Основы технологии переработки топлива

Топливомназывается одно- или многокомпонентное вещество, представляющее собой источник энергии. Поэтому топливо называют также энергоносителем.

Современное промышленное производство базируется в основном на химическом органическом топливе. В зависимости от назначения химическое топливо делится на:

• энергетическое, используемое для выработки тепловой и электрической энергии на ТЭЦ, в котельных установках и т.д.;

• технологическое, применяемое непосредственно для проведения различных технологических процессов в промышленных печах (коксование, выплавка металлов, обжиг, сушка, ректификация и др.).

Эффективность использования химического топлива в качестве источника энергии зависит от условий сжигания и состава топлива.

Природное химическое топливо состоит из горючей массы, минеральных веществ и воды (так называемое рабочее топливо). После удаления влаги получают обезвоженное (сухое) топливо. Горючая часть топлива включает вещества, содержащие углерод и водород (органическая масса) и окисляемые соединения серы (органические и неорганические сульфиды). Минеральные вещества топлива — это различные соли металлов (карбонаты, силикаты, сульфаты и др.), образующие при сжигании топлива золу.

Из всех известных видов топлива наибольшее значение имеет органическое топливо, сжиганием которого получают тепловую энергию, а переработкой — сырье для химической промышленности.

В настоящее время наиболее широко применяются продукты переработки нефти (нефтепродукты). Их производство осуществляется и в нашей стране, поэтому подробно рассмотрим технологии переработки нефти.

Нефть является жидким горючим ископаемым. Она залегает обычно на глубине 1,2—2 км и более в пористых или трещиноватых горных породах (песках, песчаниках, известняках). Нефть представляет собой маслянистую жидкость от светло-коричневого до темно-бурого цвета со специфическим запахом, плотностью 0,65—1,05 г/см³. По составу нефть представляет собой сложную смесь углеводородов, главным образом парафиновых и нафтеновых, в меньшей степени — ароматических. Ее элементный состав (массовая доля, %): углерод (С) — 82—87, водород (Н) — 11—14, сера (S) — 0,1—5,5.

В зависимости от получаемых из нефти продуктов существует три варианта ее переработки:

• топливный, применяемый для получения моторного и котельного топлива;

• топливно-масляный, которым вырабатывают топливо и смазочные масла;

• нефтехимический (комплексный), продуктами которого являются не только топливо и масла, но и сырье для химической промышленности (олефины, ароматические и предельные углеводороды и др.).

Жидкое топливо, полученное из нефти, в зависимости от его использования делят на:

• карбюраторное (авиационные и автомобильные бензи
ны) — для двигателей внутреннего сгорания;

• реактивное (керосин) — для реактивных и газотурбинных двигателей;

• дизельное (газойль, соляровый дистиллят) —- для дизельных двигателей;

• котельное (мазут) — для топок паровых котлов, гене-ра торных установок, металлургических печей.

В общем случае переработка нефти на нефтепродукты включает ее добычу, подготовку и процессы первичной и вторичной переработки (рис. 9.7).

Добыча нефти осуществляется посредством бурения скважин.

Подготовка извлеченной из недр нефти заключается в удалении из нее примесей (попутного газа, пластовой воды с минеральными солями, механических включений) и стабилизации по составу. Эти операции проводят как непосредственно на нефтяных промыслах, так и на.нефтеперерабатывающих заводах.

Первичная переработка нефти, осуществляемая физическими методами (главным образом прямой перегонкой), состоит в разделении ее на отдельные фракции (дистилляты), каждая из которых является смесью углеводородов.

Вторичная нефтепереработка представляет собой разнообразные процессы переработки нефтепродуктов, полученных в результате первичной переработки. Эти процессы сопровождаются деструктивными превращениями содержащихся в нефтепродуктах углеводородов и являются по своей сути химическими процессами.

9.3.1. Основы технологии прямой перегонки нефти

Процесс прямой перегонки основан на явлениях испарения и конденсации смеси веществ с различными температурами кипения (см. подпараграф 4.2.4).

Кипение смеси начинается при температуре, равной средней температуре кипения составных частей. При этом в парообразную фазу переходят преимущественно легкие низкокипящие

компоненты (имеющие меньшую плотность и кипящие при более низких температурах), а в жидкой фазе остаются высококи-пящие (имеющие большую плотность и кипящие при более высоких температурах). Если образовавшуюся парообразную фазу отвести и охладить, из нее конденсируется жидкая. В нее по рейдут главным образом высококипящие (тяжелые) компоненты, а в парообразной фазе останутся легкие.

Таким образом, из исходной смеси получают три фракции. Одна из них, оставшаяся жидкой при кипении, содержит про имущественно высококипящие компоненты; вторая, сконден сировавшаяся, имеет состав, близкий к составу исходной смеси; третья, парообразная, содержит в основном низкокипящис компоненты.

За счет однократных (перегонка) либо многократных (ректификация) процессов кипения и конденсации полученных фракций можно добиться достаточно полного разделения низко- и высококипящих компонентов.

Технологический процесс прямой перегонки нефти (рис. 9.8) состоит из четырех основных операций: нагрева смеси, испарения, конденсации и охлаждения полученных фракций.

В зависимости от глубины переработки нефти установки перегонки подразделяются на два вида:

• одноступенчатые, работающие при атмосферном давле нии (AT);

• двухступенчатые (атмосферно-вакуумные) (АВТ), в которых первая ступень, как правило, работает при атмосферном давлении, а другая — при давлении ниже атмосферного (5—8 кПа).

При двухступенчатой перегонке нефть предварительно обессоливают и обезвоживают, затем нагревают в трубчатой печи первой ступени до температуры 300—350 ° С (на 25—30 °С выше температуры кипения). Разделение нефти на фракции производят в ректификационной колонне, которая представляет собой цилиндрический аппарат высотой 25—55 м и диаметром 5—7 м. Предварительно нагретую нефть подают в нижнюю часть колонны. Здесь нефть закипает и разделяется на две фазы: парообразную и жидкую. Жидкие продукты стекают вниз, а пары поднимаются вверх по колонне. В верхнюю часть колонны подается орошающая жидкость (флегма). Поднимающиеся снизу пары многократно контактируют по высоте колонны со стекающей жидкой фазой. Встречаясь с поднимающимися горячими парами, орошающая колонну жидкость нагревается и частично испаряется. Пары, отдавая ей теплоту, конденсируются, и конденсат стекает в нижнюю часть колонны. По мере подъема паров их температура уменьшается, при этом стекающая вниз флегма все более обогащается тяжелыми фракциями, поднимающиеся пары — легкими. Внизу колонны собирается жидкость, содержащая наиболее тяжелые фракции (мазут). Мазут сливается из нижней части колонны и охлаждается в теплообменниках, нагревая при этом подаваемую в колонну нефть.

Для поддержания процесса кипения в ректификационную колонну подается перегретый пар, который уносит с собой остатки легких фракций, не испарившихся ранее. Самая легкая бензиновая фракция при температуре 180—200 ° С отводится из колонны в виде паров в конденсатор и отделяется от воды в сепараторе. Часть бензиновой фракции возвращается в колонну для орошения.

С промежуточных зон колонны отводятся так называемые средние фракции: керосиновая, кипящая при температуре 200—300°С, и газойлевая (температура кипения 300—350 °С). Иногда отводят также другие фракции, например лигроин (160—200°С), керосиногазойлевую фракцию (270-320 °С).

Полученный после первоначальной перегонки мазут (его выход — около 55 % исходной нефти) из первой ректификационной колонны перекачивается в трубчатую печь второй ступени, где нагревается до 400—420 °С. Из печи мазут поступает во вторую ректификационную колонну, работающую при давлении ниже атмосферного (остаточное давление — 5—8 кПа). Из нижней части этой колонны выводится гудрон, а по высоте отбираются масляные дистилляты.

Производительность двухступенчатых установок составляет 8—9 тыс. т нефти в сутки. Выход бензина при прямой перегонке зависит от фракционного состава нефти и колеблется от 3 до 15 %.

24Т