Котельное топливо

Рис. 6. Продукты, получаемые на установках АВТ, и пути их использования г / — вторичная перегонка, гидроформинг 2 — пиролиз, производство ароматических углеводородов 3 — депарафиннзация, компаундирование 4 — компаундирование керосина, гидроочистка 5 — депарафиннзация, пиролиз 6 — каталитический крекинг 7. 8, 9, 10 — селективные очистки дистиллятных масел депарафиннзация карбамидом, адсорбционная очистка //—I3 — производство кокса, котельного топлива, сортовых мазутов /4 — переработка газа полученне сырья для нефтехимических производств 15—17 — деасфальтизация, производство кокса, термический крекинг. /—V — компоненты светлых нефтепродуктов (°С) н. к.— 62. 62—85, 85—105, 105—120, 120—140, 140—240, 240—300, 300—350 V/— мазут, >350 V//— газ V///— гудрон, >500 /Х—Х///— вакуумные фракции ("С) 350—400, 400—420, 420—490 (500) >490 (500).

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]

Установка состоит из блоков электрообессоливания и электрообезвоживания, атмосферной перегонки нефти, стабилизации фракции н. к. — 85 °С и щелочной очистки компонентов светлых нефтепродуктов. Предполагается получать на установке следующие фракции н. к. — 85 85—150 (85—140) 150—200 (140—200) 200—250 (200—240) 250—300 (240—300) 300—350 °С и компонент котельного топлива (фракция >350 С). Щелочной обработке подвергаются фракции н. к. —85°С, 150—200°С (140—200 °С), 200— 250 °С (200—240 °С) и 250—350 °С (240—350 °С). Установка должна обеспечить переработку 7,5 млн. т/год нефти при необходимости производительность установки можно сократить до 6 млн. т/год. Количество я.ппаратов и оборудования в этом случае несколько уменьшится. Материальный баланс установки для переработки смеси нефтей (при 340 рабочих дней в году) приведен в табл. 10. [c.81]

Показатель Газотурбинные топлива Котельные топлива [c.127]

Мазут — остаток первичной перегонки нефти облегченный мазут (>330°С) используется в качестве котельного топлива, а утяжеленный мазут (>360°С)—как сырье для последующей переработки на масляные фракции до гудрона. В настоящее время ма- [c.150]

Практически термический крекинг осуществляется следующим образом подлежащий крекингу исходный материал поступает в трубчатую печь, стальные трубы которой нагреваются непосредственно пламенем сжигаемого в форсунках жидкого топлива, в печи продукт нагревается до необходимой для крекинга температуры, приблизительно до 500—600° [3]. После нагрева до указанной температуры продукт пз печи поступает в реакционную камеру, где он остается некоторое время, необходимое для реакции крекинга, при той же температуре. Далее продукт поступает в испаритель, где в большей части испаряется, а легко коксующийся остаток удаляется из низаисна-рнтеля (крекинг-мазут). В современных установках (рис. 14) крекинг полностью протекает уже в трубчатой печи, что делает реакционную камеру излишней. В этих установках продукт из трубчатой печи поступает непосредственно в испаритель. Отделившийся в нем остаток в количестве, примерно равном количеству крекинг-бензина, применяется как котельное топливо. Испаренные в испарителе продукты крекинга направляются в ректификационную колонну, работающую при том же давлении, что и испаритель. Там они разделяются на газ, крекинг-бензин и высококипящую часть. Последняя возвращается на крекинг (рециркулят). Этот вид термического крекинга определяется как крекинг-процесс с работой на жидкий остаток. В этом процессе кокса образуется очень немного и возможен длительный, безостановочный пробег установки. После примерно трехмесячного пробега установки требуются ее остановка и очистка от кокса трубчатой печи и других элементов. [c.39]

Поскольку температура термической стабильности тяжелых фракций соответствует примерно температурной границе деления нефти между дизельным топливом и мазутом по кривой ИТК, первичную перегонку нефти до мазута проводят обычно при атмосферном давлении, а перегонку мазута — в вакууме. Выбор температурной границы деления нефти при атмосферном давлении между дизельным топливом и мазутом определяется не только термической стабильностью тяжелых фракций нефти, но и технико-экономическими показателями процесса разделения в целом. В некоторых случаях температурная граница деления нефти определяется требованиями к качеству остатка. Так, при перегонке нефти с получением котельного топлива температурная граница деления проходит около 300°С, т. е. примерно половина фракции дизельного топлива отбирается с мазутом для получения котельного топлива низкой вязкости. Таким образом, вопрос обоснования и выбора температурной границы деления нефти подробно рассматривают при анализе различных вариантов технологических схем перегонки нефти и мазута. [c.151]

Линии I — предварительно подогретое сырье II — пар III — тяжелое масло расщепления IV — гаа V — газовый бензин VI — газойль VII — легкое котельное топливо. [c.56]

Установки являются развитием перегонных аппаратов, толька подвод тепла осуществляется таким образом, чтобы исходный продукт быстро нагревался и необходимое время оставался при высокой температуре. Исходный продукт предварительно нагревается в теплообменнике вне печи до - 300—350 °С и вводится в зону конвекции печи, где подогревается горячими отработанными газами до —400— 500 °С. Затем он попадает в зону излучения и достигает окончательной температуры пиролиза благодаря непосредственному обогреву труб от сжигания газового или котельного топлива. При пиролизе пропана температура достигает 780—800 °С, для легкого бензина достаточно 720—750 С. Трубы изготовляют из высоколегированных хромоннкелевых сталей, в наиболее теплонапряженных местах применяют сплавы меди илн хрома. [c.23]

При гидроочистке дизельного топлива и бмее тяжелых фракций целесообразно применение горячей сепарации или сочетание горячей и холодной сепараций. На рис. 1У-22 изображена комбинированная схема разделения гидрогенизата широкого фракционного состава с получением фракций бензина, дизельного и котельного топлива [19]. Схемой предусматривается горячая сепарация [c.231]

В нашей стране котельные топлива являются наиболее массовым нефтепродуктом. Однако, в связи с интенсивной газификацией котельных установок или переводом их на твердые виды [c.127]

Наиболее распространенный прием углубления переработки нефти — это вакуумная перегонка мазута и раздельная переработка вакуумного газойля (каталитическим и гидрокрекингом) и гудрона. Получающийся гудрон, особенно в процессе глубоковакуумной перегонки, непосредственно не может быть использован как котельное топливо из — за высокой вязкости. Для получения товарного котельного топлива из таких гудронов без их переработки требуется большой расход дистиллятных разбавителей, что сводит практически на нет достигнутое вакуумной перегонкой углубление переработки нефти. Наиболее простой способ неглубокой переработки гудронов [c.49]

В мировой нефтепереработке до сих пор нет общепринятого и однозначного определения этого показателя. В отечественной нефтепереработке под глубиной переработки нефти подразумевается суммарный выход в процентах на нефть всех нефтепродуктов, кроме непревращенного остатка, используемого в качестве котельного топлива (КТ) [c.249]

Кензпя, тяжелый бензин, керосин, дизельное и легкое котельное топлива [c.19]

На нефтеперерабатывающих заводах в настоящее время вырабатывают широкий ассортимент топлив, масел, полупродуктов и продуктов для нефтехимии. В производстве топлив заводы ориентируются на выпуск главным образом высокооктановых бензинов АИ-93, дизельного топлива с содержанием серы не выше 0,2%, реактивного топлива с ограниченным содержанием ароматических углеводородов (не более 127о для некоторых сортов керосинов) и малосернистого котельного топлива. Масла будут выпускаться с высоким индексом вязкости, высоковязкие и маловязкие, стойкие против нагарообразования и обладающие целым рядом других ценных эксплуатационных свойств, которые им придают специальные композиции в виде различных присадок. [c.14]

При глубокой переработке стремятся получить максимально высокий выход высококачественных моторных топлив путем вовлечения в их производство остатков атмосферной и вакуумной перагонок, а также нефтезаводских газов. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Глубина переработки нефти при этом достигает до 70 — 90 % масс. [c.91]

Паротурбинные установки эксплуатируются в различных областях техники, на электростанциях, морских и речных судах, в железнодорожном транспорте, в насосных и т.д. Топлива для топок судовых и стационарных котельных установок, а также для промыш — ленных печей (мартеновских и других) получают смешением тяжелых фракций и нефтяных остатков, а также остатков переработки углей и сланцев. Наиболее широко применяют котельные топлива нефтяного происхождения. Качество котельных топлив нормируется следующими показателями вязкость — показатель, позволяющий определить мероприятия, которые требуются для обеспечения слива, транспортировки и режима подачи топлива в топочное пространство. От условий распыливания топлива зависит полнота испарения и сгорания топлива, КПД котла и расход горючего. Величина вязкости топлива оценивается в зависимости от его марки при 50 и 80 °С в °ВУ. Температура вспышки определяет условия обращения с топливом при производстве, транспортировке, хранении и применении. Не рекомендуется разогревать топочные мазуты в открытых хранилищах до температуры вспышки. Основную массу котельных топлив производят на основе остатков сернистых и высокосернисгых нефтей. При сжигании сернистых топлив образуются окислы серы, которые вызывают интенсивную юррозию металлических поверхностей труб, деталей котлов и, что Е едопустимо, загрязняют окружающую среду. Для использования в технологических котельных установках, таких, как мартеновские печи, I ечи трубопрокатных и сталепрокатных станов и т.д., не допускается I рименение высокосернистых котельных топлив. [c.128]

Нефть представляет собой многокомпонентное сырье с непрерывным характером распределения фракционно1 о состава и соответственно летучести компонентов. Расчеты показывают, что значение коэффициента относительной летучести непрерывно (экспоненциально) убывает по мере утяжеления фракций нефти, а также по мере сужения температурного интервала кипения фракций. Эта особенность нефтяного сырья обусловливает определенные ограничения как на четкость погоноразделения, особенно относительно высококипящих фракций, гак и по отношению к "узости" фракций. С экономической точки зрения, нецелесообразно требовать от процессов перегонки выделить, например, индивидуальный чистый углеводород или сверхузкие фракции нефти. Поэтому в нефтепереработке довольствуются получением следующих топливных и газойлевых фракций, выкипающих в достаточно широком интервале температур бензиновые н.к.— 140 С (180 °С) керосиновые 140 (180)—240 °С дизельные 240 — 350 °С вакуумный дистиллят (вакуумный газойль) 350—400 °С, 400—450 °С и 450—500 °С тяжелый остаток — гудрон >490 °С (>500 °С). Иногда ограничиваются неглубокой атмосферной перегонкой нефти с получением в остатке мазута >350 °С, используемого в качестве котельного топлива. [c.166]

Целевые продукты процессов — рафинаты (см. табл. 6.6) — напр<1вляются на депарафинизацию с целью улучшения низкотем — пературных свойств масел. Побочные продукты селективной очистки -- экстракты — используются как сырье для производства битунов, технического углерода, нефтяных коксов, пластификаторов каучуков в резиновой и шинной промыш. енности, как компонент котельного топлива. [c.237]

При небходимости значительного сокращения выпуска котельного топлива на НПЗ и решении проблемы дальнейшего углубления переработки нефти возникает "т ликовая" ситуация с утилизацией твердых нефтяных остатков с неприемлемо высоким для каталитических процессов содержанием металлов. Для эффективной переработки таких отходов более целесообразны некаталитические высокотемпера — ту )ные процессы типа "Покс", в которых "избыток" углерода превращается в дегко перерабатываемые технологические газы. [c.174]

Для переработки мазутов в малосернистое котельное топливо П 1едложены и реализованы следующие методы непрямого гидрообессеривания [c.221]

Понятие глубины переработки нефти, выраженное в виде вышеприведенного уравнения, несколько условно, так как выход непревращенного остатка, в том числе котельного топлива, зависит не только ог гохгюлогии нефтепереработки, но и, с одной стороны, от качества нефти и, с другой, — от того, как будет использоваться не. зтяной остаток как котельное топливо или как сырье для про — изиодства битума, как нефтяной пек, судовое или газотурбинное то][лива и т.д. Так, даже при неглубокой переработке путем только атмосферной перегонки легкой Марковской нефти, содержащей [c.249]

Представляется возможным расширить ресурсы дизельных топлив также за счет высвобождения значительных количеств 1-азойлевых фракций, оставляемых ныне в мазуте или добавляемых и котельное топливо как разбавители с целью обеспечения требуемой вязкости. По мере уменьшения объемов производства котельных топлив и увеличения мощностей висбрекинга или других процессов 1лубокой переработки нефтяных остатков количество азойлевых фракций будет непрерывно возрастать, что позволит дополнительно расширить ресурсы дизельных топлив. [c.280]

ЛИБО на НПЗ Западной Европы в пользу дизельного топлива, поскольку н этих странах осуществляется интенсивная дизелиза — ция автомобильного транспорта. В структуре производства нефтепродуктов па НПЗ двух стран — Японии и Италии — первое место занимает котельное топливо ( 35 и 37 % соответственно). На НПЗ остальных развитых стран Западной Европы его производство довольно незначительное (17 — 20 %). Выпуск котельного топлива в среднем в мире составляет 25 %. [c.285]

Характерная ососбонност ь нефтепереработки Япохгии — высокая доля в технологической структуре НПЗ процессов гид — рообессеривания нефтяных остатков ( 33 %). Эта тенденция обус — Л01 ливается потреблением в тепло— и электроэнергетике Японии в больших количествах малосернистого котельного топлива. [c.285]

Основные показатели нефтепереработки бывшего СССР в 1987 г. и России за 1990 и 1994 гг. приведены в табл. 11.11. Как видно, Ш1иболее массовым нефтепродуктом в стране все еще остается котельное топливо ( 37 % на НПЗ России в 1994 г.). Вторым по объему выпуска нефтепродуктов является дизельное топливо (-23 %). Объем производства бензинов (-16 %) ниже, чем дизельного топлива (соотношение бензин дизельное топливо составляет-1 1,5). Глубина п(феработки нефти за последние два десятилетия изменялась следующим образом 1975 г. — 57,9 1980 г. — 56,2 1985 г. — 58,2 1987г. [c.286]

Смотреть страницы где упоминается термин Котельное топливо: [c.110] [c.39] [c.40] [c.232] [c.25] [c.370] [c.50] [c.93] [c.94] [c.127] [c.129] [c.8] [c.49] [c.76] [c.222] [c.222] [c.222] [c.243] [c.245] [c.255] [c.259] [c.283] [c.25] [c.144]

Химический энциклопедический словарь (1983) -- [ c.279 ]

Технология переработки нефти и газа (1966) -- [ c.41 , c.47 , c.48 , c.349 ]

Каталитические процессы переработки угля (1984) -- [ c.0 ]

Большой энциклопедический словарь Химия изд.2 (1998) -- [ c.279 ]

Химмотология (1986) -- [ c.9 , c.203 ]

Справочник по основной химической промышленности Издание 2 Часть1 (0) -- [ c.209 ]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология