимозаменяемости
с маслами других стран —в справочниках [8—10].Моторные маслаДля моторных масел, в соответствии с ГОСТ 17479—72, уста¬
навливаются группы по эксплуатационным свойствам (табл. 4.31).Таблица 4.S1Характеристика моторных масел
по эксплуатационным свойствамГруппа маселРекомендуемая область примененияАНефорсированные карбюраторные и
дизельные двигателиБ: BiМалофорсированные карбюраторные
двигателиБзМалофорсированные дизельные дви¬
гателиВ: BiСреднефорсированные карбюратор¬
ные двигателив2Среднефорсированные дизельные дви¬
гателиГ: Г,Высокофорсированные карбюратор¬
ные двигателиг2В ысокофорсированные дизельные дви¬
гателиДВысокофорсированные дизельные дви¬
гатели, работающие в тяжелых
условияхЕДизельные малооборотные двигатели
с лубрикаторной системой смазки,
работающие на тяжелом топливе
с содержанием серы до 3,5% (масс.)190
Таолици 4.32Вязкостные свойства и соответствующие обозначения моторных маселКлассвяз¬костиПредел вязкости,
сСтИндексвяз¬костиГруппа масел по эксплуатационным свойствамАБВГдЕпри
100 °Спри
-18 °СBiб2В]вгГ.1Г266±0,5—>90—М-6Б[—М-6В1—М-6Г]—__88±0,5-То жеМ-8АМ-8Б|М-8Б2M-8BiМ-8В2М-8Г jМ-8Г2М-8Д-1010±1-»М-10АМ-ЮБ)М-ЮБгM-lOBiМ-10В2М-10Г1М-10Г2М-10Д: -1212±0,5-»—_М-12Б2-М-!2В2-М-12Г2М-12Д1М-12ЕН14±1->—-М-14Б2-?л-нв2-М-141'2М-14Д| М.-14Е16!6±1->~-М-16Б2“М-16В2-М-16Г2М-16ДM-I6E2020±2---М-20Б2-. М-20В2-М-20Г 2М-20Д; М.-20ЕV6*. 6±0,51300- 2600> 125-М-43/6Б-м-v»,----: -V8*8±0,5То жеТо же-М-43/8Б,М-43/8Б2M-4a/8BiМ-43/8В2--1--! -43/ю*10±0,5>»---M-43/10B,М-43/10В2---; -вз/»'10±0,52600-10 400»———/10В,м-в3/юв2луит,М-6з/10Г2-| —* Цифра в числителе обозначает класс вязкости при температуре — !8 “С, индекс «з» показывает, что масло содержит вязкост¬
ные присадки и предназначено для применения как зимнее или всесеэонное; цифры в знаменателе показывают вязкость при 100 °С.
ПродолжениеПоказателиНорма по маркамАС-6 (М-6Б)с присадкой
ВНИИНП-360АС-8 (М-8Б)<яок ~& '
с воПс присадкой
ДФ-11АС-10 (М-10Б)
с присадкой
ВНИИНП-360Термоокислительная ста¬Не нормируется, определениебильность по методу Па¬обязательнопок при 250 °СМоющие свойства по ПЗВ,1,01,01,00,51,0в баллах, не болееЦвет масла без присадки2018,16со стеклом № 4 при раз¬бавлении в отношении85 : 15, мм, не менееСодержание серы в масле1,01,01,1без присадки, % (масс.),не болееСодержание фенола в маслеОтсутствиебез присадкиПлотность при 20 °С, г/см3,0,8900,8950,900не болееВязкостные свойства этих групп масел приведены в табл. 4.32.
В приложении к указанному ГОСТу дается сравнение моторных ма¬
сел СССР, стран СЭВ и США по вязкостным и эксплуатационным
свойствам.Авиационные маслаАвиационные масла (табл. 4.33) выпускаются четырех основных
марок и характеризуются по вязкости и методу очистки, на что ука¬
зывает буквенно-цифровая маркировка. Первая буква — «М» — обо¬
значает маЛло; вторая буква — «С» или «К» — вид очистки (селек¬
тивная или сернокислотная); цифры за первыми двумя буквами —
вязкость при 100 °С и, наконец, буква «С» после цифр — сернистое
сырье. Изготовляется также масло МС-6 (ГОСТ 11552—76) вяз¬
костью в 6 сСт при 50 °С, к которому добавляется 0,2% антиокисли-
тельной присадки (дибутил-ге-крезол или топанол О).Автомобильные маслаАвтомобильные масла (табл. 4.34) фенольной очистки предназна¬
чаются для карбюраторных двигателей автомобилей и тракторов.
Промышленностью выпускаются следующие маски;194
AC-6 (М-6Б) — дистиллятное масло с присадками: 3% (масс.)
ВНИИНП-360 плюс 1% АзНИИ-ЦИАТИМ-1;АС-8 (М-8Б)—смесь дистиллятного и не менее 14% (масс.)
остаточного компонентов с присадками: 3,5% (масс.) ВНИИНП-360
плюс 1% АзНИИ-ЦИАТИМ-1; 3,5% ДФ-1; 3% СБ-3 плюс 2% ДФ-11
плюс 1% АзНИИ-ЦИАТИМ-1;АС-10 (М-10Б)—смесь дистиллятного и остаточного компонен¬
тов с 3,5% (масс.) присадки ВНИИНП-360. В маслах АС-6 и АС-8
присадка АзНИИ-ЦИАТИМ может заменяться присадкой АФК.
К автомобильным маслам фенольной очистки может добавляться
антипенная присадка ПМС-200А в количестве 0,003% (масс.).Дизельные масла
фенольной селективной очисткиДизельные масла фенольной очистки (табл. 4.35) выпускаются
следующих марок:ДС-8 (М-8Б) — смесь дистиллятного и не менее 14% (масс.)
остаточного масла с присадками 3% ЦИАТИМ-339 плюс 2% АФБ
и 1% АзНИИ-ЦИАТИМ-1 или 5% ЦИАТИМ-339 плюс 1% АзНИИ-
ЦИАТИМ-!, или 6% ВНИИНП-360 плюс !% АзНИИ-ЦИАТИМ-1;ДС-8 (М-8В)—смесь дистиллятного и не менее 14% (масс.)
остаточного масла с композицией присадок: 5% ВНИИНП-370; 2%
ПМС; 0,5% Л3-23к; 0,005% ПМС-200А; 1% В-167;ДС-11 (М-1 ОБ)— смесь дистиллятного и остаточного компонен¬
тов с присадками 3% (масс.) ЦИАТИМ-339 плюс 2% АФБ или 5%
ЦИАТИМ-339; 6% ВНИИНП-360; 4,5% МНИ-ИП-22К.Свойства дизельных масел фенольной селективной очистки ха¬
рактеризуются 20 показателями; другие масла также характеризу¬
ются значительным количеством показателей. В настоящем — крат¬
ком — справочнике приводятся только основные эксплуатационные
свойства.Масла для двигателей кислотно-щелочной
и других методов очисткиМасла кислотно-щелочной очистки выпускаются двух марок:
МК-8 и МК-8п (ГОСТ 6457—66) с антиокислительной присадкой в
количестве 0,6% (масс.) дибутил-п-крезола или топанола О. Вяз¬
кость при 50 °С не менее 8,3 сСт и при 20 °С — не более 30 сСт.Масла серии МТ сернокислотной и селективной очистки (ГОСТ
6368—52):МТ-14 — загуститель полиизобутилен с добавкой 3—4% (масс.)
присадки АзНИИ-ЦИАТИМ-1. Кинематическая вязкость при 100 °С —-13.5—14,5 сСт и при 0 °С — 1000 сСт;МТ-16П — добавки 3—4% (масс.) присадки ЦИАТИМ-339 и не
менее 0,8% присадки АзНИИ-ЦИАТИМ-1. Вязкость при 100 °С16.5—17,5 сСт.Для форсированных дизельных двигателей вырабатывается мас¬
ло М-20Г (ГОСТ 12337—66) с комплексом добавок. Свойства: вяз¬
кость при 100 °С — не менее 20 сСт; индекс вязкости — не менее 85;
температура — не ниже 235 °С; содержание серы в масле без при¬
садок—1% (масс.).7*195
Таблица 4.35Дизельные масла фенольной очистки
(по ГОСТ 8581-77)ПоказателиНорма по маркамДС-8 (М-8Б) ДС-8 (М-8В)а*"S1<
BS
о ЯgBasSsoCQКинематическая вяз¬
кость, сСт
при 100 °С в пре¬
делах
при 0°С, не более8±0,512008±0,5120011 ±0,5
2500Индекс вязкости, не
менее838383Температура вспыш¬
ки (открытый ти-
' гель), °С, не ниже190190200Температура засты¬
вания, С, не выше—25-25-15Содержание серы
в масле без при¬
садки, % (масс.)1,01,0V1,1Коксуемость до до¬
бавки присадки,
% (маес.), не более0,150,150,30Кислотное число, мг
КОН на 1 г масла,
не более0,020,020,02Зольность, %без присадки, не
более
с присадкой, не
менее0,С0,42050,800,0050,700,420,000,8050,45Содержание бария,
%, не менееКоррозионность на
пластинках из свин¬
ца марки С1 или
С2, г/м2, не более0,22100,458Не норми¬
руется50,22100,458Не норми
руется5Содержание серы
в масле без при¬
садки, %, не более1,01,01,1« 8
° S-и 3atо У
« 8.ДС-П (М-10Б)1чяIsas
и В|вN1.2ЯКoCQРае3?Шо %193
Таблица 4.86Масла для турбовинтовых двигателейНорма для марокПоказателиМН-7,5
(по ГОСТ
17748 - 72)Масло
синтетическое
ВНИИНП-7
(по ГОСТ
12246 - 6S)Маслосинтетическоевниинп50-1-4ф
(по ГОСТ
13076 - 67)Кинематическая вязкость,
сСтпри 100 “С, не менее7,57,5-83,2при —35 °С, не болееСмазывающие свойства
(четырехшариковая ма¬
шина, шарики диаметром
19 мм):700075002000
при —40 °Скритическая нагруз¬
ка Рк, кгс (Н), не
менее100(981) —диаметр пятна износа
dK при Рк, не более0,90 отношение Рк масла-
ВНИИНП-7 к Рк ма¬
сла МС-201,3Температура вспышки (от¬
крытый тигель), °С, не
' ниже165210204Температура застывания,
°С, не вышеСтабильность против оки¬
сления при_ 150 °С в те¬
чение 50 ч:-55-60-60содержание после оки¬
сления осадка, не¬
растворимого в бен¬
золе, %, не более, 0,10,06кислотное число после
окисления, мгКОН/1 г,
не болееВода, механические при¬
меси, водорастворимые
кислоты и щелочи0,350,6Отсутствие2,0(175 °С, 72 ч)19?
Масла для турбовинтовых двигателейМасла для турбовинтовых двигателей производятся из нефтя¬
ного сырья — МН-7,5 и синтетическое — ВНИИНП-7 и ВНИИНП
50-1-4ф. Основные показатели этих марок масел приведены в
табл. 4.36.Турбинные маслаМасла турбинные (табл. 4.37) применяются для смазывания
подшипников и вспомогательных механизмов турбоагрегатов (паро¬
вых и газовых турбин, турбокомпрессорных машин, гидротурбин),
а также в системах регулирования этих машин. Выпускаются двух
типов: марок Тм, Т30, Т4в, Т57 без присадок (ГОСТ 32—74) и марок
Тп-22, Тп-30 и Тп-46, вырабатываемых из малосернистых и сернистых
нефтей с применением селективной очистки и композиции присадок
(ГОСТ 9972— 74),Таблица 4.37Турбинные масла (по ГОСТ 32—74 и ГОСТ 9972—74)ПоказателиНорма для марок*Т22/Тп-22Тзо/Тп-30Т4д/'ГП-46Т57Кинематическая
вязкость при
50 °С, сСт20-23/20-2328-32/28-3244—48/44—4855-59Индекс вязкости,
не менее69/9060/8760/8560Температура
вспышки. (от¬
крытый тигель),
°С, не ниже180/186180/190195/195195Температура за¬
стывания, °С, не
выше— 15/—15—10/—10— 10/—10* В числителе—-нормы для марок Т, в знаменателе —нормы для марок Та.Компрессорные маслаКомпрессорные масла (табл. 4.38) применяются для смазки
поршневых и ротационных компрессоров и воздуходувок. Масла из¬
готовляются из малосернистых нефтей двух марок: К-12 — смеси
остаточной и дистиллятных фракций с 1% депрессорной присадки
АзНИИ и К-19 — остаточного продукта. Из сернистых нефтей про¬
изводится масд£ КС-19.198
чТаблица 4.38Компрессорные масла (по ГОСТ 1861—73 и ГОСТ 9243—75)ПоказателиНорма для марокК-12К-19КС-19Кинематическая вязкость при 100 °С,11-1417-2118-22сСтИндекс вязкости, не менее——92Температура вспышки (открытый ти¬216245270гель), "С, не менее-25-15Температура застывания, °С, не выше-5Содержание серы, % (масс.), не более0,30,31,0Цилиндровые тяжелые маслаЦилиндровые тяжелые масла (табл. 4.39) предназначаются для
паровых машин, работающих на перегретом водяном паре, и меха¬
низмов, работающих с большими нагрузками и малыми скоройуя'ми,
н являются остаточными продуктами сернокислотной и селективнойОЧИСТКИ.Таблица 4.39Цилиндровые тяжелые масла (ГОСТ 6411—76)Норма для марокПоказателицилиндровое38цилиядроаое52Кинематическая вязкость при 100 °С,32-5050-70сСтИндекс вязкости, не менее
Коксуемость, % (масс.), не более60802,52,5Температура вспышки (открытый ти¬300310гель), °С, не нижеТемпература застывания, °С, не17—5выше *Кислотное число, мг КОН/1 г, не0,40,2болееПлотность при 20 °С, г/см3, не более0,9300,930Индустриальные маслаИндустриальные масла можно разделить на две группы — обще¬
го назначения и специальные. Индустриальные масла общего назна¬
чения предназначаются для смазывания различного промышленного199
Таблица 4.40Индустриальные масла общего назначения (по ГОСТ 20799—79)ПоказателиНормыИ-5АИ-вАИ-12А *И-20А *И-25АПлотность, г/смЛ0,8900,9000,8880,8850,890не болееКинематическая4-56-810-1417-2324-27вязкость при
50 °С, сСт (м2/с)(4—5)-10~6(6—8)-10~в00—14). 10“6(17-23). 10~°(24—27)*10‘Индекс вязкости,——-/9585/10085не менее|Температура за¬-20-20-30-15-15стывания, °С, невышеТемпература120130165/170180/190180вспышка (откры¬тый тигель), 'С,аа нижеКоксуемость,__———0,15% (масс.), не бо¬лееЗольность,0,0050,0050,0050,0050,005% (масс,), не бо¬лееКислотное число,0,050,050,05/0,030,050,05мг КОН/1 г ма¬сла, не болееМассовая доля се¬1,01,01,0/0,81,01,0ры в маслах изсернистых неф¬тей, %, не болйеВода, механиче¬Отсутствиеские примеси,водораствори¬мые кислоты ищелочи, а такжерастворители вмаслах селек¬тивной очистки* Выпускаются также марки масел с Государственным знаком качества. По
в знаменателе.оборудования, где не требуется легированных масел, а также в ка¬
честве базовых при производстве масел с присадками. Основные
показатели качества этих' масел приведем в табл. 4.40.Области применения индустриальных масел специального назна¬
чения весьма разнообразны. В табл. 4.41 указано только наименова¬
ние масла, сырья, область применения и вязкость. Аналогичные дан¬
ные приведены в табл. 4.42 для индустриальных масел различного
назначения.Пластичные смазкиПластичные смазки представляют собой продукт, получаемый
загущением минеральных или синтетических масел (жидкостей) твер¬
дыми загустителями. В небольших масштабах в качестве жидкой200
цля марокИ-ЗОАИ-40А *И-50АИ-70АИ-100А0,89028-33
(28 — 33) *10 6
85
-150,89535-45
(35—45). 10—6
85/97
-150,91047-55
(47 - 55)-Ю“6
85
-200,910,67-75
(67 - 75) -10-9
' 85
-100,92090-118(90-118)-10-в85-10190200/2102002002100,150,150,200,400,450,0050,0050,005 .0,0050,0050,050,050,050,050,051,01,11,11,21,2всех маркахказатели такого масла, отличающиеся от показателей обычного масла, указаныфазы применяют растительные масла — касторовое, хлопковое.^ сало¬
мас (продукт гидрогенизации твердого животного жира). Кроме
углеводородных масел широко используются кремнийорганинеские
жидкости — полисилоксаны. Загустителями являются кальциевые, ли¬
тиевые и натровые мыла высших натуральных или синтетических
жирных кислот (СЖК), для некоторых специальных смазок загусти¬
тели — стеарин, церезин, петролатум, а также минеральные загусти¬
тели — молибден, дисульфид молибдена, бентонит, силикагель, гра¬
фит, неорганические и органические пигменты. Для повышения каче¬
ства смазок к некоторым из них добавляют присадки, и в первую
очередь, антиокислительные.Пластичные смазки обладают способностью сохранять свою фор¬
му и не подвергаться деформации под действием небольших нагру¬
зок, В этом отношении они ведут- себя как упругое л ело. В узлах201
Таблица 4.41Индустриальные масла специального назначенияМаслаМасло сепараторное (по
ГОСТ 176—50)
марка Л
марка ТМасло для холодильных ма-
-ШИН (ГОСТ 5646-66)ХАХА-23ХА-30ХФ12-16 с Государ¬
ственным знаком ка¬
чества
ХФ22-24ХФ22с-16Масло ВНИИНП-25 шар¬
нирное (ГОСТ 11122—65)СырьеМаловязкие нефтяные масла
сернокислотной очистки с до¬
бавкой 2,4—2,6% сурепного
или горчичного маслаДистиллятное с 0,3% депрес-
сатора АзНИИСмесь дистиллятного и оста¬
точного маселТо жеНефтяное с добавкой 0,2—0,3 %
дибутил-я-крезолаНефтяное, загущенное вини-
поломСинтетическое с антиокисли-
тельной присадкойНефтяное с присадкамиОбласть примененияКинем атическая
вязкость, сСтДля смазки подшипников
центрифуг или сепараторов
облегченного типаДля компрессоров, работаю¬
щих на аммиаке и углекис¬
лотеДля компрессоров, работаю¬
щих на фреонах
То же
»Для компрессоров, работаю¬
щих на фреонах
То жеДля смазывания подшипников
узлов трения, работающих
длительное время при кача-
тельном движении и темпе¬
ратуре от +40 до —50 °СVso = 6 10
Vso = 14,0 17,0Vso = 11,5 -Ь 14,5V20 ПО
V50 = 22 -н 24
V20 150
Vso = 28-4-32
v5o > 16v5o = 24,5 Н- 28,4
V50 ^ 16Vioo ^ 9,8(9,8 • 10_6 м~/с)
v-зо ^ 15 000
(15 000-10_6 м2/с)
Масло ВНИИНП-401 (ГОСТ
11058—75)Масло для прокатных
станов ПС-28 (ГОСТ
12672—67) и П-28 (ГОСТ
2917—76)Масло нефтяное В М-4
(ГОСТ 23013—78)Масло приборное МВП
(ГОСТ 1805-76)Масло приборное
ВНИИНП-1-ЧМО
(ГОСТ 13374-67)Масло РМ и РМЦ (ГОСТ
15819-70)Масло для гидросистем вы-
соконагружениых меха¬
низмов — масло ЭЩ
(ГОСТ 10363-78)Масло «Сульфофрезол»
(ГОСТ 122-54)Дистиллятное с добавкой ан-
тискачковой присадки—стеа¬
рата алюминия и антипен-
ной присадки — ПМС-200АОстаточное селективной очист¬
киОстаточноеДистиллятное сернокислотной
очисткиСинтетическое с присадкамиДистиллятное и дистиллятное
загущенное из балаханской
масляной нефтиВеретенное АУ (ГОСТ 1642—75)
с добавкой 2±0,5% вини-
пола ВБ-2 и до 0,5% дс-
прессатора АзНИИНефтяное масло, активирован¬
ное серойДля направляющих скольже¬
ния металлорежущих стан¬
ковДля прокатных становДля форвакуумных насосовДля смазывания контрольно¬
измерительных приборов, ра¬
ботающих от +110 до
—60 °СДля часовых и точных меха¬
низмовРабочая жидкостьДля гидросистем высокона-
груженных механизмовСмазочно-охлаждающая жид¬
кость при обработке метал¬
лов резанием и под давле¬
ниемVjo = 16,5 -т- 30
v,00>4,5Vno = 26 — 30v50 = 47 -г- 57
vioo = 8 11v5o = 6,5 8Vi oo > 300
v_35<400Для PM:V40 == 3,8 -r- 4,2
v-4o<350
Для РМЦ:V50 > 8,3
v_4o < 915v5 >20v50 = 20 25
Таблица 4.42Индустриальные масла различного назначенияМаслаМасла конденсаторные
(ГОСТ 5775-68)Масло АМГ-10 (ГОСТ
6794—75)Масло для вентиляцион¬
ных фильтров (ГОСТ
7611-75)Масло для вспомогатель¬
ных пароструйных на¬
сосов (ГОСТ 9184—75)
Масло С-220 (ГОСТ
8463-76)Масло консервационное
НГ-203(ГОСТ 12328—66)СырьеСоответствующие фракции
сернокислотной очистки
малопарафинистых неф¬
тей или фенольной очист¬
ки сернистых парафини-
стых нефтей с антиоки-
слительной присадкой
Маловязкая низкозасты-
вающая нефтяная основа
с добавкой вязкостной
присадки, антиокислите¬
ля и красителя
Очищенное масло из мало¬
сернистых нефтейФракция вазелинового ма¬
слаАвиационные масла перко-
ляционной очистки.Масляные растворы суль
фоната кальция и оки
елейного петролатумаОбласть примененияКинематическа я
вязкость, сСтДля пропитки и заливки конденса¬
торовРабочая жидкость гидравлических
системДля вентиляционных фильтров
с целью поглощения пылиРабочая жидкость в пароструйных
вакуумных вспомогательных на-
. сосахДля маслонаполненных кабелей вы¬
сокого давленияНГ-203А — для защиты от коррозии
наружных поверхностей изделий и
механизмов в условиях повышен¬
ной «леяжиосззв* 1V20 — 30 -г- 45V5o = 9 Ч- 12v50 > Ю
v-60< 1250v50 = 19 -- 24V50 = 12,5 15,3Vioo 3® 1 1
Veo > 50
v 2о 800
vo>5000
v100 = 25 -j- 50
Масло консервационное
НГ-204у(ГОСТ 18974—73)Масло парфюмерной
(ГОСТ 4225—76)Масло трансформаторное
селективной очистки
(ГОСТ 10121—76)Масло трансформаторное
(ГОСТ 982—68)Масло электроизоляцион¬
ное синтетическое («Ок-
тол») (ГОСТ 12869-67)Масло МЗ-52
(ГОСТ 21748—76)Смесь нитрованных масел
ДС-8 и ДС-11, окислен¬
ного петролатума, нефтя¬
ного парафина, СЖК и
алюмокалиевых квасцовВысокоочищенное нефтяное
маслоМасло селективной очистки
с антиокислительной при¬
садкойМасло из малосернистых
нефтейСинтетическоеГоловная фракция основы
масла АМГ-10НГ-203Б —то же и внутренних по¬
верхностейНГ-203В —для защиты от коррозии
внутренних поверхностей изделий
и механизмовДля долговременной защиты от ат¬
мосферной коррозии наружных и
внутренних поверхностей сельско¬
хозяйственных машин и запасных
частей к ним; изделий станко¬
строительной и машиностроитель¬
ной промышленности из черных,
цветных металлов и их спла¬
вовПарфюмерная промышленностьДля заливки трансформаторов и
другой маслонаполнительной элек¬
троаппаратурыДля заливки трансформаторов, ма¬
сляных выключателей и другой
высоковольтной аппаратурыЭлектроизоляционноеРабочая жидкость в спиральных
потенциометрахVioo = 10-4-15
Vso = 25 -=- 33V50 = 16,5 -н 23
v20 > 28Vso <9v—зо < 1300Марка ТКп:V20 < 30
V50 < 9,6Марка ТК:Vso <9Vioo — 75 115V20 не нормируется
V —40 < 46
трения при нагреве и действии сил сдвига они начинают проявлять
свойства вязкой текучей жидкости. С прекращением работы узлоз
трения первоначальные свойства пластичных смазок восстанавли¬
ваются.Пластичные смазки широко применяются в качестве антифрик¬
ционных, защитных и уплотнительных материалов. Как антифрик¬
ционные они используются в подшипниках качения машин и меха¬
низмов, для смазки гипоидных передач, подшипников скольжения,
канатов и других узлов трения и скольжения. Уплотнительные смаз¬
ки применяются в сальниках, резьбовых соединениях.Защитные смазки используются для предохранения машин, ме¬
ханизмов, деталей и различных металлических изделий от коррозии.
Пластичные смазки должны длительное время при различных тем¬
пературах и нагрузках, а в некоторых случаях и в агрессивных сре¬
дах, обеспечивать надежную работу громадного парка двигателей,
машин, приборов и механизмов. По своим свойствам и назначению
они подразделяются на смазки универсальные, индустриальные (же¬
лезнодорожные, металлургические, канатные), морские и различного
другого назначения (для кожевенной промышленности, бензиноупор-Таблица 4.43Смазка солидол синтетический (по ГОСТ 4366—76)Норма по маркамПоказателипресс-солидолСсолидол СВнешний видЭффективная вязкость при О °С
и среднем градиенте скорости
деформации 10 с-1, Па • с (П),
не болееПредел прочности при сдвиге в ус¬
ловиях 50 °С, Па (гс/см2),
не менееИспытание коррозионного действия
при 70±2°С в течение 4 ч на пла¬
стинках из стали 40, 45 или 50Содержание свободных щелочей
в пересчете на NaOH, % (масс.),
не болееСодержание механических примесей,
% (масс.), не болееСодержание воды, % (масс.), не бо¬
лееМеханическая стабильность, %, не
более:индекс разрушения
индекс тиксотропного восстанов¬
ления через 1 суткиСвободные органические кислоты
и механические примеси, нерас¬
творимые в соляной кислоте206Однородная без комков
мазь коричневого цвета100(1000)98(1,0)200 (2000)196(2)Выдерживают0,20,2530,20,3385500Отсутствие
ные, лайнерные, уплотнительные, ружейные, снарядные, тугоплав*
кие—самолетомоторные и др.)- Ассортимент смазок очень широк,
непрерывно расширяется и обновляется в соответствии с развитием
машиностроения, моторостроения и других областей техники, а так¬
же химии, позволяющей создавать смазочные материалы с уникаль¬
ными свойствами.В настоящем справочнике приводятся лишь данные для некото¬
рых наиболее широко используемых смазок. Следует отметить, что
до сих пор еще не разработана классификация пластичных смазок,
основанная на их составе, „свойствах и областях применения.Смазка — солидол синтетический представляет собой продукт
загущения индустриальных масел марок И-12А, И-20А, И-ЗОА” и
И-40А или веретенного масла, предназначенного для производства
солидола, или их смеси гидратированными кальциевыми мылами син¬
тетических жирных кислот с числом углеродных атомов в молекуле
от 20 и выше. Солидол синтетический выпускается двух марок —
пресс-солидол С и солидол С и применяется для смазывания узлов
трения, качения и скольжения различных машин и механизмов, ра¬
ботающих в интервале температур от —20 °С до +65 °С (табл. 4.43).Смазка универсальная среднеплавкая УС (солидол жировой)
обладает примерно такими же свойствами, как и солидол синтетиче¬
ский. Изготовляется на основе индустриальных масел, загущенных,
кальциевыми мылами жирных кислот. Выпускается двух марок —
УС-1 и УС-2 (табл. 4.44).Смазка ВНИИНП-274 применяется в малогабаритных подшип¬
никах качения и маломощных редукторах, работающих при атмо¬
сферном давлении, в высоком и сверхвысоком вакууме при темпера¬
турах от —80 °С до +16 °С. Смазка производится на основе хлор-
силоксановой жидкости, загущенной литьевым мылом. Выпускается
двух марок —274н и 274ф (табл. 4.45).Смазка пластичная ГОИ-54п применяется для смазывания при¬
боров и механизмов, работающих при температурах от —40 °С до
+50 °С, и для защиты от коррозии металлических поверхностей.
Изготовляется на основе приборного масла (ПМВ), церезина (26—•
30%) и присадки МНИ-7 (табл. 4.46).Тугоплавкая смазка 1-13 жировая применяется для подшипни¬
ков качения. Изготовляется на основе минерального масла с темпе¬
ратурой застывания не выше 38 °С, кастороййгО масла (21 ± 1,5%),
извести (0,5 ±0,1%) и едкого натра для омыления жиров
(табл. 4.47).Паста ВНИИНП-232 применяется в узлах трения во взаимно
перемещающихся деталях, в подшипниках скольжения, нагруженных
шарнирных и резьбовых соединениях, работающих при температуре
до 100 °С. Изготовляется на основе индустриального масла 20, ди¬
сульфида молибдена и стабилизатора (табл. 4.48).Смазка ВНИИНП-263 применяется как антифрикционная, кон-
сервационная и уплотнительная смазка для резьбовых соединений р
интервале температур от —50 °С до +100 °С (табл. 4.49).ПРИСАДКИ К МАСЛАМДля повышения эксплуатационных свойств масел и уменьшения
степени изнашивания поверхностей трения к маслам добавляют раз¬
личные вещества, называемые присадками, которые по ГОСТ
23002—78, подразделяются на следукнйие группы (классы)!207
Таблица 4.44Универсальная среднеплавкая смазка УС
(солидол жировой) (по ГОСТ 1033—79)Показатели* Норма поУС-1(пресс-солидол)маркамУС-2Внешний видОднородная, без комков,
мазь от светлого до тем¬
но-коричневого цветаТемпература каплепадения, °С,
не ниже7575Эффективная вязкость при 0 °С
и среднем градиенте скорости
деформации 10 с-1, П (Па-с),
не более1000(100)2500(250)Предел прочности на сдвиг в усло¬
виях 50 °С, гс/ем2, не менее1,02,0Испытание на коррозию на пластин¬
ках из стали 40, 45, 50 и из ла¬
туни Л С 59-1лВыдер>киваютСодержание свободной щелочи
в пересчете на NaOH, % (масс.),
не более0,10,2Содержание механических примесей,
% (масс.), не более0,20,2Содержание воды, % (масс.), не более2,53,0Содержание кальциевых мыл жир¬
ных кислот, входящих в состав
естественных жиров, % (масс.),
не менее911Свободные органические кислоты
и механические примеси, нерас¬
творимые в соляной кислотеТаблица 4.45Смазка ВНИИНП-274 (по ГОСТОтсутствие19337-73)ПоказателиВНИИНП-274нВНИИНП-274фВнешний видОднородная' светлая мягкаямазь гладкой структурыТемпература каплепадения, °С,
не нижеВязкость эффективная, П (Па • с)190175при 50 °С и среднем градиенте
скорости деформации 1000 с-1,
не менее5,0 (0,5)6,0 (0,6)при —40 °С и среднем градиенте
скорости деформации 100 с-1,
не более550 (55)800 (80)208
ПродолжениеПоказателиВНИИНП-274нВНИИНП-274фПредел прочности при_50°С, гс/см2,1,01,0не менееКоллоидная стабильность при наг¬2018рузке 300 г, % (масс.), не болееСодержание свободной щелочи0,10,1в пересчете на NaOH, % (масс.),не болееИспытание на коррозию при 100 °С
на пластинах из меди М-1 или
М-2 в течение 24 ч
Содержание водыСодержание механических примесей:
диаметр частиц > 0,075 мм
диаметр частиц > 0,028 ммВыдерживаетОтсутствие
ОтсутствиеОтсутствиеТаблица 4.46Смазка пластичная ГОИ-54п (по ГОСТ 3276—74)ПоказателиНормаВнешний видТемпература каплепадения, °С,
не нижеТемпература сползания, °С, не ниже
Вязкость при —40 °С и среднем
градиенте скорости деформации
10 с—*, П, (Па-с), не более
Предел прочности при 40 °С, гс/см2,
не менееКоллоидная стабильность, % (масс.),
не болееИспаряемость при 100 °С за 1 ч, %,
не более
Содержание воды
Кислотное число, мг КОН/1 г
Испытание на коррозию на пласти¬
нах из стали 40 или 50 и из меди
МО или Ml
Содержание механических примесей,
% (масс.), не болееОднородная мазь от светло-
желтого до темно-корич-
невого цвета
604811 000(1100)1,51515Отсутствие0,6-0,9
Выдерживает0,015209
Таблица 4.47Смазка 1-13 жировав (по ГОСТ 1631—61)ПоказателиНормаВнешний видОднородная мазь от светло-коричневого до коричневогоцветаВязкость при 0 °С и среднем гради¬5000 (500)енте скорости деформации 10 с-1,П, (Па • с), не болееПредел прочности при 80 °С, гс/см2,1,5не менееТемпература каплепадения, °С,120не нижеКоллоидная стабильность, % (масс,),20выделенного масла, не болееСодержание свободной щелочи0,2в пересчете на NaOH, % (масс.),не болееСодержание воды, % (масс.), не бо¬0,75лееСвободные органические кислотыОтсутствиеи механические примесиИспытание на термическую стабиль¬Выдерживаетность и коррозиюТаблица 4.48Паста (смазка) ВНИИНП-232 (по ГОСТ 14068-79)ПоказателиНормаВнешний видКоллоидная стабильность, % (масс.),
выделенного масла, не более
Испытание на коррозию на пласти¬
нах из стали 45Однородная мазь от темно¬
серого до черного цвета
4,0Выдерживает210
Таблица 4.49Смазка ВНИИНП-263 (по ГОСТ 16862—71)ПоказателиНормаВнешний видПластичная мазь в тонкомслоеВязкость, П (Па-с)при 50 °С и среднем градиенте4 (0,4)скорости деформации 1000 с-1,не менеепри —20 °С и среднем гради¬1800(180)енте скорости деформации1000 с-1, не болееКоллоидная стабильность при наг¬18рузке 300 гс, % (масс.) выделен¬ного масла, не болееПредел прочности при 50 °С, гс/смг,1,0не менееИспытание на коррозию на пласти¬Выдерживаетнах из стали 45 и меди Ml илиМ2Содержание водыОтсутствие1) антиокислительные — препятствующие окислению смазочного
материала;2) антикоррозионные — препятствующие коррозии смазывае¬
мых металлических поверхностей или уменьшающие ее интенсив¬
ность;3) противоржавейные — повышающие способность смазочного
материала защищать от ржавления детали из сплавов на основе
железа;4) противоизносные — уменьшающие скорость изнашивания по¬
верхностей трения;5) противозадирные — повышающие способность смазочного ма¬
териала препятствовать заеданию трущихся поверхностей или умень¬
шающие его интенсивность и продолжительность;6) депрессорные — понижающие температуру застывания масел;7) вязкостные — повышающие вязкость масел и уменьшающие
зависимость вязкости от температуры;8) противопенные — препятствующие вспениванию смазочного
материала;9) моющие — предотвращающие образование отложений на по¬
верхностях, соприкасающихся с маслом, путем удержания твердых
частиц во взвешенном состоянии;10) диспергирующие — повышающие дисперсность загрязнений в
масле и стабильность суспензии;11) противоскачковые — уменьшающие разность между силами
трения покоя и трения движения.Многофункциональные присадки улучшают несколько свойств
одновременно, благодаря чему они представляют также большой
экономический интерес.211
Основные требования к дрисадкам: стабильность, высокая эф¬
фективность, длительность действия и доступность сырья.Ассортимент присадок с развитием моторо- и машиностроения,
расширением сырьевой базы и температурных пределов эксплуатации
смазочных материалов непрерывно расширяется и обновляется.Характеристики присадок к маслам см. [2, 7]. Помимо подраз¬
деления присадок на группы в соответствии с их назначением, вну¬
три групп имеется деление по химическому признаку. Если присадка
является многофункциональной, она включается в группу основного !
назначения. Так, например, присадка МНИ-ИП-22 по главному дей-
ствию является антиокислительной, но она обладает, кроме того, ?
моющими и противоизносными свойствами. , IАнтиокислительные присадкиВ зависимости от температурных условий работы масла разли¬
чают высоко'- и низкотемпературные антиокислительные присадки.
Низкотемпературные применяются как добавки к индустриальным,
трансформаторным и турбинным маслам. Среди них наибольшее рас¬
пространение получила присадка 4-метил-2,6-ди-гр£т-бутилфёнол, или
ионол. К высокотемпературным антиокислительным присадкам отно¬
сятся ДФ-11, ДФ-1, МНИ-ИП-22кт ИНХИ-21, ВНИИНП-354.Присадка ДФ-11 (ОСТ 38129—73)—50% раствор диалкнлди-
тиофосфата цинка в масле. Она обладает антиокислительными, пря-
тивоизносными и антикоррозионными свойствами. Применяется в мо¬
торных и трансмиссионных маслах.Присадка ДФ-1 (ГОСТ 10844—78)—раствор диалкилдитиофос-
фата бария в масле. Применяется в смеси с другими присадками в
маслах для дизельных двигателей.Присадка МНИ-ИП-22к (ГОСТ 9832—77)—кальциевая соль
диалкиларилдитиофосфорной кислоты. Обладает антиокислительны¬
ми, моющими и противоизносными свойствами. Применяется в мо¬
торных маслах.Присадка ИНХП-21 (ТУ 38 00114—71)—бариевая соль заме¬
щенной фосфорной кислоты. Получается при конденсации алкилфе-
нола с формальдегидом и аммиаком и последующим взаимодей¬
ствием с пятисернястым фосфором. Обладает антиокислительными и
антикоррозионными свойствами и высокой термостабильностью. При¬
меняется в смеси с другими присадками в маслах для форсирован¬
ных двигателей.Присадка ВНИИНП-354 (ТУ 38 101680—77)—раствор диалкил-
фенилдитиофосфата цинка б масле. Обладает антиокислительными
и антикоррозионными свойствами. Применяется в маслах для дизель¬
ных двигателей.Антикоррозионные и противоржавейные присадкиВ литературе антикоррозионные присадки иногда называют так¬
же защитными, а противоржавейные консервационнымн, что не
вполне точно отражает обозначения по ГОСТ 23002—78. Промыш¬
ленностью производятся следующие присадки:212
Присадка В-15/41 (ТУ 6-14-510—70)—кислый эфир алкенилян-
тарной кислоты. Применяется в маслах, работающих во влажной
среде.Присадка АКОР-1 (ГОСТ 15171—70)—изготовляется на основе
масел АС-9,5, ДС-8 или ДС-11 из сернистых нефтей, к которым при
защелачивании добавляется около 10% технического стеарина. При¬
меняется в качестве антикоррозионной и противоржавейной при¬
садки.Концентрат присадок КП (ТУ 38 101608—76)—многокомпонент¬
ная присадка, обладающая антикоррозионными, противоржавейными,
моющими и антиокислительными свойствами.Концентрат присадок КП-2 (ТУ 381019—75) — аналогичен КП,
но обладает и противоизносными свойствами.Ингибитор коррозии ИКБ-2 (ТУ 38 101236—72)—продукт кон¬
денсации окиси этилена, этилендиамина и кубовых остатков ректи¬
фикации СЖК.Присадка МНИ (ГОСТ 10584—63)—продукт окисления петро-
латума. Применяется в качестве присадки к маслам и пластичным
смазкам.Противоизносные и противозадирные присадкиПрисадка ЭФО (ГОСТ 14625—78) — смешанная цинкбариевая
соль изобутилового эфира арилдитиофосфоновой кислоты. Обладает
противоизносными свойствами. Применяется в трансмиссионных
маслах.Присадка ЛЗ-309/2 (ТУ 38 30169—73)—серухлорфосфорсодержа.
щая присадка. Обладает противоизносными свойствами. Применяется
в трансмиссионных маслах.Присадка ОТП (ОСТ 38 018—71)—осерненный продукт поли¬
меризации олефинов Сз — С5 (фракция 160—250 °С). Высокоэффек¬
тивная противоизносная присадка. Способствует повышению других
свойств масел.Присадка АБЭС (ТУ 38 101327—72)—бис(алкилбензилтио)этан.
Обладает противозадирными свойствами. Применяется в смазочных
маслах.Присадка Л3-23к (ГОСТ 11883—77)—диизопропилксантат эти¬
лена. Обладает противозадирными свойствами.Присадка ЛЗ-ТИБ-6 (ТУ 38 120—70)—4-неопентил-5-2,рет-бутил-
1,2-дитиоциклопентен-З-тион. Обладает противозадирными свой¬
ствами.Осерненный октол (ТУ 38 001179—74)—продукт осернения ок-
тола-600 — полимера изо- и к-бутиленов. Противозадирная присадка
к маслам.Депрессорные присадкиДепрессатор АзНИИ (ОСТ 38176—74)—продукт конденсации
нафталина с хлорированным парафином. Обладает депрессорным
действием. Применяется в смазочных маслах (0,2—0,5%).Присадка АзНИИ-ЦИАТИМ-1 (ГОСТ 7189—54)—г продукт взаи¬
модействия хлорированного парафина с фенолом с последующей об¬
работкой конохлористой серой и гидроокисью бария. Обладает213
депрессорным, моющим и антикоррозионным действием. Примени*
ется в смазочных маслах (до 1%).'Присадка АФК (ГОСТ 12261—66)—раствор алкилфенолята
кальция в масле ИС-12. Депрессатор, снижающий температуру ма¬
сел на 15—20°С.Присадка ГША «Д» (ТУ 6-01-270—74) —продукт полимеризации
эфиров метакриловой кислоты и нормальных синтетических спиртов
С12 — Cie в растворе масла ИС-20. Обладает депрессорными свой¬
ствами и улучшает температурно-вязкостную зависимость.Вязкостные присадкиПрисадка КП-5 (ТУ 38 101209—72)—концентрированный рас¬
твор полиизобутилена (М = 4000 ♦ 6000) в трансформаторном
масле.Присадка КП-10 (ТУ 38 101209—72) — концентрированный рас¬
твор полиизобутилена (М — 9000 ~ 15 000) в 'индустриальном
масле.Присадка КП-20 (ТУ 38 101209—72)—концентрированный рас¬
твор полиизобутилена (М — 15 000 -г- 20 000) в индустриальном
масле.Присадки марок КП применяются для загущения моторных,
трансмиссионных и других масел. Они улучшают и температурно¬
вязкостные свойства.Присадка полиметакрилатная «В-1» (ПМА «В-1») (ТУ 6-01-979—
75)—58—65% раствор полимера эфиров метакриловой кислоты и
первичных синтетических спиртов Ci — Ci2 нормального строения в
масле МС-6.Присадка «В-2» (ПМА «В-2») (ТУ 6-01-692—77)—30-35% рас¬
твор полиметакрилата в масле ИС-12.Противопенные присадкиПрисадка ПМС-200А (ТУ 6-02-718—72)— полиметилсилоксан.
Добавляют в масла в количестве 0,001—0,005%.Моющие и диспергирующие присадкиМоющие, или детергентные, присадки представляют собой по¬
верхностно-активные вещества (ПАВ), в молекуле которых содер¬
жатся активные полярные группы (гидроксильные, карбоксильные,
сульфоновые и др.), способные адсорбироваться на металлических
поверхностях трущихся деталей механизмов, и тем самым препят¬
ствовать осаждению на них продуктов уплотнения — смолистых и
углеродистых веществ. Для обеспечения хорошей растворимости де¬
тергентов в масле они должны иметь сравнительно длинную угле¬
родную алкильную цепь (Сю и выше).В качестве детергентов применяются сульфонаты кальция и ба¬
рия нефтяных сульфокислот и синтетических алкилбензолов, алкил-
феноляты и сульфиды, а также продукты конденсации алкилфенолов
с альдегидами.214
Диспергирующие’ присадки препятствуют осаждению твердых
частиц, содержащихся в масле, на трущиеся поверхности. В каче¬
стве таких присадок используются имидопроизводные янтарной кис¬
лоты и сополимеры алкилметакрилатов и аминометилметакрилатов.Сульфонатные присадкиПрисадка ПМСя (кальциевая) (ГОСТ 12418—66)—щелочной
сульфонат нефтяных сульфокислот. Обладает высокими моющими и
диспергирующими свойствами. Применяется в маслах различного на¬
значения.Присадка ПМСя (бариевая) (ТУ 38 101574—75)—сульфонат'
бария сульфокислот, получаемых при производстве белых масел.
Применяется в смеси с другими присадками в смазочных маслах
различного назначения.Присадка ПМС (ТУ 38 101334—73)—многозольный сульфонат
кальция масляных сульфокислот. Обладает моющими свойствами.
Применяется в смеси с другими присадками в смазочных маслах.Сульфонат кальция нейтральный очищенный (ТУ 38 101111—
71) —высокоочищенный сульфонат кальция. Применяется в качестве
присадки к промывочному маслу.Присадка СБ-3 (ГОСТ 10534—78) — сульфонат бария сульфо-
киолот масляных фракций бакинских нефтей. Обладает моющими
свойствами. Применяется в моторных маслах.Присадка С/300 (ТУ 38 101444—74) — коллоидный раствор 28—
30%-ного сульфоната кальция и 25—28%-ного карбоната кальция
в масле. Обладает моющими свойствами. Применяется в моторных
маслах.Алкилфенолъные присадкиПрисадка ЦИАТИМ-339 (ГОСТ 8312—77)—дисульфидалкилфе-
нолят бария. Обладает моющими, антикоррозионными и противоиз¬
носными свойствами. Применяется в моторных маслах.Присадка ЦИАТИМ-339с (Фи-1) (ТУ 38 101405—75) — дисульфид-
диалкилфенолят стронция. Аналогична присадка ЦИАТИМ-339.Присадка ВНИИНП-360 (ГОСТ 9899—78)—смесь алкилфено¬
лята бария и диалкилфенилдитиофосфата в отношении 2,5 : 1. Об¬
ладает моющими, противоизносными и антикоррозионными свойства¬
ми. Применяется в моторных маслах.Присадка ВНИИНП-370 (ГОСТ 12262—76) — продукт конденса¬
ции алкилфенолов с формальдегидом, обработанный гидроокисью
кальция. Обладает моющими и антикоррозионными свойствами. При¬
меняется в маслах для форсированных дизельных двигателей.Присадка ИХП-101 (ТУ 38 001220—75)—высокощелочная при¬
садка на основе продукта конденсации алкилфенолов с формальде¬
гидом. Обладает моющими, антикоррозионными и противоизносными
свойствами. Применяется в моторных маслах.Присадка БФК (ОСТ 38 0188—75)—раствор фенолята бария —
продукта конденсации алкилфенола с формальдегидом. Обладает
моющими и антикоррозионными свойствами. Применяется в маслах
для автотракторных двигателей и дизелей.Присадка БФКу (ТУ 38 00113—71)—аналогична БФК, но более
высокой степени очистки и щелочности. Применяется в маслах для
форсированных дизелей.815
Алкилсалицилатные присадкиПрисадка АСК (ТУ 38 101458—74)—50—60% раствор алкил-
салицилата кальция в масле АС-6. Присадка имеет избыточную ще¬
лочность в 20—25%. Обладает моющими и антиокислительными
свойствами. Применяется в моторных маслах.Присадка АСБ (ТУ 38 40115—74)—50—60% раствор алкилса-
лицилата бария в масле с 20—25%-ной избыточной щелочностью.
Применяется в качестве моющей присадки в смеси с другими для
моторных масел.Присадка MACK (ОСТ 38 01100—76)—50—60% раствор алкил-
салицилата кальция в масле АС-6. Избыточная щелочность 200—
220%. Обладает моющими и антиокислительными свойствами. При¬
меняется в моторных маслах.Сукцинимидные присадкиПрисадка сукцинимидная С-5А (ТУ 38 101146—77) —имидопро-
изводное янтарной кислоты. Обладает высокими диспергирующими
свойствами. Применяется в смеси с другими металлсодержащими
присадками в маслах для карбюраторных двигателей.В качестве диспергирующих присадок применяются также сопо¬
лимеры алкилметакрилатов и аминометилметакрилатов.АРОМАТИЧЕСКИЕ УГЛЕВОДОРОДЫК ароматическим углеводородам, которые выпускаются нефте¬
перерабатывающими заводами, относятся бензол, толуол, ксилолы
и нафталин. Смесь ксилолов применяется в качестве растворителя
в лакокрасочной промышленности, а индивидуальные углеводоро¬
ды — в основном для нефтехимического синтеза.Данные по бензолу, сумме изомерных ксилолов, о и п-ксилолам
приведены в табл. 4.50—4.53.МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КАЧЕСТВАНЕФТЕПРОДУКТОВОпределение качества нефтепродуктов осуществляется системой
показателей, которые регламентируются государственными стандар¬
тами СССР (ГОСТ) [1—5] или техническими условиями министерств
и ведомств. Показатели можно „условно разделить на три группы.Первая из них характеризует эксплуатационные свойства нефте¬
продукта по своему основному назначению. Так, для бензинов —
это фракционный состав, детонационная стойкость, сортность, дав¬
ление насыщенных паров, индукционный период. В случае масел к
таким показателям можно отнести — вязкость, вязкостно-темпера¬
турную зависимость, температуру застывания, температуру вспышки
я смазывающие свойства.Вторая группа показателей устанавливает предельное содержа¬
ние различных примесей, ухудшающих качество продукта и оказы¬
вающих вредное действие на материалы, из которых изготовлены216
Таблица 4.50Нефтяной бензол (по ГОСТ 8572—77)Норма для марок бензолаПоказателидля синтезадля нитрациивысо¬койчастоты1-й2-й1 й2-йсортсортсортсортчистыйВнешний видИспытание на медной
пластинке
(по ГОСТ 6321—69)
Содержание тиофена
Содержание серо¬
водорода- и мер¬
каптанов
Содержание общей
серы, %, не более
РеакцияБесцветная прозрачная жидкость,
не содержащая посторонних примесей
и воды79,0
80,6
1,00,875-—0,8800,5Температура начала
перегонки, °С,
не ниже79,679,679,679,579,5Температура конца
перегонки, °С,
не выше80,480,580,580,580,695% (об.) перегоня¬
ется в пределах
температур, °С,
не более0,60,60,60,8Q.8Плотность при 20 °С,0,878-0,878-0,878-0,876—0,875-г/см3
Степень очистки:—0,880-0,880--0,880-0,880-0,880окраска с серной
кислотой в но¬
мерах образ¬
цовой шкалы,
не более0,20,20,20,20,3бромное число, г
брома/100 мл
бензола0,120,3Температура кри¬
сталлизации, °С,
не ниже5,415,35,25,15,00,6ВыдерживаетОтсутствиеОтсутствие0,00012! 0,0002 | 0,0002 j 0,0002 j 0,0002 j 0,0002
Нейтральная
Таблица 4.51Нефтяной ксилол (по ГОСТ 9410—78)Норма для марокПоказателиА с Госу¬
дарственным
знаком
качестваАВВнешний видПрозрачная жидкость, не содержит
механических примесейЦветНе темнее раствора 0,003 г
К2СГ2О7 в 1 л водыТемпература начала пере¬
гонки, С, не ниже
Температура конца пере¬
гонки— 98% (об.), °С,
не более137,5137,0136,0141,2141,214395% (об.) перегоняется
в пределах температур,
°С, не более3,03,04,5Плотность при 20 °С,
г/см30,862-0,8780,862-0,8680,860-0,870Окраска с серной кислотой
в номерах образцовой
школы, не более
Содержание сульфируемых
веществ, % (масс.), не ме¬
нее0,30,61,0Не норми¬
руется99,599,0Содержание ксилолов, %
(масс.), не менее99,699,5Не опре¬
деляетсяИспаряемость
Сероводород, меркаптаны,
водорастворимые кислоты
и щелочи, водаИспаряются без остатка
ОтсутствиеТаблица 4.52Нефтяной о-ксилол (по ТУ 38 101254—72)Норма по маркамПоказателивысшийсортЧИСТЫЙтехническийВнешний видПлотность при 20 °С, ,г/см3
От 5 до 90% (об.) пере¬
гоняется в пределах тем¬
ператур, °С, не болееБесцветна0,878-0,8800,5я прозрачная
0,878-0,880
0,6жидкость0,875-0,8800,7218
П родолокениеНорма по маркамПоказателиВЫСШИЙсортчистый^техническийТемпература кристаллиза¬-25,6-26,0-26,3ции, °С, не нижечСодержание основного98,997,897,1вещества, % (масс.),не менееСодержание сульфируемых100,099,599,5веществ, % (масс.),не менееБромное число, г бро¬0,20,20,2ма/ 100 мл, не болееТаблица 4.53Нефтяной n-ксилол (поТУ 38 101255-72)Норма по маркамПоказателивысшийчистыйтехническийВнешний видБесцветная прозрачнаяжидкостьОт 5 до 95% (об.) выки¬0,60,81,0пает в пределах темпе¬ратур, °С, не болееТемпература кристаллиза¬12,9.12,511,7ции, °С, не нижеКонцентрация основного99,198,196,1вещества, % (масс.),не менееСодержание сульфируемых10010099,5веществ, % (об.), не ме¬нееБромное число, г бро¬0,20,20,2ма/100 мл, не болеемашины и механизмы — вода, механические примеси, сернистые со¬
единения, кислоты, щелочи, смолистые вещества и другие активные
компоненты.К третьей группе следует причислить показатели, определяющие
стабильность нефтепродукта в условиях эксплуатации и хранения —
антикоррозионные свойства, период стабильности бензинов, термо¬
окислительная стабильность и некоторые другие.Основные показатели, методы их определения с указанием соот¬
ветствующих ГОСТов приведены в табл. 4,54.219
jo Таблица 4.54Основные показатели качества нефтепродуктов и методы их определенияПоказателиПродуктМетодГОСТАнтикоррозионные свойстваМасла смазочныеПроверка на коррозию стержня из угле¬
родистой стали в присутствии воды
или раствора неорганических солей
при 60 °С19199—73Асфальтосмолистые веществаНефть и нефтепродуктыОсаждение асфальтенов гептаном или
петролейным эфиром; адсорбция смол
из раствора силикагелем; десорбция
их спиртобензольной смесью11858—66Бромное числоНефтепродукты светлыеЭлектрометрическое титрование бромид-
броматным раствором8997—59Вода, содержаниеНефтепродуктыОтгонка воды из навески при помощи
растворитрля (бензина фракции
80—120 °()2477—65Водорастворимые соединения,
содержаниеБитумы нефтяныеЭкстракция навески кипящей водой
и определение сухой массы после вы¬
паривания водной вытяжки11510-65Вязкость:а) кинематическаяНефтепродуктыПри помощи капиллярных вискозиметров
ВПЖ-1, ВПЖ-2 и ВПЖ-4, ВПЖ
и ВПЖМ и типа Пинкевича33—66б) динамическаяНефтепродукты жидкиеАвтоматический капиллярный вискози¬
метр АКБ-47163—63в) эффективнаяСмазки пластичныеТо же7163—63г) эффективнаяСмазки пластичныеПластовискозиметр ПВР-19127-59
\zzд) условнаяе) при низкой температуре
от 0 до —60 °СГлубина проникания иглыДавление насыщенных паровЗольностьИзменение массы после прог
реваИспаряемостьКислотное число и водораст'
воримые кислотыКислотность и кислотное
числоНефтепродукты
Масла смазочныеБитумы нефтяные,
парафиныМасла и смазкиНефть и нефтепродукты
Битумы нефтяные
Смазки пластичныеМасла смазочные и
специальныеНефтепродуктыВискозиметр ВУа) Капиллярный вискозиметрб) Ротационный вискозиметрИзмерение глубины погружения иглы
пенетрометра в испытуемый образец
при заданных нагрузке, температуре
и времениОпределение давления насыщенных паров
в зависимости от температуры произво¬
дится в специальном приборе при оста¬
точном давлении 2—3 мм рт. ст.Сжигание и прокаливание в тигле
до постоянной массыОпределение массы образца битума после
нагрева при 163 °С в течение 5 чОпределение потери массы при нагрева¬
нии образца, помещенного в чашках-
испарителяхКислотное число — титрование навески
в растворителе (спирт, бензол и голу¬
бой 6В) спиртовым раствором едкого
калиВодорастворимые кислоты — кипячение
навески масла с водой, титрование
КОН аликвотной части водного экст¬
рактаа) Титрование навески 0,05 н. раст*
вором КОНб) Потенциометрическое титрование6258—521929—511929—5111501—7315823—701461—7518180-729566—7413243—6713243—675985—5911362—76
ПродолжениеПоказателиПродуктКислоты и щелочи водораст¬
воримые, наличиеКоксуемостьКоррозионное действие на ме¬
таллыКоррозионные свойстваи окисляемостьНефтепродуктыНефтепродуктыМасла и присадкиСмазки пластичныеМасла моторныеМетодЭкстракция навески водой или водноспир¬
товым раствором; определение pH вод¬
ной вытяжкиа) Сжигание и прокаливание про¬
дукта в фарфоровом тигле, поме¬
щаемом в двух металлических
тиглях, снабженных крышкамиб) Сжигание и прокаливание про¬
дукта в тиглях из термостойкого
стекла в приборе ЛКН-70Выдерживание металлической пластинки
в испытуемом продукте при повышен¬
ной температуре и определение харак¬
тера коррозионного воздействияУскоренный метод. Шлифованные пла¬
стинки металлические погружают в ста¬
каны со смазкой; испытание проводят для
смазок на мыльной основе в зависи¬
мости от температуры плавления при
100—75 °С и ниже в течение 3—5 чЛабораторная установка ПЗВ, имитиру¬
ющая работу масла в системе смазки
двигателя (циркуляция, нагрев, контакт
с различными металлами). Определяется
осадок и потери массы свинцовых пла-РТННГОСТ6307—7519932—748852—742917—765757—6713300-67
Коррозионные свойстваМасла моторныеИспытание опытного образца масла
на двигателе ЯАЗ в течение 125 ч20302—74Парафин, содержаниеНефтьОсаждение парафина из фракции выше
250 °С смесью спирта и эфира при
-20 °С11851-66Механические примеси, содер¬
жание:. а) общие механические
примесиб) несгораемые механиче¬
ские примесиНефть, нефтепродукты
и присадкиНефтепродукты светлыеРастворение навески в растворителе
(бензин Б-70, петролейвый эфир, бензол,
спиртобензольная смесь) и отделение'
механических примесей фильтрацией
Озоление общих механических примесей,
фильтрование через мембранный фильтр6479-7310577-78Механические примеси, опре¬
деляемые при разложении
продукта соляной кислотойСмазки пластичныеРастворение смазки в смеси растворите¬
лей бензола, этилового спирта и четы¬
реххлористого углерода; разложение
2% раствором соляной кислоты, фильт¬
рация, определение массы осадка6479—73Мыло, минеральные масла
и высокомолекулярные орга¬
нические кислоты, со¬
держаниеСмазки пластичныеРастворение смазки в бензоле; осаждение
мыл ацетоном; отделение масла от мыл;
определение свободных кислот титрова¬
нием масла и связанных кислот титро¬
ванием после разложения мыл5211-50ПенетрацияСмазки пластичныеОпределение глубины погружения стан¬
дартного конуса в испытуемую смазку
за 5 с5346-78ПлотностьНефтеп ро ду ктыа) Ареометрамиб) Гидростатическими весамив) Пикнометром3900—47
ПродолжениеПоказателиПродуктМетодгостПредел прочности и термо¬
упрочненияСмазки пластичныеИзмерение максимального крутящего
момента при помощи прочномера СК7143—73Предохранительные свойства
от коррозииСмазки пластичныеОпределение способности пластичных
смазок предохранять металлы от кор¬
розии при нагреве до 50—60 °С в тече- ‘
ние 24—48 ч4699-53Работоспособность смазок
в подшипниках каченияСмазки пластичные
антифрикционныеИспытание смазки на специальном стенде
в открытых подшипниках качения
(ускоренный метод)19865-74Растворимость в бензоле,
хлороформе, тряхлорэтиленеБитумы нефтяныеРастворение при кипячении с обратным
холодильником, фильтрация; промывка
фильтра, определение массы высушен¬
ного остатка20739—75Растяжимость (дуктильность)Битумы нефтяныеОпределение максимальной длины растя¬
жения битума, залитого в стандартную
форму при 25 °С и 0 °С и постоянной
скорости растяжения 5 см/мин11505-75Сера, содержание:а) хроматный способб) ускоренный методНефтепродукты, при¬
садкиНефтепродукты темныеСжигание навески со смесью перекиси
марганца и углекислого натрия, раст¬
ворение сульфидов в воде, определение
серы объемным хроматным способом
Сжигание навески в струе воздуха, улав¬
ливание продуктов сгорания перекисью
водорода и серной кислотой; титрова-1431—641437-75
Зак. 456г) сжигание в бомбеСклонность смазок к сполза
ниюСмазывающие свойстваСмолы, содержание
Стабильность механическаяСтабильность против окисле¬
ния, определяемая методом
нанесения смазки на мед¬
ную пластинкуСтабильность против окисле¬
ния; определяемая в уни¬
версальном прибореНефтепродукты светлыеНефтепродукты тяже¬
лыеСмазки пластичныеЖидкие и пластичные
смазочные материалыМасла нефтяные
Смазки пластичныеСмазки пластичныеМасла минеральныеСжигание в лаиае: тдагижваняе SO*раствором ХагСОз, титрование соляной
кислотойСжигание навески в бомбе (калоримет¬
рической); осаждение смыва раствором
ВаС12, весовое определение осадкаМетод заключается в способности слоя
смазки не сползать при заданной тем¬
пературе с гладкой вертикальной ме¬
таллической поверхностиИспытание смазочного материала на че¬
тырехшариковой машине при заданных
осевых нагрузках и определение индекса
задира, критической нагрузки, нагрузки
сваривания и показателя износаАдсорбция смол силикагелем из бензоль¬
ного раствора; десорбция их ацетономОпределение изменения предела прочно¬
сти на разрыв в результате интенсив¬
ного деформирования смазки в таксо¬
метреСмазка наносится на медную стандартную
пластинку и выдерживается в течение
10 ч при 120 °С; определяются свобод¬
ные кислоты и щелочи после испытанияСравнение показателей качества масла
до и после окисления в универсальном
приборе, включающем пробирки из нейт¬
рального стекла, в которые помещены
металлические пластинки; окисление
производится кислородом или воздухом
П родолжениеПоказателиСтабильность против окисле¬
ния, определяемая в при¬
боре ВТИСтабильность термоокисли¬
тельнаяТемпература вспышки, опре¬
деляемаяа) в закрытом тиглеб) в открытом тиглеМасла нефтяныеМасла смазочныеНефтепродукты, про¬
дукты химические —
органическиеМасла и темные неф-
хепшлпгасасы.Определение летучих кислот, кислотного
числа и массы осадка при окислении
воздухом в условиях, указанных
в нормативно-технической документацииа) По методу Папок на испарителях;
масло, находящееся в тонком слое
на тарелочках, нагревается до за¬
данной температуры и превраще¬
ния масла в остаток, состоящий
на 50% из лака;б) По методу Папок определяется
время, при котором образовавшаяся
лаковая пленка способна удер¬
жать кольцо при отрыве его с уси¬
лием в 1 кгсНагрев и фиксация температуры вспышки
от пламени зажигательного устройстваНагрев и фиксация температуры вспышки
..от Лляаанк газовой та?.Л1£и. 981—7523145-7823145-786356—754333-48
Температура застыванияНефтепродуктыТемпература каплепаденияТемпература размягчения
по кольцу и шаруТемпература самовоспламене¬
ния паров в воздухеФракционный составНефтепродуктыБитумы нефтяныеНефтепродуктыНефть и нефтепродуктыЧисло омыленияМасла нефтяныеПредварительное нагревание образца
с последующим охлаждением до тем¬
пературы, при которой образец оста¬
ется неподвижнымОпределение температуры, при которой
из специальной чашечки, прикрепленной
к термометру, отрывается первая капля,
или температура касания этой капли
дна пробиркиОпределение температуры, при которой
битум, находящийся в латунном кольце,
при нагревании под действием шарика
массой 3,5 г выдавливается и касается
контрольного диска (основания ап¬
парата)Нагрев пробы в колбе и фиксация темпе¬
ратуры самовоспламененияа) Перегонка из стандартного при¬
бораб) Перегонка с ректификацией в ап¬
парате АРН-2в) Постепенное испарение на чашеч¬
кахКипячение навески в смеси со спир¬
том и толуолом и титрованным раст¬
вором КОН и обратное титрование НС120287—746793—7411506—7313920—682177—6611011-648674-5817362—71
ЛИТЕРАТУРА1. Государственные стандарты Союза ССР. Нефтепродукты. Топлива. Битумы.
Парафины. Растворители. М., Издательство стандартов, 1977. 312 с.2. Государственные стандарты Союза ССР. Масла. Смазки. Присадки. М.,
Издательство стандартов, 1977. 503 с.3. Государственные стандарты Союза ССР. Нефтепродукты. Методы испытаний,
Ч. 1. М., Издательство стандартов, 1977. 379 с.4. Государственные стандарты Союза ССР. Нефтепродукты. Методы испыта¬
ний Ч. 2. М., Издательство стандартов, 1977. Б58 с.5. Государственные стандарты Союза ССР. Нефтепродукты. Масла и смазки.
Нефтепродукты промышленного и бытового потребления. Методы испытаний.
М., Издательство стандартов, 1977. 558 с.6. Зайрянский Е. Я., Зарубин А. П. Детонационная стойкость и воспламеня¬
емость моторных топлив. М., Химия, 1974. 216 с.7. Товарные нефтепродукты. Свойства и применение. Справочник/Под ред.
В. М. Школьникова. М., Химия, 1978. 472 с.8. Резников В. Д., Григорьев А И. Классификация и взаимозаменяемость
отечественных и зарубежных масел. Тематический обзор. Серия «Перера¬
ботка нефти». М., ЦНИИТЭНефтехим, 1976. 63 с.9. Сборник по 'применению И нормам расхода смазочных материалов.
Кн. 1/Под ред. Е. А. Эминова. 4-е изд. М., Химия, 1977. 383 с.10. Сборник по применению и нормам расхода смазочных материалов. Кн. 2/Под
ред. Е. А. Эминова, 4-е изд. М., Химия, 1977. 767 с.
Г л а в а 5АППАРАТУРА И ОБОРУДОВАНИЕ
НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАВОДОВТРУБЧАТЫЕ ПЕЧИ [1, 3-9, 12]Трубчатые печи предназначены для нагрева сырья (продукта)
за счет тепла, выделяющегося при сжигании топлива, В печах обыч¬
но имеются камеры двух типов — радиантные и конвекционные.В камере радиации (топочной камере) сжигается топливо, там
же размещается радиантная поверхность (экран), поглощающая лу¬
чистое тепло, В камере конвекции расположены трубы, восприни¬
мающие тепло путем конвекции — при соприкосновении дымовых га¬
зов с поверхностью нагрева. Нагреваемый продукт проходит после¬
довательно через конвекционную и радиантную поверхности.Работу трубчатой печи характеризуют следующие основные по¬
казатели: 1) производительность печи — количество сырья, нагревае¬
мого в ней в единицу времени; 2) полезная тепловая нагрузка —
количество теплоты, воспринимаемой сырьем в печи; 3) теплонапря-
женность поверхности нагрева — количество теплоты, переданной че¬
рез 1 м2 поверхности нагрева в час; 4) коэффициент полезного
действия — часть полезно используемой теплоты от общего количе¬
ства, выделенного при сгорании топлив,Производительность трубчатых печей на НПЗ колеблется в ши¬
роких пределах и достигает 1000 т/'ч; полезная тепловая мощность
составляет 0,6—120 мВт (0,6—100 Гкал/ч). Теплонапряженность по¬
верхности нагрева зависит от температуры стенки трубы, темпера¬
туры, скорости движения и свойств нагреваемого продукта. Данные
о допускаемой теплонапряженности поверхности нагрева радиант-
ных трубчатых змеевиков приводятся в табл. 5.1, Средняя теплона¬
пряженность поверхности нагрева конвекционных змеевиков со¬
ставляет 10—18 кВт/м2 [8—15 тыс. ккал/(м2-ч)].Коэффициент полезного действия в основном зависит от пол¬
ноты сгорания топлива, коэффициента избытка воздуха, темпера¬
туры дымовых газов, выходящих из печи, степени тепловой изоля¬
ции печи. К. п. д. нефтезаводских печей равняется 0,6 (для старых
конструкций) — 0,8.Существуют различные конструкции трубчатых.печей, отличаю¬
щиеся способом передачи тепла, количеством топочных камер, спо¬
собом сжигания топлива, типом облучения труб, числом потоков
нагреваемого сырья, формой камеры сгорания, расположением труб
змеевика. Схемы основных типов трубчатых печей показаны на
рис. 5.1.229
Таблица 5.1Допускаемая теплонапряженность поверхностей
нагрева радиантных трубчатых змеевиков печейТеплонапряженностьНазначение змеевикакВт/м'тмс,ккал/(м!*ч)Нагрев продукта без испарения46-5830-40Нагрев и испарение нефти при
атмосферном давлении31-4?27-40Нагрев и частичное испарение ма¬
зута под вакуумом24-3121-27Замедленное коксование23-3520-30Каталитический крекинг29-5825-50Отгон фильтрата установок депара¬
финизации20—2317-20Глубокий термический крекинг ди-
стиллятного сырья29-4725-40Легкий крекинг тяжелого и оста¬
точного сырья24-4121-35Пиролиз газов и бензиновых фрак¬
цийв печах старых конструкций11-239-20в печах новых конструкций
(градиентного типа)35-3730—32Каталитический риформинг29-3525—30Г идроочистка23-2920—25230
а5в2Рис. 5.1. Схемы основных типов трубчатых печей:а— конвекционная лечь; б, в, г—однокамерные печи с боковым (б), нижним (в)
н верхним (г) расположениями конвекционной камеры; д—вертикальная ци¬
линдрическая печь; е—однокамерная печь беспламенного горения с панельными
горелками; ж. з—двухкамерные печи с горизонтальным (ж) и наклонным (а)
сводами./—горелки (форсунки); 2—радиантный змеевик; 3—конвекционный змеевик;
4—дымоход; 5—перевальная стенка; 6—панельные горелки.Характеристика трубчатых печей различных технологических
установок НПЗ приводится в табл. 5.2.Институтами ВНИИНефтемаш и Ленгипронефтехим разработаны
проекты трубчатых печей типа 3, В, Г и Ц. Печи типа 3 — узкока¬
мерные с верхним отводом дымовых газов, горизонтальным распо¬
ложением труб змеевика и зональной регулировкой величины тепло¬
передачи по длине радиантного змеевика — изготавливаются в двух
исполнениях: ЗР2 (с беспламенным сжиганием газообразного топ¬
лива и настильным сжиганием резервного жидкого топлива) и ЗД2
(с настильным сжиганием жидкого и газообразного топлива и диф¬
ференцированным подводом воздуха по длине факела). Печи типа
В — секционные узкокамерные, с верхним отводом дымовых газов и
вертикальными трубами радиантного змеевика. В основу их кон¬
струкции положена отдельная секция теплопроизводительностью
8,5—15 Гкал/ч.Узкокамерные с верхним отводом дымовых газов радиантно-
конвек'тивные печи типа Г изготавливаются в исполнениях ГС 1 (вер¬
тикально-факельного сжигания топлива с одной камерой радиации)
и ГН2 (объемно-настильного сжигания с двумя камерами радиации).
Печи типа Ц — цилиндрические с верхним отводом дымовых газов
и вертикальными трубами радиантного змеевика — запроектированы
в исполнениях ЦС1 (вертикально-факельного сжигания топлива с
одной камерой радиации) и ЦД4 (настильного сжигания топлива
с четырьмя камерами радиации). Характеристика печей типа 3, В,
Г и Ц приведена в [6, 7].Основными элементами конструкции трубчатых печей являются:
фундамент; металлический каркас; огнеупорная футеровка; тепловая
изоляция; трубчатые змеевики; оборудование для сжигания топлива;231
Таблица 5.2Характеристика трубчатых печей различных технологических установокПечйТеплопроиз-водитель-Температура
продукта, °СТемпература газов
сгорания, °СК. п. д.Максималь¬ноеность,Гкал/чнавходенавыходена пере¬
валена выходе
из печипечи,%давление,кге/смгАтмосферно-вакуумная перегонка
нефтиПечь нагрева отбензиненной нефти20-75240340—360730—850370—47070-8314—19(атмосферная)Печь нагрева циркулирующей струи12—35240280—340700—880410—47070-8117—19отбензинивающей колонныПечь нагрева мазута (вакуумная)12-40310—320380—420680-765400-45069-723,2—6Каталитически# риформингПечь риформинга15-481-я секция
380—4501 500—525800-880470—49075-8027-54Печь гидроочистки6—122-я с
435-4903-я с
490—515
245—250екция525-530екция525—530420—450790—875460—47575-8024—50Печь стабилизации8-11225—230250—265750—760420—45072-7523—24Деасфальтизация гудронаПечь нагрева асфальтного раствора4-6,555—80235—310680—700200-33076-8136—40Фенольная очистка маселПечь нагрева рафинатного раствора4-6180—200280—290700—730400—42071-827—17Печь нагрева экстрактного раствора1,8-2,2190-195225—235725-735400-42071—7215-17Гидроочиртка масел
Печь нагрева сырья0,85—1,2220-230300-320650400-4207749
дымоходы; дымовая труба; гарнитура (трубные подвески, опорные
узлы, решетки, кронштейны и т д.); вспомогательные устройства
для обслуживания (площадки, лестницы, системы пароснабжения и
паротушения и т. д.).Фундаменты сооружаются из монолитного и сборного железо¬
бетона, защищаемого гидроизоляцией от разрушения грунтовыми
водами. Каркас является основным несущим узлом печи; он состоит
из отдельных рам или ферм, изготавливаемых из углеродистого
стального проката. Огнеупорная футеровка предназначена для за¬
щиты каркаса от воздействия имеющих высокую температуру про¬
дуктов сгорания топлива. Футеровка печей изготавливается из фа¬
сонных шамотных кирпичей и жаростойкого бетона.Змеевики собираются из бесшовных печных труб й печных двой¬
ников или ретурбентов. В трубчатых печах новых конструкций
ретурбенты "не используются. Печные трубы изготавливаются, как
правило, из легированных, хромом, никелем и молибденом сталей.
Углеродистая сталь применяется при относительно невысоких темпе¬
ратурах (до 300 °С) и давлениях. Присутствие хрома предотвращает
коррозию, вызываемую сероводородом, свободной серой и другими
сернистыми соединениями. Молибден увеличивает стойкость против
ползучести и текучести металла при высоких температурах. Добавка
никеля способствует упрочнению высокохромистых сталей, повышает
сопротивление ползучести.В табл. 5.3 приводятся рекомендации по выбору сталей для из¬
готовления змеевиков трубчатых печей.Трубные решетки камеры конвекции изготавливаются из чугун¬
ного литья СЧ 21-40 или стального литья 20Х23Н7С1, а решетки,Таблица 5.3Рекомендации по выбору материала для изготовления
змеевиков трубчатых печейПроцессУглеро-дистыесталиНизколеги¬рованныесталиВысоколегиро¬ванныесталиАтмосферная и атмосферно¬1015Х5М,_вакуумная перегонка2015Х5ВФТермический и каталитиче¬
ский крекинг15Х5М,15Х5ВФ,ХЭМ,12Х8ВФКаталитический риформинг15Х5М,15Х5МУ,1Х2М120Х23Н7С1,Х18Н9Т,Х18Н10ТГ идроочистка дизельного
топлива——08Х18НЮТПиролиз и конверсия20Х23Н13,
0SX23H18,
20Х23Н18.
20Х2БН20С2,
Х35Н25, Х30Н30233
кронштейны и подвески в радиантной секции — из сталей 20Х23Н13,
20Х25Н22Л, 20Х23Н7СЛ. Литые двойники (ретурбенды) применя¬
ются в тех случаях, когда температура нагреваемого продукта ниже
550 °С, а давление меньше 100 кгс/емг. Для иекоррозионных сред с
температурой ниже 475 °С используются двойники из стали 25Л,
для более жестких условий служат двойники из легированных ста¬
лей Х5МЛ и Х8ВЛ. Гарнитура печей изготавливается'из серого чу¬
гуна СЧ 15-32.С помощью дымовых труб обеспечивается удаление топочных
газов естественной или искусственной тягой. Движущая сила при
естественной тяге зависит от высоты трубы, температуры окружаю¬
щего воздуха и уходящих топочных газов, гидравлического сопро¬
тивления на пути движения газов. Дымовые трубы сооружают из
кирпича и железобетона. Высота дымовых труб определяется усло¬
виями рассеяния вредных выбросов в атмосфере и необходимостью
создания в борове определенного разрежения.Для подачи топлива на сжигание в трубчатые печи используют
горелки и форсунки различного типа: а) форсунки механического
распыления; б) паровые форсунки типа ГНФ; в) газомазутные фа¬
кельные горелки типа ФГМ; г) инжекционные комбинированные го¬
релки ГЭВК-500; д) комбинированные газомазутные плоскофакель¬
ные горелки ФП-2; е) угловые горелки типа ФГЩУ; ж) панельные
горелки ГБПш. Форсунки и горелки подразделяются по типу сжи¬
гаемого топлива и способу распиливания топлива.Форсунки механического распыления, принцип работы которых
состоит в истечении топлива под высоким давлением (10—15 кгс/см2)
через отверстия, оказались недостаточно надежными и широкого
распространения на НПЗ не получили. Форсуншя типа ГНФ обла¬
дают необходимой надежностью, однако поскольку распыливающим
агентом в них является пар, они малоэкономичны. Кроме того, ра¬
бота форсунок ГНФ сопровождается сильным шумом. Горелки типа
ФГМ предназначены для сжигания жидкого, газообразного или
смеси обоих видов топлива. Для распыливания топлива в этих го¬
релках может использоваться пар или подогретый воздух невысо¬
кого (300 мм вод. ст.) давления. Горелка ГЭВК-500 требует подачи
пара только при сжигании жидкого топлива.Панельная горелка ГБПш работает на газообразном топливе, не
содержащем конденсата и механических примесей, и предназначена
для печей беспламенного сжигания топлива. Для этих же печей, а
также для печей с зональной подачей воздуха разработана горелка
ФГЩУ, которая может работать не только на газообразном, но и
на жидком топливе.В табл. 5.4 приведены технические характеристики газомазут¬
ных факельных горелок, а в табл. 5.5 — данные о горелках типа
ГБПш.Для утилизации тепла уходящих топочных газов используются
воздухоподогреватели и котлы-утилизаторы. Подача к горелкам воз¬
духа, предварительно подогретого в печах, интенсифицирует процесс
горения, увеличивает передачу тепла змеевикам за счет излучения.
На технологических установках НПЗ эксплуатируются воздухоподо¬
греватели трех типов: а) трубчатые рекуперативные конструкции
ВНИИНефтемаша (ВТР); б) трубчатые конструкции ВНИПИНефти
с предварительным подогревом атмосферного воздуха в калориферах
горячей водой или водяным паром (ВПЧР); в) комбинированные из
чугунных ребристых и ребристо-зубчатых труб (БОЭН).234
Таблица 5.4Характеристика газомазутных факельных горелокПоказателиФГМ-95ВПФГМ-120,
ФГМ-I 20МГЭВК 500ФП-2ФГЩУ*Теплопроизводительность, Гкал/ч121,20,8-1,51,2Расход топливажидкого, кг/ч100120—20070—17080-150.70—120газообразного, м3/ч100До 16090—20095-18080—14550—90Пределы регулирования теплопроиз-±30±25±40——водительности, % от номинальной
Давление перед горелкой, кгс/см22-8ОД-0,51,5—31,5-3мазута2-8газа0,01—0,10,01-0,10,3—2,0До 0,60,4—1,5
0,3—0,7воздуха0,02—0,060,02—0,06———пара3—103—102—63—62-6Температура перед горелкой, °С80—12080—12080—12080-120мазута80-120газа н воздухаДо 250До 250До 200До 250До 250Удельный расход пара, кг/кг топ¬0,450,450,50,75«,4-0,6лива* В числителе—по природному газу, в знаменателе—по крекинг-газу.
Таблица 5.5Характеристика беспламенных панельных горелок
типа ГБПшПоказателиГБПш-35ГБПш-85ГБПш-120ГБПш-140ГБПш-200ГБПш-280Теплопроизво-
дительность,
тыс. ккал/ч3585120140200280Давление газа,
кгс/см21,51,81,9.1,41,52Диаметр сме¬
сителя, мм
Число трубок
(ниппелей)404045454570100100144100144196Диаметр и тол¬
щина трубок,
мм6X18Х!,48X1,210X1,410X1,210 X 1,2Шаг между
трубками, мм50X5050X5050X5050X5050X5035,7 X 35,7Масса кера¬
мики, кг26,927,735,528,736,438,5В котлах-утилизаторах теплота дымовых газов используется
для получения водяного пара. Технические характеристики котлов-
утилизаторов приводятся в [51].ЭЛЕКТРОДЕГИДРАТОРЫ И ЭЛЕКТРОРАЗДЕЛИТЕЛИДля обезвоживания и обессоливания нефти на установках
ЭЛОУ применяются электродегидраторы. На действующих НПЗ экс-Таблица 5.6Характеристика горизонтальных электродегидраторов ЭГ
(по ТУ 26-02-400—76)Показатели1ЭГ-1602ЭГ-160ЗЭГ-1№22ЭГ-200-2Объем, м3160160160200Внутренний диаметр, мм3 4003 4003 4003400Толщина стенки корпуса,18262626ммРасчетное давление, кгс/см210181818Рабочая температура, °С110160160160Длина аппарата, мм18 64018 65218 71523 440Масса, кг39 50055 00657 50070 600236
ллуатируются вертикальные, шаровые и горизонтальные электро¬
дегидраторы. Машиностроительной промышленностью серийно вы¬
пускаются электродегидраторы горизонтальные ЭГ по ТУ
26-02-400—76 (табл. 5.6)Аналогичные аппараты применяются в последнее время для уда¬
ления следов воды из нефтепродуктов. Они называются электрораз¬
делителями. Техническая характеристика электроразделителей приво¬
дится в табл. 5.7.Таблица 5.7Характеристика электроразделителей
(по ТУ 26-02-614—75)Показатели1ЭРГ-501ЭРГ-100ЭРГ-50 АОбъем, м35010050Внутренний диаметр, мм3 4003 4003 400Толщина стенки корпуса, мм181818Расчетное давление, кгс/см21212!2Рабочая температура, °С808080Длина аппарата, мм7 46012 3507 460Масса, кг19 50031 20019 500РЕКТИФИКАЦИОННЫЕ КОЛОННЫ [1, 2, 10, 13-23, 61-63]Ректификацией называется диффузионный процесс разделения
жидкостей, различающихся по температурам кипения, за счет про-
тивоточного многократного контактирования паров и жидкости. Кон¬
тактирование осуществляется в вертикальных цилиндрических аппа¬
ратах— ректификационных колоннах, кото¬
рые снабжены специальными устройства¬
ми—насадкой или ректификационными та¬
релками — для создания тесного контакта
между паром, поднимающимся вверх по ко¬
лонне, и жидкостью, стекающей вниз.В ректификационной колонне разли¬
чают эвапорационную зону, куда подводит¬
ся нагретое сырье; концентрационную и от¬
гонную части, первая из которых располо¬
жена выше ввода сырья, а вторая — ниже.С верха концентрационной части выводится
в паровой фазе ректификат, а с низа от¬
гонной — остаток. Для эффективной работы
ректификационной колонны необходимо,
чтобы с верха колонны на нижележащие
тарелки непрерывно стекала жидкость (флег¬
ма), а с низа колонны вверх подымались
пары. Поэтому часть ректификата после
конденсации обычно возвращается на верх¬
нюю тарелку в виде жидкого орошения, а
часть остатка может, подогреваться в ■ у —Рис. 5.2. Схема ректи¬
фикационной колонны:I—холодное орошение;
//—ректификат; 111—цир¬
кулирующая горячая
струя; IV—остаток;237
аРис. 5.3. Схемы создания орошения ректификационных колонн с применением
парциального конденсатора (а), холодного (острого) орошения (о), циркули¬
рующего орошения (в):/—пары из колонны; /7—орошение; III—охлаждающий агент (вода, воздух,
холодное сы|)ье); /V —ректификат.1—колонна; парциальный конденсатор; «3 — конденсатор-холодильник; 4—ре-
флюксная емкость; 5— насос; б—теплообменник (холодильник).выносном подогревателе и возвращается в виде паровой или паро-
жидкостной циркулирующей струи. Принципиальная схема ректифи¬
кационной колонны приведена на рис. 5.2.Применяются различные способы создания орошения: с исполь¬
зованием парциального конденсатора; холодным, испаряющимся
(острым) орошением; циркуляционным (неиспаряющимся) ороше¬
нием (рис. 5.3). Нагрев циркулирующей струи, возвращаемой в низ
колонны, производится с помощью кипятильника или трубчатой печи
(рис. 5.4).На рис. 5.2 приведена схема работы простой ректификационной
колонны, состоящей из концентрационной и отгонной части и имею¬
щей два вывода продуктов — с верха и низа. На установках первич¬
ной перегонки (АТ и АВТ), коксования, каталитического крекинга
и др. получили широкое распространение сложные колонны, в кото¬
рых как бы совмещается несколько простых колонн (рис. 5.5).
Сложная колонна состоит из нескольких секций, причем, как пра¬
вило, все секции, кроме нижней, представляют собой концентрацион¬
ные части простых колонн. Отгонные части этих колонн выделеныа 5 6 г д еРис 5.4. Способы подвода тепла в низ колонны;а—-с помощью подогревателя с паровым пространством; б» в, г, д—с помощью
кожухотрубчатых теплообменников (б—с естественной циркуляцией жидкости;
в, г—«термосифонные» вертикальные и горизонтальные; 0—С принудительной
циркуляцией); е —через трубчатую печь.238
п самостоятельные колонны,
обычно называемые отпарны-
ми, или стриппингами. Готовые
продукты отбираются с низа
отпарных колонн.Насадочные колонны, т. е.
ректификационные колонны, за¬
полненные насадкой, эффектив¬
ны в тех случаях, когда ско¬
рость паров в колонне относи¬
тельно постоянна, а объемы
разделяемых сред невелики. На
НПЗ они часто применяются
в качестве абсорберов для
очистки газа. Характеристика
различных типов насадки при¬
ведена в табл. 5.8.Тарельчатые ректифика¬
ционные колонны широко рас¬
пространены на НПЗ. Сущест¬
вуют ректификационные тарел¬
ки барботажного и струйного
типа. В свою очередь, барбо-
тажные тарелки делятся на та¬
релки с переливами (желобча¬
тые, туннельные, колпачковые—
рис. 5.6, с S-образными эле¬
ментами, клапанные) и без
переливов (решетчатые, ситча-
тые с отбойными элементами).Рис. 6.5, Схема сложной ректифика¬
ционной колонны с выносными отгон¬
ными секциями:/ — сырье; Я—ректификат; ///, IV,
V —боковые погоны; VI — остаток;
VII — водяной пар.Таблица 5.8Характеристика насадокТипнасадкиРазмер, ммТолщина
стенки, ммЧисло
элементов
в 1 м3Удельнаяповерхность,м2/м3Свободный
объем, м3/м3Объемная
масса, кг/маМатериалНасадка, загружаемая в навалКольца Ра-15 X 152192 0003300,76590Кера¬шига25 X 25348 0002000,74530мика35X35414 3001400,7859050X5056 000900,7853010 х ю0,5910 0005000,88960Сталь15 X 150,5192 0003500,9266025 X 250,848 0002200,9264050X501,06 000ПО0,95430Седла Интал-202,0210 0008000,63640Кера¬локс252,584 0002500,75610мика354,622 7001350,74670506,08 8001100,75610239
ПродолжениеНасадка, загружаемая в укладкуКольца Ра-75X7581900690,75560Кера¬шига100 х юо10800500,74590мика150 X 16018280400,6877075X751,61 900720,94450СтальХордовая100 X Ю10—1000,55210Дерево100 X 2010—650,68145100 X 3010—480,77110Кольца Паля75X759,51900750,80480Кера¬100 X ЮО7,5800550,82410микаЖелобчатые тарелки просты по конструкции, легко монтируются,
однако имеют малую площадь барботажа (до 30% от площади та¬
релки), что способствует увеличению скорости паров и уносу флег¬
мы. На вновь строящихся установках они не применяются, а на дей-Рис. 6,6. Схема работы колпачковой тарелки:/ — патрубок; 2—колпачок; 3—диск тарелки; 4—сливная труба; 5—сливная
перегородка.И — высота уровня жидкости в сливном стакане;/»ст—высота стакана; йсл~-вы¬
сота подпора при сливе жидкости; ^сл —высота выступающей над тарелкой
части сливной перегородки или трубы.240
Таблица 5.9Характеристика тарелок из S-образных элементов
(по ОСТ 26-536—78)Диаметр,СвободноесечениеРабочеесечениеПериметрЧислощелейМассаммтарелки,тарелки,для проходам2м*мпаров3000320034003600380040004500Б00055006000640070008000ОднопоточныеЧ етырехпоточные10000,780,520,71512001 130,74 '0,876S4001,541,051,02716002,011,361,16S18002,551,791,28920003,142,171,501022003,802,601,681124004,523,161,801226005,303,721,941328006,154,342,111430007,074,962,261532008,045,642,421634009,086,382,5617360010,207,502,60193800И.308,302,7420400012,609,302,9221Двухпоточные14001,540,821,89616002,011,002.20618002,551,422,22820003,141,672,84822003,802,132,891024004,522,543,381026005,303,283,421228006,153,963,431430007,034,344,051432003,035,334,051634009,065,764,6616360010,206,135,2016380011,307,255,3018400012,607,815.8518450015,9010,356,0022500019,6313,578,4026550023,7616,497,3028600028,3019,288,2030640032,2022,139,1032700038,5027,219,6036800050,3035,2111,204010513516520025929033038543347554560066973079020022526530035038544050555563069074080Й875246»260»334038304270493060407.033.568,83127258,033,7210.50128109,064,1811,501289010,205,5510,901685511,305,9512,3016103012,в6,5012,5816112515,907,7014,4016141019,6010,3015,7820166023,8013,3017,3824192028,3017,2018,93?8220032,2018,8019,7828245038,5023,5021,5832283050,3032,5025,58403480241
Таблица 5.10Характеристика тарелок с капсульными колпачкамиДиаметр,ММСвобод¬ДлинаПери¬ЧислоДиа¬Шагноелинииметрколпач¬метркол¬сечениебарбо-слива,ков,кол¬пачков,тарелки.тажа,мпачка,м*мммМассата-редки.кгТарелки ТСК-1 (по ОСТ 26-01-282-71)4000,1261,330,30276090105000,1962,450,400136090136000,2803,250,4801380НО188000,5036,000,57024801102810000,7809,300,800378011039Тарелки ТСК-Р (по ОСТ 26-808-73)12001,1312,30,848391001106914001,5415,41,109491001409016002,0120,71,2386610014011818002,5425,81,4198610014014620003,1436,41,45511410014017922003,8144.61,60614210014021224004,5252,81,77516810014024126005,3160,32,03220210014030528006,1672,82,09623210014036032008,0475,42,360154150190509360010,1887,62,880180150190582Таблица 5.11Характеристика клапанных тарелок
(по ОСТ 26-02-1401-76)Диаметр,ммСвобод¬ноесечениетарелки,м2Рабочеесечениетарелки,м2Периметрслива,мЧисло
клапанов
на та¬
релке,
шт.ЧислорядовклапановМассапо ходу-та¬жидкостирелки,длякгодногопотокаОднопотдчные10000,780,500,8428-644-812001,130,790,9750-1205—1214001,541,101,1272—1766-1616002,011,471,26102-2368-188095125145242
ПродолжениеДиаметр,ммСвобод¬
ное
сечение
тарелки,
м!Рабочеесечениетарелки,мгПериметрслива,мЧисло
клапанов
на та¬
релке,
шт.Число
рядов
клапанов
по ходу-
жидкости
ДЛЯ
ОДНОГО
потокаМассата¬релки,КГ18002,551,831,43140-3209-2217020003,142,241,60176-42210-2520022003,802,761,74216-50211-2722524004,523,211,92260-62012—3027026005,303,842,05326—77014-3429028006,154,412,23380—91015-3833030007,075,012,40410—102416-3936032008,045,762,54496—121017-4347034009,086,442,72556-136818-46500360010,207,392,85636—155420-49570380011,308,083,03780-172021-51620400012,608,963,20812-194622-55670Двухпоточные14001,541,021,8878319016002,011,252,2490—1563-523018002,551,722,40104—1884-727020003,142,082,64124—2844-936022003,802,513,02136-3524-1039024004,522,933,30192-4205-1143026005,303,623,46256-5646-1347028006,154,363,60332-6887-1552030007,074,744,08344—7847—1657032008,045,594,22416—9128-1762034009,086,234,52452—10328-19680360010,187,114,76540-12569-21750380011,347,685,14580-13809—22820400012,578,755,28680—160810—24900450015,9011,046,06912-202412-2711206000■ 19,6414,326,441196-261614-311350550023,7517,237,161540-317616-341720600028,2721,107.661844-389218-382100640032,1723,948,142018-461219-422300700038,4829,248,762276-491620-442550800050,2738,979,863184-678024-523150900063,6249,9210,924152-881628-604200Примечание: Число клапанов на тарелке и число рядов клапанов
по ходу жидкости зависит от расстояния между клапанами, которое может
равняться 50, 75 или 100 мм.243
Таблица 5.12Характеристика решетчатых тарелок из углеродистой
стали (по ГОСТ 16451-70 и ОСТ 26-666-72)Диа¬метр,миОтносительное свободное сечение тарелки, мг/м!,
при шаге щелей, ммМассата¬релки,кг8101214161820222428323610000,220,270,220,190,160,150,140,120,110,090,080,075512000,240,320,240,200,180,160,140,130,120,110,090,087214000,250,320,260,230,200,170,160,150,140,110,100,099116000,260,310,250,210,190,170,150,140,130,110,100,0912318000,280,320,270,230,200,180,160,150,130,110,100,0914820000,260,310,260,280,200,180,160,150,130,110,100,0919922000,270,320,260,220,200,180,160,140,130,120,100,0923524000,270,310,270,220,200,180,160,150,130,120,100,0930126000,300,310,270,240,200,180,160,150,140.120,100,0933528000,270,360,280,230,200,180,160,150,140,120,100,0936730000,280,330,280,240,210,180,160,150,140,120,100,09389ствующих часто заменяются тарелками более совершенных типов.
Тарелки с S-образными элементами применяются в колоннах, рабо¬
тающих при атмосферном и повышенном давлениях; для них харак¬
терна устойчивая работа при изменении нагрузок. Достоинством
клапанных тарелок является динамический, переменный режим ра¬
боты. Подвижные клапаны в зависимости от паровой нагрузки под¬
нимаются и опускаются, регулируя площадь свободного сечения та¬
релки. Вследствие этого в широком пределе нагрузок скорость паров
в отверстиях тарелки существенно не меняется, В табл. 5.9—5.1!
приводятся технические характеристики наиболее распространенных
на НПЗ тарелок с переливами.У решетчатых тарелок (табл. 5.12) контакт между паром и
жидкостью происходит на поверхности полотна тарелки; эти тарелки
очень чувствительны к колебаниям нагрузок по пару и жидкости.
Ситчатые с отбойными элементами тарелки (по ОН 26-02-30—66)
используются в вакуумных колоннах, для которых характерны боль¬
шие нагрузки по пару и малые — по жидкости. Достоинство ситча-
тых тарелок с отбойными элементами — низкое гидравлическое со¬
противление.Расчет ректификационных колоннТехнологический расчет. 1. Составление материального баланса
с целью определения количества получаемых продуктов по извест¬
ным данным об исходном сырье и заданной четкости разделения.2. Определение давления в колонне. Ректификационные колонны
могут работать при пониженном давлении (под вакуумом), при
атмосферном или повышенном давлении. Понижение давления необ¬
ходимо, когда разделению подлежат термически нестабильные смеси.244
Остаточное давление в вакуумных колоннах различных технологиче¬
ских установок НПЗ составляет:мм рт. ст.Б колоннах разгонки мазута установок АВТ 40—60
В колоннах вакуумной перегонки масел и 80—100га чейВ колоннах установок ректификации СЖК 5—15Если пары ректификата могут быть сконденсированы с помощью
воды или воздуха, то в рефлюксной емкости поддерживается давле¬
ние, равное атмосферному, а вверху колонны оно несколько превы¬
шает атмосферное (на 0,2—0,3 кгс/см2). Давление низа колонны,
выше, чем давление верха на величину, соответствующую гидравли¬
ческому сопротивлению тарелок (на 0,2—0,5 кгс/см’2).Повышенное давление применяется при разделении смесей р низ¬
кими температурами кипения, например углеводородных газов. При
определении давления в рефлюксной емкости исходят из того, что
температура конденсации может быть не менее чем на 10—15 °С
выше начальной температуры охлаждающей среды в конденсаторе-
холодильнике (воды, воздуха, искусственного хладагента). Давление
в колоннах различных технологических установок составляет:В стабилизаторах установок АТ, АВТ, ката- 8—12
литического риформинга
В стабилизаторах установок гидроочистки 2—4В пропановых колоннах установок ГФУ и ал- 16—18
килированияВ дебутанизаторах установок ГФУ, алкилиро- 4—6
вания и изомеризации3. Расчет температурного режима колонны производят по дан¬
ным о составе внешних потоков. При ректификации многокомпонент¬
ных смесей температуру верха и низа определяют в результате под¬
бора такого значения, при котором удовлетворяется уравнение для
температуры верхаДля определения температуры ввода сырья используют следую¬
щие уравнения:если сырье вводится в жидком виде (при температуре начала
кипения многокомпонентной смеси)если сырье вводится в парообразном виде (при температуре
конца кипения многокомпонентной смеси)кгс/ем!Л (Уо, llkD, i) ~ 1и для температуры низа:£ XR. ikR. i ~ 12j {уF, i/kF, I) — 1245
если сырье вводится с определенной мольной долей отгона е'£■Р, I1 +e'(kF,i-1)Здесь и далее хг, лг« — мольные концентрации компонентов жид¬
кой фазы сырья и остатка; ур, уо — мольные концентрации компо¬
нентов паровой фазы сырья и дистиллята; к — константы равно¬
весия.Для сложных смесей (нефть, продукты ее переработки) темпе¬
ратуры потоков можно определять по, аналогии с многокомпонент¬
ными смесями (разбивая, например, нефть или широкую фракцию на
узкие фракции, которые затем приравниваются к индивидуальным
соединениям) или по кривым однократного испарения (кривым ОИ).Температура верха колонны соответствует температуре конца
однократного испарения ректификата, температуры низа и вывода
боковых погонов — температурам начала однократного испарения
остатка и погонов, выводимых из сложной колонны в стриппинги.Для того, чтобы построить кривые ОИ, используют специальные
вспомогательные графики. На рис. 5.7 приведен график, позволяю¬
щий построить кривые НТК (кривые истинных температур кипения)
и ОИ по кривым фракционного состава, полученного стандартной
разгонкой по ГОСТ 2177—66 (график Эдмистера), а на рис. 5.8 —
график Обрядчикова — Смидович (построение кривой ОИ по данным
кривой ИТК).Последовательность операций при пользовании графиком Эдми-
.стера следующая:Ог< 5з 4-/;VШ:/' 2>.
3-4W_// ,ЖАГ5/А\Ж#40у:/АW.УЧ2\ \ \ill 1100 200 300 400 500tT,°c12 3 4 5
Наклон кривой стандартнойразгонки, у°*тт~100 200 J00 4002 ГОСТ ЧгчЕда :Рис. 5.7. График для построения кривых ИТК я ОИ по кривым фракционного
состава, полученного стандартной разгонкой по ГОСТ 2177—66 (график Эдми¬
стера):1—6—% отгона по кривой ИТК: 1—(0—10); 2—(10—30); 3—(30—50); 4—(50— 70);
S—(70—90); в— (90-100); 7—12—% отгона по кривой ОИ: 7—(10-30); S—(30-50);
9—(50-70); 10—(70 — 90); //-(0-10); 12—(90—100); а—наклон кривой стандарт¬
ной разгонки в интервале между 10 и 30%-ными отгонами.246
1) зная температуру выкипа¬
ния 50% (об.) при стандартной
разгонке ^£?сл и наклон кривой а
стандартной разгонки в интерва¬
ле между 10 и 30%-ными отгона¬
ми, находят по рис. 5.7,6 разность
между температурами выкипания
50% (об.) по кривым ОИ и ГОСТ
IfГ 50/ЭИ .ГОСТЧ.— *50 )’2) зная 4аИ —^50°С1 и нак”
лон отдельных участков кривой
стандартной разгонки, по рис, 5.7,а
(кривые 1—б) находят наклон
кривой ОИ на этих же участках;3) для того, чтобы построить
по данным стандартной разгонки
кривые ИТК, используют рис. 5.7,в
и рис. 5.7, а (кривые 7—12).При пользовании графиком
Обрядчикова — Смидович исходят
из предположения, что кривая ОИ
является прямой. Крайние точки
прямой ОИ находят по температу¬
ре выкипания 50% (об.) на кри¬
вой ИТК и углу ее наклона. Угол
наклона кривой ИТК определяют
по уравнению:а' = (t70 - tl0)/(70 - 10)Угол наклона криЬой ИТК,
°С на 1% отгонаРис. 5.8. График Обрядчикова —
Смидович.Значения температуры на кривых
соответствуют температурам 50%
отгона нефтепродукта по кривойитк.где tn и %о — температуры выки¬
пания 70 и 10% (об.), С.Для построения кривой ОИ при давлении паров верхнего про*
дукта, отличающемся от атмосферного, ординату точки пересечения
кривой ИТК и прямой ОИ пересчитывают с использованием графика,
приведенного на рис. 2.29.4. Определение флегмового числа (кратности орошения), т. е. от¬
ношения количества орошения, подаваемого в верхнюю часть колон¬
ны, к количеству дистиллята. При минимальном флегмовом числе
Ямин количество тарелок, потребное для разделения смесей, будет бес¬
конечным. Реальные условия работы колонны должны соответство¬
вать оптимальному флегмовому числу R опт и оптимальному количе-
ству ректификационных тарелок. Минимальное флегмовое число длябинарных смесей определяется по уравнению RMт — ■ ДляУр хрмногокомпонентных смесей используют метод Андервуда. Расчет ве¬
дут, применяя следующие уравнения:где a — коэффициент относительной летучести компонента смеси (от¬
ношение константы равновесия этого компонента к константе равно*247
Таблица 5.13Оптимальные (действительные) флегмовые числа
ректификационных колонн НПЗУстановки .КолонныФлегмовыечислаАтмосферно-вакуумной пе¬Отбензиниваюшая2-4регонки'Атмосферная1,5—2,5Вакуумная2-3Стабилизационная3-6Каталитического рифор¬2-3мингаГидроочистки средних д謻1,5-2стиллятовГазофракционированияЭтановая1,5-3Пропановая2-4Изобутановая8-12Изопентановая15-20Каталитического крекингаСтабилизационная6-8Основная ректификационная4-5весия самого тяжелого ключевого * компонента сырья подсчитыва¬
ется при средней температуре в колонне); xD— мольные концентра¬
ции компонентов жидкой фазы сырья; 0 — корень уравнения, кото¬
рый определяется методом последовательных приближений; е' —
мольная доля отгона сырья на входе в колонну.Оптимальное (действительное) флегмовое число находится по вы¬
ражению:Rom — ^?мин*''Для основных видов колонн, применяемых в нефтеперерабаты¬
вающей промышленности, рекомендуются следующие значения:КРектификационные колонны, работающие 1,15—1,56
при атмосферном и повышенном давлении
Вакуумные колонныс большим числом тарелок 1,3—1,55с малым числом тарелок 2—2,6Испарители, отпарные колонны, десорберы 1,5—2,0Для оценки оптимального флегмового числа можно пользовать¬
ся также рекомендациями Гиллиленда:(Roili ~ ^?мин)/(Яопт 4" 1) = 0,1 0,33* Ключевыми называются пограничные компоненты, между ко¬
торыми производится заданное разделение: наименее летучий ком¬
понент в дистилляте будет легким ключевым, а наиболее летучий
в остатке — тяжелым ключевым,248
Значения оптимальных флегмовых чисел для ректификационных
колонн некоторых установок по переработке нефти приводятся в
табл. 5.13.5. Составление теплового баланса, уравнение которого для рек¬
тификационной колонны выглядит следующим образом:Feftp +F(l-e) qfp ^-QR= DqfD + RqfR + QDгде F, R, D — количество сырья, остатка и дистиллята, кг/ч; е — мас¬
совая доля отгона сырья на входе в колонну; q]pt qfp, qfoi q\_ —энтальпия паровой и жидкой фаз сырья, паров дистиллята, жид¬
кого остатка; Qd — количество теплоты, отводимой орошением;
Qn — количество-теплоты, вносимой в низ колонны из печи или ки*
пятильника.6. Определение внутренних материальных потоков. Количество
флегмы, стекающей с тарелок верхней части колонны, определяют
по уравнениям:L — Qd/Xd или L = Z?onTDКоличество паров в концентрационной части колонны находят
по формуле:GK = D + LДля расчета количества паров в нижией части колонны служит
выражение;°0 =Объем паров в рабочих условиях колонны может быть опреде¬
лен по уравнению:V = 22,4 • l,033GTZ/3600 ■ 273МРгде Xd, Xr — теплоты испарения ректификата и остатка; Т, Р — тем¬
пература (К) и давление (кгс/см2) в произвольном сечении колонны;
Z — коэффициент сжимаемости;М — молекулярная масса нефте¬
продукта, рассчитываемая по фор¬
муле Воинова (см. стр. 11).7. Число теоретических таре¬
лок (ЧТТ) при ректификации би¬
нарных смесей определяют, решая
совместно уравнения равновесия
фаз, материального и теплового
балансов. При этом используется
графический метод расчета ЧТТ
(метод Мак-Кеба и Тиле). При
ректификации многокомпонентных
смесей ЧТТ определяется методом
«от тарелки к тарелке», прибли¬
женными (например, по Львову—Серафимову) или эмпирическими
методами Рис' s,ff- График Гилякленда дляПТнпокпр ПЯГППГУ’ТПЯНРНИР Tin расчета числа теоретических таре-широкое распространение по Л(Ж при ректификации многоком*лучил эмпирическии метод расчета понентных смесей*249
числа теоретических тарелок с помощью графика Гиллиленда
(рис. 5.9). Последовательность расчета следующая: а) определяют
£мм и Rom', б) определяют минимальное ЧТТ — соответствую¬
щее бесконечному количеству орошения; в) по графику Гиллиленда
находят величину отношения (Аг - JVM„„)/(iV + 1} и вычисляют М —
действительное (необходимое) ЧТТ. Для того, чтобы найти Num,
можно воспользоваться уравнением Фенске — Андервуда:Ntim = (xjilxt)d (хт/Xj,)R/lg а"где хл, хТ — мольные доли легкого и тяжелого ключевых компонен¬
тов; а" — отношение летучестей легкого и тяжелого ключевых ком¬
понентов; индексы D и R относятся к ректификату и остатку.Таблица 5.14Число колпачковых тарелок в колоннах для разделения
сложных смесейУстановкаКолонныЧислотарелокАтмосферно-вакуумной пе¬Отбензинивающая20-30регонкиАтмосферная45-55в том числе по секциям:
бензин—керосин8-12керосин—легкий газойль10—12легкий газойль—тяжелый10-14газойль
тяжелый газойль — ввод10—14сырьяввод сырья — остаток (ма¬5-7зут)Отпариые6-8Вакуумная14-26в том числе в каждой секции5—9Стабилизационная35-60Каталитического рифор¬»40—60мингаГидроочистки средних д謻30-40стиллятовКаталитического крекинга»40-60Вторичной перегонки бен¬Колонны выделения узких40-60зиновбензиновых фракцийГ азофракционированияЭтановая30-40Пропановая40—60Изобутановая60-80Изопентановая80—120Разделения ксилоловВыделения о-ксилола140—160Замедленного коксованияРектификационная30-35Отпарные5-7Стабилизационная30-40250
8. Выбор типа тарелки для ректификационных колонн осуществ¬
ляется на основе следующих рекомендаций:КолонныАтмосферныеОтпарные и отгонные
ВакуумныеВторичной перегонкиСтабилизационныеРазделения газовТарелкиС S-образными элементами,
клапанные, струйные
То жеСтруйные, ситчатые с отбойны¬
ми элементами, клапанные
Клапанные, колпачковые, с S-
образными элементами
С S-образными элементами,
клапанные; решетчатые
Клапанные, с S-образными эле¬
ментами9. Определение числа реальных (действительных) тарелок. Число
действительных тарелок зависит от эффективности используемых
для разделения ректификационных с
тарелок, свойств разделяемой смеси.Отношение между числом теоретиче¬
ских и действительных тарелок назы¬
вается к. п. д. тарелки:К. п. д. = 0,17 — 0,616 lg цгде ц — вязкость разделяемой смеси,
сП (1 сП = 0,001 Н-с/м2).Практические данные о числе дей¬
ствительных тарелок в колоннах тех¬
нологических установок приводятся в
табл. 5.14.Гидравлический расчет. 1. Выбор
расстояния между тарелками. Для
большинства ректификационных ко¬
лонн НПЗ это расстояние определяет¬
ся удобством ремонта и очистки та¬
релок. Для колонн диаметром 1,5—
2,0 м оно должно быть не менее
450 мм, для колонн большего диа¬
метра — 500—600 мм.2. Определение диаметра колонны
производится по формуле:DK = -\/AV/nwгде w — Допустимая скорость па-
ров в колонне, м/с; w — С„акс XX V(рж — Рп)/Рп (рж, Рп — плотно¬
сти жидкости и паров при температу-
ре, °С, и давлении, кгс/см2, в рас¬
четном сечении колонны, кг/м3';
Смаке коэффициент, зависящий от
типа применяемой тарелки, расстоя¬
ния между тарелками (Я, мм), на¬
грузки по жидкости, поверхностногоРис. 5.10. Кривые для расчета
допустимой скорости паров
в ректификационных колоннах
(график Нельсона):/ — для максимально допусти»
мой производительности ситча-
тых, каскадных и решетчатых
провальных тарелок; 2 —для та*
релок с круглыми колпачками*
для нормальных условий работы
ситчатых, каскадных и решет*
чатых провальных тарелок;
3—для нормальных условий
работы тарелок с S-образными
элементами й желобчатыми
колпачками при нагрузках
20 -40мЗ/(м * ч); За, 36 — то же
для условий, когда жидкостная
нагрузка меньше 20 и выше
40 мЗ/м2; 4— для вакуумных ко¬
лонн с брызгоулавливающими
устройствами; 5—для отпарных
колонн адсорбционных устано¬
вок; 6—для абсорбционных ко¬
лонн; 7—для вакуумных колонн.251
W, м/сРис. 9.11. График для определения допустимой скорости жидкости в сливном
стакане.натяжения жидкости; Смаке можно найти по графику Нельсона —
рис. б. 10).3. Определение допустимой скорости жидкости в сливном стака¬
не осуществляют по плотности жидкости и паров в расчетных сече¬
ниях колонны с помощью графика (рис. 5.11).4. Расчет гидравлического сопротивления орошаемой тарелки,
определение межтарельчатого уноса жидкости, расчет переливного
устройства (определение размеров наиболее узкого сечения перелива,
высоты слоя жидкости в сливном устройстве, величины вылета ни¬
спадающей струи жидкости, времени пребывания жидкости) выпол¬
няются при помощи методики, описанной, например, в работах [15,
61, 62],5. Определение диапазона устойчивой работы тарелки необхо¬
димо в тех случаях, когда предусматривается возможность работы
ректификационной колонны с нагрузками, равными 50—70% от ма¬
ксимально допустимых, когда в уже эксплуатирующихся колоннах252
тарелки заменяются устройствами нового типа или когда паровые
и жидкостные нагрузки изменяются по высоте колонны. Методику
проверки — см. в работах [15, 61, 62].ТЕПЛООБМЕННЫЕ АППАРАТЫ [1, 2, 22-35, 60, 70, 71]Теплообменные аппараты (теплообменники) классифицируются
по характеру теплообменивающихся сред. Теплообмен может проис¬
ходить между двумя жидкими средами (теплообменники нефть —
нефтепродукт, водяные холодильники и т. п.), между паром (газом)
и жидкостью (кипятильники, водяные конденсаторы, воздушные холо¬
дильники), между двумя газовыми (паровыми) средами (воздухопо¬
догреватели, воздушные конденсаторы).По принципу действия теплообменники подразделяются на аппа¬
раты непосредственного смешения, где охлаждение (или нагрев)
продукта происходят за счет прямого контакта с охлаждающей (на¬
гревающей) средой, и аппараты поверхностного типа, в которых
теплообменивающиеся среды разделены стенкой. Аппараты непосред¬
ственного смешения применяются на НПЗ в ограниченном числе слу¬
чаев — для охлаждения и конденсации паров, отсасываемых вакуум-
создающими устройствами из вакуумных колонн (барометрические
конденсаторы), для охлаждения стоков перед сбросом их в ханали-
зацию. 'Аппараты поверхностного типа, используемые в нефтеперераба¬
тывающей промышленности, по способу компоновки в них теплооб¬
менной поверхности подразделяются на следующие виды: а) погруж¬
ные; б) типа труба в трубе; в) кожухотрубчатые; г) пластинчатые;д) аппараты воздушного охлаждения.Погружные теплообменники занимают много места, характери¬
зуются низкими коэффициентами теплопередачи. В настоящее время
они серийно не выпускаются и повсеместно заменяются аппаратами
более совершенных конструкций.Теплообменники типа труба в трубе (рис. 5.12) легко разби¬
раются для чистки и могут быть применены при любой разности
температур теплообменивающихся сред. В табл. 5.15 приводится
техническая характеристика теплообменников типа труба в трубе,
выпускаемых по ГОСТ 9930—78. Стандартом предусмотрено изго¬
товление теплообменников разборных и неразборных, однопоточных
и многопоточных.Рис. 5.12. Четырехходовой теплообменник труба в трубе:i-—наружная труба; 2—внутренняя труба; 3—раздельный двойник; 4—привар-
Ной двойник.253
Таблица 5.15Характеристика теплообменных аппаратов типа труба в трубе
(по ГОСТ 9930—78)<У Ея &И <Уa S2 «* &М «О вРазборные
одно- и двух¬
поточные ма¬
логабаритные
аппаратыНеразборные
однопоточные
малогабарит¬
ные аппараты01
3
01 ®
5°3Д h Нз||о ЯО н на« и
« Е ЯнОй3 Й «КОСOGft
ю о я
2 « и
* * я
0- о <а«во.
2 о
®*м е
£ * в
Ж О «ао о Й\о и
м о
<Я И 3
й. £ я25, 38, 48, 5776, 89, 108, 133, 15938, 48, 5757, 76, 89, 108108, 133,159, 21989, 1081,5; 3,0;6,0; 4,54,5; 6,0;
9.06,0; 9,0;
12,03,0; 6,0;
9,0От 0,5
до 5,0От 0,1до 1,0От 5,0
до 18,0От 1,5ДО 6,0От 5,0
до 93,0От 2,5
до 35,0
От 6 до 100От 2,5
ДО 17,5
От 6 до 60От 50
до 170
От 50
до 195От 45
до 170
От 50
до 195От 35
до 400
От 150
до 100064; 100; 16064; 100;
18016; 4016; 40; 64;
100; 16016; 4016; 40; 64; 10016; 4016; 40; 64;
10016; 40Наружный диаметр теплооб-
менных труб, мм
Наружный диаметр кожухо-
вых труб, ми
Длина кожуховых труб, ммПоверхность теплообмена, ыг
(определяется ко наружно1
му диаметру теплообмен¬
ных труб)Проходные сечения, см®
внутри теплообменных
трубснаружи теплообменных
трубУсловное давление, етс/смг
внутри теплообменных
трубснаружи теплообменных
трубКожухотрубчатые теплообменники по конструктивным особенно¬
стям делятся на аппараты: а) с неподвижными трубными решетками
(типа Н); б) с температурным компенсатором на кожухе (типа К);в) с плавающей головкой.В зависимости от назначения теплообменники с неподвижными
трубными решетками и температурным компенсатором подразделя¬
ются на холодильники (ГОСТ 15120—79), конденсаторы (ГОСТ
15121—79) и собственно теплообменники (ГОСТ 15122—79). При
использовании аппаратов типа Н и К следует учитывать, что раз-Рис. 5.13, Кожухотрубчатый теплообменник с плавающей головкой:
/—корпус; 2—трубчатый пучок; 8—плавающая головка; 4 —распределительная
камера;" 5—крышка; 6—днище; 7—опора.254
ность температур кожуха и труб не должна превышать величины,
нормируемой стандартами. Для аппаратов типа Н допустимая раз¬
ность температур составляет 15—80 °С, а для аппаратов типа К раз¬
ность температур кожуха и труб должна быть такой, чтобы не вы¬
зывать разности в удлинении кожуха и труб более чем на 5 мм.Теплообменники с плавающей головкой (рис. 5.13) в зависимо*
сти от их назначения подразделяются на конденсаторы (ГОСТ
14247—79), холодильники (ГОСТ 14244—79) и собственно теплооб¬
менники (ГОСТ 14246—79). Конденсаторы (табл. 5.16) и холодильникиТаблица 5.16Характеристика конденсаторов с плавающей головкой
(по ГОСТ 14247—79)Диаметр, ммЧисло
ходов по
трубамПоверхностьтеплообмена,м2Площадь про¬
ходного сече¬
ния одного
хода по тру¬
бам, 103 м!Условное
давление в
кожухе,
кгс/см!кожухатруб6002021313410, 16, 252041171420611382521053725494162568778002022436310, 16, 252042252520621616252191692541732425616418100020240210610, 16, 2520437849206368322523251192543015125629034120020260416010, 16, 2520457676206563462524891792544608625644754140020283122010, 16, 2520479810220678259252675247*25464211025662674255
Таблица 5.17Характеристика кожухотрубчатых холодильников (по ГОСТ 5Диаметр, ммЧисло
ходов
по тру¬
бамПоверхность теплообмена, м*. прн длине труб, мм,
расположении их в решеткекожухатрубпо вершинам квадратов Н*по вершинам тр^
гольников3000600090006000900032520213262521020———4262022346__2521938———5002023876— '2523162•—— 600202_117176131196204—107160117175252—96144105157254—8612994141800202__212318243364204—-197295225337252—170255191286254—1572351732591000202 346519402603204—330495378567252—284426325488254—2674003014511200202 _514771604906204—494741576864252—423635489733254—4036044606901400202_71510748311246204—6931040■ 7981197252—5848766751012254561841642963266
14244—79)Площадь проходного се-
Ч«ния одного хода tto тру¬
бам, 103 ма,при их распо¬
ложенияПлощадь проходных сечений, по межтрубному
пространству, 10* м*. при расположения трубУсловное
давление
в трубном
и межтруб-
вом про¬
странстве,
XfC/ClS*По верши-
ll а м ква¬
дратовпо вершинам
треугольниковпо аерщинам
квадратовпо вершинам
треугольниковв вырезе
перего¬
родкимежду пе-
регерод.
имиs вырезе
перегород¬
кимежду пе¬
регородка¬
ми71,22,040, 647—1,22,2——12_2,03,3_40, 6414—1,93,3——20_3,15,440, 6423—3,05,0——30344,88,24,26,425,40, 6413144,88,24,26,434374,37,44,06,415164,37,44,06,456637,87,19,316,25,40,25257,819 Л7,19,36460697,46,89,723247,46,89,79210611,518,010,514,016, 25, 40,434911,518,010,514,06410311911,719,011,212,5415111,719,011,212,513516013,814,715,716,25,40,647613,8Ой п14,719,76415517912,611,318,4728612,611,318,418822017,930,019,824,016, 25, 408410217,930,019,824,021424717,431,8is,а21,09911017,431,815,321,0Чг9 Зак. 456 26J
Таблица 5.18Характеристика теплообменников с плавающей головкой (nj|Диаметр, ммЧисло
ходов
по тру¬
бамПоверхность теплообмена, мг, при длине труб, нм,
и расположении их ь решеткекожухаТрубпо вершинам квадратовпо вершинам
треугольников300060009000600090003252021326'2521020———4262022346 , 2521938—— 5002023876_ 2523162. —— 600202_117176131196204 107160117175252 96144105157254—86129—141800202_212318249374204 197295231346252—170255196294254—15723517826710002023465194026032042330495378567252 284426325488254226740030145112002022514771604906204 494741576864252 423635489733254—403604460690140020271510728311246к204—69310407981197252—5848766751012254561841642963258
ГОСТ 14246-79)Площадь проходного
сечения одного хода по
трубам, 10э м3, При их
расположенииПлощадь проходных сечений яо межтрубному
пространству, 10» мг, при расположении трубУсловное
давление
в трубном
и межтруб¬по вершинам квад¬
ратовпо вершинам тре¬
угольниковном про¬странстве,по верши¬по вершинамв выреземеждув выреземеждукгс/смгнам квад¬треугольни¬перего¬перегород¬перего¬перего¬ратовковродкикамиродкиродками71,22,016, 25, 407—1,22,2——12 2,03,3 16, 25,40,14—1,93,3——6420__3,15,4_16,25,40,23—3,05,0——64, 8030344,88,24,26,416,25,40,13144,88,24,26,464, 8034374,37,44,06,415164,37,44,06,456637,87,19,316, 25,40,25257,81 О7,19,364, 8060697,4iz,u6,89,723247,46,89,79210611,518,010,514,016, 25,40,434911,518,010,514,06410311911,719,011,212,5415111,719,011,212,513516013,828,014,719,716, 25,40,647613,828,014,719,76415517912,628,011,318,4728612,628,011,318,418822017,930,019,824,016, 25, 408410217,930,019,824,021424717,431,815,321,099ПО17,431,815,321,07*9'269
Таблица 8.19Характеристика поверхностных конденсаторов
вакуумных колони (по НИ-777)Диаметр, ммПоверхность теплообмена, м*
длине труб, ммприПлощадь сечекожухатрубЧисло хо-
ов по тру¬
бам2000300040006030шя одного хо
да по трубам
10’ м*60020430456090-10206294458888254 '2436487212266233446688800204649712819425206639412618816254497498148272564974981481610002041171752343504620611517223034530254911371822744725689134178268321200204 26535453070206 26134852245254 21128242277256—208277416481400204'31.141562280206 30740861453254 254340508. 87256—248332496601600204_438584876111206—43257686477254352468704120256—3464626928118002045827731162152206 5767671152101254 473630946169256—468624936111200020474910001498197206 7439901486131254 60280312042212565977951194143260
испарителей с паровым пространством (по ГОСТ 14248—79)о as°§1&с°5§Огг£Р 2CJ *о £X s
к'б яйО2
4» О
Я Ч
О Исг;сх S л;и 2 »
_ 33 £Го ио§ * О я
3»*аs-s&sн =4«•L
л Я
§*
03
О5>s« К
S ЧРЗ tt* *5cf * Я
S 33
= s*
**§
S.&5>чО
В *03»аоьеоо>3S'Sв<0а§асaaС*.ассо о ' ю — —- 1Л—• СЧ со ю со со юСО СЧ СО О СЧ 00 О
со со о t-*. а> оо тр— ^ сч со£1 СЧ СЧ rf rh СЧ
оо со О со О О СО
—' СЧ СО СЧ СЧ соо*•*со*ю ЮЮЮСОСО
—< СЧ СЧ СЧ СЧ ГЧ -4'Х со СО СО о о о"I I§о о оООО00 о сч соI I32?«3*VO3>С*.a2СПаС5.оОс3at3Ci.ассо сч —« — -X N.
—« о* со ю со со ю-lOOTfOOOOЮ 00 СЧ СЧ Tf СО ^сч сч со ^3" о о сч о о счСО СЧ ' Г- i —< t-,— сч со ю со со юФЮЮЮЮФсО
*ч СЧ СЧ (N СЧ ~ -ZvO ю Ю \Лсч сч сч счСО СО со СО о о" оо о о о о О О
о о о о о о о
тЗ4 Tf rf СО 00сч сч сч сч сч сч счо о о о
оо о § S I I I9 Зак, 456261
(табл. 5.17) применяются при температуре конденсирующейся
среды до 400 °С и температуре охлаждающей воды до 60 °С. Давле¬
ние охлаждающей воды в трубках не должно превышать 10 кгс/см2.
Теплообменники (табл. 5.18) допускается использовать в пределах
рабочих температур от —30 до 450 “С.Для конденсации паров, уходящих с верха вакуумных колонн
применяются поверхностные кожухотрубчатые конденсаторы по нор¬
мали НИ-777 (табл. 5.19). Особенностью этих аппаратов является
низкое гидравлическое сопротивление в межтрубном пространстве.Особую группу кожухотрубчатых теплообменников представляют
испарители, применяемые в качестве кипятильников для ректифика¬
ционных колонн. Выпускаются испарители с паровым пространством
по ГОСТ 14248—79 (табл. 5.20) и вертикальные кожухотрубчатые
испарители с неподвижными трубными решетками (тип Н) или с
температурным компенсатором на кожухе (тип К) поГОСТ 15119—79
(табл. 5.21). Испарители с паровым пространством выпускаются сТаблица 5.21Характеристика вертикальных кожухотрубчатых испарителей '
типа Н и К (по ГОСТ 15119—79)Внутрен¬
ний диа¬
метр кожу¬
ха, ммПоверхность теплообмена
испарителя, в м!, при длине
труб, ммПлощадь
сечения одного
хода по тру¬
бам, м*. 102Площади проходных
сечений, мМО*200030004000в вырезе
перего
родкимеждуперегородками6004061818,94,05,38007310914616,16,57,9100011717623525,910,614,31200—25634037,516,417,91400—37248653,519,522,5плавающей головкой (тип П) и с U-образными трубками (тип У,);
стандартом установлены два исполнения этих аппаратов: 1—с ко¬
ническим, 2 — с эллиптическим днищем. Испарители по ГОСТ
15119—79 представляют собой одноходовые аппараты; они выпу¬
скаются в исполнениях I (теплоноситель — жидкость, газ, парогазо¬
вая или парожидкостная смесь) и II (теплоноситель — водяной пар)
и обычно используются в качестве кипятильников термосифонного
типа.Кожухотрубчатые теплообменники выпускаются б различном ис¬
полнении, выбор которого зависит от свойств теплообменивающихся
сред.Пластинчатые теплообменники состоят из набора штампованных
пластин, установленных между верхней и нижней штангами и непо¬
движной и подвижной плитами, образующими раму аппарата. Ме¬
жду пластинами имеются щелевые каналы, для уплотнения которых
применяются резиновые прокладки.В теплообменниках воздушного охлаждения горячая жидкость
проходит по трубам, имеющим наружное поперечное оребрение.
Трубы охлаждаются за счет обдува воздухом, нагнетаемым осевым262
Таблица 5.22Характеристика аппаратов воздушного охлаждения горизонтального типа (по ОСТ 26-02-1522—77)ЧислорядовтрубКоэффи¬циенторебрениятрубОбщее число трубПоверхность теплообмена, м2яри длине труб 4000 ммпри длине труб 8000 ммв секциив аппаратеио гладкой поверхно¬
стипо сребренной поверх¬
ностипо гладкой поверх¬
ностипо оребренной
поверхностисекцииаппаратасекцияаппаратасекцииаппаратасекцииаппарата4994282322909787566590197177014,68224628415851250578301702500. 6914142349440147132098880285264014,61233694362012918708512602553800891885646558019417401301165390350014,616449257830170250011417003425100Примечания. 1. Аппараты могут быть использованы при температуре среды от —40 СС до 300 °С и давлении до 64 кге/ем2;
они изготавливаются на условное давление 6, 16, 25, 40, 64 кгс/см2.2. Мощность электродвигателя привода 22, 30, 40 кВт (при исполнении Bi); 22, 30, 3? кВт (при исполнении В2Т); 10, 18, 32 кВт
(при исполнении Н).
Таблица 5.23Характеристика аппаратов воздушного охлаждения
зигзагообразного типа (по ОСТ 26-02-1521—77)Число
рядов трубКоэффициенторебренияЧисло трубПоверхность теплообме¬
на. м!секцииаппаратасекцииаппарата4994664440265014.6824926203750 '2282492820490069141846665400014,612373894056502212373812257350891881128885530014,6164984125075002216498416409800Примечания. 1. Аппараты могут быть использованы при температуре
среды от -40 °С до 300 °С и давлении до 64 кгс/см2, в том числе под вакуумом
до 5 мм пт. ст.; они изготавливаются на условное давление 6, 16, 25, 40, 64 кгс/см2.2. Длина труб 6000 мм.3. Мощность электродвигателя привода 37, 75, 90 кВт.Таблица 5.24Характеристика аппаратов аозцушного охлаждения
малопоточмого типа (по ОСТ 26-02-2018—77)ЧислорядовтрубКоэффи¬циенторебренияЧисло
труб аппа¬
ратаПоверхность теплообмена.м?биметаллических трубмонометаллическихтрубпри длине труб, мм•15003000.-•оо3000499410522010522014,6821503101503102282210420——6914116032516032514,612322546522546522123315630—• —8918821044021044014,616430060030060022164420840Примечания. 1. Аппараты могут использоваться при температуре
среды от -40 °С до 300 °С и давлении до 64 кгс/смг, в том числе под вакуумом
до б мм рт« ст,; они изготавливаются на условное давление 6, 16, 25, 40, 64 кгс/см2-2. Мощность привода 3 кВт. %3. Аппараты изготавливаются в двух исполнениях: Г—горизонтальные,
В-вертикальные.264
Рис. 6.14. Аппарат воздушного охлаждения горизонтального типа дАВГ).Рис. 5.15, Аппарат воздушного охлаждения зигзагообразного тида (ДВЗ),
вентилятором- Преимущества этих аппаратов состоят в следующем}
с их помощью экономится охлаждающая вода, сокращаются затраты
труда на чистку аппаратов от солей жесткости, выпадающих из обо¬
ротной воды. В зависимости от компоновки поверхности теплообме¬
на аппараты воздушного охлаждения (АВО) делятся на горизон¬
тальные (АВГ) и зигзагообразные (АВЗ). Выпускаются малопоточ¬
ные АВО и АВО для высоковязких сред.Трубный пучок АВО компонуется из сребренных (коэффициент
оребрения 9, 14,6, 22) труб длиной 1,5—8 м. собранных в несколько
секций. Число секций в АВГ равно 3, в АВЗ — б, в АВО малопо¬
точного типа—1; число вертикальных рядов труб в каждой секции
составляет 4—8, а число ходов по трубам 1—8. АВО применяются
для конденсации и охлаждения парообразных и жидких сред при
температуре от —40 до 475 °С и давлении до 64 кгс/см2. В АВО для
высоковязких сред охлаждающие трубы заключены в обогревающую
рубашку. На рис. 5.14 изображен АВО горизонтального типа, а на
рис. 5.15 —АВО зигзагообразного типа. Техническая характеристика
А.ВГ приведена в табл. 5.22, АВЗ—-в табл. 5.23, аппаратов мало¬
поточного типа — в табл. 5.24.Расчет теплообменных аппаратовЦелью расчета является определение поверхности теплообмена
и необходимого числа типовых теплообменных аппаратов. Расчет
состоит из следующих стадий.1. Определение тепловой нагрузки Q, ккал/ч:Q * 01 (qti - qu) tj = G2 (qu - qu)где Gi, G2 — количество горячего и холодного теплоносителя, кг/ч;
<7,,, qti — энтальпия горячего и qtt, q^ — холодного теплоносителя
при температурах входа (Ц h) и выхода (h, its) из аппарата,
ккал/кг; г|—к. п. д. теплообменника, равный 0,95—0,97.2. Определение поверхности теплопередачи F, м2:F^Q/Kiгде /(—коэффициент теплопередачи, ккал/(м2-ч-<’С); т—-средняя
разность температур.3. Определение" средней разности температур.3.1. В случае противотока и прямотока т определяют по фор¬
мулам:Л% п = Мб + ^ о = А<б Д^мп т==—2—; npBA^>2где Л/е, Л/м — наибольшая и наименьшая разности температур ме¬
жду потоками у концов теплообменного аппарата, °С; т можно так¬
же определить по графику (рис. 5.16).3.2. В многоходовых теплообменниках имеет место смешанный
и перекрестный ток. .Средняя разность температур в этом случай
определяется по формуле т = бтпр, где в — поправочный коэффия
циент, а тПр— средняя разность температур, вычисленная для про!
тивотока. Значение коэффициента е можно найти с помощыд266
t, (240220200180160140120WO8060402001фкк20 40 60 SO WO m 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360щ; сопределения средней разности температур.
ШКэ-t,Рис. 5.17. Коэффициент е при параллельно-смешенном токе в кожухотрубча¬
тых теплообменниках:а—с одним ходом в межтрубном пространстве и двумя» четырьмя* шестью и
более ходами в трубном пространстве; б—с одним ходом в межтрубном про¬
странстве с поперечными перегородками и двумя, четырьмя, шестью и более
ходами в трубном пространстве; в—с двумя ходами в межтрубном простран-
. стве с поперечными перегородками и четырьмя ходами в трубном простран¬
стве.рис. 5.17. На этом рисунке по оси абсцисс отложена величина Рг
а по оси ординат — величина е.г. h~ti _h~h нагрев холодного теплоносителя: _ разность начальных температур обоих теплоносителей268
Кривые соответствуют различным значениям параметра Rtп Т\ — Т% охлаждение горячего теплоносителяti — 11 """ нагрев холодного теплоносителя4. Расчет коэффициента теплопередачи.4.1. Коэффициент теплопередачи через стенку К, ккал/{мг-ч-вС),
рассчитывается по формуле:К == l/(l/ai + pi + б/А + Рг + 1/с*а)где «1, иг *— коэффициенты теплоотдачи от охлаждаемого потока к
стенке и от стенки к нагреваемому потоку, ккал/(м*-ч-°С); pi, рг —
сопротивления загрязнения со стороны охлаждаемого и нагреваемого
потоков, ма • ч • °С/ккал; б — толщина стенки трубы, м; Я — теплопро¬
водность материала трубы, ккал/(м-ч-°С); для чугуна Я = 60, для
углеродистой стали 40, для нержавеющей стали 15, для алюминия
175, для латуни 80.4.2. Данные по абсолютным значениям сопротивлений загрязне¬
ния приводятся ниже:Чистый водяной пар 0,00007Мятый пар, содержащий масло 0,0001
Водаморская 0,0002
оборотнаяподготовленная 0,0004неподготовленная 0,0009жесткая 0,0009дистиллированная 0,0001химически очищенная для котлов 0,0002
Органические жидкости, рассолы, жидкие хлад- 0,002
агентыНефтяные пары 0,0006Нефтепродукты светлые 0,0007Нефть, мазут 0,0015Гудрон, крекинг-остаток, шлам 0,02Слой парафина или кокса 0,014.3; Определение коэффициентов теплоотдачи. В табл. 5.25 при»-
водятся формулы, позволяющие определить коэффициенты теплоот*
дачи для различных случаев теплообмена, встречающихся в практике
нефтепереработки. В формулах (1)—(8) физические параметры на¬
ходят при средней температуре охлаждаемого или нагреваемого по¬
тока; в формулах (9)—(12)—при средней температуре пленки кон¬
денсата:^!Л =я U ст 4» ^конд)/2вде t„— температура стенки, на которой конденсируется пар, а,
/ком — температура конденсации.4.4. Подробное описание методики расчета коэффициентов, тели
Доотдачи приводится в литературе [22r«30,; 60],j При; определении2.69
Таблица 5.25Формулы для определения коэффициентов теплоотдачиУсловные обозначения: Ср—теплоемкость, ккзлДкг• °С); dBH,
dH—внутренний и наружный диаметры трубы, к; £>вн—диаметр кожух*, м;
g—ускорение свободного падения, м/с2; G4—часовой расход конденсирующихся
паров, кг/ч; I— длина труб, м; »в — число вертикальных труб; Р—давление
пара, кге/см9; q—удельная тепловая нагрузка, ккал/мг; ©—скорость потока,
м/с; 0—коэффициент объемного расширения, 1/°С; ф—поправочный коэффя
ЦИент (для воды <Р=1,0, для керосина 0,31-0,56, для бензина 0,27, для бензола
0,31, для гептана 0,46); g—коэффициент, зависящий от расположения труб
в пучке и от числа труб в вертикальном ряду (рис. 5.18); К—коэффициент
теплопроводности, ккал/(м-ч-°С); ц—динамический коэффициент вязкости,
кгс-с/мг; V —кинематический коэффициент вязхости, м2/с; Р — плотность, кг/м’,Условия в аппаратеФормулаТеплоотдача, не сопровождающаяся изменением агрегатного
состоянияТрубное пространствоЛаминарный режим
(Re < 2 300)Переходный режим
(2 300 < Re < 10 000)Турбулентный режим
(Re > 10 000)а = 1,62 ~ (1 + 0,015Gr'/s) Re'4 Pr'/j X
й внх(^)7' (1)Re(2):Vd„ (з)1 Рг_ терм (4)v Ка = 0,12 ~ (Reh - 12б) Рг';> (5)^ВНа = 0,023 Re0,8 Рг0,4 (6)“внДля кольцевого пространства (теплооб¬
менники типа труба в трубе):а = 0,023-Re0,8pr0,4 (7)Re > 100Оцр — dnМежтрубное пространствоа = К Jr- Re0,6 Рг'/з (8)
анДля теплообменников с шахматной раз¬
бивкой трубного пучка и сегментными
перегородками К = 0,22; для теплооб¬
менников с коридорной разбивкой труб
и сегментными перегородками К — 0,17;
для теплообменников с коридорной
разбивкой труб и дисковыми перего¬
родками К = 0,20.270
ПродолжениеУсловия в аппаратеФормулаНа вертикальных тру¬
бахКонденсация паровш J/MНа наружной поверх¬
ности одиночной го¬
ризонтальной трубы
На наружной поверхно¬
сти пучка горизонталь¬
ных труба = е 14,5Я /\JКипение жидкостейР ч(XGq(9)а = Н,5ХаУ-~- (10)Пузырьковый режим(11)а = З.бфР0'V,? (12)Рис. 5.18, Зависимость г от числа
труб п в каждом вертикальном
ряду:7—коридорный пучок; г—шах¬
матный пучок.коэффициентов теплоотдачи для жидких нефтяных фракций, нагре¬
ваемых или охлаждаемых в кожухотрубчатых теплообменниках,
пользуются вспомогательными графиками (рис. 5.19, 5.20). Предва¬
рительно определяют массовую скорость рда в трубном и межтруб-
ном пространстве по формуле:где Оц — часовой расход теплоносителя, кг/ч; ю — площадь проход¬
ного сечения одного хода по трубам или межтрубного простран¬
ства, м2 (находят по табл. 5.16—5.18). Зная рю, а также вязкость
продуктов (в сСт), по рис. 5.19 и 5.20 находят коэффициенты тепло¬
отдачи в трубном и межтрубном пространстве.4.5. Ориентировочные значения коэффициентов теплопередача
приводятся в табл. 5.26.5. Определение числа теплообменников выбранного типа, необ¬
ходимого для регенерации тепла потока,271
%iРис, 8.19, График для определения коэффициента теплоотдачи при нагреве
жидких нефтяных фракияй в межтрубном пространстве кожухатрубчатых
теплообменников с трубами dH=25 мм.Рис. 5,20 График для определения коэффициента теплоотдачи жидких нефтя¬
ных фракций в грубиом пространстве кожухотрубчатых теплообменников
с трубами dBB=2Q мм.
Таблица 5.26Ориентировочные значения коэффициентов теплопередачиНазначение и тип аппаратаК,ккал/(м2>Ч'°С)Жидкостные теплообменникикожухотрубчатые для легких жидкостей150—250» для вязких жидкостей50-150типа труба в трубе для вязких жидкостей100-250Погружные холодильники100-200Кожухотрубчатые конденсаторыдля 'паров бензина в присутствии газа100-200для углеводородных газов200-300Кипятильники с паровым пространством200-600обогреваемые конденсирующимся паромобогреваемые нефтепродуктами150-300Кипятильники термосифонного типа500-800Кристаллизаторы парафина40-100Аппараты воздушного охлаждения (в расчетена оребренную поверхность)20-30при конденсации паров и охлаждениижидкостипри охлаждении газа8-12НАСОСЫ [10, 22, 23, 36, 38—46, 49—52]На технологических установках и в общезаводском хозяйстве
НПЗ применяются лопастные (центробежные и осевые), вихревые и
объемные (поршневые, плунжерные, шестеренчатые, винтовые, пла¬
стинчатые) насосы. Центробежные насосы обеспечивают равномер¬
ную подачу продукта, занимают меньше места, чем поршневые,
имеют более простую конструкцию. На НПЗ широко используются
центробежные нефтяные консольные насосы типа НК, выпускаемые
по ТУ 26-02-766--77. Номинальная производительность этих насосов
составляет 35—560 м3/ч, дифференциальный напор колеблется от
26 до 240 м ст. жидкости. Они выпускаются с ротором и колесами
различного диаметра; детали проточной части насосов изготавливаются
из углеродистой (С), хромистой (X) и хромоникелевой (Н) сталей.Для уплотнения вала насосов НК применяются ординарные а
двойные торцевые, а также сальниковые уплотнения.. Рекомендации
для выбора типа уплотнения в зависимости от перекачиваемой жид¬
кости приводятся в табл. 5.27. Торцевые уплотнения вала насосов
выпускаются в исполнениях: С (для некоррозионных нефтепродук¬
тов, не являющихся растворителями маслобензостойких резин), К и
КР '(для коррозионных продуктов, соответственно, не растворяющих
или растворяющих маслобензостойкие резины). Для уплотнения типа
ДК и ДТ необходим пружинно-гидравлический аккумулятор АПГ-1,
с помощью которого подается уплотняющая жидкость (масло). За¬
правка маслом группы пружинно-гидравлических аккумуляторов
производится заправочной станцией СМ250.273
CDSCmоHосXxооиххX3хки2хNоЮОО.о1=3сXБВНс«
О.
О
1C
2
кXчесвВXх*=сX.ъ£кS а® ю
CQ eg« к
О KJИ ЕЙа> гаS *О а>И >»£ с*га * к«, ^ a S 5о.кЙЗ«
в к f §•“а н *«3R с-USt\<NQгг g3 5*? о\o «Q 4>^ euO 5cf f, (1)
■ii ^
о о ”t-'йосч| еч
it*fflSО %Ч о°1?
ft WО юI «И« Xоо+V/о Ооо о а>I (N £i+IоО о
°Р§ ЖI + *ir ° н
О/Лоооооооо
°?1?2§§§0?§ 1
I I++++,+ *н о н о ir о ir Of—(
О *=tо оо о си
<М т}« *- + +о
Jfc ° н
О etI +f- о
О к° Я
00 оI*
о §V/ V/Xч к а>|в иО qi® >> О
а) а«НивS W2.уО d>к >,О) СХXОмонОООю ю юV/ V/ V/i W <и,2 я ь *
1 §■ &£
х & .I goСи р ЮО <D \в >Ма> (Xшч К 11г. ц *о 5
я >%ра> Р-НX* V/ V/ V/ V/V/V/н-8*-с 3
В нX
Л ^£ о
й. а,хг сО) ^W>»**оа,всин•е*он3XX<ояX*U36-м>>t={оа,са>3исзиа>3хясикXки9 Sa t!Sсх а> * а>
с ч о нt9- о ф §
а р.* *“ *•§ Is я S gе s s s I|&§э*
асоН|SSS|5*?S*О осх ля ё gо ^
9Х ОCU о оо я ив X SC2 к яК° &•§^ К ч
° Я л,
Х <УРн5Х 03й 2 ЭX х X§s ао1 S В
я л hо ^ «
CU X §о о 5
« w «S S 9§
§•§ 1
° И 01Л (Яо> ч га
О «J Sх & ггО, X С53вЗ р «s р, щВ О &Й S§,* коS ^3 gS «X гзQJ щSVD «Я
ОО <ЯК га
к2 ян о
я*Х CL»; о оЙ X
5 е js> лнX
s «
X х§ 5
§Г §Is§ N»s
S о
о X
сх а
>> о
н юS
хо
о
очX2 S
н о
га° В»хй8*
и во ^ноS<исЗчКО<иоюоWВXЛчXоо «
О о
S XШ РчX о
fct Йй S
2 Л
ч° *ХS но оонпоои274К0/0ТА О
Таблица 5.28Характеристика центробежных нефтяных насосовМаркаИсполне*Подача,Напор,Кавита¬ционныйнием 8/чм ст.запас,роторажидкостим ст.жидкостиПотреб¬
ляемая .
мощность
кВтНасосы по ТУ 26-02-766—77НК-65/35-70165703,124235703,113НК-65/35-1251651253,7412351254,030НК-65/35-2401652403,1822352402,851НК-200/120-701200705,0532120704,032НК-200/120-12012001205,09421201204,060НК-200/120-21012002105,016821202104,0107НК-560/335-701560705,7150. 2335704,788НК-560/335-12015601205,724723351204,7152НК-560/335-18015601805,739223351804,7228Ненормализованные2НГК 4 X 1
бНДв-Б
8НДв-Нм
12НДс-Нм
14НДс-Н
12НА 9X4
12НА 22X6
2НВ 9X4
5НС 6X8
НМП 5000-115
НМП 3600-78
НМП 2500-74—3-1622-463,01,5-5—216-36033-544,535-60—400-72028-943,5—8,544-216, —600—126018-702,5-548-250—800-126030-42584-147—8043—10—17— .15054—30-40—4046—13—125700315-400—50001153,51590—36007837922500743602275
В условном обозначении насосов типа НК находят отражение
все особенности насоса и уплотнений. Например, в обозначении
НК- 560/300-Г2вСДТ: 560 — номинальная производительность, М3/ч'>
300 — дифференциальный напор, м ст. жидкости; Г — направление
всасывающего патрубка (горизонтальное); 2— номер ротора; в —
диаметр колеса; С — материал проточной части (углеродистая
сталь); ДТ — тип уплотнения. Параметры насосов НК приводятся
в табл. 5.28.На НПЗ эксплуатируются также центробежные насосы нормаль¬
ного ряда, выпускавшиеся по нормали Министерства нефтяной про¬
мышленности Н521—57; НК (нефтяной консольный), НГК (нефтяной
консольный горячий), Н (нефтяной), НГ (нефтяной горячий), НД
(нефтяной с двухсторонним вводом сырья), НГД (нефтяной горя¬
чий, с двухсторонним вводом сырья). Сводный график полей Q — H
насосов нормального ряда приведен на рис. 5.21. Насосы, поля ко¬
торых заштрихованы, выпускаются и в настоящее время.Кроме насосов, выпускаемых по ТУ 26-02-766—77 и Н521—57,
на НПЗ применяются ненормализованные центробежные нефтяные
насосы типов НДв, НДс, НС (секционный), НВ (вертикальный), НА
(артезианскйй), НМП (магистральный). Основные параметры этих
насосов приводятся в табл. 5.28.На НПЗ находят применение также центробежные насосы для
химических производств. ГОСТ 10168—75 предусмотрено 10 типов
насосов: горизонтальные, консольные, на отдельной стойке (X, АХ,
ТХ); горизонтальные межопорные с рабочими колесами односторон¬
него (ХБ) и двухстороннего (ХД) входа; погружные, вертикальные,
с опорами вне перекачиваемой жидкости (ХИ, АХИ, ТХИ); погруж¬
ные, . вертикальные с опорами в перекачиваемой жидкости (ХП,
АХП). Насосы изготавливаются в различных конструктивных испол¬
нениях (М — моноблочные, Р — с повышенным давлением на входе,
О—обогреваемые, В—с вертикальной осью рабочего колеса, С —
самовсасывающие). Кроме того, насосы отличаются по материалу
деталей проточной части (углеродистая сталь, чугун, бронза, нержа¬
веющие стали, фарфор, керамика, графит и др.) и по виду уплотне¬
ния валя (сальниковое, манжетное, торцевое и др.). Насосами по
ГОСТ 10168—75 допускается перекачивание химически активных и
нейтральных жидкостей плотностью не более 1850 кг/м3, имеющих
твердые включения размером до 5 мм при условии, что объемная
концентрация этих включений не превышает 15%, Поле Q — H цен¬
тробежных насосов для. химических производств приведено на
рис. 5.22.Весьма эффективны с точки зрения безопасной эксплуатации по*
жаро- и взрывоопасных производств бессальниковые герметичные
центробежные электронасосы ХГ, которые представляют собой агре¬
гаты, состоящие из собственно насоса и специального встроенного
асинхронного электродвигателя. Отсутствие сальника обеспечивает
полную герметичность агрегата. Поле Q — Н герметичных электро¬
насосов по ГОСТ 20791—75 приводится на рис. 5.23.Вихревые насосы используются для перекачки маловязких жид¬
костей; их напор в 2—5 раз больше, чем у центробежных, при том
же диаметре колеса и частоте вращения, однако к. п. д. этих насо¬
сов составляет не более 4.0%. Техническая характеристика вихревых
насосов ВК, которые допускается применять для перекачивания
жидкостей с температурой до 85 °С и вязкостью до 35 сСт, приво¬
дится в табл. 5.29,
XBH~55-J20*J *7
n*JSO'2300 /K8H-55-W
N,. /rf-Jm-2400—> 6НГ-Ю*£^ J
rfx>6H-t0xS 72jgfs
П-Р55/7 7pК4*Г-5**Л
\4H-5»8.f / J';SMfjitr:Лряад-лм.\\\л«?^
*зиг-$*# v'
ДО-ДОЛВИГЮ*4'$N-10*4
n~2950 '*8НГД S*J
'8HA-9*SjШ-5*4,\4H-5*4.П'2950у&9Ш*$*9№ ОД-f кJ
>>_n-/475ДОМЭЙКjx миг-до,*r>*29S0Aег%17\ЭД4-5*Л'п«Я®Й?\\/ 5ЖЭ-5х1
$?5#ГК-5х1УШ*/Г
п-2ДО A'f8НГК'9*} 73%
6HK-9*1
-w»«23S0 .4HKfr£*t
4НГК-5Хt
4HK-$*1
n-28505m-fix/*»/ WK-9*} 74%%у 5HK-3*} 1** n-2SS0 Гj вт-юпт,
Ух>8йХ~Ю*1 1
ЛГп-Я75380 400 500 7ДО 7000 1500 28802501)3о40- 50 380150 250
а,м?/чРас. 6.21, Сводный график полей Q — H центробежных вефтваых насосов нормального ряда iio Н521—57.
Поля серийно иыаускаемых насосов заштрихованы.
И, м ст.жйдкости
Рис. 5.23. Сводный график полей Q — Я герметичных электронасосов.
Поля серийно выпускаемых насосов заштрихованы.
Таблица 5.29Характеристика вихревых насосовМаркаПодача,ма/чНапор,
м ст.
жидкостиМощностьнасоса,кВтК. п. д.,%Допускаемая
вакууммет-
рическая
высота
всасывания,
м ст.
жидкостиВК 1/163,6160,6256Вк 2/267,2261,7305В К 4/2414,4242,5374ВК 10/45364513,8323Среди объемных насосов наиболее широко до недавнего про¬
шлого использовались на НПЗ насосы поршневого типа. Однако в
настоящее время они повсеместно заменяются центробежными насо¬
сами и используются только при перекачивании относительно неболь¬
ших количеств продуктов (насосы типа Р и HP). Характеристика
регулируемых насосов Р и HP приводится в табл. 5.30.Таблица 5.30Характеристика регулируемых насосов Р и HPМаркаПодача,ма/чДавление
на вы¬
ходе,
кгс/см2Мощностьнасоса,кВтДопуска¬
емый
кавита¬
ционный
запас,
м ст.
жидкостиМатериалпроточнойчастиР 25/2510-252530-326Сталь,чугунРГ 10/644—106330'6СтальHP 0,63/63С0-0,636336,5»HP 1,6/2500—1,62536,5»HP 25/40С1 а0-2,5405,55»HP 4/25С1а0-4255,55»HP 0,63/63Н10—0,636337,5»HP 1,6/2БН10—1.61637,5»HP 2.5/40Н10—2,5255,56,5»HP 4/25Н10-440 '5,56,5Роторные (винтовые и шестеренные) насосы применяются для
высоковязких продуктов.КОМПРЕССОРЫ [10, 22, 23, 36, 37, 47—49, 64—67, 69]Компрессорные машины (компрессоры) предназначаются для
перемещения и сжатия газов. По принципу действия они подразде-280
Рис, S.24. Области предвочтитель- Р,МПО
ного применения компрессоров раз¬
личных типов:/ — поршневых односторонних; 2—оп-
позиткых; .9—вертикальных;4—угловых; 5 —мембранных; S-вин¬
товых; 7—ротационных пластинча¬
тых; 8 — жидкостно-кольцевых;9—центробежных; 10—осевых.3\2чч5V\/9\3\2461I7в-10-т 1.1О, мУмин.ляются на машины объемного и динамического сжатия. Классифика¬
ция компрессоров приводится ниже;Объемные компрессорыпоршневыегоризон¬тальныео!- &О ко яя я* 2о о.2я*0КЗ*КнCL<усоо.ороторныес обкаты¬
ваемыми
профилямиО)3сооняясолос ^
ей.С_| XДинамическиекомпрессоры(турбокомп¬рессоры)ажМа>VOОО.Яя3со<иоо<УЯялчляон(Я;Яе*Области предпочтительного применения различных типов ком*
прессоров в зависимости от производительности и давления в нагне¬
тательной линии показаны на рис. 5.24.На НПЗ компрессоры используются для сжатия технологических
газов на установках каталитического риформинга, гидроочистки,
газофракционирования, изомеризации, каталитического крекинга
и др., в холодильных системах установок алкилирования, разделения
ксилолов, депарафинизации масел, обезмасливания гача и др. В об¬
щезаводском хозяйстве компрессоры служат для сжатия воздуха,
инертного и факельного газов. Наиболее часто применяются на НПЗ
поршневые компрессоры (оппозитные, угловые, вертикальные)- и
центробежные машины.В табл. 5.31—5.33 приведены параметры серийно выпускаемых:
компрессоров, предназначенных для сжатия углеводородных и во«-
дородсодержащих газов, воздуха, азота, хладагентов (аммиака, эта¬
на, пропана). Основными изготовителями поршневых машин явля¬
ются Сумское машиностроительное производственное объединение*281
Таблица 5.31Характеристика компрессоров для сжатия азота, углеводородных я водородсодержащих газовП § ЛоРчm к а)Я ° нсо&2 к иЛ У Й « е;сОIS"Ч fitо о
££о яУ 33\о £^ Й
Лв л ji 2 са - яg ^ 8 g-S 3 i S
аз* г; "s
>.p»sa3%%с222п«йE55< ^ ^ k>-О o a ^о о о
о о о
^ 00 оС4}о о
8 о(N сОЮ О О О О О ОО О О О О ог-, о о Ю О СО CSJ—« CN СЧ СО| rf СО 'l' ю о
I гл со со тг юоюО Ю СО Ю Ю С£ 1ЛЮ -н < сосоI ас?осо1со(NСЧо_ о± оож л
<м ,-i (N ~ о jоО
©T-ч тр <N СО 00 -+СЧ ^ сч ^ о «-•СЧосооо§|>>СССДЯСо (N О lO 00 О
с£) о ^ <М Ю
соСЯДЯЯЯ иtfсо*О*iО СО
О СОо ив.« аО S £S3Л *“* Qн«=£оИ Wа> а
*5 со
t- СО
U- <ий а•Я3кetосх,о<ооPQЛ соо ■■и оCQ CQ >> Нокс?н•в-0)я»я35 • ®>>« ия S Л
0^0
С НSсмО ЮСО ЮСЧ Ю
Гр соСЧ тг£ %
СО соi sСЧ хГТр ^со ю
СО СО 1 пw . о Srt W$ 3 § s
2 с[ А сCS Ю hюог—1юЧ*о-т^р<осчСЧСЧосч*-нОСПЮсЛоОи*соLOЮЯсо2оТРt"Гр<3ю£UbcfРЭt-~2827ВКГ 50/7
CO COa,^^aa,acucu
^ ^ n ^ ^ *=tсо со сосо со со ooЮОООЮООООО-ТГ-ФОО
СООСООСЧСОЮСОСОСОЮСОООСО
—• СЧ CO CD —'Ю Ю i I i I IN« I I I I IяTh rp LO C4^ CDi»OOiNO!».C10 0iOOOOOOiflOna)0)NSN(0"N
—< CN CM СЧ —' ^ CO CO N - CO N - ’—< ’—• ’—■ ’—' —' ’—‘
COCN N-o —
сч —*’l- OO)
COОСОСОСОЮ.ООО
—« со CM СЧСО о о
—< сч счСО О г-н О) о сч
- 03 СО О о (N
со со сч сч»о ’са о»:^ О О §. (С—« С-ч С-< £»«ССС^СЕСССССПССССССССССKtООно«=(осоО)н ^
осо О< ня н03 оЬ сол *jк«5
с л
о лО,U.» иЛ* 5сосч <00 ^ (o' *о, ;
сч сч* сС '£ 2 !ю <• *о < >со ^ ■осчйсо00оюо0000юсооь-сосоЬ-оо4оСОсосо*союсосчсчСссспсс сUUиUUи,UUсчсчсчCNЮюшюоооооооосоСОсососоюсососо7со^ ^ ,'л’I ьсчСО ,1 СП- , О Ю 'oo - ^сг£§-:^ ^ — еч iM сч2SXSIS
„ ьс Ы « X ыС u U U U U
t-. о о о о оСО т-м г-. ,-ни soo I w§ .c%SS2 £0 <и , - л* иЙЯЙВ^.«а 3 g л =r о,о схЕ йон
о о 5rt н О
в> с Ч 5 иЯ . <и<й Оа 113 8 д
§eg£a5?«ISS§
Al*8g|
сае“ё«* fi s$*?е(я S3283
Таблица 5,32Характеристика компрессоров для сжатия воздуха
на НПЗМаркаТипПроизво¬дитель¬ностьприусловияхвсасыва¬ния,м!/мииАбсолютноедавление,кгс/см!Мощностьэлектро¬Завод из¬компрес¬
сора *на¬чаль¬ноеконеч¬ноедвига¬теля,кВтготови¬
тель **K90S-61-1цм9151,08,56300нзлК500-61-1цм6251.09,03150хэК345-92-1цм3701,014,03200нзлК250-61-2цм2501,09,01600хэК100-63-1цм1001,09,0630хэ4ВМ10-100/8по1001,09,0630ПКМ2В Ml 0-50/8по501,09,0316пкм7ВКМ 50/8ВК501.04-9400ккз4М10-40/70по431,071,0630пкмUK-135/8цм1351,08,81000ккз305ВП30/8ПУ301,08,0159 3*«Борец»6ВКМ 25/8вк25,61,08,0200ККЗ305ВП 20/18ПУ201,018,0169 3*«Борец»305В П 20/35ПУ201,035,0192 3»»305В П 16/70,ПУ161,070,0192 8*»ПВ10вк10,41,08,072 **202В П 10/8ПУ101,08,057 s*302В П 6/18ПУ61,018,053 3*»302В П 6/35ПУ61,035,064 s*»302В П 5/70ПУ51,070,064 s**, **, '* См. сноски к табл. 5.31*284
Таблица 5.33Характеристика холодильных компрессоровМаркаПере¬качива¬емыйгазТип
ком
прес
сора *Холодо-произво-дитель-ность,ккал/чТенитуОна¬чаль¬наяlepa-?z'ко¬неч¬наяМощ¬ностьэлектро¬двига¬теля,кВтЗавод-
изго-
това-
тель **А0-1200ПАммиакПО1 150 000-15+30630пкмА0-600П»ПО575 000-15+30320пкмДА0550П»ПО550 000-40+35530пкмДАОН-ЗбОП»по350 000-50+35500пкмДАОН-275Ппо275 000—40+35320пкмДАОН-175Ппо175 000-50+35320пкмАТК-545-5000ЦК.5 500 000-17+384 000.ккзАТКА-445-6000ЦКб 800 000-8+383 150ккзАТКА-445-8000ЦК8 950 0000+383 150ккзАУУ 400/1по400 000-15+30160зкАУУ 400/2по780 0000+35200зкАУУ 400/3п300 000-15+30132зкАУУ 400/4п580 0000+35160зкА 110-1п280 000+5+3575зкА 110-2»п120 000-15+3055зкА 110-3п80 000-15+3040зкА 110-1Рп280 000+5+3575зкА 220-1- »п570 000+5+3555зкА 220-2п230 000-15+30132зкА 220-1Рп570 000+5+35100зкА 220-2Рп230 000-15+30132зкАК 110-2»п120 000-15+3055зкАК 220-2п230 000-15+30100зкЭО-ЗООПЭтанпо275 000-75-30320пкмАТКП-435-1600ПропанЦК1 470 000-38+401 600ккзАТКП-335-2000ЦК1 900 000-25+401 600ккзАТКП-235-4000ЦК3 500 000-5+401600ккз*, ** См. сноски к табл. 5,31.285
Таблица 5.34Характеристика емкостных аппаратов (по ОСТ 26-02-1496—76)hКСО N ФО) СЧ ОСЪСО Ю «-^OiiOOOт-1 r-T *—Г с<Г —"со ^ ю со" tCI I I I I I I I I t I I I IО 0_ СЧ CD to 00_ <DCO ь« Ю ооо ~ т-Г т-Z v-Г ^ СЧ СЧ СЧ со СО «фСО Г«* О*4 со ю ГчГ Сч"
0) ^ СЧ соI II I I Icoiflao^^СО К 00 сч -ф". ЙЙ
й о
ь я м 2 gО «" У Г1 *S1 g g sa a S£ «>*•
8 в я*!5И (П-ХОчУЧ д {-о А М>5 в£ооооооооо
ооооооооо
юю»моо оою-^юо о о о
о о о о
сч сч ю счо о о о о
о о о о о
сч о о о о^ сч — со СЧ СО со ^ VO 0 00 2 2 2а*«оюСЧоСЧ to О2 СЧ С.>52 -2®о ~ о
о"~ о ^00со2s;j
® ®'~ £
CDо *
<сгСО 0)л*'2£„н00CDОжСОл СОл сол t> ^СО_ СП fcs^ \С
_н~ _Г _Г ,-Г »—Г сч" со" со" V idI I I I I I I I I i IСО <?1 с> 05, сч 'Ф ID 00^ rf0 0 0*0 *-Г .-Г ^ их-Г сч" сч"СО СО t-*
lD со" t^T|Л-« 0>СО' -^‘т/5е ” О —£ я 2 g ч0 ж о Н Й1 ч » а *Я я и* 2м а я ^<и Щ*И
о Sis5 83 *И OJо е о
а « ж>i Пооооооооо о
ооооооооооУЗЮСЧСОООЮтГ ююООО
ООО
сч ю сч* СО СЧ СО ’’Ф Ю '«'ЮКI II 1 I i IIDСЧа>со0)ОмКСЧооосо Н1—1НЮсч о
к со" ^
Оо НСО <и
‘ *** U-** Millи5 0й
сч' СОю^со.- ся юTfioco" tCoo"I I I I I I ICP СЧ h- Tp,-Г сч" сч" сч соСЧ ID *-н О.Ю ID~"со"сС©"со"~— ^ — сч сч со ь-I I I II I 1£СО ID 00 0_ 00 О
ю* со" оо" о" со"я et о .
я х « я
н ж о н S
ччй“зч§£5Я CL«и <и»ч19 ssi's3g«cd S'2S’ <u Я PJ £ *Jj»s§Sо о о о о о
о о о о о оО О ООО о оО | О CD | О О | 1 л ^\2 qОО TflOcO C4VD J1DC4000со^г ' со^ю 1 1^ со ас о о со1111юIDсчсчо<иосчй)сч1 <*>соооно*нр00§isсоIDсчо<и*■ ок. <D Xон2*н00СО§2 g
• 2" О.н00со"оооооооооооооооооооо
оооооооооооооооооооо
оооосчсчсчсчсосо«ооооо^"фг^^оо
г—( у—* « г—» г—I 1—< *—> сч сч сч сч сч сч сч сч со соSв)»».
(Я S
юо04c0>0iv0^0 с> со С> О ID и^о_о_о о^о^о^о^о о^
р-Г сч" сч" ^ Ю со со о*- сч" сч CD о" id" id" сч" о" о" о" о"— -*«4C4C4CO^IDOOO286200,0 > 3 4001 8 I 21000
Рис. 5.25. Различные типы емкостей по ОСТ 26-62-1496—76:/ — люк; 2—штуцеры.им. Фрунзе, объединение «Пензкомпрессормаш», завод «Борец» (Мо¬
сква). Центробежные компрессоры выпускаются объединением «Нев¬
ский завод» им. Ленина, Казанским компрессорным заводом, Ха¬
баровским заводом «Энергомаш» и др. Для заказа компрессора
необходимо предварительно согласовать с заводом-изготовителем
опросный лист, составленный по установленной форме (приводится
в заводских каталогах).ЕМКОСТИ [50-52, 54, 68]Для хранения воздуха, газов и жидкостей на технологических
установках НПЗ используются емкостные аппараты. В настоящее
время машиностроительной промышленностью емкости выпускаются
по ОСТ 26-02-1496—76. ОСТом установлены три типа сосудов и ап¬
паратов (рис. 5.25): 1) горизонтальные для жидкости (объемами от4 до 200 м8); 2) вертикальные для воздуха и газов (объемами от
1 до 2-5 м3); 3) вертикальные для жидких сред (объемами от 1 до
100 м3). Основные параметры емкостных аппаратов приводятся в
табл. 5.34.РЕЗЕРВУАРЫ [50-52, 54, 68, 72]На товарных и сырьевых базах, в промежуточных парках и пар¬
ках смешения для хранения нефти и нефтепродуктов применяются
наземные, полуподземные и подземные резервуары. По конструкции
различают: 1) вертикальные и горизонтальные стальные цилиндриче¬
ские резервуары — с коническими днищами, с плоскими и сфериче¬
скими крышами, с плавающими крышами и понтонами; 2) железобе¬
тонные резервуары.В табл. 5.35 приводятся рекомендации по выбору типа емкости
для хранения нефти и нефтепродуктов, в табл. 5.36—5.40—характе¬
ристики стальных вертикальных резервуаров со щитовой кровлей,
понтоном и плавающей крышей, железобетонных резервуаров, емко¬
стей для хранения сжиженных газов и легких фракций бензина.Для хранения неагрессивных реагентов плотностью до 1,0 т/м9
могут использоваться резервуары, предназначенные для нефти и
нефтепродуктов. Для агрессивных продуктов плотностью до 1,25 т/м’
предназначены стальные вертикальные резервуары объемом 50—
3200 м* (табл. 5.41), а для неагрессивных реагентов плотностью
1—1,8 т/м3 — вертикальные резервуары объемом 50--800 м8
(табл. 5.42).
Таблица 5.35Рекомендации по выбору типа емкости для хранения
нефти и нефтепродуктовПродуктыТип емкостиНефтьСжиженные газыБензины и бензиновые
фракции
Керосиновые и дизельные
фракции
МазутГудроны, смазочные масла
Ароматические углеводо¬
родыВертикальные стальные резервуары
(РВС) с плавающей крышей или
понтономГ оризонтальные цилиндрические
емкости по ОСТ 26-02-1519—76
или шаровые по индивидуальным
проектамРВС с плавающей крышей или
понтоном
РВС со щитовой крышейРВС со щитовой крышей; железо¬
бетонные резервуары
РВС со щитовой крышей
РВС с понтоном (для бензола и то¬
луола), РВС со щитовой крышей
(для ксилолов)Таблица 5.36Характеристика типовых стальных вертикальных
резервуаров объемом 100—30 ООО м3 со щитовой крышей
и понтономНоми¬нальныйобъем,' м3Полезный
объем *, маДиа¬метр,ммВысотакорпуса,ммМассарезер*зуара,тРасход
стали
на 1 м®
объема,кг/м!Номертиповогопроекта100104 (92)4 7305 9204,947,7704-1-49200204(182)6 6305 9206,336,1704-1-50300332 (305)7 5807 37511,233,8704-1-51400421 (386)8 5307 37512,730,3704-1-52700757 (757)10 430884518.424.3704-1-5310001 056 (984)12 3308 84525,023,8704-1-662 0002 135 (2 010)15 180II 82542,920,1704-1-553 0003 340 (3 150)18 980И 82563,118,8704-1-565 0004 832 (4 380)22 79011 84590,218,6704-1-6710 00010950(10 750)34 20011920159,115,8704-1-6815 00015 800(15 330)40 920И 860217,714,5704-1-6920 00021 500 (20 900)46 66011860275,014,1704-1-7030 00028 100 (27 200)45 60017 920467,816,6704-1-71* В скобках приведены величины, характеризующие резервуары с понтонами.288
Таблица 5.37Характеристика стальных вертикальных цилиндрических
резервуаров с плавающей крышейНоми'нальныйобъем,м3Полез¬ныйобъем,м5Диа¬метр,ммВысотакорпуса,ммМассарезер¬вуара,Т 'Расход
стали
ка 1 м’
объема,
кг/м"Номер проекта
ЦНИПИ
Проектсталь-
конструкции10 0001006034 200И 940139,919,8783 019 км15 00014 90039 90011 940265,117,6782 613 км20 00018 94047 40011 940362,219,1282 631 км30 00027 31056 900И 940509,918,6782 612 км40 00041 91056 90017 900630,017,3582 645 км50 000 .48 90060 70017 550716,414,3283 039 кмТаблица 5.38Характеристика железобетонных заглубленных
резервуаров для хранения мазутаВидОбъем,м*Ши¬рина,ммДлина,ммДиа¬метр,ммВысота.ммНомертиповогопроектаПрямоуголь¬1006 0006 000Г—4 0207-02-311ные2506 00012 000—4 0207-02-31250012 00012 000—4 1907-02-3131 00012 00018 000—5 4407-02-3142 00018 00024 000—5 7157-02-315Цилиндриче¬5 000— 30 0008 420704-1-76ские10 000——42 0008 420704-1-7720 000_—54 0009 380704-1-6430 000——66 0008 380704-1-65289
Таблица 5.39Характеристика горизонтальных емкостей для хранения
сжиженных газов и легких фракций бензина
(по ОСТ 26-02-1519—76)ХранимыйпродуктНоми¬наль¬ныйобъем,м3Полез¬ныйобъем,м3Внут¬реннийдиа¬метр,ммОбщаядлина,ммРасчет¬ноедавление,МПаПропан2520,82 0008 3321,765041,52 40011 3561,7610082,63 00014 6841,76160133,03 400185121,76200.166,03 40022 9121,76Бутан, легкие5041,52 40011 3240,72фракции бен¬10082,63 00014 6440,72зина160133,03 40018 4480,72200166,03 40022 8480,72Таблица 5.40Характеристика шаровых резервуаров для хранения
сжиженных газовХранимыйпродуктНоми¬наль¬ныйобъем,м3Полез¬ныйобъем,м3Внут¬реннийдиа¬метр,ммРасчет¬ноедавление,кгс/см-Масса,тНомерпроектаЦНИПИПроектсталь-конструкцииШирокая фрак¬
ция сжижен¬
ных газов600_ 51510 5001280,885 325 кмПропилен60051510 5001078,380 740 кмБутан, бути-
лены60051510 50065,283 042 кмИзопентан60051510 500666,280 730 кмИзопентан, пен-
тан, гексаны2 000
2 0001 930193016 000
16 0002.52.5143,8145,080 700 км
83 044 км290
Таблица 5.41Характеристика резервуаров для хранения агрессивных
продуктов с плотностью до 1,25 т/м3Номи¬нальныйобъем,м3Полезныйобъем,м5Диаметр,ммВысотакорпуса,ммМассастальныхконструк¬цийрезер¬вуара,тРасход
стали
на 1 ма
объема,
кг/м3Номертиповогопроекта50524 7302 9804,9996705-4-5580794 7304 4706,06102705-4-561251335 70052108,5564,3705-4-572002066 6305 96011,1053,9705-4-583203357 5807 45015,7947,1705-4-595005108 5308 94022,4944,1705-4-6080077010 4308 94030,7439,9705-4-6112501 24013 3008 94043,3134,9705-4-6220002 15015 1801192066,4230,9705-4-633 200•3 35018 98011 92099,0529,6705-4-64В целях обеспечения безопасной и удобной эксплуатаций резер*
вуары оснащаются дополнительным оборудованием, выбор которого
зависит от типа хранимого продукта и условий хранения. Перечень
оборудования приведен в табл. 5.43.ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ НЕФТИИ НЕФТЕПРОДУКТОВ [51-56, 68]Транспортировка нефти и нефтепродуктов проводится трубопро-
водным, водным (танкеры, баржи), автомобильным (автоцистерны,
грузовые автомобили), железнодорожным (цистерны, бункеры)
транспортом. В табл. 5.44 содержится характеристика железнодо¬
рожных цистерн, применяемых для перевозки нефти, нефтепродуктов
и сжиженных газов. Слив нефти и реагентов, поступающих на НПЗ,
осуществляется, как правило, через нижний сливной патрубок же¬
лезнодорожной цистерны, к которому подводится и герметично с
ним соединяется сливной прибор. Характеристика применяемых слив¬
ных приборов приводится в табл. 5.45.Налив нефтепродуктов осуществляется одиночными цистернами,
группами и маршрутами. Для группового и маршрутного налива
железнодорожных цистерн предназначены специальные наливные
эстакады, оборудованные поворотными устройствами со шлангами,
откидными мостиками и ограничителями налива (ПОУН-1, ПОУН-2,
НО-2М). Разработаны конструкции автоматизированных установок,
предназначенных для герметизированного налива светлых нефтепро¬
дуктов. Описание устройств герметизированного налива АСН-2,
АСН-14 (конструкции ВНИИКАНефтегаза), САН-1, САН-31 и
АП НС-6 (конструкции ВНИИСПТНефти), АПНС-115 (конструкции
ВНИПИНефти и НПО «Нефтехимавтоматика»)—см. [51, 53].291
Таблица 5.42Характеристика резервуаров стальных вертикальных
для хранения неагрессивных продуктов с плотностью
до 1,8 т/м3Номи¬нальныйобъем,м®Полез¬ныйобъем,MJДиаметр,ммВысотакорпуса,ммМассарезер¬вуара,тРасход
стали
на I м5
объема,
кг/м8Номертиповогопроекта50524 7302 98068,73,5705-4-6580794 7304 47054,34,3705-4-661261335 7005 21045,76,1705-4-672002066 6305 96038,47,9705-4-688203357 5807 45034,711,6705-4-695005108 5308 94033,917,3705-4-7080077010 4308 94030,623,6705-4-71Таблица 5.43Оборудование вертикальных цилиндрических резервуаровРезервуары со щитовой
кровлейРезервуары
с понтоном
для
хранения
светлых
нефтепро
дуктов
(типа
бензина)Названиедля
хранения
темных
нефтепро¬
дуктов
и светлых
(типа
дизельного
топлива)дляхранениясветлыхнефтепро¬дуктов(типакеросина)Люк-лаз з первом поясе
стенки Шу = 500 мм)++, +Люк-лаз во втором поясе
стенки (Dy = 500 мм)+++ 'Люк-лаз овальный
(600 X 900)+++Люк монтажный на крыше
фу = 1000 мм)+++Патрубок для установки
■замерного люка
фу от 150 мм)+++Патрубок для установки
указателя уровня
фу = 200 мм)+++292
ПродолжениеРеаернуары со щитовой
кровлейРезервуарыС П0НТ0101*
ДЛЯхраненияСветлыхнефтепро-дуктов(типабензина)Названиедля
хранения
темных
нефтепро¬
дуктов
и светлых
(типа
дизельного
топлива)ДЛЯхранениясветлыхнефтепро*дуктов(типакеросина)Люк световой (Dy = 500 мм)+++Люк замерный (Z)y = 150 мм)+++Кран сифонный+++Патрубок приемный+++Патрубок раздаточный++4-Хлопушка с перепуском+++Хлопушка с электроприво¬
дом++' +Механизм управления
хлопушкой -+++ .Пробоотборник сниженныйПСР-4ПСР-4ПСР-7Патрубок вентиляционный++Огневой предохранитель+—+Патрубок сигнализатора
уровня СУЖ+++Патрубок для зачистки'+++Клапан дыхательный не¬
примерзающий двухмемб¬
ранный с огневым пре¬
дохранителемндкмКлапан предохранительный
гидравлический с огне¬
вым предохранителем~кпгПатрубки монтажные для
НДКМ и кпг +—Люк монтажный на пон¬
тоне (£>у*=!000 мм)——+Подогреватель+*-Подъемная труба с обору¬
дованием для подъемаУстанавливается при необходимости
отбора проб из верхних слоевт
294Таблица 5.44Характеристика железнодорожных цистерн для перевозки нефти, нефтепродуктов
и сжиженных газовДля нефтн и нефтепродуктовДлявязкихнефтепро¬дуктовДля нефти
и бензинаДля сжиженных газовПоказателядвух¬осныечетырех¬осныешести¬осные«гетырех-осгшеБОСЬМИ-осныепропано-выебутано-выеповышен¬нойвместн-м»стыоОбъем котла, м3
полный
полезный25,024,872,771,2101,09961,260136,8134,154.046.060,054,098,383,5Допускаемое давление,
кгс/см2———1,51,520818Внутренний диаметр
котла, мм22002 8003 0002 8003 0002 6002810зеооДлина котла, мм674010 30014 Й0410 80019 89010 65010 65014500Масса тары, т11,023,13624,048,039,0■35,643,0
d,Mitт
500m
вдН200-100 -
so -
50
70
50
50 ■
40 -3020-10Км3/ч60000
40 ООО20 ООО -WOOD
6000
4 0002 000
1000
600
4002006040§■fo's410,8
0,40,7 —0,1
0,06
0,04-50000
-J0 ООО-8000
■5000
~3000-800■500■300so0,80,5430,080,050,03vrм/с30-■ №
■ 80■ 70
' SO
' 50■ 40
JO— 201087543ftS-E=- 2E- 1§: °'7
— 0,5
■ 0,4
0,3E0,20,JРис. 5.26. Номограмма для определения диаметра трубопровода.
Таблица 5.45Характеристика сливных приборовПоказателиУСН-150УСН-175УСН Пп-175(СЛ-9-1М)(АСН-7Б)(А.СН-8Б' *Диаметр условного про¬150180180хода труб, ммДопускаемое отклонение±2±2±2сливного патрубка ци¬стерны вдоль оси желез¬ной дороги, мМаксимальный вылет хо¬2,83,03,0бота от оси опорногошарнира до оси сливнойголовки, мУсилие вертикального20-4050-10050-100и горизонтального пере¬мещения, кгсМасса, кг105165183иго-“ Др^дусмотрена возможность подогрева сливаемого продукта паромТРУБОПРОВОДЫ [10, 22, 23, 57-59]Транспортирование жидких и газообразных продуктов на тер:
ритории нефтеперерабатывающих заводов проводится по трубопро¬
водам. сооружаемым, как правило, из углеродистой и легированной
стали. Для перекачивания особо агрессивных веществ иногда ис¬
пользуются трубы из неметаллических материалов (пластмасс, фар¬
фора, стекла и т. п.).Диаметр трубопровода d в м определяется по уравнению
d = уУ/О,' v г>, где V — объемный расход жидкости или газа, ма/с;
w — средйяя скорость потока, м/с. С помощью номограммы
(рис. 5.26) можно найти требуемый диаметр трубы по заданному
расходу и принятой скорости. Рекомендуемые оптимальные скорости
в трубопроводах на НПЗ приведены ниже:Жидкостида, м/с-Движение самотеком
Перекачивание насосом *жидкостей вязкостью 1 —5 11 ВУ
6-10 ° ВУ
10-60° ВУ> 60 ° ВУсжиженных газовжидкостей При температуре кипения
В трубопроводе подачи жидкости в кипятильник0,3-0,7До 1,3/до 2,0
1,2/1,5
1,0/1,1
0,8/1,0
До 1,2/до 3,0
До 0,9/—
0,6-1,0* В знаменателе—в нагнетательном трубопроводе, в числителе — во всаскбающем.296
Газы и парыВ трубопроводе паров из ректификационных кб-
лоннатмосферных До 15вакуумных До 10В трубопроводе паров из кипятильника в колонну 10—15
Перекачивание компрессором *центробежным До 15/18—20поршневым До 10/до 13В трубопроводе воздуха низкого (1—2 кгс/см2) 10—20
давленияВ трубопроводе воздуха высокого (> 2,0 кгс/см2) 20—50
давленияВ трубопроводе топливного газа 20—30» » водяного пара под давлением 20—40» » перегретых паров аммиака 5—10* В зиаменателе~в нагнетательном трубопроводе, в числителе—во всасы¬
вающем.Потеря давления при движении жидкости или газа в трубопро¬
водах ДР, кгс/м2, определяется по уравнению:АР — Д Р тр + ДР м_ сгде ДРтр — потеря давления на преодоление сопротивления сил тре¬
ния, кгс/м2; ДР„. с — потеря давления на преодоление местныхРис. 5.27. Зависимость коэффициента трения от режима движения жидкости./■—ламинарный режим, 2—турбулентный режим, трубы шероховатые (сталь¬
ные и чугунные); 8— турбулентный режим, трубы гладкие (медные, свинцовые
и др.).10 За к. 456297
Таблица 5.46Значения коэффициента Местного сопротивленийВход в трубууВход с острыми краями: 8 = 0,5
Вход с закругленными краями: е *= 0,2Выход из трубыВнезапное рас¬
ширение трубыI/, — площадь
меньшего попе¬
речного сечения,
м2;fi — площадь
большего попе¬
речного сечения,
м2;W! — скорость
потока в мень¬
шем поперечном
сечении, м/с,, Widе при f,/fjV0,10,20,30,40,50,6<1001,701,401,201.100,900,8010002,001,601,30! .050,900,6030001,000,700,600,400,300,20>35000,810,640,600,360,250,16Внезапное суже¬
ние трубыVе при f,/h0,10,20,30,40,50,6<1001,301,201,101,000,900,801 0000,640,500,440,350,300,2410 0000,500,400,350,300,250,20>10 0000,450,400,350,300,250,20298
ПродолжениеКоленоШерохова¬е приад\ тость
стенок труб5101530456090а — угол наклонаГладкиестенкиШероховатые0,020,030,030,040,040,060,130Д70,240,320,470,581,131,26Отвод (закругле¬
ние труб)а.[О,,5»+0,16(4.)“]-iПри а = 90° для разных значений d/R:d/R 0,25 0,4 0,6 0,8 1,08 ........ . 0,13 0,14 0,16 0,20 0,29Вентиль нормаль¬
ный (при пол¬
ном открытии)Кран пробочныйЗадвижкаD, мм2080 100 150 200 250 350
4,0 4,1 4,4 4,7 5,1 5,5Условный проход, мм 15—100
г 0,5150-200 300
0,25 0,15сопротивлений, кгс/м2.ЛР , 1 L Р®2 ■ др =е£^1
“ "тр л й- 2g , Д/м. с ° 2g,где X—коэффициент трения; L — длина прямого трубопровода по¬
стоянного сечения, м; d3 — эквивалентный диаметр трубы, м (для
труб круглого сечения d3 = d); р — плотность потока, кг/м3; w — по¬
стоянная скорость потока, м/с; g — ускорение силы тяжести
(9,8 м/с2). Коэффициент трения к зависит от гидродинамического
режима потока, характеризуемого критерием Рейнольдса (Re =
= wd/v, где v — кинематический коэффициент вязкости, м2/с). Найти
значение коэффициента Я можно по рис. 5.27, е — коэффициент мест¬
ного сопротивления. В табл. 5.46 приведены значения некоторых
коэффициентов местных сопротивлений. Более полные сведения
о коэффициентах местных сопротивлений содержатся в справочниках
[57, 58]. •ЛИТЕРАТУРА1. Скобло А. И., Трегубова И. А., Егоров Н. Н. Процессы я аппараты нефте¬
перерабатывающей и нефтехимической промышленности. М., Гостоптехиэдат.
1962. 652 с,2. Адельсон С. В. Процесса и аппараты нефтепереработки и нефтехимии.
М., Гостоптехиэдат, 1962. 312 с.10*299
3. Богомольный А. М., Павлова Т. Е. Тепловой и гидравлический расчет труб¬
чатых и нагревательных печей. М., ЦНИИТЭНефтехим, 1968. 62 с.4. Казанцев Е. И. Промышленные печи. М., Металлургия, 1975. 367 с.5. Исламов М. Ш, Печи химической промышленности. Л., Химия, 1975. 432 с.6. Ентус Я. Р. Трубчатые печи. М., Химия, 1977. 224 с,7. Трубчатые печи. Каталог. М., ЦИНТИХимнефтемаш, 1977. 32 с.8. Горелки для трубчатых печей. Каталог. М., ЦИНТИХимнефтемаш. 28 с.9. Дьяков В. Г. и др. Легированные стали для нефтехимического оборудова¬
ния. М., Машиностроение, 1971. 183 с.10. Эмирджанов Р. Т. Основы технологических расчетов в нефтепереработке.
М., Химия, 1965. 544 с.11. Новейшие достижения нефтехимии и нефтепереработки. Т. 3. М., Гостоптех-
издат, 1%2. S00 с.12. Трубчатые печи/Под ред. Д. А. Вахшияна, М., Химия, 1969. 312 с.13. Багатуров С. А. Теория и расчет перегонки и ректификации М., Гоетоптех-
издат, 1961. 436 с.14. Стабников В, Я. Ректификационные аппараты. М., Машиностроение, 1965.15. Александров И. А. Ректификационные и абсорбционные аппараты. М.
Химия, 1978. 280 с. .16* Платонов В. М., Берго Б. Г. Разделение многокомпонентных смесей. М.,
Химия, 1965. 368 с.17. Новейшие достижения нефтехимии и нефтепереработки. Т. 1. М., Гостоптех-
издат, 1960. 312 с.18. Рейхсфельд В. О., Еркова Л. Я. Оборудование производств основного орга¬
нического синтеза и синтетических каучуков. М.—Л., Химия, 1974. 438 с.19. Ректификационные и абсорбционные колонны с новыми конструкциями
тарелок. М., ВНИИОЭНГ, 1966. 64 с.20. Эффективные технологические конструкции ректификационных тарелок. М.,
ЦИНТИХимнефтемаш, 1968. 96 с.21. Рамм В. М. Абсорбция газов. М., Химия, 1976. 655 с.22. Павлов К. Ф.> Романков Я. Г., Носков А. А. Примеры и задачи по курсу
процессов и аппаратов химической промышленности. Л., Химия, 1976. 624 с.23. К.асаткин А. Г. Основные процессы и аппараты химической технологии. М.,
Химия, 1973. 750 с.24. Михеев М. А., Михеева И. М. Основы теплопередачи. М., Энергия, 1977.
343 с.25* Мак-Адамс В, X. Теплопередача. М., Металлургиздат, I96L 686 с.26. Хоблер Г. Теплопередача и теплообменники. Л., Госхимиздат, 1961. 820 с.27* Кутателадзе С. С., Боришанский В. М. Справочник по теплопередаче.
М. — Л., Госзнергоиздат, 1959. 414 с.28. Маньковский О. Я. и др. Теплообменная аппаратура химических произ¬
водств. Инженерные методы расчета. Л., Химия, 1976. 367 с.29* фраас А., Оцисик М. Расчет и конструирование теплообменников. М., Атом-
издат, 1971. 358 с.30* Андреев В. Д. Теплообменные аппараты для вязких жидкостей. Основы
расчета и проектирования. Л., Энергия, 1971. 151 с.31* Перри Д. Справочник инженера-химика. Т. I. Л., Химия, 1969. 640 с.32* Шмеркович В. М. Применение аппаратов воздушного охлаждения при про¬
ектировании нефтезаводов. М., ЦНИИТЭНефтехим, 1971. 110 с.33. Аппараты воздушного охлаждения для технологических, установок, в хими¬
ческой, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности. М.,
НИИТЭИ, 1968. 35 с.34. Теплотехнический справочник. Т. 2. М., Энергия, 1976. 896 с.35. Пластинчатые теплообменники. Каталог. М., ЦИНТИХимнефтемаш, 1974.
61 с.36. Черкасский В. М., Романова 2\ М., Кауль Р. А. Насосы, компрессоры, вен-
' тиляторы. М., Энергия, 1968. 304 с.37# Винтовые компрессорные машины. Справочник. Л., Машиностроение, 1977.
256 с.38* Лопастные и роторные насосы. Каталог М., ЦИНТИХимнефтемаш, 1977. 76 с.39. Дозировочные насосы и агрегаты. Каталог. М., ЦИНТИХимнефтемаш, 1975.
36 с.4$. Нефтяные центробежные насосы. Каталог. М., ЦИНТИХимнефтемаш, 1973.
35 с.41. Поршневые нефтяные регулируемые и дозировочные насосы. Каталог. М.,
ЦИНТИХимнефтемаш, 1972. 28 с.42. Торцовые уплотнения для насосов. Каталог. М., ЦИНТИХимнефтемаш, 1972.
24 с.43. Центробежные насосы типа АХ—(А, К, Е, И). Каталог. М., ЦИНТИХимнеф¬
темаш, 1976. 16 с.44. Центробежные нефтяные магистральные и подпорные насосы. Каталог. М.,
ЦИНТИХимнефтемаш, 1973. 20 с.300
45- Центробежные насосы типа X. Каталог. М., ЦИНТИХимнефтемаш, 1974. 37 с.46* Бакланов Н. А. Насосы в химической промышленности. Л.» Химия, 1977. 71 с.47- Компрессорные машины. Каталог. М., ЦИНТИХимнефтемаш. Ч. 1, 1974. 41 с.;
ч. 2, 1974. 65 с.; ч. 3, 1973. 36 с.48. Центробежные компрессорные машины. Каталог-справочник. М., 1977. 57 с.49. Насосы и компрессоры. М., Недра, 1974. 294 с.50. Олепев Я. М. Хранение нефти и нефтепродуктов. М., Недра, 1964. 428 с.51* Рудин М. Г., Арсеньев Г. А., Васильев А. В. Общезаводское хозяйство
нефтеперерабатывающего завода- Л., Химия, 1978. 312 с.52. Бережковский М. И. Хранение и транспортирование химических продуктов.
М., Химия, 1973. 272 с.53. Губин В, Е. Слив и налив нефтей и нефтепродуктов. М., Недра, 1972. 192 с.54. Едигаров С. Г., Бобровский С. А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз
и газохранилищ. М., Недра, 1972. 180 с.55- Рудин М. Г., Васильев А. В. Опыт проектирования отдельных объектов
общезаводского хозяйства нефтеперерабатывающих заводов. М.,
ЦНИИТЭНефтехим, 1973. 68 с.56- Специальные цистерны и вагоны для перевозки химических и нефтяных
продуктов. М.., ЦНИИТЭНефтехим, 1968. 176 с.57- Идельчик И. Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. М.—Л.,
Госэнергоиздат, 1960. 464 с.58- Альтшуль А. Д. Гидравлические сопротивления. М., Недра, 1970. 216 с.59- Рейз Г. Монтажное проектирование химических производств в США. Пер.
с англ. М.—Л., Стройиздат, 1966. 244 с.60- Методика теплового и гидравлического расчета однофазных теплообменни¬
ков. Р 14—72. Д., Ленгипронефтехим, 1972. 195 с.61- Методика гидравлического расчета барботажных Тарелок с переливами.
Р-8—73. Л., Ленгипронефтехим, 1974. 186 с.62. Тарелки клапанные прямоточные. Методика гидравлического расчета.
РТМ 26-02-16- 72. М., ВНИИНефтемаш, 1972. 86 с.63- Колонные аппараты. Каталог. М., ЦИНТИХимнефтемаш, 1978. 32 с.64- Рахмилевич 3. 3. и др. Компрессорные установки в химической промыш*
ленности. М., Химия, 1977. 279 с.65- Рис В. Ф. Центробежные компрессорные машины. М.— Л., Машиностроение,
1964. 335 с.66- Мисарек Д. Турбокомпрессоры. М., Машиностроение, 1968. 235 с.67* Центробежные компрессорные машины/Под ред. Ф- М. Чистякова. М., Ма¬
шиностроение, 1969. 327 с.68- Шишкин Г. В. Справочник по проектированию нефтебаз. Л., Недра, 1978.
216 с.69- Винтовые компрессорные машины. Каталог. • М., ЦИНТИХимнефтемаш,
1979. 14 с.70* Стандартизированные аппараты воздушного охлаждения общего назначения.
Каталог. М., ЦИНТИХимнефтемаш, 1979. 24 е.71. Аппараты воздушного охлаждения специального назначения. Каталог. М.,
ЦИНТИХимнефтемаш, 1979. 13 с.72. Сосуды для сжиженных углеводородных газов. Каталог. М-, ЦИНТИХнм*
нефгемаш, 1979. 8 Q.
Г л а в а бХАРАКТЕРИСТИКА РЕАГЕНТОВ
И КАТАЛИЗАТОРОВНиже приводится характеристика основных химических продук¬
тов, применяемых при переработке нефти. Глава содержит раздел
о реагентах, в котором описываются применение и основные свой¬
ства химических веществ, используемых для очистки нефтепродук¬
тов от нежелательных компонентов и дается характеристика избира¬
тельных растворителей и лабораторных реагентов, и раздел о ката¬
лизаторах и адсорбентах.РЕАГЕНТЫАлюминия соединенияАммиакАцетонБария соединения
БензолДеэмульгаторыДихлорметанДихлорэтанДиэтиленгликольКалия соединенияКальция »КарбамидК резолыМетилэтилкетонМоноэтаноламинНатрия гидроокисьНатрия карбонат
» плюмбит
» фенолят
Нитробензол
Полигликоли
ПропанСерная кислота
Серы двуокись
Спирт метиловый
СульфоланУглерод четыреххлори-
стын
ФенолФосфора соединения
Фурфурол
Этан, этилен
ЭтаноламиныАлюминия соединения. Хлористый алюминий А1С1з применяется
в качестве катализатора процессов алкилирования и изомеризации
(см. также раздел «Катализаторы и адсорбенты»). Нафтеиаты алю-302
миния являются моющими присадками, a cTeapatu алюминйя слу¬
жат для приготовления алюминиевых смазок.Аммиак КНз- Применяется в качестве ингибитора коррозии на
установках первичной перегонки, десорбирующего вещества при по¬
лучении жидких парафинов методом адсорбционного извлечения, а
также как хладагент на установках алкилирования, газофракциони*
рования, депарафинизации масел, обезмасливания гача. Аммиак ис¬
пользуется как в чистом виде, так и в форме 25%-ного раствора
(аммиачной воды). Жидкий аммиак вырабатывается по ГОСТ
6221—75. Аммиак марки А предназначен для промышленных нужд,
марки Б — для переработки на удобрения и применения в сельском
хозяйстве. Он должен соответствовать нормам, указанным ниже:Марка А Марка ВВЫСШИЙсортСодержание, °/о (масс.)аммиака > 99,96влаги ^ 0,04
Содержание, мг/лмасла < 2железа < 1Характеристика термодинамических свойств аммиака приводится
в табл. 6.1.I сорт>99,9>99,6<0,1<0,4<8<8<2<2Таблица 6.1Термодинамические свойства аммиакаТемпера¬
тура, °СДавление,кгс/смгЭнтальпияжидкостиЭнтальпия параТеплота паро¬
образованияккал/моль'кДж/мольккал/молькДж/мольккал/кгi:кДж/кг—780,0602,4910,428,4935,55—730,0862,5710,768,5535,80——-630,1762,7511,518,6436,18——-530,3362,9312,278,7236,51339,91423—430,5883,1113,028,7936,80333,51396-331,0123,2913,788,8637,10326,61367-231,6323,4714,538.9237,35319,51338-132,5263,6615,328,9837,60312,01306-33,7693,8516,129,0337,81304,0127376,4464,0416,929,0737,98295,61237177,6524,2917,969,1138,14286,411992710,4854,4218,519,1438,27276,611583714,0634,6219,349,1638,35256,611124718,4904,8220,189,1838,43254,91067303
Аммиачная вода, выпускаемая по ГОСТ 9—77, имеет следующие
показатели качества:Марка А
высший , Марка Бсорт нАммиак, % (масс.) ^25 ^26 ^25Нелетучий остаток, г/л 0,07 < 0,2 Не нормируетсяДвуокись углерода, г/л Не нормируется
Медь, г/л » » ^ 0,01Ацетон СН3СОСН3. В смеси с бензолом и толуолом исполь¬
зуется при депарафинизации масел и обезмасливании гача; приме¬
няется при выделении бензола азеотропной перегонкой, В лаборатор¬
ной практике служит реагентом для определения содержания масла
в парафине. Промышленностью выпускается ацетон технический по
ГОСТ 2768—69 со следующими показателями качества:Сорт А Сорт БПлотность при 20 °С, г/см3 0,790—0,792 0,790—0,793Температура, при которой отгоняются 97% 55,5—56,5
(об.) продукта
Содержание, % (масс.)кетонов (в пересчете на ацетон) 99,5 98,5влаги 0,5 1,5нелетучего остатка 0,002 0,003Устойчивость к окислению КМп04, ч 2 0,5Физико-химические свойства ацетона — см. табл. 6.2—6.5.Бария соединения. Гидроокись бария используется для очистки
отработанных щелочных растворов, нейтрализации кислых масел, по¬
лучения присадок к маслам. Свойства — см. табл. 6.6.Бензол СбН6. Используется в качестве избирательного раствори¬
теля при депарафинизации масел и обезмасливании гачей (в смеси
с толуолом и кетоном или с дихлорэтаном). Свойства приводятся
в гл. 2,Деэмульгаторы. При удалении воды и солей из нефти в про¬
цессе электрообессоливания применяются ионоактивные (диссоции¬
рующие на катионы и анионы) и неионогенные (не образующие в
растворах ионов) деэмульгаторы. Анионоактивный деэмульгатор
НЧК (нейтрализованный черный контакт) более 40 лет применяется
для деэмульгирования нефтей, он производится сульфированием га-
зойлевых фракций и нейтрализацией полученного кислого гудрона.
Товарный НЧК содержит не менее 15% (масс.) сульфонафтеновых
кислот, не более 12% (масс.) сульфатов, не более 5% (масс.) мине¬
рального масла. НЧК повсеместно вытесняется более эффектив¬
ными деэмульгаторами — оксиэтилированными жирными кислотами
(ОЖК), блок-сополимерами окисей этилена и пропилена (проксами-
ном, проксанолом, диссольваном) и др. Свойства неионогенных де¬
эмульгаторов приводятся в табл. 6.7.Дихлорметан, хлористый метилен CH2GI2. Используется для де¬
парафинизации масел и обезмасливания гача (процесс Ди-Me) в
смеси с дихлорэтаном [смесь состоит из 50—70% (масс.) дихлор¬
этана и 30—50% (масс.) хлористого метилена]; применяется в ка¬
честве растворителя при карбамидной депарафинизации дизельного
топлива (процесс Эделеану) и смазочных масел. Хлористый метилен
выпускается по ГОСТ 9968—73 (сорта высший, I и II). Основные304
Таблица вЛФизико-химические свойства избирательных растворителей [1, 12]ПоказателиФурфуролФенолАцетонМетилэтилкетонТри-крезолДихлор¬этанНитро¬бензолСернистыйангидридЧетырех¬хлористыйуглеродМолекулярная масса969458721089912364154Плотность при 20 °С,
г/см31,1591,050
(при
50 “С)0,7910,8031,0231,2571,2071,460
(при
—10 °С)1,595Температура кипения, °С162181568019884210— 1077Температура плавления,
°Г-3941-95—8625-30—355,7—72—23V-Критическая температу¬396419235 427322538157283ра, °СКритическое давление,546248 48541107845кгс/см2
Теплоемкость, при 20 °Сккал/(кг • °С)0,3800,4870,5600,5300,5090,3000,3490,3140,206кДж/(кг • К)1,5912,0392,3452,2192,1311,2564,0981,3140,862Теплота испаренияккал/кг107,5106,5124,5105,998,077,379*95,746,5кДж/кг450,0445,9521,2443,4410,3323,6330,7400,7320,3Теплота плавленияккал/кг—29,023,4—30,821,322,527,7 **3,9кДж/кг—121,497,9—128,989,294,2115,916,3Температура вспышки, °С5979— 16—7811488—90——Температура воспламене¬—430603——448496——ния паров в воздухе, °С* При температуре кипения.
**,При температуре плавления.
Таблица 6.3Давление насыщенных паров избирательных растворителей [1,РастворительДавление, мм рт. ст., при темпера0204060Фурфурол7,418,5Фенол0,10,41,85,9Ацетон66,2184,8421,5868Метилэтилкетон31,374,5188,4390Трнкрезол_2,9Дихлорэтан22,869,7160,0350Четыреххлористый угле¬
род• 3289210429Таблица 6.4Плотность жидких избирательных растворителей, г/смэ [1, 12)РастворительТемпера010203040Фурфурол1,191,171,161,141,12Фенол———Ацетон0,8100,8020,7920,7800,766Метилэтилкетон0,8250,8150,8050,7950,781Трикрезол———1,02Дихлорэтан1,2811,2661,2571,2381,221Четыреххлористыйуглерод1,6321,6131,5941,5751,556Таблица 6.5Кинематическая вязкость избирательных растворителей, сСт [1]РастворительТемпера20304050 ■Фенол3,26Ацетон0,410,370,350,33Метилэтилкетон0,520,480,440,39Т рикрезол__5,333,88Дихлорэтан0,660,600,520,48306
12]туре, °СДавление, кгс/см-, при температуре, °С8010012014016018020022044,588,50,240,500,931,502,54,016,942,60,130,260,510,921,64,3161027806,09,313,920,228,038,179815203,255,28,012,016,825,08,822,80,070,160,320,591,061,6568611602,84,16,38,313,819,684714773,24,87,810,314,520,0тура, °С506070801001502002503001,101,081,061,041,000,900,791,051,041,031,021,000,950,900,850,790,7560,7460,7340,7190,6930,6180,514— 0,7700,7600,7500,7400,7200,6700,600——1,011,000,990,980,960,930,880,810,781,2081,1901,1761,1601,1301,0530,976——1,5361,5171,4911,4711,4341,3201,1890,992тура, °С607080901001201401602,461,941,671,291,100,830,660,520,360,330,310,290,280,260,250,242,802,241,821.431,200,890,700,570,420,390,35—————307
Таблица 6.6Физико-химические свойства некоторых соединений, применяемых при переработке нефти [3JНазааниеФормулаМолеку¬ПлотностьТемпература, 'СРастворимость **, г/100 глярнаямассапри 20 °С,
г/см“плавле¬ниякипенияхолоднойводойгорячейводойБария гидроокисьВа(ОН)21714,5408Разл. *1,65°101.480Калия гидроокиськон562,044400132095,3°178100Калия карбонатК2С031382,428891Разл. *J1 120155'°°Калия фосфат (трехзамещен-
иый)к3ро42122,5641340—98,520178,5еоКальция гидроокисьСа(ОН)2742,24580Разл. *0,148250,077100Кальция окисьСаО563,37258028500,130°0,6680Кальция хлоридСаС121112,51225772160074,520159!0°Натрия карбонатNa2C031032,533852Разл. *РастворимФосфора сульфидp2s52222,03276514Реагирует* Вещество разлагается при нагревании.** Индекс означает температуру, при которой определялась растворимость.
Таблица в.7Характеристика неионогенных деэмульгаторов [2]НазваниеРастворимостьПДК В
водоемах,
мг/лПлотность,кг/м3Вязкость
при 50 “С, сСтТемпературазастывания,„сОксиэтилированныеХорошо растворимы в воде,3,9При 50 °С 1050При 80 °С 5030—42жирные кислотыспирте, ароматических(ОЖК)углеводородахДипроксамин 157Хорошо растворим в спир¬
те, бензоле, плохо — в
воде3,21030167—38Проксамин 385Хорошо растворяется в
спирте, воде и бензоле7,5103820738Проксанол 305То же6,3102827330Диссольван 4411Растворим в воде, спирте0,9При 20 °С 1048При 20 °С 14520
свойства: температура плавления —96,7 °С, температура кипения
41 °С, плотность р|°— 1,335.Дихлорэтан CH2CICH2CI. Используется в смеси с бензолом для
депарафинизации масел (барисол-процесс), применяется в качестве
промотора катализаторов риформинга. Выпускается по ГОСТ
1942—74. Основные показатели качества технического дихлорэтана
приводятся ниже:ВысшийсортСодержание 1,2-дихлорэтана, %
(масс.)Температурные пределы перегонки,
°С, в которых при 760 мм рт. ст.
должно отгоняться не менее 94%
(об.)Содержание влаги, % (масс.)Кислотность и щелочность, %
(масс.), в пересчете на НС1Содержание железа, % (масс.)I сорт
>99,4IIсорт> 99,975
Не нормируется<0,01 < 0,05< 0,0002 < 0,004< 0,0004 < 0,0004Не нормиру¬
ется
81-86<0,12< 0,004Не норми¬
руетсяФизико-химические свойства — см. табл. 6.2—6.5.Диэтиленгликоль — см. Полигликоли и диэтиленгликоль.Калия соединения. Фосфат калия K3PO4 и карбонат калия (по¬
таш) К2СО3 применяются для очистки газа от сероводорода; гидро¬
окись калия КОН иногда используется взамен гидроокиси натрия
при очистке нефтяных дистиллятов. Свойства соединений калия при¬
водятся в табл. 6.6.Кальция соединения. Окись кальция СаО (негашеная известь)
и гидроокись кальция Са(ОН)г (гашеная известь) применяются:
1) взамен гидроокиси натрия для нейтрализации масел кислотной
очистки и удаления из нефтяных фракций сероводорода и органиче¬
ских кислот; 2) в производстве смазок — кальциевых (солидолов) и
кальциево-натриевых.Хлорид кальция CaCU является весьма эффективным осушите¬
лем и применяется для удаления из нефтепродуктов следов влаги.
Основные свойства соединений кальция приводятся в табл. 6.6.Карбамид (мочевина) CO(NH2)2. Применяется для депарафини¬
зации дизельных топлив и смазочных масел, а также при аналити¬
ческом определении содержания парафинов в нефтяных фракциях.
Характеристика карбамида по ГОСТ 2081—75 приводится ниже:Марка А
со Знаком Марка А
качестваСодержание, % (масс.):
азота
биуретасвободного аммиака>46,3<0,6<0,01>46,2<0,9<0,01сульфатов (в пересчете на <0,005 <0,01
SO*')железа (в пересчете на F ег03) <0,0005 <0,001влаги < 0,2 < 0,3Марка Б>46,1
<0,9
Не норми¬
руется
То же<0,25310
Крезолы. Термин «крезолы» служит для обозначения трех изо¬
мерных гидроксиметилбензолов, отвечающих формуле СвШСНзОН
и отличающихся друг от друга положением метальной и гидроксиль¬
ной групп в бензольном кольце («-крезол, о-крезол, ж-крезол). Про¬
мышленностью выпускаются смесь мета- и пара-изомеров (дикре¬
зол—по ГОСТ 11313—75) и смесь трех изомеров (трикрезол — по
ГОСТ 2264—75). Характеристика основных показателей качества
товарных крезолов приводится ниже:ДикрезолТрикрезолмарка А марка Вмарка Амарка БСодержание, % (масс.):^/-крезола>58 >55>33^ 28-32о-крезолаНе нормируется<5Не норми¬руетсяфенола» »<32<32воды< 0,3 < 0,5<0,8<1,0Крезолы применяются при очистке масел парными растворите¬
лями. Физико-химические свойства трикрезола см. в табл. 6.2—6.5.Метилэтилкетон (МЭК) СН3СОС2Н5. Применяется в качестве из¬
бирательного растворителя при депарафинизации масел и обезмас¬
ливании гача. Выпускается по ТУ 38 10243—74. Показатели каче*
ства МЭК приводятся ниже:МЭК высоко» Технический
чистоты МЭКПлотность при 20 °С, г/см3 0,803—0,805 0,803—0,807
Содержание, % (масс.)основного вещества >99,2 >95,0примесей < 0,5 —влаги < 0,3 < 0,9Кислотность, в пересчете на < 0,004 < 0,010
уксусную кислоту, % (масс.)Физико-химические свойства — см. табл. 6.2—6.5.Моноэтаноламин — см. Этаноламины.Натрия гидроокись (едкий натр, каустическая сода) NaOH.
Применяется для удаления сероводорода и низших меркаптанов из
сжиженных газов, бензиновых и керосиновых дистиллятов, для под-
щелачивания нефти, удаления из нефтепродуктов следов серной кис¬
лоты и кислых продуктов'реакции после сернокислотной очистки,
очистки инертного газа от С02, в производстве алкилфенольных
присадок, натриевых и кальциево-натриевых смазок.Промышленностью вырабатывается твердый (в виде кристалли¬
ческой массы или пластин-чешуек) и жидкий едкий натр. Характери¬
стику см. в табл. 6.8. Физико-химические свойства водных растворов
едкого натра приводятся в табл. 6.9.Натрия карбонат (кальцинированная сода) НагСОз. Применяется
взамен гидроокиси натрия в процессах очистки, используется как
ингибитор коррозии на установках первичной переработки нефти.
Промышленностью выпускается сода кальцинированная синтетиче¬
ская, сода кальцинированная техническая, сода кальцинированная
природная гранулированная и в порошке, сода кристаллическая тех¬
ническая. Свойства растворов см. в табл. 6.9.31?
Таблица 6.8Технические требования к едкому натруВеществаТвердый (по ГОСТ 2263 - 71)Технический в виде раствора
(по ГОСТ 2263-7!)Жидкий улучшенный
(по ГОСТ 11078-73)*ТрТХ-1ТХ-2тдРРРХ-1РХ-2РДУРД-1РД-2высшийсорт1 сортИ сортСодержание в продук т е,% (маес.)Едкий натр>98,5>97,0>96,0>94,0>42>45,5>43>50>44>42>46,0>45,0>43,0Карбонат на¬<0,8<1,5<1,9<1,8<0,6<1,1<2,0<1,0<1,2<2,0<0,15<0,2<0,3трия
Хлорид натрия<0,05<0,7<0,9<3,5<0,05<1,0<1,6<2,2<3,8<4,0<0,007<0,01<0,03Окислы железа,<0,02НенормируетсяНе нор¬<0,05Не нормируется———алюминия,миру¬марганца (ветсясумме)
Железо в перес¬<0,005<0,0.1<0,02<0,1<0,0015<0,008<0,2<0,03<0,03<0,04<0,0007<0,0009<0,001чете на Fe203Сульфат натрия<0,03<0,6<0,9<0,9<0,03Не нормируется———Кальций и маг¬<0,01Ненормируется<0,003То же———ний в перес¬чете на СаКремниевая<0,02<0,5<0,5Не нор¬<0,008<0,5Не нормируется<0,008<0,008<0,008кислота•мируетсяРтуть<0,0005Ненормируется<0,0005Не нормируется<0,00007<0,00009<0,0001*В ГОСТ 11078— 78 предусмотрены требования по предельному содержанию сульфатов, алюминия, кальция, бария, магния»
марганца, меди, никеля, свинца, хлорноватокислого натрия, калия.
Таблица 6.9Физико-химические свойства водны* растворов
едкого натра и карбоната натрия [4]Кон¬цен¬тра*ция,% ,
(масс.)Плот¬
ность
при 20 “С,
г/см’Теплоемкость
при 20 °СТемпература,°СВяз
кость.
сСт
при
20 ”СПоверхностное
натяжение
при 20 *Сккал/(кг-°С)кДж/(кг-К)кри-сталлизациикипе¬ниядин/смН/мЕдкийнатр51,0540,9403,936—41011,2774,60,075101,1090,9073,798—91031,6877,30,077201,220———221083,6785,80,086251,276——-221145,82——401,430———2128 *—*—Карбонат натрияб1,0500,9413,940—2100———101,1030,9073,798101011,58——201,2060,8653,622231023,33— 301,310——311046,258,350,008Натрия плюмбит НагРЬОз. Применяется для очистки дистиллятов
от меркаптанов. Реагент получают смешением 10% едкого натра,
6% глета (окиси свинца) и 84% воды.Натрия фенолят CeH5ONa. Используется при очистке газа от
сероводорода, а также как стабилизатор цвета нефтепродуктов.Ео.SSсС1000600200
. 100
; 602010621,00,60,20,1.Лш'Л-1-47
11/90 !/—ш//
7 /\в J1оо%/ t!Ч-/V/¥~~1~t~
/ —-20 0 206080 110 № 210
t,°СРис. 8.1. Зависимость павления насыщенных паров водных растворов гликолей
от температуры:!—ДЭГ; 0— ТЭГ; числа на кривых—концентрация гликоля, % (масс.).313
Рис. 8.2. Зависимость плотности водных растворов гликолей от температуры:а—ДЭГ; б—ТЭГ; числа на кривых—концентрация гликоля, % (масс.).Нитробензол C5H5NO2. Служит избирательным растворителем в
процессе селективной очистки масляных дистиллятов, полученных из
малосмолистых нефтей парафинового основания. В связи с токсич-
ностью, сравнительно малой селективностью и высокой температурой
плавления нитробензольная очистка широкого распространения не
имеет. Основные физико-химические свойства см. в табл. 6.2.Полигликоли и диэтиленгликоль. Диэтиленгликоль (ДЭГ) и
триэтиленгликоль (ТЭГ) используются для осушки газа и выделения
ароматических углеводородов из бензинов. Тетраэтиленгликоль
(тетра) применяется взамен ДЭГ и ТЭГ при экстракции аромати¬
ческих углеводородов. Характеристика полиглнколей приводится в
табл. 6.10. Промышленностью выпускается ДЭГ по ГОСТ 10136—77.
Технические требования, предъявляемые к различным сортам ДЭГ,
приведены ниже:Высший сортI сортПлотность при 20 °, г/см31,116-1,117Цветность по платиново-кобаль¬< 15<50товой шкалеМассовая доля органических<0,6<2,6примесей, %Массовая доля диэтиленглико->99,3>97,0ля, %Массовая доля воды. %Число омыления, мг КОН/г ДЭГ<0,1<0,4<0,1<0,4Температурные пределы пере¬гонки при 760 мм рт, ст.начало перегонки, °С>244>241конец перегонки, °С<249<260а рис. 6.1 приводится давлениенасыщенныхпаров водныхрастворов гликолей, а на рис. 6.2 — зависимость плотности этих
растворов от температуры.314
Таблица 6.10Физико-химические свойства растворителей,
применяемых для экстракции ароматических
углеводородов [в]Температура,°сТеплоемкость
при 25 °СаВНазваниеФормулай*КЯиЯо ^as iКо»йSFсЛгачгаt-fС <NиеXR.МДиэтиленгли¬кольХНаСНгОН°\хСН2СН2ОН1118245-80,572,39Триэтиленгли-коль.СН2)гО(СН2)2ОНЧ'СН2СН2ОН1125287-70,612,55Тетраэтилен-гликоль/(СН2)20(СН2)2ОН°\ч(СН2)20(СН2)20Н1129428-60,52
(при 12,18
50 °С)Сульфоланосл
/\
о о126028827,50,351,47Диметилсуль-фоксид(CH3)2S=0110018918,50,492,05JV-Метилпир-ролидон(^\г-сн311о1033204—240,401,67Л^-Формилмор-фолинс/ N -CIIOО/ \1153244200,381,59Пропиленкар-бонатrv°1210242490,431,80315
Таблица 6.11Технические требования к серной кислоте (по ГОСТ 2184—77)КонтактнаяКонтактная техническаяОлеум улучшенныйРеге-ПоказателиулучшеннаяОлеумБа¬нери-высшийсортвысшийсорттехническийшеннаярован-I сортвысший сортI сортI сортнаяСодержание, °/о (масс.)моногидрата92,5-95>92,5Не нормируется>75>91свободного S03~———>24>24>19——железа<0,007<0,015<0,02Не норми¬
руется<0,007<0,01Не норми¬
руется<0,05<0,2окислов азота<0,00005<0,0001Не нормируется<0,0002<0,0005То же<0,05<0,01мышьяка<0,00008<0,0001<0,00008<0,0001Не нормируетсяхлористых соеди¬<0,0001<0,0005»>Не нормируетсяненийсвинца<0,001<0,01<0,0001Не нормируетсяостатка после<0,02I <0.03<0,05| Не норми-<0,02<0,03I Не норми-I <0,3! <0,4прокаливания1 руется| руется11ПрозрачностьПрозрачная безНе нормируетсяразбавленияЦвет, мм раствора12От бесцвет¬Не нормируетсясравненияного до свет-
ло-коричне-
вого
Таблица 6.12Физико-химические свойства серной кислоты [5]Содержание, % (масс.)Плотность
при 20 “С,
г/см1Теплоемкость при 20 °СТемпература, °СВязкость, сПз, при температуре, *СH,SO,SO,ккал/(кг- °С)кДж/(кг-К)кристал¬лизациикипения15203040507057,11,6100,4892,047-4216912,89,77,96,14,27561,21,6690,4631,939-5!18818,613,910,68,15,98065,31,7270,4371,830-321031,323,215,210,77,78266,91,7490,4271,788522032,223,615,912,18,18569,41,7790,4121,725823732,323,716,112,48,58871,81,8020,3971,6620,525532,123,515,912,28,58972,71,8090,3921,641—426231,923,315,711,98,59073,51,8140,3871,620-1026931,723,115,511,88,49174,31,8200,3821,599— 1727631,623,015,511,78,49275,11,8240,3771,578—2628331,623,015,611,88,49375,91,8280,3721,558-3529131,723,115,612,08,49476,71,8310,3671,537-3129831,923,215,712,28,59577,61,8340,3621,516—2230632,123,415,812,48,79678,41,8350,3571,495-1431432,623,916,012,59,09779,21,8360,3531,478-632333,724,816,512,79,29880,01,8370,3481,4570,133234,925,817,112,99,59980,81.8340,3431,436631836,126,817,713,69.710081,61,8300,3381,4151029637,227,818,514,29,8
Пропан СзН8. Применяется в качестве избирательного раство¬
рителя в процессах деасфальтнзацни гудрона и депарафинизации
масел, при очистке парными растворителями, используется как хлад¬
агент на установках газофракционирования, депарафинизации ма¬
сел, производства я-ксилола и др. Свойства приведены в гл. 2.Серная кислота H2SO4. Используется для удаления ароматиче¬
ских углеводородов из бензинов-растворителей, осветительного керо¬
сина, жидких и твердых парафинов; для очистки смазочных масел
от асфальто-смолистых веществ, удаления следов непредельных со¬
единений из индивидуальных ароматических углеводородов. Явля¬
ется сырьем в производстве сульфонатных присадок, катализатором
в процессах алкилирования и полимеризации. Промышленностью
выпускается серная кислота и олеум различных сортов. Технические
требования, предъявляемые к серной кислоте, приведены в табл. 6.11,
а свойства растворов серной кислоты и олеума различной концен¬
трации охарактеризованы в табл. 6.12 и 6.13.Таблица 6.13Физико-химические свойства олеума [5]Содержание,
% (масс.)Плотность при
20 °С, г/см3Теплоемкость
при 20 °СТемпера¬
тура. “СВязкость, сПз, при
температуре, °Со\ооио"То7о ё(/> аОи0>3ю3-оU1ОслXиОиX"чоЗКXЯSSчжкристал-лизадиикипенияЮ8ОгоSS181,8100,21,8340,33801,415210,529636,927,518,213,89.7282,0100,41,8370,33811,41568,527936,827,418,213,69,6382,2100,71,8400,33811,41567,527037,227,818,513,79,6482,4100,91,8430,33821,4160626337,828,419,014.19,9582,5101,11,8460,33821,4160525538,729,120,614,710,11083,5102,21,8620,33851,4173—2,522142,031,923,616.911,01584,4103,41,8790,33891,4189-11,519245,134,626,519,011,92085,3104,51,8970,33951,4215-1116747,436,628,820,812,8Серы двуокись (сернистый ангидрид) S02. Используется для
очистки керосиновых и газойлевых фракций от ароматических со¬
единений, для выделения индивидуальных ароматических углеводо¬
родов (бензола и толуола) из катализата риформинга, для очистки
масел от смолисто-асфальтеновых веществ (в смеси с бензолом).
Основные физико-химические свойства сернистого ангидрида см. в
табл. 6.2. Из-за высокой коррозионное™ в присутствии влаги и не¬
обходимости проведения экстракции при низких температурах в на¬
стоящее время широко не применяется.Спирт метиловый СН3ОН. Применяется как растворитель при
карбамидной депарафинизации дизельных топлив, используется в ка¬
честве неселективного растворителя при азеотропной перегонке, пред¬
назначенной для выделения толуола и ксилолов из нефтяных фрак-318
ции, вводится в газ для предотвращения образования кристалло¬
гидратов. Вырабатывается в соответствии с ГОСТ 2222—70:Высший сорт Г сортПлотность при 20 °С, г/см3 0,791—0,793 0,791—0,792
Температура кипения,°Сначала >64 >64предел разгонки 0,8 0,8
Содержание, % (масс.)основного вещества > 99,95 > 99,9альдегидов и кетонов < 0,006 < 0,008кислот (в пересчете на уксусную) <0,002 <0,003железа < 0,00005 < 0,00005Основные свойства метилового спирта приведены в табл. 2.1.Сульфолан. Экстрагент для выделения ароматических углево¬
дородов. Характеристику см. в табл. 6.10.Углерод четыреххлористый ССЦ. Применяется в качестве кис¬
лотного промотора катализаторов риформинга, используется как рас¬
творитель в лабораторной практике. Выпускается по ГОСТ 4—75:Высший сорт I сортПлотность при 20 °С, г/см3
Массовая доля воды, %
Кислотность в пересчете на
НС!, % (масс.)Массовая доля сероуглерода
CS2, %1,593-< 0,004< 0,0005■1,597< 0,005< 0,001< 0,001 < 0,01II сорт1,593-1,597
< 0,006
< 0,002<0,03Свойства четыреххлористого углерода охарактеризованы в
табл. 6.2—6.4.Фенол СвН6ОН. Применяется в качестве избирательного раство¬
рителя при селективной очистке масел, очистке масел парными рас¬
творителями, в производстве технического углерода; является важ¬
ным компонентом при получении присадок к маслам. Основные тре¬
бования к качеству фенола по ГОСТ 236—68 состоят в следующем:Температура кристаллизации,°С
Содержание нелетучих веществ,
% (масс.)Растворимость фенола в 100 мл
воды при 20 °С, гВысший сорт>40,6< 0,008>8I сорт>40,4<0,010>5II сорт>40,0<0,016>5Свойства фенола охарактеризованы в табл. 6.2—6.5. Фенол и
его водные растворы обладают высокой коррозионной агрессив¬
ностью. Скорость коррозии некоторых сплавов в феноле, его водных
растворах и парах показана ниже (в мм/год):Сталь СтЗ
Сталь Х18Н9Т
Сталь Х18НЗГ10
Сплав АМЦВ феноле
при 70 °С0,001200,000860,000390,00056В парах фе¬
нола при
220 °С0,005200,000370,00043НепригоденВ феноль¬
ной воде
при 50 °С0,540000,000610,000640,0021В парах фе¬
нольной воды
при 110 °С0,220000,000510,000590,0015319
Фосфора соединения. Фосфорная кислота и фосфаты меди ис¬
пользуются как катализаторы в процессе полимеризации (см. раздел
«Катализаторы и адсорбенты»). Фосфат калия применяется для
очистки газа, а сульфид фосфора — для получения присадок к мас¬
лам. Основные физико-химические характеристики К3РО4 и P2S5 см.
в табл. 6.6.Фурфур°л- Применяется в качестве избирательного раствори¬
теля при селективной очистке масел, получении сырья для произ¬
водства технического углерода, используется для очистки газойле-
вых фракций с целью удаления ароматических и сернистых соедине¬
ний и получения высококачественного дизельного топлива. Ниже
приводятся основные технические требования к фурфуролу по ГОСТ
10437-71:I сорт II сортПлотность при 20 °С, г/см8 1,159—1,161 1,150—1,160Показатель преломления 1,525—1,526 1,517—1,524Начало кипения, "С >152 Не нормируетсяКонец кипения, °С < 165 < 165Отгон до 165 °С, % (об.) <98,5 <97,0Содержание чистого продукта, % > 99,5 > 95,0(масс.)Содержание органических кислот (в <0,05 • <0,10пересчете на уксусную кислоту),% (масс.)Физико-химические свойства фурфурола содержатся в
табл. 6.2—6.5. Фурфурол в присутствии воды обладает высокой кор¬
розионной активностью к углеродистой стали. Скорость коррозии
стали СтЗ в водных растворах фурфурола с различной степенью
окисления при температуре кипения приводится ниже:Концентрация фурфурола, % (масс.) 20 40 70 80 100
Скорость коррозии, мм/год, в при¬
сутствииреактивного фурфурола 0,19 0,29 0,33 0,29 0,03фурфурола после длительного 3,9 7,1 11,0 6,8 0,06
хранения на воздухеЭтан СгНе и этилен С2Н4. Применяются как хладагенты на
установках глубокой депарафинизации масел, производства п-кси-
лола и др. Свойства приведены в гл. 2.Этаноламины. Моноэтаноламин (МЭА) CH2NH2CH2OH, диэта-
ноламин (ДЭА) СНгМЩСНгОН^ и триэтаноламин (ТЭА)
CH2N(CH20H)3 используются для удаления сероводорода, двуокиси
углерода и воды из газов, для очистки от сероводорода жидких
углеводородных фракций, сжиженного газа, бензина. Сравнительная
характеристика различных этаноламинов приводится ниже [7]:МЭА ДЭА ТЭАМолекулярная 61 105 149массаДавление паров 0,03 0,0061 0,0001при 38 °С, кгс/см2Преимущества Простота реге- Не реагирует с COS и CS2
нерации и низ¬
кая стоимость320
НедостаткаНаправлениепользованияйс-Концентрация при¬
меняемого рас¬
твораРеагирует с
COS и CS2
Очистка про¬
дуктов с низкой
температурой15-20Высокая стоимостьОчистка про¬
дуктов, содер¬
жащих COS и
CS2
10—25Селективное
выделение H2S
в присутствии
' С03
30На отечественных , НПЗ обычно применяется МЭА технический
(по ТУ 6-02-915—74). Основные требования к продукту приводятся
ниже;I сорт II сорт III сортПлотность при 20 °С, г/см3 1,015—1,028 1,015—1,025 1,015—1,050
Содержание, % (масс.)МЭА >98,0 >95,0 >78,0ДЭА <1,0 <2,0 <7,0влаги < 1,0 < 5,0 Разность между100% и суммар¬
ным содержанием
МЭА и ДЭАКАТАЛИЗАТОРЫ И АДСОРБЕНТЫПри переработке нефти используется широкая гамма твердых и
жидких катализаторов (от обычных глин до благородных металлов),
а также различные адсорбенты. Ниже приводится характеристика
катализаторов основных каталитических процессов нефтепереработки
и адсорбентов, наиболее широко применяемых в нефтезаводской
практике.КатализаторыКаталитический крекинг. Процесс проводится в присутствий
алюмосиликатных катализаторов, которые представляют собой твер¬
дые высокопористые вещества с сильно развитой внутренней поверх¬
ностью. Катализаторы делятся на природные (получаемые из есте¬
ственных глин — бентонитов, бокситов) и синтетические, на аморф¬
ные и кристаллические (содержащие цеолит), на пылевидные (с ча¬
стицами размером 0,001—0,015 мм), микросферическне формованные
(с частицами размером 0,01—0,015 мм), шариковые (с диаметром
3—6 мм), с частицами искаженной цилиндрической формы (разме¬
ром 3—4 мм), таблетированные.Показателями качества катализаторов являются активность
(определяется выходом бензина в расчете на сырье), избиратель¬
ность, прочность и стабильность. Характеристика основных типов
отечественных катализаторов каталитического крекинга приводится
в табл. 6.14.Каталитический риформинг. В процессе риформинга происхо¬
дят реакции двух типов, каждая из которых ускоряется различ¬
ными катализаторами; 1) изомеризация прямогонных парафиновых321
Таблица 6.14Характеристика катализаторов каталитического крекингаАморфныеКристаллические с цеолнтовым
наполнениемшариковыемикросферическнеПоказатели(по ТУ 38-10226 - 71)(по ТУ 38-101371-73)(поТУ 38 1-266 -69!шариковыемикросферическнеАС-39АС-37АС-36МАС-1МАС-2МАС-Зтип 0-1
Атип 0-1
БАШНЦ-3
(по ТУ
38-101157-
71)Цео-кар-2iejРСГ-2Ц18]перепективныйСостав, % (масс.):
Si02
AI2O3
F ео03
Na20
Насыпная плот¬
ность, кг/м3
Средний диаметр
частиц, мм
Гранулометриче¬
ский состав, %:
фракции круп¬
нее 0,315 мм
фракции мель¬
че 0,1 мм
фракций мель¬
че 0,05 мм
Индексы, пункты
активности
стабильности83—899-15<0,15<0,332,5—5,0392883—89
9—15
<0,20
<0,33
640- 70С2,5-5,0372683—899—15<0,20
< 0,382,5—5,03625<0,15
< 0.33
500->85,020-453827<0,15<0,35-650>80,020—453825<0,20<0,45500—700<2,0>60,010-403823<0,7<0,2580-<2,0>60>203721<0,8<0,2-750<4,0>30>103720<0,2<0,7620-7002,5—5,0>48>4883—859-110,36903-4495084,313,00,130,88640274851,5<0,15<0,2500—600<0,5
20—40
> 48,0
углеводородов и изомеризация (одновременно с дегидрированием)
олефинов; 2) гидрирование — дегидрирование парафинов (с полу¬
чением ароматических углеводородов) и олефинов (с получением
парафинов). Изомеризующий катализатор (платина, палладий, мо¬
либден) обычно наносится на кислотный носитель (окись алюминия,
алюмосиликат, цеолит), который ускоряет реакции гидрирования —
дегидрирования.Кислотная функция катализатора усиливается добавлением про¬
мотора (фтора или хлора). Для углубления изомеризующей способ¬
ности в настоящее время к катализаторам добавляются редкозе¬
мельные элементы (рений, иридий и др.). Характеристика отече¬
ственных катализаторов каталитического риформинга приводится в
табл. 6.15.Таблица 6.15Характеристика катализаторов каталитического риформингаПоказателиАП-56А П-64Кр-104Состав, % (масс.):
Pi0,550,620,36Fe< 0,025<0,02<0,02Na<0,03<0,02<0,02Cd—0,45Re——0,20F< 0,025— Cl—0,651,35Насыпная плотность, кг/л0,610,610,63Диаметр частиц, мм2,81,8-2,82,8Удельная поверхность, м2/г—180—Индекс прочности, кг/мм>0,97>0,97>0,97Каталитическая активность (октано¬>77>77>86вое число дебутанизированного
бензина по моторному методу)
Селективность (выход бензина с за¬>84>80данным октановым числом),
% (масс.)Гидроочистка. Процессы гидроочистки средних дистиллятов и
масляных фракций проводятся в присутствии алюмокобальтмолибде-
нового или алюмоникельмолибденового катализатора (табл. 6.16).Гидрокрекинг. Гидрирование. Для первой ступени или для одно¬
ступенчатого гидрокрекинга, а также в процессах гидрирования с
целью получения циклогексана из бензола, смазочных масел и др.
продуктов применяются катализаторы, которые содержат окислы ни¬
келя, кобальта, вольфрама или молибдена, а также окислы кремния
и алюминия. В некоторых случаях к катализатору добавляется гало¬
ген. Катализаторы второй ступени гидрокрекинга содержат благо¬
родные металлы (палладий и платину) и обладают высокой расщеп¬
ляющей и изомеризующей способностью. Ниже приводится техниче¬
ская характеристика двух типов катализаторов гидрирования,323
используемых в производстве циклогексана, смазочных масел и дру¬
гих продуктов:3076 8376(по ТУ 38 101402 - 73) (по ТУ 38-101403 - 73)Диаметр таблеток, мм 10,0—11,0 10,0—11,0
Состав, % (масс.):W03 50,0-56,0 22,0-26,0Ni 24,0—26,0 3,0—3,6S 26,0-29,0 7,0Fe203 0,5 0,2Мольное отношение 1,7—2,3 —
NiS:WS2Содержание влаги, % (масс.) < 3,0 —Объемная масса, г/мл >2,2 0,9—1,2Механическая прочность на > 250 > 250
раздавливание, кгс/см2Активность по глубине гид- <85 <75
рирования бензола, %Особую группу составляют катализаторы АП-10 и АП-15, при¬
меняемые для селективного гидрирования непредельных соединений
в продуктах риформинга. Эти катализаторы характеризуются сле¬
дующими показателями (по ТУ 38-101285—72): содержание Pt — 0,10
(для АП-10), 0,15 (для АП-15), Fe < 0,025, Na < 0,03% (масс.);
насыпная плотность 0,63 кг/л; диаметр частиц 2,8 мм; индекс проч¬
ности <0,97 кг/мм; каталитическая активность, определяемая бром¬
ным числом дебутанизированного катализата, <0,15; селективность,
определяемая разностью между содержанием ароматических угле¬
водородов в сырье и продукте, ±2% (масс.).Изомеризация. Первоначально в качестве катализатора процес¬
сов изомеризации применялся хлористый алюминий. Позднее были
разработаны металлические катализаторы на носителе (платина или
палладий на окиси алюминия, алюмосиликате, цеолите, окиси алю¬
миния с окисью бора), предназначенные для проведения высокотем¬
пературного и низкотемпературного процессов. Ниже приводится ха¬
рактеристика отечественного катализатора высокотемпературной
изомеризации ИП-62 по ТУ 38-10173—70:Состав, % (масс.):Pt 0,55F 3,5Fe <0,02Na < 0,02Насыпная масса после прокаливания при 0,65
550 °С, кг/лКоэффициент прочности, кг/мм > 0,97Диаметр таблеток, мм 2,8Каталитическая активность (содержание изо- > 50
пентана в катализате), % (масс.)Селективность (содержание газа, растворен- < 2,0
ного в катализате), % (масс.)Алкилирование. Катализаторами процесса алкилирования оле¬
финов изобутаном являются хлористый алюминий (вследствие побоч¬
ных реакций и коррозионной активности широкого распространения
не получил), серная кислота, фтористый водород (используется на324
Таблица 6.16Характеристика основных катализаторов,
применяемых при гидроочистке дистиллятов и маселПоказателиАлюмо-
кобальт-
молибденовый
катализатор
(по ТУ
38-101184-72)Алюмоникель-
молибденовый
катализатор
(по ТУ
38-101193-72)Алюмоникель-
молибденовый
катализатор
на силикатном
носителе (по
ТУ 38-101192 -72)Насыпная масса, кг/м1640-740640-740640-740Удельная поверхность, м2/кг
Содержание, % (масс.)активных компонентов> 100> 100> 100закиси кобальта СоО>4,0—_трехокиси молибдена
М0О3окиси никеля NiO> 12,0> 12,0> 12,0—> 4,0>4,0двуокиси кремния
Si02вредных примесейсл01оокиси железа Ре2Оз< 0,16<0,16<0,16окиси натрия Ыа20<0,08< 0,08<0,08влаги, удаляемой при
650 °С<2,5<2,5<2,5пыли и крошки<2,5< 2,5<2,5Индекс прочности на рас
калывание гранул, кг/мм> 1,1> 1.0> 1,2Относительная активность
по обессериванию>95>95>95Таблица 6.17Характеристика наиболее активных отбеливающих земель
СССР {10)Химический состав,
% (масс.)Плотность,r/смЗПори¬стость%(масс.)Цвэтобессмс-ОтбеливающиеземлиSi 02AI2O3Fe203+
+ FeOколло¬иднаяsio2^насып¬наяистин¬наяленногорастворасмол(по кол-1)ммОпокиЗикеевская84,18,23,217,70,4402,3581,425,0Балашеевская82,09,23,00,4602,3080,128,0Саринская76,110,34,112,00,5202,3747,915,1Курьинекая81,87,71,819,40,3362,5686,926,0Монт мори ллони-
товые глиныГумбрин61,014,82,90,7502,2066,05,0Никополь -мар56,620,58,5—0,8542,6368,01,4ганцеваяКаолинитовыеглиныТрошковская51,934,50,90,8902,6169,01,6325
зарубежных НПЗ, в СССР не применяется). Алкилирование обычно
проводится в присутствии серной кислоты концентрацией 88—98%
(свойства см. в табл. 6.11). Повышение концентрации кислоты в этих
пределах способствует улучшению качества алкилата, и в первую
очередь, увеличению его антидетонационной способности.Полимеризация. Катализатором при получении полимербензина
и олигомеров пропилена и бутилена служат серная или фосфорная
кислота на носителе. Кислоты могут быть использованы и в жидком
виде, без 'носителя. В отечественной промышленности применяется
катализатор — фосфорная кислота на кизельгуре (по ТУ 38-101271 —
72). Он выпускается в виде черенков темно-серого цвета и имеет
следующие характеристики: размер черенков 4—7 мм; общее содер¬
жание Р2О5 59—62 %, свободного Р2О5 15—20%; относительная ак¬
тивность >96%; механическая прочность до полимеризации >18кгс
на 1 черенок.АдсорбентыАдсорбционная и контактная очистка масел и парафинов. Приконтактной доочистке масел и парафинов применяют естественные и
синтетические адсорбенты («отбеливающие земли»). Среди есте¬
ственных адсорбентов хорошей отбеливающей способностью обла¬
дают опоки, монтмориллонитовые и каолинитовые глины. Для опок
характерно более высокое отношение БЮг : АЬОз и большее содер¬
жание коллоидной кремниевой кислоты. Характеристика наиболее
активных отбеливающих земель приводится в табл. 6.17. Синтетиче¬
скими адсорбентами являются силикагель, алюмогель или алюмо-
силикатный катализатор. В промышленном масштабе вырабатывает¬
ся синтетический алюмосиликатный адсорбент, который представляет
собой аморфный алюмосиликат, содержащий более 85% окиси крем¬
ния. Адсорбент выпускается в виде мелкого порошка, состоящего из
стекловидных бесцветных шариков (сорт «мелкосферический») и мел¬
кого стекловидного порошка розового оттенка (сорт «молотый»).
Характеристика алюмосиликатного адсорбента приводится в
табл. 6.18.Таблица 6.18Характеристика алюмосиликатного синтетического адсорбента
(по ТУ 38-10119—70)ПоказателиМелкосферическийМолотыймаркаАмаркаБмаркаВмаркаГГранулометрический состав, %:фракции крупнее 0,8 мм<5<5<5< ю» 0.28-0,3 »85—85—» 0,2-0,8 »—83—80Насыпная масса, г/смЗ0,6-0,70,6-0,70,6-0,70,6-0,7Содержание примесей, % (масс.).*<0,2FC2O3<0,2<0,2<0,2NaaO<0,5<0,8< 0,4<0,4Влажность, % (масс.)4555Адсорбционная способность> 100> 100> 100> 100(статическая по толуолу),
% (масс.)Обесцвечивающая способность> 100> 100> 100> 100по масЛу (в стационарном
слое), % (масс.)326
Таблица 6.19Характеристика синтетических цеолитов (по ТУ 38-10281—75)ПоказателиНормы по маркамКАNaAСаАNaXГравиметрический (насып¬
ной) вес, гс/см3>0,62>0,65>0,65>0,60Индекс механической проч¬
ности на раздавливание,
кг/ммг>0,5>0,6>0,5>0,5Водостойкость, % (масс.)Влагоемкость в динамиче¬
ских условиях, мг/см3,
для номинального размера
цеолита по среднему диа¬
метру:>96>96>964,5±0,5 мм>62>90>72>953,6±0,4 »>70> 100>80>1002,0±0,2 »
Динамическая активность
по парам бензола (для
NaX), «-гептана (для СаА),
углекислому газу, мг/см3,
для номинального размера
цеолита по среднему диа¬
метру:>85> 120>95>1054,5±0,5 мм—>35>523,6±0,4 »><2,0—>42>652,0±0,2 »Таблица 6.20Характеристика активно
(по ТУ 38-101190—71)Jй окиси1ЛЮМИНИЯ>48>68ПоказателиA-VА-2Б-!Б-2Насыпная масса, г/см£0,630,580.630,61Диаметр частиц, мм2,84,52,82,8Коэффициент прочности ча¬
стиц (средний), кг/мм
Статическая активность по
адсорбции влаги из воз¬
духа, г воды/100 г адсор¬
бента>i,2>1,2> 1,0при относительной влаж¬
ности 10%>3,5>3,0>3,5>3,0при относительной влаж¬
ности 60%> 10,5>9,0> 10,5>9,0327
ПродолжениеПоказателиA-lА-2Б-1Б-2Степень осушки газа в ди¬
намических условиях (точ¬
ка росы осушенного воз-
духа, °С)Содержание примесей, %
(масс.):—60-60-60-55Na20<0,10<0,10< 0,003<0,04Fe203<0,15<0,20< 0,035<0,045S03< 1,0< 1,5<0,02<0,01Очистка газа. Для адсорбционной очистки газа от сероводорода
применяются [9]: 1) поглотители на основе окиси железа; 2) поглоти¬
тели на основе окиси цинка (марок ГИЛП-10, 481-Zn); 3) активный
уголь (марок С-уголь, АР-3, АГ-2, КАД, СКТ); 4) синтетические
цеолиты (типа А и типа NaX); характеристика синтетических цеоли¬
тов приводится в табл. 6.19.Осушка газа. Осушка циркуляционного газа на установках ка¬
талитического риформинга проводится с помощью активной окиси
алюминия. Характеристика различных марок активной окиси алю¬
миния содержится в табл. 6.20. Для осушки газов используют так¬
же синтетические цеолиты типа А в калиевой (КА) или натриевой
(NaA) форме.Осушка жидкости. Для осушки жидких продуктов применяют
силикагель, активную окись алюминия, синтетические цеолиты.ЛИТЕРАТУРА1. Гурвач В. Л., Сосновский Н. П. Избирательные растворители в переработке
нефти, М. — Л., ГостоптехиздЕч. 1953. 320 с.2. Левченко Д. Н„ Бергштейн Н. В„ Панковский Я. И. Обессоливание нефти
на нефтеперерабатывающих заводах. М., ЦНИИТЭНефтехим, 1973. 52 с.3. Справочник химика. Т, II. Л,, Химия, 1971, 1168 с.4. Справочник химика. Т. III. Л., Химия, 1965. 1008 с.5- Амелин А. Г. Производство серной кислоты. М., Химия, 1967. 472 с.6. Сулимое А. Д. Производство" ароматических углеводородов из нефтяного
сырья. М., Химия, 1975. 304 с.7. Petroleum Processing Handbook. McGraw-Hill Book Company, 1967. 1120 p.8. Масагутов P. М. Алюмосиликатаыс катализаторы и изменение их свойств
при крекинге нефтепродуктов. М., Химия, 1975, 272 с.9. Очистка технологических газов. 2-е изд. М., Химия, 1977. 488 с.10. Гольдберг Д. О,, Крейн С. Э. Смазочные масла из нефтей восточных место¬
рождений. М., Химия, 1972. 232 с.11. Варгафтик Н. Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидко¬
стей. 2-е изд. М., Наука, 1972. 720 с.12. Промышленные хлорорганические продукты. Справочник/Под ред.
Л. А. Ошина. М., Химия, 1978. 656 с.Рудин Михаил Григорьевич
Драбкин Абрам ЕфимовичКРАТКИИ СПРАВОЧНИК
НЕФТЕПЕРЕРАБОТЧИКА