План:
1. Термохимия процесса
2. Висбрекинг
В настоящее время термический крекинг под давлением проводят с целью получения дополнительного количества светлых нефтепродуктов, производства термогазойля (сырья для выработки технического углерода), термоподготовки дистиллятных видов сырья для установок коксования и дистиллятного крекинг-остатка (для производства высококачественного анизотропного игольчатого кокса.
Термохимия процесса определяется его жесткостью. Термохимические реакции являются эндотермическими, и для их протекания необходим нагрев. Глубина протекания реакций зависит от продолжительности температурного воздействия, причем зависимость от времени линейная, а зависимость от температуры описывается законом Аррениуса. Для учета комбинированного эффекта времени и температуры используется понятие «жесткость».
Процесс осуществляют под давлением от 2 до 7 МПа при температуре 480-540 °С. Выход светлых продуктов при крекинге остаточного сырья не превышает 30—35 %. Время пребывания сырья в зоне реакции: в змеевике - 1,5-2,5 и в выносной камере – 10 – 15 мин.
Сырье и продукты. Используется остаточное (мазуты, гудроны и полугудроны — около 70 %) и дистиллятное сырье (тяжелые газойли каталитического крекинга, тяжелая смола пиролиза, экстракты селективной очистки масел и др.).
При крекинге под давлением и при коксовании жидкого сырья (газойли, мазуты, гудроны) состав газов довольно сходен и характеризуется значительным содержанием сухой части (метан, этан) и умеренным (25—30 %) содержанием непредельных углеводородов. Такой состав обусловлен радикально-цепным механизмом процесса и нестабильностью радикалов •С3Н7 и выше.
Жидким продуктам крекинга свойственно присутствие непредельных и ароматических углеводородов. При средней глубине процесса крекинг-бензины обладают невысоким октановым числом (60—65); с углублением процесса концентрация ароматических углеводородов возрастает, поэтому октановое число повышается. Йодные числа типичных бензинов, образующихся при термическом крекинге под давлением и коксовании, довольно высоки (80—100 г 12 на 100 г).
С утяжелением фракционного состава продуктов крекинга их непредельность снижается; крекинг-газойли, выкипающие в пределах 200—350 °С и часто используемые (после очистки) как компоненты дизельного топлива, имеют йодное число 40—50 г 12 на 100 г. Более тяжелые фракции обычно возвращают на рециркуляцию или выводят в виде тяжелого газойля или крекинг-остатка. В зависимости от режима процесса и качества сырья эти продукты более или менее ароматизированы. Крекинг-остатки содержат довольно много смолисто-асфальтеновых веществ и некоторое количество твердых частиц — карбоидов.
Наиболее простой способ неглубокой переработки гудронов – это висбрекинг с целью снижения вязкости, что уменьшает расход разбавителя и общее количество котельного топлива. Процесс в основном используют для снижения вязкости тяжелых нефтяных остатков с целью получения компонента стабильного котельного топлива. Такой способ снижения вязкости приводит к экономии дорогих дистиллятных разбавителей, используемых для получения стандартного котельного топлива (до 20 – 25 % масс.).
Висбрекинг может проводиться также и для производства газойля — сырья для процессов каталитического и гидрокрекинга.
Процесс осуществляют при давлении 1—5 МПа и температуре 430— 500 °С.
Существуют две принципиальные разновидности процесса висбрекинга: 1) печной висбрекинг — в нагревательно-реакционной печи при температуре 480-500 °С и времени пребывания сырья в зоне реакции 1,5-2,0 мин; 2) висбрекинг с выносной реакционной камерой (сокинг-камерой) — при температуре 430-450 °С, время реакции 10-15 мин.
Преимущества второй технологии по сравнению с первой следующие:
- большая продолжительность межремонтного пробега;
- более высокая селективность по выходу газойля;
- меньшее потребление топлива и электроэнергии;
- меньшие капитальные затраты;
- более высокая управляемость процесса при эксплуатации и благодаря возможности регулирования двух переменных: давления в сокинг-камере и температуры в печи.
Вопросы:
1. Сырье и продукты термохимического процесса?
2. Простой способ неглубокой переработки гудронов?
3. Преимущества второй технологии висбрекинга?
Рекомендуемая литература:
1 Основная литература
1 Промышленный катализ. Под ред проф . М.: Калвис. 2005. – 136с.
2 Крекинг нефтяных фракций на цеолитсодержащих катализаторах. Под. ред. . М., Химия, 2002
3 Технология переработки нефти и газа. Крекинг нефтяного сырья и переработка углеводородных газов (ч. 2). М., Химия, 2010
4 , , Технология переработки нефти, газа и ТГИ.–С.-П.: Недра, 2009.– 832 с. (Глава 2– Основы химмотологии моторных топлив и смазочных масел, с. 43–104).
5 Горючее, смазочные материалы: Энциклопедический толковый словарь-справочник/ Под ред. .–М.: Техинформ, 2007.–736 с.
6 Нефть и нефтепродукты: Энциклопедия международных стандартов.–М.: Протектор, 2006.–1040 с.
7 Экология переработки углеводородных систем.–М.: Химия, 2002.–608 с.
2 Дополнительная литература
1 , Технология переработки нефти.–Ч. 2. Деструктивные процессы.–М.: Колос, 2007.–334 с.
2 Технология переработки природных энергоносителей.–М.: Химия Колос.2005 – 456 с.
3 , . Руководство к лабораторным занятиям. Л: Химия, 2000.-240с
3 Практические и лабораторные занятия
Структура лабораторного занятия:
Лабораторное занятие 1. Определение основных свойств нефти и нефтепродуктов
І. Определение содержания воды в нефти
Цель: Определить содержания растворенной воды в нефти
3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
Подготовка к проведению испытания
Пробу испытуемой нефти хорошо перемешивают 5-минутным встряхиванием в склянке, заполненной не больше чем на 3/4 емкости. Вязкие и парафинистые нефтепродукты
предварительно нагревают до 40-50 0С. Из перемешанной пробы нефти берут навеску 100 г. в чистую сухую, предварительно взвешенную стеклянную колбу 1 (рис. 1). Затем приливают 100 мл растворителя и содержимое перемешивают. Если нефть содержит более 10 % воды навеску берут с таким расчетом, чтобы от нее отогналось не более 10мл. воды ( 25-50 г.)
Маловязкие нефти допускается брать в колбу по объему. В этом случае мерным цилиндром отмеряют 100 мл испытуемого нефтепродукта и выливают в колбу 1. Навеска нефти в граммах при этом будет равна произведению его объема на плотность в г/см3. Для равномерного кипения в колбу бросают кипелки. Колбу при помощи шлифа присоединяют к отводной трубке приемника ловушки 2, а к верхней части приемника ловушки на шлифе присоединяют холодильник 3. Приемник ловушка и холодильник должны быть чистыми и сухими. Во избежание конденсации паров воды из воздуха верхний конец холодильника необходимо закрыть ватой.
Рис. 1. Прибор Дина и Старка
Проведение анализа.
Содержимое колбы нагревают с помощью колбонагревателя или на электрической плитке. Перегонку ведут так, чтобы из трубки холодильника в приемник ловушку падали от 2 до 5 капель в 1 секунду.
Если в процессе дистилляции происходит неустойчивое каплеобразование, то увеличивают скорость дистилляции или останавливают на несколько минут приток охлаждающей воды в холодильник. Если под конец перегонки в трубке холодильника задерживаются капли
воды, то их смывают растворителем, увеличив для этого на непродолжительное время интенсивность кипячения. Перегонку прекращают, как только объем воды в приемнике - ловушке не будет увеличиваться и верхний слой растворителя станет совершенно прозрачным. Время перегонки должно быть не менее 30 и не более 60 мин.
Если на стенках трубки холодильника имеются капельки воды, то их сталкивают в приемник-ловушку стеклянной палочкой. После охлаждения испытуемого продукта до комнатной температуры прибор разбирают. Если в приемнике-ловушке собралось небольшое количество воды (до 0,3см3) и растворитель мутный, то в приемник-ловушку помещают на 20-30 мин в горячую воду для осветления и снова охлаждают до комнатной температуры. Затем записывают объем воды, собравшийся в приемнике-ловушке, с точностью до одного верхнего деления занимаемой водой части приемника-ловушки. Измерение ведут по верхнему краю мениска.
Обработка результатов.
Массовую (Х) долю воды в процентах вычисляют по формуле:
X=100V0/m
где V0 -- объем воды в приемнике ловушке, см3;
m - масса пробы, г;
количество воды в приемнике-ловушке 0,03 см3 и меньше считается следами.
Отсутствие воды в испытуемом нефтепродукте определяется состоянием, при котором в нижней части приемника-ловушки не видно капель воды.
Расхождение между результатами двух параллельных определений, полученные одним исполнителем считаются достоверными (с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает:
0,1 см3- при объеме воды, меньшем или равном 1,0 см3;
2% от среднего значения объема - при объеме воды более 1,0 см3;
Образец оформления результатов определения приведен в табл.
Таблица
Дата | Шифр пробы | № колбы | Вес пустой | Вес колбы с | Навеска нефти, г. | Объем воды в | Содержание | Среднее значение, % |
Вопросы
1.Зачем надо знать содержание воды в нефти и нефтепродуктах
2. Как вода попадает в нефть
3. Способы добычи нефти
4. Требованию по содержанию воды в нефти перед подачей в нефтепровод
5. Способы определения воды в нефти и нефтепродуктах
6. (ГОСТ 2477-65).
1 Сущность метода
2 Аппаратура реактивы и материалы
3 Подготовка к проведению испытания
4 Проведение анализа
5 Обработка результатов.
ІІ. Определение содержания солей в нефти
Цель: Определить содержание солей в нефти
Реактивы: толуол; 0,2н раствор азотной кислоты; 0,01 н раствор нитрата ртути; 1%-ный спиртовый раствор дифенилкарбазида.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 |
