Содержание
Введение
I.Первичная переработка нефти
1. Вторичнаяперегонка бензиновой и дизельной фракции
1.1 Вторичнаяперегонка бензиновой фракции
1.2Вторичная перегонка дизельной фракции
II.Термические процессы технологии переработки нефти
2. Теоретическиеосновы управления процессами замедленного коксования и коксования в слоетеплоносителя
2.1 Процессы замедленногококсования
2.2 Коксование вслое теплоносителя
III.Термокаталитические и термогидрокаталитические процессытехнологии
переработкинефти
3.Гидроочистка керосиновых фракций
IV.Технологии переработки газов
4.Переработка нефтезаводских газов – абсорбционно-газофракционирующие установки(АГФУ) и газофракционирующие (ГФУ) установки
4.1Газофракционирующие установки (ГФУ)
4.2Абсорбционно-газофракционирующие установки (АГФУ)
Заключение
Списокиспользуемой литературы
Введение
Нефтяная промышленностьсегодня — это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет иразвивается по своим закономерностям. Что значит нефть сегодня для народногохозяйства страны? Это: сырье для нефтехимии в производстве синтетическогокаучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасси готовых изделий из них, искусственных тканей; источник для выработки моторныхтоплив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, атакже котельно-печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы,гудрон, асфальт); сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых вкачестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.
В настоящее времянефтяная промышленность Российской Федерации занимает 3 место в мире. Нефтянойкомплекс России включает 148 тыс. нефтяных скважин, 48,3 тыс. км магистральныхнефтепроводов, 28 нефтеперерабатывающих заводов общей мощностью более 300 млн.т/год нефти, а также большое количество других производственных объектов.
На предприятияхнефтяной промышленности и обслуживающих ее отраслей занято около 900 тыс.работников, в том числе в сфере науки и научного обслуживания — около 20 тыс.человек.
Промышленнаяорганическая химии прошла длинный и сложный путь развития, в ходе которого еесырьевая база изменилась кардинальным образом. Начав с переработкирастительного и животного сырья, она затем трансформировалась в угле- иликоксохимию (утилизирующую отходы коксования угля), чтобы в конечном итогепревратиться в современную нефтехимию, которая уже давно не довольствуетсятолько отходами нефтепереработки. Для успешного и независимого функционированияее основной отрасли — тяжелого, то есть крупномасштабного, органическогосинтеза был разработан процесс пиролиза, вокруг которого и базируютсясовременные олефиновые нефтехимические комплексы. В основном они получают, азатем и перерабатывают низшие олефины и диолефины. Сырьевая база пиролиза можетменяться от попутных газов до нафты, газойля и даже сырой нефти.Предназначавшийся вначале лишь для производства этилена, этот процесс теперьявляется также крупнотоннажным поставщиком пропилена, бутадиена, бензола идругих продуктов.
Нефть — нашенациональное богатство, источник могущества страны, фундамент ее экономики.
технология переработка нефть газ
I.Первичная переработка нефти
1. Вторичная перегонка бензиновой и дизельнойфракции
Вторичная перегонка -разделениефракций, полученных при первичной перегонке, на более узкие погоны, каждый изкоторых затем используется по собственному назначению.
На НПЗ вторичнойперегонке подвергаются широкая бензиновая фракция, дизельная фракция (приполучении сырья установки адсорбционного извлечения парафинов), масляныефракции и т.п. Процесс проводится на отдельных установках или блоках, входящихв состав установок АТ и АВТ.
Перегонка нефти –процесс разделения ее на фракции по температурам кипения (отсюда термин «фракционирование»)– лежит в основе переработки нефти и получения при этом моторного топлива,смазочных масел и различных других ценных химических продуктов. Первичнаяперегонка нефти является первой стадией изучения ее химического состава.
Основные фракции,выделяемые при первичной перегонке нефти:
1. Бензиноваяфракция – нефтяной погон с температурой кипения от н.к. (начала кипения, индивидуальногодля каждой нефти) до 150-205 0С (в зависимости от технологическойцели получения авто-, авиа-, или другого специального бензина).
Эта фракция представляетсобой смесь алканов, нафтенов и ароматических углеводородов. Во всех этихуглеводородах содержится от 5 до 10 атомов С.
2. Керосиноваяфракция – нефтяной погон с температурой кипения от 150-180 0С до270-280 0С. В этой фракции содержатся углеводороды С10-С15.
Используется в качествемоторного топлива (тракторный керосин, компонент дизельного топлива), длябытовых нужд (осветительный керосин) и др.
3. Газойлеваяфракция – температура кипения от 270-280 0С до 320-3500С.В этой фракции содержатся углеводороды С14-С20. Используется в качестведизельного топлива.
4. Мазут –остаток после отгона выше перечисленных фракций с температурой кипения выше320-350 0С.
Мазут можетиспользоваться как котельное топливо, или подвергаться дальнейшей переработке –либо перегонке при пониженном давлении (в вакууме) с отбором масляных фракцийили широкой фракции вакуумного газойля (в свою очередь, служащего сырьем длякаталитического крекинга сцелью получения высокооктанового компонента бензина),либо крекингу.
5. Гудрон — почти твердый остаток после отгона от мазута масляных фракций. Из него получаюттак называемые остаточные масла и битум, из которого путем окисления получают асфальт,используемый при строительстве дорог и т.п. Из гудрона и других остатковвторичного происхождения может быть получен путем коксования кокс, применяемыйв металлургической промышленности.
1.1Вторичная перегонка бензиновой фракции
Вторичная перегонкабензинового дистиллята представляет собой либо самостоятельный процесс, либоявляется частью комбинированной установки входящей в составнефтеперерабатывающего завода. На современных заводах установки вторичнойперегонки бензинового дистиллята предназначены для получения из него узкихфракций. Эти фракции используют в дальнейшем как сырье каталитическогориформинга — процесса, в результате которого получают индивидуальныеароматические углеводороды — бензол, толуол, ксилолы, либо бензин с болеевысоким октановым числом. При производстве ароматических углеводородов исходныйбензиновый дистиллят разделяют на фракции с температурами выкипания: 62—85°С(бензольную), 85—115 (120) °С (толуольную) и 115 (120)—140 °С (ксилольную).
Бензиновая фракцияиспользуетсядля получения различных сортов моторного топлива. Она представляет собой смесьразличных углеводородов, в том числе неразветвленных и разветвленных алканов.Особенности горения неразветвленных алканов не идеально соответствуютдвигателям внутреннего сгорания. Поэтому бензиновую фракцию нередко подвергаюттермическому риформингу, чтобы превратить неразветвленные молекулы вразветвленные. Перед употреблением эту фракцию обычно смешивают с разветвленнымиалканами, циклоалканами и ароматическими соединениями, получаемыми из другихфракций, путем каталитического крекинга либо риформинга.
Качество бензина как моторноготоплива определяется его октановым числом. Оно указывает процентное объемноесодержание 2,2,4-триметилпентана (изооктана) в смеси 2,2,4-триметилпентана игептана (алкан с неразветвленной цепью), которая обладает такими жедетонационными характеристиками горения, как и испытуемый бензин.
Плохое моторное топливо имеетнулевое октановое число, а хорошее топливо-октановое число 100. Октановое числобензиновой фракции, получаемой из сырой нефти, обычно не превышает 60.Характеристики горения бензина улучшаются при добавлении в негоантидетонаторной присадки, в качестве которой используется тетраэтилсвинец(IV), Рb(С2Н5)4. Тетраэтилсвинец представляетсобой бесцветную жидкость, которую получают при нагревании хлорэтана со сплавомнатрия и свинца:
При горении бензина, содержащегоэту присадку, образуются частицы свинца и оксида свинца (II). Они замедляютопределенные стадии горения бензинового топлива и тем самым препятствуют егодетонации. Вместе с тетраэтилсвинцом в бензин добавляют еще 1,2-дибромоэтан. Онреагирует со свинцом и свинцом (II), образуя бромид свинца (II). Посколькубромид свинца (II) представляет собой летучее соединение, он удаляется изавтомобильного двигателя с выхлопными газами. Бензиновыйдистиллят широкого фракционного состава, например от температуры начала кипенияи до 180 °С, насосом прокачивается через теплообменники и подается в первыйзмеевик печи, а затем в ректификационную колонну. Головной продукт этой колонны— фракция н. к. — 85 °С, пройдя аппарат воздушного охлаждения и холодильник,поступает в приемник. Часть конденсата насосом подается как орошение на верх колонны,а остальное количество — в другую колонну. Снабжение теплом нижней частиколонны осуществляется циркулирующей флегмой (фракция 85— 180 °С),прокачиваемой насосом через второй змеевик печи и подается в низ колонны,Остаток с низа колонны направляется насосом в другую колонну.
Уходящие с верхаколонны, пары головной фракции (н. к. — 62 °С) конденсируются в аппаратевоздушного охлаждения; конденсат, охлажденный в водяном холодильнике,собирается в приемнике. Отсюда конденсат насосом направляется в резервуар, ачасть фракции служит орошением для колонны. Остаточный продукт — фракция 62— 85°С — по выходе из колонны снизу направляется насосом через теплообменник ихолодильники в резервуар. В качестве верхнего продукта колонны получают фракцию85—120 °С, которая, пройдя аппараты, поступает в приемник. Часть конденсатавозвращается на вверх колонны в качестве орошения, а балансовое его количествоотводится с установки насосом в резервуар.
Фракция 120—140°Сотбирается из внешней отпарной колонны, снизу насосом. Эта фракция послеохлаждения в теплообменнике и аппаратах поступает в резервуар.
Нижний продукт колонны —фракция 140— 180 °С — также направляется в резервуар насосом черезтеплообменник и аппараты.
Тепло, необходимое дляработы отгонных секций ректификационных колонн, сообщается соответственнокипятильниками. Внешняя отпарная секция обслуживается кипятильником. Вкипятильники соответствующие рециркуляты подаются насосами. Теплоносителем длякипятильников является водяной пар.
В каждойректификационной колонне по 60 тарелок.
Материальный балансустановки зависит от потенциального содержания узких фракций в бензиновомдистилляте, а также от четкости ректификации.
1.2 Вторичная перегонка дизельной фракции
Эта фракция переработкинефти известна под названием дизельного топлива. Часть ее подвергают крекингудля получения нефтезаводского газа и бензина. Однако главным образом газойльиспользуют в качестве горючего для дизельных двигателей. В дизельном двигателезажигание топлива производится в результате повышения давления. Поэтому ониобходятся без свечей зажигания. Газойль используется также как топливо дляпромышленных печей.
Газойлевые фракции — используются в производстве технического углерода (сажи), как компоненткотельного топлива, а после гидроочнстки — для приготовления дизельных игазотурбинных топлив. Крекинг-остаток — направляется на установки замедленногококсования для производства кокса, применяется как компонент котельноготоплива.
Фракции, полученные измалосернистого сырья, могут быть использованы как тяжелое котельное топливо(мазут Ml00 малосернистый), другие фракции — как компоненты котельных топлив. Газойлеваяфракция с глухой тарелки колонны откачивается горячим насосом (производительностью до 50 м3 / ч) в печь легкого сырья для глубокого крекинга,где нагревается до более высоких температур, чем тяжелое сырье в печи. Далеепродукты крекинга из обеих печей входят в верхнюю часть выносной реакционнойкамеры, где поддерживается давление 2 — 2 5 МПа. Продукты реакции снизу камерынаправляются в испаритель высокого давления, работающий при давлении 0 8 — 1 0МПа, где производится разделение продуктов крекинга на паровую и жидкую фазы.Регулировка давления и его снижение производится с помощью редукционногоклапана, установленного на линии перетока продуктов крекинга из выноснойреакционной камеры в испаритель высокого давления. Жидкая фаза в виде тяжелогокрекинг-остатка самотеком поступает в испаритель низкого давления, где за счетуменьшения давления из него происходит выделение паров газойлевых фракций,которые через проход в глухой тарелке попадают в верхнюю часть колонны ивступают в контакт с исходным сырьем, подаваемым в верхнюю часть. Некотороеколичество несконденсировавшихся в колонне паров и газов конденсируется иохлаждается в холодильнике, затем собираются в сборнике-газосепараторе, откуданасосом возвращается в верхнюю часть колонны в виде орошения.
Газойлевая фракция 195- 270 С может быть использована (с учетом ее химического состава) как компонентнизкозастывающего дизельного топлива. Фракция 270 — 420 С используется каксырье для технического углерода, а остаточная фракция, выкипающая выше 420 С — в качестве компонента сырья коксования или котельного топлива.
II.Термические процессы технологии переработки нефти
2. Теоретические основы управления процессами замедленногококсования и коксования в слое теплоносителя
Коксование — квалифицированная переработка тяжёлых нефтяных остатков, как первичной, так ивторичной переработки, с получением нефтяного кокса, применяемого для производстваэлектродов, используемых в металлургической промышленности, а такжедополнительного количества светлых нефтепродуктов. В отличие от ранее описанныхпроцессов, коксование является термическим процессом, не использующимкатализатор.
Коксование – эторазложение при высокой температуре без доступа воздухатвердых и жидких горючих ископаемых с образованием летучих веществ и твердогоостатка — кокса. Последний находит широкое применение в различных отрасляхнародного хозяйства. Сырьем для коксования — в основном, является каменный уголь,в значительно меньших масштабах перерабатывают другие горючие ископаемые, а такжевысококипящие остаточные продукты дистилляции нефти,каменноугольный пек и т.д.
2.1 Процессы замедленного коксования
Среди термическихпроцессов наиболее широкое распространение в нашей стране и за рубежом получилпроцесс замедленного коксования, который позволяет перерабатывать самыеразличные виды тяжелых нефтяных остатков (ТНО) с выработкой продуктов, находящихдостаточно квалифицированное применение в различных отраслях народногохозяйства.
Замедленноекоксование – это непрерывный процесс, осуществляемый при температуре около500°С и давлении, близком к атмосферному. Сырьё поступает в змеевики технологическихпечей, в которых идёт процесс термического разложения, после чего поступает вкамеры, в которых происходит образование кокса. На установках сооружается 4коксовые камеры, работающие попеременно. Камера в течении суток работает врежиме реакции, заполняясь коксом, после чего в течение суток осуществляютсятехнологические операции по выгрузке кокса и подготовке к следующему циклу.
Кокс из камерыудаляется при помощи гидрорезака, представляющего собой бур с расположенными наконце соплами, через которые под давлением 150 атм. подаётся вода, котораяраздробляет кокс.
Раздробленный кокс сортируется на фракции, в зависимости от размера частиц.
Сверху коксовых камеруходят пары продуктов и поступают на ректификацию. Светлые фракции, полученныепри коксовании, характеризуются низким качеством из-за большого содержанияолефинов и поэтому желательно их дальнейшее облагораживание.
Выход кокса составляет порядка 25% при коксовании гудрона, выход светлыхфракций — около 35%.
Достоинствазамедленного коксования — высокий выход малозольного кокса. Из одного и того жеколичества сырья, этим методом можно получить в 1,5-1,6 раза больше кокса, чемпри непрерывном коксовании. Поэтому замедленное коксование применяют, какправило, для производства нефтяного кокса.
Установка замедленногококсования предназначена для получениякрупнокускового нефтяного кокса, который используется в производствах цветныхметаллов, кремния, абразивных материалов, в электротехнической промышленности.
В качестве сырья наустановках используют тяжёлые нефтяные остатки, такие как гудрон, мазут,крекинг-остатки, тяжёлая смола пиролиза.
В качестве побочныхпродуктов на установке замедленного коксования получают углеводородный газ,бензиновую фракцию и газойлевые дистилляты. Полученные газойлевые фракции ибензин коксования перед дальнейшим использованием необходимо подвергнуть гидрооблагораживаниюиз-за повышенного (по сравнению с прямогонными дистиллятами) содержаниянепредельных и гетероорганических соединений.
Процесс основан натермолизе тяжелых нефтяных остатков в течение достаточно длительного временипри повышенных температурах (до 500° С), в результате которого образуютсялегкие фракции крекинга и продукт уплотнения – кокс.
Режим работы коксовойкамеры составляет 48 часов: 24 часа коксовая камера заполняется коксом, и втечение 20-22 часов осуществляется выгрузка кокса из коксовых камер при помощиструи воды под высоким давлением (до 14 МПа).
Технологические схемыустановок замедленного коксования включают в себя следующие основные блоки:
· Нагревательный (сюда относитсяконвекционная секция печи установки, нижняя секция ректификационной колонны,где происходит нагрев продуктами коксования, радиантная секция печи);
· Реакционный (представляет собойдве/четыре полые камеры, работающие попеременно, где непосредственно происходитпроцесс замедленного коксования тяжёлых нефтяных остатков);
· Фракционирующий (разделениеполученных лёгких фракций коксования: газ, бензин, газойль);
· Блок механической обработки кокса,его выгрузки, сортировки и транспортировки.
2.2 Коксование в слое теплоносителя
Процессы коксования вслое теплоносителя имеют существенное преимущество перед процессом замедленногококсования: Сырье, предварительно нагретое в теплообменнике, контактирует вреакторе с нагретым и находящимся во взвешенном состоянии инертнымтеплоносителем (обычно порошкообразный кокс с размером частиц до 0,3 мм, режеболее крупные гранулы) и коксуется на его поверхности в течение 6-12 мин.
Образовавшийся кокс итеплоноситель выводят из зоны реакции и подают в регенератор(коксонагреватель). В последнем слой теплоносителя поддерживается во взвешенномсостоянии с помощью воздуха, в токе которого выжигается до 40% кокса, а большаяего часть направляется потребителю. Благодаря теплоте, выделившейся при выжиганиичасти кокса, теплоноситель нагревается и возвращается в реактор. Дляперемещения теплоносителя используется пневмотранспорт частиц кокса,захватываемых потоком пара или газа. Дистиллятныефракции и газы выводят из реактора и разделяют так же, как при замедленномкоксовании. Типичные параметры процесса: температура в теплообменнике, реактореи регенераторе 300-320, 510-540 и 600-620 °С соответственно, давление вреакторе и регенераторе 0,14-0,16 и 0,12-0,16 МПа соответственно, соотношениепо массе сырье теплоноситель = (6,5-8,0).
Коксование в кипящем слоеиспользуют для увеличения производства светлых нефтепродуктов. Кроме того,сочетание непрерывного коксования с газификацией образующегося кокса, можетбыть применено для получения дизельных и котельных топлив.
III. Термокаталитическиеи термогидрокаталитические процессы технологии переработкинефти
3. Гидроочистка керосиновых фракций
Гидроочистка —процесс химического превращения веществ под воздействием водорода при высоком давлении итемпературе. Гидроочистка нефтяных фракций направлена на снижение содержаниясернистых соединений в товарных нефтепродуктах.Побочно происходит насыщение непредельных углеводородов,снижение содержания смол, кислородсодержащихсоединений, а также гидрокрекингмолекул углеводородов. Гидроочистки подвергаются следующие фракции нефти:
1. Бензиновыефракции (прямогонные и каталитического крекинга);
2. Керосиновые фракции; 3. Дизельноетопливо; 4. Вакуумный газойль; 5. Моторные масла. Гидроочистка керосиновыхфракций направлена наснижение содержания серы и смол в реактивном топливе. Сернистые соединения исмолы вызывают коррозию топливной аппаратуры летательных аппаратов и закокcовываютфорсунки двигателей. Одновременно снижается коррозионная агрессивность топлив иуменьшается образование осадка при их хранении. Типичным сырьем пригидроочистке керосиновых дистиллятов являются фракции 130—240 и 140— 230°С прямойперегонки нефти. Однако при получении некоторых видов топлив, верхний пределвыкипания может достигать 315°С. Целевым продуктом процесса являетсягидроочищенная керосиновая фракция, выход которой может достигать 96—97%(масс.).
Керосиновая фракция120—230 (240) °С используется как топливо для реактивных двигателей, принеобходимости подвергается демеркаптанизации, гидроочистке; фракцию 150—280 или150—315 °С из малосернистых нефтей используют как осветительные керосины,фракцию 140—200 °С — как растворитель (уайт-спирит) для лакокрасочнойпромышленности.
IV. Технологиипереработки газов
4. Переработканефтезаводских газов – абсорбционно-газофракционирующие установки (АГФУ) и газофракционирующиеустановки (ГФУ)
4.1 Газофракционирующиеустановки (ГФУ)
На НПЗ для разделениянефтезаводских газов применяются преимущественно 2 типа газофракционирующихустановок, в каждый из которых входят блоки компрессии и конденсации:ректификационный — сокращенно ГФУ, и абсорбционно-ректификационный АГФУ.
Назначение ГФУ– получение индивидуальных легких углеводородов или углеводородных фракцийвысокой чистоты из нефтезаводских газов. Газофракционирующие установки (ГФУ)подразделяются по типу перерабатываемого сырья на ГФУ предельных и ГФУнепредельных газов.
Сырье и продукция.
Сырье поступает на ГФУв газообразном и жидком (головки стабилизации) виде. На ГФУ предельных газовподаются газы с установок первичной перегонки, каталитического риформинга,гидрокрекинга, на ГФУ непредельных газов – с установок термического икаталитического крекинга, коксования.
Продукцией ГФУпредельных газов являются узкие углеводородные фракции:
· Этановая – применяется каксырье пиролиза, в качестве хладагента, на установках депарафинизации масел,выделения параксилола и др.;
· Пропановая – используется каксырье пиролиза, бытовой сжиженный газ, хладагент;
· Изобутановая – служит сырьемустановок алкилирования и производства синтетического каучука;
· Бутановая – применяется какбытовой сжиженный газ, сырье производства синтетического каучука; в зимнеевремя добавляется к товарным автомобильным бензинам для обеспечения требуемогодавления паров;
· Изопентановая – служит сырьем дляпроизводства изопренового каучука, компонентом высокооктановых бензинов;
· Пентановая – является сырьем дляпроцессов изомеризации и пиролиза.
На ГФУ непредельныхгазов выделяются следующие фракции:
· Пропан-пропиленовая– применяется в качестве сырья для установок полимеризации и алкилирования,производства нефтехимических продуктов;
· Бутан-бутиленовая – используетсяв качестве сырья установок полимеризации, алкилирования и различныхнефтехимических производств.
В блоке ректификацииГФУ из углеводородного газового сырья сначала в деэтанизаторе извлекают сухойгаз, состоящий из метана и этана.
На верху колонны поддерживаютнизкую температуру подачей орошения, охлаждаемого в аммиачномконденсаторе-холодильнике.
Кубовый остатокдеэтанизатора поступает в пропановую колонну, где разделяется на пропановуюфракцию, выводимую с верха этой колонны, и смесь углеводородов С4 и выше,направляемую в бутановую колонну. Ректификатом этой колонны является смесьбутанов, которая в изобутановой колонне разделяется на изобутановую и бутановуюфракции.
Кубовый продукт колонныподается далее в пентановую колонну, где в виде верхнего ректификата выводитсясмесь пентанов, которая в изопентановой колонне разделяется на н-пентан иизопентан.
Нижний продукт колонны — фракция С6 и выше — выводится с установки. На АГФУ сочетается предварительноеразделение газов на легкую и тяжелую части абсорбционным методом с последующейих ректификацией.
4.2 Абсорбционно-газофракционирующиеустановки (АГФУ)
Конденсационно-ректификационныйметод заключается в частичной или полной конденсациигазовых смесей с последующей ректификацией конденсатов. При необходимостипродукты подвергаются дополнительной очистке от меркаптанов раствором щелочи.
Для деэтанизации газовкаталитического крекинга на установках АГФУ используется фракционирующийабсорбер. Он представляет собой комбинированную колонну абсорбер-десорбер. Вверхней части фракционирующего абсорбера происходит абсорбция, то естьпоглощение из газов целевых компонентов (С3 и выше), а в нижней — частичнаярегенерация абсорбента за счет подводимого тепла. В качестве основногоабсорбента на АГФУ используется нестабильный бензин каталитического крекинга.Для доабсорбции унесенных сухим газом бензиновых фракций в верхнюю частьфракционирующего абсорбера подается стабилизированный бензин. Абсорбероборудован системой циркуляционных орошений для съема тепла абсорбции. Тепло вниз абсорбера подается с помощью «горячей струи». С верха фракционирующегоабсорбера выводится сухой газ (С1-С2), а с низа вместе с тощим абсорбентомвыводятся углеводороды С3 и выше.
Деэтанизированныйбензин, насыщенный углеводородами С3 и выше, после подогрева в теплообменникеподается в стабилизационную колонну, нижним продуктом которого являетсястабильный бензин, а верхним — головка стабилизации. Из нее (иногда послесероочистки) в пропановой колонне выделяют пропан-пропиленовую фракцию. Кубовыйпродукт пропановой колонны разделяется в бутановой колонне на бутан-бутиленовуюфракцию и остаток (С5 и выше), который объединяется со стабильным бензином.
Заключение
Технологическиеустановки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фракции ипоследующей переработки или использования их как компоненты товарныхнефтепродуктов. Они составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываютсяпрактически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье длявторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависятассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономическиепоказатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.
Компоненты, полученныепосле первичной переработки обычно не используются как готовый продукт. Легкиефракции проходят дополнительно крекинг, реформинг, гидрогенизационноеоблагораживание, целью которых является получение невысокой ценой наибольшегообъема конечных продуктов с наиболее точными удовлетворительными качественнымипоказателями. Тяжелые фракции после перегонки перерабатывают дополнительно набитумных, коксующих и других установках.
В результате первичнойперегонки нефти при атмосферном давлении получаются следующие продукты:
·Сжиженныйуглеводородный газ, состоящий в основном из пропана и бутана.
·Бензиноваяфракция.
·Керосиноваяфракция.
·Дизельнаяфракция.
·Мазут.
Список используемойлитературы
1.Коршак А. А., Шаммазов А. М.: «Основы нефтегазового дела», издательство«Дизайнполиграфсервис», 2005. – 544с.
2.Шаммазов А. М. и др.: «История нефтегазового дела России», Москва, «Химия»,2001. – 316 с.
3.Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: «ГИЛЕМ», 2002.– 671с.;
4.Ахметов С. А. и др. Технология и оборудование процессов переработки нефти игаза: Учебное пособие / С. А. Ахметов, Т. П. Сериков, И. Р. Кузеев, М. И.Баязитов; Под ред С. А. Ахметова. – СПб.: Недра,2006. – 868 с.
5.Капустин В. М. Основные каталитические процессы переработки нефти /В.М.Капустин, Е.А. Чернышева. – М.: Калвис, 2006. – 116 с.
6.Мановян А. К. Технология переработки природных энергоносителей. – М.: Химия,КолосС, 2004. – 456 с.
7.Магарил Р.З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти:учебное пособие. – М.: КДУ, 2008. – 280 с.
8.Смидович Е.В. Технология переработки нефти и газа. Ч.2-я. -М.: Химия, 1980. –376с.