Нефть представляет собой многокомпонентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соединений. Разделить такую смесь на индивидуальные соединения с помощью одних только физических методов, в частности, перегонкой, невозможно. Поэтому нефть сначала разделяют на отдельные фракции или дистилляты, которые являются менее сложными смесями и имеют определенные интервалы температур кипения.
Нефтяная фракция – группа соединений, входящих в состав нефти, и выкипающих в определенном интервале температур.
При перегонке нефти получается следущие фракции:
Состав фракций определяет направление дальнейшего их использования. В большинстве случаев фракции, полученные при первичной переработке нефти подвергаются более глубокой вторичной переработке, для получения необходимых нефтепродуктов конкретного состава.
Ниже приведена таблица общего состава фракций, некоторые физические свойства и области применения:
Стоит также отметить разделение на фракции тяжелых нефтепродутов (преимущественно, вакуумного газойля), для получения нефтяных масел.
Ниже приведены границы выкипания фракций нефтяных масел, которые представляют собой смесь высококипящих углеводородов (в основном алкилнафтеновых и алкилароматических) и получаемых путем дистилляции при температурах более 300 ⁰С:
По способу производства нефтяные масла делятся на:
Образовательные: углубить и расширить знания студентов о способах получения и использования продуктов нефтепереработки.
Развивающие: Создать условия для развития умений по статистическим материалам анализировать, сравнивать, обобщать, делать выводы; Воспитательные: Создать условия работы в коллективе и индивидуально, воспитывая тем самым ответственность перед выполнением заданий, добросовестность.
Тип занятия: комбинированный.
Вид занятия : семинар
Методы и методические приёмы: Объяснительно – иллюстративный метод изложения материала; использование методики эвристической беседы.
Этап проверки понимания и закрепления знаний………….7 мин.;
Организация начала занятия.
Знакомство студентов с целями и задачами занятия.
Повторение общих сведений о нефти и фракционном составе нефти.
Приложение: презентация «Общие сведения»
Изучение нового материала
Поскольку нефть представляет собой многокомпонентную
непрерывную 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. Поэтому нефть разделяют на отдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты называют фракциями или дистиллятами. В условиях лабораторной или промышленной перегонки отдельные нефтяные фракции отгоняются при постоянно повышающейся температуре кипения. Следовательно, нефть и входящие в ее состав ее фракции характеризуются не какой-то определенной температурой кипения, а температурным интервалом кипения — пределами начала кипения и конца кипения. Сущность первичной переработки нефти заключается в том, что
она поступает в ректификационные колонны на атмосферную перегонку (перегонку при атмосферном давлении), где разделяется на несколько фракций: легкую и тяжёлую бензиновые фракции, керосиновую фракцию, дизельную фракцию и остаток атмосферной перегонки — вещество под название «мазут». Схема фракционирования приведена на рисунках 1 и 2.
Работа с учебником Вержичинская С.В, Дигуров Н.Г., Синицын С.А. «Химия и технология нефти и газа».
Рис.1. Схема дисцилляции — фракционирования нефти
температуры, при которой ее молекулы могут выделиться из жидкости в
виде газа (2). Когда они попадают на более холодную поверхность,
происходит конденсация, образуются капли (3), которые затем можно
«В» показано устройство для фракционной дистилляции сырой нефти, где в нижней части создается более высокая температура, чем в верхней. Когда
внутрь поступает сырая нефть (4), более тяжелые ее компоненты
опускаются на дно, а более легкие поднимаются в виде паров, которые
через кольцевые тарелки (5) нагнетаются через слой жидких фракций.
Менее летучие компоненты конденсируются при этом и сливаются с
жидкостью. Когда уровень жидкости превышает некоторый заданный
предел, она выливается. Поэтому пар обогащается летучими компонентами
по мере подъема вверх по колонне.
Рис. 2. Разделение нефтепродуктов в ректификационной колонне
Качество этих получаемых фракций не соответствуеттребованиям, предъявляемым к товарным нефтепродуктам, поэтому каждую из полученных фракций вновь подвергают дальнейшей (вторичной) переработке, получая из нее те продукты, которые уже соответствуют маркам промышленных топлив, масел и т.д.
При атмосферной перегонке (рис. 5 учебника Вержичинская С.В, Дигуров Н.Г., Синицын С.А. «Химия и технология нефти и газа») получают следующие фракции, выкипающие до 350°С и получившие названия светлых дистиллятов:
• до 100°С — петролейная фракция;
• до 180°С — бензиновая фракция;
• 140-180°С — лигроиновая фракция;
• 140-220°С — керосиновая фракция;
• 180-350°С (220-350°С) — дизельная фракция.
Кроме этого фракции, которые выкипают до 200°С, называют
легкими, или бензиновыми. Фракции, выкипающие в интервале
температур от 200 до 300°С получили название средних или
керосиновых. Фракции нефти, выкипающие при температурах выше 300°С — тяжелые, или масляные. Все фракции, выкипающие до 300°С, также называют светлыми. Остаток, образовавший при первичной переработке нефти после отбора светлых фракций (дистиллятов) и выкипающий при температуре выше 350°С называется мазутом.
Разгонка мазута и его более глубокая переработка происходит
уже под вакуумом, в результате чего получают следующие фракции (в зависимости от технологии переработки):
— при температурах 350-500°С получают различные виды топлив
— вакуумный газойль (вакуумный дистиллят);
— при температурах более 500°С — вакуумный остаток (гудрон).
Рис. 5. Схема процесса фракционирования нефти
Получение масел происходит в следующих температурных
300-400°С — легкая фракция,
400—450°С — средняя фракция,
450-490°С — тяжелая фракция,
более 490°С — гудрон.
Асфальтосмолопарафиновые отложения также относят к тяжелым компонентам нефти. Все фракции отличаются по углеводородному составу, имеют различный цвет, удельный вес и вязкость. Наиболее легкие фракции практически бесцветны (петролейная). По мере утяжеления фракции ее цвет постепенно меняется до темно-коричневого и черного. Плотность и вязкость также увеличиваются от легких фракций к тяжелым.
Фракции нефти, их состав и применение
Петролейная фракция — это смесь легких жидких углеводородов (пентанов и гексанов). Петролейную фракцию (или петролейный эфир) получают из попутных нефтяных газов, из газоконденсата и из легких фракций нефти. Температура кипения петролейного эфира — 40-70 °C (легкий) и 70—100 °C (тяжёлый). Поэтому он относится к наиболее легковыкипающим фракциям нефти и при ее фракционном разделении выделяется одним из первых. Петролейный эфир представляет собой бесцветную жидкость с плотностью 0,650—0,695 г/см3. Он является растворителем жиров, масел, смол и других углеводородных соединений. Петролейный эфир используется в качестве растворителя в жидкостной хроматографии, а также в качестве растворителя при экстракции различных углеводородов, нефти, битумоидов из горных пород. Также петролейный эфир часто используют в качестве топлива для зажигалок и каталитических грелок.
Лигроиновая фракция (тяжелая нафта) нефти является высокооктановой. Она также представляет собой сложную смесь углеводородов, но уже более тяжелых, по сравнению с петролейной и бензиновой фракциями (состав С8 — С14). В ней содержится значительно больше ароматических углеводородов (до 8 %), чем в бензиновой фракции. Также в ней нафтены почти в З раза превышают содержание парафинов. Плотность лигроиновой фракции 0,78—0,79 г/см3. В промышленности она используется как компонент товарных бензинов, осветительных керосинов и реактивных топлив, а также как органический растворитель и наполнитель жидкостных приборов. До активного использования дизельного топлива лиграиновая фракция служила сырьем для производства моторного топлива для тракторов.
Керосиновая фракция — это фракция прямой атмосферной перегонки нефти с границами кипения от 180 до 315°С. Плотность при 20°С — 0,854 г/см3. Температура начала кристаллизации —минус 60°С. Керосиновая фракция обычно представлена углеводородами, имеющими от 9 до 16 атомов углерода. Наряду с парафинами, моноциклическими нафтенами и углеводородами ряда бензола она содержит в своем составе бициклические — нафтеновые, ароматические и нафтено-ароматические углеводороды.
Керосиновые фракции ввиду высокого содержания изопарафинов и низкого содержания бициклических ароматических углеводородов являются высококачественным топливом для реактивных двигателей.
значительное количество алканов нормального строения, благодаря
Мазут— это смесь углеводородов (с молекулярной массой от 400 до 1000), нефтяных смол (с молекулярной массой 500—3000 и более), асфальтенов, карбенов, карбоидов и органических соединений, содержащих различные микроэлементы — металлы и неметаллы (V, Ni, Fe, Mg, Na, Ca, Ti, Hg, Zn и другие). Физико-химические свойства мазута зависят от химического
состава исходной нефти и степени отгона светлых (дистиллятных)
фракций и характеризуются следующими данными : вязкость 8—80
мм²/с (при 100 °C), плотность 0,89—1 г/см³ (при 20 °C), температура застывания 10—40°С, содержание серы 0,5—3,5 %, золы до 0,3 %. Мазут до конца XIX века выбрасывали как отходы производства. Сейчас его применяют как жидкое котельное топливо или используют как сырье для дальнейшей переработки – вакуумной перегонки).
Гудрон представляет собой остаток, образующийся в результате отгонки из нефти при атмосферном давлении и под вакуумом фракций, выкипающих до 450—600 °C (в зависимости от природы нефти). Выход гудрона — от 10 до 45 % от массы нефти. Гудрон —вязкая жидкость или твердый асфальтоподобный продукт черного цвета с блестящим изломом. В состав гудрона входят парафиновые, нафтеновые, ароматические углеводороды (45-95 %), асфальтены (3-17 %), а также нефтяные смолы (2-38 %). Кроме того, в гудроне концентрируются практически все присутствующие в нефти металлы. Так, например, содержание ванадия может достигать 0,046 %, а —
0,014 % и выше, особенно для нефтей и природных битумов, изначально характеризующихся высокими процентными содержаниями микроэлементов. Гудрон используют для производства дорожных, кровельных и строительных битумов, малозольного кокса, смазочных масел, мазута и моторного топлива.
Этап проверки понимания и закрепления знаний.
Для закрепления изложенного материала предлагается
ГОСТ 2177-99 Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава
Методы определения фракционного состава
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ
1. РАЗРАБОТАН Межгосударственным техническим комитетом ТК 31 «Нефтяные топлива и смазочные материалы» (ВНИИ НП).
ВНЕСЕН Госстандартом России.
2. ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол № 15 от 28 мая 1999 г.).
За принятие проголосовали:
Наименование национального органа по стандартизации
Госстандарт Республики Казахстан
Главная государственная инспекция Туркменистана
3. Настоящий стандарт представляет собой полный аутентичный текст международного стандарта ИСО 3405-88 «Нефтепродукты. Определение фракционного состава» с дополнительными требованиями, отражающими потребности экономики страны.
4. Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации и метрологии от 21 сентября 1999 г. № 300-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 2177-99 введен в действие непосредственно в качестве государственного стандарта Российской Федерации с 1 января 2001 г.
5. ВЗАМЕН ГОСТ 2177-82.
6. ИЗДАНИЕ (декабрь 2003 г.) с Поправкой (ИУС 1-2002).
5.6 Точность метода, определенная статистическим исследованием результатов межлабораторных испытаний. 16
Методы определения фракционного состава
Methods for determination of distillation characteristics
Дата введения 2001-01-01
1. Назначение и область применения
Настоящий стандарт устанавливает методы определения фракционного состава нефтепродуктов.
В зависимости от условий проведения испытания проводят двумя способами:
При разногласиях в оценке качества нефти и нефтепродуктов применяют метод А.
Фракционный состав является определяющей характеристикой при установлении области применения нефтепродуктов. Пределы гарантируют качество продуктов с соответствующими характеристиками испаряемости.
Условия испытания по методу с применением автоматического оборудования (приложение А) эмпирически подобраны так, что они коррелируют с условиями перегонки при использовании ручного оборудования, а также с другими характеристиками испаряемости.
Дополнения, отражающие потребности экономики страны, выделены курсивом.
2. Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 400-80 Термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов. Технические условия.
ГОСТ 1756-2000 ( ИСО 3007-99) Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров.
ГОСТ 25336-82 Посуда и оборудование лабораторные стеклянные. Типы, основные параметры и размеры.
3. Термины и определения
В настоящем стандарте применяют следующие термины и определения:
3.1 температура начала кипения: Температура, отмеченная (скорректированная, если необходимо) в момент падения первой капли конденсата с конца холодильника во время перегонки в стандартных условиях.
3.2 температура конца кипения: Максимальная температура, отмеченная (скорректированная, если необходимо) в период завершающей стадии перегонки в стандартных условиях. Это обычно происходит после выпаривания всей жидкости со дна колбы. Максимальная температура часто используется как синоним температуры конца кипения.
3.3 температура конца перегонки (выпаривания): Температура, отмеченная (скорректированная, если необходимо) в момент испарения последней капли жидкости со дна колбы во время перегонки в стандартных условиях. Капли или пленка жидкости на стенке колбы или термометра не учитываются.
3.4 температура разложения: Показание термометра, соответствующее первым признакам термического разложения в колбе.
3.5 объем отогнанного продукта: Объем конденсата в кубических сантиметрах в мерном цилиндре, который отмечают одновременно с показанием термометра.
3.6 отгон (выход): Максимальный объем конденсата в соответствии с 5.4.7, в процентах.
3.7 восстановленный общий отгон: Сумма объема конденсата в мерном цилиндре и остатка в колбе, определенная в соответствии с 5.4.8, в процентах.
3.8 потери: Разность между 100 и восстановленным общим объемом, в процентах.
3.9 остаток: Разность восстановленного общего отгона и отгона (выхода), в процентах, или объем остатка в кубических сантиметрах при непосредственном его измерении.
3.10 выпаривание: Сумма отогнанного продукта (выхода) и потерь, в процентах.
4. Сущность метода
Сущность метода заключается в перегонке 100 см 3 испытуемого образца при условиях, соответствующих природе продукта (таблица 1), и проведении постоянных наблюдений за показаниями термометра и объемами конденсата.
Значения для группы
1. Характеристика образца
1.1 Давление насыщенных паров при 37,8 °С, кПа (мм рт. ст.) ( ГОСТ 1756 )
температура конца кипения
2. Подготовка аппаратуры
2.1 Термометр для перегонки ( 5.1.8 )
2.3 Температура в начале испытания, °С:
колбы и термометры
£ Температура окружающей среды
прокладки для колбы и кожуха
Температура окружающей среды
мерного цилиндра со 100 см 3 пробы ( 5.1.6 )
От 13 до температуры окружающей среды
2.4 Вместимость колбы, см 3 ( 5.1.1 )
3. Условия проведения испытания
3.1 Температура охлаждающей жидкости в холодильнике, °С
3.2 Температура среды, окружающей мерный цилиндр, °С
В пределах ±3 °С от температуры загруженного продукта
3.3 Время от момента нагревания до начала кипения, мин
3.4 Время от начала кипения до получения 5 % отгона, с
3.5 Постоянная средняя скорость перегонки отгона 5 % до получения 95 см 3 отгона, см 3 /мин
3.6 Время перегонки от 95 см 3 отгона до конца кипения, мин
1) Определено при условиях испытаний соответствующей группы продуктов.
2) Диаметры отверстия подставки колбы могут быть изменены.
3) Температуру охлаждающей жидкости устанавливают в зависимости от содержания парафина в испытуемой пробе или ее дистиллятных фракциях. Следует поддерживать минимальную температуру, обеспечивающую необходимую скорость перегонки.
В зависимости от давления насыщенных паров и температуры начала и конца кипения нефтепродукты подразделяют на четыре группы (таблица 1).
5. Метод А
5.1 Аппаратура, материалы и реактивы
Стандартные типы приборов представлены на рисунках 1 и 2.
Допускается использовать другие типы аппаратов, в том числе автоматические, обеспечивающие получение результатов в соответствии с точностью метода.
Использование автоматических приборов допустимо только при согласии заинтересованных сторон и указании в протоколе испытания типа прибора. В приложении А приведен метод определения фракционного состава при помощи автоматического аппарата.
В приложении В приведены обобщенные сопоставительные данные.
5.1.1 Колба для перегонки
Колба должна быть изготовлена из термостойкого стекла (рисунок 3) или типа КРН по ГОСТ 25336. Края пароотводной трубки и горловины колбы должны быть оплавлены.
5.1.2 Холодильник и охлаждающая баня
Холодильник и охлаждающая баня изображены на рисунках 1 и 2.
Могут быть использованы другие конструкции холодильника при условии, что полученные при этом результаты соответствуют точности 5.6.
5.1.2.1 Трубка холодильника должна быть изготовлена из цельнотянутой латунной трубки. Длина трубки 560 мм, наружный диаметр 14 мм, толщина стенки от 0,8 мм до 0,9 мм.
Верхний выступающий конец трубки должен находиться под углом 75 ° к вертикали.
Часть трубки, находящейся внутри охлаждающей бани, может быть прямой или изогнутой.
Средний наклон должен составлять 0,26 мм на 1 мм трубки холодильника (эквивалентно углу в 15 °), а участок погруженной части трубки холодильника должен иметь наклон не менее 0,24 мм и не более 0,28 мм на 1 мм трубки холодильника.
Выступающая нижняя часть трубки холодильника длиной 76 мм должна быть изогнута вниз и слегка назад для обеспечения контакта конденсата со стенкой мерного цилиндра в точке, расположенной на расстоянии от 25 до 32 мм ниже верхней кромки мерного цилиндра. Нижний конец трубки холодильника обрезают под острым углом, чтобы он мог соприкасаться со стенкой мерного цилиндра.
5.1.2.3 Вместимость охлаждающей бани должна быть рассчитана не менее чем на 5,5 дм 3 охлаждающего агента.
Трубка холодильника должна быть расположена в охлаждающей бане так, чтобы ее осевая линия находилась на расстоянии не менее 32 мм ниже верхней части корпуса бани на входе и не менее 19 мм над дном бани в месте выхода.
5.1.2.4 Расстояние между трубкой холодильника и стенками бани должно быть не менее 13 мм, за исключением участков трубки, прилегающих к местам ее входа и выхода.
Допускается использовать различные устройства, состоящие из нескольких трубок при условии, что они удовлетворяют требованиям 5.1.2.2 и 5.1.2.3, а вместимость охлаждающей бани должна быть не менее 5,5 дм 3 в расчете на каждую трубку.
5.1.3 Металлический экран или кожух для колбы
5.1.3.1 Металлический кожух типа 1 (рисунок 1) высотой 480 мм, длиной 280 мм и шириной 200 мм изготовляют из листового металла толщиной около 0,8 мм. На одной из узких сторон кожуха должна быть дверка и два отверстия диаметром 25 мм, расположенные на равном расстоянии в каждой из узких сторон; в одной из сторон кожуха имеется прорезь для пароотводной трубки.
Центры этих четырех отверстий должны находиться на расстоянии 215 мм от верхней кромки кожуха. В каждой из четырех сторон кожуха имеются три отверстия диаметром 13 мм; центры их находятся на 25 мм выше основания кожуха. По горизонтали центры отверстий должны быть расположены на расстоянии 62 мм от стенки.
5.1.3.2 Кожух типа 2 (рисунок 2) высотой 440 мм, длиной 200 мм, шириной 200 мм изготовляют из листового металла толщиной около 0,8 мм с окошечком на передней стороне.
Открытое дно кожуха должно быть на расстоянии 50 мм от основания, на котором установлен аппарат. На задней стороне кожуха должно быть овальное отверстие для пароотводной трубки. На передней стенке кожуха должна быть ручка для регулирования положения колбы. При использовании электрического нагревателя (рисунок 2) для обеспечения плавного нагрева применяется регулятор нагрева, обеспечивающий плавное регулирование напряжения.
Нагреватель и регулятор нагрева монтируют в нижней части кожуха. Часть кожуха, расположенная над прокладкой для колбы ( 5.1.5.2), должна быть такой же, как при использовании газовой горелки. Однако нижняя часть может отсутствовать, а нагреватель, регулятор напряжения и верхняя часть кожуха поддерживаются любым способом.
5.1.4 Источник нагрева
5.1.4.1 Газовая горелка (рисунок 1), конструкция которой должна обеспечивать достаточное количество тепла при перегонке нефтепродукта с заданной скоростью. Для регулирования нагрева можно применять чувствительный регулирующий клапан и регулятор газового давления.
5.1.4.2 Допускается использовать электронагреватель (рисунок 2) взамен газовой горелки при условии, что он может обеспечивать проведение перегонки с заданной скоростью. Для этой цели подходят нагревательные устройства с малой тепловой мощностью от 0 до 1000 Вт.
5.1.5 Подставка для колбы
5.1.5.1 В аппарате типа 1 с газовой горелкой (рисунок 1) может быть использована кольцевая подставка обычного лабораторного типа диаметром 100 мм или более; подставка крепится на стойке внутри кожуха или на платформе, регулируемой с внешней стороны кожуха.
Две твердые плитки, керамические или из другого жаропрочного материала, толщиной от 3 до 6 мм помещают на кольцо или платформу. Прокладка, помещенная на кольцо или платформу, имеет центральное отверстие диаметром от 76 до 100 мм и наружные линейные размеры несколько меньшие внутренних границ кожуха.
Размеры верхней прокладки для колбы должны быть меньше по сравнению с нижней. Центральное отверстие должно соответствовать размерам, указанным в таблице 1. Толщина по ободу центрального отверстия составляет от 3 до 6 мм. Эта прокладка может медленно перемещаться в соответствии с направлениями перемещений колбы для перегонки, теплообмен с колбой осуществляется только через это отверстие в прокладке.
5.1.5.2 В аппарате типа 2 с электрическим нагревателем (рисунок 2) верхняя часть электронагревателя состоит из керамической плитки или плитки из другого жаропрочного материала с центральным отверстием, соответствующим размерам, указанным в таблице 1. Толщина по ободу центрального отверстия составляет от 3 до 6 мм, диаметр отверстия 50 мм. Нагревательное устройство может перемещаться таким образом, чтобы теплообмен с колбой осуществлялся только через отверстие в прокладке колбы.
5.1.6 Мерный цилиндр
Конструкционные особенности и допуски для мерного цилиндра показаны на рисунке 4. Допускается использовать приемник Крау при условии, что размеры по вертикали и длина шкалы соответствуют указанным на рисунке 4.
Цилиндр мерный вместимостью 10 и 100 см 3 по ГОСТ 1770.
5.1.7 Баня охлаждающая для цилиндра
5.1.8.1 Термометр стеклянный ртутный, наполненный азотом, с градуировкой на столбике, покрытый эмалью с обратной стороны и отвечающий требованиям, указанным в таблице 2.
Термометры подвергают искусственному старению путем соответствующей термической обработки перед градуировкой для обеспечения стабильности значения нуля. Термообработка должна быть такой, чтобы после проведения описанной ниже процедуры максимальная погрешность находилась в указанных пределах.
