Снижение расхода топлива без нарушения технологического стандарта первичной переработки нефти

АННОТАЦИЯ

В данной статье дана информация о снижении содержания отработанного природного газа и нефти и увеличении поглощения водяного пара за счет повышения температуры водяного пара в трубчатой печи при переработке нефти. В статье есть 3 таблицы, в которых даны сведения о показателях топлива и водяного пара до и после нововведения.

ABSTRACT

This article provides information on reducing the content of exhaust natural gas and oil and increasing the absorption of water vapor by increasing the temperature of water vapor in a tube furnace during oil refining. The article has 3 tables in which information is given on the indicators of fuel and water vapor before and after the innovation.

Ключевые слова: жидкое топливо, мазут, бензин, газообразное углеводородное сырье, смазочные масла, фракции керосина, газойля и солнечной энергии, парафины, олефины (алкены) и ароматические углеводороды.

Keywords: Liquid fuel, fuel oil, gasoline, gaseous hydrocarbon raw materials, lubricating oils, engines fractions of kerosene, gas oil and solar energy, paraffins, olefins (alkenes) and aromatic hydrocarbons.

В последние годы проводится последовательная работа по всестороннему развитию топливно-энергетического сектора и диверсификации источников энергии, что является важным фактором удовлетворения постоянно растущего спроса на энергоносители.

В то же время неэффективность геологоразведочных работ, реализации инвестиционных проектов и ценообразования привели к неадекватным поставкам энергоресурсов экономике и населению, а также ухудшению финансового положения нефтегазовой отрасли.

Жидкое топливо является наиболее важным продуктом в нефтепереработке. Нефть играет ключевую роль в развитии мирового топливно-энергетического комплекса. Рациональное, комплексное использование нефти с максимальной добычей газообразного углеводородного сырья и светлых чистых продуктов (бензина) для химической промышленности основано на глубокой химической переработке. В настоящее время из-за возросшего спроса на нефтепродукты сырьевая база нефтеперерабатывающей промышленности постоянно расширяется, добыча нефти во всем мире растет.

На нефтеперерабатывающих заводах производятся горючие и смазочные материалы, твердые и полужидкие парафины (парафин, цезин, вазелин), битум, электродный кокс, растворители, а также специфические парафины, олефины (алкены) и ароматические углеводороды. Жидкотопливные нефтепродукты включают: 1) искровое зажигание и моторное топливо для авиационных и автомобильных поршневых двигателей; топливо для реактивных двигателей; дизельное топливо для поршневых двигателей внутреннего сгорания; 2) котельное топливо для тепловых электростанций, промышленных печей, тепловозов и тепловозов – масло и другие нефтяные остатки. Различные виды авиационного бензина для карбюраторного топлива, автомобильный бензин, топливо для тракторов – лигроины и керосин.

Реактивные топлива представляют собой комбинации керосиновых фракций или бензина с фракциями керосина (авиационный бензин). Топливо внутреннего сгорания – это дизельное топливо, используемое для дизельных двигателей, – фракции керосина, газойля и солнечной энергии.

Смазочные масла – высокотемпературные фракции кипящего масла, которые очищаются от примесей, в зависимости от области применения подразделяются на индустриальные, турбинные, компрессорные, трансмиссионные, инструментальные, моторные, специальные масла.

Первичные – физические методы разделения нефти, основанные на кипячении определенных фракций нефти в различных температурных интервалах. Вторичные – химические методы, основанные на изменениях высокой температуры и давления и использовании катализаторов, основанных на полной трансформации сырой нефти в результате глубоких структурных изменений в углеводородах.

Все методы переработки нефти и нефтепродуктов основаны на высокотемпературных эндотермических процессах и реакциях. Для этого тепло должно подаваться снаружи. Внешние топочные печи, например для реакции нефти и нефтепродуктов и для химических модификаций, служат в качестве легковоспламеняющихся печей.

Различные типы ректификационных колонн служат основным агрегатом для перекачки нефти и отделения продуктов переработки. Ректификация часто включает столкновения пара и жидкости, что позволяет разделить нефть и нефтепродукты на различные фракции при температуре кипения. Каталитические деструктивные процессы переработки нефти обычно проводят в каталитических реакторах, которые имеют зону катализатора и зону регенерации потерянного катализатора. Используются каталитические реакторы с непрямым (кипящим) слоем. Помимо основных реакционных блоков, на заводе будет установлено вспомогательное оборудование – теплообменники, аккумуляторы, конденсаторы и другие устройства.

Когда нефть перекачивается, образуются фракции (дистилляты). Температуры экстракции дистиллята и выходы для географического местоположения добычи нефти в отдельных типах нефти показаны в табл. 1.

Таблица 1.

Отток нефтяного дистиллята в двухступенчатых атмосферно-вакуумных устройствах

Примечание. Извлечение нефтяных фракций (мазутных фракций) проводят при остаточном давлении 0,008–0,011 МПа.

Поскольку температура водяного пара перед входом в печь составляет 165–170 °С, для первичной переработки нефти в ректификационную колонну подают водяной пар, который необходим для отделения содержания масла от фракций. Подаваемый водяной пар нагревается в трубчатой печи до 350–360 °С. Для улучшения качества нефтепродуктов температура острого водяного пара, выходящего из трубчатой печи, была повышена до 400–420 °С.

Вышесказанное можно изобразить следующей схемой:

Нефть → Н-1 → K-1 → (водяной пар 160–170 °С) Печь-1 (350–360 °С водяной пар) → K-2 → Нефтепродукты.

Ниже приведены показатели водяного пара и расход топлива для переработки нефти по этой схеме (табл. 2).

Таблица 2.

Показатели водяного пара и расход топлива для переработки нефти

Для снижения расхода газообразного и жидкого топлива в печи, необходимого для получения требуемой температуры для колонны К-2, было решено добавить дополнительную трубу в печь путем расчета водяного пара. Благодаря этому получена температура 400–420 °С, необходимая для переработки нефти.

В этом случае схема будет иметь вид:

Нефть → Н-1 → K-1 → (водяной пар 165–170 °С) Печь-1 (400–420 °С острый водяной пар) → K-2 → Нефтепродукты.

Изменение показателей водяного пара и расхода топлива после нововведения приведены в следующей таблице (табл. 3).

Таблица 3.

Показатели водяного пара и расход топлива для переработки нефти после нововведения

По полученным результатам можно сделать вывод, что в связи с резким повышением температуры водяного пара потребление сжиженного природного газа уменьшилось на 50 м³/ч, а жидкого топлива уменьшилось на 30 м³/ч. В результате чего в ходе первичной переработки нефти также улучшилось качество продуктов из колонны ректификации К-2, а именно бензина, керосина, дизельного топлива.

Список литературы:

1. Мановян А.К. Технология переработки природных энергоносителей. – М. : Химия, КолосС, 2004. – 456 с.
2. Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии / А.И. Скобло, Ю.К. Молоканов, А.И. Владимиров, В.А. Щелкунов. 3-е изд., перераб. и доп. – М. : Недра-Бизнесцентр, 2000. – 677 с.
3. Сайдалиев Б.Я. Эффективный метод очистки сточных вод от нефти и нефтехимических продуктов при переработке нефти // Universum: Технические науки: электрон. научн. журн. – 2019. – № 11 (68) / [Электронный ресурс]. – Режим доступа: URL: http://7universum.com/ru/tech/archive/item/8248 (дата обращения: 24.06.2020).
4. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа : учеб. пособие / С.А. Ахметов [и др.]; под ред. С.А. Ахметова. – СПб. : Недра, 2006. – 868 с.