Cтраница 2
На НПЗ неглубокой переработки это соотношение не поддается регулированию, и оно обусловливается потенциальным содержанием таковых фракций в перерабатываемой нефти. [16]
На НПЗ неглубокой переработки это соотношение не поддается регулированию, и оно обусловливается потенциальным содержанием таковых фракций в перерабатываемой нефти. На НПЗ углубленной или глубокой переработки нефти потребное соотношение ДТ: Б регулируется включением в состав завода вторичных процессов, обеспечивающих выпуск компонентов автобензинов и дизельных топлив в соответствующих пропорциях. Так, НПЗ преимущественно бензинопроизводящего профиля комплектуется, как правило, процессами каталитического крекинга и алкилирования. Для преобладающего выпуска дизельных топлив в состав НПЗ обычно включают процесс гидрокрекинга. [17]
В справочнике представлены физико-химические характеристики нефтей, их элементарный состав, углеводородный состав газов, растворенных в нефтях, данные о потенциальном содержании фракций н.к. - 450 - 500 С, качестве товарных нефтепродуктов или их компонентов, приведены характеристики дистиллятов, которые могут служить сырьем для каталитического риформинга и каталитического крекинга, и остатков - сырья для деструктивных процессов. В книге содержатся также данные о групповом углеводородном составе фракций н.к. - 450 - 500 С и индивидуальном составе бензиновых фракций. [18]
В табл. 5.1 приведен образец записи результатов анализа, являющихся исходными для построения кривой НТК нефти, а в табл. 5.2 - данные по потенциальному содержанию фракций в той же нефти, полученные на основе кривой НТК. Многолетний опыт применения аппарата АРН-2 выявил ряд его недостатков, осложняющих пользование стандартом. Так, головка не позволяет контролировать количество орошения, возвращаемое в колонну, а устройство крана Ki затрудняет стабильный отбор фракций и создает дополнительный источник подсоса воздуха при вакуумной ректификации. [19]
Вторым назначением перегонки нефти на аппарате АРН-2 является, как сказано выше, определение потенциального содержания в ней отдельных нефтепродуктов или фракций. Последнее объясняется необходимостью установить потенциальное содержание фракций, способных быть сырьем для каталитического риформинга, направленного на получение ароматических углеводородов. [20]
Наиболее полно была исследована нефть угленосного горизонта из скважины № 113 Ульяновского месторождения. В табл. 66 приведено потенциальное содержание фракций по кривой НТК. Бензиновые фракции богаты серой. [21]
Характеристики нефтей, добываемых на территории СССР, исключительно разнообразны. К основным показателям качества нефти относятся содержание серы, светлых нефтепродуктов ( потенциальное содержание фракций до 350 С), парафина, содержание и качество базовых масел. [22]
Имеется стандартная классификация нефтей месторождений СССР по качеству не только самих нефтей, но и их смесей. В основу этой классификации кладется содержание серы в нефтях и нефтепродуктах, а также потенциальное содержание фракций, выкипающих до 350 С, содержание и качество базовых масел, парафина и возможность получения реактивных, дизельных зимних или летних топлив и дистиллятных базовых масел с депарафинизацией или без нее. Показатели, входящие в основу классификации, определяются для нефтей, предварительно подготовленных в соответствии с требованиями стандартов на методы их анализов. [23]
Согласно этой классификации все нефти оцениваются по следующим показателям: 1) содержание серы в нефтях и нефтепродуктах; 2) потенциальное содержание фракций, перегоняющихся до 350 С; 3) потенциальное содержание и качество базовых масел; 4) содержание парафина и возможность получения реактивных, дизельных зимних или летних топлив и дистиллятных базовых масел с депарафинизацией или без нее. [24]
При оптимизации схем и режимов разделения ректификацией используют различные емпирические правила разделения смеси. Так, в некоторых случаях советуют осуществлять деление исходной смеси 50 на 60 - равный отбор дистиллята и остатка ( эквимолярное деление), отбор дистиллята проводить равным потенциальному содержанию дис-тиллятных фракций в исходной смеси, эквимолярно распределять средаелетучий компонент между дистиллятом и остатком С14 - 17 ] и другие. Применительно к процессам испарения и конденсации такие рекомендации в литературе не приводятся. [25]
Нефти пашийского горизонта Ромашкинского, Ново-Елхов - ского и Акташского месторождений весьма близки по своим свойствам. По содержанию серы ( 1 61 - 1 68 %) и парафина ( 3 8 - 5 1 %) они относятся к типу сернистых и парафинистых. В табл. 8 приведены данные о потенциальном содержании фракций по кривой НТК. [26]
Рассмотрены, пять способов отпарки ветлых углеводородов. В варианте I осуществляется одноступенчатая отпарка. В варианте 3 принято нелинейное распределение, пропорциональное потенциальному содержанию фракций нн - 360 С в жидкости, вводимой в очередную ступень отпарки, а именно: 0.29, 0.22, 0.18, 0.16 и О. [27]
Рассмотрены пять способов отпарки жетлых углеводородов. В варианте I осуществляется одноступенчатая отпарка. В варианте 3 принято нелинейное распределение, пропорциональное потенциальному содержанию фракций нк - 360 С в жидкости, вводимой в очередную ступень отпарки, а именно: 0.29, 0.22, 0.18, 0.16 и О. [28]
Дизельное топливо летнее ( фракция 180 - 34О С), полученное из мангышлакской нефти, по всей показателям соответствует ГОСТ 4749 - 49 и не требует гидроочистки и карбамидной депарафинизации. Температура застывания у топлива из мангышлакской нефти значительно выше ( - 2 против - 15 и - 13 С), чем у топлива из сернистой и высокосернистой нефти. Как и следовало ожидать, выход бензина и дизельного топлива на установках АВТ уменьшается, так как потенциальное содержание фракций, выкипающих до 360 С в ман-гыилакской на 17 % меньше, чем в мухановской нефти ( бензиновых фракций 28 - 200 С на 13 %, а дизельных - на 4 %), В табл. 6 7 приведены основные локааатели качества сырья и получаемых продуктов на установках термического и каталитического крекинга и риформинга при, переработке смесей: сернистых и высокооернистых в соотношении 4: 1; сернистой, высокоьирафинистой и высокосернистой в соотношении 2: 2: 1; сернистой и высокопарафиыистой в соотношении 1: 1 на Новокуйбышевском НИК в 1970 и 1971 гг. Данные табл. 8 свидетельствуют, что вовлечение в переработку сырья из высокопарефиниотой нефти на уотановки термического и каталитического крекинга позволяет получать на них бензины, соответствующие требованиям ГОСТа на А-66 и А-72 по содержанию серы. Вовлечение сырья из выоокопарафинистой нефти в указанных количествах практически не сказывается на остальных показателях качества бензинов. [29]
Нефти различных месторождений и даже в пределах одного месторождения могут значительно отличаться друг от друга по химическому и фракционному составу, а также по содержанию серы, парафина и смол. Согласно этой классификации все нефти оцениваются по следующим показателям: 1) содержание серы в нефтях и нефтепродуктах; 2) потенциальное содержание фракций, перегоняющихся до 350 С, 3) потенциальное содержание и качество базовых масел; 4) содержание парафина и возможность получения реактивных, дизельных зимних или летних топлив и дистиллятных базовых масел с депарафинизацией или без нее. [30]