Практическая по нефти. ПР 1(стр 7-12). Характеристические точки кипения нефтяных фракций
 Скачать 84.54 Kb.
|
|
Характеристические точки кипения нефтяных фракций. Поскольку нефть и ее компоненты являются сложной смесью из различных углеводородов и их соединений, нефтяные фракции выкипают не при фиксированных температурах, а в интервале температур. В связи этого при расчетах используют понятие средней температуры. В зависимости от способа усреднения различают следующие температуры: средне – объемную (tср. об.), средне – молекулярную (tср. мол), средне – массовую (tср. масс), средне – кубическую (tср. куб) и средне – усредненную (tср. уср). Значение этих температур могут быть определены из следующих уравнений: — средне – объемная температура кипения  — средне – массовая температура кипения  — средне – молекулярная температура кипения  или  где  — средне – кубическая температура кипения  — средне – усредненная температура кипения  где G1, G2 … Gn – массы (или % масс.) отдельных фракций; V1, V2 …Vn – объемы (или %объем.) отдельных фракций; N1, N2 … Nn – моли (или %мол.) отдельных фракций; Mi – молярные массы отдельных фракций; t1, t2 … tn – среднеарифметические значения температур кипения фракций, ℃; xi – содержание узких фракций, мольные доли; φi – объемная доля компонента. — средне – объемная температура кипения (tср. об) определяется наиболее просто по данным разгонки по ГОСТ:  При отсутствии кривой объемной перегонки можно пользоваться кривой ИТК, приближенно оценивая tср об как температуру кипения фракции, равную температуре выкипания 50%. Для узких фракций tср об, можно определить, как среднеарифметические точки кипения можно определить по графику Приложения 1 в зависимости от tср об и угла наклона кривой разгонки по ГОСТ. Пример. Дана разгонка фракции нефтепродукта по ГОСТ: 10% = 140℃, 30% = 174℃, 50% = 227℃, 70% = 230℃, 90% = 260℃. Определить точки кипения (tср об, tср мол, tср масс, tср куб, tср уср). Решение. Определяют средне – объемную температуру кипения  Угол наклона кривой разгонки  По графику Приложения 1 определяем корректирующие добавки и рассчитываем соответствующие температуры кипения
Характеристический фактор Характеристический фактор К определяет химическую природу нефтепродукта, его парафинистость. Определяется в зависимости от двух параметров – плотности и температуры кипения, величина которых зависит от состава нефтепродуктов. Для парафинистых нефтепродуктов К = 12,5 ÷ 13, для нефтено – ароматических К = 10 ÷ 11, для ароматизированных К = 10 и менее, для крекинг – бензина К = 11,5 ÷ 11,8. Применяется характеристический фактор для корреляции при расчете физико – химичесикх свойств нефтепродуктов. Характеристический фактор определяет по формуле:  где Тср.уср – средене-усредненная температура кипения, К;  - относительная плотность нефтепродуктов.Можно определить величину К и по формуле:  где  - относительная плотность нефтепродуктов; Тср.мол – средне – молекулярная температура кипения, К.Плотность Плотность вещества (ρ) называется масса его в единице объема. Единицы измерения плотности: кг/м3, г/см3, кг/л, т/м3. В системе СИ кг/м3. В нефтепереработке при расчете физико-химических свойств нефтепродуктов принято пользоваться относительной плотностью, представляющей собой соотношение плотностей жидкого нефтепродукта и дистиллированной воды при определении температурах, обозначают относительную плотность  , где t1 – температура воды, ℃; t2 – температура нефтепродукта, ℃. В СССР t1 = 4℃, t2 = 20℃. Относительная плотность узких фракций (10 -20 градусных) можно определить по формуле:  Для нефтей парафинистых β = 0,736; n = 0,13 Для нефтей сернистых β = 0,722; n = 0,159. Часто для технологических расчетов необходимо пересчитывать плотность нефтепродукта от одной температуры к другой. С этой целью можно пользоваться формулой Д.И. Менделеева в интервале температур от 0 до 150℃.  где - относительная плотность нефтепродукта при 20℃;  - относительная плотность при заданной температуре; α – средняя температурная правка на один градус. Значение температурной правки представлены в Приложении 2. Для определения плотности жидких нефтепродуктов при высоких температурах можно пользоваться графиками, приведенными на рис.1 и в Приложении 3 и 4. На рис.1 на оси абсцисс откладывают известное значение плотности из определенной точки (А) восстанавливают перпендикуляр до пересечения с линией, соответствующей температуре, при которой определена эта плотность (точка В). Затем проводят линию, параллельную близлежащей наклонной кривой, до пересечения (в точке С) с линией температуры, при которой нужно определить плотность. Из точки С отпускают перпендикуляр до пересечения с осью абсцисс и таким образом (в точке D) находят искомую плотность.  Графики Приложений 3 и 4 применимы при давлении до 1,5МПа. При большем давлении берется поправка (плотность под давлением минус плотность при атмосферном давлении) по графику Приложения 5. Часто приходится пересчитывать на , а также  на  и наоборот. С этой целью пользуются уравнением где α- средняя температурная поправка (см. Приложение 2).  Плотность смеси нефтепродуктов можно определять из равенства по известным — массовым процентам компонентов  — объемным процентам компонентов  — массам компонентов  Пример. Определить плотность нефтепродукта при 150℃ и давлении 20мПа, если его плотность при 20℃ равна 650 кг/м3 и К = 13,5. Решение. Находим плотность нефтепродукта при 20℃ и 20МПа. Воспользуемся Приложением 5, где находим поправку к плотности с учетом давления. Она будет равна 20 кг/м3. Тогда плотность при 20℃ и Р=20МПа будет равна:  По Приложению 3 находим плотность при 150℃, зная плотность при 20℃ и величину характеристического фактора К=13,5. Плотность нефтепродукта при 150℃ и 20МПа будет равна 525 кг/м3. Относительная плотность газа равна отношению массы m газа, занимающего объем Vпри некоторых температуре и давлении, и массе m1 воздуха, занимающего тот же объем V при тех же температуре и давлении.  Если считать газ идеальным, то при Т=273,16 К, Р=0,1Мпа и V = 22,414 мл масса m равна молекулярной массе М газа. В тех же условиях масса 22,414 мл воздуха составляет 28,9 г, откуда относительная плотность газа или относительно воздуха равна  (15)Абсолютную плотность газов и паров (ρ, кг/м3) при н.у можно найти, зная массу М и объем 1 моль газа (22,414 л)  При абсолютной температуре Т (К) и давлении П (105 Па) плотность газа (в кг/м3) может быть найдена по формуле  Используя формулу 15, можно написать  или  Задачи 1. Определить относительную плотность нефтепродукта , если его  = 0,7586.2. Определить относительную плотность нефтепродукта , если его  0,872.3. Относительная плотность бензиновой фракции = 0,7560. Какова относительная плотность этой фракции при 50℃?4. Плотность нефтяной фракции = 0,870; определить для этой фракции значение .5. Определить относительную плотность нефтепродукта, если для него = 0,824.6. Определить относительную плотность нефтепродукта при 250℃, если его d= 0,800; K=11,5. 7. Плотность мазута бинагадинской нефти = 0,953. Определить его плотность при 300℃, К= 10,2.8. Плотность нефтяной фракции  0,910; определить для этой фракции значение .9. Определить относительную плотность смеси, состоящей из 250 кг бензина плотностью  0,756 и 375 кг керосина плотностью 0,826.10. Определить плотность смеси следующего состава (в объемн. %) 25 бензина ( 0,756), 15 лигроина ( ) и 60 керосина ( ).11. 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  .12. Смесь состоит из трех компонентов G1= 459 кг, G2= 711 кг и G3=234 кг; плотность их (  ) соответственно равна 0,765; 0,790; 0,780. Определить плотность этой смеси .13. Определить абсолютную плотность пропана и н-бутана при 0,101 Мпа и 0℃. 14. Определить плотность крекинг газа при 400℃ и 160Мпа, если его молекулярная масса равна 30. 15.Определить плотность газа при 200℃ и 253Кпа, если его молекулярная масса равна 58. 16. Определить плотность жидкого нефтепродукта, имеющего молекулярную массу 130.17. Молекулярная масса бензиновой фракции 160. Определить относительную плотность этой фракции. |