Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность является одной из ведущих отраслей тяжелой промышленности. В последние годы добыча нефти значительно сократилась.
Перед нефтеперерабатывающей промышленностью поставлена задача повысить эффективность использования нефти, обеспечить дальнейшее улучшение её переработки.
В настоящее время особая роль отведена увеличению глубины переработки нефтяного сырья с помощью различных термических и химических методов, с целью получения из нефти большего количества светлых нефтепродуктов. Широкое применение в нефтепереработки имеет газ. Газ применяется как хладагент, топливо.
В топливном балансе, газообразное топливо занимает существенное место. С каждым годом его потребление возрастает не только в промышленности, но и в хозяйстве. Газообразное топливо имеет ряд существенных преимуществ по сравнению с другими видами топлива: оно широко распространено, дешево, имеются его большие запасы, легко осуществляется дозировка и регулировка с воздухом. Многие газы обладают высокой тепловой ценностью. При сгорании они развивают высокую температуру, полностью сгорают с небольшим коэффициентом избытка воздуха, не содержат коррозионно-агрессивных веществ. Газообразное топливо очень удобно в использовании: в помещениях сохраняется чистота, так как при его сгорании не выделяются копоть и смолы, не остается золы, а продукты сгорания почти не содержат веществ, вредных для окружающей живой природы. Хранение газообразного топлива централизованно, что удобно для потребления: не нужны индивидуальные складские помещения, специальные хранилища. Использование газовых магистралей особенно важно для тех районов, где нет запасов твердого и жидкого топлива.
Основной недостаток многих видов газообразного топлива — их высокая взрывоопасность (природные газы, водород, метан).
Легкая утечка горючих газов через мельчайшие неплотности требует внимания и осторожности при использовании. Те газы, в состав которых входит окись углерода, сильно ядовиты. Однако соблюдение правил технической и противопожарной безопасности, а также выполнение рекомендуемых мер, делает эксплуатацию газовых установок надежной и безопасной.
1. Классификация и состав газообразных топлив
Газообразные топлива — это в основном смесь различных газов, таких как метан, этилен, и других углеводородов. Также в состав газообразного топлива входят оксид углерода, диоксид углерода или углекислого газа, азот, водород, сероводород, кислород и другие газы, а также водяные пары.
Газообразные топлива
... газовых установок надежной и безопасной. 1. Классификация и состав газообразных топлив Газообразные топлива - это в основном смесь различных газов, таких как метан, этилен, и других углеводородов. Также в состав газообразного топлива входят оксид углерода, диоксид углерода ... и в хозяйстве. Газообразное топливо имеет ряд существенных преимуществ по сравнению с другими видами топлива: оно широко ...
Все виды газообразного топлива по теплоте сгорания делят на три группы: 1) низкокалорийные газы (генераторный, смешанный, доменный, рудничный и др.), выделяющие до 10000 кДж/м³; 2) среднекалорийные (водяной, светильный, коксовый и др.), при их сгорании выделяется 10000-20000 кДж/м³; 3) высококалорийные — более 20000 кДж/м³, к их числу относятся различные природные газы газовых месторождений, нефтяные или попутные газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных скважин, сжиженные газы, а также различные крекинговые и другие газы, получаемые при переработке нефти.
Газообразное топливо может быть естественным и искусственным. К естественным относятся легкие газообразные углеводороды, улавливаемые при добыче нефти, и природные газы чисто газовых месторождений. По составу и тепловой ценности природные газы различных месторождений отличаются незначительно. Их главная составная часть (92-99%) — метан СН4, что и обусловливает высокую взрывоопасность. Природный газ — самое дешевое топливо, что делает его чрезвычайно перспективным для использования во многих отраслях хозяйства. С каждым годом он находит все более широкое применение и в сельском хозяйстве и для обеспечения различных технологических и бытовых нужд.
Искусственные горючие газы получают при переработке твердых и жидких топлив (процессы сухой перегонки, коксования, полукоксования и др.).
Наиболее распространены светильный, коксовый, водяной, смешанный, крекинговый. По тепловой ценности искусственные газы бывают как низко, так и высококалорийными. Их используют как топливо, а также часто смешивают с природным для снижения взрывоопасности. Смешивание проводят на специальных станциях, а к потребителю уже поступает готовый двойной или тройной газ. Однако необходимо помнить, что газ, поступающий к потребителю, все равно взрывоопасен, а часто и ядовит (если в нем содержится окись углерода) и поэтому требует осторожного обращения с ним.
Газовое топливо представляет собой смесь горючих и негорючих газов. Горючими являются метан, пропан, бутан, этан, водород и окись углерода; негорючими — азот, углекислый газ и кислород, а также некоторое количество примесей как горючих, так и негорючих веществ, количество которых лимитируется ГОСТ 5542-78.
С помощью приборов, называемых газоанализаторами, определяют состав газообразного топлива.
В состав сухого газообразного топлива входят:
CH4+ C2H4+ CO2 + H2+ H2S + CmHn+ N2 + O2+… = 100.
Метан (СН4) — основная составляющая часть многих природных газов. При сгорании 1 м³ метана выделяется 35 800 кДж теплоты. Метана в природных газах может содержаться до 93-98%.
Этилен (С2Н4) — при сгорании 1 м³ этилена выделяется 59000 кДж теплоты. В газах может содержаться небольшое его количество.
Водород (Н2) — при сгорании 1 м³ водорода выделяется 10800 кДж теплоты. Многие горючие газы, кроме коксового, содержат относительно небольшое количество водорода. Однако в коксовом газе его содержание может достигнуть 50-60%.
Пропан (С3Н8), бутан (С4Н10) — при горении этих углеводородов выделяется большее количество теплоты, чем при сгорании этилена, но в горючих газах их содержание незначительно.
Оксид углерода (СО) — при сгорании 1 м³ этого газа выделяется 12770 кДж теплоты. Оксид углерода — основная горючая составляющая доменного газа. Этот газ не имеет ни цвета, ни запаха, очень ядовит.
Повышение нефтеотдачи пласта путем закачки гелеобразующих композиций ...
... объединены в состав регионально нефтеносного горизонта ЮВ1. В пределах месторождения в разрезе горизонта выделяются два самостоятельных песчано-алевритовых пласта, ЮВ 1/1 и ЮВ1/2 ... Лангепас, в котором находится ТПП «Лангепаснефтегаз», осуществляющее разработку месторождения. В орогидрографическом смысле район месторождения представляет слабо расчлененную, очень заболоченную и залесенную равнину с ...
Сероводород (H2S) — при горении 1 м³ сероводорода выделяется 23400 кДж теплоты. При наличии в газообразном топливе сероводорода повышается коррозия металлических частей печи и газопровода. При одновременном присутствии в газе кислорода и влаги коррозирующее воздействие сероводорода усиливается. Сероводород — тяжелый газ с неприятным запахом, обладает высокой токсичностью.
Остальные газы (СО2, N2, О2) и пары воды — балластные составляющие. Их присутствие в топливе приводит к понижению температуры его горения. При повышении содержания этих газов снижается содержание горючих составляющих. Содержание в топливе более 0,5% свободного кислорода считается опасным по условиям техники безопасности.
Природные газы чисто газовых месторождений состоят в основном из метана (СН4), относятся к категории сухих (тощих) газов и характеризуются относительным постоянством состава, в то время как состав газов газонефтяных месторождений непостоянен и зависит от природы нефти, величины газового фактора и условий разделения нефтегазовых смесей.
Попутные газы из газовых шапок нефтяной залежи, как правило, содержат меньше тяжелых углеводородных газов, чем газы, получаемые из месторождений нефти, в которой они были растворены.
В народном хозяйстве широко применяются сжиженные углеводородные газы, которые находят применение в сельской местности и населенных пунктах, удаленных на значительные расстояния от магистральных газопроводов.
К сжиженным углеводородным газам относятся такие углеводороды, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии, а при относительно небольшом повышении давления (без снижения температуры) переходят в жидкое состояние.
Сжиженные газы представляют собой смесь углеводородов, в основном пропана и бутана, с небольшими примесями более тяжелых. Источниками их получения являются попутные газы нефтяных и газоконденсатных месторождений и газы, образующиеся при переработке нефти. При атмосферных условиях сжиженные газы переходят в газообразное состояние, а при повышении давления или при снижений температуры превращаются в жидкость. Для транспортировки и хранения эти газы обычно сжижают, а у потребителей они используются в газовой фазе.
При снижении давления эти углеводородные жидкости испаряются и переходят в паровую фазу. Это позволяет перевозить и хранить сжиженные углеводороды, как жидкости, а контролировать, регулировать и сжигать газообразные углеводороды, как газы.
Доменный газ получается при выплавке чугуна в доменных печах как побочный продукт, Процесс образования доменного газа связан с взаимодействием углерода кокса с дутьем и реакциями восстановления железных руд. Состав доменного газа зависит от влажности и температуры подогрева дутья, обогащения его кислородом
Особенностями газообразных углеводородов являются: высокая плотность, значительно превышающая плотность воздуха; медленная диффузия в атмосферу, низкие температуры воспламенения, низкие пределы взрываемости в воздухе, высокий объемный коэффициент расширения жидкой фазы и другие факторы, которые повышают требования при их использовании.
Подготовка газа на месторождении Медвежье (адсорбционный метод осушки газа)
... Геолого-промысловая характеристика месторождения Медвежье 1.1 Орогидрографическая характеристика района Медвежье месторождение находится на севере ... суровой зимой и коротким прохладным летом. Среднегодовая температура составляет плюс 5,6 °С. Наиболее холодными месяцами ... В районе производятся геологоразведочные работы и добыча газа. Водоснабжение объектов осуществляется с крупных водозаборов: ...
Из углеводородных сжиженных газов в качестве топлива главным образом используются пропан, бутан и их смеси. Соотношение пропана и бутана в смеси этих газов устанавливается по соглашению между потребителем и поставщиком газа.
Технический пропан является универсальным сжиженным газом, так как он может применяться при естественном и искусственном испарении жидкости в пределах изменения температур от +45 до -35°С. Это позволяет в любое время года устанавливать баллоны и резервуары с жидким пропаном в отапливаемых и неотапливаемых помещениях, снаружи здания и в грунте. Достоинством пропана является и то, что образующиеся в начале и в конце опорожнения емкостей пары при любом методе испарения почти однородны по своему составу.
Основными видами газообразного топлива, используемого для газоснабжения городов и населенных пунктов, являются горючие газы с низшей теплотой сгорания не менее 12,57 мДж/м³ и согласно ГОСТ 5542-78 он должен соответствовать следующим требованиям: содержание в нем вредных примесей на 100 м³ газа не должно превышать (г):
Сероводорода — 2.
Смолы и пыли — 0,1.
Аммиака — 2.
Нафталина летом — 10.
Цианистых соединений нафталина зимой — 5.
В пересчете на HCN — 5.
Содержание кислорода не должно быть более 1% по объему.
Запах нетоксичных газов должен ощущаться при содержании их в воздухе в количестве не более 1/5 от нижнего предела воспламеняемости, а запах токсичных газов — при содержании их в воздухе и в количествах, допускаемых санитарными нормами, для чего газ должен одорироваться, если он не обладает достаточно сильным и характерным запахом.
Газы сухой перегонки твердого топлива можно подразделить на две группы: на газы с низким содержанием балласта и газы с высоким содержанием балласта.
Запах нетоксичных газов должен ощущаться при содержании их в воздухе в количестве не более 1/5 от нижнего предела воспламеняемости, а запах токсичных газов — при содержании их в воздухе и в количествах, допускаемых санитарными нормами, для чего газ должен одорироваться, если он не обладает достаточно сильным и характерным запахом.
Газы с малым содержанием балласта получают ісухой перегонкой углей и сланцев в печах с внешним обогревом. Их можно получить также при нагреве перерабатываемого топлива твердым теплоносителем, например золой или песком, при температуре около 900 °С.
К числу газов с малым содержанием балласта принадлежат газы, производимые полукоксованием, т. е. нагревом угля или сланцев до 500-550 °С, и газы, полученные в процессе коксования, т. е. нагревом каменных углей до температуры порядка 1000 °С.
При сухой перегонке топлива с высоким содержанием кислорода в горючей массе (древесина <#»821159.files/image001.jpg»>
Рисунок 1 Схема устройства по очистке и осушке газа
Устройство для очистки и осушки газа содержит адсорберы А, Б, В, Г и Д с двухслойным адсорбентом, в которые очищаемый газ подается по коллектору подачи очищаемого газа (1), а очищенный и осушенный газ по коллектору отвода (2) отводится сверху. К этому последнему коллектору подсоединен ресивер (3) для накопления и подачи продувочного газа на регенерацию через вихревую трубку (4), установленную после ресивера. Для откачки продуктов очистки используется эжектор (5), установленный также после ресивера. Снизу к адсорберам присоединен и коллектор отвода продувочного газа (6), на котором установлен теплообменник (7), одновременно размещенный на потоке газа между ресивером и вихревой трубкой. Управление арматурой для переключения адсорберов с режима адсорбции на регенерацию и обратно осуществляется командным блоком (на чертеже не показаны)
Адсорбционная установка. Расчет адсорбера
... высокой степени очистки газового потока от целевого компонента. Горизонтальный адсорбер (рис.4). Рис.4 -люки для загрузки адсорбента; 2-штуцер для подачи газа на стадиях ... жидкости. Недостатком данного адсорбера является низкая производительность, низкий диапазон устойчивой работы вследствие забиваемости фильтрующих элементов и невозможность дальнейшей регенерации адсорбента. В настоящее время ...
Принцип работы устройства заключается в следующем. Сырой исходный газ под давлением пропускают через, например, адсорбер А, где газ, проходя через первый слой адсорбента-силикагеля или окиси алюминия, подвергают предварительной осушке и очистке, а во втором слое адсорбента — цеолите производят окончательную глубокую осушку и очистку газа, который направляют потребителю, отбирая часть газа в ресивер для продувки адсорбента и откачки адсорбера. После насыщения адсорбента продуктами очистки адсорбер А переводят в режим регенерации, а адсорбер Б — в режим очистки и осушки. Процесс регенерации адсорбента состоит из следующих операций: снижение давления газа в адсорбере до величины, при которой проводится продувка адсорбента горячим очищенным и осушенным газом, снижение давления в адсорбере ниже продувочного с помощью эжектора и откачка продуктов очистки, повышение давления в адсорбере до величины, при которой проводится продувка адсорбента холодным потоком очищенного и осушенного газа, медленное повышение давления газа в адсорбере до рабочего значения режима очистки и осушки за счет подачи сырого исходного газа. Все адсорберы периодически и последовательно проходят режимы адсорбции и регенерации. Очищенный и осушенный газ для продувки отбирают из ресивера и через теплообменник направляют в вихревую трубку, где разделяют на холодный и горячий потоки, при этом долю холодного потока выбирают таким образом, чтобы обеспечить не только высокую температуру горячего потока, но и достаточный расход газа для продувки. Для обеспечения непрерывности работы вихревой трубки режим продувки организуют так, что пока в одном адсорбере продувают адсорбент горячим газом, то в это же время идет продувка адсорбента холодным потоком газа в другом адсорбере при одинаковых давлениях. Продувочные газы и газ после эжектора сбрасывают в магистраль газа низкого давления. Для снижения температуры сбрасываемого газа смешивают горячий поток после теплообменника с холодным потоком после эжектора.
Пример выполнения способа.
Очистка природного газа от диоксида углерода и осушки от влаги перед его ожижением для предотвращения конденсации указанных компонентов на теплопередающей поверхности холодильников при температуре 110К осуществляется следующим образом.
Очищаемый природный газ в количестве 9000 нм3/ч, давлением 4,5 МПа, с температурой 278К и содержанием диоксида углерода 0,1% (об.) при 100% относительной влажности подают на адсорбер A снизу. В адсорбере A природный газ вначале осушается на слое силикагеля до абсолютного влагосодержания, соответствующего точке росы -40oC, кроме того, в этом слое адсорбируются тяжелые углеводороды, имеющие сравнительно высокую температуру конденсации, затем газ осушается в слое цеолита до точки росы -70oC и очищается от диоксида углерода до остаточного содержания 40 ppm и подается на ожижение.
Проектирование участка установки по абсорбции-десорбции сероводорода ...
... проекте представлены материалы по проектированию заключительной стадии утилизации сероводорода из серосодержащих газов вторичной переработки нефти — абсорбция и десорбции ... S + Н2 О Одновременно с этим процессом в адсорбенте происходит также экзотермическая (790 кДж на 1 моль ... содержится в тяжелых фракциях и большая часть потенциальных выбросов связана с переработкой этих фракций. Обычно сера, ...
Часть очищенного газа отбирают в ресивер, где поддерживают давление газа, равное давлению газа на выходе из адсорберов. Количество адсорбента, засыпанного в адсорберы, обеспечивает очистку и осушку газа указанного расхода в течение 60 мин.
По истечении этого времени c помощью управляемых клапанов адсорбер А переводят в режим регенерации, а в режим очистки и осушки включают адсорбер Б. В режиме регенерации вначале снижают давление газа с 4,5 МПа до 0,6 МПа в течение 30 мин со скоростью 0,13 МПа в мин, а затем продувают адсорбенты горячим потоком газа с температурой 355К и расходом 360 нм3/ч в течение 60 мин. Продувку производят обратным потоком, подавая горячий газ в адсорбер сверху и отводя продувочные газы снизу через теплообменник в магистраль низкого давления газа. Утилизации тепла продувочных газов позволяет повысить температуру газа на входе в сопло вихревой трубки до 310 К и получить на выходе ее горячего конца — 355К. После прогрева адсорбента прекращают его продувку и откачивают продукты очистки с помощью эжектора, снижая давление в адсорбере до 0,15-0,2 МПа. Откачку адсорберов производят в течение 30 мин, затем вновь повышают давление газа в адсорбере до 0,6 МПа в течение 30 мин. Такое повышение давления в адсорбере предусмотрено для выравнивания давления газа между горячим и холодным потоками. После повышения давления в адсорбере продувают адсорбент холодным потоком газа с температурой 268K в течение 60 мин, снижая температуру адсорбента до 273K и повышая динамическую активность адсорбента. Продувочный холодный газ в количестве 440 нм3/ч отбирают с холодного конца вихревой трубки и после адсорбера сбрасывают в коллектор низкого давления, где он смешивается о горячим потоком газа после теплообменника. На этом процесс регенерации адсорбента завершается. Для подготовки адсорбера к режиму очистки и осушки в нем повышают давление до рабочего значения 4,5 МПа за счет подачи исходного очищаемого газа.
Все адсорберы работают 60 мин в режиме адсорбции и 240 мин в режиме регенерации, то есть цикл регенерации адсорбента занимает в 4 раза больше времени, чем его работа в режиме адсорбции. Это также является существенным отличием от традиционной короткоцикловой безнагревной адсорбции, где полуциклы адсорбции и регенерации равны. Это позволяет значительно сократить количество циклов срабатывания управляемой арматуры. Так, например, в выпускаемых блоках осушки воздуха, работающих по принципу короткоцикловой безнагревной адсорбции с 2-мя адсорберами и продолжительностью полуцикла адсорбции и регенерации по 10 мин при круглогодичной работе блока очистки и осушки газа (8000 часов) количество переключении клапанов составит 48000, а по предлагаемой схеме — количество переключений клапанов составляет 1600 циклов. Надежность работы предлагаемого устройства будет значительно выше и экономичнее, чем известные способы короткоцикловой безнагревной адсорбции.
3. Разделение газа на фракции на установке ГФУ
Газофракционирование — получение индивидуальных легких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов.
Углеводородный состав прямогонных бензинов
... этом свидетельствуют данные табл. 4, помазывающие распределение углеводородов в различных фракциях пенсильванских бензинов прямой гонки. Бензин состоит из углеводородов, содержащих в молекуле от 4 до ... соединений, содержащих серу, азот или кислород . Нефти всегда сопутствует природный газ, т.е. низшие газообразные парафины. Первичное разделение нефти осуществляют перегонкой; жидкие продукты ...
Газофракционирующие установки (ГФУ) — комплекс устройств для разделения смеси лёгких углеводородов на индивидуальные или технически чистые вещества. Ha ГФУ перерабатываются газовые бензины, получаемые из нефтяных (попутных), природных и нефтезаводских газов, жидкие продукты, выделенные из газов коксования каталитич. риформинга и термич. крекинга. В состав сырья входят в основном индивидуальных низкомолекулярных углеводородов С1 С6 (как предельных, так и непредельных, нормального или изостроения) или их фракций высокой чистоты, являющихся компонентами высокооктановых автобензинов, ценным нефтехимическим сырьем, а также сырьем для процессов алкилирования и производств метилтретбутилового эфира и т.д.
На нефте- и газоперерабатывающих заводах наибольшее распространение получили физические процессы разделения углеводородных газов на индивидуальные или узкие технические фракции: конденсация, компрессия, ректификация и абсорбция. На ГФУ эти процессы комбинируются в различных сочетаниях. До фракционирования углеводородные газы направляются вначале в блоки очистки от сероводорода и осушки.
Смеси углеводородов разделяются ректификацией в колонных аппаратах ГФУ. Ректификация является завершающей стадией разделения углеводородных газов. Особенность ректификации сжиженных газов, по сравнению с ректификацией нефтяных фракций, необходимость разделения очень близких по температуре кипения компонентов или фракций сырья при высокой четкости фракционирования.
Абсорбция позволяет перевести извлекаемые газы в жидкое состояние при сравнительно невысоких давлениях. Количество и качество абсорбента, а также температура и давление абсорбции зависят от состава разделяемого газа и заданной глубины извлечения отдельных компонентов; 97,8%-ное извлечение пропан-пропиленовой фракции удается осуществить при давлении 12 атм и подаче 7 л абсорбента на 1 м? газа, не прибегая к искусственному холоду. Абсорбционный метод извлечения газов начал успешно применяться после разработки головной, комбинированной аб-сорбционно-отпарной колонны, называемой также фракционирующим абсорбером.
Для каждой установки разрабатывается своя технологическая карта, в которой указывают: оптимальный режим работы всего оборудования — пределы изменений основных параметров процесса — давление в колоннах и емкостях орошении, температура верха и низа (на контрольной тарелке) колонн, расход сырья, расход орошения, уровни в кипятильниках, емкостях орошения и химический состав получаемых продуктов.
Газофракционирующая установка (ГФУ) служит для разделения смеси лёгких углеводородов на индивидуальные, или технически чистые, вещества.
ГФУ входит в состав газобензиновых, газоперерабатывающих, нефтехимических и химических заводов. Мощность ГФУ достигает 750 тыс. т сырья в год.
Для переработки на ГФУ поступает сырьё — газовые бензины, получаемые из природных и нефтезаводских газов, продукты стабилизации нефтей, газы пиролиза и крекинга. В состав сырья входят в основном углеводороды, содержащие от 1 до 8 атомов углерода в молекуле. Разделение смесей углеводородов осуществляется ректификацией в колонных аппаратах.
Из верхней части колонны отводятся пары пропана, которые конденсируются в конденсаторе-холодильнике и поступают в ёмкость орошения. Часть пропана возвращается на верх колонны как орошение, а избыток отводится в виде готового продукта. Жидкость с низа колонны после подогрева поступает для дальнейшего разделения по такой же схеме в следующую колонну, где из неё выделяется в виде верхнего продукта смесь бутанов, а из нижней части отводится бензин. Аналогичным образом производится разделение бутанов на изобутан и нормальный бутан, а бензина — на изопентан, нормальный пентан, гексаны и т.д. Примерное содержание чистого вещества (в%) в товарном продукте того же наименования при переработке газового бензина: пропан 96; изобутан 95; нормальный бутан 96; изопентан 95; стабильный бензин 74.
Установка пиролиза бензиновой фракции
... установками средне-температурного пиролиза мощностью 60-80 тыс. т. этилена в год (760 - 790°С), время контакта 1,0 - 1,5 с значительны: выход этилена при пиролизе бензина ... в расщеплении тяжелых фракций нефти при ... пиролиза. Таблица 2 - Ресурсы этилена и пропилена, полученные различными методами (%) Компоненты Методы получения Пиролиз ... примесей отс. Таблица 8 - Газ пиролиза (СТП 010201 - 401 - ...
Установки разделения газов (ГФУ) подразделяются по типу перерабатываемого сырья — на установки предельных и непредельных газов и по типу применяемой схемы извлечения целевых компонентом из газов — на установки конденсационно-компрессионные и абсорбционные. При необходимости продукты подвергаются дополнительной очистке от меркаптанов раствором щелочи.
В качестве примера приводится описание технологической схемы установки конденсационно-компрессионного типа для переработки предельных углеводородов (рисунок 2) и установки абсорбционного типа для переработки газов каталитического крекинга (рисунок 3).
Рисунок 2. Технологическая схема газофракционирующей установки конденсационно-компрессионно-ректификационного типа: I — газ установок первичной переработки нефти; II — головка стабилизации установок первичной переработки нефти; III — головка стабилизации каталитического риформинга; IV — пропановая фракция; V — изобутановая фракция; VI — бутановая фракция; VII — изопентановая фракция; VIII — пентановая фракция; IX — газовый бензин (С6 и выше); X — сухой газ; XI — аммиак
Современные установки разделения газов работают по разным технологическим схемам: с нисходящим и восходящим режимом давления.
По схеме с нисходящим режимом давления первой по пути сырья является этановая колонна, с верха которой отбираются углеводороды С1-С2. Кубовый продукт этой колонны поступает в следующую колонну, с верха которой отбирается пропан, и так далее. Наивысшее давление поддерживается в первой колонне (3,0 МПа), затем оно постепенно снижается в последующих колоннах. Схема с нисходящим режимом давления требует меньшего числа насосов, так как кубовый продукт самотеком проходит из колонны в колонну. Если в поступающем на ГФУ сырье немного пропана и бутана, то экономические преимущества оказываются на стороне схемы с восходящим режимом давления. На рис. 2 приведена принципиальная технологическая схема газоразделения с нисходящим режимом давления.
Прямогонный газ через сепаратор С-1 подается на сжатие компрессором ЦК-1. При сжатии газ нагревается до 120 °С. Сжатый газ затем конденсируется в водяном конденсаторе-холодильнике ХК-1 и в конденсаторе-холодильнике ХК-2, охлаждаемом испаряющимся аммиаком. В ХК-1 охлаждение и конденсация заканчивается при 50 °С, а в ХК-2 — при 4 °С. После каждой ступени конденсации газожидкостная смесь разделяется на газ и жидкость в сепараторах С-2 и С-3. Газовые конденсаты из сепараторов С-1, С-2 и С-3 совместно с головками стабилизации установок первичной перегонки и риформинга подаются на блок ректификации.
Переработка нефти
... бензина в качестве сырья обычно используются вакуумные дистилляты первичной переработки нефти, а при производстве авиабензина—керосино-соляровые фракции первичной перегонки нефти. 2.Режим работы установок. ... бензина (или 27—50 вес.% авиационного бензина), 2—9 вес.% кокса и легкий и тяжелый газойли. Газ после очистки ... регенерацию проводят тем чаще,чем ниже ... процессы основаны на контактировании неф ...
В блоке ректификации из углеводородного сырья сначала удаляются метан и этан. Удаление происходит в ректификационной колонне, которая называется деэтанизатором. Верхний продукт этой колонны — метан и этан, нижний — деэтанизированная фракция. Верхний продукт деэтанизатора охлаждается искусственным хладагентом — аммиаком.
Деэтанизированная фракция из колонны К-1 поступает в депропанизатор К-2, верхним продуктом которого является пропановая фракция, а нижним — депропанизированная фракция. Верхний продукт после конденсации в воздушном конденсаторе-холодильнике ХК-4 и охлаждения в концевом холодильнике выводится с установки, предварительно пройдя щелочную очистку. Нижний продукт из депропанизатора К-2 подается в дебутанизатор К-3.
Ректификатом колонны К-3 является смесь бутана и изобутана, а остатком — дебутанизированный легкий бензин. Ректификат конденсируется в конденсаторе-холодильнике ХК-5, а затем подается на разделение в бутановую колонну К-4. Остаток из колонны К-3 переходит в депентанизатор К-5.
Рисунок 3. Технологическая схема газофракционирующей установки абсорбционно-ректификационного типа: I — жирный газ; II — свежий раствор МЭА; III — сероводород; IV — сухой газ; V — нестабильный бензин; VI — бутан-бутиленовая фракция; VII — стабильный бензин; VIII — пропан-пропиленовая фракция.
Установка, схема которой приведена на рисунке 3, предназначена для стабилизации бензина каталитического крекинга, очистки газа каталитического крекинга от сероводорода, извлечения из газа углеводородов С3-С4, разделения смеси этих углеводородов на пропан-пропиленовую и бутан-бутиленовую фракции.
Жирный газ с установки каталитического крекинга поступает на очистку моноэтаноламином в абсорбер К-1. Очищенный газ сжимается компрессором ПК-1 до 1,4 МПа, охлаждается и подается во фракционирующий абсорбер К-2, под 22-ю тарелку. На эту же тарелку, но выше ввода газа подается конденсат компрессии.
Во фракционирующий абсорбер вводится также нестабильный бензин, являющийся основным абсорбентом.
Фракционирующий абсорбер, иначе называемый абсорбер-десорбером, отличается от обычного абсорбера тем, что представляет собой комбинированную колонну. В верхней части фракционирующего абсорбера происходит абсорбция, т. е. извлечение из газа целевых компонентов, а в нижней — регенерация абсорбента за счет подводимого тепла. Стекая сверху вниз по тарелкам фракционирующего абсорбера, насыщенный тяжелыми компонентами абсорбент встречается со все более горячими парами, десорбированными из жидкости, которая стекает в нижнюю часть колонны. С верха фракционирующего абсорбера уходит сухой газ, содержащий углеводороды C1-С2, а с низа вместе с тощим абсорбентом выводятся углеводороды С3-С4. В отличие от обычных абсорберов, куда питание подается только в газовой фазе, во фракционирующие абсорберы оно вводится и в виде жидкости, и в виде газа.
Для доабсорбции унесенных с сухим газом бензиновых фракций в верхнюю часть К-2 подается стабильный бензин. Температура в абсорбционной части поддерживается промежуточным охлаждением абсорбента. Насыщенный и деэтанизированный абсорбент из К-2 подается в стабилизатор К-3, верхним продуктом которого является головка стабилизации, а нижним — стабильный бензин. Головка стабилизации поступает на блок очистки, где очищается от сернистых соединений раствором МЭА и щелочью. Затем из очищенной головки в пропановой колонне К-4 выделяется пропан-пропиленовая фракция. Остаток пропановой колонны в бутановой колонне К-5 разделяется на бутан-бутиленовую фракцию и остаток, который объединяется со стабильным бензином.
4. Применение продуктов газофракционирования
Природный газ отлично вступает в химическую реакцию горения. Поэтому чаще всего из него получают энергию — электрическую и тепловую. Но на основе газа можно сделать еще удобрение, топливо, краску и многое другое.
Во многих странах около половины поставок газа приходится на энергетические компании и коммунальное хозяйство. Даже если в доме нет газовой плиты или газового водонагревателя, все равно свет и горячая вода, скорее всего, получены с использованием природного газа.
Природный газ — самое чистое среди углеводородных <http://www.gazprominfo.ru/terms/hydrocarbon/> ископаемых топлив. При его сжигании образуются только вода и углекислый газ, в то время как при сжигании нефтепродуктов и угля образуются еще копоть и зола. Кроме того, эмиссия парникового углекислого газа при сжигании природного газа самая низкая, за что он получил название «зеленое топливо». Благодаря своим высоким экологическим характеристикам природный газ занимает доминирующее место в энергетике мегаполисов.
Природный газ может использоваться как моторное топливо. Сжатый (или компримированный) метан <http://www.gazprominfo.ru/terms/methane/> стоит в два раза дешевле 76-го бензина, продлевает ресурс двигателя и способен улучшить экологию городов. Двигатель на природном газе соответствует экологическому стандарту Евро-4. Газ можно использовать для обычных автомобилей, сельскохозяйственного, водного, воздушного и железнодорожного транспорта.
Еще из природного газа можно производить жидкие моторные топлива по технологии «газ-в-жидкость» (gas-to-liquid, GTL).
Поскольку природный газ — достаточно инертный продукт, практически всегда при переработке на первом этапе его превращают в более реакционно-способную парогазовую смесь — так называемый синтез-газ <http://www.gazprominfo.ru/terms/syngas/> (смесь СО и Н2).
Далее ее направляют на синтез для получения жидкого топлива. Это может быть так называемая синтетическая нефть, дизельное топливо, а также смазочные масла и парафины.
Первичная переработка происходит на ГПЗ — газоперерабатывающих заводах.
Обычно в природном газе помимо метана содержатся разнообразные примеси, которые необходимо отделить. Это азот, углекислый газ, сероводород, гелий.
Поэтому в первую очередь газ на ГПЗ проходит специальную обработку — очистку и осушку. Здесь же газ компримируют до давления, необходимого для переработки. На отбензинивающих установках газ разделяют на нестабильный газовый бензин и отбензиненный газ <http://www.gazprominfo.ru/terms/topping-gas/>
- продукт, который впоследствии и закачивают в магистральные газопроводы. Этот же уже очищенный газ идет на химических заводы, где из него производят метанол <http://www.gazprominfo.ru/terms/methanol/>
- и аммиак.
А нестабильный газовый бензин после выделения из газа подается на газофракционирующие установки, где из этой смеси выделяются легкие углеводороды: этан, пропан, бутан, пентан. Эти продукты тоже становятся сырьем для дальнейшей переработки. Из них в дальнейшем получают, к примеру, полимеры и каучуки. А смесь пропана и бутана сама по себе является готовым продуктом — ее закачивают в баллоны и используют в качестве бытового топлива.
По схеме, похожей на процесс Фишера-Тропша, из природного газа получают метанол (CH3OH).
Он используется в качестве реагента для борьбы с гидратными пробками, которые образуются в трубопроводах при низких температурах. Метанол может стать и сырьем для производства более сложных химических веществ: формальдегида, изоляционных материалов, лаков, красок, клеев, присадок для топлива, уксусной кислоты.
Путем нескольких химических превращений из природного газа получают также минеральные удобрения. На первой стадии это аммиак. Процесс получения аммиака из газа похож на процесс gas-to-liquid, но нужны другие катализаторы, давление и температура.
Вначале природный газ очищают от серы, затем он смешивается с подогретым водяным паром и поступает в реактор, где проходит через слои катализатора. Эта стадия называется первичным риформингом, или парогазовой конверсией. Из реактора выходит газовая смесь, состоящая из водорода, метана, углекислого (СО2) и угарного газов (СО).
Далее эта смесь направляется на вторичный риформинг (паровоздушная конверсия), где смешивается с кислородом из воздуха, паром и азотом в необходимом соотношении. На следующем этапе из смеси удаляют СО и СО2. После этого смесь водорода и азота поступает собственно на синтез аммиака.
Очищенный коксовый газ (14-15 % от общей массы перерабатываемого угля) используют в качестве топлива для обогрева батареи коксовых печей и для других целей.
Нефтяные газы применяют как топливо и для получения различных химических веществ. Из нефтяных газов путем химической переработки получают пропилен <https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9F%D1%80%D0%BE%D0%BF%D0%B8%D0%BB%D0%B5%D0%BD>, бутилены <https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%91%D1%83%D1%82%D0%B8%D0%BB%D0%B5%D0%BD>, бутадиен <https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%91%D1%83%D1%82%D0%B0%D0%B4%D0%B8%D0%B5%D0%BD> и др., которые используют в производстве пластмасс <https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9F%D0%BB%D0%B0%D1%81%D1%82%D0%BC%D0%B0%D1%81%D1%81%D0%B0> и каучуков <https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9A%D0%B0%D1%83%D1%87%D1%83%D0%BA>.
Процессы газофракционирования предназначены для получения из нефтезаводских газов индивидуальных низкомолекулярных углеводородов С1-С6 (как предельных, так и непредельных, нормального или изостроения) или их фракций высокой чистоты, являющихся компонентами высокооктановых автобензинов, ценным нефтехимическим сырьем, а также сырьем для процессов алкилирования и производств метилтретбутилового эфира и т.д.
В зависимости от химического состава различают предельные и непредельные газы. Предельные углеводородные газы получаются на установках перегонки нефти и гидрокаталитической переработки (каталитического риформинга, гидроочистки, гидрокрекинга) нефтяного сырья. В состав непредельных газов, получающихся при термодеструктивной и термокаталитической переработке нефтяного сырья (в процессах каталитического крекинга, пиролиза, коксования и др.), входят низкомолекулярные моно-, иногда диолефины как нормального, так и изостроения.
Как правило, предельные и непредельные углеводородные газы на НПЗ перерабатываются раздельно вследствие их различного назначения.
При фракционировании предельных газов получают следующие узкие углеводородные фракции:
- метан-этановую (сухой газ), иногда этановую, которую используют как сырье пиролиза или в качестве хладоагента на установках глубокой депарафинизации масел и т.д.;
- пропановую, используемую как сырье пиролиза, бытовой сжиженный газ и хладоагент для производственных установок;
- изобутановую, являющуюся сырьем установок алкилирования, производств синтетического каучука;
- бутановую для получения бутадиена или используемую как бытовой сжиженный газ и как компонент автобензинов для регулирования их пусковых свойств;
- изопентановую, которая служит сырьем для производства изопренового каучука и высокооктановым компонентом автобензинов;
- пентановую фракцию — сырье для процессов пиролиза, изомеризации и т.д.
Иногда смесь пентанов и более тяжелых углеводородов не разделяют на фракции, а используют как газовый бензин.
На ГФУ непредельных газов из олефинсодержащих потоков выделяются следующие фракции:
- пропан-пропиленовая — сырье процессов полимеризации и алкилирования, нефтехимических производств;
- бутан-бутиленовая — сырье установок алкилирования для производств метилэтилкетона, полиизобутилена, синтетического каучука и др.;
- этан-этиленовая и пентан — амиленовая фракции, используемые как нефтехимическое сырье.
Получаемые на ГФУ фракции углеводородных газов должны по качеству соответствовать техническим условиям на эти нефтепродукты.
Заключение
- Нам представленна классификация и состав газообразных топлив.
- Описаны процессы очистки и осушки газа современными технологиями.
3. Имеются необходимых сведений о химическом составе и физических свойствах газа, и его переработке на установках ГФУ.
4. Применение продуктов газофракционирования
Общее потребление природного газа в мире составляет 2,35 трлн. м3, или 22,8% суммарного мирового потребления топливно-энергетических ресурсов. Природный газ способен стать основой решения глобальной задачи для дальнейшего существования нашей цивилизации, обеспечивая устойчивое энергообеспечение мира в условиях острой необходимости снижения нагрузок на существующие экосистемы.
Современный уровень добычи природного газа может быть обеспечен разведанными запасами на 130 лет, и поистине безграничны его объемы добычи в гидратной форме, которые пока не используются.
Из-за глобального ухудшения состояния окружающей среды (качество воздуха, парниковый эффект, озоновые дыры, радиоактивные отходы), которое связано непосредственно с состоянием топливно-энергетическим комплексом ведущих промышленно развитых стран, использование углеводородных газов особенно актуально. Это связано с тем, что при замене углеводородными газами угля, торфа, сланцев, кокса, мазута как топливно-энергетических ресурсов, происходит меньшее воздействие на окружающую среду, что особенно важно при решении экологических проблем. Более того, возможно и в настоящее время существуют процессы скорее даже не утилизации, а дальнейшее использования продуктов сгорания, что делает еще более привлекательным использование углеводородных газов
Газообразное топливо имеет значительные преимущества по сравнению с твердым топливом и находит широкое применение в промышленности» в быту, в автотранспорте, химической промышленности. И использование газообразных топлив целесообразней, чем использование жидких топлив, так как они более экологичны и экономичны. Также, преимуществом является то, что запасы газообразных видов топлив, на данный момент, гораздо больше, чем других видов.
Список Литературы
[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/kursovaya/sjatyie-gazyi/
1. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. — Под ред. Б.И. Бондаренко. — М.: Химия, 1983.
2. Черкни И.Р. Крекинг нефтяного сырья и переработка углеводородных газов. 3 изд., М. 1980.
3. Макаров Ю.И., Геникн А.Э. Технологическое оборудование химических и нефтеперерабатывающих производств. 2 изд., М. 1976. 368 с.
4. Баринов В.Е. Газофракционирующие установки. М. 1962.
- Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа: ч.1. М.: Химия, 1972. 360 с.
