Методические указания для самостоятельной работы для подготовки и повышения квалификации рабочих по профессии "Лаборант химического анализа"

• Название: Методические указания для самостоятельной работы для подготовки и повышения квалификации рабочих по профессии "Лаборант химического анализа"
• Анкор: Met_ukazania_Neftegazovy_komplex.doc
• Дата: 07.12.2017
• Размер: 2.47 Mb.
• Имя файла: Met_ukazania_Neftegazovy_komplex.doc
• Тип: Методические указания; #10749
• страница: 5 из 6

Тема 4. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ
4.1. Выбор варианта переработки нефти
Промышленная переработка нефти и газовых конденсатов на современных нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) осуществляется путем сложной многоступенчатой физической и химической переработки на отдельных или комбинированных крупнотоннажных технологических процессах, предназначенных для получения ассортимента товарных нефтепродуктов.

Процессы переработки нефти можно разделить на три группы:

1. 
   Первичная перегонка, т.е. фракционирование с целью выработки прямогонных фракций, характеризующихся низким качеством и используемых в основном в качестве сырья вторичных процессов.
   
2. 
   Процессы облагораживания прямогонных фракций ( каталитический риформинг, гидроочистка и т.д. ).
   
3. 
   Процессы углубления переработки нефти, позволяющие из нефтяных остатков ( мазута, гудрона) вырабатывать дополнительное количество светлых нефтепродуктов ( каталитический крекинг, гидрокрекинг и т. д. ).
   

Существует три основных направления переработки нефти: 1) топливное; 2) топливно-масляное;3) нефтехимическое (комплексное).

При топливном направлении нефть и газовый конденсат в основном перерабатываются на моторные и котельные топлива. Переработка нефти по топливному варианту может быть глубокой и неглубокой. Схема НПЗ с неглубокой переработкой отличается небольшим числом технологических процессов и небольшим ассортиментом нефтепродуктов. Выход моторных топлив по этой схеме не превышает 55-60% мас. и зависит в основном от фракционного состава сырья.

При глубокой переработке стремятся получить максимально высокий выход высококачественных моторных топлив, сводя к минимуму выход котельного топлива. При этом предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка – гудрона получают моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы: каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидроочистка, гидрокрекинг, висбрекинг. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. Глубина переработки нефти при этом достигает до 70-90% мас.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с моторными топливами получают различные сорта смазочных масел. Для производства последних обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций с учетом их качества.

Нефтехимический (комплексный) вариант переработки нефти предусматривает наряду с топливами и маслами производство сырья для нефтехимии (ароматические углеводороды, парафины, сырье для пиролиза и др.), а в ряде случаев выпуск товарной продукции нефтехимического синтеза.

Вариант переработки нефти выбирают на основе шифра нефти и качества основных нефтепродуктов, получение которых возможно из данной нефти, баланса основных нефтепродуктов в стране или данном регионе, состояния экономики и конъюнктуры рынка в перспективе.

Например, нефть, имеющая шифр 1.1.3.2.1 (малосернистая с высоким содержанием светлых, малым содержанием масляных фракций, имеющих ИВ 85-90 и малым содержанием парафина) целесообразно перерабатывать по топливному варианту с получением в атмосферной части АВТ светлых топливных фракций (бензин, авиакеросин, или зимнее дизтопливо и компонент летнего дизтоплива) и получение в вакуумной части сырья для каталитического крекинга и гудрона.

В связи с тем, что потребность в смазочных маслах составляет не более 4-8% от общей потребности в нефтепродуктах, только масляный вариант переработки мазута принимают при небольшой производительности завода. Для крупных заводов ставят две АВТ (топливную и топливно-масляную).
ТЕМА 5. ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ


Природный газ включает: собственно природный газ, попутный нефтяной газ, газ газоконденсатных месторождений. Собственно природный газ — это газообразные смеси углеводородов, со­стоящие (от 80 до 90 %) из метана и негорючих газов, содержащие примеси водяных паров, пыли и смол. Попутный нефтяной газ выделяется при добыче нефти и содержит кроме метана этан, пропан и более тяжелые углеводороды.

Основные месторождения природного газа — в Став­ропольской, Саратовской областях, на Урале (Ухта), в Западной Сибири (Ямал); нефти — в Самарской области, Татарстане, Баш­кирии, на Северном Кавказе, в Западной Сибири.

Некоторые свойства и состав газов представлены в таблицах 5.1, 5,2.

Таблица 5.1

Характеристика природных газов некоторых месторождений

Месторождение (газопровод)	Состав газа, %							Плотность, кг/м3	Qn МДж/м3
	CH4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12 и выше	N2	СО2
Северо-Ставропольское (Ставрополь — Москва, II нитка)	92,8	2,8	0,9	0,4	0,1	2,5	0,5	0,772	36,55
Дашавское (Дашава—Киев)	98,9	0,3	0,1	0,1	0	0,4	0,2	0,712	35,88
Шебелинское (Шебел и н ка—М осква)	94,1	3,1	0,6	0,2	0,8	1,2	0	0,776	37,87
Саушкинское (Саушкин — Камышин)	96,1	0,7	0,1	од	0	2,8	0,2	0,741	35,13
Коробковское (Коробки — Камышин)	81,5	8,0	4,0	2,3	0,5	3,2	0,5	0,901	41,45
Карадагское (Карадаг—Ереван)	93,9	3,1	1,1	0,3	0,1	1,3	0,2	0,766	37,10
Бухарское (Бухара—Урал)	94,9	3,2	0,4	0,1	0,1	0,9	0,4	0,758	36,72
Среднеазиатское (Средняя Азия —Центр)	93,8	3,6	0,7	0,2	0,5	0,7	0,5	0,776	37,55
В Республике Коми (Игрим —Нижний Тагил)	95,8	1,9	0,6	0,3	0,1	1,3	—	0,741	36,47

Таблица 5.2

Характеристика некоторых нефтепромысловых попутных газов

Месторождение	Содержание компонентов, % (об.)
	СН4	С2 Н6	С3 Н8	С4Н10	С5Н12	С6Н14	N2	H2S	СО2
Самотлорское	82,88	4,23	6,48	3,54	1.05	0.32	1.17	-	0.32
Варьёганское	77,25	6,95	9,42	4,25	0,90	0,12	0,93	-	0,18
Фёдоровское	84,71	3.48	5,73	3,4	1,1	0,21	1,15	-	0,22
Холмогорское	79,9	6,24	6,88	3,96	0,86	0,10	1.89	-	0.17
Правдинское	58,4	11,65	14,53	9,2	3,62	0.57	0,66	-	1.37
Локосовское	82,53	3,85	7,92	4,06	1,28	0.21	0.04	-	0.11
Мамонтовское	75,97	6,41	9,84	4,57	1,61	0.23	1,14	-	0.23
Южно-Балыкское	68,16	9,43	15,98	4.50	0,51	0.66	0.64	-	0.12
Ромашкинское	43.41	20,38	16,23	6,39	1,64	0,43	11,23	-	0.29
Туймазинское	33.01	25,54	21,93	8,48	2,98	1,07	6,99.	-	-
Кулешовское	39,91	23,32	17,72	5,78	1,01	0,09	11.36	0.35	0.46
Коробковское	76,25	8,13	8,96	3,54	1,04	-	1.25	-	0.83
Яринское	23,90	24,90	23,10	13,90	7,80	-	6,40	-	-

Физические свойства газов

Важнейшими физическими свойствами газов являются моляр­ная масса, плотность, вязкость и влажность. От свойств простых горючих и балластных газов, входящих в состав газового топлива, зависят его теплофизические свойства.

Молярная масса М, кг/кмоль — это отношение массы вещества к его количеству. Молярная масса некоторых простых газов дана в табл. 5

Плотность р, кг/м³ — это масса газа, приходящаяся на 1 м³ занимаемого им объема.

Вязкость — это способность газа оказывать сопротивление вза­имному перемещению частиц.

В технических расчетах чаще применяют производную ве­личину — коэффициент кинематической вязкости, м²/с:

υ = μ/ρ
Вязкость может быть определена лишь в условиях ламинарного течения газа. В условиях турбулентного движения вязкость переста­ет быть физической константой. В этом случае вместо вязкого со­противления оперируют понятиями о турбулентном сопротивле­нии, турбулентной вязкости.

Таблица5.3

Значение коэффициентов вязкости некоторых газов при температуре 0⁰С и давлении 101,3 кПа

Газ	Коэффициент динамической вязкости μ, Па•с•10-6	Коэффициент кинематической вязкости υ, (м2/с)•10-6	Коэффициент С в формуле Сутсрленда
Водород	8,35	93,8	83
Оксид углерода	16,93	13,55	102
Метан	10,55	14,71	198
Этан	8,77	6,45	287
Пропан	7,65	3,82	324
Бутан	6,97	2,55	349
Пропилен	7,82	4,11	322
Бутилен	7,78	3,12	329
Диоксид углерода	14,09	7,10	255
Кислород	19,58	13,73	138
Азот	16,93	13,55	107
Атмосферный воздух	17,53	13,56	122
Сероводород	11,82	7,68	331
Водяной пар при температуре 1000С	8,7	14,80	673

Влажностью называется содержание в газе водяного пара.

Насыщение водяными парами газа может быть только до опре­деленного предела, который зависит от температуры и давления. Температура, при которой газ, находящийся под определенным давлением, насыщен до предела водяными парами, называется точкой росы. Охлаждение от этой точки приводит к конденсации водяных паров.

Различают абсолютную, удельную и относительную влажность газа.

Абсолютной влажностью (влагосодержанием) газа называется количество или масса водяных паров, содержащихся в единице объема газа. Единица измерения абсолютной влажности — г/м³.

Удельной влажностью газа называется количество или масса во­дяного пара, приходящаяся на единицу массы влажного газа. Еди­ница измерения удельной влажности — г/кг.

Относительной влажностью газа (степенью насыщения газа во­дяными парами) называется отношение абсолютной влажности газа к максимально возможной при заданных температуре и давле­нии. Относительную влажность газа φ выражают в процентах и оп­ределяют как отношение парциального давления содержащегося в газе водяного пара р к давлению насыщенного водяного пара Р при той же температуре:
φ = р/Р

Насыщенные пары углеводородных газов при данных темпера­туре и давлении находятся в точке росы. При постоянном давле­нии и уменьшении температуры часть паров конденсируется. Из­менение давления при постоянной температуре приводит к сме­щению равновесия точки росы, но состояние насыщенности па­ров сохраняется.

Точка росы имеет важное значение в двухфазных системах (при­мер таких систем — сжиженные газы, представляющие собой пропан-бутановые смеси). Для предотвращения конденсатообразования при естественном испарении в различных климатических зонах и в различные периоды года необходимо применять сжиженные газы с различным соотношением пропана и бутана.

Точки росы для пропан-бутановой смеси при давлении 3 кПа приведены в табл. 5.4.

Точка росы для углеводородных газов, представляющих собой смеси простых газов, зависит от их состава и давления. В точке росы должно выполняться соотношение:

l/P = Σ X_i / P_i

где Р — общее давление смеси; и Р_i — соответственно мольная доля и парциальное давление i-го компонента газовой смеси.

Таблица 5.4

Точки росы для смесей пропана и н-бутана при давлении 3 кПа

Пропан, %	100	90	80	70	60	50	40	30	20	10	0
н-бутан, %	0	10	20	30	40	50	60	70	80	90	100
Точка росы, °С	-42	-32	-26	-2	-17	-13	-10	-8	-5	-2	0

Точку росы из-за сложности ее расчета обычно определяют по специальным номограммам. Номограммы имеют вид треугольни­ка, на каждой стороне которого отложено содержание того или иного газа. В качестве примера на рис. 1 приведена номограмма для определения точки росы смеси пропана, изобутана и н-бутана при атмосферном давлении. Для смеси, состоящей из 25 % про­пана, 60 % н-бутана и 15 % изобутана находят точку пересечения:






Рис.5.1 Номограмма для определения точки росы смеси пропана, изобутана и н-бутана при атмосферном давлении.
Из этой точки опускают перпендикуляр на шкалу температур и находят точку росы данной смеси (-7,6 °С).

Для определения точки росы можно использовать также специ­ально разработанные графики зависимости точки росы различных смесей от давления и объемной доли компонентов, которые при­водятся в справочной литературе.

При относительной влажности φ > 0,6 углеводороды с водой образуют кристаллогидраты, представляющие собой белые кри­сталлические тела, похожие на снег или лед. Они приводят к заку­порке газопроводов, клапанов регуляторов давления, запорной арматуры. Метан с водой образует гидрат СН₄•8Н₂О, этан СН₄•Н₂О.

Гидраты появляются при температуре, значительно превыша­ющей температуру образования льда. Максимальная температура, выше которой ни при каком повышении давления нельзя вызвать гидратообразование газов, называется критической температурой гидрообразования. Для метана она составляет 21,5 °С, этана — 14,5 °С, пропана — 5,5 °С.
Таблица 5.5

Условия образования гидратов

Этан		Пропан
Температура, °С	Давление, МПа	Температура, °С	Давление, МПа
-9,5	0,32	-11,9	0,1
-6,7	0,36	-9	0,12
-3,9	0,41	-6,3	0,13
-1,1	0,46	-5,6	0,14
0,6	0,51	-3,3	0,16
1,7	0,58	-1,0	0,17
10,8	1,7	1,7	0,24
13	2,7	2,3	0,27
14,5	3,4	3,3	0,34
—	—	4,4	0,41
—	—	5,5	0,48

Чем тяжелее углеводородный газ, тем скорее он образует гид­рат при наличии влаги.

Для предотвращения образования кристаллогидратов необхо­димо снижать влажность газов до φ < 0,6 при самой низкой рас­четной температуре в газопроводе.

Образовавшиеся гидраты можно разложить подогревом газа, снижением его давления и вводом веществ, уменьшающих упру­гость водяных паров и понижающих точку росы газа. Одним из таких веществ является метанол (метиловый спирт), который надо вводить в количестве 0,26 кг на 1000 кг газа.
Тепловые свойства газов
Тепловые свойства газов определяются их теплоемкостью, теп­лопроводностью, теплосодержанием и теплотой сгорания.

Теплоемкостью газа называется его способность при нагрева­нии поглощать теплоту. Теплоемкость газа С можно выразить отно­шением подведенного к газу количества теплоты ∆Q к изменению температуры ∆Т:
С=lim∆Q/∆Т,

∆Т→0
Теплоемкость газа представляет собой количество теплоты, не­обходимое для нагрева газа на 1 К. Единица измерения теплоемко­сти — Дж/К. Если теплоемкость отнести к количеству газа, то по­лучим удельную теплоемкость.

Удельной теплоемкостью называется отношение подведенного к газу количества теплоты к произведению единицы количества газа и изменения его температуры.

В зависимости от того, что принимается за единицу количества газа, удельная теплоемкость называется массовой с_т, Дж/(кг•К), молярной с_м, Дж/моль•К), объемной С_V, Дж/(м³•К). Указанные теп­лоемкости связаны друг с другом следующими соотношениями:

C_m = C_M /M, С_V=C_M/V_M, C_M = C_mM = C_VV_M
где М — молярная масса, кг/моль; V_M — молярный объем, м³/моль (для идеального газа при стандартных условиях V_M 22,4•10^-3 м³/моль).

Удельная теплоемкость зависит от температуры. Различают удель­ные теплоемкости при постоянном объеме с_v и при постоянном дав­лении с_р.

Из термодинамики известно, что в случае нагревания газа при постоянном объеме теплота расходуется на увеличение только внут­ренней энергии. При нагревании газа при постоянном давле­нии теплота расходуется также и на работу расширения. Сле­довательно, с_р > с_v. Для идеального газа работа расширения рав­на универсальной газовой постоянной R и справедливо уравнение:

с_р - с_v = R

Отношение удельной теплоемкости при постоянном давлении к удельной теплоемкости при постоянном объеме называется по­казателем адиабаты

с_р / с_v = К.

Массовая и объемная теплоемкости с повышением температу­ры возрастают, а с увеличением молекулярной массы уменьшают­ся. Показатель адиабаты с повышением температуры и увеличени­ем молекулярной массы уменьшается. Для идеального газа он при­мерно равен 1,667, для двухатомных газов — 1,41, для трехатом­ных — 1,34.

Различают истинную с и среднюю с' теплоемкости.

Истинной теплоемкостью называется количество теплоты, необходимое для изменения температуры единицы количества газа на 1 К при дан­ных р и Т или V и Т.

Средняя теплоемкость — это количество теплоты, необходимое для изменения температуры единицы количества газа на 1 К в за­данном интервале температур, т.е. от Т₁ до Т. Среднюю объемную теплоемкость при постоянном давлении газа можно определить по средним теплоемкостям компонентов и их объемным долям:
с'_р = 0,01 (с'_Н2 *Н₂+ с'_СО *СО+ с'_СН4 *СН₄ +….+ с'_n *N₂)
где с'_Н2 с'_СО с'_СН4 с'_n— средние объемные теплоемкости ука­занных в индексах компонентов; Н₂, СО, СН₄... N₂ — объемные доли компонентов, %. Значения средней объемной теплоемкости горючих газов и про­дуктов сгорания приведены в табл. 5.6.

Теплопроводность газа — это его способность проводить тепло­ту, т.е. осуществлять молекулярный перенос энергии. Молекулы участков газа, где температура выше, обладают большей энергией и передают ее соседним молекулам, обладающим меньшей энер­гией. Это приводит к выравниванию разности температур ∆Т, но передача теплоты не связана с переносом частиц.

Таблица 5.6

Средняя объемная теплоемкость при постоянном давлении кДж /(м³К) горючих газов в интервале температур от о до t

Темпе­ратура, °С	СО	Н2	H2S	СН4	С2Н4	C2H6	С3Н8	С4Н10	С5Н12
0	1,299	1,277	1,513	1,544	1,792	2,227	3,039	4,128	5,129
100	1,302	1,292	1,543	1,653	2,031	2,525	3,450	4,517	5,837
200	1,307	1,297	1,574	1,765	2,257	2,800	3,860	5,255	6,515
300	1,317	1,300	1,608	1,890	2,466	3,077	4,271	5,774	7,135
400	1,329	1,302	1,644	2,019	2,658	3,333	4,681	6,268	7,742
500	1,343	1,305	1,682	2,144	2,839	3,571	5,095	6,691	8,257
600	1,357	1,308	1,719	2,264	3,006	3,793	5,431	7,114	8,784
700	1,372	1,312	1,756	2,381	3,157	4,003	5,724	7,486	9,232