Проект реконструкции цеха первичной переработки нефти и получения битума на ОАО «Сургутнефтегаз»

Введение

На ОАО «Сургутнефтегаз» производят дорожный битум, дизельное топливо и бензиновую фракцию. Все эти производства на сегодняшний день нашли своего потребителя. Битум – нужен г. Сургуту и близлежащим городам для строительства дорого. Дизельное топливо в основном предназначается для транспортных нужд предприятия. Бензиновую фракцию используют для промывки нефтяных скважин и нефтепроводов.

В последнее время возникли трудности с технологическими печами, которые предназначаются для нагрева нефти и мазута. Печь претерпевали серьезные аварии и в последнее время часто выходят из строя, прерывая технологический процесс, что сказывается на объемах производимой продукции. В связи с этим необходимо реконструировать трубчатые печи.

1.Как влияет сырье и технология на процесс и ассортимент продукции

Сырьем для рассматриваемого технологического процесса является нефть Лянторского месторождения. Основными физико-химическими показателями для нефтей являются:

содержание хлористых солей (100 мг/дм³);

плотность нефти (0,894 кг/м³ - тяжелая);

содержание общей серы (0,99 % - сернистые);

содержание базовых масел (15% - на нефть);

содержание парафинистых углеводородов (2,4 %);

индекс вязкости (79 – И₂).

При повышении содержания хлористых солей повышается коррозия аппаратуры, особенно в сочетании с сероводородом. Приходится производить промывку водой для понижения содержания хлористых солей.

Сернистые соединения при перегонке достаточно хорошо переходят в бензиновую фракцию, где в дальнейшем они мешают процессам риформинга, поэтому приходится производить мероприятия по понижению содержания серы.

Плотность нефти влияет на выход тяжелых фракций, к примеру для получения битума благоприятны тяжелые нефти, где выход мазута составляет более 30 %.

Содержание базовых масел может определить направление использования нефтей в области получения моторных масел.

Сыре используемое на ОАО «Сургутнефтегаз» удовлетворяет требованиям для плучения дорожного битума.

2.Схема производства и узкие места

Нефть из трубопровода "Лянторское месторождение - ЦКПН" под давлением 3,0 - 4,0 кг/см² поступает в сырьевую емкость Е-1, через

Из емкости Е-1 насосом Н-1 нефть подается в трубное пространство теплообменника Т-1/3, где нагревается за счет тепла откачиваемых дизельного топлива.

В приемный трубопровод из сети производственного водоснабжения подается промывная вода, а также деэмульгатор. Расход воды на промывку нефти регулируется клапаном регулятором расхода.

Предварительно нагретая нефть после теплообменника Т-1/3, поступает в трубный пучек теплообменника Т-1/7. Нагретая до 90-120 С за счет тепла гудрона нефть из теплообменника Т-1/7 подается в междуэлектродное пространство электродегидратора Э-1.

Электродегидратор Э-1 работает под давлением нефти, в случаях снижения уровня нефти и образования "газовой подушки" срабатывает блокировка, отключающая подачу напряжения на электроды дегидратора. В зависимости от содержания воды в нефти и стойкости эмульсии напряжение на электроды может подаваться 16, 5, 22 или 36 кВ. Насыщенная вода - "солевой раствор" - с низа электродегидратора через клапан-регулятор уровня раздела фаз "нефть-вода" выводится в емкость.

Обессоленная нефть выходит сверху электродегидратора Э-1 и разделяется на два потока. Первый, меньший поток нефти, проходит последовательно через трубное пространство теплообменника Т-1/5 и нагревается за счет тепла циркуляционного орошения колонны К-3 до 130-160 С. Второй поток нефти последовательно проходит через трубное пространство теплообменников Т-1/9, где нагревается за счет тепла вакуумного газойля до 180-200 С. .

После теплообменника Т-1/5, Т-1/9 оба потока обессоленной нефти объединяются в общий поток нефти, который поступает в трубное пространство теплообменника Т-1/1, где нагревается за счет тепла гудрона до 190-210 С.

После теплообменников Т-1/1 нефть подается в нагревательные печи П-1, П-3. Нагрев нефти в печах осуществляется в змеевиках камер конвекции дымовыми газами и в камерах радиации за счет лучистого тепла при сжигании топливного газа. В камере радиации печи П-1 размещен также змеевик для нагрева мазута, а в камере конвекции печи П-3 расположен пароперегреватель для получения водяного пара.

Нагретая в печах до 360-375 С нефть объединяется в общий поток и направляется на 4-ю тарелку атмосферной колонны К-3. Всего в колонне имеется 23 клапанных тарелок, из них в укрепляющей части 19 и отгонной 4 тарелки.

Сверху колонны К-3 пары бензина, водяные пары и углеводородный газ с температурой до 150 С поступают в конденсаторы воздушного охлаждения и доохлаждаются в водяном холодильнике Х-1 до температуры не выше 80 С и в виде газожидкостной смеси собираются в емкость Е-2.

В емкости Е-2 происходит разделение смеси на бензин, углеводородный газ и воду. Углеводородный газ сверху емкости Е-2 выводится на дожиг в печи П-2.

Вода с низа емкости Е-2 через клапан-регулятор уровня раздела фаз "бензин-вода" сбрасывается в емкость промстоковю.

Часть бензиновой фракции из емкостей Е-2 насосом возвращается на 21-ю тарелку колонны в качестве острого орошения.

С 13-й тарелки атмосферной колонны К-3 отбирается дизельное топливо, которое насосом с температурой 180 С подается в межтрубное пространство теплообменников Т-1/3, где отдает тепло сырой нефти, доохлаждается до температуры не выше 70 С в водяном холодильнике Х-3 и направляется в емкости хранения дизельного топлива Е-10.

Качество дизельного топлива обеспечивается циркуляционным орошением. Циркуляционное орошение с 11-й тарелки колонны К-3 забирается насосом, прокачивается через теплообменник Т-1/5, где отдает тепло первому потоку обессоленной нефти и с температурой 135-145 С возвращается в колонну на 12-ю тарелку.

Для обеспечения требуемого качества мазута по содержанию фракции до 360 С с тарелки "4а" атмосферной колонны К-3 выводится атмосферный газойль, который поступает в отпарную колонну К-4 с температурой 285-295 С.

С низа отпарной колонны атмосферный газойль насосом подается в теплообменник Т-1/3, где отдает тепло сырой нефти, далее смесь доохлаждается в водяном холодильнике Х-4 и с температурой не выше 90 С направляется в емкости хранения Е-12.

Мазут с низа атмосферной колонны К-3 с температурой 350 С насосом подается для нагрева в мазутный змеевик печи П-1.

Нагретый до 390-405 С мазут из печи П-1 поступает на вторую тарелку вакуумной колонны К-5. Вакуумная колонна оборудована 12-ю клапанными тарелками, в том числе в отгонной части две тарелки. Сверху вакуумной колонны газы разложения и пары углеводородов с температурой 190-200 С поступает в водяной конденсатор КВ-1. Сконденсировавший нефтепродукт из КВ-1 стекает в барометрическую емкость, а несконденсированные газы отсасываются двухступенчатым пароэжекторным насосом.

Конденсат из промежуточных поверхностных конденсаторов пароэжекторного насоса сливается в барометрическую емкость БЕ-1,а несконденсированные газы выбрасываются в печи П-2 для дожига.

С 8-ой тарелки вакуумный газойль с температурой 280 С отбирается насосом и прокачивается через теплообменник Т-1/9 где отдает тепло второму потоку обессоленной нефти. После Т-1/9 часть вакуумного газойля температурой 160-170 С возвращается через холодильник воздушного охлаждения ВХК-4 на верхнюю тарелку колонны К-5 в качестве циркуляционного орошения, а избыток газойля выводится в емкости и в последствии в обратный нефтепровод.

Гудрон с температурой 360-400 С с низа колонны К-5 насосом прокачивается через теплообменник Т-1/1, где отдает тепло сырой нефти и с температурой 150-180 С направляется по "жесткой" схеме в окислительную колонну К-1.

Часть гудрона после теплообменника Т-1/1 с температурой 240-255 С возвращается в низ вакуумной колонны для снижения температуры.

Окислительная колонна К-1 представляет собой пустотелый вертикальный аппарат. Вход гудрона в колонну осуществляется ниже рабочего уровня битума в колонне. После указанного клапана-регулятора смонтирован клапан-отсекатель прекращающий подачу воздуха в колонну при срабатывании блокировки по одному из параметров: повышение содержания свободного кислорода в газах окисления более 4%, повышение температуры битума внизу колонны выше 275 С, понижение уровня в колонне ниже 10%.

Газы окисления сверху окислительной колонны К-1 выводятся в газосепаратор ГС-1, где происходит отделение газовой фазы от жидкости. Из сепаратора ГС-1 газы окисления поступают на дожиг в печи П-2, а жидкая фаза -"черный соляр", в ГС-1 выводится в дренажную емкость Е-13.

Битум с низа колонны К-1 с температурой до 260 С насосом откачивается в емкости готового битума Е-15.

Дорожный битум из емкостей Е-15 отгружается потребителю наливом в автоцистерны.

Бензин из емкостей Е-11 насосами подается на наливную эстакаду для налива в автоцистерны. Дизельное топливо подается к наливным стоякам, через счетчики.

3.Рассказ по чертежам. Экология

Произведен расчет вертикально трубчатой печи беспламенного горения с излучающими стенками топки.

Выбран тип панельных горелок ГБП2а-60 производительность 60000 ккал/час.

4.Экономика

Экономический эффект проекта достигается за счет:

сокращение затрат на топливо;

сокращение штрафов за выбросы.

5.Вопросы рецензента

Указывается центр тяжести проекта и заключается в том, что в место 2-х физически и морально устаревших трубчатых печей сооружается новая современная трубчатая печь, которая позволяет:

повысить теплотехнические показатели процесса;

снизить расход топлива за счет установки более совершенных горелок и конструкции печи;

снизит температуру пламени и дымовых газов, в результате чего сокращение выбросов NO₂ и других веществ.

Кроме того оптимальный нагрев позволяет оптимизировать работу колонны. Ассортимент продукции не меняется, но улучшается качество битума.

Я не могу не согласится с мнением рецензента на стр. 123 и 125 приведена калькуляции себестоимости и сделаны выводы о экономическом эффекте проекта.

На стр. 124 расчитана экономия средств на штрафах и сокращение затрат на топливный газ.

Содержание

стр.

Реферат 2

Введение 3

Заключение 139

Список сокращений 140

Список использованных источников 140

Реферат

Проект реконструкции цеха первичной переработки нефти и получения битума на ОАО «Сургутнефтегаз».

Стр. 139, Рис. 46, Табл. 35, Черт. 4

Реконструкция, нефть, бензин, соляр, керосин, биткм, технлоогическая схема, трубчатая печь, теплообмен, ректификация, автоматизация, экономический эффект.

Обоснована реконструкция цеха, в связи с необходимостью замены трубчатых печей П-1 и П-3 на одну более производительную.

Выполнены расчеты:

материальных потоков;

тепловых и материальных балансов;

расчет трубчатой печи;

потбор измерительных приборов и схем автоматизации;

эколго-экономического эффекта.

Приведены рекомендации, для дальнейшей стабильной работы установки.

Введение Один чудак из партии геологов

Сказал мне, вылив грязь из сапога:

"Послал же бог на голову нам олухов!

Откуда нефть – когда кругом тайга?

И деньга вам отпущены - на тыщи те

Построить детский сад на берегу:

Вы ничего в Тюмени не отыщите –

В болото вы вгоняете деньгу"

В. Высоцкий

Значение нефти и газа для энергетики, транспорта, обороны страны, для разнообразных отраслей промышленности и для удо­влетворения бытовых нужд населения в наш век исключительно велико. Нефть и газ играют решающую роль в развитии экономики любой страны. Природный газ—очень удобное для транспорти­ровки по трубопроводам и сжигания, дешевое энергетическое и бы­товое топливо. Из нефти вырабатываются все виды жидкого топлива: бензины, керосины, реактивные и дизельные сорта горючего— для двигателей внутреннего сгорания, мазуты — для газовых тур­бин и котельных установок. Из более высококипящих фракций нефти вырабатывается огромный ассортимент смазочных и специальных масел и консистентных смазок. Из нефти вырабатываются также парафин, сажа для резиновой промышленности, нефтяной кокс, многочисленные марки битумов для дорожного строительства и многие другие товарные продукты.

Вторичная переработка нефтяного и газового сырья получила ныне название нефтехимического синтеза. Уже в настоящее время 25% мировой химической продукции выпускается на основе нефти и углеводородных газов. Ближайшие перспективы развития нефте­химической промышленности исключительно благоприятны как по масштабам производства, так и по безграничному разнообразию промежуточных и конечных продуктов синтеза.

К нефтехимической продукции относятся: пластические массы, синтетические каучуки и смолы, синтетические волокна, синтетиче­ские моющие средства и поверхностно-активные вещества, некото­рые химические удобрения, присадки к топливам и маслам, син­тетические смазочные масла, белково-витаминные концентраты, многочисленные индивидуальные органические вещества: спирты, кислоты, альдегиды, кетоны, хлорпроизводные эфиры, гликоли, полигликоли, глицерин и другие, применяющиеся в промышлен­ности, сельском хозяйстве, медицине и в быту.

Все вышесказанное в полной мере относится к проблемам переработки нефти в северных районах России. Одним из нефтеперерабатывающих районов является сургутский нефтеносный район, представляющий из себя крупное подземное поднятие со сводами и впадинами, окружающих его. Около 30 000 квадратных километров приходится на Сургутский свод. На сегодняшний день там разрабатывается более десятка месторождений: Карьунское , Быстринское, Лянторское, Федеровское, Камарьинское, Солкинское, Западно-Солкинское, Вачемское и другие.

Цех (установка) первичной переработки нефти и получения битума (ЦППНиПБ) [1] был заложен в 1981 году в 40 километрах северо-западнее от г. Сургута и предназначался для получения дорожного битума. В 1987 году установка претерпела реконструкцию, так как по выполненному проекту (ВНИПИНефтепромхим г. Казань) на установке были установлены ректификационные колонны: для атмосферной перегонки с 19-ю тарелками (диаметр 1,0 м) и вакуумной перегонки – с 15-ю тарелками (диаметр 1,0 м), что не обеспечивало получения продуктов заданного качества.

В 1991 г. БашНИИ НП была произведена реконструкция цеха по увеличению производительности до 118,8 тыс.т/год нефти (на 18,2% выше проектной), производства битума – 38,0 тыс.т/год (на 12,7% выше проектной), отбора суммы светлых нефтепродуктов – 34% на нефть (33% по проекту) и улучшению их качества.

В 1988 г. НИИГипровостокнефть была произведена реконструкция цеха по режиму работы, что позволило получать на установке дизельное топливо (зимнее и летнее), бензиновую фракцию (для промывки нефтяных скважин), а также повысить качество всех получаемых продуктов.

Сегодня комплексная установка первичной переработки нефти и производства битумов (ЦППНиПБ) предназначена для выработки дорожных битумов из нефти Лянторского месторождения и в небольших количествах битумов строительных марок. Также попутно получают летнее и зимнее дизельное топливо, бензиновую фракцию, которую используют для промывки нефтяных скважин.

В состав установки входят:

Блок подготовки нефти к переработке для глубокого обессоливания и обезвоживания нефти.

Блок атмосферно-вакуумной перегонки нефти.

Блоки получения окисленных битумов в реакторах непрерывного действия колонного типа и периодического действия в реакторах бескомпрессорного окисления.

Емкости для приема и хранения битумов, дизельного топлива, бензиновой фракции, газойлей.

Наливная эстакада для отгрузки готовой продукции в автоцистерны.

Технологическая воздушная компрессорная.

Компрессорная воздуха КИП.

Система оборотного водоснабжения включающая в себя градирню и насосы для циркуляции охлаждающей воды.

Целью данного проекта является реконструкция цеха первичной переработки нефти и получения битума.

1.Основы первичной переработки сибирских нефтей. Аналитический обзор 1.1.Характеристика сырья

Нефти различных месторождений и даже в пределах одного ме­сторождения могут значительно отличаться друг от друга по хи­мическому и фракционному составу, а также по содержанию серы, парафина и смол. В разное время предлагались различные хими­ческие, генетические, промышленные и товарные классификации нефтей. В настоящее время действует технологическая классифи­кация нефтей СССР (ГОСТ 912—66). Согласно этой классифи­кации все нефти оцениваются по следующим показателям:

со­держание серы в нефтях и нефтепродуктах;

потенциальное со­держание фракций, перегоняющихся до 350 °С;

потенциальное содержание и качество базовых масел;

содержание парафина и возможность получения реактивных, дизельных зимних или лет­них топлив и дистиллятных базовых масел с депарафинизацией или без нее.

Сырьем установки является сырая нефть которая должна соответствовать требованиям ГОСТ 9965-76 и иметь следующие физико-химические показатели (табл. 1)

Физико-химические показатели нефти. Таблица 1

№ п/п	Наименование показателя	Норма для групп			Сырье
		I	II	III	приход	обработанное
1.	Концентрация хлористых солей, мг/дм3 не более	100	300	900	39.3	5.3
2.	Массовая доля воды, % не более	0.5	1.0	1.0	0.12	отс.
3.	Массовая доля механических примесей, % не более	0.05	0.05	0.05	0.048
4.	Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.) не более	66.7 (500)	66.7 (500)	66.7 (500)

Классификация нефтей на классы и типы. Таблица 2

№ п/п	Показатели	Норма	Сырье
1.	Массовая доля общей серы, %
	1 – малосернистые	до 0.60
	2 – сернистые	0.61 – 1.80	0.99
	3 – высокосернистые	более 1.80
2.	Плотность при 20С, кг/см3
	1 – легкие	до 850
	2 – средние	851 – 885	880
	3 – тяжелые	более 885

В зависимости от массовой доли серы-нефти, от плотности при 20С подразделяют на классы и типы, которые приведены в таб.2.

По содержанию фракций до 350 °С нефти делятся на три типа (Лянторской – 44,7%):

Т₁—не менее 45%;

Т₂—30—44,9%;

Т₃— менее 30%.

По потенциальному содержанию базовых масел все нефти де­лятся на четыре группы (Лянторской – 21%):

М₁—не менее 25% в расчете на нефть;

М₂— 15—25% в расчете на нефть и не менее 45% в расчете на ма­зут;

М₃—15—25% в расчете на нефть и 30—45% в расчете на мазут;

М₄—менее 15% в расчете на нефть.

Кроме того, все нефти делятся по качеству базовых масел, оце­ниваемому индексом вязкости, еще на две подгруппы (Лянторской – 79):

И₁ — индекс вязкости выше 85;

И₂ — индекс вязкости 40—85.

По содержанию парафина нефти делятся на три вида (Лянторской – 2,4%):

П₁—мало парафиновые (не выше 1,5%);

П₂—парафиновые (1,51—6,0%);

П₃—высоко парафиновые (более 6%).

Кроме того, указывается для каждого вида, какие продукты можно получать без депарафинизации или с применением депарафинизации. Так, из нефти, отнесенной к виду П₁ можно получать реактивное топливо, дизельное зимнее топливо и дистиллятные базовые масла без депарафинизации.

Краткая характеристика некоторых нефтей СССР. Таблица 3

Месторождение	Содержание, вес. %				Коксуемость1 вес. %	Выход фракций бъемн., %
	серы	смол	асфальтенов	парафинов		до 200 °С	до 300 °С	ДО 350 °С
Биби-Эйбатское (Баку)	0,18	18	—	0,5	1,7	21,4	47,7
Ново-грозненское	0,20	4,5	0,9	9,0	—	21,9	38,9	—
Яринское (Пермская область)	0,54	6,17	Отсут­ствие	5,5	1,28	30,8	49,0	—
Западно-Тэбукское (Коми АССР)	0,7	13.7	1,54	3,75	3,71	25,5	49.5	—
Арланское (Башкирская АССР)	2,84	20,3	5,2	4,7	7,7	18,0	39,7	—
Ромашкинское (Татар­ская АССР)	1,62	11,60	4,16	4,97	5,85	22,4	46,0	—
Усть-Балыкское (Западная Сибирь)	1,77	15,44	2,56	1,24	4,43	18,5	—	42,3
Самотлорское (Запад­ная Сибирь)	0,92	10,2	1,67	2,4	—	30,0	—	60,2
Лянторская	0,99	13,2	2,8	2,4	—	17,22	32,04	40,34
Охинское (Сахалин)	0,3	17,2	1,33	0,92	3,65	7,2	—	40,5
Долинское (УССР)	0,45	13,0	0,4	4,0	—	31,1	50,2	—
Речицкое (Белорусская ССР)	0,32	7,04	0.11	9,51	2,6	26,4	—	52,2
Котур-Тэпе (Туркмен­ская ССР)	0,27	6,4	0,73	6,45	2.76	17,9	—	46,7
Жетыбайское (Мангышлак)	0,2	11,0	0,3	20,1	1,79	19,5	—	40,5

Используя эту классификацию, для любой промышленной нефти можно составить шифр. Так например, Лянторская нефть получает шифр IIТ₂М₃И₂П₂.

Физико-химическая характеристика Лянторской нефти. Таблица 4

№ п/п	Наименование показателей	Значение
1.	Плотность при 20С, г/см3	0.8943
2.	Содержание серы, % масс.	1.11
3.	Вязкость при 20С см2/сек	35.84
4.	Молекулярная масса	281
5.	Вязкость при 50С см2/сек	11.75
6.	Температура застывания, С:
	с обработкой	-40
	без обработки	-39
7.	Содержание соединений, % масс.
	парафинов	2.4
	асфальтенов	2.8
	селикагелевых смол	13.2

Фракционный состав и физический свойства сырья. Таблица 5

Температура кипения фракции при 760 мм.рт.ст.	Выход на нефть, % вес.		Плотность г/см3	Молекулярная масса
	отдельных фракций	суммарный
C3H8	0,02	0,02		44
i-C4H10	0,06	0,08	0,5572	58
n-C4H10	0,04	0,12	0,5788	58
i-C5H12	0,33	0,45	0,6196	72
n-C5H12	0,10	0,55	0,6262	72
36-62	0,32	0,87	0,6670
62-70	0,83	1,70	0,6921
70-80	0,70	2,40	0,7164
80-90	1,23	3,63	0,7263
90-100	1,25	4,88	0,7391
100-110	1,25	6,13	0,7506	108
110-120	1,06	7,19	0,7528	111
120-130	1,37	8,50	0,7639	115
130-140	1,41	9,97	0,7742	118
140-150	1,09	11,06	0,7825	125
150-160	1,28	12,34	0,7901	129
160-170	1,27	13,61	0,7966	135
170-180	1,17	14,78	0,8046	142
180-190	1,12	15,90	0,8126	148
190-200	1,32	17,22	0,8188	155
200-210	1,40	18,62	0,8341	158
210-220	1,11	19,73	0,8407	170
220-230	1,27	21,00	0,8457	180
230-240	1,38	22,38	0,8497	185
240-250	1,51	23,89	0,8541	194
250-260	1,53	25,42	0,8591	202
260-270	1,78	27,20	0,8593	210
270-280	1,51	28,71	0,8672	221
280-290	1,46	30,17	0,8676	230
290-300	1,87	32,04	0,8684	237
300-310	1,60	33,64	0,8688	244
310-320	1,73	35,73	0,8757	259
330-340	1,87	38,81	0,8957	280
340-350	1,53	40,34	0,8963	291
350-360	1,54	41,88	0,8990	295
360-370	1,61	43,49	0,9006	305
370-380	1,74	45,23	0,9038	314
380-390	1,49	46,72	0,9054	322
390-400	1,70	48,42	0,9055	334
400-425	5,90	54,32	0,9168	370
425-450	5,30	59,62	0,9231	401
450-475	4,70	64,32	0,9304	425
475-500	3,35	67,67	0,9376	450
500-выше	32,33	100,0	0,9936	768

По шифру нефти легко составить представление о наиболее рациональных путях ее переработки и о, возможности замены ею ранее применявшейся нефти в данном технологическом процессе.

В табл. 3 приводится выборочный справочный материал, ха­рактеризующий некоторые промышленные нефти СССР.

В качестве исходных данных для расчетов при проектировании установки первичной переработки нефти и получения битума были использованы следующие физико-химические показатели, фракционный состав и физические свойства Лянторской, нефти приведенных в табл.3, табл.4.

1.2.Нефтепродукты

Нефтеперерабатывающая промышленность выпускает более 500 различных нефтепродуктов [4].

Среди них прежде всего следует выделить основные группы, резко различающиеся по составу и свойствам:

I—жидкое топли­во;

II—смазочные и специальные масла;

III—консистентные смазки;

IV—парафины и церезины;

V—битумы;

VI—сажа;

VII— нефтяной кокс;

VIII — нефтяные кислоты и их соли;

IX—присад­ки к топливам и маслам;

X—прочие нефтепродукты (осветитель­ные керосины, растворители, ароматические углеводороды, смазочно-охлаждающие жидкости и др.).

Остановимся вкратце на назначении и ассортименте некоторых нефтепро­дуктов из этих групп.

1.2.1.Карбюраторное топливо

Карбюраторное топливо—авиационные и автомобиль­ные бензины, тракторный керосин — для двигателей с зажиганием от искры [5].

Авиационные бензины представляют собой смеси бензинов пря­мой гонки, каталитического крекинга и высокооктановых компо­нентов (алкилбензол, технический изооктан и другие) с добавкой антидетонационных и антиокислительных присадок. Выпускаются следующие марки: бензин БА, Б-100/130², Б-91/115, Б-95/130, Б-70 (без ТЭС³). Их фракционный состав 40—180°С.

Автомобильные бензины — смеси бензинов прямой гонки, тер­мического и каталитического крекинга, каталитического риформинга. Их маркировка: А-66, А-72, А-76, АИ-93, АИ-98. Для пер­вых трех цифры обозначают октановые числа по моторному методу, а для двух последних—по исследовательскому. Бензин марки А-72 выпускается без добавки ТЭС, а в остальные ТЭС вво­дится в количестве от 0,41 до 0,82 г/кг бензина. Начало кипения этих бензинов не ниже —35 °С, а конец кипения 205 °С для А-66, для других 185—195°С.

Тракторный керосин—смесь дистиллятов прямой гонки и тер­мического крекинга фракционного состава примерно 100—300 °С. Выпускаются две марки с октановыми числами 40 и 45.

Топливо для реактивных двигателей (авиакеросины) имеет в основном прямогонное происхождение. Марки Т-1, ТС-1, Т-2, Т-5, Т-6, Т-7, Т-8, РТ. Топлива отличаются друг от друга по фракционному составу, содержанию общей и меркаптановой серы. Авиакеросины должны иметь температуру застывания не выше —60 °С.

Эксплуатационные свойства карбюраторных топлив. Авиационные и автомобильные поршневые двигатели внутрен­него сгорания с принудительным воспламенением от искры рабо­тают по четырехтактному циклу. В первом такте (всасывание) топливно-воздушная рабочая смесь заполняет цилиндр двигателя и нагревается к концу такта в двигателях, работающих на бензине, до 80—130°С и до 140— 205 °С — в работающих на керосине.

Во втором такте (сжатие) давление смеси возрастает до 10— 12 ат, а температура—до 150—350 °С. В конце хода сжатия с не­которым опережением смесь воспламеняется от электрической ис­кры. Хотя время сгорания топлива очень мало — тысячные доли секунды, но оно все же сгорает постепенно, по мере продвижения фронта пламени по камере сгорания (фронтом пламени называ­ется тонкий слой газа, в котором протекает реакция горения). При нормальном сгорании фронт пламени распространяется со ско­ростью 20—30 м/сек. Температура сгорания достигает 2200— 2800°С, а давление газов сравнительно плавно возрастает до 30— 50 ат в автомобильных двигателях и до 80 ат в авиационных.

В третьем такте (рабочий ход) реализуется энергия сжатых продуктов сгорания, и во время четвертого такта цилиндр двига­теля освобождается от продуктов сгорания.

В поршневых авиационных и автомобильных двигателях в ка­честве топлива применяются бензины. Важнейшее эксплуатацион­ное требование к ним — обеспечение нормального бездетонацион­ного сгорания в двигателях, для которых они предназначены.

Детонацией называется особый ненормальный характер сгора­ния топлива в двигателе, при этом только часть рабочей смеси по­сле воспламенения от искры сгорает нормально с обычной скоро­стью. Последняя порция топливного заряда (до 15—20%), нахо­дящаяся перед фронтом пламени, мгновенно самовоспламеняется, в результате скорость распространения пламени возрастает до 1500—2500 м/сек, а давление нарастает не плавно, а резкими скач­ками. Этот резкий перепад давления создает ударную детонаци­онную волну. Удар такой волны о стенки цилиндра и ее много­кратное отражение от них приводит к вибрации и вызывает ха­рактерный металлический стук, являющийся главным внешним признаком детонационного сгорания. Другие внешние признаки детонации: появление в выхлопных газах клубов черного дыма, а также резкое повышение температуры стенок цилиндра. Детонация — явление очень вредное. На детонационных режимах мощ­ность двигателя падает, удельный расход топлива возрастает, ра­бота двигателя становится жесткой и неровной. Кроме того, дето­нация вызывает прогорание и коробление поршней и выхлопных клапанов, перегрев и выход из строя электрических свечей и другие неполадки. Износ двигателя ускоряется, а межремонтные сроки укорачиваются. При длительной работе на режиме интенсивной детонации возможны и аварийные последствия. Особенно опасна детонация в авиационных двигателях.

Явление детонации с химической точки зрения объясняется пе­ренасыщением последней части топливного заряда первичными продуктами окисления углеводородов — гидроперекисями и про­дуктами их распада — высокоактивными свободными радикалами, которые при достижении определенной концентрации реагируют со скоростью взрыва. В результате вся несгоревшая часть горю­чей смеси мгновенно самовоспламеняется. Очевидно, чем выше скорость образования перекисей в данной рабочей смеси, тем ско­рее возникает взрывное сгорание, тем раньше нормальное распро­странение фронта пламени перейдет в детонационное и последст­вия детонации скажутся сильнее. Отсюда следует, что основным фактором, от которого зависит возникновение и интенсивность детонации, является химический состав топлива, так как известно, что склонность к окислению у углеводородов различного строения при сравнимых условиях резко различна.

Если в топливе преобладают углеводороды, не образующие в условиях предпламенного окисления значительного количества пе­рекисей, то взрывного распада не произойдет, смесь не перенасы­тится активными частицами и сгорание будет проходить с обычны­ми скоростями, без детонации.

Оценка детонационной стойкости (ДС) [11] или антидетонационных свойств углеводородов и топлив проводится на стационарных од­ноцилиндровых двигателях. В основе всех методов оценки ДС ле­жит принцип сравнения испытуемого топлива со смесями эталон­ных топлив. В качестве последних выбраны 2,2,4-триметилпентан (изооктан) и гептан, а за меру детонационной стойкости принято октановое число.

Октановым числом называется условная единица измерения де­тонационной стойкости, численно равная процентному (по объему) содержанию изооктана (2,2,4-триметилпентана) в его смеси с гептаном, эквивалентной по детонационной стойкости испытуемому топливу при стандартных условиях испытания.

Октановое число изооктана принято равным 100, а гептана — 0. Следовательно, если испытуемый бензин оказался эквивалент­ным в стандартных условиях испытания смеси, состоящей, напри­мер, из 70% изооктана и 30% гептана, то его октановое число равно 70. Октановое число—нормируемый показатель детонацион­ной стойкости автомобильных бензинов, а также авиационных бензинов при работе на бедных смесях и без применения над­дува.

Для оценки ДС авиационных бензинов при работе двигателя на богатых смесях и с применением наддува нормируемым пока­зателем служит сортность топлива.

Сортность топлива на богатой смеси — это характеристика, по­казывающая величину мощности двигателя (в процентах) при ра­боте на испытуемом топливе по сравнению с мощностью, полу­ченной на эталонном изооктане, сортность которого принимается за 100.

Октановые числа определяются на специальных испытатель­ных установках при строго стандартных условиях. Имеется не­сколько методов определения октановых чисел, отличающихся друг от друга режимом испытания. В Советском Союзе оценка топлив ведется по моторному и исследовательскому мето­ду. Октановые числа, определенные по исследовательскому мето­ду, для некоторых бензинов на несколько единиц выше. Поэтому, когда приводятся данные по октановым числам, всегда надо ого­варивать метод их определения.

Одним из путей повышения детонационной стойкости топлив для двигателей с зажиганием от искры является применение анти­детонаторов. Это вещества, которые добавляют к бензинам в коли­честве не более 0,5% с целью значительного улучшения антиде­тонационных свойств.

Достаточно эффективным, применяемым во всех странах, ан­тидетонатором является тетраэтилсвинец (ТЭС) Pb(С₂Н₅)₄, ко­торый уже при 200—250 °С [13] легко распадается на свинец и свобод­ные радикалы (этил), присутствие которых в топливно-воздушной среде замедляет образование перекисей в предпламенный период. Это приводит к снижению их концентрации перед фронтом пла­мени, и, следовательно, переход нормального сгорания в детона­ционное затрудняется. В свою очередь, и атомарный свинец уже при более высоких температурах, т. е. на более поздней стадии процесса горения, дезактивирует различные частицы, образующие­ся при бурном распаде перекисей. Это также приводит к ослабле­нию детонации.

В чистом виде ТЭС применять нельзя, так как на клапанах, свечах и стенках цилиндра накапливаются свинец и окись свинца, что конечно нарушает работу двигателя. Для удаления свинцови­стого нагара к ТЭС добавляют так называемые выносители свин­ца — различные галогеналкилы. При термическом разложении по­следние выделяют галогенводород или галоген. Они образуют со свинцом и окисью свинца соли, которые при высоких температу­рах двигателя находятся в парообразном состоянии:

3C₂H₅Br 2C₂H₄ + 2HBr

PbO + 2HBr  PbBr₂ + H₂O

Pb + 2HBr  PbBr₂ + H₂O

Эти соли вместе с выхлопными газами благодаря своей лету­чести выводятся из цилиндра двигателя. В качестве выносителей применяются дибромэтан, бромистый этил, -монохлорнафталин, дибромпропан. Смесь ТЭС, выносителей и красителя называется этиловой жидкостью.

ТЭС, а следовательно, и этиловая жидкость очень ядовиты: при обращении с ней и содержащими ее этилированными бензинами необходимо соблюдать специальные правила предосторож­ности. Чтобы легче отличать этилированные бензины, этиловую жидкость подкрашивают. Добавляется этиловая жидкость к бен­зинам в количестве от 1,5 до 4 мл на 1 кг топлива. Добавление этиловой жидкости свыше 4 мл/кг уже не приводит к дальнейшему повышению октановых чисел, но вызывает усиленное отложение свинцовистого нагара [13].

Октановые числа индивидуальных углеводородов. Таблица 6

Алканы	ОЧ		Алкены	ОЧ
Бутан	92		Пентен-1	77
Изобутан	99		Гексен-1	63
Пентан	62		2,3-Диметилбутен-1	81
2-Метилбутан	90		Октен-1	35
Гексан	26		Октен-2	56
2-Метилпентан	74		Октен-3	68
2,2-Диметилбутан (неогексан)	93		Октен-4	74
3,3-Диметилбутан	94		2,2,4-Триметилпентен-2	55
Гептан	0		2,2,4-Триметилпентен-1	86
2,2-Диметилпентан	89
2.2,3-Триметилбутан (триптан)	104
Октан	-20
2.3-Диметилгексан . .	79
2,3,4-Триметилпентан	96
2,2,4-Триметилпентан
(эталонный изооктан)	100
2,2,3-Триметилпентан	>100

Цикланы	ОЧ		Ароматические углеводороды	ОЧ
Циклопентан	87		Бензол	106
Метилциклопентаи	80		Толуол	103
Этплциклопентан	61		Этилбензол	98
Пропилциклопентан	28		п-Ксилол	103
Изопропилциклопептан	76		м-Ксилол	103
Цпклогексан	77		о-Ксилол	100
Метилциклогексан	72		Пропилбензол	99
Этилциклогексан	45		Изопропилбензол (кумол)	100
Декалин	38		1,3,5-Триметилбензол (мезитилен)	100

Бензины различного химического состава по-разному относят­ся к добавке ТЭС, т. е. обладают, как говорят, различной приеми­стостью к. ТЭС. Приемистость к ТЭС оценивается числом единиц, на которое увеличивается октановое число данного топлива или углеводорода при добавлении определенного количества ТЭС по сравнению с октановым числом этого топлива в чистом виде, т. е. без антидетонатора. Наибольшая приемистость к ТЭС у парафи­новых углеводородов нормального строения, наименьшая—у не­предельных и ароматических углеводородов.

Изучение детонационной стойкости индивидуальных углеводо­родов позволило установить зависимость этого важного свойства от химического строения углеводородов и имело большое значе­ние для подбора и создания различных сортов горючего для раз­нообразных двигателей.

Выше (табл. 6) приведены октановые числа некоторых индивидуальных углеводородов, определенные по моторному методу (без ТЭС).

Как видно из представленных данных, октановые числа неко­торых углеводородов могут оказаться ниже 0 и выше 100. В пер­вом случае это означает, что их ДС ниже, чем у гептана, а во втором — выше, чем у изооктана.

При оценке ДС товарных бензинов и компонентов, имеющих октановые числа выше 100, в качестве эталонных топлив исполь­зуют смеси чистого изооктана с различным количеством ТЭС [68].

Для отдельных групп углеводородов, входящих в состав бен­зинов можно сделать следующие краткие выводы об их ДС.

Алканы нормального строения. Начиная с пентана углеводо­роды этого ряда характеризуются очень низкими октановыми чис­лами, причем чем выше их молекулярный вес, тем октановые чис­ла ниже. Существует почти линейная зависимость ДС от молеку­лярного веса.

Алканы разветвленного строения (изопарафины). Разветвление молекул предельного ряда резко повышает их ДС. Так, например, у октана октановое число —20, а у 2,2,4-триметилпентана 100. Наибольшие октановые числа отмечаются для изомеров с парными метильными группами у одного углеродного атома (неогексан, триптан, эталонный изооктан), а также у других триметильных изомеров октана.

Благодаря высоким антидетонационным свойствам изопарафины С₅—С₈—весьма желательные компоненты бензинов.

Алкены (моноолефины}. Появление двойной связи в молекуле углеводородов нормального строения вызывает значительное по­вышение ДС по сравнению с соответствующими предельными угле­водородами.

Цикланы (нафтеновые углеводороды}. Первые представители рядов циклопентана и циклогексана обладают хорошей ДС; осо­бенно это относится к циклопентану. Их приемистость к ТЭС так­же достаточно высока. Эти углеводороды являются ценными со­ставными частями бензинов. Наличие боковых цепей нормального строения в молекулах как циклопентановых, так и циклогексановых углеводородов, приводит к снижению их октанового числа. При этом чем длиннее цепь, тем ниже октановые числа. Разветв­ление боковых цепей и увеличение их количества повышает ДС цикланов.

Ароматические углеводороды. Почти все простейшие аромати­ческие углеводороды ряда бензола имеют октановые числа ~ 100 и выше. Ароматические углеводороды и ароматизированные бензины наряду с разветвленными алканами—лучшие компоненты вы­сокосортных бензинов. Однако содержание ароматических углево­дородов в бензинах следует ограничивать примерно до 40—50%. Чрезмерно ароматизованное топливо повышает общую температуру сгорания, что влечет за собой увеличение теплонапряженности двигателя, а также может вызвать так называемое калильное за­жигание—самопроизвольное воспламенение рабочей смеси за счет раскаленных частичек нагара. Это очень вредное явление, которое может вызвать аварийное повреждение двигателя.

Итак, основным качественным показателем карбюраторных топлив является их высокая детонационная стойкость. Лучшие сорта автомобильных бензинов должны иметь октановые числа по исследовательскому методу 93—98 пунктов.

Помимо высокой ДС к карбюраторным топливам предъяв­ляются следующие основные требования.

Фракционный состав топлива должен обеспечивать его хоро­шую испаряемость, легкий запуск двигателя даже при низких температурах, быстрый прогрев двигателя и хорошую его приеми­стость к переменам режима. Поэтому важнейшим техническим показателем бензинов и керосинов являются данные стандартной разгонки, при которой отмечают: температуру начала кипения; температуры, при которых отгоняются 10, 50, 90 и 97,5 объемн. % от загрузки; остаток (в %) и иногда конец кипения. 10%-ная точ­ка определяет пусковые свойства топлива, 50%-ная точка быст­роту прогрева двигателя, 90%- и 97,5%-ные точки и конец кипения характеризуют полноту испарения и равномерное распределение топлива по цилиндрам [15].

Топливо не должно образовывать газовых пробок в топливоподающей системе. Для обеспечения этого требования в бензи­нах контролируется давление насыщенных паров при 38° С, кото­рое не должно превышать 360 мм рт. ст. для авиационных бензи­нов, 500 мм рт. ст. для летних сортов и 700 мм рт. ст. для зимних сортов автомобильных бензинов.

Топливо должно быть химически стабильным и не содер­жать смол. Бензины термического крекинга и коксования содержат непредельные углеводороды, склонные при хранении окисляться и полимеризоваться. Этот процесс получил название смолообразо­вания. Выпадение смол резко ухудшает эксплуатационные свой­ства топлив, способствует отложению нагаров в цилиндрах дви­гателей и на клапанах. Для повышения химической стабильности топлив вторичного происхождения к ним добавляются антиокис­лительные присадки (ингибиторы). Применение антиокислителей позволяет значительно затормозить реакции окисления. Это имеет большое практическое значение, так как позволяет увели­чить сроки хранения топлив. В качестве антиокислителей предложено очень много разнооб­разных органических веществ. Среди них фенолы, полифенолы, алкилфенолы, аминофенолы и др. К наиболее распространенным антиокислительным присадкам, добавляемым к бензинам и керосинам, относятся:

древесно-смольный антиокислитель (ДСА), представляющий собой смесь полифенолов и их диметиловых эфиров; ДСА добав­ляется к автомобильным бензинам в количестве 0,05—0,15% почти на всех нефтеперерабатывающих заводах СССР;

ФЧ-16—смесь полифенолов из каменноугольной смолы. Этот ингибитор выпускается с 1968 г. и рекомендуется к примене­нию в количестве 0,05—0,065%;

синтетические ингибиторы 2,4-диметил-б-трег-бутилфенол (топанол А) (I), 2,6-ди-трег-бутил-4-метилфенол (ионол, топанол 0) (II), п-оксидифениламин (ПОДФА) (III), добавляемые в ты­сячных и сотых долях процента:

К
числу наиболее сильнодействующих антиокислителей при­надлежит также N,N’-ди-втор-бутил-п-фенилендиамин (ФДА):

Механизм действия антиокислителей в общем виде заключается в том, что молекулы присадки обрывают цепные реакции окисле­ния.

О химической стабильности топлив судят либо по содержанию фактических смол (в мг на 100 мл), либо по длительности индук­ционного периода (в мин).

И
ндукционным периодом называется время (в мин], в течение которого бензин в условиях испытания в бомбе под давлением 7 кгс/см² кислорода при 100° С практически не поглощает кисло­рода. Об этом судят по кривой давления кислорода в бомбе во время испытания. По окончании индукционного периода скорость окисления резко возрастает, кислород начинает расходоваться, а давление в бомбе снижаться. Нормами на автомобильные бензины длительность индукционного периода установлена для раз­ных сортов от 450 до 900 мин.

4. Топливо не должно вызывать коррозии деталей двигателя. Это контролируют по следующим нормируемым показателям каче­ства: кислотность, общее содержание серы, содержание водораст­воримых кислот и щелочей (должны отсутствовать), присутствие активных сернистых соединений (испытание по изменению цвета поверхности медной пластинки).