Определение средних температур кипения нефтяных фракций

 

Задача 1. При разгонке фракции нефти по ГОСТ были получены следующие фракции: t_нк = 100 °С; t₁₀ = 120 °C; t₃₀ = l35 °С; t₅₀ = 205 °С; t₇₀ = 250 °С; t₉₀ = 290 °С; t_кк = 305 °С. Определить среднеобъемную, среднемассовую, среднекубическую, среднеусредненую и среднемольную температуры кипения фракции.

Решение.

Для решения задачи воспользуемся номограммой (рисунок 1), которая позволяет установить искомые температуры кипения с учетом рассчитанного угла наклона кривой разгонки.

Найдем среднеобъемную температуру кипения фракции:

 

t_{cр. об} = (t₁₀ + t₃₀ +t₅₀ + t₇₀ + t₉₀)/5 == (120 + 135 + 205 + 250 + 290)/5 = 200 °С.

 

Находим угол наклона кривой разгонки по уравнению (9)

 

α =  = 2,12

 

На оси абсцисс номограммы отметим точку, соответствующую углу наклона кривой разгонки (α), равную 2,12. Через отмеченную точку проводим прямую, перпендикулярную оси абцисс. Отмечаем точки пересечения проведенной прямой с соответствующими линиями температуры (200 °С) среднемассовой, среднекубической,

       Средний наклон кривой разгонки, по ГОСТ 2177-88, ºС/% отгона

Рисунок 1. Номограмма для определения корректирующих поправок к среднеобъёмной температуре кипения.   

 

          

 

Рисунок 2. Определение среднемолекулярной                                    Рисунок 3. Определения молекулярной

температуры кипения нефтепродуктов по среднеобъёмной          температуры кипения нефти и нефтепродуктов

температуре кипения и углу наклона кривой стандартной разгонки

среднеусредненной, среднемольной. Из точек пересечения опускаем перпендикуляры на ось поправок и находим поправки с соответствующим знаком для искомых температур:

- среднемассовая: +5,5 °С;

- среднекубическая: –5,7 °С;

- среднеусредненная: –15,5 °С;

- среднемольная: –25,7 °С.

Далее рассчитываем искомые температуры:

 

t_{ср. мас} = t_ср. _об + Δt_ср._мас = 200 + 5,3 = 205,3 °С,

 

t_{ср. куб} = t_{ср. об} + Δt_ср._куб = 200 – 5,2 = 194,8 °С,

 

 t_ср.уср = t_ср.об + Δt_ср.уср = 200 – 15,5 = 185,4 °С,

 

t_ср.мол=t_ср.об+Δt_ср.мол=200–25,7=174,3°С

 

 

Задача 2.

Дана нефтяная фракция со среднеобъемной температурой кипения, равной 200 °С, и углом наклона кривой разгонки (Δ), равным 2,12. Необходимо определить среднемольную температуру кипения фракции.

Решение.

Для решения задачи воспользуемся графиком (рисунок 2), который позволяет определить среднемольную температуру кипения по известной величине среднеобъемной температуры кипения и значением снимаемой поправки с графика.

 На оси абцисс отмечаем точку, соответствующую значению угла наклона кривой разгонки фракции (α), равному 2,12, из которой восстанавливаем перпендикуляр до пересечения с кривой разгонки.

Из точки пересечения с кривой разгонки опускаем перпендикуляр на шкалу поправок. В точке пересечения считываем поправку Δt, равную 12,5 °С.

Далее рассчитываем искомую среднемольную температуру кипения фракции по формуле (8):

 

t_{ср. мол} = t_{ср. об} – Δt = 200 + 12,5 = 212,5 °С.

 

Задача 3.

Дана нефтяная фракция с относительной плотностью

., равной 0,95, и средней молекулярной массой 230. Определить среднемольную температуру кипения фракции.

Решение.

Для решения задачи воспользуемся номограммой (рисунок 3), которая позволяет определить среднемольную температуру кипения по известной величине относительной плотности .

На оси молекулярной массы отмечаем точку, соответствующую молекулярной массе 180, через которую проводим прямую линию, перпендикулярную данной оси, до пересечения с кривой относительной плотности (). Из точки их пересечения опускаем перпендикуляр на ось среднемольной температуры кипения. В точке пересечения с осью находим искомое значение среднемольной температуры кипения t_ср.мол, равное 258 °С.

 

Задания для самостоятельной работы

 

Задача 1. По стандартной разгонке нефтяной фракции определить среднеобъемную, среднемольную, среднемассовую, среднекубическую и среднеусредненную температуры кипения фракции. Определение провести по номограмме, приведенной на рисунке 1. Варианты заданий представлены в таблице 2.

 

Таблица 2. Варианты заданий к задаче 1

 

Результаты разгонки по ГОСТ	Результаты разгонки по ГОСТ
	^f10	^f30	^t50	^t70		^t90
1	75	100	125	150		170
2	83	107	134	157		178
3	91	114	143	164		186
4	99	121	152	171		194
5	107	128	161	178		202
6	115	135	170	185		210
7	123	142	179	192		218
8	131	149	188	199		226
9	139	156	197	206		234
10	147	163	206	213		242
11	155	170	215	220		250
12	163	177	224	227		258
13	171	184	233	234		266
14	179	191	242	241		274
15	187	198	251		248	282
16	195	205	260		255	290
17	203	212	269		262	298
18	211	219	278		269	306
19	219	226	287		276	314
20	227	233	296		283	322
21	235	240	305		290	330
22	243	247	314		297	338
23	251	254	323		304	346
24	259	261	332		311	354
25	267	268	341		318	362

 

Задача 2. Используя результаты среднеобъемной температуры кипения фракции, полученные в задаче 1, и дополнительные данные, приведенные в таблице 3, найдите молекулярную массу нефтяных фракций. Для решения данной задачи воспользуйтесь номограммой, представленной на рисунке 3. Варианты заданий представлены в таблице 3.

Номер варианта		Характеристический фактор
1	0,7334	10,8
2	0,7415	10,8
3	0,7494	10,9
4	0,7571	10,9
5	0,7645	11,0
6	0,7718	11,0
7	0,7788	11,1
8	0,7856	11,1
9	0,7922	11,2
10	0,7986	11,2
11	0,8048	11,3
12	0,8108	11,3
13	0,8166	11,4
14	0,8222	11,4
15	0,8277	11,5
16	0,8330	11,6
17	0,8381	11,6
18	0,8430	11,7
19	0,8478	11,7
20	0,8524	11,8
21	0,8569	11,8
22	0,8612	11,9
23	0,8654	12,0
24	0,8694	12,0
25	0,8733	12,1

 

1.7 Электрические свойства нефти

 

Главнейшими электрическими свойствами нефтепродуктов являются электропроводность и диэлектрическая проницаемость.

Чистые (безводные) нефть и нефтепродукты являются ди­электриками (т. е. изоляторами) — веществами не проводящими электрический ток. Их применяют в качестве электроизолирую­щих материалов для кабелей, для заливки трансформаторов и т. д.

Проводимость жидких диэлектриков зависит от содержания вла­ги и температуры. Значение относительной диэлектрической про­ницаемости нефтепродуктов в 3—4 раза меньше таких изоляторов, как стекло, фарфор, мрамор.

У безводных, чистых нефтепродуктов электропроводность ничтожна. Вследствие малой электропроводности парафин стал незаменимым изолятором в радиотехнике.

Нефтепродукты способны аккумулировать электрический за­ряд, который возникает при трении их о стенки трубопровода. При некоторых условиях электрические заряды могут образовы­вать искры и вызывать воспламенение нефтепродукта, что при­водит к пожарам и взрывам. Надежным методом борьбы с накоп­лением статического электричества является заземление всех ме­таллических частей аппаратуры, насосов, трубопроводов и т. п.

 

1.8 Оптические свойства нефти

 

В дополнение к химическим методам анализа для определе­ния физико-химических свойств нефти используют такие опти­ческие свойства, как цвет, показатель преломления, оптическая активность и пр. Эти показатели внесены в ГОСТы на некото­рые нефтепродукты. Кроме того, по оптическим показателям можно судить о глубине очистки нефтепродуктов, о возрасте и происхождении нефти.

Цвет нефтей меняется в пределах одного месторождения. Вопреки общераспространенному мнению нефть не всегда быва­ет черного цвета. Существуют «белые» и «красные» нефти. «Бе­лая» нефть — прозрачная, почти бесцветная жидкость малой плотности и имеет, как правило, газоконденсатное происхожде­ние. «Красная» нефть плотнее, она богата бензино-керосиновы- ми фракциями.

Показатель преломления характеризует оптическую плотность среды и позволяет судить о групповом углеводородном составе нефти и нефтяных дистиллятов, а в сочетании с плотностью и молекулярной массой — рассчитать структурно-групповой со­став нефтяных фракций.

Показатель преломления, или коэффи­циент рефракции, и плотность являются важнейшими физиче­скими константами индивидуальных соединений. С их помощью устанавливается чистота синтезированных или выделенных из нефти веществ.

Показатель преломления зависит от природы исследуемого вещества. Например, чем больше плотность нефтепродукта, тем выше его показатель преломления.

 

 

Список литературы

 

1. Вержичинская С.В., Дигуров Н.Г., Синицин С.А. Химия и технология нефти и газа: учебное пособие.-М.: ФОРУМ: инфра-м, 2016. – 416с.: ил.

2. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: «ГИЛЕМ», 2002. – 671с.

3. Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа: Учебное пособие. – 4-е изд.,стер.- СПб.: Издательство «Лань», 2018. – 256с.

4. Кирсанов, Ю. Г. Анализ нефти и нефтепродуктов: [учеб.-метод. пособие] /
Ю. Г Кирсанов, М. Г Шишов, А. П. Коняева; [науч. ред. О. А. Белоусова]; М-во образования и науки Рос. Федерации, Урал. федер. ун-т. – Екатеринбург:   Изд-во Урал. ун-та, 2016. - 88 с.