Разделение нефтей, природных и технологических газов на фракции. Разделение на фракции нефти


Разделение нефтей, природных и технологических газов на фракции

Фракционирование нефти на установке АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка)

АВТ – это система ректификационных и отпарных колонн, из них две основные, 1 работает при давлении, близком к атмосферному, а вторая - под вакуумом.

Рис. 2.2. Схема установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти: 1, 2, 13,16, 22-теплообменники; 3-отбензинивающая колонна; 4, 7, 16, 23-холодильники-конденсаторы; 5, 15, 21-воздушные холодильники; 6, 8, 17, 24-рефлюксные емкости; 9, 19-печи нагрева сырья; 10-атмосферная колонна; 11, 12-отпарные колонны; 14-стабилизатор; 20-вакуумная ко­лонна; 25-пароэжекторный насос; 26-29-холодильники-рекуператоры; I-нефть; П-гудрон; III- сброс воды в канализацию; IV- газ на ГФУ; V-пар водяной; VI- газы эжекции на утилизацию; VII- головная фракция стабилизации на ГФУ; VIII-дизельная фракция; ГХ-бензин; Х-керосин; Х1-вакуум-дистиллят

Нефть проходит теплообменники 1 и 2 где подогревается за счет тепла отходящих продуктов, после чего поступает в отбензинивающую колонну 3. В колонне 3 из нефти выделяется легкая бензиновая фракция, которая охла­ждается в воздушном холодильнике 5, конденсируется в холодильнике-конденсаторе 4 и собирается в рефлюксной емкости 6, откуда подается в ста­билизатор 14. В емкости 6 выделяется также газ, направляемый на компри-мирование.

Полуотбензиненная нефть с низа колонны 3 направляется через труб­чатую печь 9 в атмосферную колонну 10. Часть потока полуотбензиненной нефти возвращается в отбензинивающую колонну 3, сообщая дополнитель­ное количество тепла, необходимое для ректификации. В колонне 10 нефть Разделяется на несколько фракций. С верха колонны 10 в паровой фазе ухо-Дит тяжелый бензин, который конденсируется в холодильнике-конденсаторе 7, а затем поступает в стабилизатор 14. В качестве боковых погонов из ко­лонны 10 выводятся керосиновая и дизельная фракции, которые первона­чально подаются в секции отпарных колонн 11 и 12, в которых из боковых погонов в присутствии водяного пара удаляются легкие фракции. Затем ке­росиновая и дизельная фракции выводятся с установки. С низа колонны 10 выходит мазут, который через печь 19 подается в колонну вакуумной пере­гонки 20, где разделяется на вакуумные дистилляты и гудрон. С верха колон­ны 20 с помощью пароэжекторного насоса 25 отсасываются водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов (ди­зельная фракция). Вакуумный дистиллят и гудрон через теплообменники по­догрева нефти 1,2 и концевой холодильник 29 уходят с установки.

Для снижения температуры в кубе и более полного извлечения дистил-лятных фракций в колонны 10 и 20 подается водяной пар. Избыточное тепло в 10 и 20 снимается циркулирующими орошениями.

В стабилизаторе 14 получают с верха «головку стабилизации» - сжи­женный углеводородный газ, а с низа - стабильный бензин, не содержащий углеводородов С3 – C4.

 

Состав и применение получаемых на АВТ фракций углеводородов

Фракции Число атомов углерода Основные классы УВ Основное применение фракции в ЛНОС (без учета гидроочистки)
УВГ С1-С4 Линейные н-алканы. Топочные газы, смесь С3-С4 - топливо, С4 - сырье для изомеризации и алкилирования
БФ С5-С10 Линейные н-алканы, низшие нафтены (циклопентаны, циклогексаны), низшие гомологи бензола. Сырье для риформинга и изомеризации. Компонент бензина (прямогонный бензин с низким ОЧ).
Керосин С10-С15 Линейные н-алканы, алкилнафтены, алкилнафталины алкилбензолы Компонент авиатоплива. Растворители (уайт-спириты и др.).
ДТ С15-С20 Полициклические нафтены и арены, н-алканы Основа дизтоплива.
Мазут С20 и выше   Котельное топливо. Сырье для гидрокрекинга, висбрекинга, коксования, получения синтез-газа
Вакуумные погоны (4) С20-С35 Высшие изо- и н-алканы, полициклические алкилнафтены и алкиларены, Сырье для дистиллятных масел (после очистки). Сырье для каткрекинга, гидрокрекинга, получения сажи.
Гудрон С36 и выше Церезины, высшие н- и изоалканы, полициклические алкилнафтены и алкиларены смолы, асфальтены Сырье для остаточных масел (после очистки деасфальтизацией). Сырье для висбрекинга, гидрокрекинга, коксования, получения битумов.

 

Углеводороды С1-С4 – газообразные при нормальных условиях, С5-С16 – жидкие, С17 и выше – твердые.Это влияет и на переработку, и на способы выделения, и на применение.

Кроме того, на свойства углеводородов влияет их строение. Это важно для свойств бензинов, дизтоплив, масел, на свойства фракций как сырья для разных процессов.

Процессы термической переработки нефтяных фракций.

Разделение нефтей, природных и технологических газов на фракции

Основное фракции газов и нефтей, идущие на вторичную переработку (в основном, после очистки и первичного фракционирования природного газа и нефти):

-метан (природный газ с низким содержанием других УВ)

- газовые фракции (индивидуальные УВ или их фракции), полученные из природных или технологических газов на ГФУ (газофракционирующих установках), установках АВТ, каталитического крекинга и др.

- ШФЛУ – широкая фракция легких УВ – в основном С2-С6 (получена из попутных газов, газоконденсатов или на ГФУ)

- нефтяные фракции и тяжелые нефтяные остатки: при разгонке на атмосферной колонне получают бензин, керосин или растворители типа уайт-спирита – если их не выделяют, то эта фракция распределяется между бензиновой и дизтопливной, дизельной топливо (солярка), мазут (кубовый остаток). При последующей вакуумной разгонке мазута получают набор вакуумных дистиллятов, в кубе остаются гудрон или полугудрон (содержит часть тяжелых масляных фракций), при деасфальтизации гудронов из них выделяют остаточные масляные фракции и асфальтизат.

Для разделения газов применяются абсорбционно-ректификационный и конденсационно-ректификационный методы. Первый вариант осуществляется на установках АГФУ (абсорбционное газофракционирование). Он основан на отличиях в растворимости низших газообразных углеводородов в жидких углеводородах или их фракциях (подбор температуры и давления позволяет усилить эти отличия). Этот метод дешевле, но он не позволяет четко разделить все компоненты углеводородных газов, т.к. невозможно подобрать абсорбент со 100 %-ной селективностью растворения близких по свойствам «соседей» в гомологическом ряду углеводородов. Схема АГФУ – см. лекцию по разделению газовых продуктов каткрекинга.

Технологическая схема ЦГФУ. Газофракционирующие установки, на которых используют конденса-ционно-ректификационные методы выделения отдельных углеводородных фракций и получают в качестве товарных продуктов пропановую, изобутано-вую, н-бутановую фракции и фракцию С, и выше, эксплуатируются для раз­деления сжиженных газов на многих НПЗ и ГПЗ. По принятой в России ус­ловной терминологии крупные ГФУ, в составе которых имеется полный на­бор колонн для выделения углеводородных фракций Сз, изо-С), н-Сь изо-Се, и н-С6, носят название центральных газофракционирующих установок

(ЦГФУ). ГФУ могут быть запроектированы по двум принципиально разным схемам: с нисходящим или восходящим режимом давления.

По схеме с нисходящим режимом давления первой по пути сырья яв­ляется отановая колонна, с верха которой отделяется этановая фракция. Ку­бовый продукт этой колонны поступает во вторую колонну, с верха которой отбирается пропановая фракция, и так далее. Наивысшее давление поддер­живается в первой колонне (3,0-3,5 МПа), затем оно снижается и в пропано-вой колонне равно 1,3-1,6 МПа, а в бутановой колонне 0,5-0,7 МПа. Схема с восходящим режимом давления предусматривает в первой ко­лонне разделение сырьевого потока на этан-бутановую фракцию (сверху) и стабильный газовый бензин (снизу). Верхний продукт первой колонны по-

ступает во вторую колонну, где сверху отгоняется пропан-.этановая фракция, а снизу - бутановая. В третьей колонне пропан-этановая фракция разделяется на этановую и пропановую фракции.

Схема с нисходящим режимом давления требует меньшего числа насо­сов, так как кубовый продукт самотеком переходит из колонны в колонну. Если же в поступающем сырье содержится немного пропана и бутана, то экономические преимущества оказываются на стороне схемы с восходящим режимом давления. В промышленной практике используют комбинации двух схем. Выбор схемы ГФУ определяется составом сырья и технико-экономическими показателями различных вариантов схем.

На рис. показана схема промышленной центральной газофракцио-нирующей установки (ЦГФУ) – с нисходящим давлением

Промышленная центральная газофракнионирующая установ­ка (ЦГФУ): 1-пропановая колонна; 2-холодильники-конденсаторы; 3-емкости; 4- насосы; 5-кипятильники; 6-этановая колонна; 7-бутановая колонна: 8-изобутановые колонны; 9-петановая колонна; 10-изопента-новые колонны; I-сырье; П-этан-пропановая фракция; Ш-этановая фракция; IV-пропановая фракция; V-бутан-гексановая фракция; VI-бу-тановая фракция: VIl-пентан-гексановая фракция; VIII-изобутановая фракция: IX-н-бутан; Х-пентановая фракция; XI-гексановая фракция; XII-изопентановая фракция; ХШ-н-пентан

 

Сырье - смесь углеводородов С2 и выше, поступает в пропановую колонну 1

С верха колонны 1 отбирается пропан-зтановя фракция, которая разделяется

в колонне 6 на этановую (сверху) и товарную пропановую (снизу). Из куба колонны 1 бутан гексановая фракция поступает на питание бутановой колонны 7. С верха колонны 7 отбираертся суммарная бутановая фракция, а сниза- пентан гексановая. В следующих колоннах 8 (их две) происходит разделение бутановой фракции на изобутановую (сверху) и фракцию н- бутана (снизу), являющиеся товарными продуктами.

Пентан-гексановая фракция в колонне 9делится на пентановую (сверху) и гексановую (снизу). Последняя выводится как товарная. Суммарная пентановая фракция разделяется в колоннах 10 на изорпентановую фракцию и фракцию н-пентана.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

Разделение - нефтяная фракция - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Разделение - нефтяная фракция

Cтраница 1

Разделение нефтяных фракций на группы компонентов по химическому строению, выделение из продуктов нефтепереработки - аренов, алкснов, алкадиенов и алкинов ректификацией, как правило, малоэффективно и часто практически невозможна из-за близких температур кипения компонентов и образования азеотропов. Например, бензол образует азеотропы с циклогск-саном, циклогексеном, мстилциклопентаном, алканами С.  [1]

Разделение нефтяных фракций ло типу молекул, выделение из продуктов нефтепереработки аренов, алкинов и алкадиенов обычной ректификацией, как правило, малоэффективно и часто практически невозможно из-за близких температур кипения компонентов и образования азеотропов. Например, бензол образует азео-тропы с циклогексаном и циклогексеном, метилциклопснтаном и изогептанами. При разделении подобных углеводородных смесей широкое применение находят экстракция, абсорбция, экстрактивная и азеотропная ректификация. Общим для всех этих процессов является использование селективных растворителей, взаимо - - действующих с разделяемыми углеводородами с различной энергией.  [2]

Для разделения нефтяных фракций на группы соединений в качестве адсорбентов используются силикагель, активная окись алюминия, активные угли.  [3]

Для разделения нефтяных фракций было описано много методов, различие между которыми заключается только в применяемых растворителях и температурных условиях. Этот метод имеет целью количественное определение нормальных парафинов в нефтяных фракциях, но благодаря хорошо намеченному выбору растворителей и температурных условий он дает также ряд других фракций, а, именно промежуточную нафтеново-изопарафиновую фракцию, нафтеновую фракцию, ароматиче-ско-нафтеновую промежуточную фракцию и ароматическую фракцию. Если операции проводить в том порядке, как указано в прописи, то компоненты, удаление которых обычно наиболее затруднительно, вызывают меньше всего забот.  [4]

Для разделения нефтяных фракций было описано много методов, различие между которыми заключается только в применяемых растворителях и температурных условиях. Этот метод имеет целью количественное определение нормальных парафинов в нефтяных фракциях, но благодаря хорошо намеченному выбору растворителей и температурных условий он дает также ряд других фракций, а именно промежуточную нафтеново-изопарафиновую фракцию, нафтеновую фракцию, ароматиче-ско-нафтеновую промежуточную фракцию и ароматическую фракцию. Если операции проводить в том порядке, как указано в прописи, то компоненты, удаление которых обычно наиболее затруднительно, вызывают меньше всего забот.  [5]

Процесс разделения нефтяных фракций на компоненты, входящие в их состав, путем обработки жидким растворителем называется экстракцией. Благодаря указанному свойству селективных растворителей при экстракции масляного сырья получаются две жидкие фазы. Одна фаза состоит из масла и определенного количества растворителя, другая - из растворителя, содержащего нежелательные компоненты масла.  [6]

Методика разделения нефтяных фракций на группы угле водородов с помощью адсорбентов основана на открытом и разработанном М. С. Цветом в 1903 г. хроматографическом адсорбционном анализе.  [7]

При разделении нефтяных фракций на силикагале не удается отделить ароматические соединения от сернистых. Сернистые соединения удаляются переводом их в кислородные с последующим отделением их на сили-кагеле. Адсорбция кислородсодержащих соединений на силикагеле объясняется тем, что соединения, содержащие кислород, имеют более высокое значение диэлектрической постоянной, чем соответствующие им по строению сернистые соединения.  [8]

Разработана методика разделения нефтяных фракций, выкипающих в интервале температур 60 - 300 С, и искусственных смесей углеводородов, содержащих - моно - и бициклические нафтены различной структуры, с применением реакции ком-плексообразования с тиомочевинои.  [9]

Процессы очистки и разделения нефтяных фракций с применением избирательных растворителей широко распространены. В зависимости от химической природы эти растворители растворяют одни и не растворяют другие компоненты очищаемого или разделяемого сырья. При очистке избирательными растворителями из очищаемого сырья удаляются следующие компоненты: асфальтены, смолы, полициклические ароматические и нафтено-ароматические углеводороды с короткими боковыми цепями, непредельные углеводороды, серо - и азотсодержащие соединения, твердые парафиновые углеводороды.  [10]

Оптимальные условия для разделения нефтяных фракций в каждом конкретном случае устанавливаются опытным путем.  [11]

В качестве растворителей для разделения нефтяных фракций были предложены впервые спирты: этиловый и изоамиловый.  [12]

Иногда для повышения степени разделения нефтяных фракций перегонку часто осуществляют, обогащая полученный дистиллят дополнительно путем дефлегмации, при к-рой его снова испаряют, частично конденсируют высококипящие компоненты, возвращая их в виде флегмы в кипящую нефть, и обогащают таким образом низкокипящими компонентами.  [14]

Возможность извлечения к-парафинов при разделении нефтяных фракций широко используется в промышленности при получении сырья для нефтехимического и биосинтеза. Разделению на молекулярных ситах подвергают керосиновые и газойлевые фракции в паровой и жидкой фазах.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Разделение нефтей, природных и технологических газов на фракции

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 4Следующая ⇒

Основное фракции газов и нефтей, идущие на вторичную переработку (в основном, после очистки и первичного фракционирования природного газа и нефти):

-метан (природный газ с низким содержанием других УВ)

- газовые фракции (индивидуальные УВ или их фракции), полученные из природных или технологических газов на ГФУ (газофракционирующих установках), установках АВТ, каталитического крекинга и др.

- ШФЛУ – широкая фракция легких УВ – в основном С3-С5 (получена из попутных газов или на ГФУ)

- нефтяные фракции и тяжелые нефтяные остатки: при разгонке на атмосферной колонне получают бензин, керосин или растворители типа уайт-спирита – если их не выделяют, то эта фракция распределяется между бензиновой и дизтопливной, дизельной топливо (солярка), мазут (кубовый остаток). При последующей вакуумной разгонке мазута получают набор вакуумных дистиллятов, в кубе остаются гудрон или полугудрон (содержит часть тяжелых масляных фракций), при деасфальтизации гудронов из них выделяют остаточные масляные фракции и асфальтизат.

Для разделения газов применяются абсорбционно-ректификационный и конденсационно-ректификационный методы. Первый вариант осуществляется на установках АГФУ (абсорбционное газофракционирование). Он основан на отличиях в растворимости низших газообразных углеводородов в жидких углеводородах или их фракциях (подбор температуры и давления позволяет усилить эти отличия). Этот метод дешевле, но он не позволяет четко разделить все компоненты углеводородных газов, т.к. невозможно подобрать абсорбент со 100 %-ной селективностью растворения близких по свойствам «соседей» в гомологическом ряду углеводородов. Схема АГФУ – см. лекцию по разделению газовых продуктов каткрекинга.

Технологическая схема ЦГФУ. Газофракционирующие установки, на которых используют конденса-ционно-ректификационные методы выделения отдельных углеводородных фракций и получают в качестве товарных продуктов пропановую, изобутано-вую, н-бутановую фракции и фракцию С, и выше, эксплуатируются для раз­деления сжиженных газов на многих НПЗ и ГПЗ. По принятой в России ус­ловной терминологии крупные ГФУ, в составе которых имеется полный на­бор колонн для выделения углеводородных фракций Сз, изо-С), н-Сь изо-Се, и н-С6, носят название центральных газофракционирующих установок

(ЦГФУ). ГФУ могут быть запроектированы по двум принципиально разным схемам: с нисходящим или восходящим режимом давления.

По схеме с нисходящим режимом давления первой по пути сырья яв­ляется отановая колонна, с верха которой отделяется этановая фракция. Ку­бовый продукт этой колонны поступает во вторую колонну, с верха которой отбирается пропановая фракция, и так далее. Наивысшее давление поддер­живается в первой колонне (3,0-3,5 МПа), затем оно снижается и в пропано-вой колонне равно 1,3-1,6 МПа, а в бутановой колонне 0,5-0,7 МПа. Схема с восходящим режимом давления предусматривает в первой ко­лонне разделение сырьевого потока на этан-бутановую фракцию (сверху) и стабильный газовый бензин (снизу). Верхний продукт первой колонны по-

ступает во вторую колонну, где сверху отгоняется пропан-.этановая фракция, а снизу - бутановая. В третьей колонне пропан-этановая фракция разделяется на этановую и пропановую фракции.

Схема с нисходящим режимом давления требует меньшего числа насо­сов, так как кубовый продукт самотеком переходит из колонны в колонну. Если же в поступающем сырье содержится немного пропана и бутана, то экономические преимущества оказываются на стороне схемы с восходящим режимом давления. В промышленной практике используют комбинации двух схем. Выбор схемы ГФУ определяется составом сырья и технико-экономическими показателями различных вариантов схем.

На рис. показана схема промышленной центральной газофракцио-нирующей установки (ЦГФУ) – с нисходящим давлением

Промышленная центральная газофракнионирующая установ­ка (ЦГФУ): 1-пропановая колонна; 2-холодильники-конденсаторы; 3-емкости; 4- насосы; 5-кипятильники; 6-этановая колонна; 7-бутановая колонна: 8-изобутановые колонны; 9-петановая колонна; 10-изопента-новые колонны; I-сырье; П-этан-пропановая фракция; Ш-этановая фракция; IV-пропановая фракция; V-бутан-гексановая фракция; VI-бу-тановая фракция: VIl-пентан-гексановая фракция; VIII-изобутановая фракция: IX-н-бутан; Х-пентановая фракция; XI-гексановая фракция; XII-изопентановая фракция; ХШ-н-пентан

 

Сырье - смесь углеводородов С2 и выше, поступает в пропановую колонну 1

С верха колонны 1 отбирается пропан-зтановя фракция, которая разделяется

в колонне 6 на этановую (сверху) и товарную пропановую (снизу). Из куба колонны 1 бутан гексановая фракция поступает на питание бутановой колонны 7. С верха колонны 7 отбираертся суммарная бутановая фракция, а сниза- пентан гексановая. В следующих колоннах 8 (их две) происходит разделение бутановой фракции на изобутановую (сверху) и фракцию н- бутана (снизу), являющиеся товарными продуктами.

Пентан-гексановая фракция в колонне 9делится на пентановую (сверху) и гексановую (снизу). Последняя выводится как товарная. Суммарная пентановая фракция разделяется в колоннах 10 на изорпентановую фракцию и фракцию н-пентана.

Фракционирование нефти на установке АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка)

АВТ – это система ректификационных и отпарных колонн, из них две основные, 1 работает при давлении, близком к атмосферному, а вторая - под вакуумом.

Рис. 2.2. Схема установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти: 1, 2, 13,16, 22-теплообменники; 3-отбензинивающая колонна; 4, 7, 16, 23-холодильники-конденсаторы; 5, 15, 21-воздушные холодильники; 6, 8, 17, 24-рефлюксные емкости; 9, 19-печи нагрева сырья; 10-атмосферная колонна; 11, 12-отпарные колонны; 14-стабилизатор; 20-вакуумная ко­лонна; 25-пароэжекторный насос; 26-29-холодильники-рекуператоры; I-нефть; П-гудрон; III- сброс воды в канализацию; IV- газ на ГФУ; V-пар водяной; VI- газы эжекции на утилизацию; VII- головная фракция стабилизации на ГФУ; VIII-дизельная фракция; ГХ-бензин; Х-керосин; Х1-вакуум-дистиллят

Нефть проходит теплообменники 1 и 2 где подогревается за счет тепла отходящих продуктов, после чего поступает в отбензинивающую колонну 3. В колонне 3 из нефти выделяется легкая бензиновая фракция, которая охла­ждается в воздушном холодильнике 5, конденсируется в холодильнике-конденсаторе 4 и собирается в рефлюксной емкости 6, откуда подается в ста­билизатор 14. В емкости 6 выделяется также газ, направляемый на компри-мирование.

Полуотбензиненная нефть с низа колонны 3 направляется через труб­чатую печь 9 в атмосферную колонну 10. Часть потока полуотбензиненной нефти возвращается в отбензинивающую колонну 3, сообщая дополнитель­ное количество тепла, необходимое для ректификации. В колонне 10 нефть Разделяется на несколько фракций. С верха колонны 10 в паровой фазе ухо-Дит тяжелый бензин, который конденсируется в холодильнике-конденсаторе 7, а затем поступает в стабилизатор 14. В качестве боковых погонов из ко­лонны 10 выводятся керосиновая и дизельная фракции, которые первона­чально подаются в секции отпарных колонн 11 и 12, в которых из боковых погонов в присутствии водяного пара удаляются легкие фракции. Затем ке­росиновая и дизельная фракции выводятся с установки. С низа колонны 10 выходит мазут, который через печь 19 подается в колонну вакуумной пере­гонки 20, где разделяется на вакуумные дистилляты и гудрон. С верха колон­ны 20 с помощью пароэжекторного насоса 25 отсасываются водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов (ди­зельная фракция). Вакуумный дистиллят и гудрон через теплообменники по­догрева нефти 1,2 и концевой холодильник 29 уходят с установки.

Для снижения температуры в кубе и более полного извлечения дистил-лятных фракций в колонны 10 и 20 подается водяной пар. Избыточное тепло в 10 и 20 снимается циркулирующими орошениями.

В стабилизаторе 14 получают с верха «головку стабилизации» - сжи­женный углеводородный газ, а с низа - стабильный бензин, не содержащий углеводородов С3 – C4.

 

Читайте также:

lektsia.com

Очистка нефти и разделение фракций

Министерство образования молодёжи и спорта Украины

Одесский национальный политехнический университет

Кафедра

Технологии воды и топлива на ТЭС и АЭС

Курсовая работа

По курсу: ”Теория горения органического топлива ”

Вариант 1

Выполнил:

Студент группы ТЕ-1003 Баранов Анатолий

Проверила доц.каф.ТВТ:

Дорож О.А.

Одесса 2012

Мета́н — простейший углеводород , бесцветный газ (в нормальных условиях) без запаха], химическая формула — Ch5. Малорастворим в воде, легче воздуха.

Метан — первый член гомологического ряда насыщенных углеводородов (алканов), наиболее устойчив к химическим воздействиям. Подобно другим алканам вступает в реакции радикального замещения (галогенирования, сульфохлорирования, сульфоокисления, нитрования и др.), но обладает меньшей реакционной способностью

Основной компонент природных (77—99 %), попутных нефтяных (31—90 %), рудничного и болотного газов (отсюда другие названия метана — болотный или рудничный газ). В анаэробных условиях (в болотах, переувлажнённых почвах, рубце жвачных животных) образуется биогенно. Получается также при коксовании каменного угля, гидрировании угля, гидрогенолизе углеводородов в реакциях каталитического риформинга.

Классификация по происхождению:

· абиогенный — образован как результат химических реакций неорганических соединений;

· биогенный — образован как результат химической трансформации органического вещества;

· бактериальный (микробный) — образован в результате жизнедеятельности бактерий;

· термогенный — образован в ходе термохимических процессов.

1. Записать реакцию горения , записать выражение для константы равновесия , рассчитать

(для 1 моль веществ-участников ) тепловой эффект реакции .

Реакция горения Ch5

+Q

К= -константа равновесия

Q=-ΔH

Ентальпия вещества:

ΔН( )= -74,6 кДж/моль

ΔН( )=247,5 кДж/моль

Н( )=-393,5 кДж/моль

ΔН( O)=-285,83 кДж/моль

Q=QCh5+2O2-QCO2+2h3O

Q=-ΔH=1176,53 кДж/моль

ΔН=-1176,53 кДж/моль – реакция экзотермическая ( выделение теплоты )

2.Описать свойства органического топлива , которую применяют в тепловой энергетике

Нефть — природная маслянистая горючая жидкость, состоящая из сложной смеси углеводородов и некоторых других органических соединений. По цвету, нефть бывает красно-коричневого, иногда почти чёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет и даже бесцветная нефть; имеет специфический запах, распространена в осадочных породах Земли

Агрегатное состояние нефти жидкое .

Плотность 0.65-1.05 г/см³

 

Принципиальная схема добычи нефти

В настоящее время используют три основных способа добычи нефти:

  • Фонтанный - жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии.
  • Газолифтный - при этом способе добычи для подъема нефти на поверхность в скважину подают или закачивают с помощью компрессоров сжатый углеводородный газ или воздух.
  • Насосный - подъем жидкости на поверхность осуществляется с помощью спускаемых в скважину насосов.

Скважинная добыча нефти осуществляется или путем природного фонтанирования под давлением энергии пласта, или при помощи использования механизированного способа поднятия жидкости. Как правило, в самом начале разработки нефтяного месторождения действует фонтанный вид добычи, а позднее ввиду уменьшения фонтанирования скважина переводится на газлифтный или эрлифтный способ добычи или глубинонасосный, в котором добыча нефти осуществляется штанговыми, гидропоршневыми или винтовыми насосами.

Способ, называемый газлифтным представляет собой механизм для поднятия капельной жидкости при помощи энергии, которая содержится в сжатом газе, который с ней смешивается. Это технология внесла определенные дополнения в привычный технологический процесс, поскольку при его использовании обязательно наличие компрессорной станции с газосборными трубопроводами и газораспределителями. Весь комплекс, который состоит из нефтяных скважин, трубопровода, различных установок, при помощи которых нефть добывается из недр – все это называют нефтяной промысел. Существует еще одна современная технология добычи нефти в месторождениях, которые разрабатываются при помощи искусственного заводнения - возведение водоснабдительной системы с насосными станциями.

Современная технология добычи нефти

Процесс добычи нефти можно условно разделить на 3 этапа:

1. движение нефти по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин,

2. движение нефти от забоев скважин до их устьев на поверхности - эксплуатация нефтяных скважин,

3. сбор нефти и сопутствующих ей газов и воды на поверхности, их разделение, удаление минеральных солей из нефти, обработка пластовой воды, сбор попутного нефтяного газа.

Перемещение жидкостей и газа в пластах к эксплуатационным скважинам называют процессом разработки нефтяного месторождения. Движение жидкостей и газа в нужном направлении происходит за счет определенной комбинации нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, а также их количества и порядка работы.

Нефтяные скважины

По назначению скважины разделяют на следующие 5 категорий: опорные, параметрические, поисковые, разведочные и добывающие (эксплуатационные). Опорные скважины предназначены для выявления залежей нефти и газа. Параметрические скважины предназначены для изучения глубинного строения горных пород в зонах, где предполагается наличие нефтяных и газовых месторождений.

Очистка нефти и разделение фракций

Первая стадия обработки сырой нефти должна разделить исходную нефть на части, называемые фракциями, согласно молекулярному весу. Сырая нефть нагревается в печи и передается во фракционирующий столб, в котором температура уменьшается с увеличением высоты. Фракции с самым тяжелым молекулярным весом, которые впоследствии станут смазочными веществами, воском, и так далее, могут существовать в форме пара только в более низкой части столба, и выводятся там. Более легкие фракции, которые станут топливом реактивного двигателя, бензином, и так далее, направляются выше вверх по столбу, где они выводятся. Все фракции получают многочисленную и сложную дальнейшую обработку, чтобы направить их в производство желаемых конечных продуктов.

Температура вспышки нефтепродуктов: легковоспламеняющихся бензинов - ниже 28 С, керосинов - 28 - 45 С; горючих нефтепродуктов ( моторное и дизельное топливо, мазуты) 45 - 120 С для мазута, от 130 до 325 С для масла.

Температурасамовоспламенения нефтей и нефтяных газов лежит в пределах 300 - 650 С

Легкая фракция нефти, обычно это бензин высокого качества, с температурой кипения от 50 до 200ºС, состоит преимущественно из парафина и ограниченного количества углеводородов.Средняя фракция нефти, это бензин более низкого качества (температура кипения от 200 до 250 ºС) и газойль (температура кипения от 200 до 350ºС). Газойль в прошлом использовался в качестве сырья для производства нефтепродуктов, а сегодня применяется в основном как дизельное топливо (солярка). К данной фракции также принадлежат сверхлегкие нефтепродукты, используемые для отопления.Тяжелая фракция нефти (температура кипения свыше 350ºС) используется в основном как смазочный материал, а также в качестве топлива на тепловых электростанциях

Применение мазутаВ котельных установках самым распространенным видом мазута является мазут марки М-100. Хранение мазута производят в специальных резервуарах различных объёмов в зависимости от мощности котельной. Перед подачей мазута в котельную его разогревают, обычно при помощи пара. Перекачивание мазута происходит при помощи специальных мазутных насосов. Сжигание мазута в котлах производится при помощи форсунок, которые распыляют его в топочную камеру. Необходимо максимально распылить мазут, чтобы механический и химический недожог был минимальным.Однако из – за дороговизны мазута его использование стараются ограничить. Поэтому на ТЭЦ и ГрЭС мазут в основном используется для пиковых нагрузок котлов, когда необходимо оперативно достичь высоких температур теплоносителя за короткий промежуток времени.Если котельная рассчитана только на применение мазута, то его стараются максимально экономить.

3.Описать метод приготовления органического топлива брикетирование , привести преимущества и недостатки этого метода

Сущность: способ включает механическое воздействие на сырье с постепенным увеличением нагрузки и объемным его сжатием. Причем при механическом воздействии сырье перетирают до получения вязкопластичного состояния. Установка включает загрузочный бункер, цилиндроконический корпус, шнековый вал с транспортирующими и выдавливающими лопастями и имеет продольные выступы, выполненные вдоль корпуса на его внутренней поверхности, и ряд фильер, каждая из которых закреплена в корпусе на расстоянии одна от другой, при этом через центральные отверстия последних пропущен шнековый вал. Технический результат - увеличение степени пластичности и прочности топлива независимо от исходного сырья без каких-либо отвердителей и добавок и увеличение производительности установки

На фиг.1 представлен общий вид установки для окускования топлива органического происхождения, с помощью которой реализуется заявленный способ.

На фиг.2 - установка для окускования топлива органического происхождения (вид сверху).

На фиг.1, 2: Установка включает загрузочный бункер 2 и закрепленный на раме 1 двигатель 3 с редуктором 4 и цилиндроконический корпус, который имеет цилиндрическую 5 и коническую 6 части.

В цилиндроконическом корпусе установлен соосно и жестко закреплен ряд фильер 10 на расстоянии одна от одной. Фильеры 10 могут быть установлены последовательно с уменьшением расстояния одна от одной в направлении последней фильеры 10 конической части 6 корпуса. Через центральные отверстия фильер 10 пропущен с зазором шнековый вал 7. Транспортирующие лопасти 8 шнекового вала размещены в цилиндрической части 5 корпуса, выдавливающие лопасти - в конической части 6 корпуса. Вдоль внутренней поверхности цилиндроконического корпуса выполнены продольные выступы 12. На торце конической части 6 корпуса закреплена фильера 10, которая формирует брикеты.

 

1 - рама;

2 - загрузочный бункер;

3 - двигатель;

4 - редуктор;

5 - цилиндрическая часть (участок) корпуса;

6 - коническая часть (участок) корпуса;

7 - шнековый вал;

8 - транспортирующие лопасти шнекового вала;

9 - выдавливающие лопасти шнекового вала;

10 - фильеры;

11 - продольные выступы вдоль внутренней поверхности корпуса.

 

Изобретение относится к области получения окускованного твердого топлива органического происхождения, в частности к формированию топливных брикетов, в том числе из отходов углевмещающих материалов.

Известен способ брикетирования угля, который включает сушение, смешивание со связующим, которое твердеет, в паровом смесителе при температуре 100-150 град. С, охлаждение на 20 град. С, прессование под давлением, охлаждение готового продукта

Недостатки - многостадийность технологического процесса, значительные энергозатраты.

При сравнении свойств полученных брикетов и металлургического кокса следует отметить следующие их особенности:

1. Зольность и содержание золы и серы в брикете несколько выше, чем в металлургическом коксе. Это обусловлено более высокой зольностью коксовой мелочи и повышенным содержанием серы в лигносульфонатном связующем.

2. Брикеты имеют достаточно высокую механическую прочность, сходную прочностью металлургического кокса.

3. Брикеты имеют фиксированные размеры, которые можно регулировать и, следовательно, их можно изготавливать любого требуемого размера. К положительным их особенностям следует отнести также существенно меньшую их замусоренность по сравнению с коксом.

 

4. Определить :

 

Элементный состав нефтей . Многочисленными химическими анализами установлено, что они состоят главным образом из углерода-79 5 - 87 5 % и водорода-11 0 - 14 5 % от массы нефти. Кроме них в нефтях присутствуют еще три элемента - сера, кислород и азот. В очень незначительных концентрациях в нефтях встречаются также металлы - ванадий, никель, железо, алюминий, медь, магний, барий, стронций, марганец, хром, кобальт, молибден, бор, мышьяк, калий, натрий, йод, цинк, кальций, серебро, галлий и др. Общее содержание металлов в нефтях редко превышает 0 02 - 0 03 % от массы нефти.

Уде́льная теплота́ сгора́ния то́плива — физическая величина, показывающая, какое количество теплоты выделяется при полном сгорании топлива массой 1 кг или объёмом 1 м³.

Удельная теплота сгорания измеряется в Дж/кг (Дж/м³) или калория/кг (калория/м³). Для экспериментального измерения этой величины используются методы калориметрии.

Чем больше удельная теплота сгорания топлива, тем меньше удельный расход топлива

Для сжигания 1 кг мазута требуется, по расчетам, 10,4 м3 воздуха.

 

5.Описать методы определения :

Дляопределения температуры самовоспламенения проводят предварительные и основные испытания. В предварительных испытаниях находят такое количество исследуемого вещества, которое наиболее легко самовоспламеняется в реакционной колбе. Для этого реакционную колбу нагревают до предполагаемой температуры самовоспламенения и поддерживают такую температуру в течение не менее 5 мин. Взвешивают и вводят в колбу некоторое ( например, 0 2 г) количество вещества, после чего включают секундомер и наблюдают за поведением навески в колбе. Наличие самовоспламенения фиксируют по появлению пламени. Если самовоспламенения не происходит в течение 5 мин, испытание прекращают и колбу 1 - 2 мин продувают воздухом. Опыты на самовоспламенение одного и того же количества вещества проводят до тех пор, пока не будет найдена такая температура, при которой происходит самовоспламенение исследуемого продукта. При этом при температуре меньше на 5 град должен наблюдаться отказю.

 

studopedya.ru

Разделение нефтей, природных и технологических газов на фракции

Основное фракции газов и нефтей, идущие на вторичную переработку (в основном, после очистки и первичного фракционирования природного газа и нефти):

-метан (природный газ с низким содержанием других УВ)

- газовые фракции (индивидуальные УВ или их фракции), полученные из природных или технологических газов на ГФУ (газофракционирующих установках), установках АВТ, каталитического крекинга и др.

- ШФЛУ – широкая фракция легких УВ – в основном С3-С5 (получена из попутных газов или на ГФУ)

- нефтяные фракции и тяжелые нефтяные остатки: при разгонке на атмосферной колонне получают бензин, керосин или растворители типа уайт-спирита – если их не выделяют, то эта фракция распределяется между бензиновой и дизтопливной, дизельной топливо (солярка), мазут (кубовый остаток). При последующей вакуумной разгонке мазута получают набор вакуумных дистиллятов, в кубе остаются гудрон или полугудрон (содержит часть тяжелых масляных фракций), при деасфальтизации гудронов из них выделяют остаточные масляные фракции и асфальтизат.

Для разделения газов применяются абсорбционно-ректификационный и конденсационно-ректификационный методы. Первый вариант осуществляется на установках АГФУ (абсорбционное газофракционирование). Он основан на отличиях в растворимости низших газообразных углеводородов в жидких углеводородах или их фракциях (подбор температуры и давления позволяет усилить эти отличия). Этот метод дешевле, но он не позволяет четко разделить все компоненты углеводородных газов, т.к. невозможно подобрать абсорбент со 100 %-ной селективностью растворения близких по свойствам «соседей» в гомологическом ряду углеводородов. Схема АГФУ – см. лекцию по разделению газовых продуктов каткрекинга.

Технологическая схема ЦГФУ. Газофракционирующие установки, на которых используют конденса-ционно-ректификационные методы выделения отдельных углеводородных фракций и получают в качестве товарных продуктов пропановую, изобутано-вую, н-бутановую фракции и фракцию С, и выше, эксплуатируются для раз­деления сжиженных газов на многих НПЗ и ГПЗ. По принятой в России ус­ловной терминологии крупные ГФУ, в составе которых имеется полный на­бор колонн для выделения углеводородных фракций Сз, изо-С), н-Сь изо-Се, и н-С6, носят название центральных газофракционирующих установок

(ЦГФУ). ГФУ могут быть запроектированы по двум принципиально разным схемам: с нисходящим или восходящим режимом давления.

По схеме с нисходящим режимом давления первой по пути сырья яв­ляется отановая колонна, с верха которой отделяется этановая фракция. Ку­бовый продукт этой колонны поступает во вторую колонну, с верха которой отбирается пропановая фракция, и так далее. Наивысшее давление поддер­живается в первой колонне (3,0-3,5 МПа), затем оно снижается и в пропано-вой колонне равно 1,3-1,6 МПа, а в бутановой колонне 0,5-0,7 МПа. Схема с восходящим режимом давления предусматривает в первой ко­лонне разделение сырьевого потока на этан-бутановую фракцию (сверху) и стабильный газовый бензин (снизу). Верхний продукт первой колонны по-

ступает во вторую колонну, где сверху отгоняется пропан-.этановая фракция, а снизу - бутановая. В третьей колонне пропан-этановая фракция разделяется на этановую и пропановую фракции.

Схема с нисходящим режимом давления требует меньшего числа насо­сов, так как кубовый продукт самотеком переходит из колонны в колонну. Если же в поступающем сырье содержится немного пропана и бутана, то экономические преимущества оказываются на стороне схемы с восходящим режимом давления. В промышленной практике используют комбинации двух схем. Выбор схемы ГФУ определяется составом сырья и технико-экономическими показателями различных вариантов схем.

На рис. показана схема промышленной центральной газофракцио-нирующей установки (ЦГФУ) – с нисходящим давлением

Промышленная центральная газофракнионирующая установ­ка (ЦГФУ): 1-пропановая колонна; 2-холодильники-конденсаторы; 3-емкости; 4- насосы; 5-кипятильники; 6-этановая колонна; 7-бутановая колонна: 8-изобутановые колонны; 9-петановая колонна; 10-изопента-новые колонны; I-сырье; П-этан-пропановая фракция; Ш-этановая фракция; IV-пропановая фракция; V-бутан-гексановая фракция; VI-бу-тановая фракция: VIl-пентан-гексановая фракция; VIII-изобутановая фракция: IX-н-бутан; Х-пентановая фракция; XI-гексановая фракция; XII-изопентановая фракция; ХШ-н-пентан

 

Сырье - смесь углеводородов С2 и выше, поступает в пропановую колонну 1

С верха колонны 1 отбирается пропан-зтановя фракция, которая разделяется

в колонне 6 на этановую (сверху) и товарную пропановую (снизу). Из куба колонны 1 бутан гексановая фракция поступает на питание бутановой колонны 7. С верха колонны 7 отбираертся суммарная бутановая фракция, а сниза- пентан гексановая. В следующих колоннах 8 (их две) происходит разделение бутановой фракции на изобутановую (сверху) и фракцию н- бутана (снизу), являющиеся товарными продуктами.

Пентан-гексановая фракция в колонне 9делится на пентановую (сверху) и гексановую (снизу). Последняя выводится как товарная. Суммарная пентановая фракция разделяется в колоннах 10 на изорпентановую фракцию и фракцию н-пентана.

Фракционирование нефти на установке АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка)

АВТ – это система ректификационных и отпарных колонн, из них две основные, 1 работает при давлении, близком к атмосферному, а вторая - под вакуумом.

Рис. 2.2. Схема установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти: 1, 2, 13,16, 22-теплообменники; 3-отбензинивающая колонна; 4, 7, 16, 23-холодильники-конденсаторы; 5, 15, 21-воздушные холодильники; 6, 8, 17, 24-рефлюксные емкости; 9, 19-печи нагрева сырья; 10-атмосферная колонна; 11, 12-отпарные колонны; 14-стабилизатор; 20-вакуумная ко­лонна; 25-пароэжекторный насос; 26-29-холодильники-рекуператоры; I-нефть; П-гудрон; III- сброс воды в канализацию; IV- газ на ГФУ; V-пар водяной; VI- газы эжекции на утилизацию; VII- головная фракция стабилизации на ГФУ; VIII-дизельная фракция; ГХ-бензин; Х-керосин; Х1-вакуум-дистиллят

Нефть проходит теплообменники 1 и 2 где подогревается за счет тепла отходящих продуктов, после чего поступает в отбензинивающую колонну 3. В колонне 3 из нефти выделяется легкая бензиновая фракция, которая охла­ждается в воздушном холодильнике 5, конденсируется в холодильнике-конденсаторе 4 и собирается в рефлюксной емкости 6, откуда подается в ста­билизатор 14. В емкости 6 выделяется также газ, направляемый на компри-мирование.

Полуотбензиненная нефть с низа колонны 3 направляется через труб­чатую печь 9 в атмосферную колонну 10. Часть потока полуотбензиненной нефти возвращается в отбензинивающую колонну 3, сообщая дополнитель­ное количество тепла, необходимое для ректификации. В колонне 10 нефть Разделяется на несколько фракций. С верха колонны 10 в паровой фазе ухо-Дит тяжелый бензин, который конденсируется в холодильнике-конденсаторе 7, а затем поступает в стабилизатор 14. В качестве боковых погонов из ко­лонны 10 выводятся керосиновая и дизельная фракции, которые первона­чально подаются в секции отпарных колонн 11 и 12, в которых из боковых погонов в присутствии водяного пара удаляются легкие фракции. Затем ке­росиновая и дизельная фракции выводятся с установки. С низа колонны 10 выходит мазут, который через печь 19 подается в колонну вакуумной пере­гонки 20, где разделяется на вакуумные дистилляты и гудрон. С верха колон­ны 20 с помощью пароэжекторного насоса 25 отсасываются водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов (ди­зельная фракция). Вакуумный дистиллят и гудрон через теплообменники по­догрева нефти 1,2 и концевой холодильник 29 уходят с установки.

Для снижения температуры в кубе и более полного извлечения дистил-лятных фракций в колонны 10 и 20 подается водяной пар. Избыточное тепло в 10 и 20 снимается циркулирующими орошениями.

В стабилизаторе 14 получают с верха «головку стабилизации» - сжи­женный углеводородный газ, а с низа - стабильный бензин, не содержащий углеводородов С3 – C4.

 

Читайте также:

lektsia.info

Разделение - нефтяная фракция - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Разделение - нефтяная фракция

Cтраница 2

Экстрактивная ректификация редко используется при разделении нефтяных фракций для последующего их анализа, но широко применяется в промышленности для выделения и очистки алкенов, алкадиенов ( бутадиена, изопрена), а также для выделения аренов ( бензола и его гомологов, стирола) из продуктов пиролиза и каталитического риформинга нефтяных фракций.  [16]

Экстрактивная ректификация редко используется при разделении нефтяных фракций для последующего их анализа, но широко применяется в промышленности для выделения и очистки алкенов, алкадиенов ( бутадиена, изопрена), а также для выделения ареноз ( бензола и его гомологов, стирола) из продуктов пиролиза и каталитического риформинга нефтяных фракций.  [17]

В следующих главах рассмотрены новые схемы разделения промышленных нефтяных фракций с учетом данной методики и классификации последовательно от простых к сложным.  [18]

Литературных дадных об использовании эфиров - гликолей для разделения нефтяных фракций нами не обнаружено. Можно предположить, что растворяющая способность моноэфиров гликолей должна быть выше, чем у ДЭГ, так как они обладают менее выраженной способностью к образованию водородной связи.  [19]

Такое сырье все: в больших масштабах получают в результате разделения нефтяных фракций и остатков. Так, лри разделении топливных фракций получают нормальные парафиновые углеводороды, бензол, толуол, ксилолы и другие ценные продукты, используемые как сырье для нефтехимической промышленности и для других целей; при разделении масляного сырья - нафтеновые и ароматические продукты, используемые в качестве наполнителей каучуков, мягчителен резин, теплоносителей, сырья для производства присадок и смазок.  [20]

Двухступенчатая хроматография позволяет по сравнению с общепринятой схемой [28] упростить и ускорить разделение прямогон-ных нефтяных фракций ( и, в частности, выделение парафино-нафтеновых углеводородов) с началом кипения 180 Сивыше. Рекомендуе - - мые количество пробы, объемы растворителей и элюатов рассчитаны на препаративный масштаб разделения и являются оптимальными для фракций дизельного топлива, содержащих до 65 % парафино-нафтеновых углеводородов. Для других нефтяных фракций упомянутые количества должны быть уточнены опытным путем.  [21]

В связи с поставленной задачей, первые три главы представленной работы посвящены исследованию процессов разделения нефтяных фракций ( от бензиновых - до дизельных топлив включительно) и искусственных углеводородных смесей.  [22]

Говоря вообще о конструкциях адсорбционных колонок, следует отметить, что в литературе описаны весьма различные колонки для разделения нефтяных фракций.  [24]

Хотя соотношение между гидрофильными и гидрофобными элементами и является ключевым фактором химической характеристики мембран, используемых для водных сред, последние не являются единственными в практике мембранного разделения. Разделение нефтяных фракций, например, может быть проведено с помощью полиэтиленовых мембран разной степени кристалличности. Такие мембраны уже были использованы для выделения испарением через мембрану n - ксилола из раствора, содержащего все три изомера. Аналогично в случае систем с полярностью, промежуточной между полярностью водных и углеводородных сред, разделение можно провести с помощью мембран, в которых установлено нужное соотношение между лиофобными и лиофиль-ными элементами по отношению именно к данному растворителю. Так и ацетатцеллюлозные, и мембраны из метилированного полиамида можно ( с небольшими изменениями) использовать для разделения спиртовых растворов, в том числе и для низкомолекулярных спиртов.  [25]

Разделение нефтяных фракций в лабораторном масштабе с применением колонн с адсорбентом впервые было применено Деем [1-3] в период между 1897 и 1910 гг. Дей интересовался возможностью фракционирования нефти в земле при миграции через пласты пористого известняка. Он показал, что в лабораторных условиях нефть, при пропускании через колонну с фуллеровой землей, может быть разделена на фракции, различающиеся по вязкости, плотное и другим свойствам. В период с 1903 1 по 1910 гг. Цвет [4-7], независимо от Дея и не зная о его работах, нашел, что можно разделить растительные пигменты пропусканием через колонну с мелкораздробленным адсорбентом. Так как зоны в колонне, где происходило разделение пигментов, были ярко окрашены, Цвет назвал этот процесс хроматографией. Исследования, включающие фракционирование посредством адсорбции, стали особенно многочисленными за последние 20 лет.  [26]

К ш уже указывалось выше, разделение органических соединении методом адсорбции было впервые применено русским ботаником Цветом в 1903 г.; метод основан на том, что одни компоненты легче удерживаются на поверхности адсорбента, чем другие. Для разделения нефтяных фракций в качестве адсорбентов применяют активированные глины, активированный уголь и особенно часто силикагель. Исследуемую смесь, иногда в растворе определенного растворителя, вводят в колонку с адсорбентом и после поглощения смеси добавляют в колонку дополнительное количество растворителя, служащего десорбентом. Продукт, стекающий с нива колонки, собирают равными порциями до тех пор, пока не начнет выделяться чистый растворитель. Собранные фракции освобождают от растворителя и подвергают дальнейшему изучению.  [27]

Исследование ароматических углеводородов масляных фракций усложняется тем, что им всегда сопутствует большее или меньшее количество сероорганических соединений. Обычный путь разделения нефтяных фракций на оиликагеле или активной окиси алюминия, позволяющий достаточно полно отделить нафтено-парафиновую часть нефтяной фракции от ароматической или с известным приближением разделить ароматические углеводороды друг от друга по числу колец в молекуле, большей частью неприменим для отделения ароматических углевощородов от сопутствующих им серосодержащих соединений.  [28]

ТЕРМОДИФФУЗИОННОЕ РАЗДЕЛЕНИЕ, основано на явлении термодиффузик: при наличии температурного градиента в газовой или жидкой смеси неск. Метод иллюстрируется на примере разделения нефтяных фракций.  [29]

Разделение происходит не очень четко, так как обычно в приборе нельзя пользоваться орошением. Насколько известно авторам, для разделения нефтяных фракций этот процесс еще не применялся.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru