Технологические схемы переработки нефти на топливо

При топливном направлении нефть и газовый конденсат в основном перерабатывается на моторные и котельные топлива. Переработка нефти на НПЗ топливного профиля можег быть глубокой и неглубокой. Технологическая схема НПЗ с неглубокой переработкой отличае 1ся небольшим числом техноло) ических про — цессов и небольшим ассортиментом нефтепродуктов. Выход мотор ных топлив по этой схеме не превышает 55 —60 % масс, и зависит в основном от фракционного состава перерабатываемого нефтяного сырья. Выход котельного топлива составляет 30 — 35 % масс. [c.91]

Усовершенствование старых и внедрение новых технологических процессов переработки нефти определяют широкий ассортимент дешевых остаточных топлив типа мазутов и крекинг-остатков, использование которых в топочных устройствах связано с преодолением ряда технических трудностей. Это обстоятельство явилось причиной появления большого числа схем и конструкций различных узлов топочных устройств, предназначенных для эффективного сжигания топлива. Так, например, к настояш,ему времени предложено более пяти тысяч различных конструкций форсунок. Аналогичная картина наблюдается по принципиальным и конструктивным схемам собственно топок. [c.4]

Единой типовой схемы переработки нефти для всех нефтеперерабатывающих заводов не может быть. Существует много различных вариантов технологических схем переработки нефти, и при выборе схемы учитывают следующие факторы качество перерабатываемой нефти потребность экономического района в моторных и котельных топливах, нехимическом сырье, маслах и т. д. технический уровень разработки отдельных процессов. [c.12]

Уровень топливо- и энергопотребления на нефтеперерабатывающих предприятиях в начальной степени определяется сложностью технологических схем переработки нефти, наличием вторичных термокаталитических процессов, качеством перерабатываемого сырья, рациональным использованием энергетических потоков и вторичных энергетических ресурсов. [c.138]

Для получения котельного топлива с более низким содержанием серы можно использовать различные методы и технологические приемы, а именно компаундирование нефтей с низким и высоким содержанием серы (когда это целесообразно с экономической и технологической точек зрения), получение малосернистых разбавителей, комплексная переработка остатков с сочетанием термических и гидрогенизационных процессов и прямое гидрообессеривание нефтяных остатков. Учитывая огромную территорию СССР, большое разнообразие добываемых нефтей, специфические условия потребления котельного топлива в разных районах страны, а также сложившиеся технологические схемы переработки нефти на заводах, экономически эффективными могут быть различные варианты. [c.126]

При сооружении котлов-утилизаторов на остальных тепловых потоках общее количество водяного пара, вырабатываемого на заводе за счет вторичного использования энергетических ресурсов, достигает 55% от потребляемого [17, с. 234]. Если пересчитать это количество в условное топливо, расходуемое на переработку нефти, то экономия топлива может составить до 15% от всего топлива, расходуемого заводом и электростанцией. На некоторых зарубежных заводах с развитой технологической схемой переработки нефти за счет широкого, применения котлов-утилизаторов производство собственного водяного пара составляет от 150 до 175 кг на 1 т перерабатываемой нефти. [c.176]

Технологические схемы переработки нефти на топливо [c.14]

Особенности нефтеперерабатывающих предприятий заключаются в том, что технологическая схема переработки нефти включает большое число сложных химических и физических процессов, некоторые из которых идут при высоких температурах и давлениях. Процессы протекают в закрытых аппаратах и строго регламентированы. Соблюдение технологических регламентов необходимо для получения продукции с заранее определенными свойствами и требуемого качества. Аппаратурный характер производственных процессов, широкое использование средств контроля и автоматики определяют особенности в затратах труда рабочих нефтеперерабатывающих предприятий. Участие рабочих в производственном процессе здесь принимает форму активного наблюдения. На нефтеперерабатывающих предприятиях исключается физическое воздействие рабочего на предмет труда. Нефтеперерабатывающим предприятиям присуща еще одна особенность — большой объем выпускаемой однородной продукции — топлива, масел и другой продукции, высокий уровень специализации оборудования (технологических установок). По этим признакам переработку нефти относят к массовому типу производства. [c.40]

По мере развития нефтеперерабатывающей промышленности и пирогенетической переработки твердого топлива важными источниками получения этилена и его гомологов стали технические углеводородные газы, получаемые в этих отраслях промышленности. Содержание непредельных углеводородов в нефтяных газах (табл. 3 и 4) составляет 2—30%, изменяясь в зависимости от технологических схем переработки нефти и качества перерабатываемого сырья [32, 33]. [c.19]

Включение гидрокрекинга в схемы переработки нефти обеспечивает гибкость эксплуатации предприятий. Изменяя технологический режим процесса и условия ректификации жидких продуктов, можно на одной и той же установке получать любой из перечисленных продуктов бензин, реактивное или дизельное топливо. [c.308]

Существует много вариантов технологических схем НПЗ. Однако в общем виде они могут быть разделены на две группы топливную и топливно-масляную. При топливной схеме переработки нефти основной задачей является получение топлив различного качества — карбюраторных, дизельных, реактивных, котельных. При переработке нефти по топливно-масляному варианту на НПЗ наряду с топливами вырабатывают масла различного назначения — моторные, индустриальные, цилиндровые, электроизоляционные и др. [c.4]

Выбор схемы переработки нефти зависит от структуры потребления — соотношения между отдельными нефтепродуктами, их доли в общем потреблении нефтепродуктов по району. Экономические районы нашей страны имеют разную структуру потребления. Так, в Европейской части СССР и на Урале топливные ресурсы ограничены и имеется дефицит в топливе. Поэтому в этих районах требуется большое количество топочного мазута и, следовательно, целесообразна менее глубокая схема переработки нефти. В восточных районах, где имеются большие ресурсы угля и гидроэнергии, в потреблении нефтепродуктов наибольший удельный вес имеют светлые нефтепродукты. В этих районах целесообразно строительство заводов с глубокой схемой переработки нефти, в составе технологической схемы таких заводов значительное место будут занимать процессы коксования, крекинга, алкилирования, полимеризации и др. [c.370]

Включение гидрокрекинга в схемы переработки нефти обеспечивает гибкость эксплуатации предприятий. Изменяя технологический режим процесса и условия ректификации жидких продуктов, можно на одной и той же установке получать любой из перечисленных продуктов бензин, реактивное или дизельное топливо. В табл. 14.2 в качестве примера приведены различные варианты процесса двухступенчатого гидрокрекинга тяжелого дистиллятного сырья (фракция 350—500 °С прямогонного газойля). Переход с одного варианта на другой осуществляют изменением температуры в реакторах, а также изменением режима и направления потоков в блоке разгонки продуктов гидрокрекинга. [c.391]

Установка рассчитана на переработку нестабильной нефти Ромашкинского месторождения и отбор фракций и. к.—62, 62—140, 140—180, 180—220 (240), 220 (240)—280, 280—350, 350—500°С (остаток — гудрон). Исходное сырье, поступающее на установку, содержит до 5000 мг/л солей и до 2 вес. % воды. Содержание низкокипящих углеводородных газов в нефти достигает 2,5 вес. % на нефть. На установке принята двухступенчатая схема электрообессоливания, позволяющая снизить содержание солей до 30 мг/л и воды до 0,2 вес. %. Технологическая схема установки предусматривает двухкратное испарение нефти. Головные фракции из первой ректификационной колонны и основной ректификационной колонны вследствие близкого фракционного состава получаемых из них продуктов объединяются и совместно направляются на стабилизацию. Бензиновая фракция н. к.— 180 °С после стабилизации направляется на вторичную перегонку с целью выделения фракций н. к. — 62, 62—140 и 140—180 °С. Блок защелачивания предназначается для щелочной очистки фракций н. к.—62 (компонент автобензина) и 140—220 °С (компонент топлива ТС-1). Фракция 140— 220 °С промывается водой, а затем осушается в электроразделителях. [c.114]

Предложено большое число разнообразных установок переработки сырой нефти в ЗПГ и схемы Энергетических нефтеперерабатывающих заводов , хотя к моменту написания настоящей книги ни один из них не был практически реализован. Однако рассмотренные здесь технологические схемы нельзя считать лишь академическими упражнениями в производстве малосернистого топлива и заменителя природного газа. Все они прошли всестороннюю оценку и разработаны конструктивно с учетом возмож- [c.150]

Проблема увеличения производства авиационных и дизельных топлив актуальна и для СССР. Начата широкомасштабная дизелизация автомобильного транспорта и высокими темпами растут перевозки воздушным транспортом. В соответствии с решениями XXVII съезда КПСС доля дизельных грузовых автомобилей и автопоездов составит в 1990 г. 40—45% общего выпуска, а доля грузооборота, осуществляемого грузовыми автомобилями, составит 60%. Пассажирооборот воздушного транспорта должен возрасти на 17—19%, а удельный расход топлива снизится на 3—5% [38]. В связи с этим потребление дизельного и авиационного топлив в нашей стране также будет расти быстрыми темпами и в условиях намечающейся стабилизации объемов переработки нефти не может быть обеспечено производством только за счет извлечения соответствующих топливных фракций от их потенциального содержания в нефти, а требует развития вторичных процессов. Обеспечение требуемого соотношения производства бензинов, реактивных и дизельных топлив может быть достигнуто за счет оптимизации качества топлив, структурной адаптации технологических схем производства нефтепродуктов с целью углубления переработки нефти с одновременным расширением производства средних дистиллятов и применения альтернативных топлив. [c.41]

При разработке схем глубокой переработки нефти и составлении материальных балансов НПЗ определяющими факторами являются потребность в том или ином светлом нефтепродукте и состояние разработки тех или иных технологических процессов, включая возможности по выпуску аппаратуры, оборудования, катализаторов и реагентов. В общем случае считается, что если НПЗ должен производить максимальное количество автобензина, то в его состав включают установку каталитического крекинга, а если задачей углубления является увеличение выработки средних дистиллятов (керосина, дизельного топлива), то следует предусматривать строительство установок гидрокрекинга. На схеме (рис. 2.2) и в материальных балансах (табл. 2.2 и .4) НПЗ с глубокой переработкой нефти предусмотрено включение в состав завода установок как каталитического крекинга, так и гидрокрекинга, что позволяет значительно увеличить отбор светлых нефтепродуктов. [c.58]

Анализируемые схемы переработки мазута с различным сочетанием технологических процессов позволяют поднять выход моторных топлив от 33 до 67% (масс.) на мазут при соотношении выработки дизельное топливо бензин от 0,44 до 3,50. Общий выход моторных топлив, полученных как за счет неглубокой переработки нефти (см. табл. 2.2), так и дополнительного их производства из мазута по приведенным вариантам схем (см. табл. 2.5) может составить от 57—60 до 69—72% (масс.) на нефть при различной структуре производства моторных топлив. Ниже приведены выход и структура производства моторных топлив по вариантам I—VII глубокой переработки нефти при отборе 10% топлива РТ при первичной перегонке нефти и жестком режиме риформинга [c.59]

Нефти, добываемые в Советском Союзе, имеют различный состав. Затраты на переработку нефтей зависят от их качества и эффективности использования. Качество, состав сырья влияют на глубину переработки нефти, технологическую схему, систему подготовки сырья к переработке и т. д. Улучшение использования нефтяного сырья достигается главным образом рациональным распределением его по нефтеперерабатывающим предприятиям с учетом состава и качества нефти, а также совершенствованием техники и технологии переработки нефти. При современном техническом, уровне нефтеперерабатывающей промышленности необходимые топлива и масла могут быть получены из любого сорта нефти, но технико-экономические показатели будут при этом отличаться. [c.39]

Нефть является одним из основных и прогрессивных источников первичной энергии. Из нее вырабатывают разнообразные продукты, основными из которых являются моторные топлива и масла. Нефть и продукты ее переработки служат также сырьем для синтеза химической продукции — полимерных материалов, пластических масс, синтетических волокон, спиртов и др. Переработка нефти связана с определенными технологическими процессами, сложность и разнообразие которых зависят не только от желаемого ассортимента и качества получаемой продукции, но и от качества исходной нефти. Одним из показателей, характеризующим качество сырой нефти, является содержание в ней серы. Последнее часто служит основным критерием для выбора схемы работы нефтеперерабатывающего завода и определяет его экономику. Чем больше серы содержится в нефти, тем сложнее условия ее переработки, тем больше требуется затратить средств и тем труднее обеспечить высокое качество получаемых продуктов. При переработке сернистых и особенно высокосернистых нефтей создаются дополнительные источники потерь нефти и нефтепродуктов, выше уровень загрязнения окружающей среды углеводородами, сернистыми соединениями, сложнее условия очистки сточных вод. [c.5]

Разработаны технологии получения жидкостей специального назначения (антикоррозионные жидкости, эмульгаторы обратных водонефтяных эмульсий и сами эмульсии для различных процессов нефтедобычи, топлива для судовых дизелей) в промысловых условиях. Предлагаются к внедрению две схемы получения этих жидкостей в промысловых условиях на установке первичной переработки нефти АТ и технологическая поточная схема в привязке к установке комплексной подготовки нефти. [c.34]

Из приведенной характеристики нефтей видно, что технологические схемы переработки нефтей горизонтов Дг и Дху должны быть различны. Шкаповская нефть горизонта Д у как менее сернистая и смолистая, должна перерабатываться по масляной схеме с получением легких дистиллятов топлив без дополнительной очистки. Шкаповскую нефть горизонта Дг более сернистую и смолистую, следует перерабатывать по тoп Iивнoй схеме. При этом дистилляты, соответствующие по фракционному составу дизельному топливу типа летнее , так же, как и продукты вторичной переработки, необходимо подвергать обессериванию. [c.12]

На территории Башкирии добываются сернистые нефти, из которых получают товарные керосины, дизельное и котельное топлива и масла по обычной технологии без дополнительных затрат. Имеются и такие высокосернистые и высокосмолистые нефти, из которых получают дистилляты керосина и дизельные топлива с очень высоким содержанием серы, причем мазуты этих нефтей не могут быть использованы для производства масел. Для таких нёфтей обычные технологические схемы переработки и режимы уже не обеспечивают получение товарных нефтепродуктов, поэтому для очистки нефтей от серы требуются вторичные процессы. [c.3]

Из приведенных в табл. 3 данных видно, что наибольший интерес исследователей вызывают сланцевые смолы, а наименьший — коксовые. Это находится в прямой зависимости от легкости гидрирования смол, убывающей в ряду сланцевые > угольные полукоксо-вые ]> угольные коксовые Как и при гидрировании углей, наибольшее внимание привлекает получение не столько топливных, сколько химических продуктов, особенно фенолов , а также низших ароматических углеводородов . Это понятно, так как переработка смол дороже, чем переработка нефти, и поэтому желательно получение более ценных, чем топливо, продуктов. Был разработан ряд принципиальных технологических схем переработки сланцевых н угольных смол на химические продукты и топлива . В этих схемах помимо технологических приемов, позволяющих сохранять ценные фенолы и ароматические углеводороды, применялись и специально разработанные катализаторы Была осуществлена гидро- [c.27]

Основные принципы комбинирования впервые четко было реализованы в схеме установки ГК [1, 2], включающей процессы атмосферно-вакуумной перегонки нефти, вторичной перегонки бензина, каталитического крекинга вакуумного дистиллята и низкооктановой бензиновой фракции термокрекинга на микросферическом аморфном катализаторе, ректификации продуктов и газоразделения, термического крекинга гудрона (рис. 7.1). Такая установка позволяет получать 16 различных целевых нефтепродуктов, среди которых основными являются компоненты автобен-зинов (А-72, А-76, АИ-93), летние и зимние дизельные топлива, сжиженные углеводороды, котельные топлива и т. д. Схема установки предусматривает жесткую технологическую связь между отдельными блоками, что позволяет значительно сократить перекачки и объем промежуточных резервуаров, охлаждение и повторное нагревание многих промежуточных продуктов, повышает рациональное использование тепла различных потоков, уменьшая тем самым расход топлива, воды, пара и электроэнергии. Сооружение комбинированных установок ГК по сравнению с комплексом отдельно стоящих установок того же назначения позволило сократить капитальные вложения на 40%, эксплуатационные расходы на 50% снизить удельные расходы на переработку нефти топлива на — 0,041 т у. т./т и оборотной воды на 29,1 м т уменьшить себестоимость целевой продукции с 33,4 до 29,0 руб. за 1 т и площадь застройки на 84 %. [c.262]

Реализация тахннчаских предложений.разработанных в Башкирском научно-исследовательском институте по переработке нефти, по созданию новых направлений глубокой переработки нефти.совершенствовании традиционных технологических схем,переработки остатков, более полному использованию имеющихся ресурсов малосернистого сцрья,позволит в ближайшие годы значительно oJфaтить выработку котельного топлива. сернистого кокса и тем самым повысит рентабельность цроизводства и эффективность переработки нефти. [c.158]

С начала 1970-х годов начался новый этап в комбинировании технологических процессов переработки нефти, который и до настоящего времени развивается по двум направлениям - пер-вйчная перегонка нефти с облагораживанием дистиллятов и глубокая переработка мазута в моторные топлива. Принципиальные схемы некоторых из таких комбинированных установок показаны на рис. 10.3. [c.464]

Технологическая схема переработки сернистых нефтей на новейших заводах позволяет обеспечить максимальное получение автомобильного бензина, авиационного керосииа и дизельного топлива повышение антидетоиационных свойств автомобильного бензина (октановое число не ниже 70—72 в чистом виде) улучшение качеств дизельного топлива, в частности снижение содержания серы производство всей гаммы главнейших видов смазочных масел и парафина получение химических продуктов — моющих средств, этилового спирта, жирных кислот, серной кислоты (или элементарной серы) и др. [c.412]

В нефтеперерабатывающей промышленности, в соответствии с директивами XX съезда КПСС, проблемным вопросом является создание новой, более совершенной технологической схемы переработки сернистых нефтей, позволяющей получать бензины с повышенными антидето-национными свойствами, дизельные топлива с пониженным содержанием серы и парафина, а также смазочные масла с высокими эксплуатационными свойствами. [c.364]

Для современных промышленных установок, перерабатывающих типовые восточные нефти, рекомендуются следующие фракции, из которых составляются материальные балансы переработ-. ки бензин 62—140°С (180°С), керосин 140 (180)-240°С, дизельные топлива 240—350 °С, вакуумные дистилляты 350—490 °С (500 °С), тяжелый остаток — гудрон >490(500 °С). Нефти сильно различаются по фракционному составу. Некоторые нефти богаты содержанием компонентов светлых, и количество в них фракций, выкипающих до 350 °С, достигает 60—70 вес. %. Фракционный состав нефтей играет важную роль при составлении и разработке технологической схемы процесса, расчете ректификационной системы и отдельных аппаратов установки. Температуры выкипания отдельных фракций зависят от физико-химических свойств, нефти. Последние учитываются при разработке и выборе схем первичной переработки, аппаратурном и материальном оформлении установки. Так, при переработке нефтей, содержащих серу, требуются дополнительные процессы гидроочистки для обессеривания нефтепродуктов, а для парафинистых нефтей — депарафинизацион-ные установки по обеспарафиниванию фракций, особенно кероси-но-газойлевых. Для проектирования новых установок необходимо разработать соответствующий регламент и получить нужные рекомендации. [c.23]

В табл. 24 приводятся режим и технологические показатели переработки смеси парафиновых дистиллятов грозненских и за-теречных нефтей по грозненскому варианту двухступенчатой схемы фильтрации. В табл. 24 помещены также результаты депарафинизации дистиллята дизельного топлива на опытной установке ГрозНИИ по одноступенчатому варианту. Свойства исходных продуктов и полученных продуктов депарафинизации приведены в табл. 25. [c.172]

Некоторые нефти не содержат твердых парафиновых углеводородов и из них могут быть получены арктические и зимние сорта дизельных топлив, а также низкозастывающие масла без такого сложного процесса, как депарафинизация, которая является обязательной при переработке парафинистых нефтей. Получение дизельных топлив из сернистых и высокосернистых нефтей связано с включением в технологическую схему нефтеперерабатывающего завода процесса обессеривания, например гидроочистки при переработке бессер-нистых и малосернистых нефтей этого не требуется. Потребность в различных сортах масел, получаемых из нефти, значительно меньше, чем потребность в топливах, поэтому на производство масел направляют только отборные, так называемые масляные нефти, из которых можно получать масла высокого качества, с большими выходами и при менее сложной технологии производства, чем из других немасляных нефтей. [c.196]

Еще совсем недавно простейшей промышленной схемой первичной переработки (перегонки) нефти являлась атмосферная трубчатая установка (АТ) мощностью 3 млн. т нефти в год. Из сырых нестабильных нефтей на установке получали светлые нефтепродукты — бензин, керосин, дизельные топлива. После атмосферной перегонки оставался мазут, который подвергали вакуумной перегонке на атмосферно-вакуумной установке (АВТ). В результате вакуумной перегонки получали масляные фракции и тяжелый остаток — гудрон. С 1967 г. в нашей стране успешно эксплуатируются установки АТ и АВТ мощностью 6—8 млн. т нефти в год. В результате усовершенствования технологии первичной переработки нефти, а также внедрения автоматизации на АТ и АВТ начали сооружать дополнительные блоки — электрообес-соливания, стабилизации бензиновых фракций и др. Индивидуальные технологические установки были объединены в комбинированные атмосферно-вакуумные установки, получившие название ЭЛОУ — АВТ. Комбинированные установки компактны, требуют меньшего штата обслуживающего персонала и минимального резервуар-ного парка вся аппаратура установки обслуживается из одной операторной. Максимальная мощность современных промышленных установок ЭЛОУ—АВТ 11 млн. т нефти в год. [c.15]

Затраты на переработку сырой или топливной нефти в газообразное топливо относительно выще и включают в себя затраты по применению водорода в технологической схеме процесса, которая может быть легко модифицирована для производства как малосерни стых жидких топлив, так и ЗПГ. Одним нз очевидных методов снижения затрат по переделу при производстве газа является возмещение последних за счет реализации малосернистых чистых жидких топлив, получаемых параллельно с газом. Экономика производства ЗПГ на Энергетических нефтеперерабатывающих заводах , таким образом, может быть несколько более благоприятной по сравнению с заводом, на котором производится лишь один вид продукции — ЗПГ. [c.202]

Достоинством газообразного топлива является то, что его можно легко очистить от сернистых соединений. Образование сернистого ангидрида при сжигании газообразного топлива может быть сведено к минимуму. Ресурсы газообразного топлива на НПЗ зависят от технологической схемы предприятия, степени оснащения газоперерабатывающими производствами. На многих заводах из-за отсутствия системы сбора и переработки газов сжигается в трубчатых печах такое ценное химическое сырье, как пропан, пропилен, бутаны и бутилены. Например, на одном из нефтеперерабатывающих заводов, где мощности по утилизации газа недостаточны, а на переработку поступает нефть с высоким содержанием легких углеводородов, в течение нескольких лет общий расход топлива составлял 650—700 тыс. т/год, в том числе газа — 450—500 тыс. т/год и мазута 150—200 тыс. т/год. На другом НПЗ до строительства газофракционирующей установки (ГФУ) предельных газов 90% общей потребности в топливе покрывалось за счет сжигания газа. После того, как строительство ГФУ было заверщено, в топливную сеть стали поступать только так называемые сухие газы, содержащие метан, этан и небольшое количество пропана, п топливный баланс завода изменился. Газом обеспечивается не более 30% потребности в топливе. [c.274]

Улучшению использования сырья в отрасли может способствовать углубление переработки нефти увеличение выхода целевой продукции во всех технологических процессах и улучшение исиоль-зовання побочной продукции сокращение потерь нефти и нефтепродуктов, а также расхода топлива распределение нефтяного сырья по предприятиям в срответствии с качеством нефтей и структурой потребления нефтепродуктов по различным экономическим районам, а также с особенностями технологической схемы предприятий улучшение подготовки сырья к переработке. [c.48]

Упрощенная технологическая схема нефтеперерабатывающего завода, работающего по топливо-масляно-асфальтовому варианту, представлена на фиг. 108. Приведенная схема переработки базируется иа непарафинистой масляной нефти типа легкой балаханской или биби-эйбатской (Баку). Как видно из чертежа, предварительно обезвоженная и обессоленная нефть подвергается атмосферно-вакуумной перегонке. В результате этой перегонки получают серию фракций от низкокипящего бензина до тяжелого, вязкого цилиндрового дестиллата включительно. Остатком перегонки является гудрон. В зависимости от глубины вакуума в гудрон могут оставаться те или другие количества высоковязких масел. [c.190]

Перевод заводских печей и котельнцх ТЭЦ частично или полностью на очищенный заводской или природный газ сокращает загрязнение атмосферы сернистым ангидридом. Заводской газ, используемый для отопительных целей, относительно легко очис-тить от сернистых соединений. Поэтому целесообразно увеличить го выработку на каждом действующем заводе. Не следует рассматривать заводской газ как побочный продукт и получать минимальный выход его при разработке технологических схем заводов. Вместе с тем, большинство вторичных процессов переработки нефти дают значительно больше сухого топливного газа, чем его требуется израсходовать в виде топлива для осуществления этих нроцессов. Потребность в топливе и выработка топливного газа (в кг условного топлива на 1 т нефти) в процессах переработки нефти на НПЗ приведены ниже (в скобках указаны средние данные по современным отечественным и зарубежным заводам) [c.175]

Использование отбросного тепла для выработки холода. Получение холода за счет отбросного тепла и использование его для охлаждения продуктов переработки нефти позволяет не только экономить топливо, но главным образом значительно сок ратить расход охлаждающей воды или воздуха. Это имеет большое значение для уменьшения количества сточных вод и загрязнения ими водоемов, и для экономии расхода пресной воды на промышленные нужды. Для получения холода или дополнительной электрической энергии на НПЗ могут быть применены энерго-технологические схемы с использованием наряду с тепловой энергией и потенциальной энергии отходящих с установок паровых, газовых и жидких потоков в различных турбодетандерах и гидротурбинных установках. Схема использования потенциальной энергии нефтяных паров, покидающих аппарат высокого давления, для выработки электрической энергии и холода приведена на рис. 98. [c.179]