Задачи по ТАиКП. 1. 1 Характеристические точки кипения нефтяных фракций

• Название: 1. 1 Характеристические точки кипения нефтяных фракций
• Дата: 27.11.2022
• Размер: 474.94 Kb.
• Имя файла: Задачи по ТАиКП.docx
• Тип: Документы; #814426

1.1 Характеристические точки кипения нефтяных фракций

Нефть и её фракции – это смесь различных углеводородов и их соединений, выкипающая в определённом интервале температур. Поэтому при расчетах пользуются понятием средней температуры кипения. В зависимости от способа усреднения различают средне-объемную (t_ср.об.), средне-молекулярную (средне-молярную) (t_ср.мол.), средне-массовую (t_{ср.масс.}), средне-кубическую (t_ср.куб.), средне-усредненную (t_ср.ус.) температуры кипения, но чаще всего используют для расчетов средне-молекулярную t_ср.мол. [2–5]. Расчеты средних температур кипения всегда ведутся в градусах Цельсия, однако, в дальнейших расчетах данная величина может быть выражена в градусах Кельвина.

Так как значение температуры кипения нефтяной фракции повсеместно используется для расчета прочих теплофизических свойств фракции, для упрощения часто среднюю температуру кипения определяют как среднее арифметическое начальной и конечной температур кипения.

Для смеси, состоящей из нескольких нефтяных фракций, средне-молекулярная температура кипения определяется следующим образом:

, (1.1)

где , ;

t_1, t₂, ..., t_n, (t_i) – среднеарифметические значения температур кипения фракций, ºС,

N₁, N₂ ,…,N_n, (N_i) – моли (или % мол.) отдельных фракций,

х_i – содержание отдельных фракций, мольные доли,

М_i – молекулярная масса отдельных фракций,

G_i – массы (или масс. доля %) отдельных фракций.

Если известны данные о разгонке образца нефти или узкой фракции, то приближенно среднюю температуру (t_ср.об) можно определить как температуру отгона 50 % образца по кривой истинных температур кипения (ИТК) или по кривой разгонки.

1.2 Характеристический фактор

Характеристический фактор К определяет химическую природу нефтепродукта. Характеристический фактор применяется для повышения точности в расчетах плотности и молекулярной массы нефтяных фракций.

Рассчитывают К по формуле

, (1.2)

где – средне-молекулярная температура кипения, К;

– относительная плотность нефтепродукта.

За рубежом данный параметр носит название характеристического фактора Уотсона [6].

Средние значения характеристического фактора К:

• 
  парафинистые продукты ок. 13,0;
  
• 
  нафтеновые продукты ок. 12,0;
  
• 
  ароматизированные продукты ок. 10,0.
  

1.3 Компонентный состав

В практических расчетах состав многокомпонентной смеси выражается в долях или процентах. Соотношение между долями и процентами – 1:100.

Массовая доля ( ) компонента представляет собой отношение его массы m_iк массе смеси (m): , значит m_i=m;

. (1.3)

Пример.Смешали три масляные фракции в количествах: m₁=96 кг; m₂=160 кг; m₃=64 кг. Определить массовую долю каждой фракции в смеси.

Решение. Найдем общую массу смеси

m=m₁+m₂+m₃=96+160+64=320 кг.

Определим массовую долю каждой фракции:



Молярная (мольная) доля компонента – это число молей N_i этого компонента к общему числу молей N смеси :

. (1.4)

Пересчет массового состава в мольный и обратный пересчет осуществляется по формулам

; (1.5)

, (1.6)

где М_i – молекулярная масса компонента.

Пример. Пересчитать массовые доли фракций 0,3; 0,5 и 0,2 в мольные, если молекулярные массы компонентов равны М₁=300; М₂=320; М₃=390.

Решение. Определим сумму отношений массовых долей фракций к их молекулярным массам: .

Находим молярные доли каждой фракции:



Для проверки правильности результатов суммируем мольные доли:

.

Следовательно, пересчёт выполнен верно.

Объемная доля компонента – это отношение его объема v_i к объему всей смеси (v): ;

. (1.7)

Для пересчета объемного состава в массовый и обратно необходимо знать плотность каждого компонента:

; (1.8)

. (1.9)

Для жидкой смеси прямой пересчет объемных долей в мольные достаточно сложен, поэтому предпочтительно его проводить с помощью массовых долей. Для газовой смеси состав, выраженный объемными и массовыми долями, одинаков.

Пример.Газовая смесь получена из 95 м³ пропана и 23 м³ этана. Плотность пропана и этана равна 2,0037 кг/м³ и 1,3560 кг/м³ соответственно. Выразить состав смеси в объемных и массовых долях.

Решение. Найдем общий объем смеси

.

Объемные доли: пропана этана

Массовые доли компонентов:

;

.

1.4 Плотность

Плотностью [1–4] называется масса единицы объема вещества (нефтепродукта, нефти). Размерность в системе СИ – кг/м³.

На практике чаще всего используют относительную плотность, представляющую собой отношение плотностей жидкого нефтепродукта и дистиллированной воды (эталонное вещество) при определенных температурах.

В России (СССР) приняты следующие стандартные температуры: нефтепродукт – 20 °С, дистиллированная вода – 4 °С ( ), – в США и Англии стандартные температуры для нефтепродукта и воды одинаковы и составляют 15,56 ºС ( ) или 60 градусов Фаренгейта.

Часто в литературе наравне с буквой ρ можно встретить обозначение плотности буквой d (от англ. density - плотность).

Умножением значения относительной плотности на плотность воды при выбранной стандартной температуре можно получить плотность, выраженную в кг/м³.

Относительную плотность определяют по формуле

. (1.10)

Температурную поправку рассчитывают по формуле

. (1.11)

Зависимость плотности нефти и нефтепродукта от температуры основана на линейном законе (с повышением температуры их плотность снижается):

, (1.12)

где – относительная плотность при температуре анализа;

– относительная плотность при 20 °С;

– средняя температурная поправка плотности на 1 °С;

– температура, при которой проводится анализ, °С.

Зависимость (1.12) строго справедлива в интервале температур от 0 до 50 °С для нефтей и нефтепродуктов, содержащих относительно небольшие количества твердого парафина и ароматических углеводородов.

Значения температурной поправки даны в Прил. 1.

Плотность нефтепродуктов в пределах t=20–250 °С можно рассчитывать по формуле [1]

(1.13)

Для нефтей и дистиллятных фракций допускается расчет плотности по следующим формулам:

(для нефти), (1.14)

(для нефтяных фракций), (1.15)

где – показатель преломления при 20 °С.

Зависимость (1.15) рекомендуется применять, если фракции парафино-нафтенового характера и имеют значения не больше 1,50, а – не больше 0,88.

Для фракций, обогащенных ароматическими соединениями, справедлива зависимость:

. (1.16)

По зависимости (1.16) отклонение от экспериментальных значений составляет не более 4 %.

БашНИИНП предложена формула для расчета плотности узких нефтяных фракций

. (1.17)

Из перечисленных формул для расчета плотности наибольшую точность даёт формула (1.17) БашНИИНП (отклонения от экспериментальных значений 0,5 %). Эта формула включена в унифицированную программу исследования нефти.

Плотность жидких нефтепродуктов при высоких температурах можно определить и по номограммам (см. Прил. 2-4). Указанные номограммы дают хорошие результаты вплоть до давлений в 1,5 МПа.

Пример.Определить относительную плотность жидкой нефтяной фракции при 100 °С, если её

Решение. Для этого воспользуемся графиком Прил. 2, который позволяет по известной плотности найти любую другую. На оси абсцисс отложим значение плотности 0,811. Из полученной точки А восстановим перпендикуляр до пересечения с горизонталью, соответствующей температуре 20 °С, при которой определена заданная плотность (точка В). Из точки В параллельно ближайшей наклонной кривой проводим линию до пересечения с горизонталью, соответствующей искомой температуре (точка С). Опустив из точки С перпендикуляр на ось абсцисс (точка Д), находим требуемую плотность .

Плотность является аддитивным свойством, поэтому при смешении различных нефтепродуктов плотность смеси, в зависимости от способа выражения её состава, определяют по следующим уравнениям:

– по известным массам компонентов; (1.18)

– по известным массовым долям; (1.19)

– по известным объемным долям. (1.20)

Если состав выражен в молярных долях, их следует вначале пересчитать в массовые и затем найти плотность смеси.

За рубежом плотность нефти также измеряется в градусах API (American Petroleum Institute - Американский институт нефти). Плотность Aв градусах API и относительная плотность при температуре 15,56 °C связаны уравнением:



Если плотность в градусах API больше 10, то нефть легче и плавает на поверхности воды, а если меньше 10, то тонет.

Экспериментально плотность нефти определяют стандартными методами: ареометром (нефтеденсиметром), гидростатическими весами Вестфаля-Мора и пикнометром. Наиболее точным является пикнометрический метод. Для экспрессного определения плотности используется ареометр.

Задачи

1. Определить относительную плотность нефтепродукта при 250 °С, если его ; К=11,5.

2. Нефть находится в резервуаре при температуре 12 ºС. Определить её относительную плотность в данных условиях, если .

3. Определить относительную плотность смеси, состоящей из 250 кг бензина плотностью и 375 кг керосина плотностью .

4. При перекачке нефти по нефтепроводу её температура изменяется от 8 до 15 ºС. Найти относительную плотность в начальной и конечной точках транспортировки, если её .

5. Определить плотность смеси следующего состава (в об. %): 25 бензина ( ), 15 лигроина ( ) и 60 керосина ( ).

6. Нефть закачали в резервуар при температуре 15 ºС; плотность (определена денсиметром) составила 0,845. Через сутки температура нефти поднялась до 25 ºС. Определить её плотность при этой температуре.

7. Дизельная фракция 180–230 ºС на выходе из холодильника атмосферно-вакуумной трубчатки имеет температуру 30 ºС. Найти её относительную плотность при этой температуре, если .

8. Смесь состоит из 60 кг н-пентана, 50 кг н-гексана и 25 кг н-гептана. Определить среднюю плотность смеси, если для н-пентана , н-гексана , н-гептана .

9. Самотлорская нефть имеет плотность 852,5 кг/м³ при 20 ºС. Определить её относительную плотность .

10. Плотность керосинового дистиллята (фракция 120–230 ºС) при температуре 27 ºС равна 805 кг/м³. Найти .

11. Бензиновая фракция ( ) нагревается в теплообменнике от 30 до 52 ºС. Определить изменение относительной плотности этой фракции.

12. Средняя молекулярная температура кипения легкой нефтяной фракции равна 97 ºС, характеристический фактор – 12,3. Определить её относительную плотность

13. Температура 50 %-го отгона нефтепродукта равна 145 ºС. Найти его , если К=11,3.

14. Мазут выходит из колонн К-2 атмосферной трубчатки (АТ) с температурой 330 ºС. Определить его плотность при этой температуре, если известны и К=10,1.

15. Для проведения испытаний приготовили пробу бензина, состоящую из 5 кг прямогонной бензиновой фракции ( ) и 15 кг бензина каталитического крекинга ( ). Определить относительную плотность ( ) полученной смеси.

16. Ароматический концентрат представляет собой смесь, состоящую из 120 кг бензола, 75 кг толуола и 25 кг этилбензола. Найти массовый и мольный состав смеси.

17. Природный газ Северного месторождения состоит из следующих компонентов (% об.): СН₄ – 96,8; С₂Н₆ – 0,9; С₃Н₈ – 0,4; С₄Н₁₀ – 0,3; N₂ – 1,0; СО₂ – 0,6. Найти массовый состав смеси.

18. Дана смесь двух узких бензиновых фракций самотлорской нефти:

Температура выкипания фракции, ºС	Молекулярная масса	Массовое содержание, %
105–120	103	30
120–140	112	70

Найти среднюю молекулярную температуру кипения смеси.

19. Имеется смесь двух нефтяных фракций:

Температура выкипания фракции, ºС	Молярная масса, кг/кмоль	Плотность , кг/м3	Мольная доля
180–210	168	806	0,34
210–230	182	833	0,68

Найти объемный состав и среднюю молекулярную температуру кипения смеси.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

Средние температурные поправки плотности на 1 °С
для нефти и нефтепродуктов

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

Приложение 2

Зависимость относительной плотности жидких нефтепродуктов
от температуры



Приложение 3

Зависимость «плотность–температура»
для жидких нефтяных фракций при постоянном давлении
(область низких плотностей)



Приложение 4

Зависимость «плотность–температура»
для жидких нефтяных фракций при постоянном давлении
(область высоких плотностей)



Приложение 5

Номограмма для определения вязкости нефтяных масел
в зависимости от температуры