Разработка поточной схемы переработки мазута Минчимской нефти с получением индустриальных и моторных масел, церезина и гача

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

НЕФТИ И ГАЗА им. И.М. ГУБКИНА

Кафедра химии и технологии смазочных материалов химмотологии

Курсовой проект

на тему: Разработка поточной схемы переработки мазута Минчимской нефти с получением индустриальных и моторных масел, церезина и гача

Студент группы:ХМ-98-3

Першаков Д.Е.

Руководитель проекта

доцент Сочевко Т.И

Москва 2002

1. Разработка варианта переработки Минчимской нефти

1.1 Характеристика сырья

1.1.1 Характеристика нефти

Западно-Сибирская низменность представляет собой одну из крупнейших нефтегазоносных провинций мира. Нефтяные месторождения Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна расположены в Тюменской, Омской, Томской и Новосибирской областях.

Минчимская нефть относится к нефтям месторождений Сургутского свода. Нефти этих месторождений, расположенных в западной части области, являются наиболее тяжелыми (относительная плотность 420 достигает 0,900%), смолистыми (смол силикагелевых 23%) и сернистыми (серы от 1,5 до 2,0%).

Выход светлых фракций до 3500С не превышает 43%.

Плотность 420 =0,8950

Молекулярная масса М =368

Вязкость, сСт 50 = 19,91

Температура застывания, 0С =-1

Температура вспышки в закрытом тигле, 0С = -35

Содержание парафина, % =2,94

Температура плавления парафина, 0С =59

Содержание серы,% =1,99

Содержание азота,% =0,19

Содержание смол силикагелевых ,% =20,02

Содержание асфальтенов , % =1,83

Коксуемость ,% =5,20

Зольность,% =0,040

Кислотное число, мг КОН на 1г нефти =0,05

Выход фракций, вес.%

до 200 0С =13,5

до 350 0С =34,4

Таблица 1. Элементарный состав нефти

Нефть	Содержание, %
	С	Н	О	S	N
Минчимкинская Б	84,92	12,45	0,45	1,99	0,19

1.1.2 Характеристика масляных фракций

Таблица 2. Характеристика дистиллятных и остаточных базовых масел

Исходная фракция	Выход, %	204	n 20D	50, сСт	100, сСт	ИВ	Температура застывания, 0С
	на фракцию	на нефть
Фракция 350-4500С	100,0	15,8	0,8937	1,5010	13,30	3,78	-	20
Фракция 350-4500С после депарафинизации	91,2	14,4	0,9042	1,5042	14,22	3,94	82	-17
Фракция 450-5000С	100,0	8,1	0,9236	1,5155	45,60	8,70	-	31
Фракция 450-5000С после депарафинизации	90,5	7,3	0,9313	1,5194	59,58	9,31	35,5	-20
Остаток выше 5000С	100,0	41,7	0,9788	-	-	-	-	34

Таблица 3

Выход гача и петролатума после депарафинизации масляных фракций

Фракция, 0С	Выход гача, %	Температура плавления гача, 0С
	на фракцию	на нефть
350-450	8,8	1,4	49
450-500	9,5	0,8	55
остаток выше 500	4,0	1,6	55

Таблица 4. Структурно-групповой состав дистиллятных базовых масел и групп углеводородов

Исходная фракция и смесь углеводородов	Распределение углерода, %	Среднее число колец в молекуле
	СА	СН	Скол	СП	КА	КН	КО
Фракция 350-4500С Фракция 350-4500С после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и группа ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые , и группы ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые , , и группы ароматических углеводородов	21 22 0 12 14 20	26 30 42 31 31 31	47 52 42 43 45 51	53 48 58 57 55 49	0,78 0,79 0 0,38 0,53 0,70	1,35 1,44 1,82 1,48 1,36 1,51	2,13 2,23 1,82 1,86 1,89 2,21
Фракция 450-5000С Фракция 450-5000С после депарафинизации Нафтено-парафиновые углеводороды Нафтено-парафиновые и группа ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые , и группы ароматических углеводородов	22 24 0 10 14	26 28 40 34 32	48 52 40 44 46	52 48 60 56 54	1,07 1,13 0 0,32 0,75	2,01 2,01 2,55 2,44 2,15	3,08 3,14 2,55 2,76 2,90

Таблица 5. Структурно-групповой состав остаточных базовых масел и групп углеводородов

Исходная фракция и смесь углеводородов	Распределение углерода, %	Среднее число колец в молекуле
	СА	СН	Скол	СП	КА	КН	КО
Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации Нафтено-парафиновые и группа ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые , и группы ароматических углеводородов Нафтено-парафиновые , , и группы ароматических углеводородов	8 13 20 28	24 20 17 15	32 33 37 43	68 67 63 57	0,59 0,96 1,46 2,02	2,43 2,08 1,95 1,94	3,02 3,04 3,41 3,96

Таблица 6

Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел

Температура отбора, 0С	Выход фракции, %	Характеристика базовых масел	Содержание базового масла, %
		204	50, сСт	100, сСт	ИВ	ВВК	температура застывания, 0С	на фракцию	на нефть
350-450	15,8	0,9023	13,88	3,90	85	-	-17	88,5	14,0
450-500	8,1	0,9066	33,40	6,92	85	-	-22	60,8	4,9
Остаток выше 500	41,7	0,9085	203,1	24,80	85	0,8292	-5	28,3	11,8

1.2 Выбор схемы переработки мазута

кристаллизатор фильтр мазут депарафинизация

Данная нефть содержит 65,6% мазута, поэтому ее целесообразно переработать по топливно -масляному варианту.

В данной работе основным критерием выбора схемы переработки нефти является потребность в получении масел. Выберем, пользующийся спросом, ассортимент масел, который мы сможем получить из данного мазута (нефти).

Мазут (фр.>350 0С) разгоним на фракции 350-4500С ,450-5000С и >5000С. Подбор ассортимента масел осуществляется: для дистиллятных фракций по вязкости при 500С, а для остаточных фракций по вязкости при 1000С.

50,мм2/с 100,мм2/с

Фракция 350-4500С 13,30 3,78

Фракция 450-5000С 45,60 8,70

Фракция > 5000С - 31,80

Согласно литературе [7, стр.269, 150, 165]из фр. 350-4500С можно получить масло И-12А (И-ЛГ-А-15), из фракций 450-5000С и >5000С - М-10Г2к, а из остатка >5000С - МС-20. Приведем их характеристики.

Масло М-10Г2к - моторное масло для дизельных двигателей без наддува или с умеренным наддувом, работающих в эксплуатационных условиях, способствующих образованию высокотемпературных отложений; получают смешением дистиллятного и остаточного компонентов; используют для зимней и летней эксплуатации; эффективная композиция присадок дает возможность увеличить сроки замены масла, успешно использовать в современных автомобилях КамАЗ, ЗИЛ, а также автобусах «Икарус».

Масло МС-20 - моторное масло для поршневых двигателей, работающих в тяжелых условиях; применяют в поршневых двигателях самолетов; в составе маслосмесей с маслами МС-8, М-8п в смазочных системах турбовинтовых двигателей; в осевых шарнирах втулок винтов вертолетов; для смазывания мотокомпрессоров газоперекачивающих агрегатов; при добавлении многофункциональной присадки возможно использование в судовых, тепловозных и стационарных дизелей типа 12ЧН 18/20.

Масло И-12А (И-ЛГ-А-15) - индустриальное масло для легконагруженных узлов и гидравлических систем, без присадок; служат для смазывания втулок, подшипников веретен ровничных и других машин, узлов котонных и кеттельных машин, шпинделей металлорежущих станков, работающих с частотой вращения до 5 тыс. мин-1, для направляющих бабок фильерно-расточных, фильерно-полировочных и других станков, для подшипников маломощных электродвигателей с кольцевой системой смазки, в качестве рабочих жидкостей в объемных гидроприводах, работающих в закрытом помещении и на открытом воздухе, для поршневой группы аммиачных компрессоров идля многих других видов оборудования; используют также для изготовления масел с присадками, пластичных антифрикционных и консервационных смазок, эмульгирующих составов, технологических смазок и жидкостей.

Таблица 7. Характеристика товарных масел

Показатели	М-10Г2к	МС-20	И-12А
1	2	3	4
Вязкость кинематическая, мм2/с, при температуре 1000С 400С	11,0±0,5 -	20 -	- 13-17
Индекс вязкости, не менее	95	80	-
Температура , 0С вспышки в открытом тигле, не ниже вспышки в закрытом тигле, не ниже застывания, не выше	220 - -18	265 225 -18	170 - -15
Коррозионность на пластинках из свинца, г/м2, не более	отсутствует	10,0	-
Моющие свойства по ПЗВ, баллы, не более	0,5	-	-
Термоокислительная стабильность при 2500С, мин, не менее	65	-	-
Щелочное число, мг КОН/г, не менее	6,0	0,9
Кислотное число, мг КОН/г, не более		0,05	0,02
Зольность сульфатная, % мас., не более	1,15	0,008	0,005
Стабильность по индукционному периоду осадкообразования (ИПО), выдерживает, ч	50	-	-
Цвет с разбавлением 15:85, ед. ЦНТ, не более	3,0	-	-
Цвет, ед. ЦНТ, не более	-	-	1,5
Плотность при 200С, кг/м3, не более	900	900
Массовая доля активных элементов, %, не менее кальция бария цинка фосфора	0,19 - 0,05 0,05	0,08 0,14 - -	- - - -
Степень чистоты, мг/100 г, не более	500	-	880
Массовая доля, %, не более серы механических примесей воды	- 0,015 следы	- отсутствие -	1,0-1,1 отсутствие следы
Коксуемость масла , %, не более	-	0,3	-
Стабильность против окисления приращение кислотного числа, мг КОН/г, не более приращение смол, %, не более	- -	- -	0,2 1,5

Учитывая потребности в твердых углеводородах, будем получать из гача масляной фракции 350-4500С - парафин марки Т-1, гача масляной фракции 450-5000С - парафин марки Т-2, из петролатума остаточной масляной фракции >5000C - церезин марки 70Н. Их характеристика приведена ниже.

Парафин Т-1 - очищенный парафин технического назначения, применяемый для изготовления товаров бытовой химии.

Парафин Т-2 - очищенный парафин технического назначения, применяемый в качестве сырьевых материалов в химической, нефтехимической промышленности и в других отраслях народного хозяйства.

Церезин нефтяной - применяют для приготовления смазок, восковых составов.

Таблица 8. Характеристика товарных парафинов

Показатели	Т-1	Т-2
Внешний вид	Кристаллическая масса белого цвета, допускается оттенки серого или желтого
Температура плавления, 0С	52-58	52-56
Массовая доля масла, %, не более	1,80	2,30
Цвет, условные марки, не более	11	12

Таблица 9. Характеристика товарных церезинов

Показатели	70Н
Внешний вид	Однородная масса без заметных механических примесей от светло-желтого до темно-коричневого цвета
Пенетрация иглой при 250С, 0,1 мм, не более	25
Массовая доля, %, не более механических примесей воды золы серы	0,1 0,3 0,03 0,4
Кислотное число, мг КОН/г, не более	0,1
Содержание водорастворимых кислот, щелочей и фенола	отсутствие

Учитывая выше приведенные свойства масляных фракций и требуемых нефтепродуктов (вязкость, температура звстывания, содержание серы, асфальто-смолистых веществ и т.д.) необходимо использовать следующие установки:

- установку деасфальтизации,

- установку селективной очистки дистиллятов и деасфальтизированного остатка,

- установку депарафинизации дистиллятных и остаточного рафинатов,

- установку гидродоочистки полученных депарафинизированных масел,

- установку обезмасливания гачей и петролатума,

- установку гидроочистки парафинов-сырцов и церезина-сырца.

1.3 Поточная схема переработки мазута

Мазут разгоняем под вакуумом на установке ВТ на масляные дистилляты 350-4500С, 450-5000С и остаток >5000С (Приложение 1).

Масляные дистилляты подвергаем селективной очистке избирательными растворителями с целью удаления нежелательных компонентов. Полученные рафинаты с целью снижения температуры застывания до значений, требуемых в ГОСТах, подвергаем депарафинизации, а затем гидродоочистке для улучшения цвета и придания товарного вида .

Гудрон (остаток >5000С) также вовлекается в процесс производства масел, его подвергаем деасфальтизации для получения высоковязкого компонента базовых масел путем удаления асфальтосмолистых веществ. Деасфальтизат подвергают селективной очистке, а затем депарафинизации. Остаточное депарафинированное масло подвергают гидродоочистке для придания товарного вида.

На установке деасфальтизации получают также побочный продукт - битум деасфальтизации, который используют в качестве компонента товарного битума.

На установке селективной очистки в качестве побочных продуктов получают дистиллятные и остаточный экстракты, которые используют для производства высокоароматизированных масел (ВАМы, обладающие хорошей липкостью), для получения нигролов, как смягчители резин, в качестве пластификаторов шинных резин и битумов и для производства технического углерода.

На установке депарафинизации получают также из дистиллятных рафинатов - гачи, а из остаточного - петролатум, которые подвергают затем обезмасливанию для удаления низкоплавких парафинов и кольчатых углеводородов (нафтеновых, нафтено-ароматических и ароматических углеводородов). Парафины и церезины процесса обезмасливания могут быть одновременно и товарными продуктами и полупродуктами, но учитывая ассортимент парафинов и церезинов, которые нам требуется получить, необходима гидроочистка пара-финов и церезина для улучшения цвета и придания товарного вида. Отходы обезмасливания как правило смешиваются с мазутами и используются как заводское топливо.

1.4 Выбор и характеристика технологических процессов с кратким обоснованием сделанного выбора

Установка деасфальтизации пропаном.

Процесс деасфальтизации применяют для удаления смолисто-асфальтеновых веществ из остатков вакуумной перегонки нефти - гудрона - с целью получения высоковязких остаточных масел.

Целевым продуктом одноступенчатой установки деасфальтизации гудронов жидким пропаном является деасфальтизат, в котором концентрация парафино-нафтеновых углеводородов значительно выше, чем в сырье. Пропан растворяет предпочтительно парафиновые, парафино-нафтеновые и легкие ароматические углеводороды, присутствующие в гудроне. Асфальтены и полициклические ароматические углеводороды концентрируются в побочном продукте - битуме деасфальтизации.

В результате деасфальтизации значительно снижаются коксуемость, вязкость, плотность, показатель преломления, содержание никеля и ванадия.

Теоретические основы.

Особенностью гудрона является наличие большого количества тяжелых асфальтосмолистых веществ, плохо растворимых в полярных растворителях. Поэтому для их удаления используются неполярные растворители -- сжиженные легкие углеводороды ряда метана, способные коагулировать асфальтосмолистые вещества (в первую очередь асфальтены). Одновременно происходит избирательная экстракция углеводородов. По растворимости в легких неполярных растворителях углеводороды выстраиваются в следующий ряд; нафтено-парафиновые > моноциклические ароматические с длинными боковыми алифатическими цепями > полициклические ароматические с короткими боковыми алифатическими цепями.

Таким образом, в процессе деасфальтизации происходят одновременно два процесса? коагуляция и осаждение асфальтосмолистых веществ (уходящих с асфальтом) и экстракция углеводородов (уходящих в деасфальтизат). При этом с ростом молекулярной массы растворителей растет их растворяющая способность и уменьшается селективность.

Из возможных растворителей по сочетанию селективности и растворяющей способности ближе всего к оптимальному стоит пропан, что и обусловило его доминирующее применение.

Сырье и продукция.

Сырьем процесса является гудрон -- остаток вакуумной перегонки мазута.

Продукцией являются деасфальтизаты, используемые для выработки остаточных масел и асфальты, служащие сырьем для производства битумов или компонентами котельного топлива. В зависимости от вида сырья и условий деасфальтизации температура размягчения (по методу КиШ) асфальтов, получаемых на отечественных установках деасфальтизации, составляет от 27--30 до 39--45 °С. При использовании двухступенчатой схемы деасфальтизации и применении в качестве сырья утяжеленных гудронов (выкипающих выше 500 °С) этот показатель может быть повышен до 50--64 °С.

Растворители.

На большинстве промышленных установок деасфальтизации применяется пропан 95--96%-ной чистоты. Содержание в пропане более, 2--3% метана или этана ведет к снижению отбора деасфальтизата, повышает давление в экстракционной колонне и системе регенерации. Присутствие бутана и более тяжелых углеводородов ведет к увеличению выхода деасфальти-зата, но одновременно ухудшается его качество (возрастают коксуемость и вязкость, ухудшается цвет). Особенно нежелательно наличие в пропане олефинов (пропилена, бутиленов), снижающих его селективность, вследствие чего резко возрастает содержание смол и полициклических ароматических углеводородов в деасфальтизате.

В последние годы в связи с внедрением в производство масел процессов гидрокрекинга, снижающих вязкость перерабатываемого сырья, возникла необходимость в получении деасфальтизатов повышенной вязкости -- 30 мм2/с и более при 100 °С. Для получения таких деасфальтизатов применяют растворитель с повышенной растворяющей способностью -- пропан, содержащий до 15% бутана или изобутана (последний предпочтительнее в силу более высокой селективности).

Технологический режим:

- температура процесса, 0С 75-85

- давление процесса, МПа 3,5-4,5

- кратность пропана к сырью по объему 8 : 1

Селективная очистка.

Процесс селективной очистки основан на избирательном извлечении из нефтяного масляного сырья с помощью специально подобранных растворителей нежелательных компонентов - соединений серы и азота, полициклических ароматических и нафтеноароматических углеводородов с короткими боковыми цепями, непредельных углеводородов и смолистых веществ. Он позволяет существенно улучшить важнейшие эксплуатационные свойства масел: стабильность против окисления и вязкостно-температурные свойства.

Теоретические основы. Очистка основана на способности полярных растворителей преимущественно растворять полициклические ароматические углеводороды и смолистые соединения, наличие которых в масле нежелательно. Основную роль в процессах селективной очистки играют силы Ван-дер-Ваальса (ориентационные, индукционные, дисперсионные), обеспечивающие взаимодействие полярных молекул растворителя с полярными или поляризуемыми молекулами сырья.

Важными показателями процессов селективной очистки являются селективность и растворяющая способность растворителя.

Селективность растворителя -- это его способность четко разделять компоненты сырья на рафинат, содержащий нафтено-парафиновые и высокоиндексные ароматические углеводороды, и экстракт, содержащий низкоиндексные полициклические ароматические углеводороды и смолистые соединения.

Растворяющая способность -- показатель, характеризующий количество растворителя, необходимое для растворения определенного количества компонентов сырья, т. е. в конечном итоге для получения рафината определенного качества. Чем меньше растворителя необходимо для получения такого рафината, тем выше растворяющая способность. Как правило, селективность и растворяющая способность антибатны, рост одного показателя ведет к снижению другого.

Селективность и растворяющая способность для каждого растворителя не являются постоянными и зависят как от технологических условий процесса, так и от химического состава сырья.

Растворимость углеводородов в полярных растворителях зависит от химической структуры углеводородов и может быть охарактеризована температурой растворения углеводородов в растворителе (чем выше температура, тем ниже растворимость). Известны следующие закономерности;

1) с ростом числа колец в молекуле углеводорода растворимость резко возрастает;

2) с увеличением длины алкильных цепей растворимость снижается;

3) растворимость снижается с увеличением содержания углерода в нафтеновых кольцах, причем эта зависимость линейна;

4) при одинаковом числе атомов углерода в кольцах нафтеновых и ароматических углеводородов растворимость последних значительно выше;

5) нафтено-ароматические углеводороды имеют более высокую растворимость, чем соответствующие им по строению нафтеновые углеводороды;

6) самую низкую растворимость имеют нормальные парафиновые углеводороды.

Сырье и продукция.

Сырье: дистилляты и деасфальтизаты .

Продукция: рафинаты -- целевые продукты процесса -- направляются на депарафинизацию с целью получения масел; экстракты -- побочные продукты -- используются как сырье для производства битумов, технического углерода, пластификаторов каучуков в резиновой и шинной промышленности, как компонент котельного топлива.

Критерием качества рафината, по которому ведется управление процессом, служит, как правило, его показатель преломления при 50 или 60 °С. Он определяется быстро, с достаточной точностью и связан с другими показателями качества как рафината, так и готового масла. При постоянном составе поступающего на очистку сырья по показателю преломления рафината может быть определен такой важный показатель качества масла, как индекс вязкости. При очистке остаточного сырья управление процессом может вестись по коксуемости рафината, но это менее удобно.

Растворители.

На ранних этапах развития процесса в качестве растворителей использовались анилин, нитробензол, жидкий сернистый ангидрид, хлорекс (,'-дихлорэтиловый эфир). За период развития процесса было исследовано более 100 возможных растворителей, однако промышленного применения в производстве масел они не нашли. Основными промышленными растворителями в настоящее время являются фенол, фурфурол и находящий все более широкое применение N-метилпирролидон-2 (NMП).

В нашей стране основным растворителем для селективной очистки является фенол, который благодаря своей более высокой растворяющей способности лучше всего пригоден для очистки масляных фракций (особенно вязких и остаточных) таких отечественных смолистых парафинистых нефтей, как туймазинская, ромашкинская, западносибирские и др. Имеются значительные ресурсы этого растворителя.

За рубежом предпочтение отдается фурфурольной очистке, что обусловлено наличием больших количеств этого растворителя, его меньшей по сравнению с фенолом токсичностью и причинами конъюнктурного характера. Фурфурол отличается от фенола меньшей растворяющей способностью и большей селективностью, что делает его более эффективным при очистке дистиллятных высоко-ароматизированных фракций. Эксплуатационным недостатком фурфурола является его высокая окисляемость и осмоляемость в присутствии кислорода воздуха и воды. Для предотвращения окисления применяются следующие меры: хранение фурфурола и фурфуролсодержащих продуктов под подушкой инертного газа, защелачивание фурфурола, жесткий контроль температур в печах системы регенерации фурфурола, предварительная деаэрация сырья. Возможна также добавка в фурфурол специальных антиокислителей.

В силу своей меньшей растворяющей способности фурфурол как селективный растворитель требует более высококачественного сырья, чем фенол, т. е. сырья, содержащего меньше полициклических ароматических углеводородов и смолистых соединений. В последние годы выявилась тенденция к снижению добычи нефтей с высоким потенциальным содержанием масел, что привело к ухудшению качества сырья, поступающего на маслоблоки. Поэтому все шире внедряется процесс селективной очистки N-метилпирролидоном-2, имеющим по сравнению с фурфуролом более высокую растворяющую способность. Его применяют для очистки тех же масляных фракций, что фенол и фурфурол. От фенола этот растворитель отличается значительно меньшей токсичностью.

В процессах очистки фенолом используется антирастворитель, т. е. вещество, добавление которого снижает избыточную растворяющую способность растворителе Это делает процесс экстракции более полным за счет внутреннего орошения в экстракторе и интенсификации массообмена между экстрактной и рафинатной фазами. В результате повышается четкость экстракции, расширяются возможности подбора оптимальных режимов очистки.

В качестве антирастворителя обычно используется вода. Например, при фенольной очистке используется так называемая фенольная вода, содержащая 10--12% фенола.

На данной установке используется в качестве растворителя фенол. Это связано с качеством перерабатываемой нефти: Минчимская нефть - тяжелая, смолистая и сернистая.

Технологический режим:

1 дистиллят

- температура верха колонны, 0С 50-55

- температура низа колонны, 0С 45-50

- кратность фенол : сырье 2 : 1

2 дистиллят

- температура верха колонны, 0С 60-65

- температура низа колонны, 0С 50-55

- кратность фенол : сырье 2 : 1

деасфальтизат

- температура верха колонны, 0С 75-85

- температура низа колонны, 0С 65-70

- кратность фенол : сырье 2,5 : 1

Депарафинизация.

Процессы депарафинизации предназначены для получения масел с требуемыми температурой застывания и низкотемпературными свойствами путем удаления из сырья наиболее высокоплавких (в основном парафиновых) углеводородов. Применяются процессы обычной депарафинизации -- для получения масел с температурой застывания от --10 до --15 °С (за рубежом от 0 до --18 °С), и глубокой (низкотемпературной) депарафинизации -- для получения масел с температурой застывания --30 °С и ниже.

Теоретические основы. Процесс представляет собой одну из разновидностей процесса экстракции -- экстрактивную кристаллизацию -- и основан на разной растворимости твердых и жидких углеводородов в некоторых растворителях при низких температурах. Твердые углеводороды ограниченно растворяются в полярных и неполярных растворителях; их растворимость подчиняется общей теории растворимости твердых веществ в жидкостях и характеризуется следующими положениями:

1) она уменьшается с увеличением температур выкипания фракции;

2) уменьшается с ростом молекулярной массы (для углеводородов одного гомологического ряда);

3) увеличивается с повышением температуры.

При охлаждении ниже температуры кристаллизации твердые углеводороды кристаллизуются и выделяются из растворов в виде твердой фазы, которая отделяется от жидкой путем фильтрования.

Сырье и продукция.

Сырьем процесса являются рафинаты селективной и дуосол-очистки или гидрогенизаты, полученные в результате гидрокрекинга масляных фракций.

Продукция процесса -- депарафинированные масла и парафинсодержащие продукты: гачи из дистиллятного и петролатумы из остаточного сырья. Гачи и петролатумы используются для получения соответственно парафинов и церезинов.

Растворители, реагенты.

К растворителям депарафинизации предъявляются следующие специфические требования -- они должны:

1) при температуре процесса растворять жидкие углеводороды сырья и не растворять твердые;

2) обеспечивать минимальную разность между температурами застывания депарафинированного масла и конечного охлаждения смеси растворителя и сырья, называемую температурным эффектом депарафинизации (ТЭД); чем меньше ТЭД, тем экономичнее процесс депарафинизации;

3) способствовать образованию крупных кристаллов твердых углеводородов, обеспечивающих хорошее фильтрование суспензии и промывку лепешки твердых углеводородов на фильтре;

4) способствовать снижению вязкости суспензии твердых углеводородов в масле с целью облегчения процесса фильтрования и повышения четкости отделения твердых углеводородов от жидких.

Среди растворителей депарафинизации наибольшее распространение получили кетон-ароматические растворители: смесь метил-этилкетона (МЭК) и толуола. Может применяться также смесь ацетона и толуола.

Используются в качестве растворителей смесь дихлорэтан-метиленхлорид (процесс ди-ме) и пропан. В последние десятилетия строительство установок пропановой депарафинизации прекращено в связи со значительно меньшей технико-экономической эффективностью пропана по сравнению с полярными растворителями.

Все более широкое распространение получает кетоновый растворитель смесь МЭК с метилизобутилкетоном (МИБК), разработанный за рубежом для процесса депарафинизации дилчилл.

В качестве хладагентов на установках депарафинизации применяются пропан или аммиак, использование которых позволяет получать масла с температурой застывания до --20 °С. На установках низкотемпературной (глубокой) депарафинизации при производстве масел с температурой застывания -- 30 °С и ниже в дополнение к охлаждению аммиаком или пропаном применяется охлаждение этаном или этиленом.

Технологический режим (2-х ступенчатая депарафинизация)

1 дистиллятный рафинат

- растворитель, МЭК : толуол, % 50 : 50

- кратность растворитель : сырье 3 : 1

- температура депарафинизации, 0С

первой ступени -28

второй ступени -10

2 дистиллятный рафинат

- растворитель, МЭК : толуол, % 50 : 50

- кратность растворитель : сырье 3 : 1

- температура депарафинизации, 0С

первой ступени -26

второй ступени -15

остаточный рафинат

- растворитель, МЭК : толуол, % 40 : 60

- кратность растворитель : сырье 4 : 1

- температура депарафинизации, 0С

первой ступени -25

второй ступени -15

Обезмасливание.

Процесс обезмасливания гача и петролатума предназначен для получения парафинов и церезинов. Процесс осуществляется в присутствии избирательных растворителей и позволяет получить парафины и церезины с более высокими температурами плавления и низким содержанием масла.

Теоретические основы.

Поскольку назначение процесса обезмасливания -- отделение твердых углеводородов от жидких -- аналогично назначению процесса депарафинизации, аналогичны и теоретические основы этих процессов. Различия в технологии процессов депарафинизации и обезмасливания обусловлены различными требованиями к качеству получаемых целевых продуктов.

Сырье и продукция.

Сырье -- гачи, петролатумы, парафинистые дистилляты; целевые продукты -- обезмасленные пара-фины и церезины; побочные продукты -- фильтраты обезмасливания.

Технологический режим (2-х ступенчатое обезмасливание):

1 гач

- растворитель, МЭК : толуол, % 60 : 40

- кратность растворитель : сырье 3 : 1

- температура обезмасливания, 0С

первой ступени -10

второй ступени 10

2 гач

- растворитель, МЭК : толуол, % 60 : 40

- кратность растворитель : сырье 3 : 1

- температура обезмасливания, 0С

первой ступени -5

второй ступени 10

церезин

- растворитель, МЭК : толуол, % 50 : 50

- кратность растворитель : сырье 4 : 1

- температура обезмасливания, 0С

первой ступени 0

второй ступени 10

Гидродоочистка.

Гидродоочистка масляных дистиллятов применяется для улучшения цвета и повышения стабильности масляных фракций.

Теоретические основы.

В ходе процесса, осуществляемого в мягких технологических условиях, гидрированию подвергаются в основном наиболее легко гидрируемые компоненты -- серу и кислородсодержащие соединения, составляющие основу смолистых соединений. Вследствие разрушения последних улучшается цвет масла, повышается его стабильность. Гидрируются также олефиновые соединения, образовавшиеся в масле на предыдущих стадиях производства (в основном при нагреве в ходе регенерации растворителей в процессах селективной очистки и деасфальтизации). Углеводородная часть масла при гидродоочистке существенных изменений не претерпевает.

Сырье и продукция.

Сырье -- депарафинированные масла, целевой продукт -- базовые масла. Свойства масел после гидродоочистки меняются.

Катализаторы, реагенты.

В процессе используются в основном алюмоникельмолибденовые или алюмокобальтмолибденовые катализаторы, однако возможно применение катализаторов других типов (например, железосодержащего катализатора в процессе феррофайнинг).

На установку подается водородсодержащий газ с установок каталитического риформинга.

Технологическая схема.

Типовые установки гидродоочистки масел (и парафинов) включают до пяти технологических потоков.

Технологический режим:

1 депарафинированный рафинат

- температура процесса, 0С 350-360

- давление процесса, МПа 3,4-3,6

- соотношение ВСГ/сырье, м3/м3 300

2 депарафинированный рафинат

- температура процесса, 0С 350-360

- давление процесса, МПа 3,4-3,6

- соотношение ВСГ/сырье, м3/м3 300

остаточный рафинат

- температура процесса, 0С 350-360

- давление процесса, МПа 3,7-3,8

- соотношение ВСГ/сырье, м3/м3 400

Гидроочистка парафинов и церезинов применяется для повышения их качества. В результате гидроочистки понижается содержание соединений серы и азота в парафинах и церезинах, которые могут остаться в них после депарафинизации и обезмасливания.

Материальные балансы процессов

Таблица 10. Материальный баланс вакуумной перегонки мазута

Число дней работы 340

Наименование продукта	мас. % от загрузки	мас. % от мазута	кг/ч	т/сут	тыс. т/год
Приход мазут	100,0	100,0	249216	5981	2034
Итого Расход фракция 350-4500С фракция 450-5000С гудрон	100,0 24,1 12,4 63,6	100,0 24,1 12,4 63,6	249216 60025 30772 158419	5981 1441 739 3802	2034 490 251 1293
Итого	100,0	100,0	249216	5981	2034

Таблица 11 Материальный баланс установки деасфальтизации

Число дней работы 330

Наименование продукта	мас. % от загрузки	мас. % от мазута	кг/ч	т/сут	тыс. т/год
Приход гудрон	100,0	63,6	163220	3917	1293
Итого Расход деасфальтизат битум потери	100,0 46,5 51,0 2,5	63,6 29,6 32,4 1,6	163220 75897 83242 4080	3917 1822 1998 98	1293 601 659 32
Итого	100,0	63,6	163220	3917	1293

Таблица 12. Материальный баланс установки селективной очистки

Число дней работы 335

Наименование продукта	мас. % от загрузки	мас. % от мазута	кг/ч	т/сут	тыс. т/год
Приход фракция 350-4500С	100,0	24,1	60920	1462	490
Итого Расход рафинат 1 экстракт 1 потери	100,0 86,0 12,0 2,0	24,1 20,7 2,9 0,5	60920 52392 7310 1218	1462 1257 175 30	490 421 59 10
Итого	100,0	24,1	60920	1462	490
Приход фракция 450-5000С	100,0	12,3	31231	750	251
Итого Расход рафинат 2 экстракт 2 потери	100,0 75,0 23,0 2,0	12,3 9,3 2,8 0,2	31231 23424 7183 624	750 562 172 16	251 188 58 5
Итого	100,0		31231	750	251
Приход деасфальтизат	100,0	29,6	74764	1794	601
Итого Расход рафинат 3 экстракт 3 потери	100,0 60,0 38,0 2,0	29,6 17,7 11,2 0,7	74764 44859 28410 1495	1794 1077 682 35	601 361 228 12
Итого	100,0	29,6	74764	1794	601

Таблица 13. Материальный баланс установки депарафинизации

Число дней работы 320

Наименование продукта	мас. % от загрузки	мас. % от мазута	кг/ч	т/сут	тыс. т/год
Приход рафинат 1	100,0	20,7	54847	1316	421
Итого Расход депарафинир рафинат 1 гач 1 потери	100,0 88,0 10,5 1,5	20,7 18,2 2,2 0,3	54847 48266 5759 823	1316 1158 138 20	421 371 44 6
Итого	100,0	20,7	54847	1316	421
Приход рафинат 2	100,0	9,3	24521	589	188
Итого Расход депарафинир рафинат 2 гач 2 потери	100,0 85,5 13,0 1,5	9,3 7,9 1,2 0,1	24521 20966 3188 368	589 503 77 9	188 161 24 3
Итого	100,0	9,3	24521	589	188
Приход рафинат 3	100,0	17,7	46961	1127	361
Итого Расход депарафинир рафинат 3 петролатум потери	100,0 84,0 14,0 2,0	17,7 1490 2,5 0,4	46961 39448 6575 939	1127 947 158 23	361 303 50 7
Итого	100,0	17,7	46961	1127	361

Таблица 14. Материальный баланс установки гидродоочистки масел

Число дней работы 345

Наименование продукта	мас. % от загрузки	мас. % от мазута	кг/ч	т/сут	тыс. т/год
Приход депарафинир рафинат 1 Н2	99,6 0,4	18,2	44768 179	1074 4	371 1
Итого Расход г/о рафинат 1 газы отгон потери	100,0 98,0 0,6 0,9 0,5	18,2 17,9 0,1 0,2 0,1	44947 43873 269 403 224	1078 1053 6 10 5	372 363 2 3 2
Итого	100,0	18,2	44947	1078	372
Приход депарафинир рафинат 2 Н2	99,4 0,6	7,9	19447 117	467 3	161 1
Итого Расход г/о рафинат 2 газы отгон потери	100,0 98,0 0,5 1,0 0,5	7,9 7,7 0,05 0,1 0,05	19564 19058 97 194 97	470 457 2 5 2	162 158 1 2 1
Итого	100,0	7,9	19564	470	162
Приход депарафинир рафинат 3 Н2	99,3 0,7	14,9	36589 256	878 6	303 2
Итого Расход г/о рафинат 3 газы отгон потери	100,0 97,0 0,5 2,0 0,5	14,9 14,5 0,05 0,3 0,05	36845 35491 183 732 183	884 852 4 18 4	305 294 2 6 2
Итого	100,0	14,9	36845	884	305

Таблица 15. Материальный баланс установки обезмасливания

Число дней работы 320

Наименование продукта	мас. % от загрузки	мас. % от мазута	кг/ч	т/сут	тыс. т/год
Приход гач 1	100,0	2,2	5759	138	44
Итого Расход парафин 1 отходы обезмасливания потери	100,0 98,5 1,0 0,5	2,2 2,1 0,07 0,03	5759 5673 58 29	138 136 1 1	44 43 0,5 0,5
Итого	100,0	2,2	8501	138	44
Приход гач 2	100,0	1,2	3188	77	24
Итого Расход парафин 2 отходы обезмасливания потери	100,0 98,5 1,0 0,5	1,2 1,1 0,05 0,05	3188 3140 32 16	77 75 1 1	24 23 0,05 0,05
Итого	100,0	1,2	3188	77	24
Приход петролатум	100,0	2,5	6575	158	50
Итого Расход церезин отходы обезмасливания потери	100,0 98,0 1,5 0,5	2,5 2,4 0,07 0,03	6575 6443 99 33	158 155 2 1	50 49 0,5 0,5
Итого	100,0	2,5	6575	158	50

Таблица 16. Материальный баланс установки гидроочистки парафинов

Число дней работы 345

Наименование продукта	мас. % от загрузки	мас. % от мазута	кг/ч	т/сут	тыс. т/год
Приход парафин 1 Н2	99,6 0,4	2,1	5262 21	126 0,5	44 0,2
Итого Расход товарный парафин 1 газы отгон потери	100,0 99,0 0,2 0,4 0,4	2,1 2,0 0,02 0,03 0,05	5383 5209 11 21 21	126 125 0 0,5 0,5	44 43 0,3 0,3 0,4
Итого	100,0	2,1	5383	126	44
Приход парафин 2 Н2	99,4 0,6	1,2	2912 17	70 0,4	24 0,1
Итого Расход товарный парафин 2 газы отгон потери	100,0 99,0 0,2 0,4 0,4	1,2 1,17 0,01 0,01 0,01	2929 2883 6 12 12	70 69 0,0 0,05 0,05	24 24 0,0 0,0 0,0
Итого	100,0	1,2	2975	70	24
Приход церезин Н2	99,3 0,7	2,4	5976 42	143 1	49 0,3
Итого Расход товарный церезин газы отгон потери	100,0 98,5 0,5 0,5 0,5	2,4 2,4 0,01 0,01 0,01	6018 5887 30 30 30	144 140 1 1 1	49 49 0,0 0,0 0,0
Итого	100,0	2,4	6018	143	49

Таблица 17. Сводный материальный баланс переработки мазута

Число дней работы завода 365

Наименование продукта	мас. % от мазута	мас. % от нефти	т/сут	тыс. т/год
Приход мазут	100,0	65,6	5572	2034
Итого Расход Целевые продукты масло И-12А масло М-10Г2к масло МС-20 товарный парафин Т-1 товарный парафин Т-2 товарный церезин 70Н	100,0 17,86 7,76 14,45 2,12 1,17 2,40	65,6 11,72 5,09 9,48 1,39 0,77 1,57	5572 995 432 805 118 65 134	2034 363 158 294 43 24 49
Итого целевых продуктов Побочные продукты битум деасфальтизации экстракты селект очистки газы ГО масел отгоны ГО масел отходы обезмасливания газы ГО парафинов отгоны ГО парафинов	45,77 32,42 16,96 0,22 0,54 0,07 0,02 0,03	30,02 21,27 11,13 0,15 0,36 0,05 0,01 0,02	2550 1806 945 12 30 4 1 1	931 659 345 5 11 1 0 1
Итого побочных продуктов Потери переработки	50,26 3,97	32,97 2,61	2800 221	1022 81
Итого	100,0	65,6	5572	2034

1.5 Изменение свойств масляных фракций в процессе переработки

Таблица 18

Изменение свойств масляных фракций в процессе переработки

Процессы переработки масел	фракция 350-4500С	фракция 450-5000С	фракция >5000С
Характеристика исходной фракции	420= 0,8937 50= 13,3 мм2/с 100= 3,78 мм2/с tзаст= 200С S= 1,5%	420= 0,9236 50= 45,6 мм2/с 100= 8,70 мм2/с tзаст= 310С S= 2,2%	420= 0,9788 50= 100= 31,80 мм2/с tзаст= 340С S= 3,5%
Деасфальтизация			420= 0,905 50= 100= 24мм2/с tзаст= 350С S= 2,5%
Селективная очистка	420= 0,850 50= 11,0 мм2/с 100= 3,0 мм2/с tзаст=220С S= 0,7%	420=0,870 50= 100= 6,7 мм2/с tзаст= 330С S= 1,0%	420= 0,870 50= 100= 19 мм2/с tзаст= 370С S= 1,4%
Депарафинизация	420= 0,870 50= 12,5 мм2/с 100= tзаст= -200С S= 0,9%	420= 0,890 50= 100= 7,4 мм2/с tзаст= -220С S= 1,2%	420= 0,880 50= 100= 20 мм2/с tзаст= -210С S= 1,5%
Гидроочистка	420= 0,870 50= 12,5 мм2/с 100= tзаст= -180С S= 0,3%	420= 0,890 50= 100= 7,4 мм2/с tзаст= -200С S= 0,4%	420= 0,880 50= 100= 20 мм2/с tзаст= -190С S= 0,7%

2. Разработка технологической схемы депарафинизация масел

2.1 Теоретические основы процесса

Назначение процесса.

Процессы депарафинизации предназначены для получения масел с требуемыми температурой застывания и низкотемпературными свойствами путем удаления из сырья наиболее высокоплавких (в основном парафиновых) углеводородов. Применяются процессы обычной депарафинизации -- для получения масел с температурой застывания от --10 до --15 °С (за рубежом от 0 до --18 °С), и глубокой (низкотемпературной) депарафинизации -- для получения масел с температурой застывания --30 °С и ниже.

Физико-химические основы процесса.

Процесс основан на разной растворимости твердых и жидких углеводородов в некоторых растворителях при низких температурах и может применяться для масляного сырья любого фракционного состава. Твердые углеводороды масляных фракций ограниченно растворяются в полярных и неполярных растворителях. Растворимость таких углеводородов подчиняется общей теории растворимости твердых веществ в жидкостях и характеризуется следующими положениями:

- растворимость твердых углеводородов уменьшается с увеличением плотности и температур выкипания фракций;

- для фракций, выкипающих в одном и том же температурном интервале, растворимость твердых углеводородов одного гомологического ряда уменьшается с увеличением их молекулярной массы;

- растворимость твердых углеводородов увеличивается с повышением температуры.

Растворимость углеводородов в полярных растворителях зависит от способности их молекул поляризоваться, что связано со структурными особенностями молекул углеводородов. Вследствие малой поляризуемости молекул твердых углеводородов индуцированные дипольные моменты этих соединений невелики, поэтому растворение твердых углеводородов в полярных растворителях происходит в основном под действием дисперсионных сил. Растворимость остальных компонентов масляных фракций является результатом индукционного и ориентационного взаимодействий, причем действие полярных сил настолько велико, что даже при низких температурах эти компоненты остаются в растворенном состоянии. При понижении температуры влияние дисперсионных сил постепенно ослабевает, в то время как влияние полярных сил усиливается; в результате при достаточно низких температурах твердые углеводороды выделяются из раствора и благодаря наличию длинных парафиновых цепей сближаются с образованием кристаллов.

Растворитель, применяемый в процессе депарафинизации, должен отвечать следующим требованиям:

- при температуре процесса растворять жидкие и не растворять твердые углеводороды сырья;

- обеспечивать минимальную разность между температурами депарафинизации (конечного охлаждения) и застывания депарафинированного масла и способствовать образованию крупных кристаллов твердых углеводородов. Упомянутая разность температур называется температурным эффектом депарафинизации (ТЭД);

- иметь не слишком высокую и не слишком низкую температуру кипения, так как высокая температура кипения приводит к повышению энергетических затрат и способствует окислению углеводородов при регенерации растворителя, низкая - вызывает необходимость проведения процесса при повышенном давлении;

- иметь низкую температуру застывания, чтобы не кристаллизоваться при температуре депарафинизации и не забивать фильтровальную ткань;

- быть коррозионно-неагрессивным;

- быть доступным, по возможности дешевым и приемлемым с точки зрения санитарных норм.

Для депарафинизации используются как полярные, так и неполярные растворители: кетоны, хлорорганические соединения, сжиженный пропан, легкая фракция бензина - нафта). Наиболее распространен процесс депарафинизации с использованием полярных растворителей - низкомолекулярных кетонов.

Эффективность и экономичность депарфинизации зависят от скорости фильтрования суспензий; последняя в крнечном итоге определяется структурой кристаллов твердых углеводородов, образующихся в процессе охлаждения сырья с растворителем, так как от их размеров зависят полнота и скорость отделения твердой фазы от жидкой.

Кристаллизация твердых углеводородов начинается с выделения из пересыщенного раствора зародышей кристаллов. При дальнейшем охлаждении раствора кристаллизация протекает на уже образовавшихся центрах кристаллизации. Для получения в процессе кристаллизации крупных кристаллов необходимо, чтобы число зародышей, образующихся в начальной стадии охлаждения, было невелико, так как дальнейшая кристаллизация происходит на этих центрах. При большом числе зародышей образуется мелкокристаллическая структура.

2.2 Описание технологической схемы

На установке депарафинизации с двухступенчатым фильтрованием получают масла с низкой температурой застывания - депарафинированное масло, а на второй ступени дополнительно извлекают масло из гача или петролатума (побочный продукт). Сырьем установки служат рафинаты селективной очистки; целевой продукт - депарафинированное масло.

Основные отделения установки:

- отделение кристаллизации;

- отделение фильтрования;

- отделение регенерации растворителя из раствора депарафинированного масла и растворов гача или петролатума.

Сырье - рафинат - насосом Н1 подается через пароподогреватель Т1 (Приложение 2), где нагревается до температуры 70-800С. Затем через водяной холодильник Х1, где охлаждается до температуры 40-500С, подается в регенеративные кристаллизаторы КР1-4, где охлаждается фильтратом, полученным в ступени фильтрования. Число кристаллизаторов зависит от пропускной способности установки. Сырье разбавляется холодным растворителем в трех точках: на выходе его из кристаллизаторов КР1, КР2 и КР3. Растворитель подается насосами из приемников сухого и влажного растворителей. Из регенеративных кристаллизаторов раствор сырья с температурой 0-50С поступает в аммиачные кристаллизаторы КА5-8, где за счет испарения хладагента (аммиак), поступающего из соответствующего приемника, охлаждается до температуры фильтрования. Охлажденная суспензия твердых углеводородов в растворе масла поступает в приемник Е1, а оттуда самотеком в вакуумные фильтры ВФ1 ступени . Уровень суспензии в вакуумных фильтрах регулируется регулятором уровня, который вязан с линией ее подачи. Фильтрат ступени (раствор депарафинированного масла) собирается в вакуум-приемнике Е5, откуда насосом Н3 подается противотоком к раствору сырья через регенеративные кристаллизаторы, а затем через теплообменник Т2 для охлаждения влажного растворителя и направляется в секцию регенерации растворителя. Осадок промывается холодным растворителем, предварительно охлажденным кристаллизаторе КА9.

Осадок, снятый с фильтров ступени, разбавляется растворителем, и полученная суспензия собирается в сборнике Е2. Отсюда суспензия насосом Н2 подается в приемник Е3 для снабжения вакуумных фильтров ВФ2 ступени . Фильтрат ступени поступает в вакуум-приемник Е6, откуда насосом Н4 через кристаллизатор КА8 подается на конечное разбавление охлажденной суспензии, выходящей и кристаллизатора КА7. Осадок с фильтров ступени разбавляется растворителем и собирает в сборнике Е4; далее суспензия направляется в отделение регенерации растворителя.

Все аппараты блока фильтрации работают в среде инертного газа.

Температуры фильтрования для потоков следующие, 0С:

1 дистиллятный рафинат

первая ступень -27

вторая ступень -10

2 дистиллятный рафинат

первая ступень -26

вторая ступень -10

остаточный рафинат

первая ступень -25

вторая ступень -10

2.3 Описание основных аппаратов

Кристаллизатор типа «труба в трубе» (Приложение 3) широко распространен на установках депарафинизации масел. Кристаллизатор предназначен для получения и роста кристаллов, поэтому в аппарате должен быть обеспечен оптимальный тепловой и гидродинамический режим. Температурный напор, скорость движения и продолжительность пребывания охлаждаемого продукта в кристаллизаторе выбирают с таким расчетом, чтобы обеспечить в аппарате оптимальную скорость охлаждения продукта, необходимую для роста его кристаллов.

В кристаллизаторах по внутренней трубе движется охлаждаемый раствор масла, из которого выкристаллизовываются парафиновые углеводороды, а по кольцевому пространству - охлаждающая среда: для регенеративных кристаллизаторов это холодный раствор депарафинированного масла, для собственно кристаллизаторов - специальный агент (аммиак, пропан и др.).

Во избежания отложений парафина на внутренней поверхности трубы кристаллизаторы снабжены вращающимся валом со скребками, удаляющими парафин. Это необходимо, чтобы повысить эффект теплообмена, значительно ухудшающийся вследствии низкого коэффициента теплопроводности слоя парафина.

Вал со скребками приводится во вращение от электродвигателя при помощи системы зубчатых колес, связанных цепной передачей.

Барабанный вакуум-фильтр является одним из основных аппаратов установки депарафинизации масел (Приложение 4).

Фильтрующая поверхность (Приложение 4а) размещена на горизонтальном барабане 3, который медленно вращается на двух цапфах от привода 1. На боковой поверхности барабана крепится металлическая сетка и фильтровальная ткань 4, обмотанная проволокой в направлении по спирали. Изнутри по образующим фильтрующая поверхность разделена продольными перегородками на отдельные секции. Число секций 12. Каждая из секций соединена отводными трубками 5 с вращающимся диском 7, укрепленным на цапфе. Число отверстий в диске равно числу секций барабана. К диску прижата пружинами неподвижная распределительная головка со сменным диском 8. Распределительная головка разделена на три камеры, соответствующие основным стадиям процесса: фильтрации, промывке, продувке. Каждая камера имеет штуцер и через кольцевую прорезь в сменном диске 8 распределительной головки сообщается с соответствующим участком фильтрующей поверхности. Нижняя часть барабана погружена в суспензию, которая подается в корыто. Угол, соответствующий погруженной в суспензию фильтрующей поверхности, составляет 120-1500С. Над барабаном установлен коллектор 6 для подачи промывной жидкости. Сбоку размещен нож для срезания осадка и шнек для удаления осадка из фильтра.

Барабанный вакуум-фильтр работает следующим образом: каждая секция барабана при его вращении погружается в суспензию (Приложение 4б). При этом через отводную трубку, отверстия в диске цапфы (Приложение 4в) и окно 2 в диске распределительной головки секция сообщается с источником вакуума.

Фильтрование происходит под влиянием разности давлений в корпусе фильтра и во внутренней части секций. На процесс фильтрования затрачивается время, в течении которого данная секция погружена в суспензию, а соединительное с ней отверстие в диске цапфы скользит вдоль окна 2 диска распределительной головки. При повороте секции вместе с барабаном против часовой стрелки на ее поверхности образуется слой осадка. Фильтрат через отводную трубку и распределительную головку отводится в сборник фильтрата. Когда секция выходит из слоя суспензии, она еще соединена с окном 2 и вакуум под фильтровальной перегородкой сохраняется, а осадок сушится потоком газа, который просасывается из корпуса фильтра через осадок. При дальнейшем вращении барабана секция соединяется с более коротким окном 4 (Приложение 4в). При этом секция оказывается под вакуумом, который поддерживается в сборнике для промывной жидкости. Разбрызгиваемая из коллектора промывная жидкость проходит через осадок, вытесняя находящийся там фильтрат, затем осадок вновь просушивается проходящим для подвода газа отдувки под избыточным давлением. Осадок отделяется от поверхности барабана и снимается ножом. После всех этих операций, пройдя мертвую зону, данная секция вновь перемещается в зону фильтрации.

Таким образом, в каждый момент времени около трети всех секций барабана соответственно углу (Приложение 4б) фильтруют, на нескольких секциях осадок подсушивают (угол ), промывают (угол ), вновь подсушивают (угол ), а в одной-двух секциях находится в состоянии отдувки (угол ) и в мертвой зоне (угол ). В каждой отдельной секции фильтрование протекает периодически, в целом же фильтр дает фильтрат непрерывно.

В тех случаях, когда фильтрат и промывная жидкость отличаются высокой летучестью и при смешении с воздухом могут образовывать взрывчатую смесь, вращающийся барабан устанавливают в герметичном корпусе, заполненном инертном газом под небольшим давлением; газ циркулирует в замкнутой системе, что позволяет улавливать летучую жидкость (растворитель) и сократить ее потери.

2.4 Расчет отделения регенеративных кристаллизаторов

2.4.1 Материальный и тепловой балансы отделения кристаллизации

Таблица 19. Материальный баланс отделения кристаллизации

Наименование потока	% на сырье	Состав р-ра, %мас	кг/ч
Приход рафинат растворитель	100,0 300,0	25,0 75,0	54847 164542
Итого Расход раствор рафината рафинат растворитель	400,0 400,0 100,0 300,0	100,0 100,0 25,0 75,0	219389 219390 54847 164542
Итого	400,0	100,0	219389

Таблица 20

Тепловой баланс отделения регенеративных кристаллизаторов

Наименование потока	кг/ч	Плотность, кг/ч	Температура, 0С	Энтальпия, кДж/кг	Количество тепла, кДж/ч
Охлаждающийся агент раствор рафината рафинат растворитель раствор рафината рафинат растворитель тепло кристаллизации	219389 54847 164542 219389 54847 164542 2986	850 850	30 30 30 0 0 0	57,80 57,06 58,05 0,13 0,51 0 200,00	12681041 3129378 9551663 28218 28218 0 586820
Всего воспринято тепла					13249938
Итого с учетом КПД Нагревающийся агент фильтрат деп масло растворитель фильтрат деп масло растворитель	268564 48266 220298 268564 48266 220298	870 870	-25 -25 -25 3 3 3	-45,83 -43,57 -46,50 4,52 4,50 3,94	13520345 -12307150 -2102918 -10243877 1213195 217196 867976
Итого					13520345

2.4.2 Расчет регенеративных кристаллизаторов кристаллизационного отделения.

1. Линейная скорость раствора сырья.

Линейная скорость раствора сырья в кристаллизаторах определяется по формуле

,

где W - скорость раствора, м/с;

Vр-ра - объем раствора, м3/ч;

S - площадь поперечного сечения внутренней трубы кристаллизатора, м2.

Линейная скорость раствора сырья в кристаллизаторе не должна превышать 1,0 м/с.

Объем раствора рафината складывается из объемов растворителя и рафината.

[м3/ч]

[м3/ч]

[м3/ч]

Характеристика кристаллизатора:

- диаметр внутренней трубы, м 0,168

- диаметр внешней трубы, м 0,219

- число труб в кристаллизаторе 10

- длина труб, м 12