Фракционный состав. Конспект к лекции на тему-Фракционный состав. Фракционный состав нефти и нефтепродуктов
 Скачать 179.75 Kb.
|
|
Конспект к лекции на тему: Фракционный состав нефти и нефтепродуктов. Нефть – сложнейшая смесь органических соединений: от газообразных до твердых компонентов. В ней находится огромное количество индивидуальных углеводородов. Только в бензинах их около 500. Чем тяжелее нефтепродукт, тем больше в нем различных компонентов. Начало нефтепереработки основано на перегонке, т.е. получении из нефти фракций, остатков и товарных нефтепродуктов на их основе. При перегонке нельзя получить индивидуальные компоненты, а отбирают фракции. Фракции – это жидкости выкипающие в определенном диапазоне температур и характеризующиеся температурой начала и конца кипения. При перегонке получают следующие фракции. Начало кипения–350 0 С – светлые: до 40 0 С – газ; 40-200 0 С – бензиновая фракция; 100-300 0 С – керосиновая фракция; 200-350 0 С – дизельная фракция. Остаток с температурой кипения выше 350 0 С – мазут: 350-400 0 С, 400-450 0 С, 450-500 0 С – масляные фракции; 350-500 0 С – вакуумный газойль (темные). Остаток с температурой кипения выше 500 0 С – гудрон. Светлые отгоняются от нефти при атмосферной перегонке, мазут подвергается разгонке под вакуумом. Вакуум позволяет снизить температуру кипения и предотвратить разложения. Перегонку осуществляют двумя методами: 1. Постепенное испарение (ПИ); 2. Однократное испарение (ОИ). 1. Порция нефти постепенно нагревается до заданной температуры и по мере нагрева постоянно отбирается паровая фаза. Жидкая – по достижении заданной температуры. Преимущество – более четкое разделение нефти на паровую и жидкую фазу. Недостаток – периодичность процесса. Данный метод применяется только в лаборатории для исследования нефти. В лаборатории используются аппараты АРН-2, ЛПРН. В результате разгонки строится график в координатах Температура нагрева – Процент отгона. Если вести разгонку очень четко, отбирая 3%-ные фракции, то можно построить кривую ИТК (истинная температура кипения). ИТК – это «паспорт» нефти, по которому определяется потенциальное содержание в нефти любых фракций и остатков. На основе ИТК можно рекомендовать метод переработки нефти. Если каждую фракцию проанализировать на физико-химические характеристики (плотность, вязкость, температура застывания и др.), то можно получить график, подробно характеризующий нефть. Для определения характеристики определенной фракции из ее среднего выхода восстанавливается перпендикуляр до нужной характеристики. 2. Нагретая в специальном аппарате до заданной температуры, нефть в парожидкостном состоянии подается в аппарат, где устанавливается парожидкостное равновесие. Паровая и жидкая фаза отбираются одновременно. Преимущество – непрерывность процесса, лучшие технико- экономические показатели. Недостаток – нечеткое разделение. Метод ОИ заложен в промышленные установки перегонки нефти: нефть нагревается в печах и подается в ректификационную колонну. За счет тарелок улучшается четкость разделения. Для получения кривой разгонки нужно несколько разгонок методом ОИ, что достаточно сложно. Существуют методы перевода ИТК в ОИ. По кривым ОИ определяется температурный режим работы колонны. При нагреве до одной температуры выход фракции по ОИ выше. Это связано с тем, что присутствие легких помогает испарению. Для получения одного и того же выхода фракций по методу ПИ нужна более высокая температура. Как видно, метод ОИ позволяет не только провести непрерывный процесс, но и дает лучшие ТЭП. Фракционный состав определяется по ГОСТам на бензины, дизельные и реактивные топлива. Фракционный состав характеризует эксплуатационные характеристики. В лабораторных условиях он определяется в приборе Энглера методом постепенного испарения. Определяется температура: - начала кипения (первая капля); - 10% отгона; - 50% отгона; - 90% отгона; - 97,5% отгона. Классификация нефтей по ГОСТ. Составление шифра нефти Раньше нефти делили по плотности, по химическому составу. В 1962 году в СССР введена единая технологическая классификация нефтей. По ней нефти делятся на 3 класса по содержанию серы, на три типа по содержанию светлых, на 4 группы по содержанию базовых масел (фракции 350-500 0 С), на 4 подгруппы по индексу вязкости базовых масел, на 3 вида по содержанию твердых парафинов. На основе этих характеристик нефти присваивается шифр, по которому рекомендуется наиболее доступный вариант ее переработки. Существует три варианта: 1. топливный; 2. топливно-масляный; 3. нефтехимический. Кл асс Соде ржа- ние серы, % масс. Ти п Соде ржа- ние свет- лых, % масс. Гр уп па Содержан ие базовых масел, % масс. П од гр уп па ИВ В и д Соде ржа- ние твер- дых пара- фино в, % масс. Депарафиниза ция на неф ть на маз ут не требуе тся требу ется 1 < 0,5 1 не мене е 55 1 не мен ее 25 не мен ее 45 1 >95 1 Мене е 1,5 для реакти в., диз.то плив, масел - 2 0,51- 2 2 54,9 – 45 2 24,9 –15 не мен ее 45 2 95- 90 2 1,51 – 6 для реакти в., летних диз.то плив для зимн их диз.т опли в, масел 3 >2 3 мене е 45 3 24,9 –15 44,9 –30 3 89,9 -85 3 Боле е 6 - для реакт ив., диз.т опли в, масел - - - - 4 мен ее 15 не мен ее 30 4 <85 - - - - Пример 1. Составить шифр для Ромашкинской нефти. Содержание серы – 1,65%, светлых – 46%, масел – 23% на нефть и 30% на мазут, парафинов – 3,5%. ИВ – 85. Сделать вывод о варианте переработки. Ответ. Шифр – 2.2.3.3.2. Масел мало, они плохого качества. Рекомендуется переработка по топливному варианту. Пример 2. Составить шифр для Самотлорской нефти. Содержание серы – 0,96%, светлых – 58%, масел – 27,6% на нефть и 54% на мазут, парафинов – 2,31%. ИВ – 90. Сделать вывод о варианте переработки. Ответ. Шифр – 2.1.1.2.2. Рекомендуется переработка по топливно- масляному варианту. Шифры некоторых нефтей: Тумазинская – 2.2.2.3.2; Усть-Балыкская – 2.3.1.1.2; Русская – 1.3.1.4.1; Жирновская – 2.2.2.1.2; Горячеисточная (Чечня) – 1.1.1.1.2 (светлых – 69%, серы – 0,08%). По технической классификации 2002 года (ГОСТ 51858-2002) нефти делятся на классы (по содержанию серы), на типы (по плотность нефти), на группы (по степени подготовки нефти - содержание воды, мех. примесей, давление насыщенных паров), на виды (содержание сероводорода). Класс Наименование нефти Массовая доля серы, % масс. 1 малосернистая до 0,6 2 сернистая 0,61 – 1,8 3 высокосернистая 1,81 – 3,5 4 особовысокосернистая > 3,5 Показатели Нормы для нефти, типы 0 1 2 3 4 Плотность, кг/м 3 : при 20 0 С при 15 0 С не более 830 не более 834,5 830,1-850 834,6- 854,4 850,1-870 854,5- 874,4 870,1- 895 874,5- 899,3 более 895 более 899,3 Выход фракций, % масс, не менее: до 200 0 С до 300 0 С до 350 0 С 30 52 62 27 47 57 21 42 53 не норм. не норм. Массовая доля парафина, %, не более 6,0 6,0 6,0 не норм. не норм. Показатели Нормы для нефтей, группы 1 2 3 Массовая доля воды, % масс., не более 0,5 0,5 1,0 Концентрация хлористых солей, мг/дм 3 , не более 100 300 900 Доля механических примесей, %, не более 0,05 Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.) 66,7 (500) Содержание хлорорганиче-ских соединений, млн -1 (ppm). Не нормируется. Определение обязательно. Показатели Нормы для нефтей, виды 1 2 3 Содержание H 2 S, млн -1 (ppm), не более 20 50 100 Суммарное содержание метил- и этилмеркаптанов 40 60 100 Нефть, поставляемая на экспорт, классифицируется по следующим типам (ТУ 39-1623-93). Наименование показателя Нормы для типа 0 1 2 3 4 1. Плотность при 20 0 С, кг/м 3 , не более 830 850 870 890 895 2. Выход фракций, % об., не менее: до 200 0 С до 300 0 С до 350 0 С 30 52 62 27 47 57 21 42 53 21 41 50 19 35 48 3. Содержание серы, % масс., не более не норм. 0,6 1,8 2,5 3,5 4. Массовая доля парафина, % масс., не более не норм. 6 6 6 не норм. 5. Концентрация тяжелых металлов – ванадия, никеля и других. до 01.01.1994 не нормируется Нефть, поступающая с промыслов на отечественные нефтеперерабатывающие заводы должна соответствовать ГОСТу на подготовленную нефть. В нем нормируются содержание в нефти воды, солей, механических примесей, попутных газов. Наименование показателя Группа нефти 0 1 2 3 1. Содержание воды, % масс. не более 0,5 0,5 1 1 2. Содержание солей, мг/л, не более 40 100 300 900 3. Содержание механических примесей, % масс., не более 0,05 0,05 0,05 0,05 4. Давление насыщенных паров, мм.рт.ст., не более не более 500 |