Методы анализа жидких продуктов переработки горючих ископаемых

Методические указания

к лабораторным работам по курсу "Физика и химия горючих ископаемых" для студентов III и IV курсов дневного и заочного обучения по специальности 7.091604 "Химическая технология топлива и углеродных материалов". ЧАСТЬ 1.

 

 

Днепропетровск УГХТУ 2008г.

 

Методические указания к лабораторным работам по курсу "Физика и химия горючих ископаемых" для студентов III и IV курсов дневного и заочного обучения по специальности 7.091604 "Химическая технология топлива и углеродных материалов.". Часть 1. Составили: А.А. Ковбык,. В.Н.Орлова - Днепропетровск, УГХТУ, 2008г. - _______ с.

Составили: А.А. Ковбык, доцент, канд. хим. наук

В.Н.Орлова, ассистент, канд. техн. наук

Рецензент: Л.С. Раскина, доцент, канд. техн. наук

Ответственный за выпуск: Е.Б.Шевченко, доцент, канд. техн. наук

 

Учебное издание

 

Методические указания

к лабораторным работам

по курсу "Физика и химия горючих ископаемых"

для студентов III и IV курсов дневного и заочного

обучения по специальности 6.051304 "Химическая технология топлива и углеродных материалов". Часть 1.

 

Составили: Ковбык Анатолий Анатольевич

Орлова Виктория Николаевна

 

Редактор Л.М. Тонкошкур

Корректор Л.Я.Гоцуцова

 

Подписано к печати.................. Формат 60 х 80 1/16. Бумага печ. № 3. Печать офисная. Условно-печ. стр.................. Уч.-изд. стр....................Тираж....................єкз. Зак. № ______

_______________________________________________________________________________ДВНЗ «УГХТУ», 49005, Днепропетровск, 5 пр.Гагарина,8

Издательско-полиграфический комплекс Ин.Ком. центра

Введение

Нефть, природный газ и уголь - основные горючие ископаемые в мировом энергетическом балансе, которые играют решающую роль в развитии экономики любого государства. Значение нефти, газа и твердых горючих ископаемых для энергетики, транспорта, химической и других отраслях промышленности тяжело переоценить.

Горючие ископаемые и продукты их переработки представляют собой сложнейшие смеси углеводородов. В состав этих систем могут входить неуглеводородные компоненты и их соединения: сера, азот, кислород, тяжелые металлы. Кроме того, сырая нефть и уголь содержат минеральные включения - воду, соли, механические примеси.

В соответствии с современными взглядами, основанными на коллоидно-химических представлениях, нефть, нефтепродукты и продукты переработки ТГИ являются сложными углеводородными смесями, которые различаются составом и соотношением концентраций содержащихся в них высокомолекулярных соединений (ВМС) (асфальтены, смолы, высокомолекулярные алканы и полициклические арены) и низкомолекулярных соединений (НМС) (низкомолекулярные алканы, циклоалканы и арены). При смешении ВМС и НМС образуются различные растворы нефтяных систем.

Если ВМС находятся в системе в виде индивидуальных макромолекул, полностью растворенных в НМС, нефть и нефтепродукты представляют собой истинные молекулярные растворы, подчиняющиеся законам для ньютоновских жидкостей (Ньютона, Рауля, Дальтона, Пуазейля).

В определенных условиях межмолекулярные взаимодействия склонных к структурированию ВМС приводят к образованию в нефтяной системе надмолекулярных структур различной степени сложности, стоящих из некоторого числа макромолекул. Такие надмолекулярные структуры, имеющие коллоидные размеры, отличаются от молекул ВМС большей молекулярной массой, высокой плотностью, меньшей летучестью, наличием межфазной поверхности.

Компоненты нефтяных фракций, являющиеся растворителями различной природы (полярные, неполярные), сложным образом взаимодействуют с надмолекулярными структурами, вследствие чего последние образуют в системе ядра, вокруг которых формируются межфазные (сольватные) слои различной толщины. Ядро и окружающий его сольватный слой, способны к самостоятельному существованию, называют сложной структурной единицей (ССЕ). Наличие сложных структурных единиц придает системе свойства дисперсных коллоидных систем, в связи с чем нефть и нефтепродукты в таких состояниях рассматривают как нефтяные дисперсные системы (НДС).

На современных углеперерабатывающих, нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях вырабатывается широкий ассортимент продуктов, которые используются либо непосредственно в качестве товарных компонентов, либо направляются на дальнейшую переработку. Для квалифицированной промышленной организации производства особую важность приобретает знание состава и свойств сырьевых композиций, физико-химических и эксплуатационных характеристик конечных продуктов. Определение физико-химических характеристик этих продуктов является неотъемлемой частью контроля за ходом технологического процесса или работы отдельного аппарата.

Показатели, характеризующие качество нефти и нефтепродуктов, условно подразделяют на общие и специальные.

К числу общих показателей относятся плотность, вязкость, низкотемпературные характеристики и др. Они определяются по единым методикам практически для всех типов нефти и нефтепродуктов.

Специальные показатели вводятся, наряду с общими, для более полной оценки свойств нефти и нефтепродуктов. Они определяются индивидуально, в зависимости от испытуемого продукта и являются контролируемыми показателями качества последнего. Условия определения специальных показателей в некоторой степени соответствуют условиям применения и эксплуатации испытуемого продукта. Специальными показателями являются, например, содержание воды в нефти, характеристики горения реактивных топлив, октановое и цетановое число, соответственно, бензинов и дизельных топлив и др.

Анализ и испытание нефти и нефтепродуктов осуществляется физическими, химическими и физико-химическими методами.

Физические методы позволяют анализировать нефть и нефтепродукты без изменения их молекулярной структуры в процессе испытания. Этими методами определяются такие физико-химические характеристики, как плотность, вязкость, температура плавления, температура застывания и др.

Химические методы основаны на способности компонентов испытуемого продукта вступать в специфическое химическое взаимодействие с определенными реагентами. К этой группе методов можно отнести, например, определение смолисто-асфальтеновых веществ в нефти и нефтепродуктах с помощью серной кислоты, анализ газа на содержание непредельных углеводородов и т.п.

Сущность физико-химических методов анализа заключается в установлении взаимосвязи между групповым химическим составом и физико-химическими характеристиками испытуемого продукта. Физико-химическими методами анализа являются колориметрия, рефрактометрия, поляриметрия, потенциометрия и др.

Определение физико-химических характеристик нефти и нефтепродуктов указанными методами проводится по общепринятым методикам, большинство из которых являются Государственным общесоюзным стандартом (ГОСТ).

Численные значения показателей качества нефти и товарных нефтепродуктов также лимитируются нормами стандарта. Качественные характеристики конечных и некоторых промежуточных продуктов на промышленных предприятиях определяются требованиями отраслевых стандартов (ОСТ), кроме того, качество продукции предприятия регламентируется техническими условиями (ТУ) на каждый выпускаемый продукт.

Анализ и испытание нефти и нефтепродуктов осуществляется на стандартных лабораторных приборах и установках, многие из которых автоматизированы и снабжены при необходимости специальными блоками самописцев с интеграторами и ЭВМ для графического изображения и количественной обработки результатов испытания.

При подготовке к лабораторной работе необходимо внимательно прочитать и проанализировать ее содержание и основные определения, ознакомится с методикой проведения испытаний, перенести в рабочую тетрадь необходимые рисунки, схемы аппаратов и формы записи текущих наблюдений.

Перед работой студенты должны получить допуск, путем сдачи коллоквиума по данной теме.

Лабораторный журнал является основным документом, по содержанию которого студент отчитывается о выполнении лабораторной работы или исследования. Журнал должен быть подписан, с указанием кафедры, предмета.

В процессе подготовки и выполнения лабораторной работы все записи и вычисления ведут непосредственно в лабораторном журнале, по возможности, подробно и четко. Запрещается ведение записей на отдельных листках бумаги.

По каждой работе в журнал вносятся следующие данные:

- Дата и название лабораторной работы.

- Краткие сведение о работе (химические реакции, исходные и конечные вещества, побочные продукты, катализатор, условие процесса и др.).

- Схема установки (прибора) с натуры, соблюдая пропорции между частями (узлами) установки. Все элементы установки нумеруют, и название их записывают на эскизе.

- Ход выполнения лабораторной работы, приводятся все предварительные расчеты, результаты взвешивания и измерения. Если в процессе опыта из реакционной массы отбирают пробы для анализа, то указывается количество и время отбора пробы.

- В случае необходимости составляется материальный баланс опыта.

- Графики, таблицы и выводы по данной работе.

Значения показателей качества нефти и нефтепродуктов, полученные в результате испытания, сравниваются с соответствующими литературными данными и техническими нормами на нефти и нефтепродукты.

При проведении работы в лаборатории необходимо строго соблюдать правила техники безопасности.

Определение плотности

Плотность является важнейшей характеристикой, позволяющей в совокупности с другими константами ориентировочно оценивать фракционный и химический состав жидких продуктов.

Абсолютной плотностью считается масса вещества, заключенная в единице объема. Плотность имеет размерность кг/м³. Абсолютная плотность обозначается .

В практике нефтепереработки принято использовать безразмерную величину относительной плотности нефти (нефтепродукта), которая равна отношению плотности нефти (нефтепродукта) при 20 ^ОС к плотности воды при 4 ^ОС. Относительная плотность обозначается .

В некоторых зарубежных странах за стандартную принята температура нефти (нефтепродукта) и воды, равная 15,5^ОС. В этом случае относительная плотность обозначается .

Взаимный пересчет значений плотности и производится по формуле:

= + 5γ (1.1.)

где g - средняя температурная поправка плотности.

Плотность нефти и нефтепродуктов уменьшается с увеличением температуры. Эта зависимость имеет линейный характер и хорошо описывается формулой Менделеева:

= - g (t - 20) (1.2.)

где - относительная плотность нефти (нефтепродуктов) при температуре испытания t, ^ОС.

g - средняя температурная поправка плотности (табл. 1.1.);

t - температура испытания, ^ОС.

В зависимости от требуемой точности плотность нефти и нефтепродуктов определяется ареометром (точность до 0,001), гидростатическими весами Вестфаля (точность до 0,0005) и пикнометром (точность до 0,00005).

Таблица 1.1

Средние температурные поправки g плотности на 1^ОС для нефти и нефтепродуктов.

Плотность	Поправка g	Плотность	Поправка g
0,6900-0,6999	0,000910	0,8500-0,8599	0,000699
0,7000-0,7099	0,000897	0,8600-0,8699	0,000686
0,7100-0,7199	0,000884	0,8700-0,8799	0,000673
0,7200-0,7299	0,000870	0,8800-0,8899	0,000660
0,7300-0,7399	0,000857	0,8900-0,8999	0,000647
0,7400-0,7499	0,000844	0,9000-0,9099	0,000633
0,7500-0,7599	0,000831	0,9100-0,9199	0,000620
0,7600-0,7699	0,000818	0,9200-0,9299	0,000607
0,7700-0,7799	0,000805	0,9300-0,9399	0,000594
0,7800-0,7899	0,000792	0,9400-0,9499	0,000581
0,7900-0,7999	0,000778	0,9500-0,9599	0,000567
0,8000-0,8099	0,000765	0,9600-0,9699	0,000554
0,8100-0,8199	0,000752	0,9700-0,9799	0,000541
0,8200-0,8299	0,000738	0,9800-0,9899	0,000528
0,8300-0,8399	0,000725	0,9900-1,0000	0,000515
0,8400-0,8499	0,000712

 

1.1. Определение плотности ареометром (нефтеденсиметром)

Данный способ основан на законе Архимеда, согласно которому тело, погруженное в жидкость, теряет в весе столько, сколько весит вытесненный им объем жидкости.

По устройству ареометры могут быть двух типов - с постоянным весом и с постоянным объемом. Наибольшее распространение в нефтяных лабораториях получили ареометры первого типа.

Ареометр (с постоянным весом) представляет собой стеклянный цилиндрический сосуд, снабженный снизу балластом в виде мелких металлических шариков (рис.1.1). Градуировку ареометров производят через 0,0005 в известном интервале и относят к плотности воды при 4°С. Таким образом, по показаниям ареометра непосредственно определяют относительную плотность .

Рис.1.1 Общий вид ареометра с постоянным весом.

Проведение испытания. В чистый достаточно широкий стеклянный цилиндр наливают испытуемый продукт, температура которого не должна отклоняться более чем на ±5°С от температуры окружающей среды. Чистый и сухой ареометр медленно и осторожно опускают в нефтепродукт, держа его за верхний конец. После того как ареометр уравновесится, т.е. прекратятся его колебания, производят отсчет до верхнему краю мениска. Одновременно замеряют температуру испытуемого продукта (не касаясь термометром стенок и дна цилиндра) Если температура отличается от 20°С, то относительную плотность рассчитывают с применением формулы (1.2).

При определении плотности вязких нефтепродуктов их разбавляют точно равным объемом керосина известной плотности. Плотность продукта вычисляют по формуле: _пр= 2 ₁ - , (1.3)

где ₁ - плотность смеси;

₂ - плотность керосина;

 

1.2. Определение плотности гидростатическими весами Вестфаля-Мора

Весы Вестфаля-Мора, в основу конструкции которых положен закон Архимеда, представляют разновидность ареометров с постоянным объемом (рис1.2).

 

1-коромысло, 2-вилка, 3-колонка, 4-прижимной винт, 5-установочный винт, 6-противовес, 7-серьга, 8-поплавок, 9-термометр, 10-стакан

Рис. 1.2. Весы Вестфаля-Мора

 

Весы состоят из не равноплечевого коромысла I, опирающегося призмой на подушку, заделанную в вилке 2 раздвижной колонки 3, скрепляемой прижимным винтом 4 и снабженной установочным винтом 5. На одном плече коромысла жестко укреплен постоянный противовес 6, а на другом при помощи серьги 7 к грузоподъемной призме подвешен на тонкой металлической проволоке поплавок 8 с впаянным в него термометром 9. Плечо коромысла разделено на 10 равных частей углубленными нарезами, на которые навешивают специальные гири-рейтеры. К весам прилагается стеклянный стакан 10 для испытуемого нефтепродукта.

Весы Вестфаля-Мора градуируются по плотности воды (при температуре воды t_в = 20°С). Результатом определения при температуре испытуемого продукта t_пр = t является так называемая "видимая" плотность .

Для пересчета "видимой" плотности на действительную () необходимо ввести в значение "видимой" плотности поправку на плотность воздуха (так как взвешивание проводилось на воздухе, а не в вакууме), а также произвести пересчет полученного значения плотности на .

Пересчет на производится по формуле:

= (0,99823 - 0.0012) + 0.0012 (1.4)

где 0,99823 - плотность воды при 20°С и 0,1 МПа (760 мм рт.ст.);

0,0012 -- плотность воздуха при 20°С и 0,1 МПа (760 мм рт.ст.).

Пересчет на - производится по формуле (1.2).

Проведение испытания. В стеклянный стакан наливают испытуемый продукт до тех пор, пока в него не погрузится поплавок и около 15 мм проволоки, на которой он подвешен. При этом равновесие весов нарушается и плечо с поплавком поднимается. На коромысло постепенно навешивают гири, начиная с самой большой, до установления равновесия. По достижении равновесия записывают температуру испытуемого продукта (по термометру, впаянному в поплавок, либо по дополнительному термометру) и "видимую" плотность, начиная запись с самой крупной гири. Например, по достижении равновесия оказалось, что первая гиря висит на восьмом делении, вторая на седьмом, третья на шестом и четвертая - на пятом. В этом случае "видимая" плотность испытуемого продукта при температуре испытания равна 0,8765. Видимую плотность пересчитывают на действительную по формулам 1.2 и 1.4.

 

1.3. Определение плотности пикнометром

Пикнометрический метод является одним из самых точных способов определения плотности нефтепродуктов. Преимуществом метода является возможность определения плотности в случае малых, по сравнению с другими методами, количеств испытуемого продукта (1-20 мл).

Пикнометрический метод основан на сравнении массы нефтепродукта, взятого в определенном объеме, с массой дистиллированной воды, взятой в том же объеме и при той же температуре. С помощью пикнометра можно определять плотности любых нефтепродуктов, начиная от легких бензинов и кончая твердыми битумами. Единственным недостатком пикнометрического метода является значительная продолжительность определения.

а) б) в)

Рис. 1.3. Типы пикнометров

Типы наиболее распространенных пикнометров, применяемых в нефтяных лабораториях, представлены на рис.1.3.

 

Проведение испытания. Пикнометрические определения проводятся при температуре 20°С, достигаемой с помощью термостатированной водяной бани или термостата.

Прежде всего устанавливается "водное число" пикнометра - масса воды в объеме пикнометра при 20°С. Для этого чистый пикнометр взвешивают на аналитических весах с точностью до 0,0002 г и заполняют дистиллированной водой (при температуре 18-20°С) чуть выше метки (для пикнометров типа а и в). Затем пикнометр выдерживают в бане или термостате при 20°С в течение 30 мин. Когда уровень воды в шейке пикнометра перестанет изменяться, избыток воды отбирают пипеткой или фильтровальной бумагой. Пикнометры типа б (рис.1.3) заполняют дистиллированной водой до средины горловины, закрывают пробкой, избыток нефтепродукта вытекает по капилляру, его удаляют фильтровальной бумагой и пикнометр тоже выдерживают в бане или термостате при 20°С в течение 30 мин.. Затем пикнометры снова взвешивают на аналитических весах с точностью до 0,0002 г. Водное число (m) вычисляют по формуле:

m = m₂ - m₁ (1.5)

где m₁- масса пустого пикнометра, г;

m₂ - масса пикнометра с водой, г.

Для измерения плотности нефтепродукта повторяют те же операции, что и при определении водного числа, но на этот раз заполняют пикнометр испытуемым нефтепродуктом. "Видимую" плотность нефтепродукта вычисляют по формуле:

 

 

= (1.6)

где m₃ - масса пикнометра с нефтепродуктом, г;

m₁ - масса пустого пикнометра, г;

m - "водное число" пикнометра, г.

"Видимую" плотность испытуемого нефтепродукта, определенную пикнометром, пересчитывают в действительную плотность по формулам (1.2 и 1.4).

Плотность нефти (нефтепродукта) с вязкостью при 50^оС более 75 мм²/с и нефтепродуктов твердых при комнатной температуре с меткой. Сухой и чистый пикнометр наполняют примерно на половину нефтью (нефтепродуктом) так, чтобы не замазать его стенки. При наполнении пикнометра очень вязким нефтепродуктом последний предварительно нагревают до 50-60^оС. После заполнения пикнометра примерно на половину его нагревают в термостате до 80-100 ^оС (в зависимости от вязкости нефтепродукта) в течении 20-30 мин для удаления пузырьков воздуха и затем охлаждают до 20 ^оС.

Если нефтепродукт при комнатной температуре находится в твердом состоянии (например, остаточный или окисленный битум), пикнометр заполняют примерно до половины мелкими кусочками нефтепродукта и затем термостатируют при температуре на 10 ^оС выше его температуры плавления, но не ниже 100^оС, для удаления воздуха и полного расплавления. Затем пикнометр охлаждают до 20^оС, вытирают и взвешивают с точностью до 0,0002 г.

После этого пикнометр с нефтепродуктом заполняют дистиллированной водой и термостатируют при 20 ± 0,1^оС до тех пор, пока уровень воды не перестанет изменяться. Избыток воды отбирают пипеткой или фильтровальной бумагой и вытирают шейку пикнометра внутри. Уровень воды в пикнометре устанавливают по верхнему краю мениска. Пикнометр вынимают из термоста-та, тщательно вытирают снаружи и взвешивают с точностью до 0,0002 г.

"Видимую" плотность анализируемой нефти (нефтепродукта) вычисляют по формуле:

p` = (m₃ - m₁)/[m - (m₄ - m₃)] (1.7)

где m₄ - масса пикнометра с нефтепродуктом и водой, г;

m₃ - масса пикнометра с нефтепродуктом, г;

m₁ - масса пустого пикнометра, г;

m - водное число пикнометра, г.

Полученное значение "видимой" плотности пересчитывают в плотность . Расхождение между параллельными определениями плотности не должно превышать 0,0008.

Следует иметь в виду, что результаты определения плотности искажаются при наличии в исходной пробе нефти (нефтепродукта) воды и механических примесей.

Определение вязкости

Вязкость является важнейшей физической константой, характеризующей эксплуатационные свойства котельных и дизельных топлив, нефтяных масел, ряда других нефтепродуктов. По значению вязкости судят о возможности распыления и прокачивания нефтепродуктов.

В нефтепереработке различают динамическую, кинематическую, условную и эффективную вязкость.

Динамической (абсолютной) вязкостю (µ) или внутренним трением называют свойство реальных жидкостей оказывать сопротивление сдвигающим касательным усилиям. Очевидно, это свойство проявляется при движении жидкости.

Единицей измерения динамической вязкости в системе СИ является ньютон-секунда на квадратный метр (Н*с/м²) - сопротивление, которое оказывает жидкость при относительном перемещении двух ее слоев поверхностью 1 м², находящихся на расстоянии 1 м один от другого и перемещающихся под действием внешней силы в 1 Н со скоростью 1м/с. Учитывая, что Н/м²=Па, динамическую вязкость часто выражают в паскаль-секундах (Па*с) или милипаскаль-секундах (мПа.с.)

В системе СГС размерность динамической вязкости дин.с/см². Эта единица называется "пуаз" (1 пуаз = 0,1 Па*с.).

Кинематической вязкостью (g) называется величина, равная отношению динамическаой вязкости жидкости к ее плотности при той же температуре.

Единицей кинематической вязкости является м²/с - кинематическая вязкость такой жидкости, динамическая вязкость которой равна 1 Н*с/м² и плотность - кг/м³.

В системе СГС кинематическая вязкость выражается в см²/с. Эта единица называется "Стокс" (1 Ст = 10^-4 м²/с).

Нефть и нефтепродукты часто характеризуются условной вязкостью, за которую принимается отношение времени истечения через калиброванное отверстие стандартного вискозиметра 200 мл нефтепродукта при определенной температуре (t) ко времени истечения 200 мл дистиллированой воды при температуре 20^оС. Условная вязкость при температуре t обозначается знаком ВУ_t и выражается числом условных градусов.

У нефтяных дисперсных систем в определенных условиях в отличие от ньютоновских жидкостей вязкость является переменной величиной, зависящей от градиента скорости сдвига. В этих случаях нефть и нефтепродукты характеризуются эффективной или структурной вязкостью:

 

(3.1)

где h_эф - эффективная вязкость, Н*с/м²;

Р - напряжение сдвига испытуемого продукта, Н/м²;

Д_r - градиент скорости сдвига, с^-1.

В нефтяных лабораториях для определения вязкости используют специальные приборы - вискозиметры, различающиеся по принципу действия:

а) капилярные, основанные на определении текучести жидкости через капилляр (вискозиметры типа ВПЖ и др.);

б) вискозиметры, в которых измерение жидкости основано на установлении относительного времени истечения определенного объема жидкости (вискозиметры типа ВУ, Энглера и др.);

в) вискозиметры, определяющие вязкость по скорости падения тела или по затуханию колебаний твердого тела в испытуемой жидкости (вискозиметры Гурвича, Гепплера и др.).

Определение кинематической вязкости обязательно для таких товарных нефтепродуктов, как дизельные топлива и смазочные масла (ньютоновские жидкости). Для определения динамической вязкости жидких нефтепродуктов, имеющих вязкость от 1 до 6*10³ Па*с, применяют автоматический капиллярный вискозиметр (ГОСТ 7163-84). Динамическую вязкость природных битумов, тяжелой нефти и нефтепродуктов (не ньютоновские жидкости) определяют в ротационных вискозиметрах.

Согласно унифицированной программе исследования для нефти определяют кинематическую (или динамическую) вязкость при температурах от 0 до 50^оС (через 10 ^оС). Для маловязкой нефти определение начинают с – 20 ^оС. Для керосиновых дистиллятов определяют кинематическую вязкость при 20 и - 40 ^оС. Для дизельных - при 20^оС, для масляных - при 40, 50 и 100^оС. Для остатков, выкипающих выше 350^оС, определяют условную вязкость при 50, 80 и 100^оС.

На вязкость нефти и нефтепродуктов существенное влияние оказывает температура. С ее понижением вязкость увеличивается. Вязкостно-температурные свойства нефтепродуктов зависят от их фракционного состава. Наименьшей вязкостью и наиболее пологой кривой вязкости обладают алифатические углеводороды. Наибольшей вязкостью и наиболее крутой кривой вязкости - ароматические (особенно би- и полициклические) углеводороды.

Важным эксплуатационным показателем в химмотологии топлив и масел является прокачиваемость. Прокачиваемость моторных топлив и топлив для газотурбинных и котельных установок существенно зависит от их вязкости. Например, количество бензина вязкостью 0,65 мм²/с, поступающего в двигатель за одну минуту, составляет 100 г, а бензина вязкостью 1,0 мм²/с – 95 г. В технических требованиях на товарные топлива и смазочные масла предусмотрены соответствующие ограничения значения вязкости. Так, топлива для быстроходных дизелей должны иметь кинематическую вязкость при 20^оС в пределах 1,5 – 6,0 мм²/с.

С понижением температуры высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефтепродукты (мазут, гудрон) могут проявлять аномалию вязкости, так называемую структурную вязкость. При этом их течение перестает быть пропорциональным приложенному напряжению, т.е. они становятся неньютоновскими жидкостями. Причиной структурной вязкости является содержание в нефти и нефтепродукте смолисто-асфальтеновых веществ и парафинов. При определенной температуре эти компоненты приводят к образованию дисперсных систем (надмолекулярных структур). Усилие, которое необходимо для разрушения надмолекулярной структуры неньютоновских жидкостей, называется пределом упругости.

 

 

3.1. Определение кинематической вязкости

Настоящий метод применяется для определения кинематической вязкости жидких нефтепродуктов, которые при температуре испытания представляют собой ньютоновские жидкости. Сущность метода заключается в измерении времени истечения определенного объема испытуемой жидкости под влиянием силы тяжести через капилляр.

Определение проводится в вискозиметрах, общий вид которых представлен на рис.3.1. Вискозиметры представляют собой V - образную трубку, в колено 1 которой впаян капилляр 7. При измерении вязкости жидкость из резервуара 4 течет по капилляру в расширение 6.

Набор вискозиметров капиллярного типа состоит из 11 вискозиметров с диаметрами капилляров 0,4 – 0,6 – 0,8 – 1,0 – 1,2 – 1,5 – 2,0 – 2,5 – 3,0 – 3,5 – 4,0 мм. Диаметр капилляра вискозиметра зависит от прозрачности нефтепродукта и его вязкости и подбирается таким образом, чтобы время истечения жидкости было не менее 200 с.

а б

а – вискозиметр Пинкевича; б- ВПЖ-2

Рис.3.1 Капиллярные вискозиметры

 

В основу метода положена формула Пуазейля для истечения реальных жидкостей через капилляры:

, (3.2)

где ν - кинематическая вязкость;

V - объем жидкости, протекающей через капилляр, м³;

r - радиус капилляра, м;

L - длина капилляра, м;

τ - время истечения определенного объема жидкости, с;

h - высота столбца жидкости, м.

Учитывая, что h, r, L, V имеют постоянные значения для данного вискозиметра, можно обозначить

(3.3)

тогда

v = с τ, (3.4)

или

с = , (3.5)

где с - постоянная вискозиметра. Она не зависит от температуры, а зависит только от геометрических размеров вискозиметра.

Проведение испытания. Перед началом испытания устанавливают необходимую температуру в термостатируемой водяной бане.

В чистый, хорошо высушенный вискозиметр набирают пробу испытуемого нефтепродукта. Для этого на отводную трубку 3 (рис.3.1) надевают резиновый шланг. Далее, зажав пальцем колено 2 и повернув вискозиметр, опускают колено 1 в сосуд с жидкостью и засасывают ее с помощью груши или иным способом до отметки М₂, следя за тем, чтобы в жидкости не образовались пузырьки воздуха. В тот момент, когда уровень жидкости достигнет отметки М₂, вискозиметр вынимают из сосуда и быстро переворачивают в нормальное положение. Снимают с внешней стороны конца колена 1 избыток жидкости и надевают на него резиновую трубку.

 

3.2 Определение условной вязкости

Метод определения условной вязкости применяется для нефтепродуктов, дающих непрерывную струю в течение всего испытания и вязкость которых нельзя определить капиллярными вискозиметрами.

Испытание проводится в вискозиметрах типа ВУ, упрощенная схема которого представлена на рис.3.2. Вискозиметр типа ВУсостоит из внутреннего резервуара 1, снабженного сточной трубкой 2 калиброванного диаметра для истечения жидкости. Внутренний резервуар помещают в водяную (или масляную) баню 3, снабженную мешалкой 4. Подогрев бани осуществляется при помощи электрической печки 5. Температура бани замеряется обычным термометром. Резервуар 1 закрывается крышкой 6, имеющей два отверстия, в одно изкоторых вставляется специальный термометр 7, а в другое - деревянный заостренный стержень 8, с помощью которого закрывается и открывается от-верстке сливной трубки 2 на дне резервуара 1. Внутри резервуара прикреплены три заостренных и изогнутых под прямым углом штифта 9, служащих указателем уровня нефтепродукта, заливаемого в вискозиметр. Объем резервуара 1 от дна до конца штифтов составляет около 240 мл.

Весь прибор устанавливается на треножнике 10, снабженном установочными винтами II.

Для измерения объема вытекающей из вискозиметра жидкости к прибору прилагается специальная измерительная колба 12 с отметкой 200, мл.

Рис. 3.2 Упрощенная схема вискозиметра типа ВУ

1-внутренний резервуар, 2-сточная трубка, 3-водяная (или масляная) баня, 4-мешалка, 5-электропеч, 6-крышка, 7-термометр, 8-стержень, 9-штифт, 10-тренога, 11-установочный винт, 12-измерительная колба.

 

Перед началом испытания проводится определение водного числа вискозиметра.

Водным числом называется время истечения 200 мл дистиллированной воды из вискозиметра при температуре 20 ⁰С. Перед определением водного числа внутренний резервуар промывают петролейным эфиром, спиртом, водой и высушивают. Устанавливают прибор, отверстие закрывают стержнем, заливают в резервуар воду с температурой 20°С до уровня, при котором острия штифтов едва лишь выдаются над поверхностью воды. Колбу подставляют под сточную трубочку и, приподняв стержень, спускают воду в колбу для заполнения сточной трубочки и установления уровня воды. При температуре 20°С коротким движением приподнимают стержень, одновременно пуская в ход секундомер. Когда нижний край мениска воды достигает кольцевой метки на колбе, секундомер останавливают.

Измерение водного числа повторяют 3-4 раза. Берут среднее значение. Если водное число вискозиметра выходит за пределы 51 сек, то вискозиметр для работы не годен.

Проведение испытания. В баню заливают воду (при определении вязкости при температурах до 80⁰С), либо масло (при определении вязкости при температурах 80-100⁰С), и нагревают до температуры несколько выше заданной температуры определения. Сливное отверстие внутреннего резервуара закрывают стержнем и заливают в него испытываемый нефтепродукт так, чтобы острия всех трёх штифтов едва заметно выдавались над уровнем нефтепродукта. Закрывают вискозиметр крышкой, вставляют в неё термометр, и под сточное отверстие ставят чистую сухую измерительную колбу.

Температуру бани поддерживают на 0,2-0,5⁰С выше температуры испытуемого нефтепродукта включением и выключением обогрева, обеспечиваяравномерность нагрева жидкости перемешиванием мешалкой. Нефтепродукт также перемешивают (термометром) осторожно вращаявокруг стержня крушу прибора, в которую вставлен термометр.