Курсовая работа: Углеводородный состав прямогонных бензинов
Возвращаясь к
бензинам прямой перегонки, получаемым из нафтеновых нефтей, можно отметить, что
как базовые компоненты авиационных бензинов они обладают достаточно высокими
антидетонационными свойствами при работе и на бедных, и на богатых смесях:
Наиболее распространенной
схемой получения прямогонных компонентов бензина является атмосферная перегонка
нефти с отбором широкой фракции до 180 °С и последующая вторичная перегонка
этой фракции на компоненты. При вторичной перегонке отбирается «головка»
бензина (н.к. - 62°С или н.к. - 85°С), которую можно использовать как компонент
товарного бензина или передать на облагораживание (каталитическую
изомеризацию). При перегонке высокооктановой нефти конец кипения отбираемого
легкого бензина в соответствии с требуемым октановым числом можно повысить.
Более тяжелую часть
бензина (85 - 180°С, 105
- 180°С или 140
- 180 °С) обычно
направляют на каталитический риформинг для получения высокооктанового
компонента бензинов. Фракцию 140
- 180°С можно также
использовать как компонент реактивного топлив.
|
|
Б-91/115 |
Б-95/130 |
|
Содержание углеводородов, % (масс.) |
55 |
60 |
|
нафтеновых |
|
парафиновых .... |
41 |
36 |
|
ароматических |
4 |
4 |
|
Октановое число (м. м.) |
|
|
|
без ТЭС |
70 |
74 |
|
2,5 г ТЭС на 1кг .... |
86 |
91 |
|
Сортность с ТЭС |
95—98 |
116 |
|
* Термин «денормализация»
используется применительно к удалению парафинов с помощью цеолитов из
реактивных и дизельных топлив. |
|
|
5. Фракционный
состав нефти
Фракционный состав
нефти и нефтепродукта определяют путем перегонки и ректификации.
Перегонка
(дистилляция) - это физический метод разделения, основанный на испарении
жидкости и конденсации паров, обогащенных легколетучим компонентом. Термин
«дистилляция» означает «разделение по каплям» или «стекание по каплям». История
перегонки насчитывает около 3500 лет. В древности с помощью перегонки получали
розовое и другие эфирные масла, дистиллированную (пресную) воду из морской,
использовали перегонку для приготовления микстур и напитков. Современная
нефтепереработка берет свое начало также с перегонного куба, целевым назначением
которого было получение осветительного керосина. Кубовая батарея и трубчатая
установка для перегонки нефти были изобретены в России во второй половине XIX
века. В этих разработках выдающаяся роль принадлежит инженеру В.С. Шухову.
Перегонку можно
проводить периодически и непрерывно. При периодической перегонке содержимое
перегонного аппарата частично или полностью отгоняется. В этом процессе
происходит непрерывное изменение состава паровой и жидкой фаз, а также
температуры отбора паров. При непрерывной перегонке продукт непрерывно вводят в
перегонный аппарат. При этом обычно разделение паровой и жидкой фаз происходит
однократно, поэтому такой процесс называется однократной перегонкой или
однократным испарением. В этом процессе образующаяся паровая фаза остается в
равновесии в смеси с жидкой до установления конечной (заданной) температуры.
Фазы разделяются после установления этой температуры.
Перегонкой можно
разделить до определенной степени смесь компонентов, температуры кипения
которых отличаются более чем на 50 °С.
Ректификация — физический метод разделения, основанный на многократном
противоточном контакте жидкой и паровой фаз. При этом паровая фаза обогащается
низкокипящим компонентом, а жидкая — высококипящим. Ректификация, как и
перегонка, может осуществляться периодически и непрерывно.
Ректификацией можно
разделять смесь компонентов, различающихся по температуре кипения всего на
0,5°С.
Согласно Единой
унифицированной программе исследования нефтей фракционирование нефти проводят
по ГОСТ 11011—85 и по методу ГрозНИИ.
Определение фракционного состава в аппарате АРН-2 (ГОСТ
11011—85)
Сущность метода
заключается в периодической ректификации нефти (нефтепродукта) при атмосферном
давлении и под вакуумом. Метод позволяет определять фракционный состав нефти
(нефтепродукта) по истинным температурам кипения (ИТК), устанавливать
потенциальное содержание отдельных фракций и получать фракции нефти
(нефтепродукта) для исследования их состава и свойств.
Основным узлом
аппарата АРН-2 для ректификации нефти (рис. 3.11) является стальная насадочная
ректификационная колонна диаметром 50 и высотой 1016 мм. В качестве насадки
используют спирали из нихромовой проволоки. Погоноразделяющая способность
колонны соответствует 20 теоретическим тарелкам. Аппарат АРН-2 имеет два перегонных
куба на загрузку 1,9 и 3,0 л.
Атмосферная
перегонка.
Перед началом перегонки все краны аппарата АРН-2 смазывают вакуумной смазкой.
Краны мани- фольда ставят в следующие положения (рис. 3.12)-. кран А — 1, 2, 4; крап Б — 5, 7; кран В открывают, кран Г закрывают, кран Ж и кран-зажим 3 открывают. В холодильник 5 подают проточную воду,
температура которой не должна быть выше 25 °С. В рубашки приемников 3 загружают
лед.
Рис- 3.11. Аппарат АРН-2 для перегонки нефтн;
1— буферная емкость; 2 — манифольд; 3 — приемники; 4, 6. 20, 21 — термопары; а
—обратный холодильник; 7 — конденсатор; 8, 17 —накидные гайки; 9
—ректификационная колонна; 10, 15
—ловушки; 11-12 — ртутные
вакуумметры; 13—дифференциальный манометр; 14 —
вакуум-насос; 16 —трубка; — решетка 22 — куб; 23 — печь;
А —кран трехходовой;
Б — полу- лунный кран; В,
Г. Д, Ж Е—
двухходовые крапы; 3 —кран-зажим
|
При опущенной электропечи 23 отвинчивают куб 22 от ректификационной колонны 9. Затем нефть (нефтепродукт) с
содержанием воды не более 0,5 % в количестве 1,9 или 3,0 л наливают в предварительно
взвешенный куб и взвешивают. Куб соединяют с ректификационной колонной. Трубку 16 соединяют с дифференциальным
манометром 13. В карман для
термопары вставляют термопару 21. Для уменьшения потерь тепла место
соединения куба с колонной и колонны с конденсатором закрывают стеклянной или
асбестовой тканью.
Кран Д до начала перегонки закрыт. Аппарат
включают в электросеть, автоматически поднимают электропечь. Включают
потенциометр и нагрев дна печи и колонки. Нагрев стенки печи, используемый
только при перегонке высокосмолистых нефтей, включают только в начальный момент перегонки
для более равномерного нагрева продукта. Через 30—40 мин нагрев слепки печи
выключают.
Нагрев нефти
регулируют так, чтобы ее разгонка началась через 1,5—2 ч. Кран Д закрыт до тех пор, пока не
установится равновесие в колонне. Признаком равновесия является прекращение
колебания давления, определяемого по дифференциальному манометру, и
стабилизация температуры паров. После этого кран Д открывают и начинают отбор фракций.
Перегонку нефти
проводят со скоростью 3—4 мл/мин при загрузке 3 л и 2—2,5 мл/мин — при загрузке
1,9 л. Скорость перегонки регулируют краном и электрообогревом печи и колонки
при постоянном перепаде давления в дифференциальном манометре. При нормальном
режиме работы аппарата АРН-2 разность температуры паров в колонке и жидкости в
кубе во время отбора бензиновых фракций должна быть выше 100 °С.
Отбор фракций при
атмосферном давлении проводят до температуры 200 °С (в случае высокосернистых и
высокосмолпстых нефтей и природных битумов — до 180 °С). Фракции собирают в
колбы и взвешивают с погрешностью не более 0,1 г. При температуре паров 180—200 °С атмосферную перегонку
прекращают: выключают нагрев печи и колонны, опускают печь, выключают
потенциометр. Прекращают подачу воды в холодильник. Аппарат отключают от
электросети.
Рис. 3.13.
Номограмма для пересчета температур кипения в вакууме на температуры кипения
при нормальном давлении
Вакуумная перегонка. Вакуумную
перегонку можно начинать при температуре охлажденного куба не выше 180—200°С.
Фракции, выкипающие при температуре до 320°С, отбирают при остаточном давлении
0,0013—0,0016 МПа (10—12 мм рт. ст.), а фракции, выкипающие выше 320 °С, — при остаточном давлении
0,00013—0,00026 МПа (1—2 мм рт. ст.), которое определяют по ртутному
вакуумметру. Пересчет температур кипения в вакууме на температуры кипення при
атмосферном давлении (0,1 МПа, 760 мм рт. ст.) проводят по номограмме (рис.
3.13).
При отборе фракций, выкипающих до 320 °С, в холодильник
подают воду, в рубашки приемников наливают холодную воду. Перед началом
перегонки краны манифольда ставят в следующие положения: кран А — 1,3, 4\ кран Б— 5, 6; кран Г закрывают; кран В открывают; кран Ж и кран-зажим 3 полностью открывают.
Аппарат включают в электросеть, поднимают печь. Включают потенциометр и нагрев дна печи и
колонки. Включают вакуумный насос. Постепенным завинчиванием крана-зажима 3
остаточное давление доводят до 0,0013 МПа (10 мм рт. ст.). Нагрев регулируют
так, чтобы перегонка началась через 2,0—2,5 ч. Кран Д не открывают до
тех пор, пока не установится равновесие в колонне.
При нормальном режиме
работы аппарата АРН-2 разность температур жидкости в кубе и паров в головке
конденсатора должна быть для керосиновых фракций 80—100 °С для дизельных и
масляных фракций 40—80 °С. Показания дифференциального манометра (в миллиметрах
керосинового столба) при отборе керосино-газойлевых и масляных фракций не
должны превышать 100 мм. Увеличение разности давления в дифференциальном
манометре выше 100 мм свидетельствует о нарушении баланса нагрева куба и
колонны. В этом случае необходимо не увеличивать нагрев куба или постепенно
увеличить нагрев колонны.
После установления в
колонне равновесия кран Д открывают и начинают отбирать фракции. Для смены фракций
закрывают кран В, кран Б плавно ставят в положения 5, 7 для соединения нижней воронки приемника с атмосферой,
затем открывают кран Г и фракцию сливают в предварительно взвешенную колбу. Кран Г закрывают, кран А переводят в положения 1, 2, 3 и кран Б ставят в положения 5, 6 для откачивания воздуха из
нижней воронки. После того как остаточное давление в нижней воронке и
остаточное давление в остальной системе сравняются, что фиксируется
вакуумметрами 11, 12, кран В открывают, кран А ставят в положения 1, 3, 4 и перегонку продолжают.
При достижении
температуры паров 320 °С выключают нагрев печи и колонны. Подачу воды в
холодильник прекращают, в рубашки приемника наливают горячую воду. Через 5—7
мин включают нагрев печи и колонны и, постепенно закрывая кран Ж, доводят
остаточное давление до 0,00013—0,00026 МПа (1 — 2 мм рт. ст.). Для подогрева
парафиновых фракций, проходящих через краны В и Г, может быть использован электрокрючок пли горячая вода.
Смену фракций при остаточном давлении 0,00013—0,00026 МПа (1—2 мм рт. ст.)
проводят так же, как и при отборе фракций при остаточном давлении 0,0013 МПа
(10 мм рт. ст.).
После окончания
перегонки выключают потенциометр, выключают нагрев печи и колонны, опускают
печь, кран А ставят в положения 1, 2, 3, кран Б — в положения 6, 7; после этого выключают насос. Таким образом, вся система
остается под вакуумом.
Колонну и куб
охлаждают до комнатной температуры, затем кран Б ставят в положения 5, 7 кран А — в положения 1, 3, 4, т. е. систему соединяют с атмосферой. После этого куб
отсоединяют от колонны и взвешивают вместе с остатком; остаток выливают.
Обработка
результатов.
Массу отобранных фракций определяют как разность масс колбы с фракцией и пустой
колбы.
Рис. 3.14.
Колба Мановяна:
1-емкость для пробы; 2—горловина; 3—отводная
конденсационная трубка- 4— валик подвески
распределительною желобка
Рис. B.5.
Перегонная установка с препаративным (а)
и накопительным приемникам» фракций:
1—горелка;
2—желоб; 3—изоляция;
4—колба; 5— газонаправляющий кожух; 6—окно
в кожухе у неизолированных участков горловины колбы; 7—термометр; 8—манометр
НВК; 9—магнит; 10—
распределительный вращающийся желобок; 11 —препаративный при» емник; 12 — пробирки; 13—вакуумные
трубки; 14—
охлаждаемая лопушка;
15— буфера емкость; 16-вакуум-насос; 17-накопительный
приемник; 18— водяная
баня
Определяют выход
отдельных фракций от массы пробы нефти или нефтепродукта, взятых для перегонки. Допускаемые
расхождения между параллельными перегонками ие должны превышать: J % при отборе фракций до 320 "С, 1,5 % при отборе
фракций > 320°С. Строят кривую ИТК нефти (нефтепродукта) на основании
зависимости температуры конца кипения отдельной фракции от ее суммарного
выхода. По кривой ИТК устанавливают потенциальное содержание в нефти отдельных
фракций нефтепродуктов или их компонентов.
Определение фракционного состава по
методу ГрозНИИ
В настоящее время
перед нефтеперерабатывающей промышленностью стоит задача углубления переработки
нефти. Для ее эффективного решения необходимы данные по физико-химиче- ским
свойствам фракций, выкипающих при температурах до 560—580 °С. Эти фракции
нельзя получить на аппарате АРН-2. Недостатком аппарата АРН-2 является
невозможность отбора из малосернистых нефтей фракций, выкипающих выше 480—500 сС,
а из сернистых нефтей — фракций, выкипающих выше 440—460 °С. Термическое
разложение нефтей (или их остаточных фракций) обусловлено не только их
химическим составом, по также длительностью термического воздействия (более 10
ч) в перегонном кубе и высоким гидравлическим сопротивлением насадки
ректификационной колонны.
Страницы: 1, 2, 3, 4
|