Список экзаменационных вопросов с ответами по дисциплине «Химия и технология нефти и газа»

Список экзаменационных вопросов по дисциплине «Химия и технология нефти и газа»

1. Назначение и типы термических процессов переработки нефтяного сырья.
2. Назначение вторичных процессов переработки нефтяных фракций.

3. Химизм термического крекинга парафиновых, нафтеновых, олефиновых, ароматических углеводородов. Разложение сернистых соединений.

4. Термический крекинг (висбрекинг) нефтяного сырья. Назначение процесса.
Назначение. При работе в режиме термического крекинга – получение дополнительных количеств светлых нефтепродуктов термическим разложением остатков от перегонки нефти, при работе в режиме висбрекинга – улучшение качества котельного топлива (снижение вязкости).
Сырье и продукция. Сырьем установок являются остатки первичной перегонки нефти – ма-зут выше 350°С и гудрон выше 500°С.
Продукция:
• Газ – содержит непредельные и предельные углеводороды и сероводород, после очист-ки от сероводорода может быть использован как сырье газофракционирующих установок или в качестве топливного газа;
• Бензин; характеристика: октановое число 66-72 (моторный метод), содержание серы при переработке остатков из сернистых нефтей – 0,5-1,2 %; в бензине термического крекинга содержится до 25% непредельных углеводородов (алкенов и алкадиенов), поэтому он обладает низкой химической стабильностью; Может быть использован в качестве сырья риформинга или компонента товарного бензина после процесса гидрооблагораживания. При использовании непосредственно в качестве компонента товарного бензина к бензину термического крекинга добавляют ингибиторы, препятствующие окислению;
• Керосино-газойлевая фракция является ценным компонентом флотского мазута; после гидроочистки может применяться как компонент дизельных топлив;
• Крекинг-остаток используется как котельное топливо, имеет более высокую теплоту сгорания, более низкую температуру застывания и вязкость, чем прямогонный мазут.

5. Параметры процесса термического крекинга. Сырьё и продукты термического крекинга.

Состав сырья. В одинаковых усло¬виях крекинга скорость реакции растет с повышением температуры кипения сырья. Такая особенность объясняется различной терми¬ческой стабильностью углеводородов. Высокомолекулярные пара-финовые углеводороды, а также ароматические углеводороды с длинной боковой парафиновой цепью менее термически стабильны, чем низкомолекулярные углеводороды. Поэтому при крекинге последних будет образовываться меньше продуктов разложения.
Если термический крекинг ведут'при умеренных температурах, то заметного изменения структуры молекул расщепляющихся угле¬водородов не происходит. Так, при крекинге твердого парафина в основном образуются парафиновые и олефиновые углеводороды нормального строения, а при крекинге газойлей с высоким содер¬жанием циклических углеводородов — бензиновые фракции, имею-щие преимущественно нафтеновый и ароматическ"й характер.
Температура и продолжительность процесса. Эти факторы, влияющие на выход и качество продуктов термиче¬ского крекинга, при определенных темт;ратурах взаимозаменяемы. Увеличивая температуру крекинга и уменьшая продолжительность времени пребывания в зоне высоких температур, можно получить ту же глубину разложения сырья, что и при более мягкой темпе¬ратуре, но большей длительности крекинга.
Термическое разложение углеводородов начинается при 380— 400 °С. С увеличением температуры скорость крекинга быстро растет. Повышение температуры крекинга при постоянном давле¬нии и постоянной степени превращения приводит к повышению содержания легких компонентов, к снижению выхода тяжелых фракций и кокса. Выход газа при повышении температуры заметно
увеличивается, причем растет содержание в нем непредельных углеводородов.
Давление. При увеличении давления повышаются темпера¬туры кипения сырья и продуктов крекинга. Поэтому изменением давления можно влиять на фазовое состояние в зоне крекинга. Термический крекинг может осуществляться в паровой, жидкой и смешанной фазах.
В паровой фазе обычно проводится крекинг бензина, керосино- газойлевых фракций, для которых температура крекинга выше критической. Повышение давления при парофазном крекинге уменьшает объем паров сырья и продуктов крекинга, а это позво¬ляет увеличить производительность установки или повысить про- J должительность пребывания сырья в зоне реакции.
При парофазном крекинге давление существенно влияет на со¬став продуктов крекинга, поскольку благодаря давлению увеличи¬вается скорость протекания вторичных реакций — полимеризации и гидрирования непредельных углеводородов, конденсации арома¬тических углеводородов и ряда других. При этом уменьшается ЁЫХОД газа.
Влияние давления на жидкофазный крекинг тяжелых видов сырья (мазута, гудрона) невелико. При смешаннофазном крекинге давление способствует гомогенизации сырья — газ частично рас¬творяется в жидкости, уменьшая ее плотность, а сама газовая фаза уплотняется. Такое изменение фазовых условий увеличивает время .пребывания в зоне крекинга и приводит к уменьшению потерь т? виде газа.
Тепловой эффект реакции крекинга. При термическом крекин¬ге одновременно протекают реакции термического распада и ре¬акции уплотнения. Первые из этих реакций идут с поглощением теплоты, вторые — с выделением теплоты.
Суммарный тепловой эффект процесса деструктивного разло¬жения зависит от того, какие из этих реакций преобладают. Сум¬марный тепловой эффект термического крекинга отрицателен, и поэтому необходимо подводить тепло со стороны.
Теплота реакции термического крекинга выражается в расчете на 1 кг сырья или на 1 кг образующегося бензина. Она составляет 1,26—1,37 МДж/кг бензина при крекинге газойля и 0,63— 0,75 МДж/кг бензина при крекинге мазута.

Продукты термического крекинга. При термическом крекинге получают газ, бензин, газойль и крекинг-остаток.
В газе термического крекинга содержатся предельные (от метана до бутана) и непре-дельные (от этилена до бутиленов) углеводороды, водород и сероводород. Соотношение ком-понентов газа зависит от температуры и давления процесса. Газ термического крекинга на-правляется для дальнейшей переработки на газофракционирующую установку.
Бензины термического крекинга по углеводородному составу отличаются от прямо-гонных. Если в прямогонных бензинах в основном содержатся парафиновые и нафтеновые углеводороды, то в крекингбензине много непредельных и ароматических углеводородов. Октановое число крекингбензинов составляет 66—68 пунктов по моторному методу в чистом виде. По своей антидетонационной стойкости крекинг-бензин не соответствует требованиям, предъявляемым современными автомобильными двигателями.
Кроме того, крекинг-бензины обладают низкой химической стабильностью. Содер-жащиеся в крекинг-бензинах непредельные углеводороды, в особенности тё, в молекуле кото-рых имеются две двойных связи, под воздействием света, тепла и растворенного кислорода конденсируются, полимеризуются, окисляются и образуют смолы. Наличием смол и полиме-ров объясняется повышенная склонность крекинг-бензина к нагарообразованню в двигателях.
Образование смол замедляется введением в бензины специаль¬ных присадок — ин-гибиторов окисления.
Содержание серы в крекинг-бензинах из сернистых нефтей достигает 0,5—1,2% (масс.), что в 5—8 раз превышает допустимое по стандарту на автомобильные бензины. Осо-бенно опасны активные сернистые соединения — сероводород и меркаптаны. Очистка кре-кинг-бензинов от сероводорода проводится с помощью щелочной промывки.
Фракция, выкипающая при 200—350°С, называется газойлем термического крекинга. Она используется как компонент флотских мазутов, газотурбинного и печного топлива. По-сле гидроочистки газойль может использоваться как компонент дизельного топлива.
Крекинг-остаток представляет собой фракцию, перегоняющуюся выше 350 °С. Он, как и прямогонный мазут, используется в качестве котельного топлива для теплоэлектростан-ций, морских судов, печей промышленных предприятий. Качество крекинг-остатка как ко-тельного топлива выше, чем прямогонного сырья, так как крекинг-остаток имеет несколько более высокое теплосодержание, более низкую температуру застывания и вязкость. Особенно важно то, что у крекинг-остатков пониженная вязкость. Это облегчает условия транспорти-ровки котельных топлив по системе подводящих трубопроводов и распыл их в форсунках.

6. Назначение, сырьё, параметры, продукты процесса пиролиза.

Назначение процесса. Пиролиз — наиболее жесткий из терми¬ческих процессов переработки нефти. Он проводится пр« темпе¬ратурах 750—900 °С и предназначается в основном для получения высокоценных олефиновых углеводородов — сырья нефтехимиче¬ского синтеза.
Сырье. Наилучшим видом сырья для получения олефинов в процессе пиролиза являются парафиновые углеводороды. При рас¬паде нормальных парафинов имеют место следующие основные закономерности: этан почти полностью превращается в этилен, из пропана и бутана с большим выходом образуются этилен и пропи¬лен, из парафиновых углеводородов с числом углеродных атомов более 4 получают 45—50% (масс.) этилена, пропилен и непредель¬ные углеводороды С4 и выше. При пиролизе- изопарафинов выход этилена меньше, образуется больше газообразных парафиновых углеводородов и в особенности метана. Ароматические углеводо-роды при умеренных температурах пиролиза являются балластом, а при более жестких в значительной степени образуют кокс и смолу.
Пиролизу могут подвергаться природные и попутные газы, а также продукты переработки нефти.
Природные газы содержат 93—98% метана, до 2% этана и до 1% пропана. Поскольку для пиролиза пригодны только этан и про¬пан, природные газы считаются малоценным сырьем пиролиза. Попутный газ и продукты стабилизации нефти содержат 60—70% этана, пропана и более высококипящих парафиновых углеводоро¬дов и поэтому представляют собой ценное пиролизное сырье. Иногда пиролизу подвергают не весь попутный газ, а только выде¬ленные из него этан, пропан и бутан.
К продуктам нефтепереработки, применяемым для пиролиза, относятся прямогонный бензин и бензин-рафинат с установок экстракции ароматических углеводородов (см. § 54). При пиролизе бензиновых фракций дополнительно получают высокоценные про¬дукты—бутадиен, бутилены, ароматические углеводороды, сырье для производства сажи и нафталина. Прямогонные бензины обла¬дают преимуществами в сравнении с рафинатами, так как содер¬жат в основном нормальные парафиновые углеводороды, тогда как в рафинатах — до 50% изопарафинов.
В перспективе возможно использование в качестве сырья пиро¬лиза в трубчатых печах керосино-газойлевых фракций. Однако это сырье нуждается в предваритель-ной подготовке — очистке от сернистых соединений и деароматизации.
Параметры процесса. Технологические параметры процесса- зависят от перерабаты-ваемого сырья и того, какие углеводороды
необходимо получить при пиролизе. Оптимальным считается ре-жим, при котором обеспечивается максимальный выход олефинов.
Важными параметрами процесса являются температура пиро-лиза, время контакта, парциальное давление паров сырья. Так, при пиролизе пропана с повышением температуры растет выход этилена и пропилена
Поскольку выход пропилена достигает максимума при более низкой температуре, из-менение этого параметра можно регулировать соотношение и выход этилена и пропилена.
Соотношение этилена и пропилена можно также регулировать, изменяя время кон-такта (рис. 44). Выход этилена повышается и при понижении парциального давления сырья. Процесс пиролиза проводится при давлении, близком к атмосферному, а парциаль¬ное давле-ние регулируют, разбавляя сырье водяным паром. Раз¬бавление сырья водяным паром умень-шает вероятность столкно¬вения между собой молекул олефинов, и в результате снижается роль реакций полимеризации и уплотнения. При пиролизе газо¬образного сырья и сжи-женных газов к сырью добавляют 10—20% водяного пара, при пиролизе бензинов и более тяжелых углеводо¬родов— от 25 до 300%, считая на сырье.
Состав и свойства продуктов. При пиролизе образуются пиро¬лизный газ и жидкие продукты пиролиза (смола пиролиза).
Пиролизный газ содержит большое количество различных ком¬понентов. Его состав зависит от температуры пиролиза, времени пребывания в реакционной зоне (времени контак-та) и каче¬ства исходного сырья. При большом времени контакта (больше
2—3 с) характер сырья не оказывает заметного влияния на состав пиролизного газа. Режим процесса подбирается в зависимости от того, какой продукт пиролиза является целе-вым. При пиролизе газообразных углеводородов температуру процесса необходимо поддер-живать более высокой, чем при пиролизе бензинового сырья.
Пиролизный газ на блоках газоразделения установок пиролиза делится на водород, метан, этан, этилен, пропилен, пропащ, бути- лен-бутадиеновую фракцию. Из бутилен-бутадиеновой фракции выделяют бутадиен-1,3 — сырье промышленности синтетического каучука
Смолой пиролиза называют получаемые в процессе жидкие углеводороды от С5 и выше. Количество пиролиз¬ной смолы в основном зависит От сырья пиролиза.
Так, при низкотемпературном (740°С) пиролизе выход смолы составляет 30—45%, а при высокотемпературном (800 °С) снижается до 5—20%.
Смола пиролиза содержит 10—15% диеновых углеводородов, 10—15% олефинов, 25—30% бензола, 10—15% толуола, а также непредельные соединения типа стирола и индена и циклоолефи- ны — циклопентадиен и др. Переработка смолы пиролиза может осуществ-ляться по двум вариантам — топливному и химическому.
При топливном варианте смола делится на две фракции — лег¬кую и тяжелую. Из легкой фракции гидрированием удаляются непредельные углеводороды, очищенный продукт, называемый гидростабилизированным бензином, имеет октановое число 74— 78 пунктов и используется как компонент товарного автобензина. Тяжелая фракция направляется в котель-ное топливо.
При химическом варианте смола делится на фракции н. к.— 70 °С, 70—130 °С, 130—160 °С, 160—200 °С, 200—230 °С, выше 230 °С. Из фракции н. к.—70 °С выделяют циклопен-тадиен и изо-прен, из фракции 70—130 °С — бензол, толуол и ксилолы. Разра-ботаны методы гидрогенизационной переработки этой фракции, позволяющие получать только бензол — наиболее ценный из аро¬матических углеводородов. Фракции 130—160 °С и 160—200 °С подвергаются полимеризации с получением синтетических нефте¬полимерных смол — сти-рольной и кумарон-инденовой. Фракция 200—230 °С может быть использована как сырье для получения нафталина, а фракция выше 230 °С — для получения технического углерода (сажи).

7. Назначение процесса коксования. Типы установок коксования.

Назначение процесса коксования. Образование кокса при тер¬мическом крекинге ог-раничивает возможности дальнейшего углуб¬ления процесса. Выход светлых продуктов при крекинге гудрона или мазута не превышает 35—40%. Если же установка термиче¬ского кре-киига работает в режиме висбрекинга, то выход светлых продуктов еще меньше.
Выход их можно значительно повысить, если при термическом разложении не опа-саться образования кокса, не считать его вред-ным побочным продуктом. Технической фор-мой такого деструктив-ного процесса является коксование — одна из разновидностей терми-ческих процессов.
При коксовании твердый углеродистый остаток — кокс явля¬ется конечным продук-том разложения и образуется в значитель¬ных количествах. Наряду с коксом получают бен-зин, газойлевые фракции и газ.
Коксование позволяет утилизировать, превращая в светлые нефтепродукты, не только прямогонные остатки, но и такие продукты, как асфальты и экстракты масляного производства. То обстоятельство, что при этом получается в качестве товарного продукта кокс, является в настоящее время достоинством процесса.
Типы установок. Существуют установки для трех типов процессов коксования: пе-риодические, полунепрерывные, непрерывные.
Периодический процесс — наиболее старый из существующих процессов коксования. Коксование проводится в обогреваемых кубах, которые представляют собой горизонтальные аппараты диаметром 2—4,5 м и длиной 10—13 м. Сырье загружают в куб и постепенно подогревают его снизу открытым огнем. При 300°С начи-нается выделение дистиллятных паров, которое усиливается по мере разогревания куба. После того как температура в паровой-зоне куба достигнет 445—460 °С, начинается ее снижение.
Понижение температуры говорит о том, что выделение погонов прекратилось и про-цесс образования коксового «пирога» в основном закончился. Дальнейший подогрев куба не-обходим для завершения процесса коксования, прокалки и подсушки кокса.
После прокалки, которая продолжается 2—3 ч, температуру в Топке под Кубом по-степенно снижают, выключают форсунку и охлаждают куб. Для охлаждения подается сначала водяной пар, а затем воздух. Когда температура кокса понизится до 150— 250 ЛС, приступают к его выгрузке. Выгрузка кокса из кубов почти не механизирована и представляет собой очень тяжелую, трудоемкую операцию.
По своему техническому уровню периодические кубовые установки давно устарели, однако некоторые коксовые кубы и батареи еще эксплуатируются. На кубовых установках получают кокс высокого качества, с низким содержанием летучих.
Полунепрерывный процесс коксования пришел на- смену кубовым установкам. Он проводится в необогреваемых коксовых камерах (замедленное коксование). Этот процесс из-вестен с начала 1930-х гг. В настоящее время замедленным коксованием получают наиболь-шее количество нефтяного кокса во многих странах мира.
Сырье замедленного коксования нагревается в трубчатой печи до 500 °С и направля-ется в полый необог реваемый вертикальный цилиндрический аппарат — коксовую камеру (реактор). В камере сырье находится длительное время и за счет аккумулированного им тепла коксуется. С верха работающей камеры удаляются по¬токи легких дистиллятов. После запол-нения реактора коксом на 70—90% поток сырья переключается на другую камеру, а из отклю-ченной камеры выгружается кокс.
Процесс замедленного коксования имеет периодический характер по выгрузке кокса и непрерывный — по подаче сырья и выделению дистиллятных продуктов.
При непрерывном коксовании нагретое сырье вступает в контакт с подвижным, на-гретым до более высокой температуры инертным теплоносителем и коксуется на поверхности этого тепло¬носителя. Кокс, отложившийся на поверхности теплоносителя, вместе с ним вы-водится из зоны реакции. Затем теплоноситель и отложившийся на нем кокс поступают в ре-генератор, где часть кокса выжигается. За счет тепла, выделившегося при сгорании, про-ис¬ходит подогрев теплоносителя до -требуемой температуры. Нагретый теплоноситель воз-вращается в зону реакции.
Поскольку основное количество тепла, необходимого для коксования, сообщается за счет контакта сырья с нагретым теплоно-сителем, сырье перед подачей в реактор можно по-догревать до более низкой температуры, чем требуется при замедленном коксовании. Это об-легчает переработку наиболее высоковязких, смоли-стых продуктов, например асфальтов мас-ляного производства, ко-торые быстро коксуются при подогреве в трубчатых печах.
йа работающих установках непрерывного коксования тепло-носителем является по-рошкообразный кокс с размером частиц до 0,3 мм, а коксование происходит в кипящем слое теплоносителя. Порошкообразный кокс легко перемещается внутри установки (из реактора в регенератор и обратно), что позволяет строить уста-новки большой мощности.
Для перемещения коксового теплоносителя используется прин-цип пневмотранспор-та. Движущей силой является поток пара или газа, захватывающий коксовые частицы и несу-щий их. Существуют различные системы пневмотранспорта: в разреженном слое и в плотном слое.
При непрерывном коксовании в кипящем слое происходит одно-временно три про-цесса: собственно коксование, сопровождающееся образованием продуктов разложения и уп-лотнения, прокалка кокса, благодаря которой из кокса удаляются летучие, и наконец вторич-ные реакции распада и уплотнения продуктов коксования, находящихся в паровой фазе.
Высокая температура коксового теплоносителя способствует испарению продуктов разложения и удалению их с поверхности коксовых частиц. Возможность образования про-дуктов вторичного происхождения уменьшается. Поэтому выход кокса при непрерыв-ном коксовании меньше, чем при замедленном.
Выбор той или иной модификации процесса коксования для строительства на НПЗ зависит от того, какая цель при этом пре-следуется. Экономические показатели (себестои-мость продукции, стоимость строительства, численность обслуживающего персонала) устано-вок замедленного коксования и коксования в кипящем слое приблизительно одинаковы.
Достоинством замедленного коксования является больший вы-ход кокса. При перера-ботке, одного и того' же сырья замедленным коксованием можно получить в 1,5—1,6 раза больше кокса, чем при коксовании в кипящем слое. Освоенная технология прокалки кокса приспособлена только для переработки кускового кокса.
Установки замедленного, коксования строятся в тех случаях, когда необходимо удов-летворить потребность в нефтяном коксе, а установки коксования в кипящем слое — для уве-личения выра-ботки светлых нефтепродуктов переработкой остатков

8. Сырьё и продукты процесса коксования. Основные параметры замедленного коксования.

Коксованию подвергаются высокомолеку¬лярные нефтяные остатки: гудроны, крекинг-остатки термического крекинга, асфальты и экстракты с установок масляного производ¬ства, смолы пиролиза. Основными показателями качества сырья являются коксуемость, содержание серы и золы, вязкость.
Остатки, являющиеся сырьем коксования, состоят из высоко¬молекулярных углеводородов, смолисто-асфальтеновых веществ, карбенов и карбоидов. Соотношение между составляющими сырья зависит от происхождения нефти, температуры и продолжитель¬ности процесса, при котором был получен остаток. Коксуемость и, следовательно, выход кокса при коксовании тем выше, чем больше в сырье смолисто-асфальтеновых веществ. Как, правило, коксуе¬мость крекинг-остатка выше, чем гудрона. Экономически целесо¬образно, чтобы коксуемость сырья была не менее 10%. Однако если в сырье слишком много смолисто-асфальтеновых веществ и коксуемость превышает 20%, то это приводит к быстрому за- коксовыванию печей нагрева сырья, а значит и частым останов¬кам установки.
Для производства кокса, используемого в специальных целях, необходимо особенно тщательно подбирать сырье, используя для коксования крекинг-остатки, полученные термическим крекингом дистиллятных продуктов, смолы пиролиза и т. п.
Основные потребители нефтяного кокса нуждаются прежде всего в малосерни-стом коксе, поэтому на коксование следует на-
- правлять остатки, содержащие не более 0,5—0,8% серы. В коксе содержится, как правило, в 1,5 раза больше серы, чем в сырье. Поскольку промышленно освоенных процессов очистки кокса от серы еще не существует, установки коксования сооружаются в на¬стоящее время там, где имеется возможность обеспечить их мало-сернистым сырьем.

9. Катализ. Назначение и механизм каталитических процессов в нефтеперера-ботке.

Большинство химических превращений углеводородов нефти, имеющих практиче-ское значение, осуществляется в присутствии катализаторов. Катализаторы позволяют сни-жать энергию активации химических реакций и тем самым значительно повышать их ско-рость. В самом общем виде в этом и заключается сущность и значение катализа. Проведение реакции в присутствии катализаторов позволяет также резко снижать температуру процесса. Для реакций, характеризующихся положительным тепловым эффектом (полимеризация, гид-рирование, алкилирование и др.), это имеет особо важное значение, так как высокие темпера-туры с термодинамической точки зрения для них неблагоприятны. Следовательно, катализа-торы в данном случае и ускоряют процесс, и способствуют достижению наиболее высоких равновесных концентраций. Следует, однако, не забывать, что сдвигать положение равнове-сия катализаторы не могут, они в равной степени ускоряют как прямые, так и обратные реак-ции.
Любой катализатор активно взаимодействует с исходными реагентами, но его уча-стие в процессе ограничивается только начальными стадиями превращений. В последующих стадиях он полностью регенерируется и может вновь взаимодействовать с молекулами реагирующих веществ. Этим и объясняется, что небольшого количества катализатора достаточно для получения очень больших количеств конечного продукта реакции. Факт снижения энергии активации химической реакции за счет образования промежуточных систем с участием катализатора является несомненным. Однако характер самого взаимодействия с катализатором может быть самым разнообразным.
Различают гомогенный и гетерогенный катализ. При гомогенном катализе катализа-тор и реагирующие вещества образуют однородную систему, например газовые смеси или жидкие растворы. При гетерогенном катализе катализатор чаще всего находится в твердой фазе, а реагирующие вещества — в газообразном или парообразном состоянии, т. е. в другой фазе. Возможны случаи, когда реагенты и катализатор — жидкости, но не смешивающиеся между собой. В нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности главным образом осуществляются гетерогенные каталитические процессы.
В последнее время для удобства рассмотрения механизма катализа принято все ката-литические реакции делить на кислотно-основные и окислительно-восстановительные.
Кислотно-основными, или ионными, называются такие каталитические реакции, ко-торые объясняются присоединением или отщеплением иона водорода (протона), а также реак-ции, при которых свободная пара электронов у реагирующих веществ или катализатора пере-мещается без разобщения электронов, образуя координационную связь в комплексном соеди-нении. Отметим здесь же, что согласно теории Льюиса, кислотами называются соединения, молекулы которых способны присоединять электронную пару, т. е. включать ее в электрон-ную оболочку одного из своих атомов.
Основаниями называются такие соединения, в молекуле которых имеется неподелен-ная пара электронов, способная внедряться в электронный слой кислоты. Это наиболее общая трактовка понятий кислоты и оснований. С такой точки зрения в группу кислот помимо обычных кислых веществ попадают и такие соединения, даже не содержащие водорода, как AJCI3, FeCl3, ZnCb, BF3. Все эти вещества — комплексообразующие катализаторы.
К кислотно-основным каталитическим реакциям можно отнести каталитический кре-кинг, полимеризацию, изомеризацию, гидратацию углеводородов и ряд других превращений.
Окислительно-восстановительными называются такие реакции, которые связаны с переходом элёктроноп, т. е. протекают с разъединением электронной пары при разрыве ва-лентной связи. К ним относятся многочисленные каталитические процессы окисления, гидри-рования, дегидрирования и др.
Гомогенный катализ. Механизм гомогенного катализа хорошо объясняется теорией промежуточных химических соединений. По этой теории катализатор с реагирующим веществом образует неустойчивое реакционноспособное промежуточное соединение. Энергия активации этого процесса ниже энергии активации некаталитической основной реакции. В дальнейшем промежуточное соединение распадается или реагирует с ноной молекулой исходного вещества, освобождая при этом катализатор в неизмененном виде. Эти превращения также характеризуются сравнительно малой энергией активации.
Гетерогенный катализ. При гетерогенном катализе все изменения и превращения ве-ществ происходят на поверхности раздела твердой фазы катализатора и газовой (паровой) фа-зы реагирую-щих веществ и в значительной мере связаны с явлением сорбции. Процесс можно расчленить на следующие пять этапов:
1) движение (диффузия) реагирующих молекул к поверхности катализатора;
2) активированная адсорбция (хемосорбция) реагирующих веществ на поверхно-сти катализатора;
3) химическая реакция на поверхности катализатора;
4) десорбция (снятие с поверхности катализатора) продуктов реакции;
5) диффузия продуктов реакции в глубь газовой фазы.
Очевидно, скорость всего процесса определяется скоростью самого медленного эта-па. Здесь различают два случая. Если диффузия исходных и конечных продуктов протекает быстрее, чем сама каталитическая реакция, то скорость процесса целиком зависит от состава и свойств поверхности катализатора. В этом случае говорят, что процесс протекает в кинетиче-ской области. Наоборот, если диффузия происходит медленнее, чем завершаются все превра-щения на поверхности катализатора, то общая скорость реакции будет определяться скоро-стью диффузии. В этом случае говорят, что процесс протекает в диффузионной области. Сни-жение энергии активации в гетерогенных каталитических реакциях достигается в результате сложных физико-химических процессов, характеризующих стадию активированной адсорбции (хемосорбции).
Хемосорбция — это образование достаточно прочного мономолекулярного слоя реа-гирующих веществ на поверхности катализатора. Хемосорбированные молекулы качественно отличны от молекул, находящихся в диффузионном слое. Хемосорбция протекает за счет ва-лентных сил катализатора и по сути дела близка к настоящей химической реакции. Она харак-теризуется определенной энергией активации и ее следует отличать от обычной физической сорбции (адсорбции или абсорбции), которая не оказывает заметного влияния на прочность связей атомов в молекулах сорбированных веществ. Хемосорбция, наоборот, приводит к зна-чительному ослаблению связей в реагирующих молекулах.
Активированная адсорбция молекул реагирующих веществ происходит не на всей свободной поверхности твердого катализатора, а только на так называемых активных цен-трах, где запас свободной энергии больше. Это могут быть острыё углы, пики, различные неровности, ребра кристаллов, химически неоднородные участки и т. д. В целом, чем сильнее развита общая поверхность, тем больше на ней активных центров. Поэтому повышение
активности катализаторов часто связано с его высокой степенью измельчения и хо-рошо развитой пористой структурой.
Таким образом, общий принцип действия гетерогенных катализаторов заключается в том, что молекулы реагирующих веществ, сталкиваясь с активными центрами катализатора, могут образовать различные нестойкие промежуточные соединения (радикалы или ионы). От реакционной способности и природы этих соединений зависят и скорость протекающих реак-ций, и состав конечных продуктов.
В практике подбора и применения гетерогенных катализаторов необходимо учиты-вать их селективность, активность и срок службы.
Под селективностью, или избирательностью, катализатора понимают его способ-ность ускорять только одну или- несколько химических реакций определенного типа из числа, термодинамически вероятных в данных условиях для данного сырья. Это весьма важное свойство катализатора связано как с его составом, так и с условиями применения.
Активность катализатора характеризует его производительность. Чем активнее ката-лизатор, тем меньше его нужно для превращения определенного количества исходных ве-ществ в конечные продукты за единицу времени. Активность твердого катализатора зависит главным образом от состояния его поверхности. Катализаторы обычно применяются в виде таблеток, шариков или зерен небольших размеров. Для увеличения поверхности часто катали-затор наносят на подложку (носитель), обладающую пористой поверхностью. В качестве но-сителей применяют активированный уголь, пемзу, кизельгур, окись алюминия, силикагель и искусственные цеолиты различных марок. Носитель повышает активность катализатора, при-дает ему механическую прочность и уменьшает, его расход. Активность многих катализа-торов удается повысить добавлением небольшого количества так называемых промоторов, или активаторов. Действие активатора может быть различным. Одни вещества увеличивают внутреннюю поверхность катализатора, т. е. воздействуют на его структуру и способствуют ее сохранению во время работы. Такие промоторы получили название структурных. Другие активаторы изменяют химический состав поверхности катализатора, увеличивают число активных центров. Такие активаторы получили название химических.
Активность катализаторов обычно определяют на лабораторных установках, где осу-ществляется тот технологический процесс, для которого предназначен Данный катализатор. Активность оценивают по выходу целевого продукта или- конверсии исходного сырья. Ино-гда испытуемый образец сравнивают с эталонным, активность которого известна. Активность катализаторов каталитического крекинга характеризуется так называемым индексом активно-сти— выходом [в % (масс.) от сырья] фракции до 200 °С, полученной в результате каталити-ческого крекинга эталонного сырья в стандартных условиях на лабораторной установке.
Катализатор после каждого элементарного акта реакции остается неизменным. По-этому, казалось бы, он должен всегда работать неограниченно долго. Однако на практике срок службы катализатора всегда конечен, так как активность его со временем падает.
Продолжительность работы разных катализаторов различна. Так, например, алюмо-силикатный катализатор для каталитического крекинга теряет активность через 10—15 мин, а вольфрамовые катализаторы деструктивной гидрогенизации работают 2—
3 года. Спад активности катализатора (дезактивация) часто называется его утом-лением или старением. Причины этого явления различны. Чаще всего снижение активности катализатора наступает в результате отложения на его активных центрах продуктов реакции (кокса, смолы, парафинов и т. д.) или вследствие воздействия некоторых примесей в сырье, называемых каталитическими ядами. Последние особенно опасны, так как достаточно их ни-чтожного количества для полной дезактивации катализатора. Это заставляет весьма внима-тельно относиться к составу сырья. Часто для предотвращения отравления катализатора при-ходится исходное сырье подвергать дополнительной очистке. Действие каталитических ядов объясняется их необратимой адсорбцией на активных центрах катализатора.' Наиболее чувст-вительны к ядам металлические катализаторы, содержащие Fe, Со, Ni, Pd, Ir, Pt, Cu, Ag. Часто встречаются, следующие каталитические яды: сероводород и другие сернистые соединения, окись углерода, азотистые основания, галогены, соединения фосфора, мышьяка и сурьмы, а также металлы (Ni, Fe, V), содержащиеся в тяжелом нефтяном сырье.
К причинам дезактивации катализаторов относятся также изменение структуры его поверхности, спекание и другие процессы, которые приводят к уменьшению поверхности или числа активных центров и могут быть вызваны условиями данного технологического процесса, главным-образом температурой.
Восстановление активности катализатора называется регенерацией. Способы регене-рации различны. Углистые и смолистые отложения выжигают с поверхности катализатора в токе воздуха. Окисленные катализаторы восстанавливают действием водорода при определенной температуре. Катализаторы, содержащие редкие элементы (например, торий), регенерируют химическим путем. Редкий элемент извлекают из отработанного катализатора и вновь используют для приготовления свежих порций этого же катализатора.
В качестве катализаторов применяются разнообразные вещества: восстановленные металлы, окислы, кислоты, основания, соли, сульфиды металлов, некоторые органические со-единения. Подбор катализаторов, изучение условий их изготовления и применения, пути регенерации и другие вопросы, связанные с катализом,— все это в настоящее время неотъем-лемая часть нефтехимической технологии

10. Назначение процесса каталитического крекинга. Катализаторы. Сырьё и его подготовка.

11. Параметры каталитического крекинга: температура, давление, объёмная скорость, кратность циркуляции катализатора, тепловой эффект.

Основными параметрами процесса каталитического крекинга являются температура, время контакта паров сырья с катализатором, определяемое объемной скоростью, и кратность циркуляции катализатора (при работе с движущимся катализатором).
Температура. В интервале температур 440—480°С образование бензиновых и дизель-ных фракций протекает достаточно быстро. С ростом температуры увеличивается и степень превращения сырья. Повышение температуры до 480—500 °С ведет к усилению газо- и коксо-образования и к снижению выхода" бензина. Октановое число бензина возрастает.
Дав л ей и в. Процесс каталитического крекинга проводят под небольшим избыточ-ным давлением 0,14—0,18 МПа.
Объемная скорость. Время контакта сырья и катализатора определяется объемной скоростью — отношением расхода жидкого сырья (в м3/ч) к объему катализатора (в м3), за-нимающего реакционную зону. Объемная скорость v0 [в м3/(м3-ч) или ч-1] определяется по формуле:
Для пылевидного катализатора применяют величину массовой скорости подачи сырья [в кг/(кг-ч)], определяемую аналогично объемной.
Чем выше объемная скорость, тем ниже степень превращения. Повышение объемной скорости может быть скомпенсировано более высокой активностью катализатора, а также ростом температуры. При равных температуре и активности катализатора
уменьшение объемной скорости приводит к увеличению степени превращения .
Кратность циркуляции катализатора. Промышленные процессы каталитического кре-кинга осуществляются как на неподвижном, так и на непрерывно циркулирующем катализа-торе. В последнем случае большое влияние на процесс оказывает соотношение количеств ка-тализатора и сырья, подаваемых в реактор. Эта величина, называемая кратностью циркуляции катализатора.
Увеличение кратности циркуляции ведет к сокращению продолжительности пребы-вания катализатора в зоне реакции. Количество кокса на каждой частице уменьшается. Сред-няя активность катализатора возрастает, а это способствует увеличению степени превращения, т. е. повышению выхода газа, бензина и кокса. В целом абсолютное количество кокса возрастает, но оно откладывается на большем числе частиц.
Изменением кратности циркуляции катализатора можно регулировать количество те-плоты, вносимой в реактор, степень превращения сырья, степень закоксованности катализато-ра на выходе из реактора. С экономической точки зрения повышение кратности циркуляции приводит к увеличению размеров регенератора и росту эксплуатационных расходов на пере-мещение катализатора. Количество кокса на входе в регенератор не должно превышать 0,8— 1%(масс.), остаточное содержание кокса после регенерации не более 0,25% (масс.) в расчете на катализатор. Для поддержания рабочей активности приходится выводить из системы часть катализатора и заменять его свежим. Расход катализатора — 2--2,3 ю на 1000 кг сырья. 
Тепловой эффект. Тепловой эффект каталитического крекинга является суммой теп-ловых эффектов отдельных реакций процесса и зависит от степени превращения. При степени превращения 80—90% отрицательный тепловой эффект реакции 230—
290 кДж/кг сырья (рис. 50).
Технологический режим и материальный баланс процесса. Примерный технологиче-ский режим и материальный баланс процесса при переработке вакуумного газойля фракции 350—500 °С на шариковом и пылевидном катализаторе цеокар-2 приводится в табл. 10.
Объемная скорость обычно составляет от 1,5 для шарикового и до 3 ч-1 для микро-сферического цеолитсодержащего катализатора. Кратность циркуляции изменяется в более широких пределах: от 2,5—4 на шариковом до 7,5—10 на микросферическом цеолитсодержа-щем катализаторе. На более легком сырье кратность циркуляции выше, чем на тяжелом сырье.

12. Устройство реактора и регенератора каталитического крекинга.

Реактор представ¬ляет собой цилиндрический аппарат, выполненный из углеродистой стали с внутренней защитной футеровкой. В реакторе можно выделить три основ¬ные зоны: реакционную, отпарную и отстойную.
Реакционная зона заполнена псевдоожиженным слоем катализатора вы¬сотой 5—6 м и плотностью 400— 450 кг/м3.
Для создания кипящего слоя в ниж¬ней части секции имеется распредели¬тельная решетка.
Отпарная секция расположена ни¬же кипящего слоя, имеет меньший диа¬метр, чем весь реактор, и снабжается перегородками в виде уголков, прива¬ренных в шахматном порядке для улучшения контакта пара и катализа¬тора. Время пребывания катализатора в Отпарной секции примерно 3 мин. От¬парная секция может быть также вы¬носной.
Отстойная зона расположена над кипящим слоем. Здесь про¬исходит отделение паров продукта от унесенного катализатора. В верхней части отстойной зоны располагаются циклонные сепара¬торы. Пары продуктов крекинга, покидая реактор, проходят цик¬лонные сепараторы, окончательно освобождаясь от катализатора. Из циклонов унесенный катализатор возвращается под кипящий слой.
Регенератор — цилиндрический аапарат диаметром 12 м и высотой 30 м, с коническими днищами. Полезный объем 680 м3. Высота кипящего слоя 6 м. Корпус внутри футерован огнеупорным кирпичом (рис. 57).
На каждый килограмм кокса, выжигаемого с поверхности ката¬лизатора, в регенераторе расходуется 12—15 кг воздуха. Примерно 20% воздуха подается вместе с катализатором по пневмоподъем¬нику, остальной воздух, необходимый для сжигания кокса, по¬дается непосредственно под решетку кипящего слоя. Сжигание кокса ведут с недостатком воздуха, поэтому в дымовых газах со-держится большое количество окиси углерода. Этот прием дает возможность увеличить скорость выжига, сократить подачу воз¬духа в регенератор, снизить выделение тепла при сгорании кокса, улучшить отвод избыточной теплоты и уменьшить площадь попе¬речного сечения аппарата.
Процесс горения происходит в кипящем слое, и заканчивается за 5—7 мин. Величина коксосъема составляет 20—45 кг кокса в час на 1 т катализатора.
Над кипящим слоем расположена отстойная зона с циклонами. Дымовые газы, проходя сквозь циклоны, освобождаются от уне¬сенного катализатора. Тепло дымовых газов, а также тепло, полу¬ченное в результате сгорания СО до С02, используется в котле- утилизаторе для получения водяного паря.
Ректификационная колонна не имеет отпарной зоны. В нижней части ко-лонны‘расположены каскадные тарелки. Пары из реактора, поступающие .в колонну под каскадные тарелки, охлаждаются и промываются от катализатора тяжелым газойлем. В нижней части колонны накапливается взвесь катализатора в тя¬желом газойле — шлам, возвращаемый в реактор вместе с сырьем установки. Избыточное тепло отводится из колонны при помощи двух потоков циркуляционного орошения.

13. Каталитический риформинг, механизм процесса каталитического рифор-минга.

14. Сырьё и получаемые продукты риформинга, катализаторы процесса.

Каталитический риформинг на платиновом катализаторе (плат- форминг)—один из важнейших процессов нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Процесс занимает ведущее место как в производстве высокооктановых бензинов, так и в производстве ароматических углеводородов — бензола, толуола,ксилолов.
Следует также отметить, что использование водородсодержа¬щего газа — побочного продукта риформинга широкому внедрению в промышленность процессов гидроочистки нефтепродуктов.
На установках каталитического риформинга получают углево¬дородный газ, ароматизированный бензин, водородсодержащий газ.
Выход и состав продуктов каталитиче¬ского риформинга зависит от свойств катализатора и исходного сырья и взаи¬мосвязанных параметров процесса: тем-пературы, давления, объемной скорости подачи сырья, кратности циркуляции во-дородсодержащего газа по отношению к сырью.
Сырье. В качестве сырья каталитиче¬ского риформинга применяют бензиновые Фракции с началом кипения 60°С и выше и концом кипения не выше 180 °С. Бензины с началом кипения ниже 60 °С нет смысла подвергать риформированию, так как во фракции н. к. — 60 °С не содержится ни цикланов, ни алканов, способных превратиться в ароматические углеводороды, а есть только углеводо-роды с числом атомов углерода менее шести, превращающиеся в углеводородный газ. Это балластные фракции, повышающие на¬грузку установки, увеличивающие выход газа, причем на газооб¬разование расходуется водород,
Утяжеление фракционного состава сырья выше 180 °С .приво¬дит к большим отложениям кокса на катализаторе, вследствие чего сокращается срок службы в режиме реакции.
В зависимости от назначения установки применяют бензиновые фракции с различными пределами выкипания. Для получения вы¬сокооктанового бензина используют фракции 85—180 °С и 105— 180°С;. для получения индивидуальных углеводородов: бензола фракцию . 60—.85 °С, толуола — фракцию 85—105 °С, ксилолов — фракцию 105—140°С; для получения омеси бензола, толуола, кси-лолов— фракцию 62—140 °С, а при одновременном получении и ароматических углеводородов и 'высокооктанового бензина — фракцию 62—180 °С..
При производстве высокооктановых бензинов, особенно с окта¬новым числом 95—100, каталитическому риформингу целесообраз¬нее подвергать сырье утяжеленного фракционного состава с на¬чальной температурой 105 °С, так как это позволяет увеличить выход бензина риформинга и одновременно водорода.
Углеводородный состав сырья оказывает влияние на выход бензина риформинга и содержание в нем ароматических углеводо¬родов, а также на выход водорода в процессе риформинга и на тепловой эффект реакции. Чем больше цикланов и ароматических углеводородов содержится в сырье, тем выше выход бензина ри-форминга
Катализаторы. Стационарные таблетированные катализаторы платформинга АП-56 и АП-64
Эти катализаторы проявляют высокую активность и селектив¬ность в условиях процесса и могут стабильно работать без реге¬нерации от 6 месяцев до 1 года. При потере активности вследствие значительных отложений кокса катализатор регенерируется окис¬лительным методом. Катализатор АП-64 более активен и селективен, чем АП-56
Как уже отмечалось выше, соединения серы, азота, металлов, а также вода, поступающие вместе с сырьем, ухудшают селектив¬ность и сокращают срок службы платиновых катализаторов. По¬этому сырье шлатфррминга подвергают гидроочистке и осушке. В качестве катализаторов гидроочистки применяют алюмокобальт молибденовый катализатор и катализатор АП-15 со сниженным содержанием платины. Степень удаления сернистых и азотистых соединений зависит от чувствительности катализаторов: для АП-56 — остаточное содержание серы в сырье 0,001%, катализатор АП-64 требует более тщательной подготовки сырья, и особенно жест¬кие требования предъявляют к качеству сырья и вспомогательных материалов полиметаллические многофункциональные катализато* ры (остаточное содержание серы и азота в сырье 0,0001—0,0005%).
Промотор катализатора АП-64 — хлор — легко гидролизуется в присутствии даже небольших количеств воды. Поддержание оп¬тимального содержания хлора в катализаторе возможно, во-пер¬вых, за счет снижения влажности циркуляционного газа, во-вто¬рых, восполнением потерь хлора подачей хлорорганического соеди-нения в зону реакции. Например, дихлорэтан подается вместе с сырьем во все три ступени риформинга пропорционально распреде¬лению катализатора в реакторах из расчета 5%о на сырье.
Совершенствование процессов платформинга с длительными циклами реакции связано с разработкой и внедрением полиметал¬лических многофункциональных ката¬лизаторов, более эффективных и ста¬бильных, чем алюмоплатнновые, осо¬бенно при пониженном давлении.

15. Параметры процесса каталитического риформинга: температура, объёмная скорость, кратность циркуляции, тепловой эффект.

Тепловой эффект реакции зависит главным образом от содержания в сырье' наф¬теновых углеводородов, так как имен¬но реакции дегидрирования нафтенов сопровождаются интенсивным погло¬щением тепла. Если для парафинистого сырья отрицательный тепловой эффект составляет 295—364, то для нафтено¬вого 410—670 кДж на 1 кг сырья.
Поскольку тепло реакции отнимает¬ся от газо-сырьевой смеси, темпера¬тура последней падает. Поэтому к ре¬акционной смеси необходимо подво¬дить тепло. Это обстоятельство вынуждает распределять катализа¬тор в несколько реакторов, и между реакторами подогревать газо¬сырьевую смесь в секциях печи. В первых реакторах поглощение тепла наиболее велико, так как содержание нафтенов ^ сырье наибольшее, в последних — наоборот. Чтобы сделать подвой тепла боле^ равномерным, катализатор размещают в нескольких реак¬торах неравномерно: в первом по ходу сырья реакторе — наимень¬шее количество катализатора, в последнем — наибольшее. В ко¬нечном итоге общая глубина ароматизации зависит от правильного распределения катализатора между реакторами. Соотношение за-грузки катализатора по реакторам может быть 15:35:50; 1:2:4; 1:3:7 и др.
Температура процесса лежит в пределах 470—525 °С. По-нижение температуры при неизменных объемной скорости и давле¬нии ведет к увеличению выхода бензина, снижению выхода газа, уменьшению коксообразования, но одновременно и к уменьшению количества ароматических углеводородов в получаемом бензине (рис. 63). 
Объемная скорость составляет обычно 1 —2 ч-1. Сниже-ние объемной скорости при прочих равных условиях дает тот же эффект, что и повышение температуры: уменьшение вы-хода ри- формата, повышение содержания ароматических углеводородов в нем, увеличение выхода газа и коксовых отложений на катализаторе. Слишком низкие объемные скорости не-экономичны, так как при этом необходимо увеличивать объем реактора. Влияние объ¬емных скоростей на выход и качество катализата при риформинге фракции 120—180 °С при 495 °С иллюстрируется следующими данными:
Роль давления водородсодержащего газа в процессе каталитического риформинга очень велика, так как при повышении давления (2—4 МПа) резко снижается скорость газо-и коксообразования. Одновременно повышение давления приводит к уменьше¬нию выхода ароматических углеводородов. При более низком давлении выход ароматических углеводоро-дов выше, но выше коксообразование, следовательно, катализатор быстрее теряет ак-тив¬ность.
Для получения бензола давление снижают до 2 МПа, при этом значительного коксо-образования не наблюдается, так как риформированию подвергается легкое сырье. Влияние давления на результаты каталитического риформинга широкой фракции 62— 180 °С из вос-точных нефтей СССР (в присутствии катализатора АП-64) показано ниже:
Соотношение между объемом' водородсодержащего газа при 0°С и 0,1 МПа и объе-мом сырья при 20 °С, поступающих в реактор, называется кратностью подачи (или кратно-стью циркуляции) водородсодержащего газа. Разбавление паров сырья водородом благоприятно влияет на продолжительность работы катализатора. Кратность циркуляции колеблется в пределах 1300—1800 м3/м3. Увеличение кратности циркуляции связано с увеличением эксплу¬атационных расходов на топливо, воду, электроэнергию.

16. Основное оборудование установки каталитического риформинга.

Наиболее сложной по устройству на установках платформинга является аппаратура реакторного блока: реакторы, печи, теплооб¬менники, кипятильники, холодильники. Вся аппаратура реакторного блока работает в условиях высокого давления в среде водорода, большинство аппаратов — при высокой температуре. Производи¬тельность установок 200—1000 тыс. т/год.
Реактор представляет собой цилиндрический аппарат, выпол¬ненный из стали. В верхней части имеется штуцер для ввода газо¬сырьевой смеси. Применяют реакторы как с аксиальным (осевым) вводом газо-сырьевой смеси, так и с радиальным вводом. -В первом случае газо-сырьевая смесь проходит через катализатор сверху вниз. Входной штуцер снабжается устройством для рав-номерного распределения потока по всему сечению аппарата. Во втором случае от штуцера вниз по центру аппарата спускается перфорированная труба, конец которой заглушен. Поток газа й сырья движется через катализатор от стенок аппарата к центру по радиусам.
Реакторы с радиальным вводом имеют значительно меньшее гидравлическое сопротивление, чем реакторы с аксиальным вво¬дом. Обычно первым по ходу сырья устанавливают реактор с ак¬сиальным вводом, чтобы задержать в верхнем слое катализатора продукты коррозии. Остальные реакторы имеют радиальный ввод для того, чтобы снизить общее гидравлическое сопротивление системы реакторного блока. Водород при 525 °С и 2—4 МПа вызы¬вает водородную коррозию металла. Поэтому изнутри металличе¬ская стенка реактора защищена футеровкой из торкрет-бетона. Кроме того, внутри реактора устанавливают стальной перфориро¬ванный стакан, между стенкой которого и стенкой аппарата имеется газовый слой. Нарушение футеровки приводит к перегреву и разрушению стенки реактора. Поэтому необходимо постоянно контролировать с помощью наружных термопар температуру внешней поверхности металла (должна быть не более 150 °С). Для изготовления корпуса и днищ реактора применяют сталь марки 09Г2ДТ со специальной закалкой поверхности аппарата или сталь 12ХМ.
Катализатор размещается в стальном стакане реактора сплош¬ным слоем. Над и под слоем катализатора находятся фарфоровые шары диаметром 16 и 20 мм для предотвращения уноса катализа¬тора. Нижний слой фарфоровых шаров лежит на решетке, дополни¬тельно перекрытой металлической сеткой. Шары, решетка и сетка защищают выводной • штуцер реактора от попадания в него ката¬лизатора вместе с продуктами реакции. Внутренние детали реак¬тора выполняются из легированной хромоникелевой стали.
Сверху в реактор вводится шестизонная термопара, контролирующая температуру внутри реактора. Диаметр реактора 2200—3000 мм, высота 9500—11 500 мм.
На проектируемых и строящихся установках корпус и днища реактора выполняются из двухслойной стали J.2XM + 0X18Н1 ОТ и не нуждаются в защитной футеровке.
Печь риформинга на платиновом катализаторе вертикальная, многокамерная, многопоточная. Отличительной особенностью является змеевик из жаропрочной стали марки Х5МУ диаметром 100—200 мм. Во избежание потерь водорода змеевик выполняется цельносварным. В конвекционных секциях печей устанавливают ошипованные трубы, резко увеличивающие коэффициент теплопередачи от дымовых газов к продукту.
Теплообменники, применяемые в реакторном блоке, кожухотрубчатые, но с рядом особенностей. Во-перзых, горячий поток из реактора, наиболее активный в отношении коррозионного воздействия, направляется не в межтрубное, как обычно, а в трубное пространство. Во-вторых, эти теплообменники для повышения температурного напора конструируют по принципу строгого противотока: аппараты имеют один ход по трубному и один ходпомежтрубному пространству. Это связано с определенными конструктивными трудностями, поскольку необходимо компенсировать тепловое расширение трубок относительно корпуса. В настоящее время существует три типа таких аппаратов: 1) с сальниковым уплотнением, 2) с внутренней трубой и 3) с сильфонным ком-пенсатором (рис. 67).
Недостаток теплообменников с сальниковым уплотнением в том, что нериформированный продукт может попадать в продукты риформинга. В теплообменниках с внутренней трубой недостаточно эффективно используется поверхность теплообмена. Аппарат третьего типа лишен этих недостатков. На установках большой производительности, где число последовательно включенных теплообменников больше четырех и, следовательно, температурный напор близок к максимальному, применяют кожухотрубчатые теплообменники, с плавающей головкой, одноходовые по межтрубному и двухходовые по трубному пространству. Корпус аппарата выполняется из биметалла марки 12МХ + ЭИ496, а трубный пучок, из стали марки Х5М. Поверхность теплообмена одного аппарата 350— 900 м2. Общая поверхность теплообмена реакторного блока для крупных установок может составлять 1000—3000 м2. Коэффициент теплопередачи примерно равен 230—400 Вт/(м2-°С).
Холодильники реакторного блока могут быть как водяными, так и воздушными. Первые — обычные кожухотрубчатые аппараты, двухходовые по трубному и одноходовые по межтрубному пространству. Вода подается в трубки, продукт — в межтрубное пространство. Аппараты воздушного охлаждения такие же, как и на установке АВТ, но трубки выполняются из легированной стали и рассчитаны на давление 5 МПа. Коэффициент оребрения равен 22.
К наиболее сложному оборудованию реакторного блока относятся сырьевой насос и циркуляционный компрессор. Для подачи сырья применяется центробежный 8-ступенчатый насос, приводимый в движение электродвигателем. Сырьевой насос развивает давление в нагнетательном трубопроводе 5—6 МПа, имеет торцевое уплотнение.
Для циркуляции водородсодержащего газа применяют поршневые и центробежные компрессоры. Поршневые компрессоры на оппозитной базе марок 2М16М-20/42-60, 4М16М-45/35-55, 4М16-56/15-30 обеспечивают перепад давления между всасывающим и нагнетающим трубопроводами 1,5—Z.0 МПа и подачу до 22,2 м3/с при 0°С и 0,1 МПа. Центробежные компрессоры могут приводиться в движение как от электропривода, так и от паровой турбины. Центробежный турбокомпрессор обладает тем преимуществом, что легко поддается регулированию подачи изменением частоты вращения. Турбокомпрессор для установок производительностью 109 кг/год имеет расчетный перепад давления 1,2—1,5 МПа, подачу 88,8 м3/с при 0°С и 0,1 МПа, мощность 6900 кВт.

17. Назначение процесса гидроочистки дистиллятов. Химические превращения углеводородов. Катализаторы процесса.

Каталитическая гидроочистка применяется для улучшения ка¬чества и повышения стабильности нефтепродуктов путем удаления сернистых, азотистых, кислородных, металлорганических соедине¬ний, а также насыщения непредельных и ароматических углеводородов. Гидроочистке подвергают почти все нефтяные топлива, как прямогонные, так и вторичного происхождения: бензин, керосин, реактивное и дизельное топливо, вакуумный газойль. Процесс гид¬роочистки применяют также для облагораживания компонентов смазочных масел и парафинов.
Остаточное содержание серы в целевых продуктах невелико, например бензины, направляемые на риформирование, содержат 0-4-т-2-10_б, гидроочищенное реактивное топливо — 0,002— 0,005; дизельное топливо—0,02—0,06% (масс.) серы.
При гидроочистке получаются также газ, отгон, сероводород. Газ, содержащий водород, метан, этан и незначительное количе¬ство пропана и бутана, используется как топливо непосредственно на заводе. Отгон, образующийся при гидроочистке керосина, ди¬зельного топлива и более тяжелого сырья и представляющий со¬бой бензиновую фракцию с низким октановым числом, сбрасы¬вается в автомобильный бензин или добавляется к сырью уста¬новки платформинга. Сероводород применяется для получения серы или серной кислоты.
Катализаторы. В процессах гидроочистки дистиллятов приме¬няют стационарные таблетированные катализаторы — алюмоко- бальтмолибденовый (АКМ), алюмоникельмолибденовый (АНМ), алюмоникельмолибденкремниевый (АНМС). Эти катализаторы обладают высокой механической прочностью, устойчивостью к ядам и сохраняют активность в течение длительного периода. На¬пример, при гидроочистке прямогонных бензинов, керосинов, дизель¬ных топлив катализаторы могут работать без потери активности
17 —30 мес.
По мере работы на катализаторе откладываются кокс (7—■ 20% от массы катализатора) и сера (0,5—1,5% от массы катали¬затора). Активность катализатора падает. Восстановить актив¬ность удается при выжиге кокса и серы паро- или газовоздушной смесью. Обычно катализаторы гидроочистки выдерживают не менее трех регенераций без потери основных свойств. Общий срок служ¬бы от загрузки свежего катализатора до его замены—30—50 мес.

18. Параметры процесса гидроочистки дистиллятов. Тепловой эффект процесса.

Параметры процесса гидроочистки под¬держивают в определенных пределах в зависимости от качества очищаемого продукта и требуемой степени очистки.
Температура. Оптимальным для реакций гидроочистки яв¬ляется интервал температур 340—420 °С. Ниже 340°С реакция обессеривания протекает слабо, выше 420 °С усиливаются реакции крекинга и коксообразования.
При работе установки в начале пробега катализатора поддер¬живают более низкую температуру, так как повышение темпера¬туры компенсирует падение активности катализатора.
Давление. Общее давление в системе колеблется от 2,5 до 6 МПа, при этом парциальное давление водорода составляет 1,5— 3,7 МПа. Чем тяжелее очищаемый продукт, чем больше в нем не¬предельных углеводородов, тем выше должно быть парциальное давление водорода в водородсодержащем газе на входе в реактор. С повышением парциального давления водорода улучшается сте¬пень очистки, уменьшается коксообразование, увеличивается срок службы катализатора.
Кратность подачи (циркуляции) водородсодержащего газа ко-леблется от 200 до 700 объемов газа (при °С и 0,1 МПа) к одному объему сырья.
При гидроочистке дистиллятов с высоким содержанием непре¬дельных углеводородов или смолистых веществ, например дизель¬ных фракций процесса коксования или вакуумного газойля, соот¬ношение циркуляционного газа и сырья наибольшее. Повышение кратности циркуляции способствует увеличению длительности без- регенерационного пробега установки.
Объемная скорость колеблется от 1 до 10 ч-1 и зависит как от. качества ис-ходного продукта, так и от требуемой степени очистки. При очистке прямогонных бензинов объемная скорость составляет 5 ч-1, при очистке вакуумного газойля—1 ч-1. Зависи¬мость степени разрушения сернистых соединений от объемной ско¬рости приведена на рис. 69. Как видно из рисунка, уменьшение объемной скорости ведет к улучшению степени очистки.
Расход водорода. Водород при гидроочистке расходуется на гидрирование, растворение и отдув. Расход водорода на гидри¬рование зависит в наибольшей степени от содержания непредель¬ных, а также смол в сырье и колеблется от 0,1% (масс.) на пря¬могонный бензин до 1,3% (масс.) на бензин коксования или ва-куумный газойль. Потери водорода на растворение в жидких продуктах реакции возрастают с увеличением молекулярной мас¬сы очищаемого продукта и общего давления в системе.
При очистке вторичных продуктов концентрация водорода в циркулирующем водородсодержащем газе после реактора падает ниже допустимого предела за счет как большого расхода водоро¬да, так и разбавления газами реакции. Для поддержания нужной концентрации водорода перед реактором часть газа выводят из системы (отдувают) и заменяют газом с риформинга.
Тепловой эффект реакции. Реакция гидрирования непредель¬ных, ароматических и сернистых соединений сопровождается вы¬делением тепла. При гидроочистке легких прямогонных топлив — бензина, керосина, дизельного топлива — тепловой эффект реакции сравнительно невелик и составляет 70—80 кДж/кг сырья. При гидроочистке топлив с высоким содержанием непредельных, а так¬же тяжелых топлив тепловой эффект реакции достигает 260— 500 кДж/кг.
Для отвода избыточного тепла из реакционной зоны приме¬няют подачу в реактор между слоями катализатора холодного циркуляционного газа или смеси холодного газа и холодного жид¬кого нестабильного продукта гидроочистки (гидрогенизата).

19. Назначение гидрокрекинга дистиллятов. Параметры процесса. Катализато-ры.

Основными технологическими параметрами гидрокрекинга являются температура, давление водорода, объемная скорость по¬дачи сырья, соотношение между циркулирующим водородсодержа¬щим газом и сырьем (кратность циркуляции), содержание водоро¬да в циркулирующем газе. Изменение этих параметров и приме¬нение различных катализаторов позволяют создать целый ряд процессов самого разного назначения.
Установка Л-16-1 используется для гидроочистки ва¬куумных газойлей как с целью облагораживания сырья катали¬тического крекинга, так и для получения малосернистых котель¬ных топлив.

В качестве катализаторов гидрогенизационных процессов при¬меняются окислы и сульфиды таких металлов, как никель, кобальт, молибден, вольфрам на кислотных носителях — алюмосиликате, окиси алюминия и др. Все эти катализаторы должны быть устой¬чивы по отношению к катализаторным ядам и особенно к серни¬стым соединениям.
Катализаторы для процесса гидрокрекинга должны одновре¬менно обладать расщепляющими, изомеризующими и гидрирую¬щими свойствами. Поэтому они, как правило, содержат в качестве гидрирующего компонента: платину, кобальт или никель, вольфрам или молибден, а для обеспечения деструкции и изомеризации сы¬рья — алюмосиликат.
Как и в процессе каталитического крекинга, при гидрокрекинге в качестве кислотного компонента в последнее время стали при¬менять кристаллические формы алюмосиликатов (синтетические цеолиты).
Гидрокрекинг в зависимости от свойств сырья и назначения процесса осуществляется в две или одну ступень. Для тяжелых- видов сырья чаще гидрокрекинг ведут в две ступени.
На первой ступени достигается некоторое уменьшение молеку¬лярной массы сырья, происходит его насыщение водородом и пол¬ностью или частично удаляются сера, кислород и азот в виде серо¬водорода, воды и аммиака. Лучшими катализаторами первой сту¬пени являются осерненные окислы вольфрама и никеля. Возможно также применение сероустойчивого алюмокобальтмолибденового катализатора. Во второй ступени сырье, подготовленное в первой ступени процесса, подвергается глубокому крекингу под давлением водорода на стационарных катализаторах, обладающих большим сроком службы.

20. Характеристика нефтяных и нефтезаводских газов. Пути их использования.

В зависимости от происхождения нефтяные газы делятся на природные, попутные и искусственные.
Природные газы добываются из самостоятельных месторожде¬ний, попут-ные — совместно с нефтью.
Искусственные газы образуются при переработке нефти ката¬литическими и термическими методами. Составы газов, получае¬мых при различных процессах (табл. 15), очень заметно отли¬чаются. Газы термических процессов и каталитического крекинга в значительном количестве содержат непредельные углеводороды, а в газах каталитического риформинга, гидроочистки, гидрокре¬кинга их вообще нет.
ГНаправление использования газа зависит от его состава. Газ каталитического крекинга, богатый бутиленами и изобутаном, — наилучший вид сырья для установок Каталитического алкилиро- вания. Из газов риформинга выделяют водород, точнее — водо¬родсодержащий газ с концентрацией водорода 75—90% (об.). Водородсодержащий газ используется для нужд гидрогенизацион- ных процессов: гидроочистки и гидрокрекинга.
На многих современных технологических установках имеются блоки первичной обработки газа. На этих блоках проводится очи- стка газа от сероводорода, а также выделение из газа углеводо- родов С3 и С4 в виде жидкой углеводородной фракции — <<головки стабилизации».
Однако разделение газа на отдельные индивидуальные углево¬дороды и узкие углеводородные фракции осуществляется на спе¬циально сооружаемых газофракционирующих установках (ГФУ). На нефтеперерабатывающем заводе обычно имеется не менее двух ГФУ, одна из которых предназначена для переработки пре¬дельных углеводородов, другая — непредельных.
При переработке предельных углеводородов получаются сле¬дующие продукты, которые используются для различных целей:
1) этановая фракция — сырье пиролиза, хладагент на уста¬новках депарафинизации масел и др.;
2) пропановая фракция — сырье пиролиза, хладагент для мно¬гих технологических установок, бытовой сжиженный газ;
3) изобутановая фракция — сырье для Производства синтети¬ческого каучука (изопренового и бутилкаучука), используется на установках алкилирования;.
4)бутановая фракция — сырье для получения бутадиена в производстве синтетического каучука, сырье пиролиза и компонент сжиженного бытового газа, добавка к автомобильному бензину для придания ему требуемого давления паров;1
5) изопентановая фракция — сырье для производства изопре¬нового каучука, компонент в высокооктановых сортах бензинов;
6) пентановая фракция — сырье для процессов изомеризации и пиролиза, в производстве амилового спирта.
На ГФУ непредельных углеводородов из олефинсодержащих потоков выделяются следующие фракции:
1) пропан-пропиленовая — сырье для производства полимер- бензина, фенола и ацетона, синтетических моющих средств, бути¬ловых спиртов, может быть использована как сырье установок алкилирования;
2) бутан-бутиленовая — сырье установок алкилирования и по¬лимеризации, присадки к маслам, в производстве синтетических каучуков.
Качество сжиженных газов определяется соответствующими техническими условиями.

21. Очистка и осушка углеводородных газов.

Очистка и осушка газов предшествуют их фракционированию и дальнейшей переработке.
Очистка газов. Нефтезаводские газы, полученные при пере¬работке сернистых нефтей, всегда содержат сероводород и некото¬рые другие сернистые соединения. Особенно много сероводорода в газах установок, перерабатывающих тяжелое сырье: мазут, ва¬куумные дистилляты, гудрон. Например, в газе каталитического крекинга вакуумного дистиллята арланской нефти содержится
12— 15% сероводорода, а в газах термического крекинга полугуд- рона этой же нефти до 18% сероводорода.
Сероводород ухудшает работу катализаторов тех каталитиче¬ских процессов, которые используют в качестве сырья сжиженные газы, его присутствие совершенно недопустимо в бытовом сжи¬женном газе. Наличие активных сернистых соединений вредно влияет на оборудование газоперерабатывающих установок, вызы¬вает активную коррозию аппаратов и трубопроводов.
Поэтому углеводородные газы, содержащие сероводород и та¬кие активные сернистые соединения, как низшие меркаптаны, перед подачей на ГФУ подвергают очистке. В некоторых случаях газы нефтепереработки очищают также от окиси и двуокиси угле¬рода.
При очистке газа от сероводорода чаще всего используется процесс абсорбции. Абсорбентами для избирательного извлечения сероводорода из газов служат растворы трикалийфосфата, фено¬лята натрия, этаноламинов.
Наиболее распространена на НПЗ очистка при помощи раство¬ра моноэтаноламина (МЭА).
От сероводорода очищаются не только газы, направляемые на ГФУ, но и товарные сжиженные углеводородные фракции. Очист¬ка товарных фракций проводится с применением щелочи или регенерируемых реагентов — трикалийфосфата, моноэтаноламина и др.
Осушка газа. Осушка необходима в тех случаях, когда газ направляется для каталитической переработки с использованием чувствительного к воде катализатора или когда фракционирование и дальнейшая переработка газа проводятся при низких температу¬рах. Если неосушенный газ охлаждать до температур ниже О °С, это может привести к забиванию льдом аппаратуры и трубо¬проводов.
Следует также принимать во внимание способность углеводо¬родов и некоторых других газов образовывать с водой кристалло¬гидраты, которые представляют собой нестойкие комплексные соединения молекул газа и воды. Известны кристаллогидраты эта¬на С2Н6:7Н20, пропана С3Н8-18Н20 и др. Сероводород с водой также образует гидрат НгЗ-бНгО. Кристаллогидраты появляются в трубопроводах и аппаратах при температурах ниже 15°С и имеют вид серой, похожей на лед, массы.
Чем меньше молекулярная масса углеводорода, тем выше тем¬пература и давление, при которых он способен образовывать кри¬сталлогидраты. Метан, например, образует гидрат при 12,5 °С й
10,0 МПа, а этан при этой же температуре образует гидрат уже при 2,5 МПа. Гидраты существуют только в том случае, если парциальное давление паров воды в газовой фазе выше давления паров гидрата. Поэтому при осушке газов снижают содержание влаги в них настолько, чтобы парциальное давление водяного пара стало ниже, чем давление насыщенных паров гидратов. По¬казателем влагосодержания газов на практике является так на¬зываемая точка росы. При охлаждении газа ниже температуры точки росы водяной пар, содержащийся в газах, конденсируется, выпадает в виде «росы».
При осушке газа применяют твердые и жидкие поглотители воды, которые должны отвечать следующим требованиям: высо¬кая влагоемкость, т. е. способность поглощать возможно больше влаги на единицу массы или объема поглотителя; хорошая реге- нерируемость; большой срок службы; невысокая стоимость и про¬стота получения. Наилучшим сочетанием этих качеств из числа твердых поглотителей обладают активированная окись алюминия, силикагель, синтетические цеолиты (молекулярные сита), а из жидких — ди- и триэтиленгликоли.
Жидкостная осушка на НПЗ проводится, как правило, диэти- ленгликолем (ДЭГ). Точка росы при осушке ДЭГ может быть снижена до — 20 °С.
С помощью твердых осушителей глубина осушки заметно по¬вышается. Например, активная окись алюминия осушает газ до точки росы — 70 °С. Цеолиты понижают содержание влаги в газе до 0,001% и точку росы до температуры ниже — 75 °С.
При использовании для осушки нефтезаводских газов актив¬ных адсорбентов необходимо иметь в виду, что адсорбенты могут способствовать полимеризации содержащихся в газе непредельных углеводородов. Особенно склонны к полимеризаций газы пиролиза.

22. Разделение смеси углеводородных газов.

Способы разделения газовых смесей. Для разделения смеси газов на индивидуальные компоненты или пригодные для дальнейшей переработки технические фракции применяются следующие процессы: конденсация, компрессия, абсорбция, ректификация, адсорбция. На ГФУ эти процессы комбинируются в различных сочетаниях.
Конденсация — первая стадия разделения газов. С помощью конденсации газ пре-вращается в двухфазную систему жидкость — газ, которую затем механически разделяют на газ и жидкость. В качестве хладагента при конденсации прежде всего используют воду или воздух. В этом случае температура конденсации составляет 35-г40°С. Чтобы увеличить число конденсирующихся компонентов, необходимо понизить температуру конденсации, используя в качестве хладагента испаряющийся аммиак, фреон или углеводородные газы — пропан и этан. При использовании в качестве хладагента пропана и аммиака температуру конденсации можно понизить до — 40 °С, при использовании этана до — 80 °С.
Компрессия, применяется в схемах разделения газов совместно с конденсацией. При повышении давления газов создаются наиболее благоприятные условия конденсации углево-дородов. Из скомпримированного (сжатого) газа в первую очередь конденсируются наиболее тяжелые компоненты.
Абсорбция — это процесс поглощения отдельных компонентов газа жидкостью (аб-сорбентом), вступающей с ним в контакт. Эффективность абсорбции зависит от температуры, давления, при котором проводится процесс,' физико-химических свойств газа и применяемого абсорбента, скорости движения абсорбируемого { газа, количества пода-ваемого абсорбента.
Определенный газовый компонент абсорбируется тогда, когда парциальное давление этого компонента в газовой фазе превышает его парциальное давление в парах, равновесных с жидкостью, являющейся абсорбентом и вступающей в контакт с газом. Следовательно, интенсивность, с которой будет поглощаться абсорбентом извлекаемый из газа компонент пропорциональна разности этих парциальных давлений. Кроме того, количество поглощенного компонента пропорционально времени и поверхности контакта жидкой и газовой фаз.
Влияние давления на процесс абсорбции определяется законом Генри. Согласно это-му закону растворимость газа в жидкости ' пропорциональна его парциальному давлению в парах над жидкостью. Если, не изменяя температуры, повысить давление над раствором, то в жидкость перейдут новые количества газа. Увеличение давления способствует абсорбции.
При повышении температуры растворимость газа в жидкости уменьшается, абсорб-ция замедляется и может совсем прекратиться. На технологических установках при извлече-нии из газа пропана и бутана, поддерживается температура не выше 35 °С.
Выбор абсорбента зависит от свойств абсорбируемого газа. Углеводородные газы наилучшим образом извлекаются близкими им по строению и молекулярной массе жидкими углеводородами легкого бензина. Поскольку легкий абсорбент обладает высокой упругостью паров, он в значительной степени увлекается уходящим из абсорбера газом. Обычно на аб-сорбционных установках применяют двухступенчатую абсорбцию: основным абсорбентом служит бензиновая фракция, а затем выходящий из абсорбера газ промывается жидкостью тя-желого фракционного состава, например керосино-газойлевой фракцией, для извлечения из газа унесенного бензина.
Поглощение газа жидкостью сопровождается выделением тепла. Чтобы при этом не ухудшались условия абсорбции, на технологических установках применяют ряд специальных приемов. Одним из эффективных способов повышения степени извлечения целевых компо-нентов является охлаждение абсорбента и газа перед подачей их в абсорбер до температуры ниже рабочей. Съем тепла абсорбции осуществляется в промежуточных выносных холодиль-никах. Насыщенный абсорбент, взятый с вышележащей тарелки, пропускается самотеком или прокачивается насосом через холодильники, а затем возвращается на нижележащую тарелку. Для охлаждения сырья и циркулирующего абсорбента применяют не только воду, но и искус-ственные хладагенты: пропан, аммиак.
Поглощенный при абсорбции газ отделяется от абсорбента в отпарной колонне-десорбере. Для десорбции необходимы условия, противоположные тем, при которых следует проводить абсорбцию, т. е. повышенная температура и низкое давление.
I Адсорбционный метод разделения газов мало распространен в промышленно-сти. Он основан на способности некоторых твердых веществ с развитой поверхностью (активированного угля, силикагеля и др.) избирательно поглощать различные компоненты газа. Подобно жидким поглотителям (абсорбентам) твердые адсорбенты более интенсивно поглощают тяжелые углеводороды. Подобрав определенный режим адсорбции, можно получить достаточно сухой газ. Адсорбцию применяют для извлечения целевых компонентов из смесей, в которых содержание извлекаемых углеводородов не превышает 50 мг/м3, а также из газов, содержащих воздух.
2 Ректификация является завершающей стадией разделения газовых смесей. Она применяется для получения индивидуальных углеводородов высокой чистоты. Поскольку разделение на компоненты смеси газов проводить затруднительно, при существующих схемах газоразделения на ректификацию подают жидкость, выделенную из газа конденсационно-компрессионным или абсорбционным методом. Особенность ректификации сжиженных газов по сравнению с ректификацией нефтяных фракций — необходимость разделения очень близких по температуре кипения продуктов и получения товарных продуктов высокой степени чистоты. Ректификация сжиженных газов отличается также повышенным давлением в колоннах, поскольку для создания орошения необходимо сконденсировать верхние продукты ректификационных колонн в обычных воздушных и водяных холодильниках, не прибегая к искусственному холоду.Чтобы сконденсировать, например, изобутан при 40 °С, надо поддерживать давление в рефлюксной емкости бутановой колонны и, следовательно, в самой колонне не ниже 0,52 МПа.
Схема ректификационной установки и последовательность выделения отдельных компонентов зависят от состава исходной смеси, требуемой чистоты продуктов и количества получаемых фракций.
Газофракционирующие установки. Установки разделения газов (ГФУ) подразделяют-ся по типу перерабатываемого сырья—на установки предельных и непредельных газов и по типу применяемой схемы извлечения целевых компонентов из газов — на установки конден-сационно-компрессионные и абсорбционные. Как на установках конденсационно-компрессионного типа, так и па установках абсорбционного типа извлеченная из газа жидкая смесь

23. Этаноламиновая очистка углеводородных газов.

24. Назначение процесса производства алкилата. Сырьё и продукты. Катализа-торы процесса.

Сырьем установок алкилирова¬ния изобутана бутиленами является бутан-бутиленовая фракция (ББФ), вырабатываемая на газофракционирующих установках из газов каталитического крекинга, термического крекинга и коксова-ния. В составе этой фракции содержатся и непредельные углеводо¬роды— бутилены и изо'бутан. Кроме того, в виде примесей в ББФ содержатся углеводороды С3 и С5. В сырье алкилирования коли¬чество С3 и С5 не должно превышать 3% (масс.) каждого. Присут¬ствие в сырье пропилена приводит к увеличению потребности в холоде в связи с более высоким значением теплоты реакции алкили¬рования пропилена, снижению октанового числа алкилата, увели-чению расхода серной кислоты. Наличие углеводородов С5 также нежелательно, поскольку пентаны в реакцию алкилирования не вступают, а из амиленов об-разуются малоценные побочные про¬дукты.
Следует, однако, отметить, что в перспективе развитие процесса алкилирования связано с расширением сырьевых ресурсов и при¬влечением в качестве сырья пропан-пропиленовой фракции (ППФ). Новые установки алкилирования в нашей стране и за рубежом проектируются с учетом использования смеси ППФ и ББФ. При использовании ППФ на алкилирование необходимо подавать до¬полнительный изобутан.
В результате алкилирования изобугана получают алкилат, ко¬торый на установках алкилирования делится на две фракции — легкую и тяжелую.
В течение многих лет легкий алкилат в больших количествах потреблялся как основной компонент авиационного бензина. В свя¬зи с уменьшением числа самолетов с поршневыми двигателями спрос на авиационные бензины сведен к минимуму, однако потреб¬ность в алкилатах не только не уменьшилась, но даже возросла. Они добавляются к бензинам каталитического риформинга и кре¬кинга, чтобы снизить содержание ароматических углеводородов и улучшить пусковые свойства товарных антобензинов.
Тяжелый алкилат (фракция 170—240С’С) используется как ком¬понент дизельного топлива. Побочными продуктами установки яв¬ляются пропан и бутал-пентановая фракция.
Катализаторы процесса. Алкилирование изобутана олефинами на отечественных установках проводится в присутствии серной кис¬лоты. Для алкилирования бутиленами применяется 96—98%-ная серная кислота, для алкилирования пропиленом необходима кис¬лота более высокой концентрации — в среднем 98—100%. В про¬цессе алкилирования постепенно происходит снижение концент¬рации серной кислоты, вызываемое взаимодействием кислоты с непредельными углеводородами и влагой. При понижении кон¬центрации реакции алкилирования замедляются, а реакции поли¬меризации ускоряются. Поэтому отработанную кислоту заменяют свежей, концентрированной.
За рубежом в качестве катализатора применяется также фто¬ристоводородная кислота.

25. Основное оборудование установки алкилирования.

Основной аппарат установки алки¬лирования—реактор. Су¬ществуют различные реакторы-алкилаторы, раз¬личающиеся по способу подачи сырья и схеме охлаждения. Они могут быть разделены на три типа-.
1) емкостные — с при¬менением выносных цир¬куляционных насосов для перемешивания реакци¬онной смеси;
2) контакторные — с внутренними циркуляци¬онными устройствами и охлаждающими элемен¬тами;
3) каскадные—с внут¬ренним охлаждением и внутренними циркуляци¬онными устройствами,без охлаждающих элементов.
Емкостные аппараты сооружались на первых промышленных установ¬ках сернокислотного ал¬килирования На смену им пришли контакторные ре¬акторы, один из кото¬рых — вертикальный с охлаждением через по¬верхность.
Разработаны и внедряются на действующих установках алки¬лирования взамен описанных выше модернизированные контакторы вертикального и горизонтального типа. В этих аппаратах с целью улучшения теплопередачи и упрощения условий изготовления труб¬ного пучка применены U-образные трубки, увеличена поверхность теплообмена, разработана более совершенная система уплотнения вала пропеллерного насоса. Внедрение новых контакторов позво¬ляет повысить производительность установок.
Еще более эффективны каскадные самоохлаждающиеся реак¬торы, тепло реакции в которых снимается за счет испаре¬ния части реагирующих компонентов. В реакторе имеется несколь¬ко реакционных зон, снабженных мешалками, и две отстойные зоны. В каждую из реакционных зон подается смесь олефинов и изобутана. Давление процесса регулируют таким образом, чтобы обеспечить частичное испарение углеводородной фазы. Испаряю¬щиеся углеводороды, главным образом пропан и изобутан, заби¬раются из верхней части реактора компрессором, сжимаются, кон¬денсируются и возвращаются в реактор. Изменением количества испаряющегося газа поддерживается постоянство температуры в реакторе. Существуют конструкции каскадного реактора, насчиты-вающие 5—6 реакционных секций (зон). В первой из отстойных зон отделяется от углеводородов основная масса кислоты, а во второй — небольшая оставшаяся часть.
Каскадные реакторы отличаются от трубчатых простотой кон¬струкции и высокой производительностью. Удельный расход серной кислоты для установок примерно одинаковой производительности в идентичных условиях алкилирования составляет (в кг/т алки¬лата): в вертикальном реакторе 200—250, в каскадном 60—100.
26. Назначение процесса изомеризации. Механизм и катализаторы процесса.
Для низкомолекулярных парафиновых углеводородов С4—С6 внутримолекулярные химические реакции структурной изомеризации могут протекать в следующих направлениях:
а) превращение углеводородов нормального строения в разветвленные
б) перемещение метального радикала вдоль углеродной цепи
в) изменение числа мегильных радикалов в боковых цепях разветвленных углево-дородов
Все эти реакции обратимы, поэтому равновесные концентрации изомеров в смеси за-висят прежде всего от температуры процесса.
Практический интерес в настоящее время представляет получение изобутана в каче-стве сырья для процесса алкилирования олефинами; изопентана в качестве сырья для получе-ния изопрена и дальнейшей его полимеризации в изопреновый синтетический каучук и смеси разветвленных пентанов и гексанов в качестве компонентов высокооктановых автомобиль-ных бензинов.
Термодинамическое исследование реакций изомеризации нормальных алканов пока-зывает, что их превращения в разветвленные структуры наиболее вероятны при сравнительно низких температурах (для бутана не выше 100 °С, для пентана не выше 150°С), но скорости реакций при этих температурах крайне малы. Это предопределяет необходимость применения активных катализаторов.
Самым активным катализатором изомеризации при низких температурах является хлористый алюминий либо в смеси с хлористой сурьмой, либо в виде комплекса с углеводородами и с добав¬кой хлористого водорода. Однако этот катализатор недостаточно селективен, вызывает ряд побочных процессов, в том числе крекинг и диспропорционирование водорода, а также весьма коррозионноактивен. По этим причинам в заводской практике для изомеризации пентана и гексана хлористый алюминий не при-меняется. 
В настоящее время наибольшее признание для процессов изомеризации нашли би-функциональные катализаторы, содержащие платину или палладий на окиси алюминия. Их основное достоин¬ство хорошая селективность. Однако для достижения нужной глубины изомеризации температуру процессов иногда приходится повышать до 300—400 °С и выше. В целях предотвращения при этих температурах разложения углеводородов и отложения кокса на катализаторе процессы изомеризации ведут в присутствии водорода и под общим давлением до 3—4 МПа.
На одном из таких катализаторов (ИП-62) на ряде отечественных заводов осуществ-ляется процесс высокотемпературной изомеризации пентановой фракции (380—450 °С; 3,5—4 МПа). Ката¬лизатор представляет собой фторированную окись алюминия, на которую нанесена платина. В процессе применяется циркуляция водородсодержащего газа с установок платформинга. Достигается степень превращения сырья за один проход 50—55%. Поэтому в процессе применяется рециркуляция изомеризата. Выход изопентана на превращенный пен-тан составляет 96%
Помимо целевой реакции структурной изомеризации на данном катализаторе имеет место также частичный крекинг пентана и изопентана, гидроочисгка и обессеривание сырья и изомеризата. Однако выход продуктов распада не превышает 2%.
Хорошие результаты достигаются и на цеолитсодержащих платиновом или палладие-вом катализаторах. Так, при изомеризации гексана на платинированном цеолите типа Y при 310—340 °С, 3 МПа, мольном соотношении Н2: C6Hi4 = 3,5 и объемной скорости подачи сы-рья равной 1 ч-1— выход изомеров гексана достигал 74%.
В последнее время ведутся работы по подбору бифункциональных катализаторов для низкотемпературного процесса изомеризации пентана и гексана, преимущества которого оче-видны.
В частности, на платинированной окиси алюминия, промотированной хлорорганиче-ским соединением (катализатор НИП-66) при 130—140 °С, 3 МПа, подаче сырья равной 1,5 ч-1 и соотношении Нэ: С5Н12 = 2:1 был достигнут выход изопентана из н-пентана равный 70% за один проход.
В дальнейшем на этом же катализаторе при 120°С из пентан- гексановой фракции за один проход, т. е. без рециркуляции был получен выход изомерных пентанов и гексанов, рав-ный 73%- Необходимо отметить, что при применении .платиновых или палладиевых бифунк-циональных катализаторов очень жесткие требования предъявляются к качеству как сырья, так и водородсодержащего газа. Такие примеси как окись углерода, кислород, влага и особен-но сернистые соединения являются дезактиваторами катализатора. Поэтому требуется предва-рительная очистка и осушка водородсодержащего газа и сырья.
Механизм реакций каталитической изомеризации аналогичен механизму превраще-ний углеводородов при каталитическом крекинге и каталитическом алкилировании изобута-на олефинами. Во
всех этих процессах за рождение цепи химических реакций происходит под действи-ем иона водорода (протона) кислотного катализатора. Развитие же цепи связано с разнообраз-ными превращениями промежуточных весьма активных ионов карбония или как их еще называют карбкатионов. Механизм изомеризации парафиновых углеводородов на бифункциональных катализаторах имеет то отличие, что первоначально под действием металлического компонента катализатора исходные парафины дегидрируются до моноолефинов. Полученные олефины подвергаются под влиянием кислотного компонента катализатора структурной изомеризации,которая протекает по карбопий-нонному механизму. На заключительной стадии цепной реакции изоолефины насыщаются водородом и образуется смесь изопарафнновых углеводородов.

27. Производство полимербензина. Параметры процесса, сырьё и продукты.

Полимербензин содержит 93-95% изоалкенов и характеризуется высоким октановым числом 96-97 пунктов.
Параметры процесса температура процесса не должна быть слишком низкой т.к. уже при 130С вместо полимеризации будут протекать реакции образования фосфорных эфиров.
Чрезмерное повышение температуры приведет к распаду полимерных карбкатионов а так же протекание реакции сополимеризации в которых образуются алкодиены. Оптимальной счита-ется температура от 160-230С.
Повышение давления способствует удержанию в жидкой фазе продуктов алигомеризации, давление составляет 6-8МПа.
Сырье реформинга низкооктановый бензин.
Процесс изомеризации
Реакция изомеризации алканов используются в настоящее время для получения изоалканов из углеводородов нормального строения:
- получение изобутана из бутана алкилат
- пентан,изопентан дегедрирование с целью получения изопрена,сырья для получения изо-пренового каучука
- пентангексановая фракция используется для получения высокооктанового компонента бен-зина.
Для низкомолекулярных алканов С4-С6 внутри молекулярной реакции структурной изомери-зации могут протекать в направлении:
1. превращение углеводородов нормального строения в разветвленное
2. перемещение метильного радикала вдоль углеродной цепи
3. изменение числа метильных радикалов в боковых цепях разветвленных углеводородов
Все эти реакции обратимы, поэтому равновесные концентрации изомеров в смеси зависят от температуры процесса.
Превращение алканов в разветвленные структуры наиболее вероятны при сравнительно низ-ких температурах: для бутана не выше 100С, для пентана не выше 150С при этом скорость ре-акции очень мала, необходимо применение катализатора.
Самым активным катализатором изомеризации при низких температурах является хлористый алюминий. Однако этот катализатор недостаточно селиктивен и вызывает побочные реакции в том числе крекинг. В нефтеперабатывающей промышленности для процессов изомеризации применяют бифункцианальные катализаторы содержащие платину или палладий на оксиде алюминия. Они обладают высокой селективностью, но при этом температура процесса повы-шается до 300 – 400 С.

28. Извлечение жидких алканов адсорбцией на молекулярных ситах. Сущность процесса.

Жидкие парафины приобрели большое значение как сырье нефтехимического и мик-робиологического синтеза. На их основе получают поверхностно-активные вещества, моющие средства, кормовые белки. Наибольшим спросом пользуются жидкие парафины С8—С10, получаемые из прямогонной дизельной фракции 200—320 °С.
Жидкие парафины являются побочным продуктом производства низкозастывающих дизельных топлив методами карбамидной депарафинизации и адсорбции на цеолитах — мо-лекулярных ситах.
Установки адсорбционного извлечения парафинов на молекулярных ситах строятся в нашей стране и за рубежом. Наряду с высоким качеством парафинов адсорбционное извлече-ние позволяет обеспечить высокую степень выделения алканов из сырья, превышающую 95%. Это в 1,3—1,5 раза выше, чем при карбамидной депарафинизации.
Установки для получения жидких парафинов адсорбционным извлечением. Процесс производства нормальных парафинов из нефтяных фракций с помощью цеолитов включает следующие про¬текающие последовательно стадии: адсорбцию — поглощение алканов нор-мального строения из сырья и десорбцию — выделение их из полостей цеолита. Между этими стадиями в процесс включается дополнительная операция — продувка, при которой из ад¬сорбента удаляются компоненты сырья, а с внешней поверхности цеолита — неселективно адсорбированные углеводороды.
Существует несколько различных способов десорбции углеводородов: отдувка газом, термический, снижением давления, вытеснительный, при котором молекулы адсорбированного вещества вытесняются из полостей цеолита и заменяются молекулами вытеснителя.

29. Теоретические основы карбамидной депарафинизации.

Рафинаты селективной очистки, полученные из парафинистых нефтей, содержат твердые высокомолекулярные углеводороды, которые при понижении температуры выделя-ются в виде кристаллов. Вследствие этого масла теряют подвижность и становятся не¬пригодными к эксплуатации в условиях низких температур.
Для получения масел, пригодных для применения при —15, —30 °С и даже при еще более низких температурах, рафинаты селективной очистки необходимо подвергнуть депара-финизации — удалению твердых углеводородов. Это осуществляется путем вымораживания твердых углеводородов из раствора рафината в специально подобранном растворителе.
Рафинаты селективной очистки дистиллятных масляных фракций содержат преиму-щественно твердые высокомолекулярные алканы с нормальной или слаборазветнленной це-пью атомов углерода. Эти углеводороды выпадают при охлаждении в виде крупных кристал-лов правильной формы. Твердый продукт, выделяемый из дистиллятных масел, называется гачем.
Рафинаты селективной очистки остаточных масляных фракций содержат в основном твердые высокомолекулярные нафтеновые и ароматические углеводороды с длинными пара-финовыми радикалами нормального или слаборазветвленного строения. Эти соединения оса-ждаются при понижении температуры в виде мелких игольчатых кристаллов. Твердый про-дукт, выделяемый из остаточных масел, называется петролатумом. Твердые углеводороды частично растворены в масляной фракции, а частично взвешены в виде очень мелких кристаллов.
Процесс депарафинизации осуществляют при глубоком охлаждении как с примене-нием селективных растворителей, так и без 
них. Однако в последнем случае кристаллы твердых углеводородов получаются мел-кими, неправильной формы и плохо отделяются от масла. Полнота очистки не достигается, поскольку в масле остается значительное количество твердых углеводородов, в то время как часть масла увлекается с твердым осадком.
Чтобы легко и полно выделить твердые углеводороды из рафината, необходимо по-лучить крупные и возможно более правильные кристаллы. Следовательно, одной из задач процесса является создание благоприятных условий для роста кристаллов. На рост кристаллов влияют следующие факторы:
1) вязкость раствора—высокая вязкость раствора препятствует росту кристаллов;
2) скорость охлаждения раствора (в сС/’ч) — при большой скорости охлаждения кристаллы не успевают вырасти, вместо малого числа крупных кристаллов образуется боль-шое число мелких кристаллов;
3) концентрация твердых углеводородов в растворе — слишком большое разбавле-ние замедляет рост кристаллов, так как увеличивается путь молекул твердых углеводородов до встречи друг с другом.
Большое число центров кристаллизации в растворе (а ими могут быть частицы дис-пергированных твердых углеводородов) также способствует образованию мелких кристаллов. Для уничтожения центров кристаллизации сырье перед началом процесса нагревают до тем-пературы, на 15—20 °С превышающей температуру плавления твердых углеводородов, кото-рые после расплавления полностью растворяются в масле.
Растворители. Селективные растворители, применяемые в процессе депарафиниза-ции, должны хорошо растворять ценные углеводороды масляной фракции и почти не раство-рять твердых углеводородов. Смешение масляной фракции с растворителем улучшает условия выделения твердых углеводородов, ранее растворенных в масляной фракции, при последую-щем охлаждении. Уменьшение вязкости раствора способствует укрупнению кристаллов.
К растворителям депарафинизации, кроме общих требований к избирательным рас-творителям, предъявляются и специфические требования, связанные с уменьшением эксплуа-тационных затрат. . Эти растворители «должны допускать» высокие скорости охлаждения и отделения раствора масла от твердых углеводородов и обладать к тому же низким темпера-турным эффектом депарафинизации (ТЭД). Температурным эффектом или температурным градиентом депарафинизации называется разность между требуемой температурой застыва-ния депарафинированного масла и температурой охлаждения раствора, которая обеспечивает необходимую температуру застывания. Низкий ТЭД приводит к уменьшению расходов на охлаждение раствора, а высокие скорости охлаждения и разделения позволяют уменьшить размеры аппаратов.
В качестве растворителей депарафинизации применяют легкий бензин, сжиженный пропан, дихлорэтан, кетоны. 
В настоящее время наиболее распространен процесс депарафинизации с использова-нием кетонов: ацетона и метилэтилкетона (МЭК). Кетоны совсем не растворяют твердых уг-леводородов и в то же время плохо растворяют масла. Для повышения растворяющей способ-ности по отношению к маслам к кетонам добавляют толуол или его смесь с бензолом. Темпе-ратурный эффект депарафи¬низации смесью кетонов с толуолом невысок: от 10 до 0°С. Кето-ны допускают высокие скорости охлаждения (100°С/ч) и фильтрования [70— 100кг/(м2-ч) по сырью].
Перспективными растворителями являются высокомолекулярные кетоны, такие, как метилизобутилкетон. Масла в этих кетонах растворяются настолько хорошо, что можно отка-заться от добавления ароматических растворителей. Отсутствие бензола и толуола в раствори-теле уменьшает величину ТЭД, повышает скорость фильтрования и выход масла. Применение однокомпонентного растворителя упрощает эксплуатацию установки.
Параметры процесса и качество целевого продукта. К основным параметрам процесса депарафинизации с использованием растворителей относятся состав растворителя, соотношение растворитель : сырье, скорость охлаждения, температура депарафинизации.
Изменение состава растворителя (изменение соотношения толуол : кетоны) позволяет варьировать селективность смешанного растворителя. Увеличение содержания кетонов в сме-си приводит к понижению температуры застывания, но выход депарафинированного масла при этом снижается. Наоборот, увеличение содержания толуола повышает температуру засты-вания, но способствует увеличению выхода масла. Обычно растпоритель содержит от 25 до 50% (масс.) кетонов.
Соотношение между растворителем и сырьем подбирается в зависимости от вязкости сырья: чем выше вязкость сырья, тем больше приходится применять растворителя. Однако разбавление сырья растворителем не должно быть чрезмерным, поскольку может вызвать по-вышение температуры застывания масла в результате увеличения количества растворенных твердых углеводородов пропорционально возросшему количеству растворителя, при этом также ухудшается ТЭД. На практике применяют разбавление от 1,5:1 (для маловязких дистил-лятных масел) до 4,5 : 1 (для вязких остаточных масел).
У депарафинированного масла температура застывания снижается на 40—60 °С, а коксуемость и вязкость повышаются, так как удаляемые твердые углеводороды имеют очень малую вязкость и коксуемость.
При депарафинизации смесь охлаждается в две стадии. Первую стадию — до темпе-ратуры, на несколько градусов превышающей температуру помутнения, — можно проводить быстро. Вторая стадия— от начала помутнения до температуры, при которой происходит ос-новная кристаллизация,— должна протекать достаточно медленно (со скоростью не более 60—80°С/ч). Окончательное охлаждение до температуры фильтрования проводят гораздо ин-тенсивнее.
Порядок смешения сырья с растворителем также влияет на ха¬рактер образования кристаллов. При депарафинизации дистиллятного сырья, особенно легкого, лучшая кристал-лическая структура образуется при охлаждении вначале сырья с небольшим количеством рас-творителя или без него. При депарафинизации остаточного сырья до начала охлаждения к сы-рью прибавляют весь растворитель, что предотвращает образование мелких кристаллов наи¬более высокоплавких парафинов.

30. Приготовление товарных масел.

Масла товарных марок приготовляют смешением отдельных компонентов (компаундированием) с добавлением присадок.
Приготовление товарных масел осуществляется на установке компаундирования. Если имеются легкие, средние и тяжелые ди- стиллятные, а также остаточные компоненты, то можно пригото¬вить масла почти любых сортов. Соотношение компонентов уста¬навливают по номограмме для определения вязкости смесей неф¬тепродуктов (см. номограмму в конце книги) в зависимости от вязкости компонентов и конечной вязкости товарного масла.
В каждом отдельном случае соотношение компонентов уточняется в соответствии с лабораторными анализами готового масла.

31. Производство нефтяных масел. Сырьё и его подготовка.

Процесс производства любых масел состоит из трех этапов:
1. подготовка сырья – получение исходных масляных фракций
2. получение компонентов из исходных масляных фракций
3. смешение компонентов или компаундирование – добавление присадок для получения то-варных марок масел.
Подготовка сырья заключается в разгонке мазутов под вакуумом. В результате получают дис-тилятные фракции: 1ая - 300 – 400С, 2ая - 350 – 420С, 3я - 420 – 500, свыше 500 гудрон.
Из нефтяных фракций необходимо удалить все кислые соединения, непредельные углеводороды, частично серосодержащие и смолистые соединения, полицеклические арены и твердые алканы.


32. Очистка масел избирательными растворителями.

Масляные фракции состоят из смеси углеводородов различных классов и гетероатомных со-единений различного строения. Физические свойства гетероатомных соединений отличаются от свойств углеводорода. Все эти соединения по разному и при различных температурах рас-творяются в ряде органических растворителей.
Некоторые растворители хорошо растворяют углеводороды, а не желательные компоненты осаждаются из раствора и легко отделяются. На этом принципе основаны процессы диасфаль-тизации и депарафинизации.
В процессах фенольной и фурфурольной (селиктивной очистки) растворитель хорошо раство-ряет нежелательные компоненты.
Требования к растворителям:
1. растворитель должен обладать ярко выраженной избирательной растворимостью, которая должна сохранятся в широком интервале температур.
2. растворитель не должен хорошо растворяться в очищенном продукте.
3. желательно большая разница плотностей растворителя и сырья, что облегчает процесс разделения на фазы.
4. растворитель должен быть химически стабильным и химически инертным по отноше-нию к сырью извлекаемым компонентом не взрывоопасным и не должен вызывать коррозию оборудования.
5. растворитель должен легко и полностью регенерироваться.
6. растворитель должен иметь низкую теплоту испарения что способствует снижению энергетических затрат и расхода охлаждающей воды.
7. растворитель должен быть дешевым и доступным.

Факторы, влияющие на процессы очистки масел: критическая температура растворимости масляной фракции в растворителе, соотношение растворитель – сырье, способы взаимодейст-вия растворителя с сырьем.
Давление сказывается лишь при использовании в качестве растворителей газов.
Регенерация растворителя из растворов масла и нежелательных компонентов осуществляется в несколько стадий:
1. растворитель отгоняют при повышенном или атмосферном давлении
2. перегонка с водяным паром или с использованием вакуума

33. Очистка масел с применением фенола и фурфурола.

Селективной очистке подвергают как дистиллятные так и остаточные масляные фракции для удаления из них смолисто асфальтеновых соединений и полицеклических аренов с боковыми короткими цепями. В результате улучшается цвет масла, повышается индекс вязкости, снижа-ется коксуемость и количество серусодержащих соединений.
Наиболее распространенными растворителями в промышленной практике является фенол и фурфурол.
При взаимодействии с масляной фракцией они хорошо растворяют нежелательные компонен-ты масла и относительно мало растворяют ценные углеводороды.
При обработке масла растворителем образуются две фазы: верхняя – рафинадный раствор – содержит масло с небольшим количество растворителя. Нижняя фаза – экстрактный раствор – содержит основную массу растворителя и нежелательные компоненты.
При постоянной температуре составы экстрактной и рафинадной фазы находятся в равновес-ном состоянии. Увеличение соотношения растворитель – сырье приводит к уменьшению кон-центрации экстрактного раствора и ухудшению качества рафинадного раствора. С повышени-ем температуры растворяющая способность растворителя увеличивается, а избирательность понижается.
При критической температуре растворения образуется однородный раствор.
Экстракция фенолом и фурфуролом осуществляется в аппаратах колонного типа. Раствори-тель, имеющий более высокую плотность, чем сырье подается сверху аппарата. Сырье вводит-ся в низ колонны. Поднимаясь по колонне и находясь в непрерывном контакте с растворите-лем сырье освобождается от нежелательных компонентов, а растворитель, опускаясь по ко-лонне, насыщается смолистыми и полициклическими соединениями.
Для улучшения процесса экстракции растворитель на входе в колонну имеет более высокую температуру, чем сырье.
Разность температур между верхом и низом колонны называется температурным градиентом экстракции и зависит от свойств растворителя и сырья.

Фурфурол имеет ряд преимуществ перед фенолом, он менее токсичен, дает на 12-15% выше выход рафината. Но при этом при очистке остаточных масел, качество рафината хуже, чем при феноле, фурфурол хуже растворяет смолы, поэтому цвет масел более темный.
Основной аппарат установки фурфурольной очистки – это вертикальной ротарно – дисковый контактор.
Высота – 13м, диаметр 2,4м.
На внутренних стенках контактора закреплены статорные кольцевые перегородки, образую-щие по высоте аппарата 20 камер высотой 0,2 метра каждая.
Через ось аппарата проходит вертикальный вал с закрепленными на нем дисками.
Диски вращаются в средней части камер между кольцевыми перегородками. Выше и ниже рабочей зоны расположены отстойные зоны которые отдаляются от рабочей ситчатыми тарел-ками.
параметры процесса
Соотношение фурфуролом сырье
Для дистиллятных масел от 1,5-3,5:1
Для остаточных масел от 2,5-5:1
Температура верха колонны 95 – 110С
температура низа колонны 55 – 75С
Фенол хорошо извлекает из масел смолистые полициклические и от чести сернистые соедине-ния. Селективность у фенола ниже чем у фурфурола а растворяющая способность выше. К не-достаткам фенола относятся – токсичность, высокая растворимость в воде, вызывает коррозию аппаратуры. Основным аппаратом установки является экстракционная колонна с внутренней насадкой из колец рашига. Высота насадки 15 метров, высота колонны 40 метров, диаметр 4 метра.
Параметры процесса.
Соотношение фенол – сырье для дистиллятных масел 1,5-2,2:1, для остаточных 4,5:1, темпера-тура верха колонны – 88С, температура низа -55С. Время отстоя 60 – 120 минут, для экстракта 90-40 мин.

34. Сущность процесса очистки масел парными растворителями.

Очистка парными растворителями используется для получения остаточных масел улучшенных качеств. Процесс характеризуется совместным использованием двух несмешивающихся различных по характеру двух растворителей.
Один из растворителей – жидкий пропан, хорошо извлекает ценные углеводороды из сырья и способствует осаждению нежелательных компонентов.
Второй растворитель – смесь фенола и крезола, хорошо растворяет смолы, асфальтены, поли-циклические углеводороды, оба растворителя резко отличаются друг от друга по физическим свойствам и незначительно растворимы друг в друге. Большая разница в плотностях позволяет легко разделить растворы экстракта и рафината.
Различающиеся температурой кипения дают возможность регенерировать растворы экстракта и рафината по отдельности, выделяя сначала пропан затем фенольно крезольную смесь.
В результате этого процесса получают очищенный масляный дистиллят – рафинат, а так же экстракт и асфальт.
На качество и выход рафината в большой степени влияет соотношение растворитель – сырье и состав фенольно – крезольной смеси. Эти факторы подбираются опытным путем в зависимости от качества сырья.
На одну часть сырья применяют от 4 частей пропана и от 4-6 частей фенольно – крезольной смеси.
Состав фенольно – крезольной смеси:
35-60% фенола
65-40% крезола

Установка очистки состоит из трех отделений:
1. диасфальтизация пропаном
2. селиктивная очистка парными растворителями или экстракция
3. регенерация растворителей из растворов рафината, экстракта, асфальта.

Двухступенчатая диасфальтизация происходит в отстойниках горизонтального типа.
Селективная очистка – противоточная ступенчатая экстракция, осуществляется в отстойниках смесителях горизонтального типа

В каждом отстойнике смешение и разделение экстрактного и рафинатного растворов. При этом происходит обмен извлекаемыми компонентами. Из экстрактного раствора в рафинатный переходят ценные углеводороды масла, из рафинатного в экстрактный переходят нежелательные компоненты.
Двигаясь противотоком оба раствора концентрируются.
Растворы рафината, экстракта и асфальта регенерируются каждый в своей системе.
Режим процесса
Температура диасфальтизации 40С, экстракции 50С.
Давление диасфальтизации от 2 – 2,5 МПа, экстракции 2 – 2,4 МПа.

35. Депарафинизация масел с применением растворителей.

Селективные растворители, применяемые в про цессе депарафинизации, должны хо-рошо растворять ценные угле водороды масляной фракции и почти не растворять твердых уг-ле водородов. Смешение масляной фракции с растворителем улучшает условия выделения твердых углеводородов, ранее растворенных в масляной фракции, при последующем охлаж-дении. Уменьшение вязкости раствора способствует укрупнению кристаллов.
К растворителям депарафинизации, кроме общих требований к избирательным растворителям, предъявляются и специфические требования, связанные с уменьшением эксплуатационных затрат. . Эти растворители «должны допускать» высокие скорости охлажде ния и отделения раствора масла от твердых углеводородов и обла дать к тому же низким температурным эффектом депарафиниза ции (ТЭД). Температурным эффектом или температурным гра диентом депарафинизации называется разность между требуемой температурой застывания депарафинированного масла и
21:18:08темпера турой охлаждения раствора, которая обеспечивает необходимую температуру застывания. Низкий ТЭД приводит к уменьшению расходов на охлаждение раствора, а высо-кие скорости охлажде ния и разделения позволяют уменьшить размеры аппаратов.
В качестве растворителей депарафинизации применяют легкий бензин, сжиженный пропан, дихлорэтан, кетоны.

36. Аппаратурное оформление процессов очистки масел с применением избира-тельных растворителей.

1.Основным аппаратом является смеситель. Чаще всего в качестве перемешивающего устрой-ства применяются турбинные мешалки.
2.Дисковый фильтр служит для грубого отделения масла от глины. Масло фильтруется под давлением 0.3 – 0.4МПа.
Дисковый фильтр пресс представляет собой горизонтальный стальной цилиндр, состоящий из двух половинок. Нижняя часть жестко закреплена на стойках, верхняя откидывается на шар-нирах. Внутри крепится 36 фильтрующих дисков состоящих из обруча, на который с двух сто-рон натянуты крупные железные сетки, мелкие железные сетки и ткань из металлической проволоки. Внутри диска имеется выводная трубка. Масло в смеси с глиной поступает в кожу, откуда просачивается, внутрь дисков и по трубкам выводится в коллектор масла.
3.рамный прессфильтр служит для полного извлечения из масла мелких частиц глины. Фильт-рующей поверхностью является бумага и ткань.

37. Адсорбционная очистка масел контактным методом и методом перколяции.

Адсорбционная очистка масел основана на способности абсорбентов избирательно извлекать из масел смолистые и серосодержащие соединения, непредельные соединения, полицикличе-ские арены, а так же органические и минеральные кислоты и остатки растворителей. В результате улучшается цвет масла, его стабильность, повышается индекс вязкости, снижается коксуемость.
В качестве адсорбентов применяют природные глины или отбеливающие земли и искусствен-ные алюмосиликаты. Природные глины перед употреблением активируют серной кислотой и высушивают.
В промышленной практике получили распространение способы очистки:
А) контактная очистка с тонкоизмельченным адсорбентом
Б) перколяция или фильтрование через слой гранулированного адсорбента.
При контактной очистке, масла смешивают с тонкоизмельченной отбеливающей землей. Ак-тивность адсорбента зависит от степени его измельчения.
Чтобы снизить вязкость масла и улучшить его проникновение в поры адсорбента, масла на-гревают. Температура процесса зависит от качества сырья, природы адсорбента, и требуемой степени очистки готового продукта.
Легкие дистиллятные масла нагревают до 80-120С, средние 140-170С, остаточные 180-200С.
На эффективность процесса так же влияет продолжительность контакта масла с глиной, время контакта составляет 20-25 минут.
Достоинства процесса:
1.возможность регулировать степени очистки которая определяется цветом готовой продук-ции путем изменения температуры процесса и соотношения адсорбент – масло.
2.сырье очищается непрерывно, вредные примеси извлекаются все сразу
Недостатки:
1.трудность регенерации адсорбента (адсорбент не регенерируются на установке)
2.потери масла с адсорбентом
3.частичное разложение масла при высоких температурах т.к. алюмосиликаты проявляют кре-кирующую способность.
Чтобы уменьшить потери масла глину промывают тяжелым бензином.
Метод перколяции
Перколяция(фильтрование) может осуществляться через слой гранулированного адсорбента как в неподвижном так и в движущемся режиме. При стационарном или неподвижном режи-ме, масло в чистом виде или в растворе тяжелого бензина фильтруется через слой глины с размерами частиц от 0,3 до 2мм.
Фильтр представляет собой пустотелый вертикальный аппарат заполненный адсорбентом. Первые порции масла очищаются глубоко. По мере насыщения адсорбента извлекаемыми компонентами полнота очистки падает. Качество фильтрата получается усредненным. По окончанию фильтрования адсорбент промывают растворителем для извлечения из фильтра остатков масла. Для удаления растворителя фильтр пропаривают водяным паром. После про-мывки и пропарки адсорбент выгружают и заменяют новым.
Основной недостаток метода на неподвижном адсорбенте это трудоемкость, сложность авто-матизации.
Преимущества: температура от 20-100С поэтому отсутствует разложение углеводородов мас-ла. Непрерывный процесс адсорбционной очистки происходит в противотоке на движущемся синтетическом алюмоселикатном адсорбенте с размером частиц 0,25-0,28мм в присутствии растворителя бензиновой фракции 80-120С. На стадии адсорбции растворитель применяется для снижения вязкости масла, на стадии промывки служит десорбентом. Адсорбент подверга-ется непрерывной окислительной регенерации непосредственно на установке.

38. Гидроочистка масел.

Цель процесса гидроочистки масел — улучшение цвета и стабильности, некоторое повышение индекса вязкости, значительное снижение содержания серы и кокса. Гидроочистка масел может эффективно применяться в различном сочетании с основными процессами масляного производства в зависимости от качества сырья и требований к готовым маслам. Обычно масла подвергают гидроочистке после очистки избирательными растворителями. В этом случае гидроочистка применяется вместо очистки отбеливающими землями (так называемая гидродоочистка масел),
Гидроочистке подвергают депарафинкрованные масла из дистиллятных рафинатов после очистки фенолом и фурфуролом, а также депарафинированные масла из остаточных фракций после деасфальтизации пропаном и фенольной очистки.
Кроме того, имеется положительный опыт применения- процесса гидроочистки до и вместо селективной очистки. Энергетические масла, например, из восточных нефтей Совет-ского Союза, получаемые очисткой селективными растворителями, не обладают требуемой стабильностью против окисления. Применение гидрирования, наоборот, приводит к получе-нию в этом случае высокостабильного масла. Масла, очищенные селективными растворителя-ми, обладают более однородным составом и содержат меньше сернистых соединений, смол и полициклических ароматических углеводородов, чем неочищенные продукты тех же преде-лов выкипания. Это обстоятельство приводит к необходимости проводить гидрирование рафинатов в более мягких условиях.
Побочными продуктами гидроочистки являются сероводород, углеводородные газы и отгон (к. к. ниже 350 °С). Сероводород используется для производства серы или серной кислоты, углеводородные газы применяются в качестве топлива непосредственно на установке, отгон добавляется к котельным топливам для снижения их вязкости.
Отечественная промышленная установка гидроочистки масел имеет три параллель-ных потока производительностью 120 тыс. т/год каждый. Потоки могут перерабатывать как одинаковое, так и разное сырье одновременно. Каждый из потоков состоит из двух частей:
1) блок гидроочистки масел и регенерации катализатора;
2)блок очистки циркуляционного газа от сероводорода.
Аппаратура. Реактор гидроочистки представляет собой цилиндрический аппарат с шаровыми днищами высотой 12,83 м и диаметром 1,3 м. Стенка реактора выполнена из двух-слойной стали. Катализатор уложен сплошным слоем высотой 9,4 м. На каждом из потоков установлен один реактор.
Трубчатые печи выполнены с беспламенными панельными горелками и рассчитаны на теплонапряженность радиантных труб 17—20 кВт/м2.
Получение масел из гидроочищенного сырья. Эффективность существующих процес-сов селективной очистки масляного сырья не всегда достаточно высока из-за удаления с неже-лательными компонентами значительной части ценных углеводородов, особенно при выра-ботке масел с индексом вязкости 90 и выше. Исследования показали, что предварительная гидроочистка масляных дистиллятов и деасфальтизатов остаточных масел на обычных катализаторах гидроочистки позволяет значительно улучшить работу установок селективной очистки.

39. Производство парафинов и церезинов. Их назначение и свойства.

Твердые парафины получаются при депарафинизации дистиллятных масел. Церизин получают при депарафинизации остаточных масел. Парафины представляют собой продукты белого и желтого цвета, состоящие преимущественно из алканов нормального строения. По температурам плавления различают парафины жидкие температура плавления до 27С, и твердые 28 – 70С.
Твердые парафины делятся на мягкие 28-45С, среднеплавкие 46-50С, плавкие выше 50С.
Молекулярная масса парафиновых углеводородов составляет 350-420. в зависимости от облас-ти применения вырабатывают парафины с содержанием масла 0,5-2,3%.
Содержание масла влияет на температуру плавления парафинов. С увеличением содержания масла температура плавления снижается.
Церизины представляют собой кристаллические продукты от желтого до коричневого цвета, в состав которых входят нафтеновые и ароматические углеводороды с длинными алкильными цепями а так же высокомолекулярные углеводороды нормального строения и изостроения. Молекулярная масса церизинов 500 – 750.
Церизины имеют более высокие температуры плавления, вязкость, плотность. Они менее твердые и более пластичные, чем парафины.
Основные свойства это механическая прочность, морозоустойчивость, влаго и паропроницае-мость. Могут быть улучшены введением модифицирующих добавок – смолы растительного и синтетического происхождения, натуральные и синтетические каучуки, полимерный матери-ал.

Парафины и церизины выделяют из нефтяных фракций:
1.непосредственным охлаждением
2.охлаждением с применением избирательных растворителей.

Для получения парафина 1 способом, дистилятную масляную фракцию содержащую 20-30% алканов охлаждают в холодильниках и кристаллизаторах в две ступени. Выделившиеся твер-дые парафины отделяют фильтрованием. Продуктами депарафинизации масляных фракции дистелтных является гач, остаточных петролатум. Чаще всего они получаются 2 способом.
Гач и петролатум содержат значительное количество масел которые необходимо удалить. Процесс обезмаслевания можно вести методом потения и с применением растворителей.

40. Обезмасливание парафинов в камерах потения.

Процесс потения периодически проводится в специальных теплоизолированных камерах, имеющих по стенкам паровые змеевеки.
В камеры устанавливают этажерки состоящие из 10 конических тарелок, установленных одна над другой. Дно тарелки снабжено сливной трубой. На дне тарелки расположена горизонталь-ная металлическая решетка, на которой укладывают сетку и водяной змеевик.
Под сеткой находится паровой змеевик.
Стадии процесса:
1.тарелку наполняют водой
2.на воду наливают слой гача или петролатума и охлаждается на 5-6С ниже температуры пол-ного затвердевания парафинов.
3.воду спускают
4.камеру закрывают и нагревают при помощи паровых змеевиков до температуры плавления парафинов.
5.из гача вытекает отёк смесь масла и низкоплавкого парафина, отёк возвращают в дистиллят.
6.высокоплавкий парафин расплавляют водяным паром и собирают в обогреваемые резервуа-ры.

Обезмаслявание парафина с применением избирательных растворителей непрерывный про-цесс и аналогичен процессу депарафинизации масел, различие состоит только в температур-ном режиме. Обезмаслянный парафин сырец по цвету, запаху, содержанию аренов и смоли-стых веществ не удовлетворяют требованиям госта, поэтому его дополнительно очищают.
Методы очистки:
1.сернокислотная очистка с последующей доочисткой отбеливающими землями методом пер-коляции
2.непрерывный процесс адсорбционной очистки на крошке алюмоселикатного катализатора
3.гидроочистка на алюмокобальтмолибденовом катализаторе (АКМ) при давлении 4МПа и температуре 330С.

41. Производство битумов. Их классификация, свойства и применение.

Нефтяные битумы представляют собой жидкие полутвёрдые или твёрдые нефтепродукты по-лучаемые в основном из гудрона крекинг остатков и тяжёлых побочных продуктов получае-мых при выработки нефтяных масел. С физико-химической точки зрения битумы являются сложной коллоидной системой состоящей из асфальтенов высокомолекулярных смол и масел. Асфальтены придают твёрдость и высокую температуру размягчения. Смолы повышают эла-стичность и цементирующие свойства. Масла является разжижающей средой, которые раство-ряются в смолы и набухают асфальтены.
Элементарный состав битума:
углерод 80-85%
водород 8-11,5%
кислород 0.2-4%
сера 0.5-7%
азот 0.2-0..5%, так же в нём присутствуют металлы: никель, ванадий, железо, натрий.
По способу производства битумы подразделяются на остаточные, окисленные и компаундированные.
По назначению битумы подразделяются на дорожные (БНД), строительные(БН), кровельные, изоляционные(БНИ) и специальные(А,В,Г).
Твёрдые битумы характеризуются: твёрдостью или глубиной проникновения иглы (пинетра-ция), температурой размягчения, растяжимость в нить или дуктильность, температура хрупко-сти и откезия (прилипания).
Температура хрупкости - температура при которой плёнка битума нанесённая на стальную пластинку даёт трещину при изгибе этой пластинки, характеризует поведение битума при низких температурах. Чем она ниже, тем выше качество битума.(-2/-30 градусов).
дуктильность или растяжимость
Растяжимость битума характеризуется расстоянием, на которое образец можно вытянуть при определенных условиях в нить до разрыва. Дорожные битумы должны иметь растяжимость более 50 см.
Для повышения эластичности в битумы добавляют присадки (пластификаторы) это могут быть тонко измельченные отходы производства резины или полиэтиленовая крошка.
Адгезия или прилипание
оценивают по степени покрытия битумом поверхности частиц щебня или гравия после обра-ботки образца в кипящей воде.
В присутствии парафина адгезия снижается и поэтому его должно содержаться не более 5%. С повышением молекулярной массы асфальтенов входящих в состав битума адгезионные свой-ства улучшаются.
Создание прочной связи битума с поверхностью минерального материала способствуют по-верхностно активные вещества, поэтому в битумы добавляют синтетические жирные кисло-ты, аседол.
Способы получения битумов
Различают 3 основных способа производства нефтяных битумов:
1.концентрирование нефтяных остатков перегонкой их в вакууме в присутствии водяного пара или инертного газа (остаточные битумы).
2.окисление кислородом воздуха тяжелых нефтяных остатков – гудроны, высокомолекуляр-ные экстракты, крекинг остатки (окисленные битумы).
3.компаундирование (смешение) – смешение различных нефтяных остатков с высококипящи-ми дистиллятами, окисленными или остаточными битумами (компаундированные битумы).

Остаточные битумы вырабатывают из сырья с высокой концентрацией смолисто асфальтено-вых веществ. Они отбираются снизу вакуумной колонны служащей для фракционирования мазута. Температура сырья на входе в колонну не выше 420С. При более высокой температуре помимо легких продуктов крекинга образуются карбены и карбоиды и качество битума ухуд-шается. Остаточное давление в нижней зоне колонны 6,5-13 КПа. Глубину вакуума и макси-мальную температуру перегонки выбирают в зависимости от качества сырья и требований предъявляемым продуктам.
При окислении лучшие сорта битумов получают из остатков высокосмолистых малопарафи-нистых нефтей. Присутствие серы и её соединений в сырье улучшают качество окисленных битумов. Нефти из остатков которых получают битумы, должны быть хорошо обессолены.
Основными факторами процесса окисления являются температура, расход воздуха и давление. Чем выше температура окисления, тем быстрее протекает процесс, но при этом высокая температура ускоряет процессы образования карбенов и карбоидов. Температура окисления 250-290С.
Чем больше вводится в сырье воздуха, тем меньше требуется времени для окисления. При слишком большой подачи воздуха, температура в реакционной зоне может подняться выше допустимой. Поэтому расход воздуха регулируется температурой процесса.
Для снижения температуры при большой подачи воздуха используют рециркуляцию (венчиг). Используется рециркуляция части продукта через холодильник.
Общий расход воздуха зависит от химического состава сырья, от качества получаемого биту-ма и составляет 50-400м3/тонну битума.
Давление
С повышением давления в зоне реакции процесс окисления повышается, и качество окислен-ных битумов улучшается в результате конденсации части масляных паров. Давление 0,3-0,8 МПа. Основным аппаратом является окислительная колонна или аппарат змеевикового типа.

42. Получение товарных топлив и масел.

Приготовление товарной продукции.
Товарная продукция, вырабатываемая на НПЗ, может быть условно разделена на две группы:
1.продукция, производимая непосредственно на технологических установках
2.продукция, приготовляемая из различных компонентов
Для осуществления операций по приготовлению товарной продукции из компонентов на спе-циальных объектах используются основные методы компоудирования:
1.циркуляционный – приготовления производятся в специальных смесительных резервуарах
2.смешение в аппаратах с перемешивающими устройствами
3.непосредственное смешение в трубопроводах
Для приготовления товарной продукции методом циркуляции через смесительные резервуары, продукт забирается специальными насосами и многократно перекачивается по схеме резервуар – насос – резервуар до тех пор, пока в резервуаре не будет получено однородная по составу смесь, показатели которой соответствует требованиям к готовому продукту.
Вместимость компонентных резервуаров при приготовлении топлив должна соответствовать 48 часовому запасу каждого компонента, а смесительных резервуаров 16 часовой выработке каждого компонента. В аппарате с перемешивающими устройствами готовят товарные масла.
Оба этих метода обладают недостатками:
1.повышенный расход электроэнергии
2.малая производительность смешения
3.необходимость строительства смесительных резервуаров.
Более эффективным является приготовление товарной продукции с смешением в потоке для каждого НПЗ разрабатываются индивидуальные проекты автоматизированных систем или автоматических станций смешения.
В состав оборудования станции входят - компонентные резервуары, насосы, фильтры для очи-стки компонентов от механической примеси, газоотделители (применяются для приготовления бензинов), измерители расходов, регулирующие клапаны, обратные клапаны.
Оптимальные условия эксплуатации автоматизированной станции смешения обеспечиваются при наличии 2-3 резервуаров для каждого компонента, общая вместимость которых соответст-вует 16-20 часовой выработке этого компонента.

43. Энергоснабжение нефтеперерабатывающего завода.

Пароснабжение. Современный нефтеперерабатывающий завод является крупным по-требителем тепловой энергии; в течение часа расходуется до 500 и более тонн водяного пара. Пар необходим для технологических целей: в ректификационных колоннах — для снижения температуры кипения продуктов, в трубчатых печах — на распыл топлива, в пароструйных эжекторах — для создания вакуума, в нагревателях и кипятильниках — для подогрева прдук-тов и т. д. Немало пара расходуется и на энергетические нужды — в качестве привода для па-ровых насосов и компрессоров.
Водяной пар нефтеперерабатывающий завод получает с тепловых электростанций (ТЭЦ), которые сооружаются в непосредственной близости от завода и обеспечивают его не только тепловой, но и электрической энергией. С ТЭЦ на завод подается пар с давлением 0,7; 1,6; 4,0 МПа (давление указано на выходе с ТЭЦ). По заводу прокладываются трубопроводы, транспортирующие пар этих параметров. Если потребителям необходим пар иного давления, оно снижается с помощью специальных редуцирующих устройств. Для горячего водоснабже-ния и отопления зданий применяют водяной пар или горячую воду. Последний способ более удобен, так как при паровом отоплении не удается добиться тонкой регулировки темпера-туры.
Значительные количества пара и горячей воды можно получить, используя в котлах-утилизаторах тепло отходящих нефтепродуктов и горячих газов. Котлы-утилизаторы эксплуа-тируются на установках первичной перегонки,, каталитического риформинга и крекинга, пи-ролиза и др. Сооружение котлов-утилизаторов экономически выгодно, если их мощность пре-вышает 15—20 ГВт.
Конденсат пара всех параметров собирается и возвращается на ТЭЦ. Специальными трубопроводами-конденсатопроводами паровой конденсат с технологических установок и от прочих потребителей передается на конденсатные станции. На заводе имеется несколько кон-денсатных станций, на каждой из которых конденсат охлаждается. Затем охлажденный кон-денсат направляется на центральную конденсатную станцию, где отстаивается от масла и нефтепродуктов и анализируется. Возврат конденсата на ТЭЦ имеет большое практическое значение, поскольку в конденсате не содержится минеральных солей и не требуется затрачивать средства на подготовку свежей воды перед подачей в котлы ТЭЦ.
Электроэнергия потребляется в основном силовыми электроприемниками для освящения и расходуется на технологические нужды. К силовым электроприемникам относятся электро-двигатели, приводы насосов и компрессоров, винтеляторов, трубопроводной арматуры, грузоподъемных механизмов.
По требованиям надежности электроснабжения потребители электроэнергии подразделяются на три категории:
1.электроприемники перерыв снабжения, которых может вызвать опасность для жизни людей и принести материальный ущерб. Эти потребители должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания
2.электроприемники перерыв электроснабжения которых допускается на время ручного пере-ключения на резервное питание.
3. электроприемники перерыв электроснабжения, которых допускается на время необходимы для ремонта оборудования, но не более суток
Электроосвещение делятся на:
-общее освещение которое служат для создания освещенности необходимы для ведения тех-нологического процесса
-местное освящение используется в тех случаях, когда общее освещение не обеспечивает дос-таточной освещенности рабочих мест
-комбинированное освещение – совокупность общего и местного освещения.

Предусматриваются на технологических установках аварийное освещение. Независимыми источниками электроснабжения является дизельные электростанции, электробатареи, аккумуляторные батареи.

44. Водоснабжение и водоотведение.

Для НПЗ характерно большое потребление воды до 1 м3 свежей воды на топку перерабаты-ваемой нефти, при этом образуется значительное количество стоков.
На НПЗ создаются различные системы водоснабжения: оборотного, свежей воды, хозяйствен-но-питьевого, противопожарного. Оборотное предназначено для удовлетворения производст-венных нужд предприятия, при этом забранная из водоема вода многократно используется, а горячая вода после конденсаторов и холодильников направляется на узлы оборотного водо-снабжения, где проходит нефтеотделители и охлаждающие устройства (пруды или градирни).
Для предотвращения образования биорганизмов в воде и накипи в теплообменной аппаратуре ее обрабатывают купоросом, хлором, фосфатами и кислотой.
Свежая вода используется для питания котлов, приготовления реагентов, промывки некоторых продуктов, пополнения систем оборотного водоснабжения.
Хозяйственно-питьевая вода используется для питьевых нужд, в душевых и санитар-ных узлах. Источником этой воды служат подземные воды или речная вода, прошедшая спе-циальную очистку.
Противопожарный водопровод, как правило, устраивается на НПЗ совмещенным ли-бо с производственным водопроводом свежей воды (противопожарно-производственный во-допровод), либо с хозяйственно-питьевым водопроводом (противопожарно-хозяйственный водопровод). В отдельных случаях устраиваются специальные сети пожарного водопровода.
Запас воды для пожаротушения хранится в специальных, нередко подземных резер-вуарах и пожарных водоемах. Существуют нормы, которыми определяется необходимый за-пас воды в пожарных водоемах, число пожарных насосов, расстановка гидрантов (на сети во-допровода). Резервными источниками пожарного водоснабжения являются системы оборотного водоснабжения, свежей воды и очищенных стоков.
Каждая из существующих на НПЗ систем водоснабжения имеет в своем составе набор определенных сооружений. Так, оборотные системы включают насосные, градирни, нефтеловушки, установки химической обработки, сети горячей и охлажденной воды, а система свежей воды — водозабор, насосные первого, второго, а иногда и третьего подъема, сооружения фильтрования, всасывающие резервуары и трубопроводы.
Водоотведение. Сточные воды НПЗ имеют весьма сложный состав, который зависит от характера сырья, применяемых процессов переработки и других факторов. Они делятся на три вида: производственные, ливневые и бытовые.
Производственные сточные воды отводятся с завода по двум основным системам промышленной канализации. В первую (промливневую) систему собираются нейтральные нефтесодержащие стоки, которые образуются: а) при охлаждении сальников насосов;
б) при промывке лотков и полов производственных помещений;
в) при промывке и пропарке аппаратуры; г) при выпадении атмосферных осадков на территорию, загрязненную нефтепродуктами.
Вторая система канализации предназначена для сточных вод, содержащих соли, ми-неральные или органические кислоты, сернистые соединения, фенолы и т. п. Она включает несколько раздельных сетей, по которым выводятся стоки с различными загрязнениями: а) сеть стоков ЭЛОУ, в которую сбрасываются сточные воды установок обессоливания, подто-варная вода из сырьевых резервуаров; б) сеть сернисто-щелочных стоков, в которую попадает отработанная щелочь; в) сеть сернокислых стоков от сернокислотного цеха и установок сер-нокислотной очистки нефтепродуктов;
г) сеть стоков, загрязненных жирными кислотами, парафином, этиловым спиртом, фенолом и другими химическими продуктами.
Отдельно собираются и выводятся на очистные сооружения ливневые воды с неза-строенной территории (дорог, тротуаров, грунтовых поверхностей) и бытовые (хозфекаль-ные) стоки.
После очистки сточные воды первой канализационной системы возвращаются на за-вод для пополнения системы оборотного водоснабжения, а стоки второй системы сбрасываются в водоем.
Очистка сточных вод. На очистных сооружениях завода каждый канализационный сброс очищается по собственной схеме в зависимости от степени и характера загрязнений.
Очистка сточных вод первой канализационной системы заключается в механическом отстаивании и фильтровании (или флотации) воды, с помощью которых улавливаются мине-ральные и органические вещества.
Сточные воды последовательно проходят песколовку, в которой задерживаются гру-бые взвешенные частицы, и нефтеловушки, где улавливается основная масса нефтепродуктов. После ловушек, которые рассчитаны на двухчасовой отстой, сточные воды проходят через пруды дополнительного отстоя, а затем подаются на фильтрование и флотацию. Прошедшие механическую очистку стоки первой системы рекомендуется доочищать биологическим спо-собом. Биологическая очистка использует способность отдельных видов микроорганизмов разлагать нефть и нефтепродукты. Прошедшие биоочистку стоки первой системы использу-ются в системах водоснабжения нефтеперерабатывающего завода.
Стоки второй системы после механической очистки по схеме, аналогичной описанной выше, нейтрализуются, усредняются и до- очищаются на сооружениях биологической очистки совместно с бытовыми стоками. Бытовые стоки перед подачей на биоочистку подвергаются механической очистке от примесей.
Ловушечные продукты, сбор и использование. Нефтепродукты, уловленные на очистных сооружениях, возвращаются на завод для повторной переработки. В производственной практике их называют «ловушечной нефтью» или «ловушечным продуктом».
Перед возвратом на завод ловушечные продукты освобождаются от воды отстаивани-ем в так называемых разделочных резервуарах. В эти резервуары поступают нефтепродукты, уловленные при механической очистке стоков первой и второй системы, а также нефтепро-дукты, уловленные на узлах оборотного водоснабжения. В разделочных резервуарах обвод-ненные нефтепродукты подогреваются до 60—70 °С и отстаиваются при этой температуре. Общее время цикла разделки обводненного нефтепродукта — 3 сут.
Отстоявшаяся ловушечная нефть перерабатывается на установках первичной пере-гонки совместно со свежим сырьем или на специальных узлах. По своему составу ловушечный продукт легче сырой нефти, в нем около 80% фракций, выкипающих до 350 °С.
Народнохозяйственное значение очистки сточных вод. Увеличение добычи и перера-ботки нефти приводит к значительному росту потребления воды для промышленных целей и одновременно к загрязнению водоемов сточными водами промыслов и нефтеперерабатываю-щих заводов. Большой ущерб наносится рыбному хозяйству, санитарным условиям жизни на-селения прибрежных районов. Водоемы могут быть до такой степени загрязнены производст-венными стоками, что становятся непригодными не только для хозяйственно-питьевого, но и для производственного водоснабжения.
Поэтому очень важно полно и эффективно очищать стоки, обеспечивать непрерыв-ную н нормальную работу очистных сооружений. Дальнейшее развитие и совершенствование системы очистки стоков должно идти в направлении резкого сокращения и в конечном итоге полного прекращения сброса каких-либо стоков нефтепереработки в водоемы.
За последние годы резко уменьшился расход воды на производственные нужды, со-кратились сбросы в водоемы сточных вод. Расход свежей воды на производственные нужды уменьшился в несколько раз, сократился в 2—3 раза сброс стоков. Такого результата удалось добиться благодаря применению воздушного охлаждения, внедрению глубокой очистки сто-ков первой системы с последующим возвратом их в оборот. Соотношение между воздушным и водяным охлаждением на передовых отечественных заводах достигло 70 : 30, причем сте-пень оснащенности технологических установок аппаратами воздушного охлаждения постоян-но растет.
Большую роль в уменьшении количества стоков играют и такие мероприятия, как за-мена барометрических конденсаторов смешения аппаратами поверхностного типа на установ-ках АВТ, сокращение применения нерегенерируемых реагентов (щелочи и кислоты), внедре-ние поверхностных аппаратов для охлаждения сбрасываемых с установок стоков и технологических конденсатов.

45. Транспортировка и хранение сырья и товарной продукции.

на НПЗ нефть поступает по трубопроводу, по железной дороге в цистернах или по воде в тан-керах или наливных баржах. Наиболее экономично транспортировка нефти по трубопроводу. В зависимости от способа доставки организуется и прием на заводе.
Нефть, поступающая по трубопроводу, подается непосредственно в резервуары сырьевого склада. Для приема нефти из железнодорожных цистерн на заводах сооружаются специальные сливные устройства, которые называются эстакадами. Существуют одно и двухсторонние ж/д эстакады, приспособленные для приема нефти верхним и нижним сливом. При нижнем сливе нефть из цистерны самотеком сливается в подземные резервуары, откуда насосами перекачи-вается в сырьевой парк с заводом.
Если применяется верхний слив цистерну с нефтью погружают через верхний люк, гибкий шланг соединенный со стояком сливной эстакады
Готовую продукцию так же отправляют трубопроводами железнодорожным, водным и авто-мобильным путями.
Налив нефтепродуктов в цистерны осуществляется на наливных эстакадах. На заводах соору-жается несколько эстакад каждая из которых предназначается для отправки определенной группы нефтепродуктов, это могут быть светлые, темные, сжиженные газы.
На каждой эстакаде укладывается несколько коллекторов, что позволяет одновременно нали-вать несколько емкостей.
Нефть и нефтепродукты на заводах хранятся в резервуарах, которые объединены в группы. Группы резервуаров единого назначения называется резервуарный парк. Парки делятся: на сырьевые, промежуточные и товарные.
Сырьевой парк предназначен для хранения нефти его вместимость зависит от условий снаб-жения сырьем. Если нефть подается на завод по трубопроводу или железной дороге, запас сы-рья должен обеспечивать непрерывную работу завода в течение 7 суток. Если нефть поступа-ет по воде, хранение увеличивается до 10 суток. В сырьевых парках устанавливаются резер-вуары вместимостью от 20 до 50 тысяч м3.
Промежуточные парки или пром парки предназначены для хранения сырья соответствующих технологических процессов и располагаются в непосредственной близости от этих установок.
Готовая продукция хранится в товарных парках которые размещаются вне зоны технологиче-ских установок. Вместимость товарного парка зависит от установленных нормами технологи-ческого проектирования сроков хранения. Товарные парки должны обеспечивать возможность приема и хранения в них 15 суточной выработки жидких нефтепродуктов и 3 суточной выработки сжиженных газов.
Резервуары применяются стальные и железобетонные резервуары. По расположению и плани-ровке резервуары делятся на подземные и надземные. По форме резервуары бывают цилинд-рические, шарообразные, каплевидные.
Наиболее распространены вертикальные цилиндрические стальные резервуары с неподвижной крышей, вместимостью от 100 до 50 тысяч м3. на крыше резервуара находятся замерный и световой люки, предохранительные и дыхательные клапана. В нижней части резервуара на первом поясе размещаются спусковой (сифонный кран), люколаз, приемно-раздаточные патрубки по которым поступают в резервуар и откачиваются из него нефтепродукты. Если в резервуаре хранятся легкозастывающие продукты он снабжается специальным обогревающим устройством.

46. Атмосферная перегонка нефти в схеме АВТ.
47. Вакуумная перегонка мазута в схеме АВТ.






48. Технологическая схема каталитического крекинга с движущимся слоем ка-тализатора
49. Технологическая схема установки каталитического риформинга.
50. Технологическая схема установки термического крекинга.
51. Технологическая схема ЭЛОУ.
52. Технологическая схема стабилизации бензина на установке АВТ.
53. Технологическая схема двухступенчатого гидрокрекинга вакуумного газойля.
54. Технологическая схема ГФУ конденсационно – компрессорно - ректифика-ционного типа.
55. Технологическая схема установки алкилирования.
56. Технологическая схема установки гидроочистки дизельного топлива.
57. Технологическая схема установки депарафинизации дизельного топлива спирто - водным раствором карбамида.
58. Технологическая схема установки «Парекс».
59. Технологическая схема установки изомеризации.
60. Технологическая схема ГФУ адсорбционно-ректификационного типа.
61. Технологическая схема установки двухступенчатой деасфальтизации оста-точных масел пропаном.
62. Технологическая схема установки полимеризации.
63. Технологическая схема установки очистки масел фенолом.
64. Технологическая схема установки очистки масел фурфуролом.


являются, дисциплине, качества, крекинг, экзаменационных, Разложение, Продукция, топлива, технология, термических, нефти,

похожие статьи:

• Технологическая схема установки термического крекинга
• Лабораторная работа 6 Химия и технология нефти и газа
• Лабораторная работа 4 Химия и технология нефти и газа
• Лабораторная работа 1 Химия и технология нефти и газа
• экзаменационных вопросов по дисциплине «Техническая механика»