Принципы изменения углеводородного состава с понижением температуры кипения

Для ректификации жидкой части сырья  в нижней части ректификационной части колонны под нижнюю тарелку  необходимо вводить тепло или  какой-либо испаряющий агент. В результате легкая часть нижнего продукта переходит в паровую фазу и тем самым создается паровое орошение. Это орошение, поднимаясь с самой нижней тарелки и вступая в контакт со стекающей жидкой фазой, обогащает последнюю высококипящими компонентами.

В итоге сверху колонны непрерывно отбирается низкокипящая фракция, снизу  — высококипящий остаток.

Испаряющий агент вводится в  ректификационную колону с целью повышения концентрации высококипящих компонентов в остатке от перегонки нефти. В качестве испаряющего агента используются пары бензина, лигроина, керосина, инертный газ, чаще всего — водяной пар.

В присутствии водяного пара в ректификационной колонне снижается парциальное  давление углеводородов, а следовательно их температура кипения. В результате наиболее низкокипящие углеводороды, находящиеся в жидкой фазе после однократного испарения, переходят в парообразное состояние и вместе с водяным паром поднимаются вверх по колонне. Водяной пар проходит всю ректификационную колонну и уходит с верхним продуктом, понижая температуру в ней на 10 — 20°С. На практике применяют перегретый водяной пар и вводят его в колонну с температурой, равной температуре подаваемого сырья или несколько выше (обычно не насыщенный пар при температуре 350 — 450°С под давлением 2 — 3ат).

Влияние водяного пара заключается  в следующем:

- интенсивно перемешивается кипящая  жидкость, что способствует испарению  низкокипящих углеводородов;

- создается большая поверхность  испарения тем, что испарение  углеводородов происходит внутрь  множества пузырьков водяного  пара.

Расход водяного пара зависит от количества отпариваемых компонентов, их природы и условий внизу  колонны. Для хорошей ректификации жидкой фазы внизу колонны необходимо, чтобы примерно 25% ее переходило в  парообразное состояние.

В случае применения в качестве испаряющего  агента инертного газа происходит большая  экономии тепла, затрачиваемого на производство перегретого пара, и снижение расхода  воды, идущей на его конденсацию. Весьма рационально применять инертный газ при перегонке сернистого сырья, т.к. сернистые соединения в  присутствии влаги вызывают интенсивную  коррозию аппаратов. Однако инертный газ  не получил широкого применения при  перегонке нефти из-за громоздкости подогревателей газа и конденсаторов  парогазовой смеси (низкого коэффициента теплоотдачи) и трудности отделения  отгоняемого нефтепродукта от газового потока.

Удобно в качестве испаряющего  агента использовать легкие нефтяные фракции — лигроино-керосино-газойлевую фракцию, т.к. это исключает применение открытого водяного пара при перегонке сернистого сырья, вакуума и вакуумсоздающей аппаратуры, и, в то же время, избавляет от указанных сложностей работы с инертным газом.

Чем ниже температура кипения испаряющего  агента и больше его относительное  количество, тем ниже температура  перегонки. Однако чем легче испаряющий агент, тем больше его теряется в  процессе перегонки. Поэтому в качестве испаряющего агента рекомендуется  применять лигроино-керосино-газойлевую фракцию.

Заключение

Нефть, нефтяные фракции и нефтепродукты  представляют собой, как правило, смеси  очень большого числа близко кипящих  компонентов. Число компонентов  в бензиновых фракциях может достигать 500, а в масляных фракциях еще больше. Как правило, их разделяют путем  перегонки на отдельные части, каждая из которых является менее сложной  смесью. Нефтяные фракции, в отличие  от индивидуальных соединений, не имеют  постоянной температуры кипения. Они  выкипают в определенных интервалах температур, то есть имеют температуры  начала и конца кипения (Тнк и Ткк). Тнк и Ткк зависят от химического состава фракции. Таким образом, фракционный состав нефти и нефтепродукта показывает содержание в них (в объемных или весовых процентах) различных фракций, выкипающих в определенных температурных пределах. Этот показатель является важнейшей характеристикой нефтяных смесей и имеет большое практическое значение.

Полные данные о характеристике состава нефти и нефтепродуктов позволяют решать главные вопросы  переработки: проводить сортировку нефти и нефтепродуктов на базах  смешения, определять варианты переработки  нефти (топливный, топливно-масляный, или  нефтехимический), выбирать схемы переработки, определять глубину отбора масляных фракций от потенциала (отношение  массы фракций, выделенных на установке, к их массе, содержащейся в нефти), выход отдельных фракций. Знание фракционного состава нефтепродукта  позволяет рассчитать их важнейшие  эксплуатационные характеристики. Вследствие особенностей химического состава  нефтей разных месторождений, физико-химические характеристики идентичных по температуре кипения фракций будут неодинаковы. Каждая нефть имеет свою характерную кривую разгонки, обусловленную специфическим распределением в ней отдельных компонентов (углеводородных и неуглеводородных соединений) как по содержанию, так и по температуре кипения.

Список использованной литературы

1. Химия нефти и газа. Под ред. В.А.Проскурякова и  А.Е.Драбкина. – Л.:Химия,1989-424 с.

2.Петров Ал.А. Углеводороды нефти. – М.:Наука, 1984. – 264 с.

3. Эрих В.Н., Расина М.Г., Рудин М.Г. "Химия и технология нефти и газа". Ленинград, "Химия", 1972.

4. Обрядчиков С. Н., Принципы перегонки нефти, М.- Л., 1940.