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

1. Основы первичной переработки сибирских нефтей. Аналитический обзор 5

1.1. Характеристика сырья 5

1.2. Нефтепродукты 9

1.2.1. Карбюраторное топливо 9

1.2.2. Дизельное топливо 16

1.2.3. Смазочные и специальные масла. 20

1.2.4. Консистентные смазки 22

1.2.5. Парафины и церезины 22

1.2.6. Битумы 22

1.2.7. Сажа 23

1.2.8. Нефтяной кокс 23

1.2.9. Нефтяные кислоты и их соли 23

1.2.10. Присадки к топливам и маслам 24

1.3. Первичная перегонка нефти 24

1.3.1. Назначение первичной перегонки 24

1.3.2. Дистилляция 24

1.3.3. Ректификация 25

1.3.4. Перегонка нефти до мазута и гудрона 27

1.3.5. Ассортимент продуктов атмосферных и атмосферно-вакуумных процессов 27

1.4. Технологические схемы установок первичной перегонки нефти 28

1.4.1. Типы установок 28

1.4.2. Схемы установок 31

1.5. Очистка светлых дистиллятов 34

1.5.1. Щелочная очистка 35

1.5.2. Осушка светлых нефтепродуктов 36

1.6. Производство нефтяных битумов 37

1.6.1. Способы получения битумов 38

1.6.2. Технология окисления битумов 39

1.6.3. Аппаратура 41

1.6.4. Контроль и автоматизация процесса 42

1.6.5. Техника безопасности 42

1.6.6. Транспортировка битумов 42

1.7. Основная аппаратура установок первичной перегонки нефти 42

1.7.1. Теплообменная аппаратура 43

1.7.2. Трубчатые печи 45

1.7.3. Ректификационные колонны 48

1.8. Меры борьбы с коррозией 53

1.9. Основы эксплуатации перегонных установок 55

1.9.1. Пуск установки 55

1.9.2. Остановка установки 56

1.9.3. Контроль и регулирование работы установок 56

1.9.4. Лабораторный контроль качества сырья и продукции 58

1.9.5. Организация и учет работы установки 59

1.9.6. Предупреждение и ликвидация аварии 59

2. Основные производства цеха первичной переработки нефти ОАО «Сургутнефтегаз» 60

2.1. Краткое описание процессов цеха первичной переработки нефти 60

2.1.1. Обезвоживание и обессоливание нефти 60

2.1.2. Атмосферная и вакуумная перегонка нефти. 61

2.1.3. Окисление гудрона получение битума. 61

2.2. Описание технологической схемы установки первичной переработки нефти и получения битума 62

2.2.1. Назначение установки 62

2.2.2. Описание технологической схемы 63

2.2.3. Пуск установки 69

2.2.4. Возможные неполадки, устранение и их причины 76

2.2.5. Аварийная остановка установки 80

2.2.6. Контроль технологического процесса, система сигнализации и блокировки 81

2.3. Узкие места производства и рекомендации 83

2.4. Выводы 84

3. Материальный баланс 84

4. Расчетная часть 86

4.1. Выбор типа технологической печи 86

4.2. Исходные данные для расчета 90

4.3. Расчет процесса горения 91

4.4. КПД печи и расход топлива 94

4.5. Камера радиации и поверхность теплообмена 96

4.6. Проверка скорости сырья 99

4.7. Расчет лучистого теплообмена в топке 100

4.8. Конвекционная камера 106

4.9. Гидравлический расчет змеевика печи 109

4.10. Расчет потерь напора в газовом тракте печи 114

5. Технико-экономическое обоснование проекта 121

5.1. Производственная программа 121

5.2. Расчет затрат на реконструкцию 121

5.3. Определение себестоимости 122

5.4. Заключение 126

6. Автоматизация производства 126

7. Охрана труда и безопасность жизнедеятельности на производстве Ошибка! Закладка не определена.

7.1. Введение 127

7.2. Характеристика условий труда. 127

7.3. Спецодежда и предохранительные приспособления. 130

7.4. Защита от шума и вибрации 130

7.5. Электробезопасность и защита от статического электричества 130

7.6. Пожарная безопасность 131

7.7. Чрезвычайные ситуации. 132

7.8. Выводы Ошибка! Закладка не определена.

8. Экологичность проекта. Ошибка! Закладка не определена.

8.1. Твердые и жидкие отходы производства Ошибка! Закладка не определена.

8.2. Выбросы в атмосферу 133

8.3. Выводы. 135

Заключение 136

Список сокращений 137

Список использованных источников 137

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:

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

2. Блок атмосферно-вакуумной перегонки нефти.

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

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

5. Наливная эстакада для отгрузки готовой продукции в автоцистерны.

6. Технологическая воздушная компрессорная.

7. Компрессорная воздуха КИП.

8. 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. 1. Основы первичной переработки сибирских нефтей. Аналитический обзор

      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

Классификация нефтей на классы и типы. Таблица 2

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

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

Физико-химическая характеристика Лянторской нефти. Таблица 4

Фракционный состав и физический свойства сырья. Таблица 5

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. 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. 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-100/130, Б-91/115, Б-95/130, Б-70 (без ТЭС). 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, a-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

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).

Индукционным 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).

5. Авиационные топлива не должны застывать и выделять кристаллы при температуре выше —60° С.

Физико-химические свойства бензинов должны соответствовать требованиям ГОСТ 2084-77, представленным в табл. 7.

Физико-химические свойства бензинов. Таблица 7

Примечание:

1. Для городов и районов, а также предприятий, где Главным санитарным врачом запрещено применение этилированных бензинов, предназначаются только неэтилированные бензины.

2. Допускается вырабатывать бензин, предназначенный для применения в южных районах, со следующими показателями по фракционному составу:

• 10% перегоняется при температуре не выше 75°С;

• 50% перегоняется при температуре не выше 120°С,

3. Для бензинов, изготовленных с применением компонентов каталитического риформинга, допускается температура конца кипения бензина летнего вида – не выше 205°С, бензина зимнего вида – не выше 195°С.

4. Автомобильные этилированные бензины, предназначенные для экспорта, изготовляют без добавления красителя. Допускается бледно-желтая краска. Концентрация свинца в них не должна превышать 0,15 г/дм3. Массовая доля меркаптановой серы по ГОСТ 17323-71 – не более 0,001%.

Физико-химические показатели, которыми обладает бензиновая фракция получаемая на установке первичной переработки нефти и получения битума представлены в табл. 8.

1. 1. 2. 2. Дизельное топливо

Дизельное топливо—для двигателей с зажиганием от сжатия. В эту подгруппу входят следующие виды топлив:

Топливо для быстроходных дизелей фракционного состава примерно 180—350°С. Выпускаются марки ДА и А (арктические), АЗ и 3 (зимние), ДЛ и Л (летние), ДС и С (специальные). Они различаются по температуре застывания (—60

© 2011-2014, Diplom-Ref.ru