ЗМIСТ
ВСТУП................................……………………………….…………………….2
Розділ 1
СИРОВИНА НАФТОПЕРЕРОБНИХ ПІДПРИЄМСТВ
Технiчна характеристика нафти............…..……………… ….………………3
Сортамент нафти. Технологiчна класифiкацiя....………..….……………….5
Розділ 2
ПРОДУКЦIЯ НАФТОПЕРЕРОБНИХ ПIДПРИЄМСТВ ТА УСТАНОВОК

Варiанти первинної переробки нафти………...……………..........................7
Продукти первинної переробки нафти.………………….……….................7
Технiчнi показники товарних продуктiв нафтопереробки....…….………...9
Розділ 3
ТИПОВI УСТАНОВКИ НАФТОПЕРЕРОБНИХ ПIДПРИЄМСТВ
Типовi установки первинної переробки нафти……………………………..11
Основнi напрямки модернiзацiї нафтопереробних виробництв…………11
Розділ 4
ТЕХНОЛОГIЯ ПЕРВИННОЇ ПЕРЕРОБКИ НАФТИ
Варiанти схем атмосферної перегонки нафти..……………………………..13 Технологiчна схема атмосферної перегонки нафти з відбензинюванням...14
Вакуумна перегонка мазуту……………………………………..................16
Технологiчнi параметри вакуумної перегонки……………………………16
Системи створювання вакууму...................………………………………..17
Технологiчне устаткування установок ректифiкацiї нафти……………18

Висновок……………………………………………………………………….21
РЕКОМЕНДОВАНА ЛIТЕРАТУРА................ ………….…………………20
ВСТУП
Характерною рисою кінця ХХ сторіччя є швидкий розвиток нафтопереробної промисловості та значне поширення технологічних процесів нафти.
Нафта, на відміну від інших видів горючих копалин, відносно легко добувається та транспортується по трубопроводам. На нафтопереробних підприємствах нафту досить просто переробляють у широку гаму продуктів різного призначення. Більша частина добутої на земній кулі нафти (80-90%) переробляється у різні види палив та мастильних матеріалів. Коло 8% нафти використовують у нафтохімічному синтезі. Основну масу полімерних матеріалів, каучуку, синтетичних волокон, лікарських препаратів та інших продуктів виробляють на основі нафтової сировини.
На початковому етапі розвитку нафтопереробної промисловості використовували лише методи первинної перегонки нафти, коли з нафти добували тільки ті продукти, які входять у її склад. Потім для підвищення виходу цінних продуктів-моторних палив і покращення їх якості почали все ширше використовувати вторинні процеси переробки нафти, до яких відносяться термічні та хімічні методи переробки продуктів первинної перегонки. Сучасні нафтопереробні процеси, починаючи з первинної перегонки нафти, наведені на схемі (мал.1). Для сучасної нафтопереробки характерна багатоступовість виробництва продуктів високої якості. В багатьох випадках крім основних технологічних процесів проводять підготовчі, а також заключні. До підготовчих процесів належать знесолювання нафти до її перегонки, попереднє гідроочищення сировини. До заключних належать процеси стабілізації продуктів, гідроочищення дистилятів, депарафінізація та деасфальтизація мастил та інші.
В курсі детально розглядаються основні нафтопереробні процеси, які використовують на більшості підприємств у виробництвах товарних продуктів- моторних палив (автомобільні бензини, керосин та реактивне паливо, дизельне паливо, котельні палива), мастил, газів, твердих вуглеводнів, нафтового коксу та інших .
СИРОВИНА НАФТОПЕРЕРОБНИХ ПІДПРИЄМСТВ. НАФТА
Технична характеристика нафти.
Нафта відома людству більш, ніж 4000 років. В Україні нафту добували на Прикарпатті ще з часів Київської Русі і використовували в основному в лікарській справі. Будівництво першого нафтопереробного заводу на Галичині у 1816р. підтверджено документально. Повнопрофільний НПЗ в м. Дрогобич побудовано в 1863р. В Росії переробляють нафту з 1745р. Зараз на Україні 6 НПЗ та декілька малих установ переробки нафти.
З середини ХХ сторіччя доля нафти та природного газу в загальному споживанні енергоресурсів перевищує 50% і вони стають основними видами енергоресурсів. Доля нафти в загальній здобичі енергоресурсів вище 50%, природного газу вище 20%.
В умовах, коли нафта стала основним енергоресурсом, значно зросло ії економічне та політичне значення. Світова ціна на нафту досить нестабільна і ії зміна помітно відображається у економіці як нафтоздобуваючих країн, так і країн імпортерів нафти.
Відомі запаси нафти на земній кулі складають коло 100млрд.т., а прогнозні — 250-270млрд.т. Родовище нафти знаходяться у різних регіонах земної кулі, але розподіл їх по країнах нерівний. В Україні здобич нафти незначний. Нафтоносні регіони України: Гнедінцевський, Долінський, Леляковський, Прилукський. За рахунок місцевої нафти вдовольняється не більш 30 % загальної потреби господарства України. Значну кількість нафти Україна отримує з Росії та Азербайджану.
Нафта залягає у земних надрах на глибині 500—3500 м., її добувають нафтанним способом (за рахунок зовнішньої енергії) чи міханізованим способом (за рахунок зовнішньої енергії).
Нафта з свердловин вміщує попутний газ (50-100 м.куб/т), воду (200-300 кг/т) та мінеральні солі (до 10-15 кг/т), механічні домішки. Нафту на родовищах обезводжують, обезсолюють та стабілізують і по трубопроводах транспортують до НПЗ, де її переробляють і виготовляють товарні продукти — палива, мастила та інші продукти.
Нафта — це складна суміш органічних сполук. В її складі до 1000 вуглеводів різних класів, багато гетероорганічних сполук, в яких знаходяться S, N, O, метали. Повністю розділити таку суміш на індивідуальні сполуки неможливо, та це й не треба ні для промислової переробки, ні для лабораторних аналізів. Нафта та нафтові фракції характеризують фракційним складом, вмістом окремих класів сполук та іншими показниками. Першим чином, нафта характеризується фракційним складом — вмістом фракцій з визначеним інтервалом температури кипіння. Для визначення фракційного складу нафти проводять стандартну одноразову перегонку (по Енглеру) чи ректифікацію. Данні ректифікації використовують при побудові лінії істиної температури кипіння (лінії ІТК). Лінію ІТК будують в координатах % (мас) відгону — температура. Якщо є данні стандартної розгонки по Енглеру, їх перераховують у потрібні величини (по графікам). Лінія ІТК дозволяє визначити потенційний вміст фракції. Крім того, лінія ІТК дозволяє створити лінію одноразового випарювання, котру використовують, коли виконують розрахунки устаткування.
Серед продуктів переробки нафти найбільш важливі світлі дистилятні фракції — бензинова (НК-180(С), керосинова (180-240(С) та дизельна (240-350(С). Залишок після відбору світлих дистилятів — мазут (>350(С).
З мазуту виділяють вакуумні газойлі чи масляні фракції — це темні нафтопродукти з tкип >350(С.
В хімічний склад нафти входять вуглець 83-87%, водень 11,5-14%, а також азот, кисень, сірка та разні метали.
У склад нафти входять мініральні компоненти-різні метали, а також типічні неметали. Мінеральні компоненти знаходяться у вигляді водних розчинів солей, дисперсних взвесей мінеральних пород, а також у вигляді хімічно зв’язаних з органічними сполуками комплексних чи молекулярних сполук. Останні підрозділяються на органічні сполуки з зв’язками С-елемент, солі металів нафтенових та інших органічних кислот , хелатні комплекси з металами, комплекси металів з лігандами, комплекси з гетероатомами чи П-системою поліароматичних асфальтенових структур. Вміст окремих елементів у нафті від 3*10-7% до 6*10-3%. Характерною особливістю є те, що в найбільшій кількості знаходяться ванадій та нікель-в серчаних нафтахбільше ванадія, а в малосерчаних-нікелю. Ці метали знаходяться в основному у вигляді порфірінових комплексів в залишкових продуктах в смолах та асфальтенах, але вони мають достатню летючість та виявляються також в дистилятних продуктах.
Мікроелементи знаходяться у нафті в великій кількості, але вони значно впливають на процеси її переробки та на якість нафтопродуктів.
Нафти вміщують вуглеводневі різних гомологічних рядів, в основному парафінового, нафтенового та ароматичного. Нафти значно відрізняються фракційним складом, фізико-хімічними властивостями та іншими властивостями важливими для її переробки.
У нафтопереробці та промисловості використовують різні класифікації нафти по фракційному та хімічному складу, фізико-хімічним та експлуатаційним властивостям.
Якість нафти являється важливой характеристикой переробки, оскільки саме вона визначає асортимент продуктів та технологічну схему процесу, режим роботи апаратів та вибір конструкційних матеріалів, а також витрати реагентів. Згодно технологічній класифікації нафти, прийнятої в Україні, клас нафти характеризує вміст сірки, тип — вихід моторних палив, група та подгрупа — вихід та якість мастил, вид — вміст парафінів у нафті.
У нафтах присутні розчинені гази, вода та солі. Вміст газів коливається від 1-2 до 4 % (мас). Ці коливання залежать в основному від типа нафти, умов її стабілізації на промислі, вида транспортування, типа ємкостей, зберігання на заводі, атмосферних умов та інших факторів.
Сортамент нафти. Технологічна класифікація.
Відомо декілька класифікацій нафти по хімічному складу.
Наприклад, по хімічному складу нафти відносять до: парафінових; парафіно-нафтенових; нафтенових; парафіно-нафтено-ароматичних; нафтено-ароматичних; ароматичних.
Парафінові нафти вміщують значну кількість алканів. У бензині більш 50%, у мазуті 20% та більше. Приклад, нафти Мангишлаку (узенська, жетибайська).
Нафтенові нафти вміщують значну кількість нафтенових , в цих фракціях вміст нафтенів до 60%. Приклад, нафти з Баку (балаханська, сураханська), з Майкопа, з Емби (десорська, макатська).
Фракції з ароматичної нафти вміщують багато аренів. Приклад, нафта з Казахстану (прорвинська), з Поволжжя (бегурусланська).
По змісту S нафти відносяться до: малосірчаних S до 0,5%; сірчаних S 0,5-2%; високосірчаних S>2%.
З малосірчаних нафт отримують бензинову та керосинову фракції з вмістом S до 0,1%; дизельну фракцію з вмістом S до 0,2%.
З сірчаної — бензинову фракцію з вмістом S до 0,1%; керосинову фракцію з вмістом S до 0,25%; дизельну фракцію з вмістом S до 1%.
З високосірчаної — бензинову фракцію з вмістом S>0,1%; керосинову фракцію з вмістом S>0,25%; дизельну фракцію з вмістом S>1%.
По цупкості нафти підрозділяють на: легкі d1515<0.828 ; втяжеленні d1515 =0,828-0,884; тяжкі d1515 >0,884.
Відомі класифікації і по іншим властивостям нафти, наприклад, технологічна класифікація, яка діє з 1967 р.
Нафти підрозділяються на класи по вмісту S; типи по виходу світлих; групи по вмісту базових мастил; подгрупи по в’язкості базових мастил; види по вмісту твердих алканів.
Класи нафти: 1 – вміст S<=0,.2%, 2 - вміст S від 0.2 до 2%, 3 - вміст S>2%.|
Типи нафти: 1 – вміст світлих >=55%; 2 – вміст світлих 45,0-54,9%; 3 – вміст світлих <45%.
Групи нафти: 1 – вміст базових мастил >25% (у мазуті >45%); 2 - вміст базових мастил 15-24,9% (<45%); 3 - вміст базових мастил 15-24,9% (30-45%); 4 - вміст базових мастил <15% (<30%).
Підгрупи нафти: 1 – індекс в’язкості базових мастил >95; 2 - індекс в’язкості базових мастил 90-95; 3 - індекс в’язкості базових мастил 85-90; 4 - індекс в’язкості базових мастил <85.
Види нафти: 1 – малопарафіністі, вміст твердих парафінів<1,5%; 2 – парафіністі — 1,5-6%; 3 – високопарафіністі — >6%.
З цих показників створюють шифр нафти. Наприклад, самотлорська нафта має шифр 21122. Це сірчаніста (тип 2 S(1%), парафініста (вид 2 — твердих парафінів (2,3%), нафта з вмістом світлих до 60% — тип 1, зі значним вмістом базових мастил (група 1, підгрупа2). Клас нафти дозволяє визначити вміст S в нафтових фракціях, вид — можливість отримання літніх та зимових палив.
Стандарт дозволяє поставку нафти на НПЗ чотирьох груп:
Вміст хлоридів вміст води, %мас тв. компоненти, %мас
(солей), мг/л
1 група до 40 до 0,2 до 0,05
2 група до 300 до 1,0 до 0,05
3 група до 1800 до 1,0 до 0,05
4 група до 3600 до 2,0 до 0,05
ПРОДУКЦІЯ НАФТОПЕРЕРОБНИХ ПІДПРИЄМСТВ
ТА УСТАНОВОК.
Варіанти первинної переробки нафти.
Продуктивність установок первинної перегонки нафти на Україні 0,6-8 млн.т нафти на рік.При ректифікації нафти дистилятні (прямогонні) фракціїта залишкові продукти, які використовують як компоненти товарних нафтопродуктів,чи як сировину в процесах хімічної переробки нафти.Основний технологічний процес-ректифікація багатокомпонентної суміші(нафти).В схемах переробки нафти використовують також різні технологічні процеси очищення продуктів (газов та рідини), а також процеси очищення газових викідів та твердих і рединних відходів.
Схеми переробки нафти комбіновані, з одної сировини на кожному підприємстві виробляють досить широкий асортимент продукції.Схеми виконують по різним варіантам-паливному, паливо-мастильному, нафтохімічному. Схеми по паливуному варіанту бувають з глубокою (установки АВТ) чи неглибокою (установки АТ) переробкою.Основна продукція підриємств з такими схемами палива: моторні-автомобільний бензин, дизельне паливо, реактивні палива для авіаційних двигунів), газотурбинне, пічне та котельне.При топливно мастильному варіанті крім палив виробляють також різні мастильні фракції. Нафтохімічні процеси дають можливість виробляти якісні товарні продукти і поглибити переробку нафти.
Продукти первинної переробки нафти.
В залежності від складу нафти, варіанту ії переробки та особливих вимог до паливних та масляних фракцій, склад продуктів установок первинної переробки нафти може бути різним. Так, при переробці типових східних нафт, получають слідуючі фракції ( з умовними межами википання по переважному складу цільових компонентів ): бензинові Н.К.-350(С(180(С); керосинові 140 (180)-240(С; дизельні 240-350(С; вакуумний дистилят (вауумний газойль ) 350-490(С (500(С) або вузьки вакуумні масляні погони 350-400(С 400-450(С та 450-500(С; тяжкий залишок –гудрон>490(С (500(С).
В залежності від варіанту переробки нафти з отриманням масимального виходу якогось одного виду палива межа температур кипіння отриманих фракцій може також суттєво змінюватись. Наприклад, температури википання фракцій по стандартній розгонці (в(С) при максимальному виході якоїсь одної фракції рівні:
Продукти пере- Максимальний ви- Максимальний ви Максимальний робки хід легкого дизель- хід тяжкого дизель- вихід керосину ного палива. ного палива
Бензин К.К..(120-135) К..К.(120-125) К.К.(120-135)
Керосин К.К.210 К.К.160 К..К.160
Легке ДТ 195-320 150-320 150-290
Тяжке ДТ 300-360 300-360 280-360
Вихід паливних та масляних фракцій залежить в першу чергу від складу нафти, тобто від потенційного складу цільових фракцій у нафтах.
Розглянемо направлення використання продуктів первинної переробки нафти та мазуту.
Нище, як приклад, риведені лише деякі товарні продукти нафтопереробки.
Вуглеводневий газ-складається в основному з пропану та бутану. Пропано-бутанова фракція використовується як сировина газофракціоніруючої установи для виділення з неї індивідуальних вуглеводневих, получення побутового палива або компонента автобензину. В залежності від технологічного режиму первинної перегонки нафти пропано-бутанова фракція може получатися у зрідженому або в газоподібному стані.
Бензинова фракція Н.К.-180(С використовується як сировина вторинної перегонки бензинів (вторинна ректифікація ).
Керосинова фракція 120-240(С після очищення або облагороджування використовується як реактивне паливо; фракція 150-300(С-як освітлюючий керосин або компонент дизельного палива.
Фракція дизельного палива 180-350(С після очищення використовується як дизельне паливо; можливо получення компонентів легкого (зимового) та тяжкого (літнього) дизельного палива.
Керосино-газойлива фракція 120-370(С використовується як сировина установ каталітичного крекінгу та гідрокрегінгу.
Атмосферний газойль, фракція 330-360(С-затемнений продукт, получається на установкі АВТ, роботаючої по паливному варіанту.
Мазут-залишок первинної переробки нафти. Мазут використовується як сировина установок гідрокрекінгу.
Широка масляна фракція (вакуумний газойль) 350-500 та 350-550(С використовується як сировина установок каталітичного крекінгу та гідрокрекінгу.
Вузькі масляні фракції 350-400, 400-450, 450-500(С використовується для виробництва мастильних масел.
Гудрон-залишок вакуумної перегонки мазуту-далі переробляється для одержання остаточних масляних фракцій, коксу або бітуму.
Технічні показники товарних продуктів нафтопереробки.
У стандартах (ДЕСТах , СТП) та технічних умовах (ТУ) на нафтопродукти наведені вимоги до фракційного складу, фізико-хімічних та експлуатаційних властивостей товарних продуктів нафтопереробних підприємств.
Бензини. Експлуатаційні характеристики бензинів повинні забеспечувати нормальну роботу двигунів у різних режимах. Основними показниками якості автомобільних палив є детонаційна стійкість,фракційний склад, хімічна та фізична стабільність, вміст сірки та деяких речовин.
Детонаційна стійкість (ДС) характеризується октановим числом (ОЧ) умовна одиниця,числено рівна процентному вмісту ізооктану у суміші з гептаном еквівалентної по ДС бензину. Октанове число вимірюють по дослідному методу-марки бензинів АІ-93, АІ-95,АІ-98 та по моторному методу-марки А80,А92 (цифри-октанові числа ). Октанові числа товарних бензинів визначаються їх хімічним складом, так , арени бензольного ряду характеризуються високими ОЧ, а алкани, починаючи з пентану, наваки-низькими.
Від фракційного складу бензинів залежать умови пуску, прогріву двигуна, повнота їх сгорання. Основними показниками фракційного складу є температури перегонки 10%, 50%, 90% бензину,а також кінця кипіння (К.К.). Вміст легких продуктів у бензинах лімітується тиском насиченого пару.
Хімічну стабільність автомобільних бензинів характеризують часом індукційного періоду в стандартних умовах іспитів та вмістом смол.
Активні сполуки сірки визивають сильну корозію паливної системи двигунів , тому якісні бензини повинні бути повністю очищені від цих продуктів. Повноту обільшим чищення контролюють аналізом на мідній пластинці. У стандартах наведені і інші показники бензинів.
Дизельне паливо. До основних характеристик дизельних палив відносять: запалення, фракчійний склад, в`язкість, температура спалаху, помутнення застигання, зміст смоляних і корозійноактивних сполук.
У дизельних двигунах паливо уприскується у стиснене і нагріте повітря під тиском. Краплі палива випаровуються та розподіляються у повітрі та через деякий час паливо самозаймається та сгоряє. Час між уприскуванням та самозайманням називають періодом затримки самозаймання. Оцінку запалення дизельних палив виконують за допомогою цетанових чисел. Цетанове число це також умовна одиниця вимірювання, яка означує зміст цетану у стандартній суміші, яка еквівалентна дизельному паливу. Цетанові числа залежать від складу дизельного палива, найбільшим Ц.Ч. володіють нормальні алкани, найнижчим-гомологи нафталіну. Нормальний запуск та робота двигуна забеспечуються при Ц.Ч. не нижче 45.
Стандартом на дизельне паливо встановлена межа температури перегонки 50%та 90%: для літнього палива не вище 280 (С та 360(С, для зимового-не вище 280 та 340(С.
В`язкість температури застигання та помутнення визначають умови подачі палива до циліндру двигунів та його розпилення.
Викристання дизельних палив з високим вмістом сірковміщуючих сполук веде до значної корозії поршневих кілець та гільз циліндрів, тому вміст таких сполук обмеженний та повинен бути не вище 0,2-0,5%.
Повну характиристику показників бензинів та дизельних палив, а також інших товарних продуктів можна знайти у стандартах, довідниках та літературі.
Слід відмітити, що для різних показників нафтопродуктів у першу чергу, фізико-хімічних, створені імперічні формули, які дозволяють їх розрахувати по таким показникам як середні температури кипіння (середньо молекулярна, середньо масова, середньо об’ємна, середньо кубічна, середньо усереднена, середньо арифметична), густина та інші.
Основні типи нафтових мастил- смазочні ( моторні, індустріальні, вакуумні, циліндрові та інші ), спеціальні.
ТИПОВІ УСТАНОВКИ НАФТОПЕРЕРОБНИХ ПІДПРИЄМСТВ
Типові установки переробки нафти.
Комплексні схеми переробки нафти на нафтопереробних підприємствах (НПЗ) складаються з типових установок, які мають загально приняті назви. Типові установки пройшли випробування та багаторазову модернізацію, для них створені комплекти проектної документації, технологічні процеси глибоко вивчені і дозволяють досягати найвищих показників. Вони мають характерні особливості, що відрізняють їх від виробництв інших галузей. В технологічних схемах використовують однотипне устаткування, однакові технологічні процеси з схожим апаратурним оформленням. Вторинні джерела енергії- технологічні потоки, які мають високу температуру. Схеми виробництв збалансовані та характеризуються великою продуктивністю до 12 мільонів тон нафти на рік. У мінімальній кількості потребують додаткових видів енергії та сировини. Нижче наведені назви та коротка характеристика деяких з них.
Установка АК-6у-комплекс переробки нафти по паливному варіанту з установками каталітичного ріформингу та гідроочищення.
Установка ГК-3-комплекс глибокої переробки нафти.
Установки АТ-атмосферна перегонка нафти з одноразовим чи дворазовим випаровуванням нафти.
Установки АВТ-атмосферна перегонка нафти та вакуумна перегонка мазуту.
Установка ЕЛОУ-знесолювання нафти,яке необхідне як підготовка нафти до перегонки.
Установки ЛГ різної продуктивності-каталітичний ріформінг бензинових фракцій.
Установки УВПБ-вторинна перегонка бензинових фракцій.
Установки АГФУ-фракціонування газових потоків, що створюються при ректифікації та переробці нафти.
Установки ГДУ-гідроочищення дистилятних фракцій, наприклад, керосинового та дизельного палива.
Установки для хімічної переробки нафти теж мають відомі назви.
Схеми установок вміщують типові блоки, які називають по головному технологічному процесу та устаткуванню, наприклад, реакторні, колонні, трубчаті пічі, теплообмінні, сепарації, абсорбції, компресії, насосні та таке інше.
Основні напрями модернізації.
1.Поглиблення рівня глибини переробки нафти-з тяжких фракцій виробляють світлі продукти (крекінг, ізомерізація, тощо).
2.Покращення ефективності ректифікації з метою зменьшення світлих у важких продуктах ( в першу чергу, дизельногопалива).
3.Більш повне використання вторинних енергоресурсів.
4.Підвищення рівня автоматичного керування технологічними процесами, першим чином, ректифікація.
5.Повна та ефективна переробка відходів, першим чином, сіркоорганічних сполук.
Кожна установка має декілька можливих схем, наприклад, ЕЛОУ-з прямострумними потоками нафта-вода, з протиструмними потоками нафта-вода. АВТ –різні схеми та їх варіанти.
Відомі загальні способи створення більш ефективних схем. Наприклад, при ректифікації рекомендують:
1.фракцію з малим вмістом треба попередньо виділяти з іншими сусідніми, а потім їх розгоняти;
2.розділення у колоні слід вести по кордоні, де фракції мають великі долі у сировині;
3.циркуляційне зрощення використовувати над тарілками відбору фракцій;
4.доля відгону у сировині повинна бути на 5-10% більш долі відбору дистилятів;
У кожному випадку вибір схеми проводиться після ретельного економічного розрахунку. Це є типова оптимізаційна задача.
ТЕХНОЛОГІЯ ПЕРВИННОЇ ПЕРЕРОБКИ НАФТИ
Варіанти схем установок атмосферної перегонки.
Перегонка нафти на фракції світлих продуктів та мазуту проводиться по схемам одно- та багаторазового випаровування.в Україні, Росії в основному, використовують дворазове випаровування.
Схема одноразового випаровування з однією складною колоною та відпарними секціями (стрипінгами)
Газ (НК-62(С)
Легка бензинова фр.(62-140(С)
В. пар
Тяжка бензинова фр.(140-185(С)
в. пар
керосинова фр.(185-240(С)

в.пар
легке ДТ (240-300(С)
нафта в. пар
300-330(С тяжке ДТ (300-350(С)
в.пар
мазут((350)
У мазуті втрачають до 3,1% світлих (на нафту).
Варіантом схеми з одноразовим випарюванням є схема з попередньою колоною- випаровувачем, де з нафти частково відгоняюьб пари бензину і їх, як залишок нафти, подають в основну колону.
Перегонка нафти по схемі дворазового випаровування в двох варіантах: з частковим відбензинюванням нафти (зображена на схемі); з відгонкою бензинової та керосинової фракцій в першій колоні.

К1 легка бензинова К2 тяжка бензин.
фр.НК-140 фр. 140-180
в.пар
нафта керосин
в.пар
легке ДТ
тяжке ДТ
в.пар
мазут
На схемі не зображені теплообмінні апарати, насоси, трубчаті печі. Повна схема наведена окремо.
Схема з дворазовим випаровуванням більш гнучка, вона дозволяє в першій колоні стабілізувати склад відбензиненої нафти та перегонку в основній колоні вести з стабільним складом сировини при переробці різної нафти на установах. Її краще використовувати для нафти з великим змістом легких та газів та для сірчаної нафти. Але схема більш складна, більш кількість устаткування, в тому разі, трубчатих печей.
Технологічна схема атмосферної перегонки відбензинювання нафти.
Колона К1 працює з поганим розділєнням , з значним наліганням температур початку та кінця кипіння бензинових фракцій, досягає 90-120(С, тобто інтервал їх практично не відрізняється. Тому в важкій бензиновій фракції знаходятьсялегкі фракції та гази.
Аналіз роботи колон вказує, що це є наслідком:
1. помилок проектування, значно перевищується проектне навантаження тарілок колон на рідині та парі.
2.велика неравномірність в навантаження тарілок по рідині- верх 20-40м³/м*ч, низ-до 250нм³/м*ч, по пару-зверху вдвічі, втричі більше, ніж знизу.
3.використання малоефективних тарілок.
Тиск в К1-0,4-0,5Мпа (буває 0,15-0,2Мпа). Підвищення тиску зв’язано з необхідністю конденсації легких продуктів з парів дистилята при наявності в них газів. Але підвищенний тиск погіршує техніко-економічні показники, якість ректифікації підвищує витрати тепла.так при відділенні фракції НК-160(Спри 0,1Мпа потреби тепла в декілька разів меньш, ніж при 0,5Мпа. Для високого відбору дистилята (порядку 96%від потенціалу) рекомендують для К1: кількість тарілок 25-30 (не більш 35-40); флегмове число >5; тепловий потік гарячого струму >80%від теплового потоку сировини.
В колоні краще відбирати широку фракцію НК-140(С чи 160(С при 0,15-0,2МПа. Униз колони слід, окрім “ гарячого струму”, подавати пар (0,5-1%) на сировину (нафту) для відпаровування легких фракцій з кубового залишку. Подальше підвищення економічних показників досягається подачею з трьома видами сировини:
45-75% в середину колони при 200-240(С
10-25% на 7-10 тарілку зверху при 100-150(С
залишок на 5-7 тарілку знизу при 320-350(С
В такому разі при відборі 18кмоль бензинової фракції на 100 кмоль сировини при 0,24 Мпа з однаковою чіткістю розділення пи роздільній подачі сировини, потреби тепла майже втричі нижче та можна узнати гарячий струм. Важливе питання- вибір схеми зрошення.
Колона К2 мають гостре зрошення та 1,2 циркуляційних зрошень. Рекомендують як оптимальну таку схему відбору тепла- гостре зрошення-40%, два циркуляційних (ЦЗ)-по 30%. Для відпаровування легких фракцій подають в кількості 1,2-3,5% в К2 та 1%-у стрипінги.
Параметри колони значно відрізняються Р=0,1-0,2Мпа, t=140-340(С. При збільшені тиску з 1,2 до 0,5Мпа відбір світлих зменшується до 70-80% від потенціалу.
Тиск 0,17Мпа 0,5Мпа
Температура сировини 360(С 360(С
Знизу 338(С 331(С
Відгон у сировину 62% 38%
Відбір світлих 52,4% 35,2%
Доля відгону в сировині на 5-10% більш відбору світлих в колоні.
Вакуумна перегонка мазуту.
Принципова схема вакуумної перегонки мазуту.
в вакуумну
систему
ВЦЗ
НЦЗ легкий газойль
(1-ша масляна фр.)
в. пар
тяжкий газойль
мазут (2-га масляна фр)
в. пар гудрон
особливості вакуумної перегонки мазуту- використовують тількі циркуляційні зрошення ( верхне ВЦЗ та нижнєНЦЗ). Більш важливо-зменшити зміст асфальтенів та смол в газойлях ніж чітко розділяти газойлі.
Для знищення температури кипіння мвзуту перегоняють в вакуумі. Мазут інтенсивно руйнується при t=420-425(С. Колона має два циркуляційних зрошення.
Зверху подають верхнє циркуляційне зрошення-легкий газойль, в середині колони- нижнє циркуляційне зрошення-тяжкий газойль.
У вакуумній колоні треба створити умови, при яких досягається висока доля відгону при мінімальному розкладі мвзуту, тому треба зменшувати вакуум, як можливо та зменшувати час перебування гудрону в кубовій частині. Для цього роблять колону з меншим діаметром у ніжній частині та використовують тарілки з незначним гідравлічним опором, як в основній колоні атмосферної перегонки. Для кращого відпаровування сировину перегрівають та униз подають водяний пар. Більш важливо зменшити унос флегми в концентраційній частині колони, ніжзабеспечити чітке ділення мазуту на фракції, тому в вакуумних колонах використовують досить мало тарілок та велику харчувальну секцію.
Технологічні параметри вакуумної перегонки.
Технологічні параметри вакуумної колони вибирають зметою збільшення відбору та покращення якості газойлів.
Тиск (остаточний ) Р=7,85-8,85кПа та менш до 5кПа уверхній частині, в секціях харчування 13,3-26,6кПа, в печі нагріва сировини до 66кПа. Температурний режим зверху 180-200(С, температура низа 350-360(С, температура сировини 380-400(С.
При реконструкції вакуум поглиблюють, для того вводять нові вакуумні системи. Для збільшення глибини відбору світлих та поліпшення якості вакуумного газойлю покращують умови нагріву, та випаровування мазуту у печі, та руху суміші в трубопроводі від печі до колони.найбільш важливий вплив має поліпшення конструкції внутрішніх пристроїв колони.
При зменшенні руйнування мазуту у печі максимально зменшують час його перебування у змійовиках в трансферному трубопроводі. Для цього проектують багатопоточні печі з двостороннім випромінюванням з короткими трубами. В змійовик також вводять водяний пар, схему проектують так, щоб у змійовиках був більший вакуум.
Основна ціль розробки конструкції вакуумної колони-забеспечити мінімальний винос рідини в концентраційну частину колони.
Якість газойля значною мірою залежить від
пар роботи відбойного пристрою над виводом
сировини, як відбойником встановлюють
тарельчаті насаджування.
Розміри колони також покращують
сировина сепарацію-при швидкості пара в колоні 0,9-
рідина 1,8м/с, винос рідини 0,4кг на 1 кг пара. До конструкційних пристроїв ( тарілок) вакуумної колони пред’являють жорстокі вимоги по (Р та гнукості по подачі сировини.
Системи створення вакууму
Системи створення вакууму (ВС) включають:конденсатори та вакуумні насоси (поршневі, ротаційні, ежекторні тощо). Крім того в схемі використовують звичайні конденсатори та сепаратори. Реалізовані різні схеми конденсатор-ежектор та навпаки Е-К.
К-Е-пари з колони поступають в конденсатор.

в. пар

(( гази з в. паром
вода на очищення
конденсат нафтопродуктів
Остаточний тиск у конденсаторі залежить від температури конденсації, тобто від температури оборотної води на виході.
2. Е-К в. пар в. пар


ВН

Остаточний тиск у конденсаторі залежить від прротитиску на виході ежектора. Можна створювати глибокий вакуум (1кПа та менше). Така система дорожче-ежектор відсмоктує більш пари (він дорожче, великий розхід робочої рідини-водяного пару) та в конденсаторі велика подача пару.
Технологічне устаткування установок перегонки нафти.
Теплообмінні апарати.
Продукти та полупродукти получають в схемах з t=100(400(С. Їх використовують як вторинні джерела тепла в теплообмінниках (Т);але кінцево охолоджують у холодильниках повітряних та водяних.
До t легкі та обважненні 35-40(С,керосинові та ДТ 50-60(С,масляні дистиляти (газойлі) 60-70(С, мазути та гудрон 90(С.
Використовують теплообмінники кожухотрубчаті з U-подібними трубами (пагано чистити труби), з прямими трубами з плаваючою головкою ТП, ХП, з нерухомими трубами з компресором ТК, ХК,труба в трубі-для дуже грязних потоків.
Режим роботи:швидкість нафти (холодної)0,8-0,9м/с; (горячої)1,0-1,2м/с, світлих продуктів 1,01,2м/с; бензин 1,5; максимальна швидкість до 2м/с.
В схемах використовують конденсатори та холодильне повітря- охолодження; горизонтальні АВГ з 3-ма секціями; хвилясті АВЗ з 6-ма секціями.
Наприклад, 2 типи теплообмінників АВТ з довжиною труб 8м та 2 вентилятора для подачі повітря та з трубами 4м та 1вентилятором.
Печі.
Трубчасті печівикористовують для нагріву нафти та нафтопродуктів, а також для проведення високотемпературних хімічних процесів-термічного крекінгу, піролізу.
В трубчастих печах реалізовують термотехнологічні, теплотехнічні та гідродинамічні процеси.
Термотехнологічні процеси відбуваються в сировині (нафта, нафтопродукти ) при тепловому діянні.
Теплотехнічні процеси-процеси получення тепла при сгоранні палива та передачи тепла до сировини.
Гідроденамічні процеси-рухання сировини в змійовиках та димових газів в радіантній та конвективній секціях, а також у димовій трубі.
Піч складається з камери сгоряння (радіантна камера) та камери конвекції (конвективна камера), в яких знаходяться радіантні труби (змійовик) та конвективні труби (змійовик). Використовуються печі і тільки з однією з камер.
Печі використовуються в широкому інтервалі технологічних параметрів:
по теплопродуктивності від 9,3 до 1163 МВт;
по продуктивності по сировині до 8*105 кг/ч;
по тиску середи у змійовику від 0,1 до 2 Мпа ;
по температурам входу та виходу сировини.
Загальноприйнятої одиниці класифікації печей немає. Використовують класифікації за окремими ознаками.
1.за видами виробництва, де печі використовують (первинна перегонка АТ, АВТ, ріформінг, вторинна перегонка тощо) ;
2.за технологічним призначенням-нагрівні, нагрівнореакційні;
3.за конфігурацією (конструкцій)-коробчатого типу, з нахильним зведенням, циліндричні;
Кожна конструкція в свою чергу підразділяється, наприклад, за числом потоків.
4.за засобом сгоряння палива-зфакельним сгорянням палива, з випромінюваючими стінками, з стілючим полум’ям (часть факела стелеться на стіни, які випромінюють тепло).
Насоси.
Перетікання рідких продуктів здійснюється за допомогою насосів.
1.за принципом дії-лопасті та об’ємні .
Лопастні-відцентрові, осьові та діагональні. Об’ємні-поршневі, плунжерні, шестерінчаті тощо.
2.за родом рідини-нафтові, хімічні, загального призначення ( вода, стік тощо).
Ширше всього на НПЗ використовують-відцентрові, поршневі, шестерінчаті, плужерні, гвинтові.
Основні параметри насосів-розхід рідини (продуктивність) та диференційний напір. Враховуються також властивостірідини, її корозійну активність, які обмежують область застосування.
Розхід та напір приймають з запасом 5-10%.При виборі насоса необхідно, щоб область його застосування знаходилась у зоні найбільших значень К.П.Д.використовують при виборі характеристики насосів (криві або області в координатах Q-H).
Відцентрові нафтові насоси: кончельні НК65/35-125В1бСОПТВ2-65/25-подача при раторах виконання 1 та 2, м³/ч;125-напір, м. ст.рідини; В- направлення вхідного патрубку; 1-варіант ротера; б-варіант робочого колеса; С-матеріал; ОП-тип ущільнення; ТП-кліматичне використання; 2-категорія.
Двоопорні НСД200/700-1бХДТТВ2-СД-секційний двокорпусний; 200/700-подача, м³/ч, при роторі1; 700-напір м. ст.; 1-використання ротору; Х-матеріал; ДТ-тип ущільнення; ТВ-кліматичне використання; 2-категорія.
РЕКОМЕНДОВАНА ЛIТЕРАТУРА
Александров И.А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке.- М.:Химия,1981.-352 с.
Технологические расчеты установок переработки нефти: Учебн. пособие для вузов / Танатаров М.А., Ахметшина М.И., Фасхутдинова Р.А. и др. / Под ред. М.А.Танатарова. -М.: Химия, 1987. -352 с. (20 екз.)
Химия нефти и газа: Учебн. пособие для вузов / А.И. Богомолов, А.А. Гайле, В.В. Громова и др./Под ред. В.А. Проскурякова, А.Е. Драбкина -Л.: Химия,1989.-424 с.
Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа./Под ред. Б.И. Бондаренко.-М.: Химия,1983.-128 с.
Александров И.А. Ректификационные и абсорбционные аппараты: Методы расчета и основы конструирования. -М.:Химия, 1978. -280 с.
Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа.Ч.1.-М.:Химия,1975
Смидович Е.В. Технология переработки нефти.Ч.2.-М.:Химия,1980.-328с
Справочник нефтепеработчика. В 2-х томах./Под ред. С.К.Огородникова. -Л.:Химия, 1978.
Рудин М.Г. Карманный справочник нефтепереработчика.-Л.:Химия,1989.
Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки. / Под ред. Е.Н. Судакова.- М.:Химия, 1979.
Сарданишвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа.-М.:Химия,1980.-256 с. ( 2 екз.)
Танатаров М.А. и др. Проектирование установок первичной переработки нефти.-М.:Химия,1975.-200 с.
Стабников В.Н. Расчет и конструирование контактных устройств ректификационных и абсорбционных аппаратов.-Киев:Техника,1970.-208 с.

Висновок
Нафта відома людству більш, ніж 4000 років. В Україні нафту добували на Прикарпатті ще з часів Київської Русі і використовували в основному в лікарській справі. Будівництво першого нафтопереробного заводу на Галичині у 1816р. підтверджено документально. Повнопрофільний НПЗ в м. Дрогобич побудовано в 1863р. В Росії переробляють нафту з 1745р. Зараз на Україні 6 НПЗ та декілька малих установ переробки нафти.
З середини ХХ сторіччя доля нафти та природного газу в загальному споживанні енергоресурсів перевищує 50% і вони стають основними видами енергоресурсів. Доля нафти в загальній здобичі енергоресурсів вище 50%, природного газу вище 20%.
В умовах, коли нафта стала основним енергоресурсом, значно зросло ії економічне та політичне значення. Світова ціна на нафту досить нестабільна і ії зміна помітно відображається у економіці як нафтоздобуваючих країн, так і країн імпортерів нафти.
Відомі запаси нафти на земній кулі складають коло 100млрд.т., а прогнозні — 250-270млрд.т. Родовище нафти знаходяться у різних регіонах земної кулі, але розподіл їх по країнах нерівний. В Україні здобич нафти незначний. Нафтоносні регіони України: Гнедінцевський, Долінський, Леляковський, Прилукський. За рахунок місцевої нафти вдовольняється не більш 30 % загальної потреби господарства України. Значну кількість нафти Україна отримує з Росії та Азербайджану.
Нафта залягає у земних надрах на глибині 500—3500 м., її добувають нафтанним способом (за рахунок зовнішньої енергії) чи міханізованим способом (за рахунок зовнішньої енергії).
Нафта з свердловин вміщує попутний газ (50-100 м.куб/т), воду (200-300 кг/т) та мінеральні солі (до 10-15 кг/т), механічні домішки. Нафту на родовищах обезводжують, обезсолюють та стабілізують і по трубопроводах транспортують до НПЗ, де її переробляють і виготовляють товарні продукти — палива, мастила та інші продукти.
Нафта — це складна суміш органічних сполук. В її складі до 1000 вуглеводів різних класів, багато гетероорганічних сполук, в яких знаходяться S, N, O, метали. Повністю розділити таку суміш на індивідуальні сполуки неможливо, та це й не треба ні для промислової переробки, ні для лабораторних аналізів. Нафта та нафтові фракції характеризують фракційним складом, вмістом окремих класів сполук та іншими показниками. Першим чином, нафта характеризується фракційним складом — вмістом фракцій з визначеним інтервалом температури кипіння. Для визначення фракційного складу нафти проводять стандартну одноразову перегонку (по Енглеру) чи ректифікацію. Данні ректифікації використовують при побудові лінії істиної температури кипіння (лінії ІТК). Лінію ІТК будують в координатах % (мас) відгону — температура. Якщо є данні стандартної розгонки по Енглеру, їх перераховують у потрібні величини (по графікам). Лінія ІТК дозволяє визначити потенційний вміст фракції. Крім того, лінія ІТК дозволяє створити лінію одноразового випарювання, котру використовують, коли виконують розрахунки устаткування.
Серед продуктів переробки нафти найбільш важливі світлі дистилятні фракції — бензинова (НК-180(С), керосинова (180-240(С) та дизельна (240-350(С). Залишок після відбору світлих дистилятів — мазут (>350(С).
З мазуту виділяють вакуумні газойлі чи масляні фракції — це темні нафтопродукти з tкип >350(С.
В хімічний склад нафти входять вуглець 83-87%, водень 11,5-14%, а також азот, кисень, сірка та разні метали.
У склад нафти входять мініральні компоненти-різні метали, а також типічні неметали. Мінеральні компоненти знаходяться у вигляді водних розчинів солей, дисперсних взвесей мінеральних пород, а також у вигляді хімічно зв’язаних з органічними сполуками комплексних чи молекулярних сполук. Останні підрозділяються на органічні сполуки з зв’язками С-елемент, солі металів нафтенових та інших органічних кислот , хелатні комплекси з металами, комплекси металів з лігандами, комплекси з гетероатомами чи П-системою поліароматичних асфальтенових структур. Вміст окремих елементів у нафті від 3*10-7% до 6*10-3%. Характерною особливістю є те, що в найбільшій кількості знаходяться ванадій та нікель-в серчаних нафтахбільше ванадія, а в малосерчаних-нікелю. Ці метали знаходяться в основному у вигляді порфірінових комплексів в залишкових продуктах в смолах та асфальтенах, але вони мають достатню летючість та виявляються також в дистилятних продуктах.
Мікроелементи знаходяться у нафті в великій кількості, але вони значно впливають на процеси її переробки та на якість нафтопродуктів.
Нафти вміщують вуглеводневі різних гомологічних рядів, в основному парафінового, нафтенового та ароматичного. Нафти значно відрізняються фракційним складом, фізико-хімічними властивостями та іншими властивостями важливими для її переробки.
У нафтопереробці та промисловості використовують різні класифікації нафти по фракційному та хімічному складу, фізико-хімічним та експлуатаційним властивостям.
Якість нафти являється важливой характеристикой переробки, оскільки саме вона визначає асортимент продуктів та технологічну схему процесу, режим роботи апаратів та вибір конструкційних матеріалів, а також витрати реагентів. Згодно технологічній класифікації нафти, прийнятої в Україні, клас нафти характеризує вміст сірки, тип — вихід моторних палив, група та подгрупа — вихід та якість мастил, вид — вміст парафінів у нафті.
У нафтах присутні розчинені гази, вода та солі. Вміст газів коливається від 1-2 до 4 % (мас). Ці коливання залежать в основному від типа нафти, умов її стабілізації на промислі, вида транспортування, типа ємкостей, зберігання на заводі, атмосферних умов та інших факторів.