Топливо, смазочные материалы и технические жидкости


топливо, СМАЗОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ЖИДКОСТИ



Учебное пособие



Под общей редакцией В. В. Острикова















Москва Вологда «Инфра-Инженерия» 2019

УДК 355.695
ББК31.35+30.82
     Т58



Авторы:
В. В. Остриков, А. И. Петрашев, С. Н. Сазонов, А. В. Забродская

Рецензенты:
Сафонов В. В., д-р техн. наук, проф., заведующий кафедрой технического сервиса и технологии конструкционных материалов СГАУ им. Н. И. Вавилова;
          Балабанов В. И., д-р техн. наук, проф., декан факультета процессов и машин в агробизнесе РГАУ - МСХА им. К. А. Тимирязева





Т58          Топливо, смазочные материалы и технические жидкости : учебное пособие /
        [В. В. Остриков и др.] ; под общ. ред. В. В. Острикова. - Москва ; Вологда : ИнфраИнженерия, 2019. - 244 с. : ил., табл.
             ISBN 978-5-9729-0321-4

              Изложены основные сведения об эксплуатационных свойствах топлива, смазочных материалов, технических жидкостей, используемых в агрегатах сельскохозяйственной техники, а также о средствах транспортировки и заправки нефтепродуктов. Рассмотрены изменения свойств масел в процессе их использования, технологии рационального использования отработанных масел. Приведены сведения о составах консервационных материалов, средствах защиты техники от коррозии. Представлена информация о присадках и добавках к нефтепродуктам для улучшения их эксплуатационных свойств. Изложены методы контроля качества нефтепродуктов, дан обзор оборудования для их осуществления. Проанализированы составы и свойства биотоплива и биомасел для технического использования.
              Для студентов инженерных специальностей и агроинженеров.

                                                                    УДК 355.695
ББК 31.35+30.82











ISBN 978-5-9729-0321-4

     © Издательство «Инфра-Инженерия», 2019
     © Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2019

                СОДЕРЖАНИЕ





  ВВЕДЕНИЕ.................................................................5
1. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О ПОЛУЧЕНИИ НЕФТЕПРОДУКТОВ..............................6
       1.1. Исходное сырье для получения товарных нефтепродуктов...........6
       1.2. Физические методы переработки нефти.............................10
       1.3. Химические методы переработки нефти.............................13
2. АВТОМОБИЛЬНЫЕБЕНЗИНЫ.....................................................16
       2.1. Эксплуатационные требования к бензинам..........................16
       2.2. Свойства бензинов, их влияние на работу двигателей..............17
       2.3. Ассортимент автомобильных бензинов..............................30
3. ДИЗЕЛЬНОЕТОПЛИВО.........................................................33
       3.1. Эксплуатационные требования к дизельному топливу................33
       3.2. Условиясгораниятоплива..........................................34
       3.3. Свойства дизельного топлива, их влияние на работу двигателей....35
       3.4. Ассортимент дизельного топлива..................................40
4. ГАЗООБРАЗНОЕ И ТВЕРДОЕ ТОПЛИВО...........................................42
       4.1. Газообразное топливо............................................42
       4.2. Генераторныйгаз.................................................45
       4.3. Водородиспирты..................................................47
       4.4. Твердые виды топлива............................................48
5. СМАЗОЧНЫЕ МАСЛА И ПЛАСТИЧНЫЕ СМАЗКИ.....................................49
       5.1. Состав и основные физико-химические свойства масел..............49
       5.2. Ассортимент смазочных масел.....................................52
       5.3. Изменение свойств смазочных масел в процессе эксплуатации в узлах и агрегатах сельскохозяйственной техники...........................65
       5.4. Добавкииприсадкикмаслам.........................................70
       5.5. Основы рационального использования отработанных смазочных масел.75
6. ТЕХНИЧЕСКИЕ ЖИДКОСТИ.....................................................90
       6.1. Жидкости для систем охлаждения двигателей.......................90
       6.2. Жидкости для тормозных систем...................................95
       6.3. Жидкостидляамортизаторов........................................98
       6.4. Пусковые жидкости...............................................99
       6.5. Промывочные и очистительные жидкости...........................101
7. КОНСЕРВАЦИОННЫЕ СМАЗОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ И ЗАЩИТА ТЕХНИКИ ОТ КОРРОЗИИ................................................................104
       7.1. Ингибиторы коррозии............................................106
       7.2. Средства временной противокоррозионной защиты
           сельскохозяйственных машин и автотранспорта.....................107
       7.3. Свойства и назначения консервационных смазочных материалов.....108
       7.4. Нормы расхода консервационных материалов.......................114
       7.5. Оборудование для нанесения консервационных материалов..........117
8. БИОТОПЛИВО, БИОМАСЛА, БИОДОБАВКИ К НЕФТЕПРОДУКТАМ.......................129
       8.1. Состав, свойства биотоплива и возможности его использования
           в современной сельхозтехнике....................................129
       8.2. Характеристики биологических добавок...........................131

3

       8.3. Работоспособность дизелей на биодобавках.........................135
       8.4. Биомасла, их составы, свойства и перспективы использования.......141
9. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ТОПЛИВА И СМАЗОЧНЫХ МАТЕРИАЛОВ........................148
       9.1. Лабораторные методы анализа свойств светлых нефтепродуктов.......148
       9.2. Лабораторные методы оценки основных физико-химических показателей масел................................................................168
       9.3. Средства оперативного контроля качества топлива и смазочных материалов .... 173
10. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ, ТРАНСПОРТИРОВКИ И ЗАПРАВКИ НЕФТЕПРОДУКТОВ.............................................................202
      10.1. Основные сведения о резервуарах для хранения топлива и смазочных материалов.............................................................202
       10.2. Агрегаты для транспортировки нефтепродуктов.....................207
       10.3. Оборудование для заправки топлива и масел.......................213
       10.4. Экологически чистый нефтесклад сельскохозяйственного назначения.224
11. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ НЕФТЕПРОДУКТОВ.............................................228
       11.1. Токсичность нефтепродуктов......................................228
       11.2. Загрязнение окружающей среды нефтепродуктами....................229
       11.3. Загрязнение окружающей среды отработавшими газами...............231
      11.4. Пути снижения экологического ущерба при использовании нефтепродуктов.........................................................234
       11.5. Пожароопасность нефтепродуктов..................................236
       11.6. Меры безопасности при использовании нефтепродуктов..............240
       11.7. Меры безопасности при контроле качества нефтепродуктов..........241
  ЛИТЕРАТУРА.................................................................242

4

                ВВЕДЕНИЕ





      Важнейшей составляющей эффективной эксплуатации машинно-тракторного парка и автотранспорта является рациональное использование нефтепродуктов. Надежность и ресурс техники в значительной мере зависят от того, в какой степени применяемые топливо, смазочные материалы и технические жидкости соответствуют требованиям, предъявляемым в данных эксплуатационных условиях. Любое несоответствие неизбежно влечет за собой существенные потери, обусловленные повышенными затратами на ремонт и вынужденными простоями тракторов, автомобилей и другой сельскохозяйственной техники [1,2,3,11,12].
      Конкретные конструктивные особенности машин и условия их эксплуатации требуют строго определенных по своему составу и свойствам топливо-смазочных материалов и технических жидкостей. Эффективное использование сельскохозяйственной техники без знаний о этих материалах невозможно.
      Предложенная информация поможет студентам инженерных специальностей ВУЗов ознакомиться с общими сведениями о получении нефтепродуктов, современной классификацией топлив и масел, их свойствами, оборудованием для хранения и транспортировки нефтепродуктов, с элементарными методами контроля качества основных видов ТСМ, их экономии и рационального использования при эксплуатации машинно-тракторного парка, экологическими аспектами проблемы охраны окружающей среды при использовании ТСМ.
      Представленные сведения о различного вида добавок к топливам и смазочным материалам для улучшения их свойств и повышения работоспособности техники послужат отправной точкой знаний при рассмотрении возможности и необходимости применения тех или иных препаратов, представляемых разработчиками как средств снижения износа машин, восстановления их эксплуатационных характеристик и т.д.
      Информация о составах и свойствах консервационных материалов, технических средствах для подготовки сельскохозяйственной техники к хранению помогут специалистам с агроинженерным образованием получить новые знания и правильно подойти к организации вопросов сохранности техники и продления сроков ее службы.
      Современные актуальные проблемы использования биотоплив, биомасел и биодобавок к нефтепродуктам уже сейчас требуют элементарных знаний об основных видах, свойствах и направлениях использования этих материалов. В учебном пособии в доступной форме представлена информация об этом новом и достаточно перспективном направлении ресурсосбережения.

5

                1. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О ПОЛУЧЕНИИ НЕФТЕПРОДУКТОВ




            1.1. Исходное сырье для получения товарных нефтепродуктов


      Исходным сырьем получения автотракторных топлив и масел служит нефть, которая представляет собой весьма сложную по химическому составу органическую смесь разнообразных соединений углерода с водородом.
      Нефть - маслянистая (вязкая) горючая жидкость, чаще темно-коричневого цвета, реже - светло-желтого, имеющая специфический запах. Цвет нефти зависит от присутствия растворенных в ней смол и твердых углеводородов. На свету нефть слегка флуоресцирует (преобладают зеленый, синий или фиолетовый оттенки).
      Физические свойства нефти обусловлены ее химическим составом. Обычно под понятием «состав нефти» подразумевают элементный, групповой и фракционный составы нефти. Элементным составом называют содержание в нефти отдельных химических элементов, выраженное в процентах [1,4,5,6].
      Химические элементы, входящие в состав нефти, и их соотношение характеризуют элементарный состав. Основной элемент нефти - углерод (от 83 до 87 %) - содержится не в свободном состоянии, а в соединениях с водородом (12-14 %) в виде сложных молекул. Эти элементы представляют основные группы углеводородов нефти: алканы СпН₂п₊₂ (метановые или парафиновые); циклоалканы (нафтеновые или цикланы) - моноцикличес-кие СпН₂п и полициклические СпН₂п_р (р = 2, 4, 6, 8, 10); арены (ароматические) - моноцикли-ческие СпН₂п₋₆ и полициклические СпН₂п₋р (р = 12, 14, 18, 20, 24, 30, 36).
      Количество атомов углерода и способов их соединения друг с другом определяет физическое состояние углеводородов: они могут находиться в газообразном, жидком или твердом состоянии. Например, углеводород с 5 атомами углерода - жидкость (пентан - С₅Н₁₂), ас17 атомами - твердое вещество (гептодекан - С₁₇Н₃₆).
      Наиболее полно представлены в нефти алканы - предельные (насыщенные) углеводороды парафинового ряда. Их количество в нефти может составлять от 25 до 70 %. Алканы нефти при нормальных условиях достаточно инертны ко многим химическим реагентам: слабо взаимодействуют с химическими веществами, не реагируют с кислородом, не способны к реакциям присоединения, а только к реакциям замещения (водород замещается на другие углеводородные группы или металлы). Однако при определенных условиях они могут вступать в различные химические реакции: газо- и жидкофазное окисление, каталитическая изомеризация, сульфирование, сульфоокисление.
      Высокая температура застывания парафиновых углеводородов приводит к тому, что их присутствие в зимних видах топлива и смазочных масел является нежелательным. Однако эти углеводороды стойки против окисления и разложения, что обеспечивает химическую стабильность нефтепродуктов, в состав которых входят парафиновые углеводороды, при хранении и применении.
      По сравнению с алканами, циклоалканы (нафтеновые углеводороды) имеют более низкие температуры плавления, лучшие низкотемпературные свойства и поэтому являются наиболее перспективной компонентой топливных и масляных фракций нефти (например, содержание циклоалканов в масляных фракциях нефти превышает 70 % всех входящих компонентов).
      Для аренов (ароматических углеводородов) характерны более высокая вязкость, плотность и температура кипения в сравнении с алканами и циклоалканами той же молекулярной массы. При понижении температуры вязкость аренов резко возрастает, что отрицательно сказывается на свойствах смазочных масел. Ввиду устойчивости ароматических

6

углеводородов к окислению, в их присутствии улучшаются противодетонационные свойства топлива для карбюраторных двигателей. По той же причине арены нежелательны в дизельном топливе, поскольку увеличивают период задержки самовоспламенения, что способствует жесткой работе дизеля.
      Элементный состав сырой нефти включает в себя не только органические соединения, но и многие другие (в незначительных количествах), например, гетероорганические - смолы, асфальтены, асфальтогеновые кислоты, карбены, карбоиды.
      Смолы - это высокомолекулярные полициклические нейтральные кислородсодержащие соединения, в состав которых также могут входить сера, азот и некоторые металлы. Обычно это жидкие (или полужидкие) вещества темно-коричневого цвета, обладающие высокой красящей способностью и легко растворимые во многих нефтепродуктах и органических растворителях (бензоле, хлороформе и др.).
      Асфальтены - это высокомолекулярные твердые и мазеобразные вещества (при нагревании выше 327 °C они разлагаются с образованием газа и кокса) черного или темнобурого цвета, тяжелее воды (их плотность выше 1000 кг/м³), растворимые в сероуглероде, тетрахлоруглероде и других сильных органических растворителях, но не растворяющиеся в низкокипящих алканах. Чем выше содержание смол в нефти, тем больше находится в ней и асфальтенов.
      Асфальтогеновые (полинафтеновые) кислоты - это смолистые вещества, входящие в состав высокомолекулярных частей нефти.
      Карбены - это продукты уплотнения и полимеризации асфальтенов, они растворимы в сероуглероде и пиридине, но не растворимы в тетрахлоруглероде.
      Карбоиды - это комплекс высокомолекулярных соединений (твердые вещества черного цвета), образующихся при окислении и термическом разложении нефти, они нерастворимы в органических и минеральных растворителях. В элементном составе карбенов и кар-боидов присутствует больше углерода, чем в смолах и асфальтенах, но меньше водорода.
      Наиболее представительными группами гетероорганических соединений являются смолы и асфальтены. Карбены и карбоиды в сырой нефти обычно отсутствуют - являясь результатом термических, термокаталитических или термоокислительных превращений нефти, они находятся в отработанных моторных маслах или присутствуют в составе нагаров цилиндропоршневой группы.
      В состав смол и асфальтенов входят: углерод (до 88 %), водород (до 10 %) и гетероатомы (до 14 %) - обычно это кислород, азот, сера и металлы.
      По массовому содержанию смолисто-асфальтеновых веществ нефти разделяют на малосмолистые (до 10 % смол), смолистые (от 10 до 35 % смол) и высокосмолистые (свыше 35 % смол).
      Кислородные соединения в нефти представлены в основном в виде органических кислот, фенолов и рассмотренных выше смолисто-асфальтеновых веществ. В основном - это нафтеновые соединения (CₙH₂ₙ.₂O₂), относящиеся к числу карбоновых кислот, - труднолетучие жидкие, иногда и твердые вещества, плохо растворимые в воде. Они не вызывают коррозию черных металлов, но интенсивно взаимодействуют с цветными металлами (особенно с цинком и свинцом), образуя соли.
      Азотистые соединения в нефтях присутствуют в небольших количествах - десятые и даже сотые доли процента, но в отдельных редких случаях эта величина может доходить до 1,7 %. Неприятный запах нефти обусловлен присутствием в ней этих соединений.
      Если содержание кислорода (0,05-3,6 %) и азота (0,02-1,7 %) в нефти незначительное, то содержание серы находится в довольно широких пределах: от тысячных долей до 6-8, а порой и до 14 %. Причем сера и ее соединения практически всегда присутствуют в сырой нефти, добываемой в России.
      По содержанию серы нефти делятся на малосернистые (до 0,5 % масс.), средней сернистости (до 1,0 %), сернистые (до 3,0 %) и высокосернистые (более 3%).

7

      Чем выше температура кипения входящих в состав нефти углеводородов, тем больше в такой нефти содержание серы. Соединения серы способствуют отложению смол, в соединениях с водой инициируют интенсивную коррозию стальных деталей, они токсичны, загрязняют окружающую среду, имеют неприятный запах.
      Различают активные и неактивные сернистые соединения, входящие в состав нефти. Активные соединения - это элементарная сера S, сероводород H₂S, меркаптаны RSH (органические соединения, в состав которых входят углеводородный радикал R и тиольная группа SH), неактивные - это сульфиды RSR, дисульфиды RS₂R, полисульфиды RSₙR и т.п.
      Меркаптаны - это летучие жидкости с неприятным запахом и со слабокислотными свойствами, мало растворимы в воде, хорошо растворимы в спирте и эфире.
      Наличие в нефтепродуктах меркаптанов, являющихся ярко выраженным представителем коррозионно-активных соединений, ускоряет процессы окисления и смолообразования.
      Присутствие в топливе меркаптанов вызывает интенсивный износ прецизионных пар деталей топливной аппаратуры, приводит к образованию нагаров и смолисто-лаковых отложений на деталях цилиндропоршневой группы, осадков в топливных баках и резервуарах, предназначенных для хранения нефтепродуктов.
      При действии меркаптанов на детали из бронзы, меди, цинка и кадмия образуются сложные химические соединения (вязкие и липкие смолообразные осадки), плохо растворимые в топливе.
      Меркаптаны являются термически неустойчивыми соединениями: при нагреве до 120 °С они практически не изменяются, в диапазоне от 120 до 350 °С начинают разлагаться с выделением сероводорода, а при температурах 350-400 °С полностью распадаются. Содержание меркаптанов в топливе строго нормируется.
      Как правило, в готовой товарной продукции активные соединения не допускаются, поскольку они воздействуют на металлические поверхности (коррозируют стенки цистерн, резервуаров, трубопроводов и т.п.), их удаляют при очистке нефтепродуктов.
      В отличие от них, неактивные сернистые соединения непосредственно не вызывают коррозию металлов. Однако при сжигании светлых нефтепродуктов образуются окислы серы SO₂, SO₃ и пары воды, которые при соединении образуют сернистую и серную кислоты, способствующие коррозии стальных деталей двигателя. Поэтому при использовании таких топлив в двигателях все сернистые соединения становятся одинаково активными.
      В небольших количествах в нефти растворены минеральные вещества и микроэлементы. В элементарный состав сырой нефти в незначительных количествах входят металлы (более 30) и неметаллы (около 20).
      Наиболее распространены в нефти такие микроэлементы, как ванадий, никель, железо, цинк, хром, марганец и другие. Например, содержание ванадия и никеля может составлять до 0,03 % (масс.). Существенная часть металлов находится в нефти в виде сложных комплексов. Кроме того, сырая нефть может содержать растворенные (попутные) газы, воду, песок, глину и другие примеси (частицы нефтеносных пород, продукты коррозии нефтедобывающего оборудования и т.п.).
      Содержание попутных газов достигает 50-100 м³/т нефти, твердых нерастворимых примесей - до 1,5 % по массе, воды - от незначительного количества до 90%, а минеральных примесей - сотые доли процента.
      Вода в нефти может находиться как в чистом виде, так и в составе эмульсий.
      Если первую можно извлечь из нефти простым отстаиванием, то водные эмульсии нефти можно разрушить только специальными методами, например, с помощью дегидраторов и деэмульгаторов.
      Добытая из скважин различных месторождений нефть иногда значительно различается по химическому и фракционному составу, что обусловливает разницу в качестве получаемых из нее продуктов.

8

      Поэтому, чтобы оценить качество автотракторного топлива, смазочных масел или выбрать схему производства товарных нефтепродуктов из сырой нефти того или иного месторождения, нужно учитывать ее свойства и углеводородный состав.
      На процесс получения товарных нефтепродуктов основное влияние оказывают такие свойства нефти, как плотность, фракционный состав, содержание серы, парафинов, воды и солей. Различают нефти очень легкие (с плотностью до 800 кг/м³ при 20 °C), легкие (800-840), средней плотности (840-880), тяжелые (880-920) и очень тяжелые (свыше 920 кг/м³).
      Плотность нефти обусловлена не только соотношением количества содержащихся в ней легкокипящих и тяжелых фракций, но и глубиной залегания. Обычно нефть легче воды. Чем светлее нефть, тем меньше ее плотность и вязкость, поскольку в ней больше содержится легкокипящих фракций. Чаще всего плотность легкой нефти лежит в пределах от 770 до 880 кг/м³. В такой нефти наиболее высокое содержание бензиновой и дизельной фракций.
      Однако извлекаются и более тяжелые и вязкие нефти, у которых плотность выше 1000 кг/м³. Такая нефть имеет более темный цвет и содержит меньшее количество бензиновой и дизельной фракций. В ее состав входят растворенные смолы и твердые углеводороды, в частности, парафины, наличие которых приводит к ухудшению качества производимого дизельного топлива.
      Под фракционированием (дистилляцией или перегонкой) понимают разделение многокомпонентных жидких смесей на фракции (дистилляты) более простого состава путем частичного испарения смеси и конденсации образующихся паров. Этот процесс проводят при лабораторной перегонке: при постепенно увеличивающейся температуре из нефти отгоняются фракции с определенными температурными пределами выкипания.
      Отбирая получаемые жидкости, имеющие близкие температуры кипения, в сборники, получают относительно однородные по своему составу и свойствам конденсаты, которые называют фракциями.
      Фракция (или дистиллят) - это часть нефти, выкипающая в определенных температурных пределах. В составе конденсата преобладают низкокипящие компоненты, а в неиспа-рившейся жидкой фазе - высококипящие. При фракционировании не нарушается химическая структура (строение) углеводородов и гетероатомных соединений, переходящих из нефти в соответствующие фракции, что обусловливает идентичность химических свойств исходной нефти и получаемых нефтепродуктов.
      Фракции, выкипающие до 350 °C при атмосферной перегонке, называют светлыми дистиллятами : бензиновый дистиллят - до 180 °C и дизельный дистиллят - от 180 до 350 °C. Дальнейшее увеличение температуры сопровождается испарением углеводородов с большей температурой кипения, молекулярной массой и концентрацией высокомолекулярных углеводородов и смолисто-асфальтеновых соединений в неиспарившейся части нефти. Фракция, выкипающая при температуре выше 350 °C, называется мазутом (остаток после отбора светлых дистиллятов).
      Перспективными для переработки на нефтеперерабатывающих установках являются нефти с содержанием светлых дистиллятов не менее 60 %. Если содержание светлых дистиллятов меньше указанной величины (в такой нефти обычно присутствует больше парафинов), то ее переработка возможна при смешении с газовым конденсатом.
      Особую роль в получении товарных светлых нефтепродуктов играет содержание в нефти парафинов, особенно при производстве дизельного топлива. При высоком содержании парафинов в нефти они могут перейти и в дизельное топливо, что приводит к ухудшению его температуры помутнения и застывания. Поэтому качественное дизельное топливо можно гарантированно получать из нефти, в которой содержится не более 1,5 % парафинов.
      Если содержание парафинов в нефти колеблется в пределах от 1,5 до 6,0 %, то из такой нефти возможно получение летнего дизельного топлива, или необходимо изменять технологию его получения: уменьшать содержание парафинов в дизельном топливе, разбавлять нефть газовым конденсатом, добавлять депрессорные присадки, снижающие температуру помутнения и застывания.

9

      Для снижения концентрации воды и солей в нефти применяют процессы обезвоживания и обессоливания нефти. Для получения товарных бензинов, дизельных топлив, масел и других продуктов применяют физические и химические методы переработки нефти [1].


            1.2. Физические методы переработки нефти


      К физическим методам переработки нефти относят разделение нефти на отдельные ее фракции, выкипающие в различных определенных температурных интервалах (прямая перегонка); депарафинизацию дизельных топлив и масел; селективную очистку масляных дистиллятов; компаундирование топливных и масляных компонентов с целью получения товарных продуктов.
      Перед перегонкой товарную нефть предварительно обессоливают и обезвоживают на промыслах и нефтеперерабатывающих заводах.
      Обычно на промыслах наряду с отстаиванием осуществляют термохимическое обезвоживание и обессоливание добываемой нефти с использованием в качестве деэмульгаторов синтетических поверхностно-активных веществ. В зависимости от плотности и смолистости нефти, химического строения деэмульгаторов их расход составляет от 5до50г на тонну нефти.
      На нефтеперерабатывающих заводах процессы обезвоживания и обессоливания нефти перед подачей ее на первичную переработку проводят, используя электротермохимические методы: 2-3-ступенчатая обработка в электродегидраторах и электрообессоливающей установке (ЭЛОУ).
      Первичная переработка представляет собой прямую перегонку (фракционирование) нефти в специальных ректификационных колоннах.
      Этот процесс может протекать как при постепенном нагревании и последовательном выделении фракций, так и однократным нагреванием и испарением нефти с последующим разделением различных дистиллятов.
      В настоящее время прямая перегонка нефти осуществляется посредством однократного испарения: низкокипящие фракции, перейдя в пар, остаются в аппарате и снижают парциальное давление испаряющихся высококипящих фракций (т.е. перегонку можно проводить при более низких температурах).
      В результате этого процесса получаются две основные фракции: легкая (обладающая основным количеством низкокипящих компонентов) и тяжелая (в которой содержится гораздо меньше низкокипящих компонентов, чем в исходном сырье).
      Однако достичь требуемого разделения компонентов нефти и получить конечные продукты (кипящие в заданных интервалах температур) с помощью одной перегонки невозможно.
      Поэтому после однократного испарения нагретая нефть подвергается ректификации (дистилляции) паровой и жидкой фаз на отдельные фракции за счет противоточного многократного контактирования паров и жидкости.
      Обычно эти процессы (однократное испарение и ректификация) совмещают, используя одноступенчатые или многоступенчатые трубчатые установки при атмосферном давлении (так называемые атмосферные трубчатки или АТ-трубчатки).
      В состав этих установок входят блоки: обессоливания и обезвоживания нефти; стабилизации бензина; вторичной перегонки бензина на узкие фракции; защелачивания бензина и дизельного топлива, которые являются обслуживающими и призваны качественно подготовить нефть и облагородить продукты ее дистилляции.
      Существуют различные схемы первичной перегонки нефти. Легкие нефти после обезвоживания и обессоливания подвергают стабилизации (отгонке пропан-бутановой фракции углеводородов), обуславливающей постоянство давления паров нефти при ее подаче на нефтеперегонные установки. Обычно нефтеперегонные установки состоят из трубчатой печи и нескольких ректификационных колонн, в которых процесс дистилляции нефти проводят либо при атмосферном давлении (атмосферные трубчатки или АТ-установки) или сначала


10

при атмосферном давлении, а далее - в вакууме (на атмосферно-вакуумных трубчатках или АВТ-установках).
      На рисунке 1.1 показана схема типовой современной АТ-установки, состоящей из трубчатой печи 1 (показан разрез труб змеевика 2), основной ректификационной колонны 3, воздушного конденсатора 4, водоотделителя 5, отпарной колонны 6, теплообменников 7 и котла-утилизатора 8.


Рисунок 1.1. Схема атмосферной трубчатой установки для перегонки нефти

      На рисунке 1.2 показана схема типовой атмосферно-вакуумной трубчатки, состоящей из блоков ЭЛОУ 1, трубчатых печей 2, атмосферной ректификационной колонны 3 и вакуумной ректификационной колонны 4.
      Рассмотрим схему первичной переработки нефти (рисунок 1.2).
      Перерабатываемая нефть под давлением около 1,5 МПа прокачивается через ряд теплообменников (в блоках ЭЛОУ), где она, очищаясь от воды и ненужных примесей, нагревается до175 °Сза счет тепла охлаждаемых дистиллятов и поступает в испаритель.
      После испарения бензиновых фракций, которые поступают в ректификационную колонну 3, нефть поступает в трубчатую печь 2, где плавно нагревается до 350 °С. Скорость движения нефти внутри труб печи все время возрастает: от 1-2 м/с на входе в печь до 60-80 м/с на выходе. Это предотвращает местные перегревы и разложение нефти. Выше этой температуры нагревать нефть нельзя, поскольку может наступить термическое разложение некоторых входящих в ее состав углеводородов.
      Горячая нефть в парожидкостном состоянии поступает в испарительную часть атмосферной ректификационной колонны 3. При вводе в колонну скорость движения разделяемой смеси резко возрастает, а давление снижается. Из-за снижения давления происходит испарение низкокипящих фракций и разделение на паровую и жидкую фазы.
      Ректификационная колонна (обычно - тарельчатая колпачковая) - вертикально установленный прочный металлический цилиндр с наружной теплоизоляцией - имеет высоту 15-30 м, что позволяет обеспечивать многократное чередование испарения жидкости и конденсации 11

паров. Внутри колонны поперек цилиндра расположены перегородки с отверстиями, прикрыты

ми колпачками - колпачковые тарелки.
      Пары фракций поднимаются снизу вверх по колонне, а жидкая фаза (более высококи-пящие углеводороды конденсируются уже на первых тарелках) стекает вниз. Чем выше расположены колпачковые тарелки, тем более легкие (т.е. более низкокипящие) фракции на них конденсируются. Температура по высоте ректификационной колонны снижается от максимальной (в зоне ввода разделяемой смеси) до минимальной (в верхней части колонны). Пары

среднекипящих углеводородов, поднимаясь вверх по колонне, конденсируются на тарелках,

расположенных выше ввода разделяемой смеси в колонну.

Рисунок 1.2. Схема атмосферно-вакуумной трубчатки (АВТ-установки)

      Таким образом, по высоте колонны существуют определенные зоны, в которых температура равна температуре конденсации отбираемых фракций. Именно в этих зонах перпендикулярно оси колонны установлены колпачковые тарелки, на которых скапливаются, а затем отбираются конденсирующиеся продукты: бензиновые (интервалы температур от 35 до 205 ОС), лигроиновые (120-240 ОС), керосиновые (150-315 ОС), дизельные (150-360 ОС), газойлевые (230-260 ОС) и соляровые (300-400 oq) дистилляты.
      Наиболее низкокипящие жидкие углеводороды в смеси с газами проходят всю колонну в виде паров. Для облегчения конденсации и испарения высоко- и среднекипящих углеводородов они обогащаются низкокипящими углеводородами (подающимися в качестве орошения верхней части колонны). Из верхней части ректификационной колонны отводятся пары бензина, которые охлаждаются и конденсируются в теплообменниках. Причем, некоторая часть жидкого бензина возвращается в колонну на ее орошение.
В нижней части ректификационной колонны 3 собирается неиспарившийся остаток -мазут (на долю которого приходится 50 % сырья), состоящий из фракций нефти, температура 12