Введение
На ОАО «Сургутнефтегаз»
производят
дорожный битум,
дизельное
топливо и бензиновую
фракцию. Все
эти производства
на сегодняшний
день нашли
своего потребителя.
Битум – нужен
г. Сургуту и
близлежащим
городам для
строительства
дорого. Дизельное
топливо в основном
предназначается
для транспортных
нужд предприятия.
Бензиновую
фракцию используют
для промывки
нефтяных скважин
и нефтепроводов.
В последнее
время возникли
трудности с
технологическими
печами, которые
предназначаются
для нагрева
нефти и мазута.
Печь претерпевали
серьезные
аварии и в последнее
время часто
выходят из
строя, прерывая
технологический
процесс, что
сказывается
на объемах
производимой
продукции. В
связи с этим
необходимо
реконструировать
трубчатые печи.
1.Как влияет
сырье и технология
на процесс и
ассортимент
продукции
Сырьем для
рассматриваемого
технологического
процесса является
нефть Лянторского
месторождения.
Основными
физико-химическими
показателями
для нефтей
являются:
содержание
хлористых
солей (100 мг/дм3);
плотность
нефти (0,894 кг/м3
- тяжелая);
содержание
общей серы
(0,99 % - сернистые);
содержание
базовых масел
(15% - на нефть);
содержание
парафинистых
углеводородов
(2,4 %);
индекс
вязкости (79 –
И2).
При повышении
содержания
хлористых солей
повышается
коррозия аппаратуры,
особенно в
сочетании с
сероводородом.
Приходится
производить
промывку водой
для понижения
содержания
хлористых
солей.
Сернистые
соединения
при перегонке
достаточно
хорошо переходят
в бензиновую
фракцию, где
в дальнейшем
они мешают
процессам
риформинга,
поэтому приходится
производить
мероприятия
по понижению
содержания
серы.
Плотность нефти
влияет на выход
тяжелых фракций,
к примеру для
получения
битума благоприятны
тяжелые нефти,
где выход мазута
составляет
более 30 %.
Содержание
базовых масел
может определить
направление
использования
нефтей в области
получения
моторных масел.
Сыре используемое
на ОАО «Сургутнефтегаз»
удовлетворяет
требованиям
для плучения
дорожного
битума.
2.Схема
производства
и узкие места
Нефть из трубопровода
"Лянторское
месторождение
- ЦКПН" под давлением
3,0 - 4,0 кг/см2
поступает в
сырьевую емкость
Е-1, через
Из емкости Е-1
насосом Н-1
нефть подается
в трубное
пространство
теплообменника
Т-1/3, где нагревается
за счет тепла
откачиваемых
дизельного
топлива.
В приемный
трубопровод
из сети производственного
водоснабжения
подается промывная
вода, а также
деэмульгатор.
Расход воды
на промывку
нефти регулируется
клапаном регулятором
расхода.
Предварительно
нагретая нефть
после теплообменника
Т-1/3, поступает
в трубный пучек
теплообменника
Т-1/7. Нагретая
до 90-120 С
за счет тепла
гудрона нефть
из теплообменника
Т-1/7 подается
в междуэлектродное
пространство
электродегидратора
Э-1.
Электродегидратор
Э-1 работает
под давлением
нефти, в случаях
снижения уровня
нефти и образования
"газовой подушки"
срабатывает
блокировка,
отключающая
подачу напряжения
на электроды
дегидратора.
В зависимости
от содержания
воды в нефти
и стойкости
эмульсии напряжение
на электроды
может подаваться
16, 5, 22 или 36 кВ. Насыщенная
вода - "солевой
раствор" - с
низа электродегидратора
через клапан-регулятор
уровня раздела
фаз "нефть-вода"
выводится в
емкость.
Обессоленная
нефть выходит
сверху электродегидратора
Э-1 и разделяется
на два потока.
Первый, меньший
поток нефти,
проходит
последовательно
через трубное
пространство
теплообменника
Т-1/5 и нагревается
за счет тепла
циркуляционного
орошения колонны
К-3 до 130-160 С.
Второй поток
нефти последовательно
проходит через
трубное пространство
теплообменников
Т-1/9, где нагревается
за счет тепла
вакуумного
газойля до
180-200 С. .
После теплообменника
Т-1/5, Т-1/9 оба потока
обессоленной
нефти объединяются
в общий поток
нефти, который
поступает в
трубное пространство
теплообменника
Т-1/1, где нагревается
за счет тепла
гудрона до
190-210 С.
После теплообменников
Т-1/1 нефть подается
в нагревательные
печи П-1, П-3.
Нагрев нефти
в печах осуществляется
в змеевиках
камер конвекции
дымовыми газами
и в камерах
радиации за
счет лучистого
тепла при сжигании
топливного
газа. В камере
радиации печи
П-1 размещен
также змеевик
для нагрева
мазута, а в камере
конвекции печи
П-3 расположен
пароперегреватель
для получения
водяного пара.
Нагретая в
печах до 360-375 С
нефть объединяется
в общий поток
и направляется
на 4-ю тарелку
атмосферной
колонны К-3.
Всего в колонне
имеется 23 клапанных
тарелок, из них
в укрепляющей
части 19 и отгонной
4 тарелки.
Сверху колонны
К-3 пары бензина,
водяные пары
и углеводородный
газ с температурой
до 150 С
поступают в
конденсаторы
воздушного
охлаждения
и доохлаждаются
в водяном
холодильнике
Х-1 до температуры
не выше 80 С
и в виде газожидкостной
смеси собираются
в емкость Е-2.
В емкости Е-2
происходит
разделение
смеси на бензин,
углеводородный
газ и воду.
Углеводородный
газ сверху
емкости Е-2
выводится на
дожиг в печи
П-2.
Вода с низа
емкости Е-2
через клапан-регулятор
уровня раздела
фаз "бензин-вода"
сбрасывается
в емкость
промстоковю.
Часть бензиновой
фракции из
емкостей Е-2
насосом возвращается
на 21-ю тарелку
колонны в качестве
острого орошения.
С 13-й тарелки
атмосферной
колонны К-3
отбирается
дизельное
топливо, которое
насосом с
температурой
180 С подается
в межтрубное
пространство
теплообменников
Т-1/3, где отдает
тепло сырой
нефти, доохлаждается
до температуры
не выше 70 С
в водяном
холодильнике
Х-3 и направляется
в емкости хранения
дизельного
топлива Е-10.
Качество дизельного
топлива обеспечивается
циркуляционным
орошением.
Циркуляционное
орошение с 11-й
тарелки колонны
К-3 забирается
насосом, прокачивается
через теплообменник
Т-1/5, где отдает
тепло первому
потоку обессоленной
нефти и с температурой
135-145 С
возвращается
в колонну на
12-ю тарелку.
Для обеспечения
требуемого
качества мазута
по содержанию
фракции до 360
С с тарелки
"4а" атмосферной
колонны К-3
выводится
атмосферный
газойль, который
поступает в
отпарную колонну
К-4 с температурой
285-295 С.
С низа отпарной
колонны атмосферный
газойль насосом
подается в
теплообменник
Т-1/3, где отдает
тепло сырой
нефти, далее
смесь доохлаждается
в водяном
холодильнике
Х-4 и с температурой
не выше 90 С
направляется
в емкости хранения
Е-12.
Мазут с низа
атмосферной
колонны К-3 с
температурой
350 С насосом
подается для
нагрева в мазутный
змеевик печи
П-1.
Нагретый до
390-405 С мазут
из печи П-1
поступает на
вторую тарелку
вакуумной
колонны К-5.
Вакуумная
колонна оборудована
12-ю клапанными
тарелками, в
том числе в
отгонной части
две тарелки.
Сверху вакуумной
колонны газы
разложения
и пары углеводородов
с температурой
190-200 С поступает
в водяной конденсатор
КВ-1. Сконденсировавший
нефтепродукт
из КВ-1 стекает
в барометрическую
емкость, а
несконденсированные
газы отсасываются
двухступенчатым
пароэжекторным
насосом.
Конденсат из
промежуточных
поверхностных
конденсаторов
пароэжекторного
насоса сливается
в барометрическую
емкость БЕ-1,а
несконденсированные
газы выбрасываются
в печи П-2 для
дожига.
С 8-ой тарелки
вакуумный
газойль с
температурой
280 С отбирается
насосом и
прокачивается
через теплообменник
Т-1/9 где отдает
тепло второму
потоку обессоленной
нефти. После
Т-1/9 часть вакуумного
газойля температурой
160-170 С
возвращается
через холодильник
воздушного
охлаждения
ВХК-4 на верхнюю
тарелку колонны
К-5 в качестве
циркуляционного
орошения, а
избыток газойля
выводится в
емкости и в
последствии
в обратный
нефтепровод.
Гудрон с температурой
360-400 С с
низа колонны
К-5 насосом
прокачивается
через теплообменник
Т-1/1, где отдает
тепло сырой
нефти и с температурой
150-180 С
направляется
по "жесткой"
схеме в окислительную
колонну К-1.
Часть гудрона
после теплообменника
Т-1/1 с температурой
240-255 С
возвращается
в низ вакуумной
колонны для
снижения температуры.
Окислительная
колонна К-1
представляет
собой пустотелый
вертикальный
аппарат. Вход
гудрона в колонну
осуществляется
ниже рабочего
уровня битума
в колонне. После
указанного
клапана-регулятора
смонтирован
клапан-отсекатель
прекращающий
подачу воздуха
в колонну при
срабатывании
блокировки
по одному из
параметров:
повышение
содержания
свободного
кислорода в
газах окисления
более 4%, повышение
температуры
битума внизу
колонны выше
275 С, понижение
уровня в колонне
ниже 10%.
Газы окисления
сверху окислительной
колонны К-1
выводятся в
газосепаратор
ГС-1, где происходит
отделение
газовой фазы
от жидкости.
Из сепаратора
ГС-1 газы окисления
поступают на
дожиг в печи
П-2, а жидкая
фаза -"черный
соляр", в ГС-1
выводится в
дренажную
емкость Е-13.
Битум с низа
колонны К-1 с
температурой
до 260 С
насосом откачивается
в емкости готового
битума Е-15.
Дорожный битум
из емкостей
Е-15 отгружается
потребителю
наливом в
автоцистерны.
Бензин из емкостей
Е-11 насосами
подается на
наливную эстакаду
для налива в
автоцистерны.
Дизельное
топливо подается
к наливным
стоякам, через
счетчики.
3.Рассказ
по чертежам.
Экология
Произведен
расчет вертикально
трубчатой печи
беспламенного
горения с излучающими
стенками топки.
Выбран тип
панельных
горелок ГБП2а-60
производительность
60000 ккал/час.
4.Экономика
Экономический
эффект проекта
достигается
за счет:
5.Вопросы
рецензента
Указывается
центр тяжести
проекта и
заключается
в том, что в место
2-х физически
и морально
устаревших
трубчатых
печей сооружается
новая современная
трубчатая
печь, которая
позволяет:
повысить
теплотехнические
показатели
процесса;
снизить
расход топлива
за счет установки
более совершенных
горелок и
конструкции
печи;
снизит
температуру
пламени и дымовых
газов, в результате
чего сокращение
выбросов NO2
и других веществ.
Кроме того
оптимальный
нагрев позволяет
оптимизировать
работу колонны.
Ассортимент
продукции не
меняется, но
улучшается
качество битума.
Я не
могу не согласится
с мнением рецензента
на стр. 123 и 125 приведена
калькуляции
себестоимости
и сделаны выводы
о экономическом
эффекте проекта.
На стр.
124 расчитана
экономия средств
на штрафах и
сокращение
затрат на топливный
газ.
Содержание
стр.
Реферат 2
Введение 3
Заключение 139
Список
сокращений 140
Список
использованных
источников 140
Реферат
Проект реконструкции
цеха первичной
переработки
нефти и получения
битума на ОАО
«Сургутнефтегаз».
Стр. 139, Рис. 46, Табл.
35, Черт. 4
Реконструкция,
нефть, бензин,
соляр, керосин,
биткм, технлоогическая
схема, трубчатая
печь, теплообмен,
ректификация,
автоматизация,
экономический
эффект.
Обоснована
реконструкция
цеха, в связи
с необходимостью
замены трубчатых
печей П-1 и П-3
на одну более
производительную.
Выполнены
расчеты:
материальных
потоков;
тепловых и
материальных
балансов;
расчет трубчатой
печи;
потбор измерительных
приборов и
схем автоматизации;
эколго-экономического
эффекта.
Приведены
рекомендации,
для дальнейшей
стабильной
работы установки.
Введение
Один
чудак из партии
геологов
Сказал мне,
вылив грязь
из сапога:
"Послал же
бог на голову
нам олухов!
Откуда нефть
– когда кругом
тайга?
И
деньга вам
отпущены - на
тыщи те
Построить
детский сад
на берегу:
Вы
ничего в Тюмени
не отыщите –
В болото
вы вгоняете
деньгу"
В. Высоцкий
Значение нефти
и газа для
энергетики,
транспорта,
обороны страны,
для разнообразных
отраслей
промышленности
и для удовлетворения
бытовых нужд
населения в
наш век исключительно
велико. Нефть
и газ играют
решающую роль
в развитии
экономики любой
страны. Природный
газ—очень
удобное для
транспортировки
по трубопроводам
и сжигания,
дешевое энергетическое
и бытовое
топливо. Из
нефти вырабатываются
все виды жидкого
топлива: бензины,
керосины, реактивные
и дизельные
сорта горючего—
для двигателей
внутреннего
сгорания, мазуты
— для газовых
турбин и котельных
установок. Из
более высококипящих
фракций нефти
вырабатывается
огромный ассортимент
смазочных и
специальных
масел и консистентных
смазок. Из нефти
вырабатываются
также парафин,
сажа для резиновой
промышленности,
нефтяной кокс,
многочисленные
марки битумов
для дорожного
строительства
и многие другие
товарные продукты.
Вторичная
переработка
нефтяного и
газового сырья
получила ныне
название
нефтехимического
синтеза. Уже
в настоящее
время 25% мировой
химической
продукции
выпускается
на основе нефти
и углеводородных
газов. Ближайшие
перспективы
развития
нефтехимической
промышленности
исключительно
благоприятны
как по масштабам
производства,
так и по безграничному
разнообразию
промежуточных
и конечных
продуктов
синтеза.
К нефтехимической
продукции
относятся:
пластические
массы, синтетические
каучуки и смолы,
синтетические
волокна, синтетические
моющие средства
и поверхностно-активные
вещества, некоторые
химические
удобрения,
присадки к
топливам и
маслам, синтетические
смазочные
масла, белково-витаминные
концентраты,
многочисленные
индивидуальные
органические
вещества: спирты,
кислоты, альдегиды,
кетоны, хлорпроизводные
эфиры, гликоли,
полигликоли,
глицерин и
другие, применяющиеся
в промышленности,
сельском хозяйстве,
медицине и в
быту.
Все вышесказанное
в полной мере
относится к
проблемам
переработки
нефти в северных
районах России.
Одним из
нефтеперерабатывающих
районов является
сургутский
нефтеносный
район, представляющий
из себя крупное
подземное
поднятие со
сводами и впадинами,
окружающих
его. Около 30 000
квадратных
километров
приходится
на Сургутский
свод. На сегодняшний
день там разрабатывается
более десятка
месторождений:
Карьунское
, Быстринское,
Лянторское,
Федеровское,
Камарьинское,
Солкинское,
Западно-Солкинское,
Вачемское и
другие.
Цех (установка)
первичной
переработки
нефти и получения
битума (ЦППНиПБ)
[1] был заложен
в 1981 году в 40 километрах
северо-западнее
от г. Сургута
и предназначался
для получения
дорожного
битума. В 1987 году
установка
претерпела
реконструкцию,
так как по
выполненному
проекту (ВНИПИНефтепромхим
г. Казань) на
установке были
установлены
ректификационные
колонны: для
атмосферной
перегонки с
19-ю тарелками
(диаметр 1,0 м)
и вакуумной
перегонки –
с 15-ю тарелками
(диаметр 1,0 м),
что не обеспечивало
получения
продуктов
заданного
качества.
В 1991 г. БашНИИ НП
была произведена
реконструкция
цеха по увеличению
производительности
до 118,8 тыс.т/год
нефти (на 18,2% выше
проектной),
производства
битума – 38,0 тыс.т/год
(на 12,7% выше проектной),
отбора суммы
светлых нефтепродуктов
– 34% на нефть (33%
по проекту) и
улучшению их
качества.
В 1988 г. НИИГипровостокнефть
была произведена
реконструкция
цеха по режиму
работы, что
позволило
получать на
установке
дизельное
топливо (зимнее
и летнее), бензиновую
фракцию (для
промывки нефтяных
скважин), а также
повысить качество
всех получаемых
продуктов.
Сегодня комплексная
установка
первичной
переработки
нефти и производства
битумов (ЦППНиПБ)
предназначена
для выработки
дорожных битумов
из нефти Лянторского
месторождения
и в небольших
количествах
битумов строительных
марок. Также
попутно получают
летнее и зимнее
дизельное
топливо, бензиновую
фракцию, которую
используют
для промывки
нефтяных скважин.
В состав установки
входят:
Блок подготовки
нефти к переработке
для глубокого
обессоливания
и обезвоживания
нефти.
Блок атмосферно-вакуумной
перегонки
нефти.
Блоки получения
окисленных
битумов в реакторах
непрерывного
действия колонного
типа и периодического
действия в
реакторах
бескомпрессорного
окисления.
Емкости для
приема и хранения
битумов, дизельного
топлива, бензиновой
фракции, газойлей.
Наливная эстакада
для отгрузки
готовой продукции
в автоцистерны.
Технологическая
воздушная
компрессорная.
Компрессорная
воздуха КИП.
Система оборотного
водоснабжения
включающая
в себя градирню
и насосы для
циркуляции
охлаждающей
воды.
Целью данного
проекта является
реконструкция
цеха первичной
переработки
нефти и получения
битума.
1.Основы
первичной
переработки
сибирских
нефтей. Аналитический
обзор
1.1.Характеристика
сырья
Нефти различных
месторождений
и даже в пределах
одного месторождения
могут значительно
отличаться
друг от друга
по химическому
и фракционному
составу, а также
по содержанию
серы, парафина
и смол. В разное
время предлагались
различные
химические,
генетические,
промышленные
и товарные
классификации
нефтей. В настоящее
время действует
технологическая
классификация
нефтей СССР
(ГОСТ 912—66). Согласно
этой классификации
все нефти оцениваются
по следующим
показателям:
содержание
серы в нефтях
и нефтепродуктах;
потенциальное
содержание
фракций, перегоняющихся
до 350 °С;
потенциальное
содержание
и качество
базовых масел;
содержание
парафина и
возможность
получения
реактивных,
дизельных
зимних или
летних топлив
и дистиллятных
базовых масел
с депарафинизацией
или без нее.
Сырьем установки
является сырая
нефть которая
должна соответствовать
требованиям
ГОСТ 9965-76 и иметь
следующие
физико-химические
показатели
(табл. 1)
Физико-химические
показатели
нефти. Таблица
1
№
п/п
|
Наименование
показателя
|
Норма
для групп
|
Сырье
|
I
|
II
|
III
|
приход
|
обработанное
|
1. |
Концентрация
хлористых
солей, мг/дм3
не более
|
100 |
300 |
900 |
39.3 |
5.3 |
2. |
Массовая
доля воды, %
не более
|
0.5 |
1.0 |
1.0 |
0.12 |
отс. |
3. |
Массовая
доля механических
примесей, %
не более
|
0.05 |
0.05 |
0.05 |
0.048 |
|
4. |
Давление
насыщенных
паров, кПа
(мм.рт.ст.)
не более
|
66.7
(500)
|
66.7
(500)
|
66.7
(500)
|
|
|
Классификация
нефтей на классы
и типы. Таблица
2
№
п/п
|
Показатели
|
Норма
|
Сырье
|
1. |
Массовая
доля общей
серы, % |
|
|
1 – малосернистые
|
до 0.60 |
|
2 – сернистые
|
0.61 – 1.80 |
0.99 |
3 – высокосернистые
|
более 1.80 |
|
2. |
Плотность
при 20С,
кг/см3
|
|
|
1 – легкие
|
до 850 |
|
2 – средние
|
851 – 885 |
880 |
3 – тяжелые
|
более 885 |
|
В зависимости
от массовой
доли серы-нефти,
от плотности
при 20С
подразделяют
на классы и
типы, которые
приведены в
таб.2.
По содержанию
фракций до 350
°С нефти делятся
на три типа
(Лянторской
– 44,7%):
Т1—не менее
45%;
Т2—30—44,9%;
Т3— менее 30%.
По потенциальному
содержанию
базовых масел
все нефти делятся
на четыре группы
(Лянторской
– 21%):
М1—не менее
25% в расчете на
нефть;
М2— 15—25% в расчете
на нефть и не
менее 45% в расчете
на мазут;
М3—15—25% в расчете
на нефть и 30—45%
в расчете на
мазут;
М4—менее 15% в
расчете на
нефть.
Кроме того, все
нефти делятся
по качеству
базовых масел,
оцениваемому
индексом вязкости,
еще на две подгруппы
(Лянторской
– 79):
По содержанию
парафина нефти
делятся на три
вида (Лянторской
– 2,4%):
П1—мало парафиновые
(не выше 1,5%);
П2—парафиновые
(1,51—6,0%);
П3—высоко
парафиновые
(более 6%).
Кроме того,
указывается
для каждого
вида, какие
продукты можно
получать без
депарафинизации
или с применением
депарафинизации.
Так, из нефти,
отнесенной
к виду П1 можно
получать реактивное
топливо, дизельное
зимнее топливо
и дистиллятные
базовые масла
без депарафинизации.
Краткая
характеристика
некоторых
нефтей СССР.
Таблица 3
Месторождение
|
Содержание,
вес. %
|
Коксуемость
вес.
%
|
Выход
фракций
бъемн.,
%
|
серы
|
смол
|
асфальтенов
|
парафинов
|
до
200 °С
|
до
300 °С
|
ДО
350 °С
|
Биби-Эйбатское
(Баку) |
0,18 |
18 |
— |
0,5 |
1,7 |
21,4 |
47,7 |
|
Ново-грозненское |
0,20 |
4,5 |
0,9 |
9,0 |
— |
21,9 |
38,9 |
— |
Яринское
(Пермская область) |
0,54 |
6,17 |
Отсутствие |
5,5 |
1,28 |
30,8 |
49,0 |
— |
Западно-Тэбукское
(Коми АССР)
|
0,7 |
13.7 |
1,54 |
3,75 |
3,71 |
25,5 |
49.5 |
— |
Арланское
(Башкирская
АССР) |
2,84 |
20,3 |
5,2 |
4,7 |
7,7 |
18,0 |
39,7 |
— |
Ромашкинское
(Татарская
АССР) |
1,62 |
11,60 |
4,16 |
4,97 |
5,85 |
22,4 |
46,0 |
— |
Усть-Балыкское
(Западная Сибирь) |
1,77 |
15,44 |
2,56 |
1,24 |
4,43 |
18,5 |
— |
42,3 |
Самотлорское
(Западная
Сибирь) |
0,92 |
10,2 |
1,67 |
2,4 |
— |
30,0 |
— |
60,2 |
Лянторская
|
0,99 |
13,2 |
2,8 |
2,4 |
— |
17,22 |
32,04 |
40,34 |
Охинское
(Сахалин) |
0,3 |
17,2 |
1,33 |
0,92 |
3,65 |
7,2 |
— |
40,5 |
Долинское
(УССР) |
0,45 |
13,0 |
0,4 |
4,0 |
— |
31,1 |
50,2 |
— |
Речицкое
(Белорусская
ССР)
|
0,32 |
7,04 |
0.11 |
9,51 |
2,6 |
26,4 |
— |
52,2 |
Котур-Тэпе
(Туркменская
ССР) |
0,27 |
6,4 |
0,73 |
6,45 |
2.76 |
17,9 |
— |
46,7 |
Жетыбайское
(Мангышлак) |
0,2 |
11,0 |
0,3 |
20,1 |
1,79 |
19,5 |
— |
40,5 |
Используя эту
классификацию,
для любой
промышленной
нефти можно
составить шифр.
Так например,
Лянторская
нефть получает
шифр IIТ2М3И2П2.
Физико-химическая
характеристика
Лянторской
нефти. Таблица
4
№
п/п
|
Наименование
показателей
|
Значение
|
1. |
Плотность
при 20С,
г/см3
|
0.8943 |
2. |
Содержание
серы, % масс. |
1.11 |
3. |
Вязкость
при 20С
см2/сек
|
35.84 |
4. |
Молекулярная
масса |
281 |
5. |
Вязкость
при 50С
см2/сек
|
11.75 |
6. |
Температура
застывания,
С:
|
|
с обработкой
|
-40 |
без обработки
|
-39 |
7. |
Содержание
соединений,
% масс. |
|
парафинов
|
2.4 |
асфальтенов
|
2.8 |
селикагелевых
смол
|
13.2 |
Фракционный
состав и физический
свойства сырья.
Таблица 5
Температура
кипения фракции
при 760 мм.рт.ст.
|
Выход
на нефть, % вес.
|
Плотность
г/см3
|
Молекулярная
масса
|
отдельных
фракций
|
суммарный
|
C3H8
|
0,02 |
0,02 |
|
44 |
i-C4H10
|
0,06 |
0,08 |
0,5572 |
58 |
n-C4H10
|
0,04 |
0,12 |
0,5788 |
58 |
i-C5H12
|
0,33 |
0,45 |
0,6196 |
72 |
n-C5H12
|
0,10 |
0,55 |
0,6262 |
72 |
36-62 |
0,32 |
0,87 |
0,6670 |
|
62-70 |
0,83 |
1,70 |
0,6921 |
|
70-80 |
0,70 |
2,40 |
0,7164 |
|
80-90 |
1,23 |
3,63 |
0,7263 |
|
90-100 |
1,25 |
4,88 |
0,7391 |
|
100-110 |
1,25 |
6,13 |
0,7506 |
108 |
110-120 |
1,06 |
7,19 |
0,7528 |
111 |
120-130 |
1,37 |
8,50 |
0,7639 |
115 |
130-140 |
1,41 |
9,97 |
0,7742 |
118 |
140-150 |
1,09 |
11,06 |
0,7825 |
125 |
150-160 |
1,28 |
12,34 |
0,7901 |
129 |
160-170 |
1,27 |
13,61 |
0,7966 |
135 |
170-180 |
1,17 |
14,78 |
0,8046 |
142 |
180-190 |
1,12 |
15,90 |
0,8126 |
148 |
190-200 |
1,32 |
17,22 |
0,8188 |
155 |
200-210 |
1,40 |
18,62 |
0,8341 |
158 |
210-220 |
1,11 |
19,73 |
0,8407 |
170 |
220-230 |
1,27 |
21,00 |
0,8457 |
180 |
230-240 |
1,38 |
22,38 |
0,8497 |
185 |
240-250 |
1,51 |
23,89 |
0,8541 |
194 |
250-260 |
1,53 |
25,42 |
0,8591 |
202 |
260-270 |
1,78 |
27,20 |
0,8593 |
210 |
270-280 |
1,51 |
28,71 |
0,8672 |
221 |
280-290 |
1,46 |
30,17 |
0,8676 |
230 |
290-300 |
1,87 |
32,04 |
0,8684 |
237 |
300-310 |
1,60 |
33,64 |
0,8688 |
244 |
310-320 |
1,73 |
35,73 |
0,8757 |
259 |
330-340 |
1,87 |
38,81 |
0,8957 |
280 |
340-350 |
1,53 |
40,34 |
0,8963 |
291 |
350-360 |
1,54 |
41,88 |
0,8990 |
295 |
360-370 |
1,61 |
43,49 |
0,9006 |
305 |
370-380 |
1,74 |
45,23 |
0,9038 |
314 |
380-390 |
1,49 |
46,72 |
0,9054 |
322 |
390-400 |
1,70 |
48,42 |
0,9055 |
334 |
400-425 |
5,90 |
54,32 |
0,9168 |
370 |
425-450 |
5,30 |
59,62 |
0,9231 |
401 |
450-475 |
4,70 |
64,32 |
0,9304 |
425 |
475-500 |
3,35 |
67,67 |
0,9376 |
450 |
500-выше |
32,33 |
100,0 |
0,9936 |
768 |
По шифру нефти
легко составить
представление
о наиболее
рациональных
путях ее переработки
и о, возможности
замены ею ранее
применявшейся
нефти в данном
технологическом
процессе.
В табл. 3 приводится
выборочный
справочный
материал,
характеризующий
некоторые
промышленные
нефти СССР.
В качестве
исходных данных
для расчетов
при проектировании
установки
первичной
переработки
нефти и получения
битума были
использованы
следующие
физико-химические
показатели,
фракционный
состав и физические
свойства Лянторской,
нефти приведенных
в табл.3, табл.4.
1.2.Нефтепродукты
Нефтеперерабатывающая
промышленность
выпускает более
500 различных
нефтепродуктов
[4].
Среди них прежде
всего следует
выделить основные
группы, резко
различающиеся
по составу и
свойствам:
I—жидкое топливо;
II—смазочные
и специальные
масла;
III—консистентные
смазки;
IV—парафины
и церезины;
V—битумы;
VI—сажа;
VII— нефтяной
кокс;
VIII — нефтяные
кислоты и их
соли;
IX—присадки
к топливам и
маслам;
X—прочие нефтепродукты
(осветительные
керосины,
растворители,
ароматические
углеводороды,
смазочно-охлаждающие
жидкости и
др.).
Остановимся
вкратце на
назначении
и ассортименте
некоторых
нефтепродуктов
из этих групп.
1.2.1.Карбюраторное
топливо
Карбюраторное
топливо—авиационные
и автомобильные
бензины, тракторный
керосин — для
двигателей
с зажиганием
от искры
[5].
Авиационные
бензины представляют
собой смеси
бензинов прямой
гонки, каталитического
крекинга и
высокооктановых
компонентов
(алкилбензол,
технический
изооктан и
другие) с добавкой
антидетонационных
и антиокислительных
присадок. Выпускаются
следующие
марки: бензин
БА, Б-100/130,
Б-91/115, Б-95/130, Б-70 (без
ТЭС).
Их фракционный
состав 40—180°С.
Автомобильные
|