3.2.4. Стандартизированная маркировка дизельных топлив

Дизельные топлива – это нефтяные топлива, выкипающие в пределах

180–360 °С, применяемые в дизелях и газотурбинных судовых энергетических

установках. Различают 2 подгруппы: для быстроотходных дизелей с частотой

вращения 1000 мин–1 и более (дистиллятное маловязкое из керосино-

газойлевых фракций прямой перегонки с добавлением не более 20 %

–1

продуктов каталитического крекинга) и для средне- (500—1000 мин ) и

малооборотных (ниже 500 мин–1 ) дизелей (смесь из прямогонных ос таточных

исреднедис тиллятныхфракцийсдобавлениемпродуктов

термокаталитических процессов), так называемое моторное топливо.

Для применения в различных климатических районах России дизельные

топлива для быстроходных дизелей по ГОСТ 305 вырабатываются трех марок:

Л (летнее), З (зимнее) и А (арктическое) (табл.11).

54

Таблица 11

Физико-химические и эксплуатационные показатели дизельных топлив

Показатель качества

Цетановое число, не менее

Фракционный состав:

50 % перегоняется при температуре, °С, не выше

96 % перегоняется при температуре,°С, не выше

Температура застывания, °С, не выше:

Температура помутнения, °С, не выше:

М ассовая доля серы в топливе, %, не более:

3

Концентрация фактических смол, мг/100 см

Зольность, %, не более

3

Плотность при 20 °С, кг/м , не более

Испытание на медной пластинке

Содержание водорастворимых кислот и щелочей

3

Кислотность, мг КОН на 100 см топлива, не

более

Йодное число, г йода на 100 г топлива, не более

Содержание механических примесей

Содержание воды

летнее

45

280

360

–10

–5

0.2

40

0.01

860

выдерживает

отсутствуют

М арка

зимнее

45

280

340

–35

–25

0.2

30

0.01

840

выдерживает

отсутствуют

арктическое

45

255

330

–55

–

0.2

30

0.01

830

выдерживает

отсутствуют

5

6

отсутствуют

отсутствует

5

6

5

6

отсутствуют отсутствуют

отсутствует отсутствует

55

Заключение

Вторая половина XX в. характериз уетс я резким увеличением в

мировой добыче нефти доли с тран Ближнего Вос тока и Латинской

Америки. Большая час ть добываемых в этих с транах нефтей относитс я к

типу тяжелых, сернистых и высокос ернис тых. Более 80 % доказанных

мировых запасов нефти относ ится к тяжелому типу нефтей,

характеризующихся высокой плотнос тью и большим содержанием

асфальтенов, металлов (V, Ni) и серы. Вследс твие этого в мировом балансе

добываемых нефтей наблюдаетс я непрерывное и весьма заметное

увеличение удельного веса данного типа нефтей. Аналогичная тенденция

имеет мес то и в балансе добываемых нефтей в России.

При первичной переработке тяжелых нефтей получаются более низкие

выходы светлых нефтепродуктов, особенно легкой, бензиновой фракции,

выкипающей до 200°С, а выходы мазута (выше 350° С) непрерывно

возрастают. При увеличении плотнос ти сырой нефти от 0, 825 до 0,882 г/см3

выход бенз ина с нижаетс я от 33 до 20 %, а выход маз ута повышаетс я

с оответс твенно от 40 до 55 %.

Развитие техники, особенно транспортных средс тв, основанных на

использ овании реактивных и дизельных двигателей, значительно

увеличило потребление средних прямогонных нефтяных фракций (200–

350°С). Быс трый рос т мирового автомобильного парка обусловил все

возрас тающую диспропорцию между потенциальным содержанием

бензиновой фракции в перерабатываемых сырых нефтях и потребнос тями в

потреблении автобензина.

Эту диспропорцию преодолевают двумя путями: быс трыми темпами

увеличения добычи нефти и увеличением доли вторичных процессов в

технологии нефтепереработки с использованием в качестве сырья для

производства этих топлив более высококипящие фракции нефти (мазута).

В нашей стране был проведен целый комплекс технических и экономических

мер, обеспечивающий более полное и рациональное использование нефти. Весьма

существенно снизилась доля потребления нефти в структуре топливно-

энергетического баланса в результате замены на тепловых электростанциях

мазута на природный газ и уголь. Ранее мазут как дешевое и

высококалорийноетопливоширокоприменялс янатепловых

электрос танциях, в с тационарных промышленных ус тановкахи

коммунальном хоз яйс тве.

Основные трудности в переработке тяжелых нефтей и нефтяных остатков

обусловлены высокой химической и физической гетерогенностью этого вида

сырья. По мере отбора углеводородных фракций нефти при атмосферно-

вакуумной ее перегонке происходит обогащение остатков высокомолекулярными

углеводородами и гетероатомными компонентами (смолами и асфальтенами). В

углеводородной части тяжелых остатков с ростом молекулярного веса

увеличивается доля ароматических углеводородов. С повышением степени отбора

56

углеводородных фракций в тяжелых нефтяных остатках увеличивается

содержаниесмолисто-асфальтеновойчастинефти–наиболее

высокомолекулярных и гетерогенных компонентов нефти, в которых

сконцентрированы практически полностью металлы, большая часть азот- и

кислородсодержащих соединений и около половины всей серы, находящейся в

сырых нефтях. Содержащиеся в тяжелых нефтяных остатках и в тяжелых нефтях

металлы, прежде всего ванадий и никель, а также азот, ответственны за

отравление катализатороввпроцессах каталитической переработки

(каталитический крекинг).

Следовательно, эффективная переработка тяжелых нефтей и нефтяных

остатков требует осуществления следующих химических реакций: гидрирования

ароматических структур; десульфирования и деструкции крупных молекул как

по линии связей С—S, С—N, так и по С—С–связям; деметаллизация, т. е.

удаления из молекул металлов, сосредоточенных в асфальтенах и смолах.

Эти реакции легли в основу таких процессов вторичной переработки

нефти, как, гидроочистка, гидрокрекинг, которые в свою очередь широко

применяются на современных нефтеперерабатывающих заводах.

Бензиновая фракция (прямогонный бензин), получаемая при первичной

перегонке, имеет октановое число около 50. Поэтому прямогонный бензин

подвергается переработке с целью увеличения октанового числа, с помощью

каталитического риформинга. Таким способом получаются бензины с

октановым числом выше 90, а с добавлением метилтретьбутилового эфира

октановое число повышается до 100. Для производства дизельного топлива на

нефтеперерабатывающихзаводахобязательнымиявляютсясистемы

гидроочистки, служащие для очистки дизельного топлива от серы, которая

разрушает двигатель и оказывает вредное воздействие на окружающую среду.

В 1996г. были приняты новые стандарты на содержание серы и

ароматических углеводородов в бензине и дизельном топливе. В бензине

содержание серы не должно превышать 0,1 %, а ароматических углеводородов

– 5%. Но выпускается продукция и с более жесткими требованиями в

соответс твии с евростандартами: по сере – 0,05%, а по ароматическим

углеводородам –3 %. В дизельном топливе содержание серы в соответствии со

стандартом составляет от 0,05 до 0,1 %.

Топлива для двигателей внутреннего сгорания включены в номенклатуру

продукции, подлежащей обязательной сертификации в соответс твии с ГОСТ Р

51105-97 «Топлива для двигателей внутреннего сгорания. Неэтилированный

бензин. Технические условия». При производстве топлив допускается

применение высокооктановых добавок, антиокислительных и моющих

присадок, улучшающих экологические показатели топлив и допущенных к

применению стандартом.

57

ВОПРОСЫ К ЗАЧЁТУ

Химия нефти

1. Современное состояние нефтедобывающей промышленнос ти. Три

гипотезы происхождения нефти.

2. Классификация нефти. Фракционный, групповой и элементный

состав нефти.

3. Основные способы переработки нефти. Обессоливание. Прямая

перегонка нефти.

4. Атмосферно-вакуумная установка переработки нефти. Ус тройство

ректификационных колонн и принцип их действия.

5. Вторичная переработка нефти. Термический крекинг. Радикальный

механизм распада. Условия проведения процесса. Качество крекинг–бензина.

6. Каталитический крекинг. Условия проведения процесса. Механизм

процесса. Катализаторы. Достоинс тва и недос татки метода.

7. Гидрокрекинг. Условия проведения процесса. Механизм процесса.

Катализаторы. Достоинства и недостатки метода.

8. Каталитический риформинг. Условия проведения процесса.

Механизм процесса. Катализаторы. Достоинс тва и недос татки метода.