WWW.NEW.Z-PDF.RU
БИБЛИОТЕКА  БЕСПЛАТНЫХ  МАТЕРИАЛОВ - Онлайн ресурсы
 

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 ||

«по дисциплине «Химическая технология глубокой переработки нефти и газа» Направление 240100 (18.03.01) Химическая технология 1 Методические рекомендации для студентов ...»

-- [ Страница 4 ] --

Технология гидрокрекинга вакуумного газойля В связи с устойчивой тенденцией опережающего роста потребности в дизеьном топиве по сравнению с автомобильным бензином за рубежом с 1980 г. была начата промышленная реализация установок лёгкого гидрокрекинга (ЛГК) вакуумных дистиллятов, позволяющих получать одновременно с малосернистым сырьем для каталитического крекинга значительные количества дизельных топлив. Внедрение процессов лёгкого гидрокрекинга вначале осуществлялось реконструкцией эксплуатируемых ранее установок гидроочистки сырья катаитического крекинга, затем строительством специально запроектированных новых установок .

Преимущества процесса лёгкого гидрокрекинга над гидроочисткой:

- высокая технологическая гибкость, позволяющая в зависимости от конъюнктуры спроса на моторные топлива легко изменять (регулировать) соотношение дизельное топливо : бензин в режиме максимального превращения в дизельное топливо или глубокой гидроочистки для получения максимального количества сырья катаитического крекинга;

- за счет получения дизеьного топива при лёгком гидрокрекинге соответственно разгружается мощность установки каталитического крекинга, что позволяет вовлечь в переработку другие источники сырья .

Отечественный одностадийный процесс лёгкого гидрокрккинга вакуумного газойля 350 – 500 0С проводят на катализаторе АНМЦ при давлении 8 МПа, температура 420 - 450 0С, объемной скорости сырья 1,0 - 0,5 ч-1 и кратности циркуляции ВСГ - 1200 м3/м3 .

При переработке сырья с повышенным содержанием металлов процесс лёгкого гидрокрекинга проводят в 1 или 2 ступени в многослойном реакторе с использованием 3 типов катализаторов: широкопористого для гидродеметаллических (Т-13), с высокой гидрообессеривающей активностью (ГО-116) и цеолитсодержащие катализаторы для гидрокрекинга (ГК-35). В процессе лёгкого гидрокрекинга вакуумного газойля можно получить до 60 % летнего дизельного топлива с содержанием серы 0,1 % и температурой застывания -15 0С .

Таблица 28 – Показатели процессов лёгкого гидрокрекинга

–  –  –

Недостатком одностадийного процесса лёгкого гидрокрекинга является короткий цикл работы (3 - 4 месяца). Разработанный во ВНИИ НП следующий вариант процесса – двух ступенчатый легкий гидрокрекинг с межрегенерационным циклом 11 месяцев - рекомендован для комбинирования с установкой каталитического типа Г-43-107у .

Гидрокрекинг вакуумного дистиллята при 15 МПа .

Гидрокрекинг является эффективным и исключительно гибким каталитическим процессом, позволяющим комплексно решить проблему глубокой переработки вакуумных дистиллятов (ГКВД) с получением широкого ассортимента моторных топлив в соответствии с современными требованиями и потребностями в тех или иных топливах .

За рубежом (особенно на НПЗ США, Западной Европы и Японии) получили широкое развитие процессы ГКВД при давлении 15 - 17 МПа, направленные на получение бензина (разработанные фирмами: ЮОП, ФИН, «Шелл» и «Юнион Ойл»). Оценка экономической эффективности процесса ГКВД в нашей стране свидетельствует о целесообразности реализации этого процесса с получением преимущественно дизельных топлив при давлении 10 - 12 МПа и реактивных топлив при давлении 15 МПа. Технология двух отечественных модификаций одно- и двухступенчатых процессов ГКВД (соответственно процессы 68-2к и 68-3к) - разработана во ВНИИ НП. Одноступенчатый процесс ГКВД реализован на нескольких НПЗ России применительно к переработке вакуумных газойлей 350 - 500 0С с содержанием металлов не более 2 млн -1 .

Одноступенчатып процесс ГКВД проводят в многослойном (до 5 слоев) реакторе с несколькими типами катализаторов. Для того чтобы градиент температур в каждом слое не превышал 25 0С, между отдельными слоями катализатоpa предусмотрен ввод охлаждающего ВСГ (квенчинг) и установлены контактно-распределительные устройства, обеспечивающие тепло- и массообмен между газом и реагирующим потоком и равномерное распределение газожидкостного потока над слоем катализатоpa. Верхняя часть реактора оборудована гасителями кинетической энергии потока, сетчатыми коробками и фильтрами для улавливания продуктов коррозии .

Принципиальная технологисеская схема одной из двух параллельно работающих секций установки одноступенчатого гидрокрекинга вакуумного газойля 68-2к (производительностью 1 млн т/год по дизельному варианту или 0,63 млн т/год при получении реактивного топлива) Сырье (350 – 500 С) и рециркулируемый гидрокрекинг-остаток смешивают с ВСГ, нагревают сначала в теплообменниках, затем в печи П-1 до температуры реакции и подают в реакторы Р1 (Р2). Реакционную смесь охлаждают в сырьевых теплообменниках, далее в воздушных холодильниках и с температурой 45 – 55 0С направляют в сепаратор высокого давления С1, где происходит разделение на ВСГ и нестабильный гидрогенизат. ВСГ после очистки от H2S в абсорбере К4 компрессором подают на циркуляцию .

Нестабильный гидрогенизат через редукционный клапан направляют в сепаратор низкого давления С2, где выделяют часть углеводродных газов, а жидкий поток подают через теплобменник в стабилизационную колонну К1 для отгонки углеводордных газов и легкого бензина .

Стабильный гидрогенизат далее разделяют в атмосферной колонне К2 на тяжёлый бензин, дизельное топливо (через отпарную колонну К3) и фракцию 360 0С, часть которой может служить как рециркулят, а балансовое количество - как сырье для пиролиза, основа смазочных масел и т.д .

I – сырьё; II – ВСГ; III – дизельное топливо; IV – лёгкий бензин; V – тяжёлый бензин; VI – тяжёлый газойль; VII – углеводородные газы на ГФУ; VIII – газы отдува; IX – регенерированный раствор МЭА; X – раствор МЭА на регенерацию; XI – вдяной пар .

Рисунок 28 – Принципиальная технологическая схема установки одноступенчатого гидрокрекинга вакуумного дистиллята Таблица 29 - Характеристики процессов получения топливных дистиллятов при одно- и двухступенчатом процессах ГКВД (режим процесса: давление 15 МПа, температура 405-410 0С, объёмная скорость 0,7 ч-1, кратность циркуляции ВСГ 1500 м3/м3)

–  –  –

Недостатками процессов гидрокрекинга является их большая металлоемкость, большие капитальные и эксплуатационные затраты, высокая стоимость водородной установки и самого водорода .

Таблица 30 – Показатели процессов гидрокрекинга вакуумного газойля на отечественных и зарубежных установках

–  –  –

Гидрокрекинг высоковязкого масляного сырья В последние годы все большее применение находят процессы гидрокрекинга высоковязких масляных дистиллятов и деасфальтизатов с целью получения высокоиндексных базовых масел .

Глубокое гидрирование масляного сырья позволяет повысить индекс вязкости от 50 - 75 до 95 - 130 пунктов, снизить содержание серы с 2,0 до 0,1 % и ниже, почти на порядок уменьшить коксуемость и снизить температуру застывания. Подбирая технологический режим и катализатор гидрокрекинга, можно получать масла с высоким индексом вязкости практически из любых нефтей .

Масла гидрокрекинга представляют собой высококачественную основу товарных многофункциональных (всесезонных) моторных масел, а также ряда энергетических (турбинных) и индустриальных (трансмиссионных) масел. В маслах гидрокрекинга нет естественных ингибиторов окисления, поскольку в жестких условиях процесса они подвергаются химическим превращениям .

Поэтому в масла гидрокрекинга вводят антиокислительные присадки. Выход и качество масел зависят от условий гидрокрекинга, типа катализатоpa и природы сырья. Выход гидрокрекированного масла обычно не превышает 70 % масс., а масла с индексом вязкости выше 110 составляют 40 - 60 % масс .

Для увеличения выхода целевых продуктов гидрокрекинга часто осуществляют в две стадии. На первой стадии (при температуре 420 – 440 0С и давлении 20 МПа) на АНМ катализаторе проводят гидроочистку и гидрирование полициклических соединений. Во второй стадии (при температуре 320 – 350 0C и давлении 7 - 10 МПа) на бифункциональных катализатоpax осуществляют гидроизомеризация н-алканов. Так как изоалканы застывают при значительно более низкой температуре, чем н-алканы, при гидроизомеризации понижается температура застывания масляных фракций и исключается операция депарафинизации растворителями .

Гидрокрекинг остаточного сырья Тяжёлая высокомолекулярная часть нефти, составляющая 25 – 30 % тефтяного остатка, является основным резервом для эффективного решения проблемы углубления её переработки. До настоящего времени значительная доля нефтяных остатков (гудронов, асфальтов) использовалась часто без гидрооблагораживания в качестве котельных топлив, сжигаемых в топках тепловых электростанций, котельных и бойлерных установках .

В 60-е годы появились процессы по получению котельных топлив с пониженным содержанием серы путём гидрообессеривания вакуумных дистиллятов и последующим смешением их с гудроном .

В последующем, когда нормы на содержание серы ужесточились, такая технология уже не могла обеспечить получение котельных топлив с содержанием серы менее 1 %. Появилась необходимость в глубоком облагораживании непосредственно тяжёлых нефтяных остатков .

При разработке гидрокаталитических процессов облагораживания и последующей глубокой переработке нефтяных остатков возникли трудности, связанные с проблемой необратимого отравления катализаторов процессов металлами, содержащимися в сырье. Появилось множество вариантов технологии промышленных процессов гидрооблагораживания нефтяных остатков в зависимости от содержания в них металлов, прежде всего ванадия и никеля: одно- и многоступенчатые в реакторах со стационарным или движущемся слоем катализатора, с предварительной деметаллизацией различными способами или без специальной подготовки. Последующая глубокая переработка гидрооблагороженных нефтяных остатков не является серьёзной технологической проблемой. Если нефтяные остатки используются как малосернистое котельное топливо, то их можно перерабатывать или гидрокрекингом, или на установках каталитического крекинга. Причём гидрокрекинг может быть комбинирован с процессами деметаллизации и гидрообессеривания или совмещён с ними путём дооборудования дополнительным хвостовым реактором гидрокрекинга – процесса «Хайвал» .

Рисунок 29 – Схема привязки реактора гидрокрекинга к реакторному блоку процесса «Хайвал»

Процессы селективного гидрокрекинга топливных фракций Процессы селективного гидрокрекинга предназначены для улучшения эксплуатационных, прежде всего низкотемпературных свойств моторных топлив и масел. Снижение их температуры застывания достигается селективным расщеплением н-алканов, содержащихся в перерабатываемом сырье. Селективности каталитического действия в процессах селективного гидрокрекинга достигают применением специальных катализаторов на основе модифицированных высококремнеземных цеолитов, обладающих молекулярноситовым свойством. Катализаторы селективного гидрокрекинга имеют трубчатую пористую структуру с размерами входных окон 0,5 - 0,55 нм, доступными для проникновения и реагирования там только молекулам налканов. Для гидрирования образующихся продуктов крекинга в цеолит вводят обычные гидрирующие компоненты (металлы VIII и VI групп) .

Сеективный гидрокрекинг, называемый и как гидродепарафинизация (ГДП), проводят на почти аналогичных по аппаратурному оформлению и технологическому режимам процессам гидроочистки установках .

Табица 31 – Характеристики процесса гидродепарафинизации разичных фракций на катализаторе СГК-1

–  –  –

Во ВНИИ НП разработан также бифункциональный катализатор БФК, обеспечивающий одновременно гидроочистку и гидродепарафинизацию парафинистых и сернистых топливных дистиллятов и получение в одну стадию реактивных и дизельных топлив с требуемыми температурами застывания и серы. В процессе одновременной гидродепарафинизацией и гидроочистки дизельных фракцийй заподно-сибирских нефтей на катализаторе БФК можно получать арктические или зимние сорта дизельных топлив с выходом 74 – 85 % .

На установке Л-24-7 ОАО «Уфанефтехим» внедрен процесс каталитической гидродепарафинизации (КГДП) прямогонной дизельной фракции товарной западно-сибирской нефти на смеси катализаторов: гидроочистки ГО-168Ш (ОАО «Омскнефтеоргсинтез») и гидродепарафинизации ГКД-5н (Новокуйбышевской катализаторной фабрики), предварительно обработанных дисульфидами и анилином. При температуре 350 - 360 0С, давлении 3,5 МПа, объемной скорости 2,25 - 2,5 ч-1 и кратности циркуляции ВСГ 800 нм3/м3 из сырья с содержанием серы 0,7 - 0,9 % масс. и температуры застывания от -17 до

-20 0С получен стабильный гидидрогенизат с температурой застывания -35°C .

Катаитическую гидродепарафинизацию используют и для производства низкозастывающих масел из масляных фракций и их рафинатов. Процесс проводят при температуре 300 – 430 0С, давлении 2 - 10 МПа, объемной скорости сырья 0,5 - 2 ч -1. Выход масел составляет 80 – 87 %. По качеству гидродепарафинизат близок к маслам, получаемым низкотемпературной депарафинизации растворителями, a температура масел может быть понижена с +6 0С до -(40 - 50) 0С .

ВНИИНефтехим разработал эффективный комбинированный процесс катаитического риформинга и селективного гидрокрекинга, поучивший название селектоформинг. Процесс заключается в гидродепарафинизации риформата или его рафината на катализаторе селективного гидрокрекинга при следующих условиях: температура около 360 0С, давление 3 МПа, объемная скорость 1,0 ч-1 и кратность циркуляции ВСГ 1000 м3/м3. В резуьтате селективного гидрокрекинга н-алканов С7 - С9 октановое число бензина возрастает на 10 - 15 пунктов .

Конторльные вопросы

1. Целевое назначение процессов гидрокрекинга нефтяного сырья их разновидности .

2. Химизм и механизм реакций гидрокрекинга .

3. Требования к катализаторам гидрокрекинга и их компонентному составу .

4. Влияние параметров на процессы гидрокрекинга .

5. Целевое назначение, разновидности, режимные параметры процесса гидрокрекинга вакуумного газойля .

6. Назначение процессов селективного гидрокрекинга .

7. Катализаторы селективного гидрокрекинга .

8. Целевое назначение и технологии процессов гидродепарафинизации и селектоформига .

9. Принципиальная технологическая схема установки одноступенчатого гидрокрекинга вакуумного газойля .

10. Целевое назначение, разновидности, режимные параметры процесса лёгкого гидрокрекинга вакуумного газойля .

Тема 4.5.6 Гидродеароматизация керосиновых фракций

Гидродеароматизация – каталитический процесс обратного действия по отношению к каталитическому риформингу, который предназначен для получения из керосиновых фракций (преимущественно прямогонных) высококачественных реактивных топлив с ограниченным содержанием 215табил (например, менее 10 % у Т-6). Содержание последних в прямогонных керосиновых фракциях в зависимости от происхождения нефти составляет 14 – 35 %, а в лёгком газойле каталитического крекинга – до 70 % .

Гидродеароматизация сырья достигается каталитическим гидрированием 215табил в соответствующие цикланы. При этом у реактивных топлив улучшаются такие показатели, как высота некоптящего пламени, люминомстрическое число, склонность к нагарообразованию и др .

Для реакций гидрирования термодинамически более благоприятны повышенное давление и низкая температура. Большинство промышленных процессов гидродеароматизации реактивных топлив осуществляют в сравнительно мягких условиях: при температуре 200 – 350 0С и давлении 5 – 10 Мпа. В зависимости от содержания гетеропримесей в сырье и стойкости катализатоpa к ядам процессы проводят в одну или две ступени .

В двухступенчатых установках на первой ступени осуществляют глубокий гидрогенолиз сернистых и азотистых соединений сырья на типичных катализатоpax гидроочистки, а на второй ступени – гидрирование 216табил на активных гидрирующих катализаторax, например, на платиноцеолитсодержащем. Последний позволяет перерабатывать без предварительной гидроочистки сырье с содержанием серы 0,2 % и азота 0,001 %. Технологическое оформление одноступенчатого варианта близко к типовым процессам гидроочистки реактивных топлив (типа Л-24-9РТ и секций гидроочистки реактивных топлив комбинированных установок ЛК-6у). В двухступенчатом процессе предусмотрена стадия предварительной гидроочистки с промежуточной очисткой ВСГ от сероводорода и аммиака .

Таблица 32 – Показатели отечественных процессов гидродеароматизации реактивного топлива

–  –  –

Раздел 5 Экологические проблемы производства топлив и масел

В результате изучения раздела студент должени:

иметь представление:

- о различных загрязнителях окружающей среды и атмосферного воздуха;

- о присадках к топливам улучшающих их эксплуатационные и экологические свойства;

знать:

- влияние вредных выбросов в окружающую среду и атмосферный воздух в процессе нефтегазопереработки и пути уменьшения выбрасов;

- экологические требования к топливам;

- варианты технологических схем, катализаторы, параметры получения экологически чистых топлив;

уметь:

- обосновывать экологические требования стандартов к топливам нового поколения;

- выбирать оптимальные варианты и параметры процессов производства экологически чистых топлив .

Глава 5 .1 Экологизация в нефтепереработке

Промышленные предприятия топливно-энергетического комплекса, в том числе химической, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, а также автомобильный транспорт в настоящее время являются одними из наиболее крупных источников загрязнения природы:

атмосферы, почвы, водоёмов .

По характеру влияния на природу все загрязнители можно разделить - на химические, механические, тепловые, биологические, акустические (шумовые), электромагнитные, радиоактивные; по физическому состоянию – на газообразные, жидкие, твёрдые; по происхождению – на естественные (природные) и антропогенные .

Загрязнения атмосферы.

По своим источникам антропогенные атмосферные загрязнения разделяются на группы:

1) транспортные, связанные прежде всего с выхлопными газами автомобилей .

Они содержат оксиды углерода, серы, азота, углеводороды, канцерогенные полициклические углеводороды и наиболее активный из них 3,4-бензпирин, сажу, а также сильно токсичные продукты, содержащие хлор, бром, свинец .

Оксиды углерода, серы, азота в свою очередь в результате взаимодействия с влагой воздуха образуют вторичные загрязнения, так называемые «кислотные дожди». Сажевые частицы концерогенны по той причине, что являются хорошими адсорбентами для бензперина. Вредное воздействие выхлопных газов усиливается в связи с тем, что поступая в приземные слои атмосферы и оседая на почве и концентрируясь на растениях, они затем попадают в организм животных, человека и становятся возбудителями канцерогенных заболеваний .

Количество выделяемых в атмосферу транспортных загрязнителей зависит от численности и структуры автомобильного парка, технического состояния автомобиля и двигателя, типа двигателя и вида применяемого топлива, а также условий его эксплуатации .

Таблица 33 - Показатели для различных типов двигателей по относительным удельным выбросам основных токсичных компонентов

–  –  –

Мировой автомобильный парк в настоящее время составил около 700 млн .

единиц. Если учесть, что один грузовой автомобиль в среднем выбрасывает в год около 3 т вредных веществ, то нетрудно подсчитать, что ежегодно выбросы транспортных загрязнений в атмосферу составляет более 2,5 млрд. т и что роль автомобильного транспорта как главного источника загрязнения природы непрерывно возрастает .

В настоящее время доля автомомильного транспорта в загрязнении окружающей среды в ряде городов составляет 30 – 40 %, в крупных – до 60 %, а в крупнейших городах мира по оксиду углерода превышает 90 %;

2) газовые выбрлосы ТЭС и котельных. Они содержат примерно те же примеси, что и транспортные загрязнители, а также частички угля, золы и т.д. Природа этих загрязнений изменяется в зависимости от вида топлива, типа сжигания, режима работы и регулировки горелок. Из всех атмосферных загрязнений ТЭС наиболее опасны оксиды серы и азота, наносящие сильный вред растительности и вызывающие коррозию оборудования и зданий. При одинаковой мощости ТЭС количество вырабатываемого сернистого газа при работе на газе, мазуте и угле находятся в соотношениях 1:4,5:11,5. Наиболее экологически чистым топливом ТЭС является природный газ .

Не менее опасное воздействие на природу, чем оксиды углерода, азота и серы, оказывают выбросы ТЭС в виде диоксида углерода, вызывая так называемый парниковый эффект. В результате сжигания органических горючих ископаемых на ТЭС в атмосферу ежегодно поступает около 20 млрд. т углекислого газа .

Содержание его в атмосфере сегодня превышает уровень 40-х годов на 15 – 20 %, в результате усиливается процесс поглащения биосферой инфракрасного излучения Солнца и тем самым потепления климата Земли. Парниковый эффект может привести к значительному изменению атмосферной циркуляции, таянию льдов, затоплению материков и другим глобальным социальным и экономическим потрясениям;

3) газовые выбросы промышленных предприятий. Больше всео загрязняют окружающую среду металлургическая, топливно-энергитическая, нефтехимическая и химическая промышленности. Эти загрязнения весьма разнообразны, и их состав зависит от качества сырья и технологии переработки .

Загрязнения в атмосфере (как и в гидро-и литосфере) распределяются неравномерно и имеют локальный характер. Так, загрязнения в воздушной среде распределены: над промышленными комплексами – 80 %; над городами – 12,9 %; над сельской местностью – 1% .

Исключительно сильное отрицательное влияние на природу оказывают также жидкие или растворимые в воде загрязнители, попадающие в виде промышленных, коммунальных и дождевых стоков в реки, моря и океаны .

Объём сточных вод, сбрасываемых в водоёмы мира, ежегодно составляет 1500 км3 .

К наиболее крупным загрязнителям водоёмов относятся химическая, нефтехимическая, нефтеперерабатывающая, нефтяная, целлюлозно-бумажная, металлургическая и некоторые другие отрасли промышленности, а также сельское хозяйство. Со сточными водами НПЗ в водоёмы попадают солёная вода ЭЛОУ, ловушечная нефть, нефтешламы, нефтепродукты, химические реагенты, кислые гудроны, отработанные щелочные растворы и т.д. С талыми и дождевыми стоками в водоёмы сбрасывается в огромных количествах практически вся гамма производимых в мире неорганических и органических веществ: нефть, нефтепродукты, минеральные удобрения, ядохимикаты, тяжёлые металлы, радиоактивные, биологически активные и другие загрязнители .

Нефтяные плёнки существенно ухудшают газообмен и испарение на границе атмосфера – гидросфера, в результате гибнут планктон, водяная флора, морские животные и т.д. (1 тонна нефти образует на поверхности воды плёнку диаметром около 12 км) .

При организации борьбы против загрязнения окружающей среды традиционно применяют строительство очистных сооружений. Однако это целесообразно лишь для приспособления существующих производств к новым требованиям экологии, поскольку приводит к значительному увеличению апитальных и эксплуатационных затрат и мало снижает реальные отходы. Гланым направлением решения проблемы экологической безопасности следует считать создание экологически чистых безотходных, малоотходных технологических производств, в которых наиболее рационально и комплексно используются все компоненты сырья и энергии и не нарушаются нормальное функционирование окружающей среды и природное равновесие .

Можно выделить основные направления в осуществлении экологически чистых технологических процессов:

1) комплексное использование и глубокая переработка сырья. Производство должно быть как можно менее ресурсоёмкими (ресурсосберегающие технологии), осуществляться с минимум затрат сырья и ресурсов на единицу продукции. Образующиеся полуфабрикаты должны полностью перерабатываться в качестве сырья на других производствах;

2) оптимальное использование энергии и топлива .

Производство должно осуществляться при минимальных затратах энергии и топлива на единицу продукции (энергосберегающие технологии) и, следовательно, тепловые загрязнения окружающей среды также минимальны. Энергосбережению способствуют: укрупнение и энерготехнологическое комбинирование процессов; переход на непрерывные технологии; совершенствование процессов разделения; пременение активных и селективных катализаторов, позволяющих проводить процессы при пониженных температурах и давлениях; рациональная организация и оптимизация тепловых схем и схем рекуперации энергетического потенциала отходящих потоков; снижение гидравлического сопротивления в системах и потерь тепла в окружающую среду и т.д .

Нефтеперерабатывающие и нефтехимические предприятия являются крупными потребителями топлива и энергии. В их энергетическом балансе на долю прямого топлива приходится 43 – 45 %, тепловой энергии 40 – 42 % и электрической 13 – 15 %. Полезное использование энергетических ресурсов не превышает 40 – 42 %, что приводит к перерасходу топлива и образованию тепловых выбросов в окружающую среду;

3) создание принципиально новых малоотходных технологических процессов .

Это можно добиться совершенствованием катализаторов, техники и технологии производства. Экономичнее получать небольшое количество сильно концентрированных отходов, которые можно перерабатывать или ликвидировать по специальной технологии, чем большой объём сильно разбавленных отходов, сбрасываемых в биосферу;

4) создание и внедренее замкнутых систем водопользования, включающих (или сводящих к минимуму) потребление свежей воды и сброс сточных вод в водоёмы;

5) обеспечение высокой эксплуатационной надёжности, герметичности и долговечности функционирования оборудования и всех систем производства .

Сведение к минимуму или исключение вероятности аварий, взрывов, пожаров и выбрасов отравляющих веществ в окружающую среду. Разработка автоматизированных систем обеспечения экологической безопасности производств и комплексов;

6) обеспечение высокого качества целевых продуктов. Экологически чистыми должны быть не только сами технологические продукты, но и выпускаемые в них товарные продукты. Так, моторные моторные топлива должны удовлетворять возрошсим экологическим требованиям по содержанию сернистых соединений, ароматических углеводородов, вредных присадок;

7) использование новых экологически чистых продуктов из альтернативных источников сырья, например, нефтяных и природных газов, кислородосодержащих соединений (спмртов и эфиров) и водорода в автомобильном транспорте. Перевод части автомобильного транспорта на альтернативные топлива рассматривается как радикальная мера снижения вредных выбросов автомобиля .

Контрольные вопросы

1. Классификация загрязнителей природы, источники загрязнителей атмосферы, гидро- и литосферы .

2. Основные направления в осуществлении экологически чистых технологических процессов переработки нефти и газа .

Глава 5.2 Тенденции и современные проблемы производства высококачественных нефтепродуктов Основные тенденции производства автобензинов В настоящее время возможности нефтепереработки многих стран мира для удовлетворения растущих потребностей в моторных топливах за счёт увеличения объёмов добычи нефти практически исчерпаны .

Для решения этой актуальной проблемы представляют интерес направления сбалансированного развития нефтепереработки, двигателестроения и потребления моторных топлив:

1) углубление и химизация переработки нефти;

2) оптимизация качества моторных топлив с целью расширения ресурсов и снижения фактического их расхода при эксплуатации двигателей внутреннего сгорания (ДВС);

3) дилизация автомобильного парка;

4) применение альтернативных топлив – газообразных, кислородосодержащих и топлив из твёрдых горючих ископаемы .

Главенствующей до последнего времени тенденцией в развитии производства автомобильных бензинов являлось непрерывное повышение их детонационной стойкости (в двигателестроении - увеличение степепени сжатия), что способствовало существенному улучшению технико-экономических показателей эксплуатации транспортных средств. В то время, когда уровень ОЧ выпускаемых автомобильных бензинов был не столь высок, как в настоящие время, повышение детанационной стойкости (ДС) достигалось относительно легко за счет использования сравнительно дешевых термодеструктивных процессов и каталитического крекинга. Однако для последующего повышения ДС до современного высокого уровня потребовалось развивать в нефтепереработке более дорогие энергоемкие каталитические процессы, такие как каталитический риформинг, алкелирование, изомеризации и т.д., в которых, кроме того, происходит снижение ресурсов автомобильных бензинов. Затраты на такие процессы в нефтепереработке должны окупаться экономией средств потребителей за счет применения высокооктановых бензинов. Следовательно, оптимальные значения ДС автомобильных бензинов будут определяться уровнем химизации и технологии процессов нефтепереработки, а также мировыми ценами на нефть .

В связи с ужесточением экологических требований во многих странах мира приняты законодательные акты по запрещению применения свинцовых антидетонаторов в автомобильных бензинах. Современные автомобили должны удовлетворять жестким экологическим нормам токсичности выхлопных газов, а автомобильные бензины и дизельные топлива для их ДВС должны выпускаться по нормам Европейского союза и США .

В нашей стране должны выпускаться топлива согласно требованиям технического регламента «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту» .

Таблица 34 – Требования к характеристикам автомобильного бензина

–  –  –

С целью улучшения транспортной обеспеченности населения страны предусматривается значительное увеличение выпуска автомобилей преимущественно повышенной топливной экономичностью .

Таблица 36 - Нормы предельно-допустимых выбросов в странах ЕС (для легковых автомобилей весом 1250 кг), г/км

–  –  –

Характерной особенностью перспективных зарубежных бензинов является низкое содержание в них аренов (30 %, в том числе бензола 1%), что считается признаком высокого качества по таким показателям, как склонность к нагарообразованию, калильное зажигание, коэффициент равномерного распределения ДС по фракциям, ОЧ смешения, и, прежде всего по экологичности. Низкое содержание аренов при высокой ДС бензинов достигается значительно большим, чем в бывшем СССР, вовлечением в их компонентный состав алкилата и бензинов каталитического крекинга, характеризующихся значительным содержанием высокооктановых изоалканов .

Таблица 38 - Компонентный состав автобензинов России, США и Западной Европы

–  –  –

В составе отечественных высокооктановых бензинов преобладает риформат, что и обусловливает повышенное содержание в них аренов. Установлено, что эксплуатация автомобильных бензинов с ограниченным содержанием аренов (30 %) и с равномерным распределением ДС по фракциям позволяет несколько понизить уровень ОЧ и тем самым расширить ресурсы бензинов, а также существенно улучшить их экологическое качество .

Для решения проблемы снижения содержания аренов, бензола и олефинов в товарных автомобильных бензинах до стандартов ЕС для нефтеперерабатывающего комплекса России потребуется ускоренное внедрение процессов производства неароматизированных высокооктановых компонентов, прежде всего процессов изомеризации головных фракций бензинов, гидрокрекинга, каталитического крекинга, селективного гидрокрекинга, а также производств оксигенатов и присадок .

Тенденции производства дизельных топлив Значительным резервом экономии моторного топлива является дизелизация автомобильного транспорта, позволяющая снизить удельный расход топлива на 25 – 30 % .

По объему производства дизельныз топлив бывший СССР занимал 1 место в мире. По качеству отечественное дизельное топливо соответствуют лучшим зарубежным образцам .

Основу отечественных дизельных топлив составляют прямогонные дистилляты, причем около половины из них приходится на долю гидроочищенных фракций. Дистилляты вторичного происхождения используются в незначительных количествах (в частности, около 3 % приходится на долю лёгкого гидрокрекинга и каталитического крекинга). Необходимо отметить, что производство малосернистых сортов топлив с содержанием S 0,2 % масс .

сопряжено с потерями их ресурсов и значительными энергозатратами на глубокую гидроочистку. При гидроочистке одновременно с неуглеводородными гетеросоединениями удаляются из топлива имеющиеся в исходной нефти природные антиокислительные, противоисносные, антикоррозионные и др. присадки. Поэтому при производстве товарных гидроочищенных дизельных топлив возникает необходимость применения большого ассортимента и в достаточно больших количествах синтетических присадок .

Введение новых экологических норм ЕС повлечет за собой дальнейшее усложнение технологии и повышение себестоимости производства дизельных топлив .

Структура производства отдельных марок дизельных топлив в России составляет: летнее - 86,5 %, зимнее и арктическое - 13,5 % .

Наиболее массовым в стране является летний сорт топлива. Доля зимнего и арктического сортов в общем дизельном фонде составляет всего 13,5 %, что примерно только наполовину удовлетворяет растущие потребности страны в низкозастывающем виде топлива, связанные с необходимостью интенсивного освоения природных богатств Сибири, Дальнего Востока и Крайнего Севера .

В настоящее время основным способом получения низкозастываюших дизельных топлив является облегчение их фракционного состава путем снижения температуры до З00 – 320 0С (против 360 0С для летнего сорта), что связано с существенным ограничением их ресурсов. Относительно небольшая часть таких топлив вырабатывается на основе цеолитной и карбамидной депарафинизации. Денормализаты цеолитной депарафинизации имеют хорошие низкотемпературные свойства (температура застывания -50 -45 0С, температура помутнения -50 -35°С), поэтому они преимущественно используются в качестве зимних и арктических топлив. При карбамидной депарафинизации не полностью удаляются высокоплавкие парафины, поэтому денормализаты этого процесса имеют при температуре застывания -35 0С и ниже температуру помутнения лишь -11 0С, вместо требуемых -25 или -35 0С. Для более полного удовлетворения потребностей в зимних и арктических сортах дизельных топлив и одновременно в жидких парафинах - ценном дефицитном сырье для нефтехимии и микробиологического синтеза - в 1980-е гг. в нашей стране ускоренными темпами строились установки депарафинизации, особенно типа «Парекс». Однако позже, в связи с принятием во многих странах мира, в том числе и бывшего СССР, законодательных актов, запрещающих использование жидких нефтяных парафинов для производства белкововитаминных концентратов (БВК), и переводом установок на растительные виды сырья темпы дальнейшего расширения процессов адсорбционной депарафинизации типа «Парекс» значительно снизились .

Проблема получения низкозастывающих моторных топлив (а также масел) может быть решена включением в схемы НПЗ нового эффективного и весьма универсального процесса – каталитической гидродепарафинизации (КГДП) нефтяных фракций. Процессы КГДП находят в последние годы все более широкое применение за рубежом при получении низкозастывающих реактивных и дизельных топлив, смазочных масел в сочетании с процессом каталитического риформинга (селекто-форминга) – высокооктановых автомобильных бензинов. Использование процесса КГДП позволяет значительно расширить сырьевую базу производств дизельныз топлив зимних и арктических сортов .

Наиболее дешевым способом получения зимнего дизельного топлива за рубежом является введение (в сотых долях процента) депрессорных присадок в летнее топливо. Однако подавляющее большинство присадок, достаточно эффективно понижая температуру застывания топлива, практически не влияют на температуру его помутнения, что в значительной степени ограничивает область его применения. Такое топливо возможно применять в районах с температурой воздуха зимой не ниже -15°С. Такие климатические условия соответствуют большинству стран Западной Европы, Прибалтики, Белоруссии, Молдавии и Украине. Однако промышленное производство отечественных депрессорных присадок до сих пор не организовано .

Дальнейшее увеличение ресурсов дизельных топлив возможно за счет расширения их фракционного состава и использования дистиллятов вторичных процессов. Так, повышением температуры конца кипения на 25 – 30 0С можно увеличить ресурсы летнего топлива на 3 – 4 % от общего его производства .

Такая температура конца кипения соответствует t 90% = 360 0С .

В настоящее время на ряде НПЗ страны начат выпуск по ТУ в достаточно больших масштабах летнего дизельного топлива утяжеленного фракционного состава (с t 60 – 80 0С, t 90% = 360 0С), представляющего собой смесь бензиновой и н.к.= дизельной фракций. Такие топлива (газоконденсатное широкофракционное зимнее (ГШЗ)) уже получают из некоторых газовых конденсатов и используют в отдаленных северных и северо-восточных районах страны, куда затруднительна доставка стандартного дизельного топлива .

Производство дизельных топлив можно значительно увеличить за счет использования в их составе вторичных газойлей (каталитического крекинга и коксования), хотя это и приводит к ухудшению химической стабильности топлив. Наибольшее применение за рубежом находит лёгкий газойль каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем. В США, например, доля такого газойля в составе дизельных топлив весьма значительна. Поэтому в нем возросло содержание аренов, а цетановое число (ЦЧ) уменьшилось в среднем дизельном фонде до 40 - 42 против 45 - 50 .

Представляется возможным расширить ресурсы дизельных топлив также за счет высвобождения значительных количеств газойлевых фракций, оставляемых ныне в мазуте или добавляемых в котельные топлива как разбавитель с целью обеспечения требуемой вязкости. По мере уменьшения объемов производства котельных топлив и увеличения мощностей висбрекинга или других процессов глубокой переработки нефтяных остатков количество газойлевых фракций будет непрерывно возрастать, что позволит дополнительно расширить ресурсы дизельных топлив .

Контрольные вопросы

1. Основные тенденции в производстве автомобильных бензинов .

2. Сопоставить примерные компонентные составы отечественных и зарубежных автомобильных бензинов .

3. Основные тенденции производства дизельных топлив .

4. Основные способы и процессы производства низкотемпературных дизельных топлив .

5. Влияние на экологическую безопасность выпуск дизельных топлив с низким содержанием сернистых соединений .

2.2 Методические указания к выполнению лабораторных работ Лабораторная работа № 1 Определение плотности нефти или нефтепродукта Цель работы: определение плотности нефти пикнометрическим методом, приобретение навыков использования физико-химических экспериментальных методов измерения .

Материалы и оборудование: весы аналитические, пикнометр, ареометр, пипетка, фильтр, нефть, бензин, керосин, ацетон .

Пояснения к работе .

Плотность (удельный вес) – величина, определяемая как отношение массы вещества к занимаемому им объему. Единица плотности в Международной системе единиц (СИ) – килограмм на кубический метр (кг · мПлотность является простейшей характеристикой, дающей возможность в совокупности с другими константами ориентировочно судить о фракционном и химическом составе данной нефти. Относительная плотность – отношение плотности рассматриваемого вещества к плотности стандартного вещества (чаще всего воды при 4 С). Нефть и вода имеют различные коэффициенты расширения, поэтому при определении относительной плотности необходимо указывать температуры воды и нефти, при которых проводилось измерение .

В среднем относительная плотность нефти колеблется от 0,73 до 0,92, однако существуют нефти с плотностью, близкой к единице. Причина различия плотности у различных нефтей состоит в их составе и, прежде всего, в различии химической природы их углеводородной части. Так как углеводороды разных рядов при одинаковой сложности их состава заметно различаются между собой удельным весом, то преобладание в нефти того или иного углеводородного ряда отражается на плотности нефти в целом: нефть с содержанием углеводородов парафинового ряда будет легче нефти нафтенового типа;

последние же – легче нефти, богатой ароматическими углеводородами .

В России плотность нефти и нефтепродуктов определяют при 20 С и относятся к плотности воды при 4 С. Относительная плотность в этом случае обозначается 420.

Определение плотности можно проводить при любой температуре, а затем вычислить значение 420 по формуле:

420= 4t + (t - 20), (1) где 4t – плотность нефти при температуре измерения; – коэффициент объемного расширения (его значения приводятся в справочнике); t – температура, при которой определялась плотность, С .

В зависимости от требуемой степени точности плотность нефтей определяют ареометром (нефтеденсиметром) или пикнометром .

Пикнометрический метод основан на сравнении массы определенного объема испытуемого вещества с массой такого же объема воды при одинаковой температуре. При помощи пикнометра можно довольно точно определить объем и массу анализируемого вещества. Метод незаменим в тех случаях, когда имеется небольшое количество исследуемого вещества. Анализ осуществим для любых нефтей и нефтепродуктов, включая твердые битумы .

Применение ареометров основано на законе Архимеда, согласно которому на тело, погруженное в жидкость, действует выталкивающая сила, направленная вертикально вверх и равная весу вытесненной жидкости в объеме погруженной части тела .

Порядок выполнения экспериментальной части .

I) Определение плотности пикнометрическим методом .

Промытый пикнометр объемом 10 см ополаскивают ацетоном и после высушивания взвешивают на аналитических весах (m0, г). При помощи пипетки наливают в пикнометр дистиллированную воду до метки и устанавливают его в водяную баню или термостат при 20 С. Через 10 – 15 мин., когда уровень воды в пикнометре перестанет изменяться, избыток воды удаляют кусочком фильтровальной бумаги. Наполненный водой пикнометр тщательно вытирают, а затем взвешивают с точностью до 0,0002 г (m1, г) .

Затем в той же последовательности, начиная с промывки и сушки пикнометра, определяют в нем массу нефти или нефтепродукта (по указанию преподавателя) – m2, г .

Указания к составлению отчета .

1. «Видимую плотность» 2020 испытуемой нефти или нефтепродукта вычисляют по формуле:

2020 = (m2-m0)/(m1-m0) (2)

2. Действительную плотность и учетом плотности воды и воздуха при 20

С рассчитывают по формуле:

420 = (0,99823-0,0012)2020 + 0,0012 = 0,99703 2020 + 0,0012 (3) где 0,99823 – плотность воды при 20 С, г мл-1; 0,0012 – плотность воздуха при 20 С и 0,1 МПа (760 мм рт.ст) .

3. Делают вывод исходя из значения плотности нефти о преимущественном содержании фракций в составе данной нефти .

II) Определение плотности ареометром .

В стеклянный цилиндр, диаметр которого в два и более раз больше диаметра поплавка ареометра, осторожно по стенке или по стеклянной палочке наливают испытуемый продукт, причем в таком количестве, чтобы при погружении в него ареометра, уровень жидкости не поднялся выше края цилиндра. Чистый и сухой ареометр берут за верхний конец и осторожно помещают в жидкость .

После того, как ареометр установится и прекратятся его колебания, производят отчет по верхнему краю мениска. Глаз наблюдателя при этом должен находиться на уровне мениска. Одновременно с этим отмечают температуру нефтепродукта .

Указания к составлению отчета .

1. Если плотность испытуемой нефти или нефтепродукта определяют не при 20 С, то полученную так называемую видимую плотность пересчитывают по формуле (1). При этом значение температурной поправки берется из Прил. 1 .

2. Делают вывод исходя из значения плотности нефти о классе нефти (легкая, средняя, тяжелая и т.д.) .

Лабораторная работа № 2 Определение вязкости нефти или нефтепродукта Цель работы: определение вязкости нефти вискозиметрическим способом, исследование влияния температуры на вязкость нефти (или нефтепродукта), построение температурных кривых вязкости .

Материалы и оборудование: нефть, нефтепродукты, вискозиметр Оствальда, термостат, секундомер, штатив, пикнометр, весы аналитические, ацетон .

Пояснения к работе .

Вязкость – свойство жидкостей оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой. Вязкость является одним из важнейших физических свойств нефти и нефтепродуктов, она имеет большое значение для оценки ее прокачиваемости по трубопроводам, при работе осветительных и смазочных масел и т.д. Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость .

Динамическая вязкость – это сопротивление, оказываемое жидкостью при перемещении относительно друг друга со скоростью 1м·с-1 её слоев площадью 1 м2 каждый, находящихся на расстоянии 1 м, под действием приложенной силы в 1 Н. Единица динамической вязкости в СИ - [Па с]. Величина, обратная динамической вязкости, называется текучестью f=1/ .

Кинематическая вязкость равна отношению динамической вязкости к плотности жидкости при температуре определения: к=/. Единица измерения кинематической вязкости [м2 ·с-1]. Для характеристики вязкости на практике наиболее широко применяется именно кинематическая вязкость .

Условная вязкость (ВУ), получившая применение в нефтепереработке, - это величина, которая выражается отношением времен вытекания определенного объема воды и нефти или нефтепродукта или просто временем вытекания продукта из стандартного прибора. Условная вязкость выражается в секундах и измеряется на вискозиметрах .

Вязкость нефти тем больше, чем выше ее относительная плотность и меньше содержание светлых нефтепродуктов (особенно бензина). Однако при равных этих показателях вязкость нефтей с изменением температуры может изменяться по-разному в зависимости от их группового химического состава .

Зависимость вязкости от температуры носит криволинейный характер .

Наиболее наглядное представление о том, как изменяется вязкость нефти или нефтепродукта с температурой, можно получить, если определить вязкость при нескольких температурах и построить соответствующие кривые: на оси абсцисс откладывают температуры в градусах Цельсия, на оси ординат – вязкость, выраженную в тех или иных единицах. Такие кривые показывают, что по мере повышения температуры вязкость нефти сначала падает очень быстро, а затем все более и более медленно .

В настоящее время имеется значительное количество эмпирических уравнений, позволяющих описать зависимость вязкости от температуры .

Наибольшее распространение получила формула Вальтера:

lg lg (ve + a) = А – В lgТ, где а = 0,6; А и В – константы .

Графически эта зависимость в логарифмических координатах представляет собой прямую линию. На основании формулы Вальтера построены сетчатые диаграммы. Достаточно знать вязкость нефтепродукта при двух температурах, чтобы определить ее при любой температуре внутри этого температурного интервала .

Порядок выполнения экспериментальной части .

1. Определяют плотность нефти по формулам (1,2), см. лаб.работу № 1 .

2. С помощью вискозиметра Оствальда определяют условную вязкость воды при температуре 20, 25, 30, 35, 40 и 45 С. В термостате устанавливают температуру с точностью ± 0,1 С. Определение времени истечения нефти или нефтепродукта через капилляр проводят несколько раз (не мене трех раз). За конечный результат принимают среднее арифметическое значение времени истечения из произведенных измерений .

3. Определяют условную вязкость нефти при выше указанных температурах аналогичным способом .

Указания к составлению отчета .

1. Рассчитывают плотность нефти по формулам (1,2), см. лаб. работу №1 .

2. Определяют динамическую вязкость нефти по формуле:

=((н2о)нефть tнефть)./(н2о)t(н2о)

3. Строят температурную кривую динамической вязкости =f(T) .

4. Делают вывод о влиянии температуры на вязкость нефти .

Лабораторная работа № 3 Определение структурно-группового состава нефти или нефтепродукта Цель работы: определение структурно-группового состава нефти или нефтепродукта по методу n – d – М (показатель преломления – плотность – молекулярная масса) .

Материалы и оборудование: пикнометр, весы аналитические, рефрактометр, бензин, керосин, ацетон .

Пояснения к работе .

Метод n – d – М, разработанный Ван-Несом и Ван-Вестеном в 1954 г., дает возможность определять распределение углерода и содержание колец в нефтяных фракциях, не содержащих алкенов. Метод позволяет составить представление о «средней» молекуле данной фракции, которая содержит углерод, входящий в ароматические, алициклические кольца и насыщенные алифатические структуры. Последний включает как углерод алканов, так и углерод алкильных заместителей при алициклических и ароматических кольцах. Сумма всех «видов» углерода равна 100% .

Под определением числа колец подразумевается определение ароматических и алициклических колец в средней молекуле или в среднем во фракции. Для определения структурно – группового состава нефтепродукта по этому методу необходимо знать: показатель преломления (с точностью ±0,0001), плотность (с точностью ±0,0002) и молекулярную массу (с точностью до ±3%) .

Порядок выполнения экспериментальной части .

1. Определяют плотность нефти или нефтепродукта нефть – по указанию преподавателя (см. лаб. Работу № 1) .

2. С помощью рефрактометра определяют показатель преломления nD20 заданного вещества .

3. Определяют температуру кипения данной фракции tкип· Для этого в пробирку с заданным веществом вставляют притертую корковую пробку с термометром, который не должен касаться стенок пробирки. Пробирку погружают в стакан с водой и укрепляют в штативе. Воду нагревают, следя за температурой в пробке. За температуру кипения принимают ту, при которой жидкость в пробирке закипит .

Указания к составлению отчета .

1. Рассчитывают плотность нефти нефть по формулам (1,2), см. работу № 1 .

2. Молекулярная масса связана с температурой кипения и показателем преломления следующим выражением:

lg M = 1,939436 + 0,0019764 tкип· + lg (2,150 - nD20)

3. Для расчета структурно – группового состава вводят обозначения:

СА – содержание углерода в ароматических структурах, % (масс.);

СК – содержание углерода в кольчатых структурах, % (масс.);

КА – среднее число ароматических колец в молекуле;

КО – общее число ароматических и алициклических колец в молекуле .

Рассчитывают сумму выражения в скобках (n - d).

Необходимые для расчета факторы n – d представляют собой разность между соответствующими показателями нефтепродукта и гипотетически насыщенного углеводорода нормального строения:

для жидких фракций: для твердых фракций :

n= nD20- 1,4750 n= nD20 – 1,4600 d= 420 – 0,8510 d= 420 – 0,8280 Высоким значением СА, Скол, КА, Ко считается тот случай, когда алгебраическая сумма выражений в скобках (n - d) положительна; если эта сумма отрицательна, следует расчет вести по формулам для низкого значения указанных показателей .

–  –  –

4. Делают вывод о структурно – групповом составе нефти или нефтепродукта .

Лабораторная работа № 4 Метод анилиновых точек Цель работы: определение анилиновой точки анализируемого нефтепродукта .

Материалы и оборудование: нефтепродукт, анилин, пробирки, 40 %ный водный раствор формальдегида, серная кислота, силикагель марки АСК, стеклянная адсорбционная колонка, термометр, штатив .

Пояснения к работе .

Метод анилиновых точек, получивший за последнее время широкое применение при анализе нефтепродуктов, основан на определении температуры взаимного растворения анилина в углеводородной смеси .

Критические температуры растворения в анилине настолько характерны для различных классов углеводородов, что этим свойством оказалось удобно пользоваться как для качественной характеристики отдельных углеводородов, так и для количественного их определения в смесях .

Сущность метода сводится к расчету содержания Аренов А, % (по массе), причем исходя из изменения критических температур взаимного растворения равных объемов бензина и анилина до и после извлечения аренов:

А =К(t1 – t2), (4) где К – расчетный коэффициент, характеризующий содержание аренов в продукте, вызывающее понижение анилиновой точки на 1С; t1 и t2 – анилиновые точки исходного и деароматизированного продуктов, С .

Порядок выполнения экспериментальной части .

Определение анилиновой точки исходного продукта. В пробирку наливают 3 мл анилина и 3 мл анализируемого продукта. Вставляют термометр так, чтобы ртутный шарик находился на линии раздела анилина и испытуемого продукта и не касался дня и стенок пробирки. Пробирку погружают в стакан с водой и укрепляют в штативе. Воду нагревают при помешивании до полного растворения нефтепродукта в анилине (до получения однородного раствора) .

Оставив пламя, наблюдают при постоянном перемешивании термометром смеси за охлаждением и за показаниями термометра. За анилиновую точку принимают температуру, при которой начинает происходить расслоение раствора, что наблюдается в виде помутнения. Температуру с точностью до 0,1 С отмечают в тот момент, когда образовавшаяся равномерная муть скроет ртутный шарик термометра .

Удаление из продукта ароматических углеводородов. В адсорбционную колонку с силикагелем наливают 15 мл исследуемого продукта. После того как он полностью впитается в силикагель, добавляют в колонку 25 -35 мл этилового спирта для вытеснения из колонки деароматизированной части исходного продукта. С низа колонки в градуированные пробирки отбирают порции, вытекающие из нее: первую в размере 2 мл, а последующие по 0,5 мл .

Во всех отобранных порциях проводят качественную формалитовую реакцию на присутствие ароматических углеводородов. Для этого 1 – 2 капли продукта вводят в пробирку и туда же добавляют 1 мл серной кислоты и 2 – 3 капли формалина. Образование темного кольца (формалиты) на границе раздела серная кислота – продукт указывает на наличие ароматических углеводородов. После деароматизации (отсутствие темного кольца в исследуемой пробе) отбирают 3 мл для определения второй анилиновой точки, которую определяют аналогично первой точке .

Указания к составлению отчета .

1. Расчет ведут по формуле (4). Расчетный коэффициент К принимают равным 1, 2 [1, 2, 3] .

2. Делают вывод о содержании ароматических углеводородов в исследуемом продукте .

Лабораторная работа № 5 Определение температуры застывания нефти

Цель работы: определение температуры застывания нефти .

Материалы и оборудование: нефть, хлористый натрий, сернокислый натрий безводный, серная кислота, лед и вода для температур выше 0 С, лед или снег, поваренная соль для температур от 0 до – 20 С, пробирка, водяная баня, термометр, штатив .

Пояснения к работе .

По мере охлаждения индивидуального химического соединения наступает его переход из жидкого состояния в твердое. Этот переход протекает при постоянной температуре, называемой температурой затвердевания. Каждое индивидуальное химическое соединение имеет свою температуру плавления, которая является его физической константой. По ней можно судить о чистоте химического соединений, так как всякие посторонние примеси понижают температуру плавления .

Нефть и продукты ее переработки не имеют определенной температуры перехода из одного агрегатного состояния в другое. При понижении температуры их отдельные компоненты или примеси становятся постепенно более вязкими и малоподвижными, а некоторые из них переходят в твердое стекловидное состояние и выделяются в виде осадка или кристаллов. Поэтому признаки, по которым приходится судить о низкотемпературных свойствах нефти, выбраны условно, а сами определения проводятся по строго стандартизированным методикам .

За температуру застывания принимают ту температуру, при которой налитый в пробирку стандартных размеров испытуемый продукт при охлаждении застывает настолько, что при наклоне пробирки с испытуемой жидкостью под углом 45 уровень жидкости остается неподвижным в течение 1 мин .

Температура застывания нефти не является физической константой, а представляет собой определенную техническую характеристику, по которой судят об эксплуатационных свойствах данной нефти. Эта характеристика имеет большое значение при всех товаро – транспортных операциях при низких температурах, а также при использовании нефтепродуктов в зимних условиях .

Застывание нефти и нефтепродуктов вызывается резким увеличением вязкости при низких температурах, а также наличием в них растворенных твердых парафинов и церезинов, которые постепенно, в зависимости от температуры их плавления и растворимости, переходят при охлаждении в твердое состояние и образуют кристаллическую решетку, внутри которой удерживаются жидкие углеводороды. Зная температуру застывания, можно иметь некоторое представление о количественном содержании парафина в продукте. Чем больше содержание парафина, тем выше температура застывания. Например, грозненская парафинистая нефть застывает при 11 С, а мазут из нее при 30 С, тогда как беспарафинистая нефть того же района застывает при – 20 С .

Существенное влияние на температуру застывания оказывает присутствие асфальто-смолистых веществ, которые обволакивают частички парафина и тем затрудняют образование кристаллической решетки. Поэтому их двух нефтей с одинаковым содержанием парафина температура застывания будет выше у той, которая содержит меньше смолистых веществ .

При механическом перемешивании кристаллическая решетка парафина разрушается и температура застывания несколько снижается. Поэтому даже застывшие нефтепродукты после перемешивания могут снова переходить в подвижное состояние и перекачиваться насосом по трубопроводам в определенных температурных условиях .

Абсолютное значение температуры застывания в известной мере зависит также от предварительного подогрева испытуемого продукта. При таком подогреве взвешенные частицы парафина распределяются в массе продукта более равномерно. Это, в свою очередь, облегчает процесс адсорбции асфальтосмолистых веществ на частицах парафина, что и приводит к некоторому понижению температуры застывания .

На величину температуры застывания, помимо состава и свойств испытуемого продукта, большое влияние оказывают и условия самого определения – диаметр пробки, скорость и характер охлаждения, а также другие факторы .

Порядок выполнения экспериментальной части Проводят обезвоживание нефти путем перемешивания в течение 15 мин .

С прокаленным безводным сернокислым натрием и фильтрованием через воронку с фильтром .

Нефть наливают в пробирку, укрепляют в штативе и нагревают на водяной бане до 50 С, а затем для повторного обезвоживания пропускают через слой свежепрокаленного хлористого натрия. Для этого хлористый натрий помещают на перфорированный фарфоровый кружок, вставленный в коническую воронку или на воронку Бюхнера .

Обезвоженную нефть наливают до метки в пробирку высотой 160 мм и диаметром 20 мм с кольцевой меткой на расстоянии 30 мм от дна. Пробирку закрывают корковой пробкой, в середину которой вставлен термометр .

Ртутный шарик термометра должен находиться на расстоянии около 10 мм от дна пробирки. Очень важно, чтобы термометр не мог шевелить застывший продукт .

Подготовленную пробирку помещают в водяную баню с температурой воды 50 С и выдерживают в ней, пока продукт не нагреется до той же температуры. Затем пробирку вытирают и оставляют ее на пробке в другую более широкую пробирку-муфту высотой 130 мм и диаметром 40 мм. В пробку-муфту наливают около 1 мл серной кислоты для поглощения влаги из воздуха и предупреждения появления на стенках муфты росы при охлаждении .

Когда нефть остынет до 35 С, собранную пробирку с муфтой опускают в охлаждающую смесь и устанавливают в строго вертикальном положении .

После некоторого времени выдерживания пробирку с нефтью наклоняют под углом 45 на 1 мин., не вынимая из охлаждающей смеси, быстро вытирают и наблюдают за поведением мениска .

Если мениск сместится, продолжают охлаждать нефть. Повторное определение проводится при температуре на 4 ниже предыдущей, до тех пор пока мениск не перестанет смещаться .

Определив температуру застывания нефти, проводят повторные определения, повышая и понижая температуру испытания на 2 С .

За температуру застывания принимают ту, при которой мениск будет постоянным, но при повышении температуры на 2 С он основа способен смещаться .

Определение проводят в двух параллельных пробах, причем результаты не должны отличаться друг от друга более, чем на 2 С .

Указания к составлению отчета .

1. Определяют температуру застывания нефти как среднее арифметическое значение результатов измерений на двух пробирках .

2. Делают вывод с обоснованием о содержании парафина в нефти .

Лабораторная работа № 6 Определение непредельных углеводородов в светлых нефтепродуктах Цель работы: определение содержания непредельных углеводородов в нефтепродуктах методом иодного числа .

Материалы и оборудование: бензин, этиловый спирт, 20% спиртовой раствор йода, ацетон, 20% раствор иодида калия, 0,1 н. раствор тиосульфата натрия, 0,5% раствор крахмала .

Пояснения к работе .

Непредельные соединения в сырой нефти отсутствуют, они образуются в процессах переработки нефти. Непредельные углеводороды являются важнейшим сырьем для нефтехимического и основного органического синтеза .

Химический состав нефтепродуктов оказывает большое влияние на их эксплуатационно-технические свойства. Поэтому в технических условиях на бензины, моторные топлива нормируются показатели, характеризующие химический состав этих продуктов, а именно, непредельных углеводородов .

Все методы определения количественного содержания непредельных углеводородов в жидких углеводородных смесях основаны на реакциях присоединения различных веществ к этим углеводородам по месту двойной связи. В качестве реагентов применяются: серная кислота, окислы азота, водород, галогены или их производные и другие вещества. Наибольшее распространение нашли методы, основанные на реакциях присоединения иода или брома, в которых о «непредельности» вещества судят по иодным или бромным числа .

Иодным числом называют количество иода в граммах, присоединившееся к 100 г анализируемого продукта. В общем виде определение иодного числа заключается в проведении реакции иодирования с определенным количеством реагента и тированием избытка иода тиосульфатом натрия. Одновременно в контрольном опыте оттитровывают такое же количество иода, какое взято для проведения основного опыта. По разности между количеством тиосульфата натрия, пошедшим на титрование в контрольном и целевом опытах, определяют количество вошедшего в реакцию иода .

Метод иодного числа основан на проведении реакции между спиртовым раствором йода и спиртовым раствором анализируемого продукта в присутствии большого избытка воды.

Иод реагирует с водой с образованием иодноватистой кислоты:

I2 + Н2ОНIО + НI Образовавшаяся иодноватистая кислота вступает во взаимодействие с ненасыщенными соединениями быстрее, чем иод, присоединяясь по месту двойных связей:

RCH=CHR’+2HIO+C2 H5OHRCHI-CHIR’+CH3COH+2H2O

Избыток йода оттитровывается тиосульфатом натрия:

I2 + 2Na2S2O3 2NaI + 2Na2S4O5 Порядок выполнения экспериментальной части .

Навеску бензина в количестве 0,2 – 0,4 г отбирают в бюкс с притертой крышкой. Основные операции анализа проводят в конической колбе объемом 500 мл. Эти сосуды должны быть снабжены притертыми пробками. В колбу наливают 15 мл спирта в качестве растворителя и вносят туда содержимое бюкса. Бюкс обмывают осторожными движениями спиртом, имеющимся в колбе .

К спиртовому раствору в колбе приливают 25 мл 20 %-ного спиртового раствора йода и плотно закрывают колбу пробкой, предварительно смоченной 20 %-ным раствором йодистого калия, во избежание потерь йода. Колбу осторожно встряхивают. Затем добавляют 150 мл дистиллированной воды, снова закрывают пробкой, взбалтывают ее содержимое в течение 5 мин. и выдерживают в покое еще 5 мин. После этого добавляют 1-2 мл раствора крахмала и оттитровывают избыток йода тиосульфатом натрия до обесцвечивания раствора. Записывают полученное значение объема тиосульфата натрия V1, пошедшее на титрование раствора .

Для проведения контрольного опыта в пустую колбу наливают 25 мл 20 %-ного спиртового раствора йода, добавляют 150 мл дистиллированной воды, 1-2 мл раствора крахмала и титруют тиосульфатом натрия как в предыдущем целевом опыте. Записывают полученное значение объема тиосульфата натрия V, пошедшее на титрование раствора .

Указания к составлению отчета .

1. Вычисляют иодное число по формуле: х= ((V-V1) T 100) / G, Где V – объем раствора тиосульфата натрия, пошедший на титрование в контрольном опыте, мл; V1 – то же в целевом опыте, мл; Т – титр раствора тиосульфата натрия, г йода; G – навеска бензина, г .

2. Находят содержание в % (по массе) непредельных углеводородов по формуле Н = (х М)/254, где х – йодное число, М – молекулярная масса бензина (может быть принята 175); 254 – молекулярная масса йода .

3. Делают вывод о содержании непредельных соединений в бензине .

2.3 Методические указания к выполнению практических работ ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ №1 Построение кривой истинных температур кипения нефти и составление материального баланса установки первичной переработки нефти Нефть представляет собой подвижную маслянистую жидкость легче воды от светло-коричневого до черного цвета .

С позиции химии нефть сложная многокомпонентная взаиморастворимая смесь газообразных, жидких и твердых углеводородов различного химического строения с числом углеводородных атомов до 100 и более с примесью гетероорганических соединений серы, азота, кислорода и некоторых металлов .

По химическому составу нефти различных месторождений весьма разнообразны. Менее всего колеблется элементный состав нефти: 82,5-87% углерода, 11,5-14,5% водорода, 0,05-0,35% редко до 0,7% кислорода; до 1,8% азота. Кроме того, в нефтях обнаружены в незначительных количествах очень многие элементы, в т. ч. металлы (Ca, 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. Такие компоненты принято называть фракциями или дистиллятами. В лабораторных или промышленных условиях отдельные дистилляты отгоняются при постепенно повышающейся температуре кипения .

При исследовании качества новых нефтей (т.е. составлении технического паспорта новых нефтей) их фракционный состав определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колоннами (например, на АРН-2). Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам фракционирования т. н. кривую истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура-выход фракций в% масс. (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 кипения 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.) Таблица 1. Потенциальное содержание фракций в Васильевской нефти Отгоняется до нефть Отгоняется до нефть температуры, С температуры, С

–  –  –

ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ №2 Характеристика бензина первичной переработки нефти

1. Данные для бензина первичной переработки нефти

а) Плотность, =0,7307;

б) Фракционный состав:

н. к. - 55°С 10% - 79°С 50% - 113°С 90% - 152°С к. к. - 180°С;

в) Йодное число - 7г на 100г продукта;

г) Анилиновая точка - 82°С .

2. Общие сведения о перегонке и ректификации нефти Перегонка (дистилляция) - это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), различающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку .

Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением .

Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным отводом и конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов обычно применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава .

При однократной перегонке жидкость (нефть) нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия, пары однократно отделяются от жидкой фазы - остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковых температуре и давлении большую долю отгона. Это важное его достоинство используют в практике нефтеперегонки для достижения максимального отбора паров при ограниченной температуре нагрева во избежание крекинга нефти .

Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса .

Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией .

При перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков, уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, тем самым несколько повышается четкость разделения смесей .

Перегонка с ректификацией - наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах ректификационных колоннах путем многократного

- противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах), либо ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах) .

Различают простые и сложные колонны .

Простые колонны обеспечивают разделение исходной смеси (сырья) на два продукта: ректификат (дистиллят) - выводимый с верха колонны в парообразном состоянии, и остаток - нижний жидкий продукт ректификации .

Сложные ректификационные колонны разделяют исходную смесь более чем на два продукта .

–  –  –

Рис.1 Простая ректификационная колонна Место ввода в ректификационную колонну сырья называют питательной секцией (зоной). Часть колонны, расположенная выше питательной секции, служит для ректификации парового потока и называется концентрационной (укрепляющей). Нижняя часть колонны, в которой осуществляется ректификация жидкого потока называется отгонной .

ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ №3

Характеристика бензина термического крекинга

1. Данные для бензина термического крекинга

а) Плотность, =0,7307;

б) Фракционный состав:

н. к. - 37°С 10% - 77°С 50% - 119°С 90% - 158°С к. к. - 186°С;

в) Йодное число - 107г на 100г продукта;

г) Анилиновая точка - 87°С .

2. Общие сведения о термическом крекинге Термический крекинг проводят при высокой температуре, обычно 450С, и повышенном давлении 2 - 7 МПа. Впервые в России процесс термического крекинга разработал русский инженер В.Г. Шухов в 1891 году .

Его научные идеи были осуществлены на производстве значительно позднее, в XX веке. Именно процесс термического крекинга позволил увеличить выход бензина из сырой нефти путем деструкции более тяжелых дистиллятов и остатков, образовавшихся в результате первичной перегонки. Это происходит за счет разложения тяжелых фракций нефти во время кипения под высокими температурами. Благодаря этому образуется более широкий спектр продуктов по сравнению с составом сырой первоначальной нефти .

Термическим крекингом получают автомобильный бензин, технический углерод, газообразные углеводороды. Помимо этого образуются лигроин, газойль (лёгкое дизельное топливо) и кокс. Получаемое в данном процессе кокс чаще всего используется как топливо, а так же способствует подготовке исходных материалов для процесса каталитического крекинга .

3. Основные факторы, влияющие на процесс (термический крекинг) Направление термический крекинг зависит от природы углеводородного сырья, его молекулярной массы и условий проведения. Процесса термический крекинг протекает в основном по цепному радикальному механизму) с разрывом связей С-С в парафиновых (С5 и выше), нафтеновых, молекулах

–  –  –

сырья и связи С-H в низкомолекулярных парафиновых и др. углеводородах (рис.1). Одновременно с разрывом связей происходят реакции полимеризации (непредельные и циклопарафиновые углеводороды) и конденсации (циклизации; непредельные, нафтено-и алкилароматические и др .

углеводороды), приводящие к образованию смолисто-асфальтенового крекингостатка и кокса. Важнейшими параметрами, определяющими направление и скорость протекания термического крекинга, являются температура, продолжительность и Процесс начинает в заметной степени протекать давление .

–  –  –

Изменения давления влияют на состав продуктов процесса (напр., на выход остаточных фракций и кокса) вследствие изменения скоростей и характера вторичных реакций и конденсации, а также объема реакционной полимеризации смеси. При высоких температурах реакции крекинга идут быстро, поэтому не требуется большой продолжительности для достижения заданной глубины превращения сырья (глубина превращения - отношение суммы продуктов процесса отличающиеся от сырья фракционным составом к сырью). При снижении температуры реакции расщепления идут медленно, поэтому сырье должно находиться в зоне реакции более продолжительное время .

4. Термический крекинг под давлением Термический крекинг под давлением применяли ранее для переработки различного сырья - лигроина, газойлей, мазутов - с целью получения автомобильного бензина. При переработке тяжелых нефтяных остатков (полугудроны, гудроны) целевым продуктом обычно является котельное топливо, получаемое за счет снижения вязкости исходного остатка. Коксование нефтяных остатков проводят в направлении их "декарбонизации", когда асфальто-смолистые вещества, содержащиеся в исходном сырье, концентрируются в твердом продукте - коксе; в результате получаются более богатые водородом продукты - газойль, бензин и газ. Обычно целью процесса является получение кокса, но остальные продукты также находят квалифицированное применение .

Разновидность термического крекинга нефтяных остатков при невысоком давлении - деструктивная перегонка - направлена на получение максимального выхода соляровых фракций при минимальном количестве тяжелого жидкого остатка. Коксование и деструктивную перегонку проводят при 450 - 550 С .

Пиролиз - наиболее жесткая форма термического крекинга. Сырье пиролиза весьма разнообразно. Температура процесса 700-900° С, давление близко к атмосферному. Цель процесса получение газообразных непредельных углеводородов, в основном этилена и пропилена; в качестве побочных продуктов образуются ароматические углеводороды (бензол, толуол, нафталин) .

5. Характеристика бензина термического крекинга При средней глубине процесса крекинг-бензины обладают невысоким октановым числом (60-65); с углублением процесса концентрация ароматических углеводородов возрастает, поэтому октановое число повышается: бензин, получаемый термическим риформингом лигроина, имеет октановое число 70-72, а бензин, выделенный из смолы пиролиза, имеет октановое число 80 и выше. Йодные числа типичных бензинов, образующихся при термическом крекинге под давлением и коксовании, довольно высоки (80г 12 на 100 г) .

Преобладание парафиновых и нафтеновых углеводородов и низкое содержание ароматических углеводородов объясняет легкий фракционный состав, высокую анилиновую точку, низкую плотность данного бензина .

Значительное содержание непредельных углеводородов (до 30%) приводит к высокому йодному числу и, следовательно, низкой химической стабильности .

ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ №4

Характеристика бензина каталитического крекинга

1. Данные для бензина каталитического крекинга

а) Плотность, =0,7463;

б) Фракционный состав:

н. к. - 48°С 10% - 83°С 50% - 125°С 90% - 162°С к. к. - 192°С;

в) Йодное число - 35г на 100г продукта;

г) Анилиновая точка - 74°С .

2. Общие сведения о каталитическом крекинге Основное целевое назначение каталитического крекинга - производство с максимально высоким выходом (до 50% и более) высокооктанового бензина и ценных сжиженных газов сырья для последующих производств высокооктановых компонентов бензинов изомерного строения: алкилата и метилтретбутилового эфира, а также сырья для нефтехимических производств .

Получающийся в процессе легкий газойль используется обычно как компонент дизельного топлива, а тяжелый газойль с высоким содержанием полициклической ароматических углеводородов - как сырье для производства технического углерода или высококачественного электродного кокса (напр., игольчатого) .

3. Механизм каталитического крекинга В настоящее время общепринятым механизмом каталитического крекинга является карбоний - ионный механизм Уитмора. он вытекает из кислотного характера катализатора, на поверхности которого присутствуют кислотные центры двух типов:

а) протонные центры (кислоты Бредстона);

б) апротонные центры (кислоты Уильсона);

Образование карбония - иония может идти двумя путями:

1) Присоединение к олефиновому углеводороду протона водорода, донором которого является катализатор:

–  –  –

2) Отщепление водорода от молекулы исходного сырья:

СН3 - СН2 - СН2 - СН2 - СН3 - R СН3 - СН2 - СН2 - СН - СН3 Образующийся карбоний - ион может крекироваться. На новый карбоний

- ион и олефиновый углеводород, причем, расщепление происходит в положения по отношению к атому углероду с зарядом:

СН3 - СН2 - СН2 - СН2 - СН - СН3 СН3 - СН = СН2 + СН3 - СН - СН3 Если карбоний - ион образуется с зарядом у первичного атома углерода (т.е.

наименее устойчивый карбоний - ион), то карбоний - ион превращается до более стабильной структуры, а стабильная структура - это изоструктура или ароматическая структура:

СН3 - СН2 - СН2 - СН2 СН3 - СН2 - С- СН3 | СН3 Следствием этих превращений является содержание в продуктах изопарафиновых и ароматических углеводородов .

4. Характеристика бензина каталитического крекинга Бензины каталитического крекинга содержат в основном ароматические и нафтеновые углеводороды, причем содержание изопарофиновых и ароматических углеводородов в этих бензинах выше, чем в бензинах термического крекинга, что объясняется механизмом Уитмора. Поэтому бензины каталитического крекинга имеют более высокую плотность, чем бензины каталитического крекинга, более тяжелый фракционный состав, более низкую анилиновую точку, т.к содержание непредельных углеводородов в бензинах каталитического крекинга меньше, чем в бензинах термического крекинга, то и йодное число в них .

ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ №5

Характеристика бензина каталитического риформинга

1. Данные для бензина каталитического риформинга

а) Плотность, =0,7913;

б) Фракционный состав:

н. к. - 70°С 10% - 93°С 50% - 105°С 90% - 169°С к. к. - 199°С;

в) Йодное число - 3г на 100г продукта;

г) Анилиновая точка - 68°С .

2. Общие сведения о каталитическом риформинге Процесс каталитический риформинг предназначен для повышения детонационной стойкости бензинов и получения индивидуальных ароматических углеводородов, главным образом бензола, толуола, ксилоловсырья нефтехимии. Большое значение имеет получение в процессе дешевого водородсодержащего газа для использования в других гидрокаталитических процессах. Значение процессов каталитического риформинга в нефтепереработке существенно возросло в 90-е годы в связи с необходимостью производства неэтилированного высокооктанового автобнензина .

3. Химизм процесса каталитического риформинга

1) Дегидрирование нафтеновых углеводородов

2) Дегидроциклизация парафиновых углеводородов

3) Изомеризация парафиновых углеводородов нС9Н20 = i С9Н20 Эти реакции являются желательными в процессе, т.к способствуют повышению октанового числа получаемого бензина. Но в процессе протекает одна нежелательная реакция гидрокрекинга, в результате которой снижается выход целевого продукта и увеличивается выход малоценного газа .

С8Н18 + Н2 = С3Н8 + С5Н12

4. Характеристика бензина каталитического риформинга Бензины риформинга содержат значительные количества ароматических УВ (до 60%), что объясняется химизмом этого процесса. Также по сравнению с бензином термического крекинга, бензин риформинга содержит больше изопарафинов. Это объясняет высокую плотность этого бензина, тяжелый фракционный состав, низкую анилиновую точку. Поскольку процесс протекает под давлением ВСГ, бензин риформинга практически не содержат непредельных УВ, следовательно, у них низкое йодное число .

–  –  –

Литература

Каминский Э.Ф., Хавкин В.А. Глубокая переработка нефти:

1 .

технологический и экологический аспекты. – М.: Техника, 2001. – 383 с .

Левинтер М.Е., Ахметов С.А. Глубокая переработка нефти. – М.:

2 .

Химия, 1992. – 210 с .

Казакова Л.П., Крейн С.Э. Физико-химические основы 3 .

производства нефтяных масел. – М.: Химия, 1978. – 208 с .

Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии 4 .

переработки нефти и газа. – М.: Химия, 1980. – 256 с .

Эмирджанов Р.Т., Лемберанский П.А. Основы технологических 5 .

расчетов в нефтепереработке и нефтехимии. – М.: Химия, 1989. – 159 с .

Танатаров М.А. и др. Технологические расчеты установок 6 .

переработки нефти. – М.: Химия, 1987. – 352 с .

Танатаров М.А. и др. Проектирование установок первичной 7 .

переработки нефти. – М.: Химия, 1976. – 150 с .

Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа .

8 .

– Под ред. Б.И.Бондаренко. – М.: Химия, 1983. – 128 с., илл .

Справочник нефтепереработчика. Под ред. Ластовкина Г.А. и др. – 9 .

М.: Химия, 1986. – 392 с .

Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки .

10 .

Справочник, авт Рабинович Г.Г. и др. Под ред. Судакова Е.Н. – М.: Химия, 1979. – 568 с .

Топлива, смазочные материалы, технические жидкости .

11 .

Ассортимент и применение. Спр. / И.Г.Анисимов и др.; под ред .

В.М.Школьникова. Изд. 2-е. – М.: Изд. центр "Техинформ", 1999. – 596., илл .

Кузнецов А.А., Судаков Е.Н. Расчеты основных процессов и 12 .

аппаратов переработки углеводородных газов. – М.: Химия, 1983. – 164 с .

Кузнецов А.А., Кагерманов С.М. Судаков Е.Н. Расчеты процессов и 13 .

аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности. – Л.: Химия, 1974. – 344 с .

Технология переработки нефти. В двух частях. Ч.1. Первичная 14 .

переработка нефти/Под ред. О.Ф.Глаголевой и В.М.Капустина. – М.: Химия, Колосс, 2005. – 400 с .

Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа:

15 .

Учебное пособие для вузов – Уфа: Гилем, 2002. – 672 с .

3 Оценочные средства

3.1 Промежуточный (рейтинговый) контроль

1 Компонентный состав нефти и нефтяных фракций. Способы его выражения .

2 Плотность и молярная масса, как показатели качества нефти и нефтепродуктов. Способы их экспериментального определения и расчета .

3 Давление насыщенных паров легких нефтепродуктов. Значение этого показателя, экспериментальные и расчетные методы его определения .

4 Критические и приведенные параметры, фактор сжимаемости и фугитивность нефтяных фракций .

Способы определения этих показателей и их использование в технологических расчетах .

5 Вязкость нефтепродуктов, способы ее определения. Зависимость вязкости от температуры, химического и фракционного состава нефтяных фракций. Индекс вязкости. Значение вязкости для характеристики качества нефтепродуктов .

6 Тепловые свойства нефтей и нефтепродуктов (теплоемкость, теплота испарения и сгорания, энтальпия, теплопроводность). Способы определения этих показателей и их значение для теплотехнических расчетов нефтезаводского оборудования .

7 Температуры вспышки, воспламенения и самовоспламенения нефтяных фракций. Способы определения этих показателей и их значение для характеристики товарных нефтепродуктов .

8 Низкотемпературные свойства нефтепродуктов. Показатели, характеризующие эти свойства, их значение и способы определения .

9 Детонационная стойкость бензинов. Октановое число, его сущность и методы определения .

Значение этого показателя для характеристики товарных бензинов .

10 Воспламеняемость дизельных топлив. Цетановое число, сущность этого показателя и его значение .

11 Классификация углеводородных газов и нефтей .

12 Производственно-проектная оценка нефтей по кривым ИТК .

13 Классификация товарных нефтепродуктов .

14 Эксплуатационные и экологические требования к товарным автомобильным и авиационным бензинам .

15 Испаряемость товарных бензинов. Пусковые свойства бензинов. Показатели, характеризующие эти свойства .

16 Краткая характеристика современных европейских бензинов, их основные отличия от отечественных .

17 Топлива для реактивной авиации. Их классификация, основные свойства и показатели качества .

18 Дизельные топлива для быстроходных двигателей. Основные свойства и показатели, их характеризующие .

19 Зарубежные и отечественные эксплуатационные и экологические требования к дизельным топливам .

20 Марки дизельного топлива, принятые в Беларуси, их обозначение и краткая характеристика .

21 Котельные, газотурбинные и печные топлива. Области применения и основные показатели качества .

22 Нефтяные растворители. Их марки и основные эксплуатационные свойства .

23 Основные свойства базовых масел. Типы присадок к маслам .

24 Твердые нефтяные парафины и церезины. Их основные свойства и области применения .

25 Нефтяные коксы. Основные показатели качества и области применения .

26 Нефтяные битумы. Основные показатели качества и области применения .

27 Характеристика природных и попутных углеводородных газов. Газовый фактор. Свойства и применение газового конденсата .

28 Методы осушки природного газа. Абсорбционная осушка, сущность, параметры процесса, применяемые растворители, технологическая схема .

29 Осушка природных газов с помощью адсорбции, сущность, параметры процесса, применяемые адсорбенты, технологическая схема .

30 Вредные примеси в природных газах. Физико-химические основы и параметры процесса моноэтаноламиновой очистки, технологическая схема .

31 Способы извлечения тяжелых углеводородов (отбензинивания) из попутного газа .

Технологическая схема и режим процесса абсорбционного отбензинивания газов .

32 Стабилизация газового бензина. Основные параметры процесса, технологическая схема .

33 Вредные примеси в нефтях. Типы нефтяных эмульсий. Механизм образования эмульсий .

Факторы, определяющие устойчивость нефтяных эмульсий .

34 Методы разрушения нефтяных эмульсий. Применяемые деэмульгаторы и механизм их действия .

Устройство и схема работы электродегидратора. Технологическая схема блока ЭЛОУ .

35 Перегонка нефти с постепенным, однократным и многократным испарением .

Сравнительная характеристика способов. Принципиальная схема процесса первичной перегонки нефти .

36 Перегонка нефти в присутствии испаряющего агента, его роль в процессе .

37 Температурный режим ректификационных колонн первичной переработки нефти, способы его определения. Поддержание температурного режима ректификационной колонны .

Способы подвода и отвода теплоты .

38 Технологическая схема атмосферного блока установки АВТ. Роль отбензинивающей колонны .

40 Вакуумная перегонка мазута. Схема работы вакуумной колонны .

41 Технологическая схема блока стабилизации и четкой ректификации бензина установки АВТ .

42 Технологическая схема установки АВТ. Основные направления совершенствования установок АВТ .

3.2 Перечень вопросов для подготовки к экзамену 1 Классификация вторичных процессов переработки нефтяного сырья .

2 Основные направления использования нефти. Глубина переработки нефти .

Поточная схема глубокой переработки нефти по топливному варианту .

3 Технологические особенности вторичных процессов .

4 Особенности аппаратурного оформления вторичных процессов .

5 Термические процессы, их классификация и общая характеристика. Применяемое сырье .

6 Основные положения механизма, термодинамики и кинетики термических реакций нефтяного сырья .

7 Основные факторы процессов термического превращения нефтяного сырья (температура, давление, время контакта и др.) .

8 Висбрекинг гудрона, назначение, параметры процесса, технологическая схема .

9 Коксование тяжелых нефтяных остатков, назначение и сущность процесса .

Разновидности коксования .

10 Влияние основных факторов на процесс коксования. Качество продуктов коксования и их применение .

11 Технологическое и аппаратурное оформление процесса полунепрерывного (замедленного) коксования. Технологическая схема УЗК .

12 Пиролиз нефтяного сырья. Назначение и сущность процесса, характеристика получаемых продуктов и их использование .

13 Основные факторы процесса пиролиза, их влияние на выход и качество получаемых продуктов .

14 Принципы промышленного оформления пиролиза. Пиролиз в трубчатых печах .

Параметры и технологическая схема процесса .

15 Параметры и технологическая схема процесса разделения пирогаза .

16 Общая характеристика катализаторов, применяемых в нефтепереработке (активность, селективность, стабильность и т.д.) 17 Каталитический крекинг нефтяного сырья. Назначение, сущность процесса, характеристика получаемых продуктов .

18 Сырье каталитического крекинга, основные показатели качества и предъявляемые требования .

19 Способы подготовки (облагораживание) сырья для каталитического крекинга .

20 Промышленные катализаторы крекинга. Основные характеристики и предъявляемые к ним требования .

21 Особенности состава и структуры современных катализаторов крекинга .

22 Основы механизма и химизма процесса каталитического крекинга .

23 Основные факторы процесса каталитического крекинга и их влияние на выход и качество продуктов .

24 Типы реакторов каталитического крекинга, применяемых в промышленности, их краткая характеристика .

25 Типы реакторно-регенеративных блоков установок каталитического крекинга, применяемых в промышленности, их краткая характеристика .

26 Технологическая схема установки каталитического крекинга с лифт-реактором .

27 Технологическая схема установки каталитического крекинга MSCC .

28 Каталитический риформинг бензинов. Назначение, сущность процесса, получаемые продукты, их качество и использование .

29 Основы химизма и термодинамики процесса каталитического риформинга .

30 Классификация и характеристика катализаторов риформинга .

31 Основные факторы процесса каталитического риформинга и их влияние на выход и качество продуктов .

32 Разновидности промышленных реакторов каталитического риформинга, их сравнительная характеристика .

33 Технологическая схема установки каталитического риформинга со стационарным слоем катализатора .

34 Технологическая схема установки каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора .

35 Особенности работы установок каталитического риформинга, предназначенных для получения ароматических углеводородов .

36 Каталитическая изомеризация легких н-алканов. Назначение, сущность, разновидности и основные параметры процесса .

37 Технологическая схема установки каталитической изомеризации .

38 Гидрогенизационные процессы переработки нефтяного сырья. Назначение, сущность, классификация .

39 Химизм, термодинамика, кинетика и основные параметры гидрогенизационных процессов .

40 Катализаторы гидрогенизационных процессов, их характеристика .

41 Основные факторы процессов гидрооблагораживания (гидроочистки) нефтяных дистиллятов, их влияние на выход и глубину обессеривания продуктов .

42 Технологическая схема установки и режим процесса гидроочистки дизельных фракций .

43 Гидрокрекинг нефтяного сырья. Сущность, назначение и разновидности процесса .

44 Технологическая схема установки гидрокрекинга высокого давления .

45 Особенности химизма и механизма реакций гидрокрекинга .

46 Характеристика катализаторов процесса гидрокрекинга .

47 Основные параметры процессов гидрокрекинга и их влияние на выход и качество продуктов .

48 Технологический режим установки получения серы по методу Клауса .

Технологическая схема установки Клауса .

49 Нефтезаводские газы, их ресурсы и состав. Разделение газа на компоненты .

Основные параметры и особенности процесса разделения газовых смесей .

50 Технологическая схема газофракционирующей установки (ГФУ) .

51 Технологическая схема абсорбционно-газофракционирующей установки (АГФУ) .

52 Каталитическое алкилирование изобутана олефинами. Назначение, сущность, разновидности и закономерности протекания процесса. Требования к сырью .

53 Основные факторы процесса алкилирования и их влияние на выход и качество продуктов .

54 Сравнительная оценка сернокислотного и фтористоводородного алкилирования .

Достоинства и недостатки способов .

55 Технологическая схема установки сернокислотного алкилирования .

56 Технологическая схема установки фтористоводородного алкилирования .

57 Общая характеристика ароматических углеводородов С8. Принципы их выделения и разделения .

58 Принципиальная поточно-блочная схема типового комплекса по производству бензола и параксилола .

59 Состав и краткая характеристика современного комплекса по производству ароматических углеводородов. Поточно-блочная схема процесса .

60 Производство водорода методом паровой конверсии. Сущность, назначение, химизм и параметры процесса .

61 Технологическая схема установки получения водорода паровой конверсией углеводородного газа .

62 Сущность и основные условия процесса адсорбционного концентрирования водорода .

63 Технологическая схема установки адсорбционного концентрирования водорода .

64 Производство нефтяных битумов. Сущность и разновидности процессов. Качество сырья и получаемых продуктов. Технологическая схема установки по производству битумов .

65 Влияние основных факторов на выход и качество битума в окислительном

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 ||
Похожие работы:

«НОВЫЕ МАТЕРИАЛЫ В ПЕРЕРАБОТКЕ ЖИДКИХ РАДИОАКТИВНЫХ ОТХОДОВ Авраменко В.А.,аДобржанский В.Г. аЖелезнов В.В., аМаринин Д.В., аСергиенко В.И., а Лысенко Н.И. в а) Институт химии ДВО РАН б) ФГУП "ДальРАО" Основ...»

«ФЭИ-1028 ФИЗИКО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ А. М. АВРАМОВ, А. В. ГРАЧЕВ, В. И. ЖУРАВЛЕВ, О. И. МАКАРОВ, И. П. МАТВЕЕМ КО, Л. А. ТИ ШОХИН Применение импульсного нейтронного метода для измерения реактивности в критсборках на быстрых нейтронах Обнинсх — 1980 ФЗИГ028 инсяяхг A.M. Аврамов, А,В. Грачёь, В.И. Дураилев,...»

«Ордена Ленина ИАЭ-2227 Институт атомной энергии им. И. В. Курчатова В. И. Колшлин, 9. П. Ильин, А. Г. Харламов, В. В . Яковлев Теплопроводность двуокиси урана Москва 1972 ОРДЕНА ЛЕНИНА ИНСТИТУТ АТОМНОЙ ЭНЕРГИИ им. И.В.КУРЧАТОВА В. И "Каледин, Э.11,Ильин, А.Г.Харламов, В.В.Яковлев ТЕПЛОПРОВОДНОСТЬ ДВУОКИСИ ЭТАНА Москва Ключевые слова: те...»

«ГИЛЬМУТДИНОВА АЛИНА АЗАТОВНА СИНТЕЗ И СВОЙСТВА НОВЫХ ФУНКЦИОНАЛЬНО ЗАМЕЩЕННЫХ ВОДОРАСТВОРИМЫХ ПРОИЗВОДНЫХ ФУЛЛЕРЕНА С60 . 02.00.03 – органическая химия АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата химических наук КАЗАНЬ – 2015 Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном учреждении науки Институте органической и ф...»

«Об одном способе реализации скремблера речевого сигнала О.Х. Расулов (ГУП "UNICON.UZ") В статье рассмотрен способ реализации частотного скремблера речевого сигнала на примере построения математической модели. Ушбу маолада товуш сигнали час...»

«Федеральное агентство научных организаций (ФАНО) Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт органической химии им. Н.Д. Зелинского Российской академии наук (ИОХ РАН) УТВЕРЖДАЮ Директор ИОХ РАН Академик М.П.Егоров " _" _ 20_г. РАБОЧАЯ ПРОГРАММА ДИСЦИПЛИНЫ "Спект...»

«Секция ВЫСОКОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПУЧКОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И ПРЕЦИЗИОННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ В ПРОИЗВОДСТВЕ ИЗДЕЛИЙ ЭЛЕКТРОНИКИ И ОПТИКИ Формирование функциональных электрохимических покрытий на основе олова методами нестационарного электролиза и ультразвукового стимулирования А.А. Хмыль, И.И. Кузьмар, В.К. Бранцевич...»

«АRАДЕМИЛ HAYR СССР СИБИРСКОЕ ОТДЕ ЛЕНИЕ ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И ГЕОФИЗИ.КИ МИ Н И С Т Е Р С Т В О Г Е О Л О Г И И С С СР МИНИСТЕРСТВО ХИМИЧЕСКОЙ ПРОМЫШ ЛЕННОСТИ СССР ФОСФОР-ИТЬI И АПАТИТЬI СИБИРИ Отве тственные редакторы: \в. \ П. R'азарипов, Н. А. R'расилъпикова И 3 Д А Т Е Л Ь С Т В О tH А У К А" СИБИРСКОЕ ОТДЕЛ ЕНИЕ Новосиб...»

«Российская академия наук Дальневосточное отделение Институт космофизических исследований и распространения радиоволн СОЛНЕЧНО-ЗЕМНЫЕ СВЯЗИ И ФИЗИКА ПРЕДВЕСТНИКОВ ЗЕМЛЕТРЯСЕНИЙ Сборник...»

«МЕТОДИКИ ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ ГИДРОХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ КОМПЛЕКТ МЕТОДИК ПО ГИДРОХИМИЧЕСКОМУ КОНТРОЛЮ АКТИВНОГО ИЛА: ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАССОВОЙ КОНЦЕНТРАЦИИ АКТИВНОГО ИЛА, ИЛОВОГО ИНДЕК...»

«МЕДЕТОВА ДИНАРА РОБЕРТОВНА ПОЛУЧЕНИЕ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ЭНТЕРОСОРБЕНТОВ НА ОСНОВЕ РАСТИТЕЛЬНОГО МАТЕРИАЛА 02.00.04 – физическая химия Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата химических наук Саратов – 2016 Работа выполнена на кафедр...»

«УДК 551.466.62 Колесов Сергей Владимирович ВЕРТИКАЛЬНОРАЗРЕШАЮЩИЕ МОДЕЛИ ГЕНЕРАЦИИ ЦУНАМИ Специальность 25.00.29 – Физика атмосферы и гидросферы Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук Москва – 2011 Работа выполнена на кафедре физики моря и вод суши...»

«ISSN № 9125 0912. ВІСНИК ДНУ. Серія Моделювання. № 8. 2013. Вин. 5. С. 31-46 Проблеми математичного моделювання та теорії диференціальних рівнянь У Д К 517.9 ДИФ Ф ЕРЕНЦИАЛЬНОЕ УРАВНЕНИ Е БЕРНУЛЛИ И ХАОС В. Е. Белозеров Днепропетровский национальный университет, им. Олеся Гончара, 49050, Днепропетровск. E-mail:...»

«Министерство образования и науки Российской Федерации ФГБОУ ВО "Тверской государственный университет" утверждаю: ^водитель ООП Рясенский С.С. Рабочая программа дисциплины (модуля) (с аннотацией) Аналитическая химия Направление подготовки 0...»

«i '• АКАДЕМИЯ НАУК УКРАИНСКОЙ ССР ИНСТИТУТ ТЕОРЕТИЧЕСКОЙ ФИЗИКИ ИТФ-85-8ОР И.Никандер, В.П.Павленко, С М. Ревен чук ЭХО В ЗАМАГНМЧЕННОЙ СЛА БОТУРБУЛЕН'ШОЙ ПЛАЗМЕ Академия наук Украинской ССР Институт теоретической физики Препринт ИТ"-85-80Р И.Никандер, В.П.Павленко, С.М.Рввенчук ЭХО В ЗШГНИЧ...»

«Известия Тульского государственного университета Естественные науки. 2013. Вып. 2. Ч.1. С. 289–297 Химия УДК 602.4:628.35:664 БПК-биосенсор на основе дрожжей Debaryamyces hansenii и медиатора нейтральный красный Н. Ю. Юдин...»

«Лекция 5 Тема Непрерывные случайные величины (НСВ) Содержание темы Способы задания: интегральный закон распределения, плотность распределения. Связь между ними. Свойства плотности распределения. Применение формулы Ньютона–Лейбница для вычисления вероятностей. Мода...»

«ФИЗИОЛОГИЯ РАСТЕНИЙ И ГЕНЕТИКА. 2014. Т. 46. № 2 УДК 575.23:62.37.29 АНАЛИЗ УРОВНЯ СТАБИЛЬНОСТИ РАЗВИТИЯ ТРАНСГЕННЫХ РАСТЕНИЙ ТАБАКА В ПЯТИ ПОКОЛЕНИЯХ Ю.В . НУРМИНСКАЯ, Л.А. МАКСИМОВА, Т.В. КОПЫТИНА, А.Г. ЕНИКЕЕВ Федеральное государственное бюдже...»

«Программа краткосрочного повышения квалификации преподавателей и научных работников высшей школы по направлению "Наноинженерия" на базе учебного курса "Методы литографии в наноинженерии" Цель: изучение основных методов и принципов формирования наноразмерных структур различного...»

«ФЭИ-ШЗ ФИЗИКО-ЭНЕРГЕТИЧРХКИП ИНСТИТУТ Л. М. ГОРБАПЬ. Р С. ПОМЕТЬКО. О. Л ПГ-.СКОВ Интенсификация теплосъема з парогенерирующих каналах с локальными турбулизаторами потока Обнинск —1982 УДК 535.212 Л. М. Горбань, Р. С. Полтетько, О. Л. Песков. Интенс...»

«УДК 541.17 + 543.226 + 543.227 ИЗУЧЕНИЕ КИНЕТИКИ ТОПОХИМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ В НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОМ РЕЖИМЕ ДЕРИВАТОГРАФИЧЕСКИМ МЕТОДОМ Ю.А. Ферапонтов, С.Б. Путин, Л.Л. Ферапонтова, П.Ю. Путин ОАО "Корпорация "Росхимзащита", г. Тамбов; nihi@tambovnihi.ru Представлена членом редколлегии профе...»

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ УЧРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ "БЕЛОРУССКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ" ПРОЦЕССЫ И АППАРАТЫ ХИМИЧЕСКИХ ПРОИЗВОДСТВ ПРОГРАММА для подготовки к вступительным испытаниям для выпускников средних специальных учебных заведений, поступающих на заочную сокращенную форму по...»

«ОСАДЧИЙ ДМИТРИЙ ЮРЬЕВИЧ СТРУКТУРА И КОНФОРМАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА СИЛАГЕТЕРОЦИКЛОГЕКСАНОВ И ИХ ПРОИЗВОДНЫХ 02.00.04 Физическая химия АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата химических наук Ивано...»

«А. А. Вылиток О регулярных языках Регулярные языки играют важную роль в математических теориях и в приложениях. К наиболее известным формализмам, описывающим регулярные языки, относятся: регулярные выражения, конечные автоматы, регулярные грамматики. Определение. Пусть — алфавит, не содержащий символов *, +,,, (, ). Определим рекурсивн...»

«ВНКСФ двадцатая готовность №1 ! Идея проведения Всероссийских студенческих конференций в области физики появилась сразу же во время образования Ассоциации студентов-физиков (АСФ) России в 1990 году – общественного объединения студентов – физиков, возникшего на физическом факультете Уральского госуд...»

«Косырев Николай Николаевич МАГНИТООПТИЧЕСКИЙ ЭЛЛИПСОМЕТРИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ И ИССЛЕДОВАНИЯ НАНОСТРУКТУР В УСТАНОВКЕ МОЛЕКУЛЯРНОЛУЧЕВОЙ ЭПИТАКСИИ 01.04.01 – приборы и методы экспериментальной физики АВТОРЕФЕРАТ диссертации на сои...»

«УДК 520.24, 535.5 Кушталь Галина Ивановна ИНТЕРФЕРЕНЦИОННО-ПОЛЯРИЗАЦИОННЫЕ ФИЛЬТРЫ (ИПФ) ДЛЯ НАБЛЮДЕНИЙ СОЛНЦА И СПОСОБЫ ДОСТИЖЕНИЯ ИХ ОПТИМАЛЬНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК Специальность 01.04.01– Приборы и методы экспериментальной физики Автореферат д...»

«АЛЕШИН НИКОЛАЙ СЕРГЕЕВИЧ ТВЕРДОФАЗНАЯ ФЛУОРЕСЦЕНЦИЯ В ХИМИЧЕСКИХ ТЕСТ-МЕТОДАХ АНАЛИЗА 02. 00. 02 – аналитическая химия АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата химических наук Саратов 2011 Работа выполнена в ГОУ ВПО "Владимирский государств...»

«1 2. Аппаратура и методика проведения эксперимента В настоящее время существуют различные направления использования эманации в химических исследованиях. Основными из них являются следующие:1. Эманационный анализ, предназначенный...»

















 
2018 www.new.z-pdf.ru - «Библиотека бесплатных материалов - онлайн ресурсы»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 2-3 рабочих дней удалим его.