Расчет температурного режима ректификационных колонн

Основные параметры технологического режима колонны – температура и давление. Давление в процессе ректификации существенно влияет на работу колонны. С увеличением давления ужесточается ее температурный режим.

Ректификацию нефти в колонне К1 проводят при давлении ≈0,5МПа, полуотбензиненной нефти в колонне К2 ≈0,2МПа; мазута в колонне К5 ≈20-40 мм.рт.ст.

Для определения температурного режима колонны необходимо иметь фракционный состав заданной нефти.

По фракционному составу нефти строится кривые истинных температур кипения (ИТК) заданных фракций. Затем строятся кривые однократного испарения ОИ.

По методу Обрядчикова и Смидович кривую ОИ для нефти и нефтя­ных фракций при атмосферном давлении строят следующим образом. Сначала определяют тангенс угла наклона кривой ИТК по формуле

tg угла наклона кривой ИТК =

где соответственно температура выкипания 70 и 10 % (маcc.) отгона по ИТК.

Затем по кривой ИТК находят температуру 50% отгона. По графику Обрядчикова и Смидович из точки, отвечающей наклону кри­вой ИТК, опускают и восстанавлива­ют перпендикуляр до пересечения с кривыми, соответствующими темпе­ратурам 50 % отгона исследуемого продукта по кривой ИТК. Из точек пересечения с этими кривыми про­водят горизонтали, которые отсека­ют на оси ординат величины отгона (в % масс.) по кривой ИТК, соответ­ствующие температурам начала (0 % по ОИ) и конца (100 % по ОИ) одно­кратного испарения. Затем на графи­ке кривой ИТК, соединяя эти точки, получают кривую (прямую) ОИ при атмосферном давлении.

Рисунок 3 – График Обрядчикова и Смидович

Линии од­нократного испарения при разных давлениях параллельны. Точка пере­сечения линий ИТК и ОИ при лю­бых давлениях соответствует одному и тому же количеству отгона. Для по­строения линии ОИ при давлении, отличном от атмосферного, доста­точно пересчитать температуру точки пересечения линий ИТК и ОИ на соответствующее давление (по графику Кокса или другими методами). Через полученную точку проводят прямую, параллельную линии ОИ при атмосферном давлении.

Задача 12. Рассчитать температуру верха атмосферной колонны К2 установки АВТ. Исходные данные: сырье – Ишимбайская нефть, давление в зоне ввода сырья 0,25 МПа, общее число тарелок 23, в концентрационной части 18, в отгонной 5, сопротивление одной тарелки 5 мм.рт.ст. С верха колонны отводится фракция 100-240⁰С.

Решение:

Расчет температуры верха атмосферной колонны К2

Исходные данные:

- сырье – Ишимбайская нефть;

- давление в зоне ввода сырья π_L=0,25 МПа

- общее число тарелок N =23

- число тарелок в концентрационной части N_д =18

- число тарелок в отгонной части N_R -5,

Таблица 3 - Потенциальное содержание фракций

Расчет ведем графическим методом Смидовича - Обрядчикова из условия конца однократного испарения фракции 100-240 ⁰С.

Рисунок 6 – Кривая ИТК Ишимбайской нефти

На основании ИТК нефти строим ИТК фракции 100-240 ⁰С

Выход на нефть фракция 100-240 ⁰С - 20 %

Выход на нефть фракция 100-120 ⁰С - 4 %

20 - 100 %

4 - х₁%

Выход на нефть фракция 100-150 ⁰С- 8%

20 - 100%

8 - х %

По полученным данным строим ИТК фракции 100-240⁰С.

По ИТК фракции 100-240 ⁰С находим:

t₁₀=109 ⁰С, t₅₀=164 ⁰С, t₇₀=194 ⁰С.

Рассчитываем тангенс угла наклона кривой ИТК

По графику Смидовича-Обрядчикова находим:

22% по ИТК соответствует температуре начала однократного испарения 122 ⁰С;

67% по ИТК соответствует температуре конца однократного испарения 190 ⁰С.

Рисунок 8 – Кривая ИТК фракции 100-240

По полученным данным строим линию однократного испарения (ОИ), пересчитываем по сетке Максвелла температуру конца ОИ фракции 100-240 ⁰С на давление в зоне ввода сырья 0,25 МПа.

Температура КОИ при давлении верха колонны равна 240 ⁰С, с учетом подачи водяного пара температуру верха принимаем на 20 ⁰С ниже, t(верха) = 220 ⁰С

Задача 13. Рассчитать температуру вывода бокового погона фракции 240-350⁰С атмосферной колонны К2 установки АВТ. Исходные данные: сырье - Ишимбайская нефть, давление в зоне ввода сырья 0,25 МПа, число тарелок от зоны ввода сырья до зоны вывода бокового погона 10, сопротивление одной тарелки 5 мм.рт.ст.

Решение:

Расчет температуры вывода бокового погона фракции 240-350⁰С

Исходные данные:

- сырье – Ишимбайская нефть;

- давление в зоне ввода сырья π_L=0,25 МПа;

- число тарелок от зоны ввода сырья до зоны вывода бокового погона 10.

Таблица 4 - Потенциальное содержание фракций

Расчет ведем графическим методом Смидовича - Обрядчикова из условия конца однократного испарения фракции 240-350 ⁰С.

По ИТК нефти (рисунок 6) находим выход на нефть фракции 240-350 ⁰С.

Выход на нефть фракции 240-350 ⁰С- 25 %

Выход на нефть фракции 240-280 ⁰С- 11 %

25- 100 %

11 - х₁ %

Выход на нефть фракции 240-320 ⁰С - 19 %

Строим ИТК фракции 240-350 ⁰С по которому находим:

t₁₀=249⁰С, t₅₀=287⁰С, t₇₀=311 ⁰С.

По графику Обрядчикова и Смидовича находим температуру начала и температуру конца однократного испарения:

33% по ИТК соответствует температуре начала однократного испарения (НОИ) 270 ⁰С;

59% по ИТК соответствует температуре конца однократного испарения (КОИ) 297⁰С.

Строим линию ОИ фракции 240-350 ⁰С.

Рисунок 9 – Кривая ИТК фракции 240-350⁰С

Рассчитываем давление в зоне вывода фракции 240-350⁰С в зависимости от давления в зоне ввода сырья.

где π_б - давление вывода фракции 240-350 ⁰С;

π_L - давление в зоне ввода сырья

N₁ - количество тарелок выше вывода фракции 180-260 ⁰С;

5- гидравлическое сопротивление каждой тарелки, мм.рт.ст.

Температура НОИ фракции 240-350 ⁰С, пересчитанная на давление в зоне вывода фракции составляет 287 ⁰С.

С учетом подачи водяного пара принимаем температуру вывода фракции 240-350 ⁰С равной 267 ⁰С.

Задача 14. Рассчитать температуру вывода I масляной фракции 350-380⁰С вакуумной колонны К5 установки АВТ. Исходные данные: сырье – Туймазинская нефть, давление верха колонны 50 мм.рт.ст., число регулярных насадок 1, гидравлическое сопротивление одной насадки 4 мм.рт.ст.

Решение:

Расчет температуры вывода масляной фракции 350-380 С

Исходные данные:

- сырьё - Туймазинская нефть;

- давление верха колонны 50 мм.рт.ст;

- гидравлическое сопротивление одной насадки 4 мм.рт.ст.

Фракционный состав Туймазинской нефти представлен в таблице.

Таблица 5 - Фракционный состав Туймазинской нефти

t, С		До 85
Выход, %масс		5,9	8,3	10,9	15,1	16,7	21,8	25,1	31,0	34,5	37,5

Продолжение таблицы 5

Согласно фракционному составу строим ИТК нефти.

Рисунок 10 – Кривая ИТК Туймазинской нефти

Расчет ведем графическим методом Смидовича и Обрядчикова из условия начала однократного испарения фракции 350 - 380 С

На основании ИТК нефти строим ИТК фракции 350 - 380 С (рисунок 6).

Выход на нефть фракции (350 - 380 С) - 4 %

Выход на нефть фракции 350 - 360 С - 1 %,

тогда 4% - 100%

2% - х

По ИТК фракции 350-380 С находим температуру отгона 10%, 50%, 70% фракции t₁₀ = 352 C, t₅₀ = 360 C, t₇₀ = 367 C.

Рассчитываем тангенс угла наклона кривой ИТК

По графику Смидовича и Обрядчикова находим

52% по ИТК, что соответствует температуре конца однократного испарения;

44% по ИТК, что соответствует температуре началу однократного испарения.

Рисунок 11 – Кривая ИТК фракции 350-380 ^оС

Давление в зоне вывода фракции 350-380^оС

,

где 4 - гидравлическое сопротивление каждой насадки, мм.рт.ст;

- давление на верху колонны, мм.рт.ст;

- количество насадок выше вывода фракции 350-380^оС.

мм.рт.ст

Температуру вывода фракции 350-380^оС принимаем по началу однократного испарения t_НОИ = 250^оС. С учетом подачи водяного пара принимаем температуру вывода фракции на 20^оС ниже. Температура вывода фракции равна 250^оС.

С учетом подачи водяного пара принимаем температуру вывода фракции 350-380^оС равной 230^оС.

Вопросы для контрольной работы №1

(Раздел 1,Тема 1.1; 1.2; 1.3; 1,4)

1. Теории происхождения нефти.

2. Способы разведки нефти.

3. Способы добычи нефти.

4. Что значит «углубить переработку нефти»?

5. Фракционный состав нефти. Разгонка нефтей и нефтепродуктов в лабораторных условиях.

6. Фракционный состав нефти. Кривая ИТК.

7. Групповой углеводородный состав нефти.

8. Элементарный состав нефти.

9. Газообразные алканы. Газовые и газоконденсатные месторождения. Попутные нефтяные газы. Сухие и жирные газы.

10. Жидкие алканы нефтей. Получение и применение.

11. Твёрдые алканы нефтей. Получение и применение.

12. Моно- и полициклические алканы, их распределение по фракциям. Влияние на эксплуатационные свойства нефтепродуктов.

13. Моноциклические арены. Их распределение по фракциям и влияние на эксплуатационные свойства нефтепродуктов.

14. Полициклические арены. Их распределение по фракциям и влияние на эксплуатационные свойства нефтепродуктов.

15. Циклоалканы нефтей. Их строение. Химические свойства.

16. Серосодержащие соединения нефтей. Меркаптаны, их основные свойства.

17. Серосодержащие соединения нефтей. Активные и неактивные сернистые соединения.

18. Серосодержащие соединения нефтей. Необходимость их удаления. Нормы по содержанию серосодержащих соединений (серы) в основных видах топлив.

19. Кислородсодержащие соединения нефтей. Мылонафт, асидол.

20. Азотсодержащие соединения нефтей. Их влияние на качество нефтепродуктов.

21. Гибридные углеводороды нефти. Понятие о структурном строении углеводородов.

22. Смолисто-асфальтеновые вещества нефтей. Их влияние на качество нефтепродуктов.

23. Смолисто-асфальтеновые вещества нефтей, их виды и классификация.

24. Понятие о нефтяных битумах.

25. Относительная плотность нефтей и нефтепродуктов. Зависимость от температуры. Основные формулы для расчета.

26. Молекулярная масса нефтей и нефтепродуктов. Основные формулы для расчета средней молекулярной массы нефтяной фракции от средней температуры кипения.

27. Относительная плотность нефтепродукта . Формула для расчета через среднюю молекулярную массу.

28. Вязкость нефтей и нефтепродуктов. Вязкостно-температурные свойства. Индекс вязкости.

29. Температура вспышки, воспламенения, самовоспламенения. Их значение и порядок определения.

30. Пределы взрываемости паров нефтепродукта в смеси с воздухом.

31. Низкотемпературные свойства нефтей и нефтепродуктов.

32. Электрические свойства нефтепродуктов.

33. Оптические свойства нефтей и нефтепродуктов.

34. Растворяющие свойства и растворимость нефтей и нефтепродуктов.

35. Теплопроводность и теплоёмкость нефтяных фракций. Теплота сгорания.

36. Энтальпия жидких нефтепродуктов и энтальпия паров. Определение и расчетные формулы.

37. Технологическая классификация нефтей.

38. Товарная классификация нефтепродуктов. Основные виды жидких топлив

39. Товарная классификация нефтепродуктов. Нефтяные масла.

40. Товарная классификация нефтепродуктов. Пластичные смазки, парафины и церезины, нефтяные битумы.

41. Товарная классификация нефтепродуктов. Технический углерод, нефтяной кокс, товарные ароматические углеводороды, присадки к топливам и маслам.

42. Бензины авиационные и автомобильные. Принцип действия карбюраторного двигателя.

43. Признаки детонационного сгорания карбюраторных топлив. Причины детонации.

44. Октановое число бензинов. Сортность. Антидетонаторы. Детонационная стойкость различных углеводородов.

45. Фракционный состав бензинов, значение отдельных показателей. Пояснить.

46. Химическая стабильность бензинов. Показатели качества, характеризующие химическую стабильность. Марки автобензинов.

47. Автобензины с улучшенными экологическими и эксплуатационными свойствами, сформулированные бензины).

48. Антикоррозионные свойства бензинов.

49. Топлива для воздушно-реактивных двигателей. Их ассортимент.

50. Особенности сгорания топлива в ВРД. Оптимальный углеводородный состав топлив для ВРД.

51. Топлива для ВРД. Плотность, теплота сгорания. Значение этих показателей и их зависимость от углеводородного состава.

52. Топлива для ВРД. Характер пламени. Фракционный состав. Значение этих показателей и их зависимость от углеводородного состава.

53. Дизельные топлива. Принцип работы дизельного двигателя. Воспламенительные свойства топлив.

54. Дизельные топлива. Цетановое число, его зависимость от углеводородного состава топлив.

55. Дизельные топлива и их ассортимент.

56. Жёсткая работа дизеля. Причины.

57. Период задержки самовоспламенения. Его значение для нормальной работы дизельного двигателя.

58. Присадки к дизельным топливам.

59. Нефтяные масла. Назначение.

60. Нефтяные масла. Классификация.

61. Вязкость масел — одна из основных эксплуатационных характеристик. Вязкостно-температурные свойства масел.

62. Маслянистость и подвижность масел при низких температурах. Способы улучшения этих показателей.

63. Химическая стабильность смазочных масел. Значение химической стабильности. Причины ухудшения показателя

64. Стабильность нефтей и нефтяных фракций. Назначение.

65. Способы стабилизации нефтей, их достоинства и недостатки.

66. Необходимость обезвоживания нефтей. Типы водонефтяных эмульсий.

67. Необходимость обессоливапия нефтей. Природные эмульгаторы, содержащиеся в нефтях, их действие.

68. Способы разрушения нефтяных эмульсий.

69. Технологическая схема ЭЛОУ. Начертить и дать описание.

70. Основная аппаратура установки ЭЛОУ.

71. Определить среднюю молекулярную массу фракции, имеющий плотность = 0,785.

72. Пределы выкипания фракции 130 — 200°С. Рассчитать среднюю молекулярную массу.

73. Определить выход фракций, выкипающей в пределах 80-240°С (нефть по заданию преподавателя).

74. Относительна плотность нефтепродукта =0.861. Определить .

75. Относительная плотность нефтепродукта = 0,841. Определить энтальпию жидкости при t= 160°С.

76. Относительная плотность нефтепродукта = 0,841. Определить энтальпию паров при t= 280°С.

77. Относительная плотность нефтепродукта = 0,761. Определить среднюю молекулярную массу.

78. Определить плотность газа каталитического крекинга. Состав:

1. СH ₄ – 14,8% (масс); С ₂Н ₆ – 15,1%(масс)

2. С ₃Н ₈ – 33,5% (масс); С ₄Н ₁₀ – 36,6% (масс)

79. Определить энтальпию паров бензина плотностью = 0,725; Мср = 95; при температуре 350°С и давлении 3,8 МПа.

80. Относительная плотность нефтепродукта = 0,718. Определить .

Вопросы для контрольной работы №2

(Раздел 2; Тема 2.1; 2.2; 2.3; Раздел 3, Тема 3.1; 3.2; 3.3; раздел 4, Тема 4.1)

1. Назначение первичной переработки нефти. Получаемые продукты и их характеристика.

2. Способы разделения нефти на фракции.

3. Сущность перегонки с однократным испарением нефти.

4. Сущность перегонки с многократным испарением нефти.

5. Сущность перегонки постепенным испарением нефти.

6. Понятие о ректификации.

7. Разгонка нефти до мазута. Схема с однократным испарением нефти, её достоинства и недостатки.

8. Разгонка нефти до мазута. Схема с двухкратным испарением нефти, её достоинства и недостатки.

9. Принцип работы простой ректификационной колонны.

10. Принцип работы сложной ректификационной колонны.

11. Разгонка нефти до гудрона. Схема с однократным испарением нефти, её достоинства и недостатки.

12. Разгонка нефти до гудрона. Схема с двухкратным испарением нефти, её достоинства и недостатки.

13. Схема АВТ. Начертить и дать описание.

14. Основная аппаратура АВТ: ректификационные колонны и печи.

15. Виды теплообменной аппаратуры АВТ, их достоинства и недостатки.

16. Способы создания орошения ректификационной колонны.

17. Способы создания вакуума.

18. Способы подвода тепла в колонну.

19. Показатели, по которым оценивается эффективность работы установок АВТ. Пояснить.

20. Принципиальная схема регулирования режима работы отбензинивающей колонны АВТ.

21. Влияние сероводорода и хлоридов на коррозию оборудования установок АВТ.

22. Методы защиты оборудования АВТ от коррозии.

23. Основные мероприятия по технике безопасности при эксплуатации установки АВТ.

24. Основные мероприятия по охране окружающей среды при эксплуатации установки АВТ.

25. Назначение вторичной перегонки бензина. Продукты перегонки и их дальнейшее использование.

26. Технологическая схема вторичной перегонки бензина. Начертить и дать описание.

27. Назначение и типы термических процессов переработки нефтяного сырья.

28. Роль термических процессов в углубленной переработке нефти.

29. Химизм крекинга алканов и алкенов.

30. Химизм крекинга циклоалканов и ароматики.

31. Термическая стабильность основных типов углеводородов. Разложение серосодержащих соединений.

32. Термодинамическая вероятность процесса разложения углеводородов под действием температуры.

33. Назначение термического крекинга. Сырьё и продукты.

34. Технологическая схема установки термического крекинга. Начертить и дать описание.

35. Материальный баланс установки ТК. Характеристика продуктов.

36. Глубина превращения сырья в условиях термического крекинга. Рециркуляция сырья. Коэффициент рециркуляции и коэффициент загрузки.

37. Назначение процесса висбрекинга. Параметры. Роль висбрекинга в углублении переработки нефтяного сырья.

38. Основная аппаратура установки ТК. Очистка от кокса.

39. Параметры процесса ТК, их влияние на направление процесса.

40. Назначение процесса коксования. Типы установок.

41. Основные параметры процесса коксования. Материальный баланс.

42. Назначение процесса коксования. Сырьё и продукты.

43. Схема замедленного коксования. Начертить и дать описание.

44. Качество нефтяного кокса. Его применение.

45. Прокалка кокса.

46. Устройство коксовых камер. Выгрузка кокса.

47. Технико-экономическая характеристика процессов коксования.

48. Технологическая схема термоконтактного коксования. Начертить и дать описание.

49. Материальный баланс висбрекинга.

50. Назначение процесса пиролиза. Основные параметры.

51. Качество продуктов термического крекинга.

52. Сущность процесса катализа. Гомогенный и гетерогенный катализ.

53. Сущность процесса катализа. Селективность, активность, срок службы катализаторов.

54. Назначение каталитического крекинга. Технологическая схема реакторного блока. Установки каталитического крекинга с движущимся шариковым катализатором. Начертить и дать описание.

55. Назначение каталитического крекинга. Технологическая схема блока ректификации. Установки каталитического крекинга с движущимся шариковым катализатором. Начертить и дать описание.

56. Параметры процесса каталитического крекинга: температура и давление. Их влияние на эффективность процесса.

57. Параметры процесса каталитического крекинга: — объёмная скорость подачи сырья. Влияние на эффективность процесса.

58. Параметры процесса каталитического крекинга: кратность циркуляции катализатора, тепловой эффект. Их влияния на эффективность процесса.

59. Устройство реактора каталитического крекинга с движущимся слоем катализатора.

60. Качество продуктов каталитического крекинга.

61. Устройство регенератора катализатора установки каталитического крекинга с движущимся слоем катализатора.

62. Схема установки каталитического крекинга с кипящим слоем катализатора. Начертить и дать описание.

63. Устройство реактора каталитического крекинга с кипящим слоем катализатора.

64. Устройство регенератора установки каталитического крекинга с кипящем слоем катализатора.

65. Назначение каталитического крекинга. Сырьё и его подготовка. Материальный баланс процесса.

66. Катализаторы каталитического крекинга. Состав и особенности.

67. Особенности химизма каталитического крекинга.

68. Особенности механизма каталитического крекинга.

69. Варианты реактора лифтного типа установки каталитического крекинга.

70. Регулирование режима работы реактора установки каталитического крекинга с шариковым катализатором.

71. Рассчитать материальный баланс установки ЭЛОУ-3, если число дней работы в году - 340 дней, общий расход воды составляет 4,13%, выход обессоленной и обезвоженной нефти 99,4%.

72. Рассчитать материальный баланс АВТ, если годовая производительность по сырью 2,5 мл т/год, число дней работы в году -320 дней.

73. Кинематическая вязкость масла при t= 50°С равна 52 мм² /с, при t= 100°С равна 8,6 мм²/с. Определить индекс вязкости. Какое свойство масла характеризуется этим показателем.

74. Расход сырья в реактор каталитического крекинга 63000кг/ч. Плотность сырья 900 кг/м³. Объемная скорость - 2,5ч^–1. Определить объём катализатора, находящегося в реакторе.

75. Объём паров, проходящих через поперечное сечение колонны 2,5м^з/с. Линейная скорость паров — 0,5 м/с. Рассчитать диаметр колонны.

76. Рассчитать материальный баланс каталитического крекинга если годовая производительность по сырью составляет 300 тыс. т/год, число дней работы в году 330 дней.

77. Рассчитать материальный баланс процесса коксования, если годовая производительность по сырью составляет 150 тыс. т/год, число дней работы в году 310 дней.

78. Рассчитать материальный баланс термического крекинга, если годовая производительность по сырью составляет 210 тыс. т/год, число дней работы в году 310 дней.

79. Висбрекинг гудрона. Материальный баланс. Назначение процесса.

80. Рассчитать материальный баланс процесса висбрекинга если годовая производительность по сырью (гудрон) — 300 тыс. т/год, число дней работы в году 330 дней.

81. Рассчитать температуру верха колонны отбензинивания К1 установки АВТ. Исходные данные: сырье – Бавлинская нефть, давление в зоне ввода сырья 0,5 МПа, число тарелок в концентрационной части 12, в отгонной - 10, сопротивление одной тарелки 8 мм.рт.ст. С верха колонны отводится фракция н.к.-85⁰С.

82. Рассчитать температуру вывода бокового погона фракции 180-240⁰С атмосферной колонны К2 установки АВТ. Исходные данные: сырье – Шугуровская нефть, давление в зоне ввода сырья 0,2 МПа, число тарелок от зоны ввода сырья до зоны вывода бокового погона 20, сопротивление одной тарелки 7 мм.рт.ст.

83. Рассчитать температуру вывода II масляной фракции 380-420⁰С вакуумной колонны К5 установки АВТ. Исходные данные: сырье – Бавлинская нефть, давление верха колонны 40 мм.рт.ст., число регулярных насадок 2, гидравлическое сопротивление одной насадки 5 мм.рт.ст.

84. Рассчитать температуру верха колонны К2 установки АВТ. Исходные данные: сырье – Калиновская нефть, давление верха колонны 0,18 МПа. С верха колонны отводится фракция 85-180⁰С.

85. Рассчитать температуру вывода бокового погона фракции 180-260⁰С атмосферной колонны К2 установки АВТ. Исходные данные: сырье – Мухановская нефть Угленосной свиты, давление в зоне ввода сырья 0,2 МПа, число тарелок от зоны ввода сырья до зоны вывода бокового погона 8, сопротивление одной тарелки 9 мм.рт.ст.

86. Рассчитать температуру вывода бокового погона фракции 260-320⁰С атмосферной колонны К2 установки АВТ. Исходные данные: сырье – Яблоневская нефть, давление в зоне ввода сырья 0,19 МПа, число тарелок от зоны ввода сырья до зоны вывода бокового погона 12, сопротивление одной тарелки 10 мм.рт.ст.

87. Рассчитать температуру вывода III масляной фракции 420-450⁰С вакуумной колонны К5 установки АВТ. Исходные данные: сырье – Бавлинская нефть, давление верха колонны 30 мм.рт.ст., число регулярных насадок 3, гидравлическое сопротивление одной насадки 6 мм.рт.ст.

88. Рассчитать температуру вывода IV масляной фракции 450-480⁰С вакуумной колонны К5 установки АВТ. Исходные данные: сырье – Бавлинская нефть, давление верха колонны 20 мм.рт.ст., число регулярных насадок 4, гидравлическое сопротивление одной насадки 7 мм.рт.ст.

89. Рассчитать температуру верха колонны отбензинивания К1 установки АВТ. Исходные данные: сырье – Елабужская нефть, давление в зоне ввода сырья 0,45 МПа, число тарелок в концентрационной части 16, в отгонной - 12, сопротивление одной тарелки 9 мм.рт.ст. С верха колонны отводится фракция н.к.-100⁰С.

90. Рассчитать температуру вывода легкого вакуумного газойля 350-420⁰С вакуумной колонны К5 установки АВТ. Исходные данные: сырье – Бавлинская нефть, давление верха колонны 20 мм.рт.ст., число регулярных насадок 3, гидравлическое сопротивление одной насадки 6 мм.рт.ст.

Вопросы для контрольной работы №3

(Раздел 4, Тема 4.2; 4.3. Раздел 5, Тема 5.1; 5.2. Раздел б. Тема 6.1; 6.2. Раздел 7, Тема 7.1; 7.2; 7.3; 7.4; 7.5. Раздел 8, Тема 8.1; 8.2. Раздел 9, Тема 9.1; 9.2. Раздел 10, Тема 10.1; 10.2; 10.3; 10.4 Раздел 11, Тема 11.1; 11.2)

1. Назначение процесса каталитического риформинга. Сырьё и получаемые продукты.

2. Технологическая схема платформинга. Начертить и дать описание.

3. Материальный баланс платформинга. Технологический режим.

4. Катализаторы риформинга. Яды катализаторов.

5. Регенерация катализаторов риформинга.

6. Химизм превращений углеводородов в условиях риформинга.

7. Параметры процесса каталитического риформинга: тепловой эффект и температура процесса. Их влияние на направление процесса.

8. Параметры процесса риформинга: объемная скорость и давление водородсодержащего газа. Их влияние на направление процесса.

9. Основная аппаратура установки риформинга. Защита от коррозии.

10. Технологическая схема установки каталитического риформинга с движущимся слоем катализатора. Начертить, дать описание и указать преимущества по сравнению с процессом на стационарном катализаторе.

11. Контроль и регулирование процесса риформинга.

12. Гидроочистка дистиллятов. Назначение процесса, характеристика гидрогенизационных процессов.

13. Химические превращения алканов и алкенов в условиях гидроочистки.

14. Химические превращения циклоалканов и аренов в условиях гидроочистки.

15. Параметры процесса гидроочистки: температура и давление, их значение.

16. Параметры гидроочисткн: кратность циркуляции водородосодержащего газа, объемная скорость и концентрация водорода в водородосодержащем газе. Их значение для процесса.

17. Параметры гидроочистки: расход водорода и тепловой эффект реакции.

18. Катализаторы гидроочистки. Материальный баланс процесса.

19. Технологическая схема установки гидроочистки дизтоплива. Начертить и дать описание.

20. Схема и режим регенерации катализатора гидроочистки.

21. Назначение гидрокрекинга дистиллятов. Тепловой эффект.

22. Параметры процесса гидрокрекинга.

23. Технологическая схема двухступенчатого гидрокрекинга вакуумного газойля. Начертить и дать описание.

24. Материальный баланс и технологический режим гидрокрекинга. Чем отличаются продукты гидрокрекинга от продуктов каталитического крекинга.

25. Гидроочистка и гидрокрекинг остаточных нефтепродуктов.

26. Производство водорода на НПЗ.

27. Характеристика нефтяных газов. Характерные особенности состава нефтезаводских газов процессов нефтепереработки.

28. Пути использования нефтяных газов.

29. Необходимость очистки углеводородных газов. Способы очистки.

30. Необходимость осушки углеводородных газов. Способы осушки.

31. Способы разделения углеводородных газов: конденсация, компрессия и абсорбция.

32. Способы разделения углеводородных газов: адсорбция, ректификация.

33. Технологическая схема ГФУ конденсационно-компрессионно-ректификационного типа. Начертить и дать описание.

34. Технологическая схема АГФУ для разделения газов термического и каталитического крекинга. Начертить и дать описание.

35. Почему на НПЗ, как правило, работают две газофракционирующие установки.

36. Назначение процесса производства алкилата. Характеристика сырья.

37. Назначение процесса производства алкилата. Характеристика продуктов.

38. Катализаторы процесса алкилирования.

39. Механизм процесса алкилирования.

40. Параметры процесса алкилирования.

41. Материальный баланс процесса алкилирования.

42. Технологическая схема установки алкилирования. Начертить и дать описание.

43. Вертикальный реактор алкилирования. Устройство, работа, недостатки.

44. Каскадный самоохлаждающийся реактор алкилирования. Устройство, работа, преимущества.

45. Назначение процесса изомеризации легких алканов. Катализаторы.

46. Механизм процесса изомеризации.

47. Сырье и продукты изомеризации. Их характеристика и применение.

48. Технологическая схема установки изомеризации. Начертить и дать описание.

49. Технологический режим установки изомеризации и материальный баланс.

50. Назначение процесса карбамидной депарафинизации дизтоплив. Теоретические основы.

51. Параметры процесса карбамидной депарафинизации дизтоплив.

52. Технологическая схема карбамидной депарафинизации дизтоплив. Начертить и дать описание.

53. Технологический режим и материальный баланс карбамидной депарафинизации дизтоплив.

54. Теоретические основы адсорбционной очистки светлых нефтепродуктов.

55. Технологическая схема установки «Парекс». Начертить и дать описание.

56. Сырье для производства масел, его подготовка.

57. Какие нежелательные компоненты необходимо удалить из состава сырья для получения нефтяных масел и почему.

58. Назначение процесса деасфальтизации масел пропаном. Свойства пропана как селективного растворителя. Материальный баланс.

59. Технологическая схема установки деасфальтизации. Начертить и дать описание.

60. Какие вещества называются селективными растворителями.

61. Назначение селективной очистки масел фенолом. Свойства фенола как селективного растворителя. Качество продукции.

62. Свойства фурфурола как селективного растворителя в производстве масел. Качество продукции.

63. Технологическая схема установки селективной очистки масел фенолом. Начертить и дать описание.

64. Назначение и теоретические основы адсорбционной очистки масел. Технологическая схема. Материальный баланс.

65. Назначение депарафинизации масел. Состав и свойства растворителя. Условия, способствующие повышению эффективности процесса.

66. Технологическая схема отделения кристаллизации установки депарафинизации масел. Начертить и дать описание. Как производится регенерация растворителя.

67. Назначение и теоретические основы сернокислотной очистки масел. Качество продукции. Параметры процесса.

68. Жидкие и твердые парафины. Их свойства и применение. Выделение из нефтяных фракций. Гач и петролатум.

69. Назначение битумов. Состав. Зависимость эксплуатационных свойств битумов от компонентного состава.

70. Компонентный состав автобензинов. Характеристика компонентов.

71. Повышение качества автомобильных бензинов. Новые марки топлив с улучшенными экологическими и эксплуатационными свойствами — «Евросупер-95» и др. Экологически чистые высокооктановые добавки к бензину.

72. Компонентный состав и марки авиационных бензинов.

73. Комбинирование процессов переработки нефти. Эффективность комбинирования. Состав комбинированной установки ЛК-6у.

74. В чем принципиальное отличие схемы переработки нефти по топливно-масляному варианту от схемы переработки нефти по топливному варианту с высоким уровнем отбора светлых нефтепродуктов.

75. Какова роль НГПЗ в развитии нефтехимических производств завода. Основные виды продукции.

76. Виды водоснабжения нефтегазоперерабатывающего завода. Роль оборотного водоснабжения. Схема оборотного водоснабжения.

77. Система водоотведения НГПЗ. Почему недопустимо смешение канализационных потоков разных систем?

78. Пароснабжение нефтегазоперерабатывающего завода.

79. Электроснабжение нефтегазоперерабатывающего завода.

80. Источники факельных сбросов Роль факельного хозяйства в охране окружающей среды. Схема факельного хозяйства. Начертить и дать описание.