Продуктах нефтепереработки

Однако полностью исключить транспортировку угля вряд ли удастся. Да и стоит ли? А нельзя ли передавать уголь на расстояние по... трубам, как нефть или газ? Причем речь идет не о продуктах газификации или гидрогенизации, а о настоящем твердом угле. Оказывается, идея эта не нова. Еще в 1914 г. в Лондон был протянут первый углепровод. А в 1970 г. в США заработал углепровод длиной 434 км. Уголь измельчают и в виде пульпы прогоняют по трубопроводу. Но самое интересное — это экономические расчеты. Подсчитано, например, что если по-

В действительности в продуктах газификации образуется также и некоторая небольшая доля COj.

В действительности в продуктах газификации образуется также и некоторая небольшая доля СО2.

В области более высоких температур (Т = 1300 ч- 1500° К) увеличение содержания воды от 20 до 60% снижает концентрацию окиси углерода в продуктах газификации для широкой области изменения давления Р = 1 + 200 ата (рис. 102).

прессорами среднего и высокого давления; аппараты системы водоочистки 11; барабан-сепаратор 12 с системой продувки; водо-водяной эжектор 13 для поддерживания определенной сухости пара на выходе из испарительного пакета 21. Установка может работать на двух видах топлива — продуктах газификации мазута или природном газе. Все перечисленные элементы включаются в установку независимо от вида топлива. Кроме того, установка имеет элементы, специфичные для использования продуктов газификации мазута и их получения: реактор газификации мазута 20, где происходит безостаточная газификация всего топлива путем неполного окисления воздухом высокого давления, отбираемым из компрессора высокого давления при аг = 0,4 и температуре процесса tr ~ 1300° С, что обеспечивает полную газификацию топлива без значительного сажеоб-разования (?^2%); котел-утилизатор 21, составляющий единый агрегат с реактором, в котором продукты газификации охлаждаются примерно до 400° С. Выделяющееся при этом тепло используется для генерации пара; газо-газовый теплообменник 22 для охлаждения продуктов газификации до 200° С перед подачей их на мокрую газоочистку; система очистки газов от примесей сажи и золы, осуществляемая в три ступени — скруббер 23, труба Вентурри 24, пенный аппарат 25. Скруббер предназначен для грубой очистки газа от механических примесей горячей водой, труба Вентурри служит для коагуляции сажистых частиц и конденсации части пара, содержащегося в газе, пенный аппарат — для тонкой очистки газа от механических примесей (продукты газификации промываются холодной водой); абсорбер 26, где газ промывается раствором горячего поташа — для очистки от содержащихся в нем сернистых соединений; отгонная колонна 27 — для регенерации сорбирующего агента. После регенерации раствора поташа образуется концентрированный сероводород, из которого получают элементарную серу или серную кислоту.

Таким образом, агрегаты установки, работающей на продуктах газификации высокосернистого мазута, условно можно разделить на «собственные», включенные в схему независимо от вида топлива, и агрегаты «химической приставки». Установка ПГУ-200-750/30, работающая на природном газе и не включающая поэтому элементов «химической приставки», была ранее тщательно изучена: проведена технико-экономическая и термодинамическая оптимизация параметров установки на математической модели с применением вычислительных машин [15]. Однако включение в установку новых агрегатов заставило не только изменить математическую модель в части взаимосвязи «собственных» элементов с добавленными, моделирования новых элементов, но и провести технико-экономические и термодинамические исследования для оптимизации отдельных узлов и всей установки в целом. Указанная необходимость объясняется тем, что ПГУ, работающая на продуктах газификации высокосернистых мазутов, по существу является принципиально новой установкой; для нее отсутствует проектный и эксплуатационный опыт. Химическая приставка относится к числу наиболее непроработанных узлов установки. По имеющимся в литературе данным оптимизационные исследования процесса безостаточной газификации мазута не проводились (ни как самостоятельной схемы, ни в комплексе с конкретной теплоэнергетической установкой).

КУ, — котел-утилизатор на продуктах сгорания газовой турбины;, КУг — котел-утилизатор на продуктах газификации; ЭК. — экономайзер. Остальные обозначения см. рис. 1-1 и 1-3

ческого оборудования. Она заключается в том, что газомазутные парогенераторы при работе на продуктах газификации могут нести номи-. нальную нагрузку и обеспечивают номинальные параметры пара без существенного изменения поверхностей нагрева. Оборудование газификации и очистки не соединяется с парогенераторами по воде и пару, что значительно упрощает схему.

Характеристики процессов газификации сернистых мазутов, производимой по методу ВНИИ НП и по методу ИГИ, оказываются близкими между собой. Однако в продуктах газификации по методу ИГИ содержание сажи почти в два раза меньше, что в значительной степени упрощает систему их очистки. Опыты показывают, что концентрация и размер сажистых частиц зависят от состава топлива, коэффициента расхода воздуха, конструкции горелочных устройств, качества приготовления эмульсии и т. п.

Весьма важным качеством исследованного процесса газификации является подавление окислов азота. Содержание NOX в продуктах газификации составляет всего 0,18—0,2 г/м3. Приведенные экспери-

при агг = 0,43. Количество исходной сажи в продуктах газификации при этом составляет 17 г/м3. Относительно низкая температура у основания факела объясняется в обоих случаях большой концентрацией сажи. Рост температуры в средней части факела объясняется ее выгоранием. Более высокая температура факела при сжигании продуктов газификации объясняется лучшим их сгоранием, снижением степени черноты факела и менее интенсивным охлаждением продуктов сгорания в топке. Кривая 2 показывает изменение температуры факела при сжигании продуктов газификации с наименьшим количеством сажи. В этом случае, как видно, температура у основания факела оказывается наивысшей, а ее изменение по длине факела почти линейное. Определенное улучшение достигается при сжигании продуктов газификации и тепловыделении в объеме топки. Приведенные на рис. 4-11 результаты измерения величин падающих на боковой экран полусферических тепловых потоков показывают, что характерные для прямого сжигания мазута (пунктирная кривая) пики локальных тепловых потоков значительно сглаживаются. Эти пики оказываются тем меньше, чем выше коэффициент расхода воздуха в газогенераторе, т. е. чем ниже концентрация исходной сажи в продуктах газификации. Отмеченные изменения состава и температуры топочной среды вызывают определенные изменения и эмиссионных свойств факела. Результаты экспериментального определения степени черноты факела йф по его длине для различных исходных концентраций сажи в горючем мазутном газе представлены на рис. 4-12, Как видно, значение а<}> по всей длине факела тем больше, чем больше количество сажи в сжигаемом генераторном газе. Сравнивая полученные данные при сжигании газа и мазута (опыты ЦКТИ), можно заметить некоторое уменьшение степени черноты у основания факела, которое объясняется отсутствием характерной для прямого сжигания мазута наиболее затемненной части факела в устье амбразур горелочных устройств. Увеличение степени черноты в хвостовой части факела можно объяснить определенным затягиванием процесса выгорания сажистых частиц.

из смеси магнезиального вяжущего, древесной муки и опилок с добавлением тонкодисперс. минер, в-в (тальк, асбест, мраморная мука) и щёлоче-стойких пигментов. Применяется гл. обр. для устройства бесшовных полов, оснований под чистые полы из полимерных материалов, изготовления прессов, плиток для полов. ксилолы СбН4(СН3)2 - бесцветные жидкости: орто-К. (/Кип 144,4 °С), мета-К. (^ип 139,1 °С) и пара-К. (/кип 138,4 °С). Содержатся в кам.-уг. смоле и продуктах нефтепереработки; образуются (смесь изомеров) при каталитич. риформинге нефт. фракций. К. применяют для получения фталевых к-т, а также как растворители лакокрасочных материалов и высокооктановые добавки к авиац. бензинам.

чески этот процесс стал возможным (а он начал развиваться до начала второй мировой войны) благодаря освоению новых методов разведки недр (позволили выявить довольно значительные запасы нефти) и прогрессу в технике глубинного бурения (привело к возможности организации высокоэкономичной добычи нефти даже с очень больших глубин); эти обстоятельства позволили в известной степени переоценить значение потенциальных запасов классических видов топливно-энергетических ресурсов. Совокупное влияние этих и. ряда других факторов привело к возможности большего использования нефтепродуктов не только для нестационарной, но и для стационарной энергетики и к взаимозаменяемости твердого и жидкого топлива. Следует отметить значительно возросшую потребность химической промышленности в продуктах нефтепереработки.

Необходимо отметить, что для отдельных стран, ведущих переработку нефти, структура ее потребления (особенно выход мазута) существенно зависит от возможностей использования газа и его конкурентоспособности, а также потребности в отдельных продуктах нефтепереработки (особенно для нефтехимии). Именно эти обстоятельства существенно повлияли на изменение структуры нефтепереработки в США и Западной Европе. В США выход мазута к общему объему нефтепродуктов составлял в 1938 г. около 34,1%, к 1955 г. его удельный вес сократился примерно до 25, а к началу 1967 г. — до 19,4%. В странах Западной Европы, не имевших до последнего времени значительных запасов природного газа, положение обратное — в 1938 г. выход мазута составлял в целом около 26%, повысившись впоследствии до величин 44—47% (1966 г. —45,6%). Следует, однако, подчеркнуть, что в капиталистических странах Западной Европы повышение доли выхода мазута при нефтепереработке определялось не только отсутствием конкуренции со стороны газа, но может быть еще в большей степени борьбой за максимальные 'прибыли нефтяных монополий с предприятиями угольной промышленности.

В книге приведены данные об ингибирующем действии большого числа веществ (—1700). Справочник состоит из шести разделов, в которых представлены ингибиторы коррозии: в растворах кислот и щелочей; в воде и водных нейтральных растворах солей; в атмосфере; в нефти (добыча, разведка, транспортировка, хранение); в органических средах и вторичных продуктах нефтепереработки.

& -Справочник состоит из шести частей, в которых представлены: ингибиторы коррозии в растворах кислот и щелочей; в воде и водных нейтральных растворах «солей; в атмосфере; в нефти (добыча, разведка, транспортировка, хранение); «"органических средах и вторичных продуктах нефтепереработки.

Ингибитор коррозии черных металлов в нефти и вторичных продуктах нефтепереработки [53, 518]. Рекомендуется для защиты танкеров в концентрации 0,005-0,01%.

Ингибитор коррозии мягкой стали в водном растворе NaCl [1107]. Ингибитор коррозии черных металлов во вторичных продуктах нефтепереработки [53, 910].

Ингибиторы коррозии черных металлов в нефти [53, 1088], во вторичных продуктах нефтепереработки [53, 461]. Применяются в концентрации 0,0001—1% для защиты нефтехранилищ.

NH2CH2CH2NHC—Ci7H33 II О Ингибитор коррозии черных металлов в нефти [53], во вторичных продуктах нефтепереработки [53, 403]. Применяется для защиты оборудования скважин.

Ингибитор коррозии черных металлов в нефти, в кислотах [53, 331, 391, 418], во вторичных продуктах нефтепереработки [1003]. Применяется при добыче и переработке нефти.

Ингибиторы коррозии в органических средах и вторичных продуктах нефтепереработки