Электродегидраторы блока элоу
Наука - Технология добычи газа и нефти
Обезвоживание и обессоливание нефти это процессы очистки нефти от воды и минеральных солей. Глубокое обессоливание нефти обеспечивает снижение коррозии и уменьшение отложений в аппаратуре, улучшение качества нефтяных фракций, в том числе и по содержанию металлов. Нефть, поступающая в колонну атмосферной ректификации, должна содержать воды не более 0,2 мае. % и солей не более 5 мг/л, в то время как в добываемой из скважины нефти содержание воды может быть от 5 до 90 % и минеральных солей до 10-15 кг/т. После промысловой подготовки нефти к транспорту содержание солей в ней снижается до 40-1800 мг/л и воды до 0,2-1,0 мае. %. Уменьшение содержания солей в нефти с 8-14 до 3 мг/л снижает потери от коррозии и позволяет не только увеличить межремонтный период работы установок ректификации нефти и мазута от 1-2 до 3-5 лет, но и продлить межремонтный период работы установок вторичной переработки нефтяных фракций, а также уменьшить расход технологического топлива, реагентов и катализаторов. Вода и нефть взаимно нерастворимы, но при интенсивном перемешивании они образуют водонефтяную дисперсную смесь - эмульсию «вода в нефти», разделение которой в отстойниках не происходит из-за малого диаметра частиц диспергированной воды (от 0,1 до 1000 мкм). Минеральные соли присутствуют растворенными в воде, поэтому при обезвоживании нефти происходит и ее обессоливание. Разрушают водонефтяные эмульсии гидромеханическим, термохимическим и электротермохимическим методами, для чего создана и соответствующая аппаратура. Гидромеханический метод отстаивания нефти с целью расслоения пластовой воды и нефти, а также для осаждения мелких частиц диспергированной воды в слое нефти осуществляется в гравитационных отстойниках различной конструкции. Отстойники - это обычно горизонтальные цилиндрические аппараты объемом 100-150 м3 с большой поверхностью раздела фаз, в которых отстаивание нефти происходит в течение 1-2 ч при температуре 120-140 °С и давлении до 1,5 МПа. Простое отстаивание нефти малоэффективно, но оно входит обязательным элементом во все другие методы обезвоживания. Термохимический метод использует добавление в нефть деэмульгаторов, которые химически разрушают оболочку мельчайших глобул диспергированной воды. Мелкие глобулы воды объединяются друг с другом, и образовавшиеся глобулы крупного диаметра осаждаются с гораздо большей скоростью. Деэмульгаторы (5-50 г/т нефти) в смесителе добавляют к нефти, которая при температуре 60-100 °С направляется в горизонтальный отстойник. Деэмульгаторы чрезвычайно разнообразны, их состав и добавляемое количество подбирают экспериментально для каждой нефти разных месторождений. Наибольшее применение получили поверхностно-активные вещества (ПАВ): сульфанол, сульфоэфиры, оксиэтилированные жидкие органические кислоты (ОЖК), алкилфенолы (ОП-Ю и ОП-ЗО), нефтенолы, органические спирты (неонол, синтанол и др.), сополимеры этилен- и пропиленоксидов (диссольван, проксанолы, проксамин, кемеликс, сепарол и др.), дипроксамин, оксафоры, прохинор и др. Глубокая очистка нефти от воды (до 0,1 мае. %) и солей (до 1-5 мг/л) достигается только электротермохимическим методом с интенсивным осаждением мелких частиц воды в сильном электрическом поле в присутствии больших количеств свежей промывочной пресной воды (5-7 мае. %). Сферические глобулы (капли) воды под действием переменного электрического поля деформируются, вытягиваются, «дрожат», соударяются и, наконец, сливаются в более крупные глобулы. Этому способствуют также и деэмульгаторы, разрывающие оболочки капель воды, и повышенная температура (120-130 °С), понижающая вязкость нефти. Все эти факторы вместе увеличивают скорость осаждения капель диспергированной воды, в которой растворены минеральные соли. Очистка нефти от воды и солей начинается на нефтяном промысле (подготовка нефти к транспорту) и заканчивается на НПЗ, при этом возможны три-пять стадий очистки с использованием разных методов обезвоживания. Конечной стадией является электрообезвоживание нефти на НПЗ. Современная технологическая установка обезвоживания и обессоливания нефти с применением электродегидраторов может быть автономной (например, ЭЛОУ-6, индекс 10/6) или быть блоком в составе комбинированной установки атмосферной ректификации нефти и вакуумной ректификации мазута (например, ЭЛОУ-АТ-8, индекс 13/1 или ЭЛОУ-АВТ-6, индекс 11/4). В последнем варианте нефть насосом прокачивается через теплообменную группу, где за счет тепла полученных нефтяных фракций нагревается до температуры 130-140 °С и под давлением 1,4-1,5 МПа через смеситель (для смешивания нефти с деэмульгатором и промывочной пресной водой) поступает в электродегидраторы первой ступени. Далее обезвоженная нефть вновь смешивается с деэмульгатором и промывочной пресной водой и поступает в электродегидраторы второй ступени, из которых обезвоженная и обессоленная нефть проходит теплообменную группу для нагрева до температуры 200-230 °С перед первой ректификационной колонной. Из электродегидраторов отводится дренажная соленая вода (с большей частью деэмульгатора и солями) для дальнейшей утилизации. Конструкции промысловых и заводских электродегидраторов несколько различаются. Типовой горизонтальный электродегидратор (рис. 2.10) имеет диаметр 3,4 м и длину 18-24 м, объем 160-200 м3 и расчетное давление 1,8 МПа. Внутри него располагаются два-три решетчатых электрода (несколько выше оси аппарата), которые подвешиваются на изоляторах к корпусу аппарата. Для работы используется высокое напряжение переменного электрического тока (22-44 кВ), расход электроэнергии составляет 2,5-5,0 Вт /м3 нефти.
ФРАКЦИОННЫЙ СОСТАВ НЕФТИ
Нефть состоит из множества компонентов — фракций, — свойства, область применения и технологии переработки которых различны.
Нефть состоит из большого количества разных углеводородов. Их молекулы различаются массой, которая, в свою очередь, определяется количеством составляющих их атомов углерода и водорода. Чтобы получить тот или иной нефтепродукт, нужны вещества с совершенно определенными характеристиками, поэтому переработка нефти на НПЗ начинается с ее разделения на фракции.
В одной фракции могут содержаться молекулы разных углеводородов, но свойства большей части из них близки, а молекулярная масса варьируется в определенных пределах. Разделение фракций происходит путем перегонки и основано на том, что у разных углеводородов температура кипения различается: у более легких она ниже, у более тяжелых — выше. Этот процесс называется перегонкой (дистилляцией).
Основные фракции нефти определяют по интервалам температур, при которой кипят входящие в них углеводороды:
бензиновая фракция — 28–150°C,
керосиновая фракция — 150–250°C,
дизельная фракция, или газойль — 250–360°C,
мазут — выше 360°C.
Например, при температуре 120°C большая часть бензина уже испарилась, но керосин и дизельное топливо находятся в жидком состоянии. Когда температура поднимается до 150°C, начинает кипеть и испаряться керосин, после 250°C — дизель.
Существует ряд специфических названий фракций, используемых в нефтепереработке. Так, например, головной пар — это наиболее легкие фракции, полученные при первичной переработке. Их разделяют на газообразную составляющую и широкую бензиновую фракцию. Боковые погоны — это керосиновая фракция, легкий и тяжелый газойль.
Фракции, кипящие при температуре свыше 360°C, при атмосферной перегонке (перегонке при атмосферном давлении) не отделяются, так как при более высокой температуре начинается их термическое разложение (крекинг): крупные молекулы распадаются на более мелкие и состав сырья меняется. Чтобы этого избежать, остаток атмосферной дистилляции (мазут) подвергают перегонке в вакуумной колонне. Так как в вакууме любая жидкость кипит при более низкой температуре, это позволяет разделить и более тяжелые составляющие. На этом этапе выделяются фракции смазочных масел, сырье для термического или каталитического крекинга, гудрон.
Многие процессы на НПЗ требуют подогрева нефти или нефтепродуктов. Для этого используются трубчатые печи. Нагрев сырья до требуемой температуры происходит в змеевиках из труб диаметром 100–200 мм.
Ахметов ОСНОВЫ ФИЗИКОХИМИИ НЕФТИ... 1.2.1. Элементный и фракционный состав нефти
С позиций химии нефть – сложная исключительно многокомпонентная взаиморастворимая смесь газообразных, жидких и твердых углеводородов различного химического строения с числом углеродных атомов до 100 и более с примесью гетероорганических соединений серы, азота, кислорода и некоторых металлов. По химическому составу нефти различных месторождений весьма разнообразны и обсуждение можно вести лишь о составе, молекулярном строении и свойствах «среднестатистической» нефти. Менее всего колеблется элементный состав нефтей: 82,5…87 % углерода; 12,5…14,5 % водорода; 0,05…0,35, редко до 0,7 % кислорода; до 1,8 % азота и до 5,3, редко до 10 % серы. Кроме названных, в нефтях обнаружены в незначительных количествах другие элементы, в т. ч. металлы (Са, Mg, Fe, Al, Si, V, Ni, Na и др.).
Поскольку нефть и нефтепродукты представляют собой многокомпонентную смесь углеводородов и гетероатомных соединений, то обычными методами перегонки не удается разделить их на индивидуальные соединения со строго определенными физическими константами, в частности температурой кипения при данном давлении. Принято разделять нефти и нефтепродукты путем перегонки на отдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью и называется фракцией или дистиллятом. В условиях лабораторной или промышленной перегонки отдельные фракции отгоняются при постепенно повышающейся температуре кипения, поэтому нефть и ее фракции характеризуются не температурой кипения, а температурами начала кипения (н. к.) и конца кипения (к. к.).
При исследовании качества новых нефтей (т. е. составлении технического паспорта нефти) их фракционный состав определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колонками (например, на АРН-2 по ГОСТ 11011–85). Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам фракционирования так называемую кривую истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура – выход фракций в % мас., (или % об.).
Отбор фракций до 200 °С проводится при атмосферном давлении, а более высококипящих – под вакуумом во избежание термического разложения. По принятой методике от начала кипения до 300 °С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные фракции до температуры к. к. 475…550 °С. Таким образом, фракционный состав нефтей (кривая ИТК) показывает потенциальное содержание в них отдельных нефтяных фракций, являющихся основой для получения товарных нефтепродуктов (автобензинов, реактивных и дизельных топлив, смазочных масел и др.).
Нефти различных месторождений значительно различаются по фракционному составу, а следовательно, по потенциальному содержанию дистиллятов моторных топлив и смазочных масел. Большинство нефтей содержит 15…25 % бензиновых фракций, выкипающих до 180 °С, 45…55 % фракций, перегоняющихся до 300…350 °С.
Известны месторождения легких нефтей с высоким содержанием светлых (до 350 °С). Так, самотлорская нефть содержит 58 % светлых, а в нефти месторождения Серия (Индонезия) их содержание достигает 77 %. Газовые конденсаты Оренбургского и Карачаганакского месторождений почти полностью (85…90 %) состоят из светлых.
Добываются также очень тяжелые нефти, в основном состоящие из высококипящих фракций. Например, в нефти Ярегского месторождения (Республика Коми), добываемой шахтным способом, отсутствуют фракции, выкипающие до 180 °С, а выход светлых составляет всего 18,8 %.
Подробные данные о фракционном составе нефтей бывшего СССР имеются в четырехтомном справочнике «Нефти СССР».
Направления переработки нефти
Ахметов ОСНОВЫ ФИЗИКОХИМИИ НЕФТИ... 1.2.4. Производственно-проектная оценка и основные направления переработки нефтей и газоконденсатов
Нефтеперерабатывающая промышленность – отрасль тяжелой промышленности, охватывающая переработку нефти и газовых конденсатов и производство высококачественных товарных нефтепродуктов: моторных и энергетических топлив, смазочных маcел, битумов, нефтяного кокса, парафинов, растворителей, элементной серы, термогазойля, нефтехимического сырья и товаров народного потребления.
Промышленная переработка нефти и газовых конденсатов на современных нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) осуществляется путем сложной многоступенчатой физической и химической переработки на отдельных или комбинированных крупнотоннажных технологических процессах (установках, цехах), предназначенных для получения различных компонентов или ассортиментов товарных нефтепродуктов.
Существует три основных направления переработки нефти:
— топливное;
— топливно-масляное;
— нефтехимическое или комплексное (топливно-нефтехимическое или топливно-масляно-нефтехимическое).
При топливном направлении нефть и газовый конденсат в основном перерабатываются на моторные и котельные топлива. Переработка нефти на НПЗ топливного профиля может быть глубокой и неглубокой. Технологическая схема НПЗ с неглубокой переработкой отличается небольшим числом технологических процессов и небольшим ассортиментом нефтепродуктов. Выход моторных топлив по этой схеме не превышает 55…60 % мас. и зависит в основном от фракционного состава перерабатываемого нефтяного сырья. Выход котельного топлива составляет 30…35 % мас. При глубокой переработке стремятся получить максимально высокий выход высококачественных моторных топлив путем вовлечения в их производство остатков атмосферной и вакуумной перегонок, а также нефтезаводских газов. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Глубина переработки нефти при этом достигает до 70…90 % мас.
По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с моторными топливами получают различные сорта смазочных масел. Для производства последних подбирают обычно нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций с учетом их качества.
Нефтехимическая и комплексная переработка нефти предусматривает наряду с топливами и маслами производство сырья для нефтехимии (ароматические углеводороды, парафины, сырье для пиролиза и др.), а в ряде случаев – выпуск товарной продукции нефтехимического синтеза.
Выбор конкретного направления, соответственно, схем переработки нефтяного сырья и ассортимента выпускаемых нефтепродуктов обусловливается прежде всего качеством нефти, ее отдельных топливных и масляных фракций, требованиями к качеству товарных нефтепродуктов, а также потребностями в них данного экономического района.
Предварительную оценку потенциальных возможностей нефтяного сырья можно осуществить по комплексу показателей, входящих в технологическую классификацию нефтей. Однако этих показателей недостаточно для определения набора технологических процессов, ассортимента и качества нефтепродуктов, для составления материального баланса установок, цехов и НПЗ в целом и т. д.
Для этих целей в лабораториях научно-исследовательских институтов проводят тщательные исследования по установлению всех требуемых для проектных разработок показателей качества исходного нефтяного сырья, его узких фракций, топливных и масляных компонентов, промежуточного сырья для технологических процессов и т. д.
Результаты этих исследований представляют обычно в виде кривых зависимости ИТК, плотности, молекулярной массы, содержания серы, низкотемпературных и вязкостных свойств от фракционного состава нефти (рис. 1.1), а также в форме таблиц с показателями, характеризующими качество данной нефти, ее фракций и компонентов нефтепродуктов.
Рис. 1.1. Характеристика нефти и ее остатка
Справочный материал с подробными данными по физико-химическим свойствам отечественных нефтей, имеющих промышленное значение, приводится в многотомном издании «Нефти СССР» (М.: Химия).
Классификация процессов переработки нефти
Ахметов ОСНОВЫ ФИЗИКОХИМИИ НЕФТИ... 1.2.5. Классификация процессов переработки нефти, газовых конденсатов и газов
Технологические процессы НПЗ принято классифицировать на следующие 2 группы: физические и химические.
1. Физическими (массообменными) процессами достигается разделение нефти на составляющие компоненты (топливные и масляные фракции) без химических превращений и удаление (извлечение) из фракций нефти, нефтяных остатков, масляных фракций, газоконденсатов и газов нежелательных компонентов (полициклических ароматических углеводородов, асфальтенов, тугоплавких парафинов), неуглеводородных соединений. Физические процессы по типу массообмена можно подразделить на следующие типы:
1.1 – гравитационные (ЭЛОУ);
1.2 – ректификационные (АТ, АВТ, ГФУ и др.);
1.3 – экстракционные (деасфальтизация, селективная очистка, депарафинизация кристаллизацией);
1.4 – адсорбционные (депарафинизация цеолитная, контактная очистка);
1.5 – абсорбционные (АГФУ, очистка от Н2S, СО2).
2. В химических процессах переработка нефтяного сырья осуществляется путем химических превращений с получением новых продуктов, не содержащихся в исходном сырье. Химические процессы, применяемые на современных НПЗ, по способу активации химических реакций подразделяются:
2.1 – на термические;
2.2 – каталитические.
Термические процессы по типу протекающих химических реакций можно подразделить на следующие типы:
2.1.1 – термодеструктивные (термический крекинг, висбрекинг, коксование, пиролиз, пекование, производство технического углерода и др.);
2.1.2 – термоокислительные (производство битума, газификация кокса, углей и др.).
В термодеструктивных процессах протекают преимущественно реакции распада (крекинга) молекул сырья на низкомолекулярные, а также реакции конденсации с образованием высокомолекулярных продуктов, например кокса, пека и др.
Каталитические процессы по типу катализа можно классифицировать на следующие типы:
2.2.1 – гетеролитические, протекающие по механизму кислотного катализа (каталитический крекинг, алкилирование, полимеризация, производство эфиров и др.);
2.2.2 – гомолитические, протекающие по механизму окислительно-восстановительного (электронного) катализа (производство водорода и синтез газов, метанола, элементной серы);
2.2.3 – гидрокаталитические, протекающие по механизму бифункционального (сложного) катализа (гидроочистка, гидрообессеривание, гидрокрекинг, каталитический риформинг, изомеризация, гидродеароматизация, селективная гидродепарафинизация и др.).
Головным процессом переработки нефти (после ЭЛОУ – электрообессоливающей установки) является атмосферная перегонка (АТ – атмосферная трубчатка), где отбираются топливные фракции (бензиновые, осветительного керосина, реактивного и дизельного топлив) и мазут, используемый либо как компонент котельного топлива, либо как сырье для последующей глубокой переработки.
Топливные фракции атмосферной перегонки далее подвергаются облагораживанию: гидроочистке от гетероатомных соединений, а бензины – каталитическому риформингу с целью повышения их качества или получения индивидуальных ароматических углеводородов – сырья нефтехимии (бензола, толуола, ксилолов и др.).
Из мазута путем вакуумной перегонки (на установках ВТ – вакуумной трубчатки) получают либо широкую фракцию (350…500 °С) вакуумного газойля – сырья для последующей переработки на установках каталитического крекинга или гидрокрекинга с получением, главным образом, компонентов моторных топлив, либо узкие дистиллятные масляные фракции, направляемые далее на последующие процессы очистки (селективная очистка, депарафинизация и др.)
Остаток вакуумной перегонки – гудрон – служит при необходимости для получения остаточных масел или как сырье для глубокой переработки с получением дополнительного количества моторных топлив, нефтяного кокса, дорожного и строительного битума или же в качестве компонента котельного топлива.
Светлые нефтепродукты,
особенности их производства и современные стандарты
Светлые нефтепродукты — наиболее маржинальные продукты нефтепереработки. К ним относятся бензин, керосин и дизельное топливо. Получение соответствующих фракций происходит уже при начальной перегонке нефти, но увеличить их выход по отношению к объему исходного сырья и произвести высококачественный чистый продукт возможно только в результате вторичных процессов нефтепереработки
Светлые нефтепродукты состоят из легких фракций, кипящих при относительно низких температурах. Такие фракции, как правило, почти бесцветны. В первую очередь при упоминании светлых в голову приходит, конечно же, бензин. Хотя справедливости ради нужно сказать, что в структуре мирового потребления бензин уступает по объемам место дизельному топливу, и эта тенденция, по прогнозам экспертов, сохранится. Такой перевес дизеля связан как с многолетним трендом роста автопарка на дизельном топливе и сокращением выпуска бензиновых авто, так и со структурной характеристикой: в случае с дизелем это не только легковые автомобили, но и вся тяжелая коммерческая автотехника, железнодорожный транспорт.
Бензины
Бензины — легковоспламеняющиеся бесцветные или слегка желтоватые жидкости, представляют собой смесь нефтепродуктов с интервалом кипения от 40 до 200°С. Интересно, что слово «бензин» происходит от арабского словосочетания, означающего «яванское благовоние». Так называли смолу дерева стиракс, известную также как «росный ладан». Позднее из нее стали производить кислоту, названную бензойной. В 1833 году немецкий химик Эйльхард Мичерлих получил из этой кислоты простейшее ароматическое соединение бензол и назвал его benzin. В некоторых языках это название закрепилось за классом легких нефтепродуктов, в состав которых входят ароматические соединения, в том числе бензол.
Составляющие бензина — продукты многих процессов на НПЗ (см. врезы о различных процессах): первичной перегонки (прямогонные бензиновые фракции) и вторичных процессов переработки — крекинга, риформинга, алкилирования, изомеризации, полимеризации, пиролиза и висбрекинга. Также в состав бензина могут входить кислородсодержащие органические соединения (оксигенаты) — спирты, эфиры и другие компоненты.
ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Важнейшая характеристика бензина — октановое число, которое определяет его детонационную стойкость, то есть способность противостоять самовоспламенению при сжатии. Детонация — нежелательное явление в бензиновом двигателе. Оно возникает, когда часть топлива в цилиндре загорается еще до того, как его достигнет пламя от свечи зажигания, и сгорает быстрее, чем требуется. В результате мощность двигателя снижается, он перегревается и быстрее изнашивается. О детонации свидетельствует характерный стук в моторе. В современных двигателях степень сжатия поршня в цилиндре высока — это дает и большую мощность, и увеличение КПД, а значит, бензины с высокой детонационной стойкостью всё востребованнее.
Октановое число — условный показатель. Его оценивают, сравнивая детонационную стойкость бензина с модельной смесью двух веществ — изооктана и н-гептана. Сам показатель соответствует процентному содержанию в этой смеси изооктана (один из изомеров октана – 2,2,4,-триметилпентан), который с трудом самовоспламеняется даже при высоких степенях сжатия. Его октановое число принято за 100. Н-гептан, напротив, детонирует даже при небольшом сжатии. Его октановое число — 0. Если октановое число бензина равно 95, это означает, что он детонирует, как смесь 95% изооктана и 5% гептана.
Углеводороды, которые содержатся в топливах, значительно различаются по детонационной стойкости: наибольшее октановое число имеют ароматические углеводороды и парафиновые углеводороды разветвленного строения (изоалканы), наименьшее октановое число у парафиновых углеводородов нормального строения. Последние в подавляющем большинстве содержатся в прямогонных бензинах, и их октановое число, как правило, не превышает 70.
Ароматические углеводороды образуются в процессе каталитического риформинга, а разветвленные парафины — при каталитическом крекинге. Именно эти два процесса в XX веке стали основными процессами вторичной переработки нефти, позволяющими получать бензины с повышенным октановым числом.
Сегодня высокооктановые бензиновые фракции также получают в результате процессов алкилирования, изомеризации и гидрокрекинга, или используя в низкооктановых бензинах разнообразные присадки.
БЕНЗИНОВЫЙ КУПАЖ (КОМПАУНДИРОВАНИЕ)
Вообще, производство бензина, как и любого другого современного высококачественного топлива — это целое искусство. Судите сами: каждый из процессов переработки нефти на НПЗ дает бензины в разном количестве, разного состава (соотношение основных компонентов) и с разным октановым числом. Все эти параметры обусловлены не только характеристиками процессов, но также особенностями технологической схемы каждого конкретного производства и составом исходного сырья. Далее необходимо смешать компоненты так, чтобы на выходе получился продукт с требуемыми параметрами.
Со временем помимо таких характеристик, как октановое число, фракционный состав, химическая стабильность, давление насыщенных паров, все большую роль стали играть экологические показатели. Когда-то, чтобы повысить октановое число бензина, в него добавляли тетраэтилсвинец — такой бензин назывался этилированным. Сегодня использование этой присадки полностью запрещено из-за ее токсичности.
Постепенно росли и требования, ограничивающие содержание в топливе серы. Если в бензине содержатся активные сернистые соединения (сероводород, низшие меркаптаны), они могут вызвать коррозию топливной системы. Неактивные сернистые соединения (тиофены, сульфиды, высшие меркаптаны и др.) не вызывают коррозии, однако при их сгорании образуются оксиды серы (SO2, SO3), которые, в свою очередь, и коррозионный износ двигателя повышают, и на окружающую среду влияют не лучшим образом: кислотные дожди, представляющие собой раствор серной кислоты, — прямое следствие попадания в атмосферу значительного количества серного ангидрида.
Большую опасность для людей представляют и некоторые ароматические соединения, в частности ряд полициклических ароматических углеводородов, а также бензол, который признан сильным канцерогеном. Ограничение содержания ароматики — требование, которое позволяет снизить негативный экологический эффект от использования бензина. Для примера, в бензинах класса «Евро-3» содержание ароматики было ограничено 42%, а последний европейский стандарт «Евро-6» подразумевает уже не более 24% ароматических углеводородов.
Чтобы добиться соответствия бензина экологическим стандартам, сегодня высокооктановый (с октановым числом 100–104) бензин каталитического риформинга (риформат), содержащий много ароматических углеводородов, смешивают с другими фракциями с меньшим октановым числом, полученными в результате изомеризации, каткрекинга или алкилирования. В результате удается получить и высокое октановое число, и приемлемое содержание ароматики.
В настоящее время в России производят автобензины:
— по ГОСТ 2084–77: А-72, А-76, АИ-91, АИ-93 и АИ-95;
— по ГОСТ Р 51105–97: Нормаль-80, Регуляр-91, Премиум-95 и Супер-98 (табл. 1.5);
— по ГОСТ Р 51866 (EN–228): бензин-регуляр и премиальный бензин.
По техническим условиям выпускаются:
– бензины для экспорта А-80, А-92, АИ-96, АИ-98;
– бензины с марганцевыми антидетонаторами Нормаль-80 и Регуляр-91;
– бензины для зарубежных автомобилей Премиум-95 и Супер-98;
– неэтилированные бензины с улучшенными экологическими показателями (с содержанием бензола не более 3 %) АИ-80 эк, АИ-93 эк, АИ-98 и др.
Дизельное топливо
Основная область применения легких газойлей, полученных при атмосферной перегонке нефти, а также с помощью гидрокрекинга, термического или каталитического крекинга и коксования нефтяных остатков, — изготовление дизельного топлива. В его состав входят углеводороды с интервалом кипения 200–350°C. Дизель состоит из более тяжелых углеводородов, чем бензин и керосин, он более вязкий и темный (прозрачен, но имеет желтоватый или коричневатый оттенок). Традиционно дизель использовался в первую очередь как топливо для железнодорожного и водного транспорта, грузового автотранспорта, сельскохозяйственной техники, а также в качестве котельного топлива. Однако позднее приобрел популярность и как топливо для легковых автомобилей благодаря экономичности и надежности дизельных моторов.
В дизельном двигателе горючая смесь воспламеняется не от искрового зажигания, а в результате сжатия. Это значит, что, в отличие от бензинов, для дизельного топлива высокая детонационная стойкость как раз нежелательна. Главный критерий его качества — воспламеняемость, которая выражается цетановым числом. Подобно определению октанового числа бензина его получают, сравнивая исследуемое топливо со смесью цетана (C16H34) и -метилнафталина (C11H10). Процентное содержание цетана в смеси с аналогичной воспламеняемостью и даст цетановое число. Высокое цетановое число и хорошая воспламеняемость дизельного топлива снижают время запуска двигателя, уровень выбросов и шум. Еще одна важная качественная характеристика дизеля — низкотемпературные свойства, то есть способность не замерзать при низких температурах.
Углеводородный состав дизельной фракции более сложен, чем у более легких дистиллятов: в зависимости от процесса получения здесь можно найти и парафиновые углеводороды (алканы), и ароматику, и олефины, и изопарафины. Каждое из этих веществ обладает своими преимуществами и недостатками с точки зрения применения дизеля.
Например, у алканов отличная воспламеняемость, но плохая устойчивость к низким температурам. Зато олефины прекрасно переносят морозы, но значительно снижают цетановое число. Это обстоятельство в том числе способствует тому, чтобы производить разные сорта дизельного топлива из различных смесей углеводородов с учетом дальнейшего применения. За основу принимают средние дистилляты прямой перегонки — в советские времена их использовали без лишних примесей — это всем известная солярка.
Ценный компонент дизеля — газойль гидрокрекинга, у него высокое цетановое число и малое содержание посторонних примесей. Вообще гидроочистка — обязательный процесс при получении качественного дизеля — в средних и тяжелых дистиллятах скапливается максимальное количество серы и других примесей, бывших в исходном сырье.
В зависимости от условий применения в соответствии с ГОСТ 305–82 установлены следующие марки дизельных топлив (табл. 1.8) для быстроходных дизелей:
Л – (летнее), З – (зимнее) А – (арктическое)
В стандарт введена следующая форма условного обозначения топлив: к марке Л добавляют цифры, соответствующие содержанию серы и температуре вспышки, например, Л-0,2-40; к марке З – содержание серы и температуры застывания, например, З-0,2 минус 35. В условное обозначение марки топлива А входит только содержание серы, например, А-0,4.
По техническим условиям выпускаются дизельные топлива:
– экспортные ДЛЭ, ДЗЭ;
– с депрессорными присадками ДЗП, ДАП;
– экологически чистые и с улучшенными экологическими свойствами (с содержанием серы 0,01 и 0,005 %) ДЭК-Л, ДЭК-З, ДЛЭЧ, ДЗЭЧ и др.
В западно-европейских странах и США начато производство экологичных дизельных топлив со сверхнизким содержанием серы (менее 0,05%).
Реактивное топливо
Керосин был первым видом топлива, который стали получать из нефти с помощью перегонки. Первоначально он использовался в основном для уличного освещения. Керосин представляет собой прозрачную, бесцветную или желтоватую, слегка маслянистую на ощупь жидкость — смесь углеводородов, молекулы которых содержат от восьми до 15 атомов углерода. Температура кипения керосинов находится в интервале 150–250°C.
Сегодня керосин применяют в первую очередь как авиационное реактивное топливо, а также в качестве компонента жидкого ракетного топлива, в бытовых нагревательных и осветительных приборах, в аппаратах для резки металлов, как растворитель, а также как сырье для нефтеперерабатывающей промышленности.
Реактивное топливо получают из малосернистого или обессеренного керосина, легкого газойля коксования и гидрокрекированных компонентов. Оно проходит строгую проверку качества по таким параметрам, как плотность, вязкость, низкотемпературные характеристики, электропроводность, коррозионные свойства и др. В реактивных топливах недопустимо присутствие сероводорода, водорастворимых кислот и щелочей, мыла нафтеновых кислот, механических примесей, воды.
Мировое производство реактивного топлива составляет в среднем 5% от перерабатываемой нефти. В мирное время военные потребляют около 10% от общих ресурсов реактивных топлив.
Марки реактивных топлив. Отечественными стандартами предусматривается возможность производства реактивных топлив четырех марок для дозвуковой авиации (Т-1, ТС-1, Т-2 и РТ) и две марки для сверхзвуковых самолетов – Т-6 и Т-8В (табл. 1.10).
Топливо Т-1 – это прямогонная керосиновая фракция (150…280°С) малосернистых нефтей. Выпускают его в очень малых количествах.
Т-2 – топливо широкого фракционного состава (60…280 °С) – признано резервным и в настоящее время не вырабатывается.
Наиболее массовыми топливами для дозвуковой авиации являются ТС-1 и РТ.