3. Определение отбора дистиллятов на авт.

Работу НПЗ принято характеризовать величиной отбора светлых нефтепродуктов и глубины переработки нефти. Величину отбора светлых нефтепродуктов определяют по формуле:

Б, К, Д, А – бензин, керосин, дизельное топливо, ароматические УВ, ЖП – жидкие парафины, СГ – сжиженные газы, Р – растворители, Н – мощность НПЗ.

Глубину переработки нефти рассчитывают по формуле:

НП и ТМ – количество вырабатываемых на НПЗ товарных нефтепродуктов (без топочного мазута) и топочный мазут, П – безвозвратные потери, Н – мощность, тыс. тонн/год.

Для углубления отбора дистиллятов применяют следующие способы: понижение остаточного давления в секции ввода сырья колонны за счет применения насадок; доиспарение гудрона без дополнительного подогрева в отпарной колонне низкого давления (4-6 кПа); введение в мазут активирующих добавок (высокоароматизированных тяжелых фракций), что способствует повышению выхода вакуумного газойля.

4. Групповой химический состав нефти и нефтяных фракций.

Нефть - это сложная смесь углеводородов и гетероатомных сое­динений с диапазоном молекулярных масс от 16 до 2000 и бо­лее. Детализированная идентификация всех их современными методами невозможна, и поэтому химический состав нефти принято характеризовать содержанием основных групп углево­дородов и других соединений.

В состав нефти входят три большие группы веществ - углево­дороды, гетероатомные соединения и смолы и асфальтены. По­следние не являются характерной группой химических соедине­ний, но выделяются для изучения отдельно, так как представ­ляют собой концентрат высокомолекулярных (средняя молеку­лярная масса выше 600-700) соединений, находящихся в нефти в виде коллоидов.

Углеводороды природных нефтей представлены тремя груп­пами - алканами, циклоалканами и аренами. Непредельных углеводородов (алкенов) в природных нефтях, как правило, не обнаруживается, и они образуются только в процессе перера­ботки нефти.

Во вторую группу входят серо-, азот-, кислород- и металлсо­держащие соединения.

Свойства нефтей существенно зависят от соотношения в них различных групп углеводородов, гетероатомных соединений, смол и асфальтенов, от этого соотношения зависят как техноло­гическое направление переработки нефти, так и ассортимент и качество продуктов, получаемых при переработке. Кроме того, нефть и ее фракции являются источником получения некоторых углеводородов или их соединений, находящих применение как самостоятельные продукты либо используемых в качестве сырья для нефтехимии.

Алканы (парафиновые углеводороды).

Алканы (СnН2n + 2) - основная часть углеводородов нефти, они имеют наибольшее значение Н:С. В зависимости от строения алканы представлены углеводородами нормального и развет­вленного типов, свойства которых существенно различаются по ряду показателей. По физическому состоянию в нормальных условиях алканы делят на газообразные, жидкие и твердые.

Газообразные алканы с числом атомов углерода от 1 до 4-х (С1-С4) растворены в нефти в условиях нефтеносного пласта и выделяются из нее при добыче в виде попутного газа. Легкие угле­водороды Q-C2 составляют основную часть природных газов. Одним из специфических свойств газообразных алканов яв­ляется способность образовывать с водой газовые гидраты (вод­ные клатраты) - кристаллические вещества, внешне похожие на снег или рыхлый лед с общей формулой М *nН2О (M - молеку­ла углеводорода).

В присутствии гидратообразователя (углеводородов С1-С3) молекулы воды, связанные водородными связями, образуют кристаллическую решетку двух типов: первая содержит 46 моле­кул воды, вторая - 136. Они образуют большое число полостей размерами 0,48-0,52 нм и 0,59-0,69 нм.

Метан и этан способствуют образованию решетки первого типа, а изобутан и пропилен - второго типа.

Образование гидратов осложняет транспортирование природ­ного газа из-за забивки коммуникаций, и борьба с ними ведется путем предварительной осушки газа, подогрева мест их образо­вания, добавкой ингибиторов (спиртов) и др.

Жидкие алканы - это углеводороды с числом атомов углерода ^от С5 (Ткип = 36 °С) до С18 (Ткип= 320 °С), т. е. они входят в со­став легкой части нефти (бензинокеросиновые фракции). По своему строению они делятся на алканы нормального строения и разветвленные алканы (изоалканы). Первые часто называют “нормальные парафиновые углеводороды” (НПУ) или “жидкий парафин”, а вторые - “изопарафиновые углеводороды” (ИПУ).

Основные свойства НПУ: очень низкая плотность (600-780 кг/м³), их коэффициент лучепре­ломления равен 1,35-1,43. Соотношение Н:С для них составляет в среднем 18%. Температуры плавления их лежат в диапазоне от минус 130 °С до плюс 25 °С, и они значительно выше, чем для ИПУ и других групп углеводородов.

Жидкие изопарафиновые углеводороды (ИПУ) по своим свойствам существенно отличаются от НПУ. Однако общими для них являются значительно более низкие температу­ры застывания по сравнению с НПУ (при том же числе атомов углерода) и более высокая стойкость к образованию оксидных соединений (т. е. высокая детонационная стойкость).

Твердые алканы условно начинают считать таковыми с угле­водородов С19 или С20 и до максимально возможных в нефти. Термин “твердые” в этом случае тоже условен, поскольку твер­дыми фактически являются только алканы нормального строе­ния, а изоалканы выше C19 в значительной своей части при нормальной температуре остаются жидкими. Твердые НПУ С19- С35 содержатся в основном во фракции нефти 330-500 °С. В более высококипящих фракциях их содержание резко умень­шается, в них преобладают ИПУ и гибридные структуры (цикланы и арены с длинными боковыми цепями).

Твердые НПУ - наиболее высокозастывающие углеводороды нефти, они определяют температуру застывания нефти в целом (и соответственно ее транспортабельность и другие эксплуата­ционные качества). Их содержание в нефтях колеблется от 0,5 до 20% (мас.) и является классификационным признаком, по которому нефти относят к трем видам: малопарафинистые (до 1,5%), парафинистые (1,51-6,0%) и высокопарафинистые (>6,0%).