расчеты. исправленное уч. пособие-111. Практикум по химии нефти и основам технологии ее переработки учебное пособие
 Скачать 5.92 Mb.
|
|
Таблица 1. Молекулярные массы нефтяных фракций (шаг фракционирования 50 оС)
Была также выведена зависимость молекулярной массы от относительной плотности, которая выражается формулой Крэга:  где  –относительная плотность воды и нефтепродукта при температуре 15 °С.Более точные результаты дает формула Войнова – Эйгенсона, выведенная с учетом характеризующего фактора К: Мср. = 7К – 21,5 + (0,76 – 0,04К)Тср. м. + (0,0003К – 0,00245) Тср. м., где К — характеризующий фактор, представляющий собой функцию плотности и средней молярной температуры кипения нефтепродукта (Тср.м.), отражающий его химическую природу:  Средние значения характеризующего фактора для некоторых нефтепродуктов: Парафинистые нефтепродукты 12.5 – 13.0 Нафтеноароматические 10 – 11 Ароматизированные 10 Продукты крекинга 10 – 11 Формула Войнова применима только для нормальных алканов с числом углеродных атомов от 4 до 15. Формула Войнова – Эйгенсона более универсальна, поскольку содержит характеризующий химическую природу фактор К,однако обладает недостаточно высокой точностью. Для расчетов Mср любых углеводородов и нефтяных фракций (с относительной погрешностью менее 1,5 %) С.А. Ахметовым была предложена следующая формула:  где  , Ткип – температура кипения вещества; α0 = 3,1612; α1 = 1,3014; α2= –0,0287; α3 = –2,3986; α4 = 1,0844.Молекулярные массы отдельных нефтяных фракций обладают свойством аддитивности. Поэтому для смесей нефтепродуктов можно рассчитать среднюю молекулярную массу, зная молекулярную массу отдельных компонентов и их содержание в смеси:  где n– мольная доля нефтяных фракций; Mi– молекулярная масса одной фракции, кг/кмоль. При экспериментальном определении молекулярной массы пользуются криоскопическим и эбулиоскопическим методами. Криоскопический метод определения молекулярной массы вещества основан на измерении понижения температуры замерзания раствора по сравнению с температурой замерзания чистого растворителя. В качестве чистого растворителя обычно используют бензол. Эбулиоскопический метод основан на превышении температуры кипения раствора в сравнении с температурой кипения чистого растворителя. 3. Вязкость является важнейшей характеристикой нефтей, которая используется при подсчете запасов нефти, проектировании и разработке нефтяных месторождений, выборе способа транспорта и схемы переработки нефти. На вязкость нефти и нефтепродуктов существенное влияние оказывает температура. С ее понижением вязкость увеличивается. Вязкостно-температурные свойства нефтепродуктов зависят от их фракционного и углеводородного состава. Наименьшей вязкостью и наиболее пологой вязкостно-температурной кривой обладают алифатические углеводороды, а наибольшей – ароматические углеводороды (особенно ди- и полициклические). Вязкость нефтепродуктов имеет большое практическое значение. От вязкости масла зависит ряд эксплуатационных свойств: износ трущихся деталей, отвод тепла от них и расход масла. С повышением температуры вязкость уменьшается и сильно возрастает при ее понижении. Эти изменения численно характеризуются индексом вязкости, представляющим собой температурный коэффициент вязкости. Для оценки вязкостно-температурных свойств нефтяных масел предложен индекс вязкости (ИВ): отношение вязкостей при температурах 50 и 100 °С: ИВ =  ИВ – условный показатель, представляющий собой сравнительную характеристику испытуемого масла и эталонных масел. Значение ИВ рассчитывается по специальным таблицам на основании значений ν50 и νl00 масел. Чем меньше меняется вязкость масла с изменением температуры, тем выше его ИВ. Установлено, что ИВ зависит от химического состава масла и структуры углеводородов. Наибольшим значением ИВ обладают парафиновые углеводороды, наименьшим – полициклические ароматические с короткими боковыми цепями. Различают три вида вязкости: динамическую, кинематическую и относительную. Динамическую, или абсолютную вязкость определяют как силу, которая необходима для взаимного перемещения со скоростью 1 см/с двух слоев жидкости с поверхностью 1 см2, находящихся на расстоянии 1 см друг от друга. Единица динамической вязкости называется пуазом (Пз). В Международной системе (СИ) единица динамической вязкости – ньютон-секунда на квадратный метр – равна динамической вязкости такой жидкости, в которой при изменении скорости движения жидкости 1 м/с на расстоянии 1 м касательное напряжение равно силе в 1 ньютон на квадратный метр нс/м2. Эта единица в 10 раз больше пуаза. Динамическую вязкость определяют при помощи вискозиметра Уббелоде – Голде или по времени истечения жидкости через капиллярные трубки и рассчитывают по формуле:  ,где η – динамическая вязкость; Р – давление, при котором происходило истечение жидкости; τ – время истечения жидкостей в объеме v; L– длина капилляра; r – радиус капилляра. Величина, обратная динамической вязкости, называется текучестью. Кинематической вязкостью ν называют отношение динамической вязкости η при данной температуре к плотности ρ при той же температуре:  ,Единицу кинематической вязкости называют стоксом (Cm), 1 Cт = 100 cСт (сантистокс). Размерность кинематической вязкости выражается в см2/с. Практической единицей измерения кинематической вязкости является сантистокс. Единица кинематической вязкости в СИ имеет размерность м2/с. Она равна кинематической вязкости такой жидкости, динамическая вязкость которой составляет 1 нс/м2, а плотность 1 кг/м3. Эта единица в 104 раз больше стокса. Относительная (условная) вязкость μ не представляет собой физической характеристики нефтепродукта, так как она зависит от способа определения, конструкции прибора и других условий, но удобна как сравнительная величина. В расчетах, в технических нормах, при арбитражных и контрольных испытаниях используют только абсолютную (кинематическую и динамическую) вязкость. В нефтяной практике относительной вязкостью называют отношение вязкости данного нефтепродукта к вязкости воды при 0 °С:  ,где 1,789 – вязкость воды при 0 °C. Условная вязкость представляет собой отношение времени истечения определенного объема исследуемого продукта ко времени истечения такого же объема стандартной жидкости при определенно установленной температуре. В качестве стандартной жидкости используют дистиллированную воду при температуре +20 °C. Условную вязкость выражают условными единицами, градусами или секундами. В различных странах, в зависимости от выбора стандартной аппаратуры для определения условной вязкости, приняты различные единицы условной вязкости. Чаще всего условная вязкость выражается градусами Энглера. Числом градусов Энглера называют отношение времени истечения из вискозиметра Энглера 200 мл испытуемого продукта при данной температуре ко времени истечения 200 мл дистиллированной воды при 20 С. Ее обозначают знаком ВУ или Еt. Для пересчета кинематической вязкости в условную и обратно используют специальные таблицы или эмпирические формулы, например:  ,Для высоких значений вязкости используют следующие формулы:  (сСт) и  Определение условной вязкости также основано на истечении жидкости (через трубку с диаметром отверстия 5 мм) под влиянием силы тяжести. Условную вязкость определяют для нефтяных топлив (мазутов). 4. Температуры вспышки, воспламенения, самовоспламенения, застывания, помутнения. Указанные характеристики не являются физическими константами, однако достаточно четко определяют диапазон практического применения соответствующих нефтепродуктов. Температура вспышки – это минимальная температура, при которой пары нефтепродукта (или нефти) образуют с воздухом смесь, способную к кратковременному образованию пламени при внесении в нее внешнего источника воспламенения (пламени, искры). Она зависит от фракционного состава нефти или нефтепродукта. Температура воспламенения – температура, при которой нагреваемый в определенных условиях нефтепродукт загорается при поднесении к нему пламени и горит при этом не менее 5 сек. Температура воспламенения всегда выше температуры вспышки. Температура самовоспламенения – температура, при которой нагретый нефтепродукт в контакте с воздухом воспламеняется самопроизвольно, без внешнего пламени. Температура застывания – это температура, при которой нефть или нефтепродукт в стандартных условиях теряют подвижность. Температура застывания нефти и нефтепродуктов зависит от их химического состава. Она изменяется от –62º до +35 °С. Малопарафиновые нефти имеют низкие температуры застывания, а высокопарафиновые – высокие. Кристаллизация парафина сопровождается помутнением нефти или нефтепродукта. Появление мелких кристаллов в массе нефтепродукта считается моментом помутнения. Температура, зафиксированная при этом, называется температурой помутнения. Ее определяют визуально, сравнивая охлаждаемый нефтепродукт с эталоном. 5. Электрические свойства нефти. Основными 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. 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. 6. Оптические свойства. К оптическим свойствам относятся такие характеристики нефти, как цвет, показатель преломления, оптическая активность, флюоресценция и пр. По оптическим показателям можно судить о глубине очистки нефтепродуктов, о возрасте и происхождении нефти. Цвет нефтейменяется в пределах одного месторождения. Вопреки общераспространенному мнению нефть не всегда бывает черного цвета. Существуют «белые» и «красные» нефти. Цвет нефтям и нефтепродуктам придают содержащиеся в них высокомолекулярные вещества, в состав которых одновременно входят углерод, водород, кислород, сера, часто азот и металлы. Обычно чем тяжелее нефть и нефтепродукты, тем больше содержится в них таких веществ и тем они темнее. Осветление нефти в природных условиях происходит при ее миграции в недрах Земли. Известняки, песчаники и глинистые пласты в этом случае выступают как огромные сита, удерживающие тяжелые углеводороды. Эти выводы подкрепляются фактом нахождения конденсированных ароматических веществ в глиняных пластах нефтяных месторождений. При нефтепереработке получить бесцветные нефтепродукты можно благодаря глубокой термической, термокаталитической и гидрогенизационной очистке нефтяных дистиллятов. Оптическая активность. Оптическая активность – способность веществ вызывать поворот плоскости поляризации проходящего через них плоскополяризованного света. Нефть и ее фракции являются оптически активными веществами. Тщательное исследование нефти и ее фракций показало, что оптическое вращение меняет знак при переходе от фракции к фракции. Также было показано, что углеводороды фракций с температурами выкипания до 200 °С (парафины, нафтеновые кислоты, высокомолекулярные ароматические углеводороды) не вращают плоскости поляризации, так как оптическая активность характерна для органических веществ, имеющих асимметричный атом углерода, т.е. атом, соединенный с четырьмя различными группами атомов. Способность большинства нефтей вращать плоскость поляризации лишний раз доказывает органическое происхождение нефти, так как оптическая активность присуща только органическим веществам. Показатель преломления. Показатель преломления является характерной константой вещества. При переходе светового луча А (рис. 1) из воздуха на поверхность какого-либо тела он частично отражается (луч Б), а частично проходит внутрь тела (луч В); при этом он изменяет свое направление, т.е. преломляется.
Отношение синуса угла падения к синусу угла преломления называется показателем преломления  :  Показатель преломления зависит от длины волны падающего луча. Чаще всего определяют показатель преломления для желтой линии натрия (D) с длиной волны λ = 589 нм. Кроме того, он зависит от температуры. С повышением температуры показатель преломления понижается. Поэтому необходимо указывать температуру, при которой проводилось определение ( ).По показателю преломления можно оценить чистоту индивидуального углеводорода, углеводородный состав нефтяной фракции. Из углеводородов наименьшее значение показателя преломления имеют н-алканы. С утяжелением фракционного состава нефтяной фракции повышается ее показатель преломления. Например, чем больше плотность нефтепродукта, тем выше его показатель преломления. При близкой молекулярной массе показатель преломления возрастает в следующем ряду: Алканы < циклоалканы < ароматические углеводороды. Показатель преломления определяют с помощью прибора, который называется рефрактометр. Для смесей углеводородов показатель преломления подчиняется правилу аддитивности. Флюоресценцией называют свечение вещества под действием внешнего освещения. Причины флюоресценции нефти и ряда нефтепродуктов пока точно не известны. Существует точка зрения, что связана с наличием конденсированных углеводородов и их производных в нефтях. Следует отметить, что очищенные нефтепродукты флуоресценцией не обладают. 8. Растворимость и растворяющая способность. Важное свойство нефти и нефтепродуктов – растворимость. Сами нефти и нефтепродукты хорошо растворяют различные неорганические и органические вещества. Например, из неорганических веществ – это сера, сернистые соединения и другие. Из органических – канцерогенные углеводороды и многие другие токсичные и ядовитые вещества. Нефть и нефтепродукты при комнатных и более низких температурах в воде практически не растворяются. В среднем их растворимость составляет сотые доли процента. Но уже этого достаточно, чтобы резко ухудшить качество воды. Обычно нефтяные компоненты образуют с водой эмульсию, которую трудно разрушить. Чаще всего нефть плавает на поверхности воды в виде пленки, обволакивает взвешенные частицы и оседает с ними на дно. Из отдельных классов углеводородов лучше в воде растворяются ароматические, хуже – алифатические. Растворимость углеводородов в воде снижается от низкомолекулярных к высокомолекулярным соединениям. Нефть и нефтепродукты хорошо растворяются в малополярных органических растворителях. Практически все нефтяные компоненты полностью растворимы в бензоле, хлороформе, диэтиловом эфире, сероуглероде, четыреххлористом углероде. Неполярные органические растворители – петролейный эфир, гексан – растворяют всю углеводородную часть нефти, но не растворяют входящие в ее состав асфальтены и высокомолекулярные смолы. Поскольку содержание асфальтенов в неизменной нефти обычно мало (1 – 2 %), то этими растворителями часто пользуются для диагностики загрязнений: они не растворяют полярные органические соединения, не имеющие отношения к нефти и нефтепродуктам. Химический и фракционный (групповой) состав нефтей Химический и фракционный состав нефтей необходимо знать для выбора наиболее рационального комплекса процессов нефтепереработки, их моделирования, обоснования мощности нефтеперерабатывающих установок, а также для развития представлений о генезисе нефти и решения задач нефтяной геологии. Различают несколько видов анализа нефтей и нефтяных фракций: элементный, индивидуальный, групповой, структурно-групповой. Развитие техники современных физико-химических методов анализа смесей позволило перейти от определения элементного состава нефтей к исследованиям группового и индивидуального состава нефтяных фракций. Разработаны методы изучения индивидуального состава газа и бензиновых фракций (до С10), группового состава и идентификации ряда индивидуальных компонентов керосино-газойлевых фракций (до С20). При анализе масляных фракций и смолисто-асфальтеновых составляющих нефтей удается идентифицировать пока лишь некоторые индивидуальные соединения. Групповое разделение этих фракций, включающих гибридные структуры, – также достаточно сложная и не вполне решенная задача. С использованием масс-спектрометрии, ЯМР-спектроскопии и других современных методов проводят структурно-групповой анализ высокомолекулярных нефтяных фракций: определяют содержание углерода в алифатических, ациклических и ароматических структурах, содержание водорода в водородсодержащих фрагментах, среднее число ароматических и насыщенных колец и т. д. Определение элементного состава нефтей. Для правильного выбора метода переработки нефти, составления материальных балансов некоторых процессов необходимо знать элементный состав нефти. Наличие в нефти серо- и кислородсодержащих соединений требует сооружения специальных установок очистки. Для этого необходимы сведения о содержании в нефти серы и кислорода. Серосодержащие соединения наиболее вредны как при переработке нефти, так и при использовании нефтепродуктов; поэтому содержание серы входит как показатель в ГОСТ на нефть. Массовое содержание серы, кислорода и азота в нефти невелико и в сумме редко превышает 3 – 4 %. Однако на каждую единицу массы этих элементов приходится 15 – 20 единиц массы углеводородных радикалов, откуда на долю углеводородной части нефти приходится только 40 – 50 % от общей массы нефти. Основную часть нефти и нефтепродуктов составляют углерод (83-87 %) и водород (12-14 %). Их содержание, а иногда и соотношение полезно знать для расчетов некоторых процессов. Например, процентное отношение массового содержания водорода к содержанию углерода (100 Н/С) показывает, сколько необходимо добавить водорода к сырью в процессе гидрогенизации (гидрокрекинга), чтобы получить желаемые продукты. Отношение 100 Н/С в бензине равно 17-18, в нефти 13-15, в тяжёлых фракциях 9-12. При каталитическом крекинге происходит диспропорционирование водорода между продуктами реакции. В идеальном процессе крекинга (когда весь водород сырья переходит в бензин) из нефти можно получить 75-80 % бензина. На самом деле в промышленных условиях за счёт газообразования и реакций уплотнения выход бензина снижается до 40-50 %. Данные об элементном составе нефти и нефтепродуктов необходимы для расчёта таких процессов, как горение, газификация, гидрогенизация, коксование и др. Данные элементного и структурно-группового состава узких фракций масел и тяжёлых остатков, из которых выделение индивидуальных соединений практически невозможно, позволяет значительно расширить представления о структуре веществ, входящих в эти фракции, и построить модель их «средней» молекулы. Элементный анализ на углерод и водород основан на безостаточном сжигании органической массы нефтепродукта в токе кислорода до диоксида углерода и воды. Последние улавливают, и по их количеству рассчитывают содержание указанных элементов. Необходимо, чтобы горение было полным (образующийся СО окисляют до СО2), а продукты сгорания были очищены от оксидов серы, галогенов и других примесей. Определение серы можно проводить различными методами. Для лёгких нефтепродуктов применяют ламповый метод или сжигание в кварцевой трубке. Для средних и тяжёлых нефтепродуктов пригоден метод смыва конденсата при сжигании образца в калориметрической бомбе. Сущность лампового метода заключается в сжигании нефтепродукта некоптящим пламенем в специальной лампе и улавливании образовавшегося сернистого газа в абсорберах с раствором соды. Последующим титрованием избытка соды определяют её количество, пошедшее на связывание сернистого газа, и вычисляют количество серы. Метод сжигания в трубке принципиально ничем не отличается от лампового метода, только образовавшийся в процессе горения сернистый газ окисляют пероксидом водорода до серного ангидрида; дальнейшее определение ведут, как в предыдущем методе. Принцип метода смыва бомбы заключается в сжигании нефтепродукта в калориметрической бомбе, в которую предварительно залито 10 см3 дистиллированной воды. После сжигания воду из бомбы и смывы её со стенок и других деталей переносят в колбу, подкисляют, кипятят для удаления СО2, затем добавляют хлорид бария. Выпавший осадок сульфата бария выделяют, сушат, и по его массе вычисляют содержание серы. Содержание азота определяют методом Дюма или Кьельдаля. Метод Дюма основан на окислении нефтепродукта твердым окислителем — оксид меди (II) — в токе диоксида углерода. Образовавшиеся в процессе окисления оксиды азота восстанавливают медью до азота, который улавливают после поглощения СО2, и по его объёму определяют количество азота в нефтепродукте. По методу Кьельдаля нефтепродукт окисляют концентрированной серной кислотой. Из образующегося сульфата аммония азот выделяют при обработке щёлочью в виде аммиака, который улавливают титрованным раствором кислоты. Процентное содержание кислорода чаще всего определяют по разности между ста и суммарным содержанием всех остальных элементов в процентах. Это неточный метод, так как на его результатах сказываются погрешности определения всех остальных элементов. Имеются прямые методы определения кислорода, например, гравиметрический метод пиролиза нефтепродуктов в токе инертного газа в присутствии платинированного графита и оксида меди. О содержании кислорода судят по массе выделившегося СО2. Определение группового состава нефтепродуктов. Даже узкие фракции нефти представляют собой сложные смеси углеводородов и гетероатомных соединений. Узкие бензиновые и даже керосиновые фракции можно разделить на индивидуальные углеводороды с помощью газожидкостной хроматографии. Несмотря на относительную быстроту хроматографического анализа, расшифровка и расчёт хроматограмм таких сложных смесей очень трудоемки. Для технических целей часто нет необходимости в таком детальном анализе. Достаточно знать суммарное содержание углеводородов по классам. Уже сравнительно давно в нефтехимии существуют методы определения состава нефтепродуктов по содержанию в них тех или иных классов углеводородов (групповой состав для бензинов и структурно-групповой состав для масел и тяжёлых остатков нефти). Эти методы можно подразделить на следующие типы: химические, физико-химические, комбинированные и физические. Химические методы предусматривают взаимодействие реагента с углеводородами определенного класса (аренами или алкенами), о наличии которых судят по изменению объёма или количеству образовавшихся продуктов реакции. К ним относятся, например, нитрование и сульфирование. Физико-химические методы включают экстракцию и адсорбцию, например, экстракцию аренов сернистым газом, диметилсульфатом, анилином и т. п. и адсорбцию этих углеводородов на силикагеле. Комбинированные методы наиболее точны и широко распространены. Они основаны на совместном использовании каких-либо двух методов: удаляют арены химическим или физико-химическим методом и измеряют физические свойства нефтепродукта (плотность, показатель преломления, изменение критических температур растворения в других жидкостях и др.) до и после удаления аренов. Физические методы основаны главным образом на определении оптических свойств. Анализ группового состава масляных фракций несколько сложнее. С повышением молекулярной массы нефтепродуктов в них все большую долю составляют гибридные структуры, и различия между классами углеводородов стираются. В этом случае задачей анализа является не только определение количества аренов, циклоалканов и алканов в продукте, но и изучение гибридных соединений по содержанию в них различных структурных единиц (ароматических и алициклических колец, алкильных заместителей). Приемы для таких анализов используются те же – комбинированное применение физико-химических, химических и физических методов исследования, а также использование эмпирических уравнений и номограмм. ПРАКТИКУМ 1.1. Определение плотности нефти Приборы, реактивы, материалы: набор ареометров, пикнометры, хромовая смесь, вода дистиллированная, этиловый спирт, пипетка, бумага фильтровальная, нефть или другой нефтепродукт согласно заданию. Методика анализа: а) Выполнение определения плотности ареометрическим методом. Для определения используют ареометры. Ареометр представляет собой стеклянный цилиндрический сосуд (рис. 2). Верхняя его часть заканчивается трубкой, а нижняя снабжена шариком, в котором помещен балласт, заставляющий ареометр плавать вертикально. Балластом служит дробь или ртуть. На трубке ареометра нанесены деления с обозначением плотности жидкости. Обычно шкала делается не на самой трубке, а на бумаге, вкладываемой внутрь шейки ареометра. Для повышения точности измерения и удобства использования изготовляют набор ареометров, шкалы которых охватывают определенный диапазон плотностей. Обычно для определения плотности нефтепродуктов употребляют ареометры со следующими интервалами градуировки шкалы: 0,648—0,712; 0,708 – 0,772; 0,768 – 0,832; 0,828 – 0.892; 0,888 – 0,952. Градуировку ареометров производят при температуре 20 °С и относят к плотности воды при 4 °С, поэтому показания шкалы дают  . Рис. 2. Общий вид ареометра Кроме указанных ареометров, существуют ареометры для жидкостей тяжелее воды с градуировкой шкалы от 1,0 до 1,85 и для жидкостей легче воды с делениями от 1,00 до 0,700. Ареометры иногда называют денсиметрами, а для нефтепродуктов – нефтеденсиметрами. Ареометры, которые применяют для измерения плотности только одной какой-нибудь жидкости, имеют специальные названия. Так, например, ареометры, применяемые для определения плотности уксусной кислоты, называют ацетометрами, для определения плотности растворов сахара –сахариметрами, спирта – спиртометрами. Ареометрами можно определять плотность нефтепродуктов с кинематической вязкостью не выше 200 сантистокс (сст) при 50°С. Нефтепродукты с вязкостью больше чем 200 сст перед определением плотности разбавляют равным объемом тракторного или осветительного керосина. Для проведения определения в чистый цилиндр с внутренним диаметром не менее 3 см наливают испытуемый нефтепродукт. Чтобы не образовывалась пена на поверхности цилиндра, продукт наливают не прямо на дно цилиндра, а по стеклянной палочке или по стенкам цилиндра. Если пена все же образовалась, то в случае маловязкого продукта достаточно хлопнуть ладонью по верху цилиндра, а в случае высоковязкого продукта ее надо снять фильтровальной бумагой. Температура исследуемого продукта не должна отклоняться от температуры окружающей среды более чем на ±3 °С. Стараясь не задеть стенки цилиндра, в жидкость осторожно вносят чистый и сухой ареометр, держа его за верхний конец («ножку»). Некоторое время ожидают, чтобы ареометр пришел в состояние равновесия, при этом необходимо, чтобы он не касался ни дна, ни стенок цилиндра. Для маловязких продуктов (бензин, керосин и т. п.) это время составляет 2 – 3 мин, для более вязких – до 15 мин. Отсчитывают деление на ареометре по верхнему краю мениска и отмечают температуру анализируемого продукта термометром, опущенным в жидкость. Если температура испытуемого продукта ниже или выше 20 °С, а ареометр градуирован на , то вводят поправку на найденную плотность. Расхождение между двумя параллельными определениями не должно превышать 0,001. При определении плотности вязких нефтепродуктов методом разбавления в мерный цилиндр с притертой пробкой наливают определенный объем керосина известной плотности, а затем – равный объем испытуемого продукта. Полученную смесь перемешивают до тех пор, пока она не станет однородной. После этого ее переливают в чистый цилиндр для определения плотности. Зная плотность смеси керосина с продуктом ρ1 и плотность чистого керосина ρ2, рассчитывают плотность ρ продукта по формуле ρ = 2ρ1 – ρ2 Расхождение между двумя параллельными определениями не должно превышать 0,004. б) Определение плотности при помощи пикнометра. Пикнометр представляет собой стеклянный сосуд с кольцевой меткой на шейке (рис. 3) объемом от 1 до 100 мл. Определение плотности при помощи пикнометра производят следующим образом. Пикнометр промывают последовательно хромовой смесью, дистиллированной водой, спиртом и высушивают в сушильном шкафу при температуре 100 °С, охлаждают в эксикаторе и взвешивают с точностью до 0,0002 г. Высушивание продолжают до постоянной массы. Затем пикнометр калибруют. Для этого пикнометр наполняют при помощи пипетки дистиллированной свежепрокипяченной и охлажденной до 18 – 20 С водой выше метки. Нарезают полоски фильтровальной бумаги, которые свободно проходят в шейку пикнометра, и достают поверхность жидкости в нем. Полосками отбирают избыток воды в пикнометре, доводя ее до метки на шейке.  Рис. 3. Общий вид пикнометров Пикнометр закрывают пробкой, тщательно вытирают снаружи фильтровальной бумагой, а затем льняной тряпочкой и взвешивают. Из 3 – 5 результатов, отличающихся между собой не более ±0,005 г, берут среднюю величину и находят объем пикнометра по формуле  ,где g1 — масса пустого пикнометра, г; g2— среднее значение массы пикнометра с водой при 20°C, г; 0,99823 — масса 1 см3 воды при 20 °С. В дальнейшем объем пикнометра считают постоянным. Калибровку пикнометра периодически проверяют. Затем воду из пикнометра выливают, ополаскивают спиртом или ацетоном и высушивают в сушильном шкафу при температуре 100 С, охлаждают и сухой пипеткой наливают в него анализируемое вещество выше метки, производят определение точно так же, как при калибровке пикнометра. Вычисление производят по формуле  ,где g1 — масса пустого пикнометра, г; g2 —масса пикнометра с анализируемым веществом, г; v — объем пикнометра, найденный при калибровке, см3. В выводе сравнивают значения плотности нефти (нефтепродукта), полученные двумя методами. 1.2. Определение показателя преломления нефтепродуктов Приборы, реактивы, материалы: рефрактометр Аббе типа ИРФ-22, хромовая смесь, вода дистиллированная, этиловый спирт, пипетка, фильтровальная бумага, нефть или другой нефтепродукт согласно заданию. Методика анализа: Стандартные определения проводят при температуре 20 °С. Прибор, с помощью которого проводят определение показателя преломления, называют рефрактометром (рис. 4). Показатель преломления определяют для того, чтобы установить чистоту индивидуальных соединений, а также для определения состава бинарных углеводородных смесей. Показатель преломления входит в расчетные формулы при определении структурно-группового состава фракций 200 – 540 °С.
Рис. 4. Внешний вид рефрактометра Аббе типа ИРФ-22 Прибор ИРФ-22 представляет собой современную модель рефрактометра Аббе. Он состоит из следующих основных частей: корпуса 1, измерительной головки 2 и зрительной трубы 3 с отсчетным устройством. В измерительной головке находится призменный блок Аббе, который жестко связан со шкалой отсчетного устройства, расположенной внутри корпуса. Шкала подсвечивается зеркалом 14 и проектируется специальной оптической системой в поле зрения трубы. Таким образом, в поле зрения трубы одновременно видны граничная линия, крест нитей, деления шкалы и визирный штрих шкалы. Чтобы найти границу раздела и совместить ее с перекрестием, необходимо вращая маховичок 10, наклонить измерительную головку. Окрашенность наблюдаемой границы устраняется поворотом компенсатора с помощью маховичка 11. Вместе с компенсатором одновременно вращается барабан 12 со шкалой, по которой в случае необходимости можно измерить дисперсию вещества. Подсветка исследуемого вещества осуществляется с помощью зеркала 13 дневным светом или от электрической лампы накаливания. Измерение показателя преломления прозрачных жидкостей на ИРФ-22. На поверхность измерительной призмы наносят несколько капель исследуемой жидкости (нефтепродукта согласно заданию) и осторожно закрывают головку; наблюдают в окно 15, чтобы жидкость полностью заполнила зазор между измерительной и осветительной призмами. Осветительное зеркало 13 устанавливают перед окном 15 так, чтобы поле зрения трубы было равномерно освещено, затем зеркало закрепляют винтом 16. Вращая маховичок 10, находят границу раздела света и тени, маховичком 11 устраняют ее окрашенность. Точно совмещая границу раздела с перекрестием сетки, снимают отсчет по шкале показателей преломления (рис. 5). Индексом для отсчета служит неподвижный визирный штрих сетки. Целые, десятые, сотые и тысячные доли значения показателя преломления отсчитываются по шкале, десятитысячные доли оцениваются на глаз. На рис. 5 показания соответствуют значению 1,4592. Шкала рефрактометра проградуирована для температуры. Так как показатель преломления в значительной мере зависит от температуры, в приборе предусмотрено термостатирование призменного блока с помощью камер, через которые пропускается вода, идущая от термостата. В учебных целях, если не требуется высокая точность при определении показателя, измерения могут проводиться без термостатирования.
|
