Моисеев А.В._Расч. методы определения физ.-хим. св-в УВС, Н и НП. Расчетные методы определения физико химических свойств углеводородных систем, нефтей и нефтепродуктов
 Скачать 7.99 Mb.
|
|
424. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 170 о C малгобекской верхнемело- вой нефти ( ) 7428 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 Температура, о С 64 87 120 154 425. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 180 о C алиюртской нижнемеловой нефти ( ) 7506 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 Температура, о С 78 99 129 163 426. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 140 о C эльдаровской нефти ( ) 7150 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 Температура, о С 51 71 94 121 84 427. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 190 о C нефти месторождения Гора Орлиная ( ) 7458 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 Температура, о С 73 98 127 163 428. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 200 о C хаянкортской нижнемело- вой нефти ( ) 7328 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 Температура, о С 55 78 120 171 429. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 170 о C колодезной нефти ( ) 7275 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 к.к. Температура, о С 61 80 114 156 169 430. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 180 о C величаевской нефти ( ) 7350 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 к.к. Температура, о С 61 88 122 158 172 431. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 160 о C поварковской нефти ( ) 7293 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 к.к. Температура, о С 65 87 116 142 151 432. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 200 о C ставропольской нефти ( ) 7439 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 к.к. Температура, о С 68 98 132 174 188 85 433. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 170 о C мектебской нефти ( ) 7410 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 к.к. Температура, о С 78 96 122 151 164 434. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 190 о C новодмитриевской нефти ( ) 7339 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 Температура, о С 53 84 117 170 435. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 180 о C хадыженской нефти ( ) 7589 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 Температура, о С 75 93 123 162 436. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 160 о C баракаевской нефти ( ) 7258 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 Температура, о С 59 81 106 139 437. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 200 о C долинской нефти ( ) 7570 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 Температура, о С 55 89 135 190 438. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 180 о C битковской нефти ( ) 7700 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 Температура, о С 60 112 132 169 86 439. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 170 о C оровской нефти ( ) 7709 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 Температура, о С 63 102 140 161 440. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 190 о C уличнянской нефти ( ) 7233 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 Температура, о С 62 90 131 181 441. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 160 о C леляковской нефти ( ) 7255 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 Температура, о С 51 75 95 151 442. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 200 о C гнединцевской нефти ( ) 7500 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 Температура, о С 68 92 128 171 443. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 170 о C качановской нефти ( ) 7283 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 Температура, о С 55 83 98 151 444. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 190 о C глинско-розбышевской нефти ( ) 7567 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 Температура, о С 77 104 128 170 87 445. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 160 о C прилукской нефти ( ) 7229 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 Температура, о С 48 76 110 145 446. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 180 о C рыбальской нефти ( ) 7752 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 Температура, о С 46 104 133 162 447. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 200 о C новогригорьевской нефти ( ) 7725 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 Температура, о С 95 110 140 185 448. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 180 о C гусевской нефти ( ) 7315 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 Температура, о С 60 79 115 161 449. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 190 о C красноборской нефти ( ) 7235 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 Температура, о С 58 77 126 176 450. Определить координаты кривой ИТК по известной кривой разгонки на аппарате Энглера фракции 28 – 170 о C шюпаряйской нефти ( ) 7375 , 0 20 4 = d Объем выкипания, % об. н.к. 10 50 90 Температура, о С 63 80 114 151 88 9. Теплоемкость Теплоемкость – количество теплоты, которое необходимо сообщить некоторому количеству вещества, для повышения его температуры на один градус. В зависимости от единицы количества нагреваемого вещества выделя- ют несколько размерностей теплоемкости. Массовая теплоемкость - количество теплоты, которое необходимо сообщить единице массы вещества, для повышения его температуры на один градус; единица измерения К кг Дж × Мольная теплоемкость - количество теплоты, которое необходимо со- общить единице количества вещества, для повышения его температуры на один градус; единица измерения К кмоль Дж × Объемная теплоемкость - количество теплоты, которое необходимо сообщить единице объема вещества, для повышения его температуры на один градус; единица измерения К м Дж × 3 Различают также среднюю теплоемкость (для интервала температур) и истинную теплоемкость (для конкретной температуры). Для расчета средней теплоемкости ÷ ø ö ç è æ × К кг кДж жидких нефтепродуктов с относительной плотностью 00 , 1 75 , 0 15 15 - = d до температуры 260 о С применя- ется уравнение Фортча и Уитмена ( ) 15 15 2 1 1 , 2 2 00371 , 0 444 , 1 d t t c - ÷ ø ö ç è æ + + = . (9.1) Для жидких нефтепродуктов с относительной плотностью 96 , 0 75 , 0 15 15 - = d до температуры 200 о С может быть применено уравнение, предложенное Крэгом ( ) t d c 000405 , 0 403 , 0 187 , 4 15 15 + = . (9.2) Широко используется уравнения Ватсона-Нильсона ( ) [ ] ( ) 35 , 0 067 , 0 0023 , 0 00615 , 0 7025 , 0 2807 , 1 15 15 15 15 + - + - = K d T T d c , (9.3) ( ) ( ) [ ( ) ( ) ] 32 8 , 1 000306 , 0 000815 , 0 308 , 0 6811 , 0 230274 , 0 46538 , 1 15 15 15 15 + - + + - + = t d d K c W (9.4) или модифицированное уравнение Ватсона-Нильсона ) ( ( )( ) 35 , 0 055 , 0 4 , 459 8 , 1 28 001 , 0 00341 , 0 2895 , 1 8516 , 2 15 15 15 15 + - ´ ´ - + - = K T d d c (9.5) 89 Зависимость теплоемкости от абсолютной плотности при определен- ной температуре выражает формула Мустафаева T c r 3 10 6747 , 1 3909 , 3 - × - = . (9.6) Для определения теплоемкостей нефтей и фракций любого состава предложена следующая формула ( ) 20 4 5072 , 1 7182 , 1 100 223 5072 , 1 d T c - - + = . (9.7) Уравнение Фаллона-Ватсона ( ) ú û ù × × ÷÷ ø ö çç è æ × + + + + ê ë é × + + + = - - - t d d K c W 3 4 20 4 4 20 4 10 2 10 12 , 8 9952 , 0 149 , 0 314 , 0 10 12 , 8 9952 , 0 186 , 0 198 , 0 20934 , 0 71659 , 1 (9.8) Для определения истиной теплоемкости паров парафинистых нефте- продуктов, относительная плотность которых в жидком состоянии 90 , 0 68 , 0 15 15 - = d используется формула Бальке и Кей, которая применима при малых давлениях и температуре до 350 о С ( ) 211 8 , 1 1541 0 , 4 15 15 + - = T d c . (9.9) С учетом характеризующего фактора уравнение Бальке имеет вид ( )( ) 41 , 0 146 , 0 211 8 , 1 1541 0 , 4 15 15 - + - = K T d c . (9.10) Если известна теплоемкость углеводородной жидкости, то теплоем- кость паров, сосуществующих с жидкой фазой (температуры паров и жидко- сти равны) может быть определена по формуле Крэга 15 15 3768 , 0 d c c ж п - = . (9.11) Мольная теплоемкость ÷ ø ö ç è æ × К кмоль кДж углеводородных газов и паров в широком интервале температур (273 – 1500 К) при атмосферном давлении может быть найдена по уравнению ÷ ø ö ç è æ + = T C B A c 1868 , 4 , (9.12) где А, В и С – константы, значения которых приведены в таблице 90 Константы А, В и С уравнения (9.12) Таблица 9.1 Углеводород А В С Углеводород А В С Метан 7,62 25,69 996,07 н-Гексан 22,96 106,64 646,08 Этан 9,09 47,57 745,81 о-Ксилол 17,24 101,41 577,44 Пропан 10,95 59,39 654,65 м-Ксилол 18,84 104,02 563,90 н-Бутан 15,45 74,82 659,21 п-Ксилол 15,58 104,20 582,01 н-Пентан 19,07 90,73 648,58 Теплоемкость смесей нефтепродуктов может быть рассчитана по пра- вилу аддитивности n n см x c x c x c c + + + = 2 2 1 1 , (9.13) где , 1 c 2 c , …, n c - теплоемкости компонентов смеси, К кг Дж × , К кмоль Дж × или К м Дж × 3 ; 1 x , 2 x , …, n x - содержание компонентов, масс. доли, мольные доли или объемные доли соответственно. Рисунок 9.1 – График для определения изменения теплоемкости нефтя- ных паров с повышением давления 91 Рисунок 9.2 – График для определения теплоемкости некоторых угле- водородов в зависимости от относительной плотности 20 4 d и температуры Рисунок 9.3 – Номограмма для определения удельной теплоемкости нефтяных паров 92 Рисунок 9.4 – Номограмма для определения теплоемкости нефтепро- дуктов (паров и жидкости) Пример 9.1. Определить теплоемкость нефтепродукта плотностью 74 , 0 20 4 = d при 60 о С. Решение. Перейдем к 15 15 d по уравнению (1.4): 7449 , 0 74 , 0 994 , 0 0093 , 0 994 , 0 0093 , 0 20 4 15 15 = × + = × + = d d По уравнению Крэга (9.2): ( ) ( ) 073 , 2 60 000405 , 0 403 , 0 7449 , 0 187 , 4 000405 , 0 403 , 0 187 , 4 15 15 = × + = = × + = t d c По уравнению (9.7): ( ) ( ) ( ) 17 , 2 74 , 0 5072 , 1 7182 , 1 100 223 273 60 5072 , 1 5072 , 1 7182 , 1 100 223 5072 , 1 20 4 = × - - + + = = × - - + = d T c По номограмме, изображенной на рисунке 9.4 при 60 о С и 74 , 0 20 4 = d по шкале для жидкости 0 , 2 » c кДж/(кг·К). 93 Пример 9.2. Определить теплоемкость фракции 150 – 200 о С плотно- стью 8080 , 0 20 4 = d при 120 о С. Решение. Перейдем к плотности 15 15 d по уравнению (1.3): 812 , 0 8080 , 0 0035 , 0 8080 , 0 0035 , 0 20 4 20 4 15 15 = + = + = d d d Определим среднюю температуру кипения фракции: 175 2 200 150 = + = ср t о С. Допустим, что ср куб ср t t = , тогда характеризующий фактор Ватсона по уравнению (6.2): 54 , 11 812 , 0 273 175 2251 , 1 2251 , 1 3 15 15 3 = + = = d T K куб ср W По уравнению Фаллона-Ватсона (9.8): ( ) ( ) ] 187 , 2 120 10 2 10 12 , 8 8080 , 0 9952 , 0 149 , 0 314 , 0 10 12 , 8 8080 , 0 9952 , 0 186 , 0 198 , 0 54 , 11 20934 , 0 71659 , 1 10 2 10 12 , 8 9952 , 0 149 , 0 314 , 0 10 12 , 8 9952 , 0 186 , 0 198 , 0 20934 , 0 71659 , 1 3 4 4 3 4 20 4 4 20 4 = × × ´ ´ ÷ ø ö ç è æ × + × + + êë é × + × + ´ ´ × + = ú û ù × × ÷÷ ø ö çç è æ × + + + + ê ë é × + + + = - - - - - - t d d K c W Пример 9.3. Плотность нефтяной фракции равна 7390 , 0 20 4 = d . Найти теплоемкость паров фракции при 200 о С. Решение. Перейдем к плотности 15 15 d по уравнению (1.4): 7440 , 0 7390 , 0 994 , 0 0093 , 0 994 , 0 0093 , 0 20 4 15 15 = × + = × + = d d Воспользуемся формулой Бальке и Кей (9.9): ( ) ( ) ( ) 245 , 2 211 273 200 8 , 1 1541 7440 , 0 0 , 4 211 8 , 1 1541 0 , 4 15 15 = + + × - = + - = T d c По номограмме, изображенной на рисунке 9.4 при 7390 , 0 20 4 = d по шка- ле паров и 200 о С 73 , 1 » c кДж/(кг·К). 94 Пример 9.4. Определить теплоемкость паров нефтяной фракции, имеющей 6930 , 0 20 4 = d ; 210 = кр t о С; 74 , 2 = кр P МПа, при 180 о С и 0,6 МПа. Решение. Перейдем к плотности 15 15 d по уравнению (1.4): 6980 , 0 6930 , 0 994 , 0 0093 , 0 994 , 0 0093 , 0 20 4 15 15 = × + = × + = d d Теплоемкость паров при атмосферном давлении вычислим по уравне- нию Бальке и Кей (9.9): ( ) ( ) ( ) 199 , 2 211 273 180 8 , 1 1541 6980 , 0 0 , 4 211 8 , 1 1541 0 , 4 15 15 = + + × - = + - = T d c Вычислим приведенные температуру и давление: 938 , 0 273 210 273 180 = + + = = кр пр T T T , 22 , 0 74 , 2 6 , 0 = = = кр пр P P P По графику, изображенному на рисунке 9.1 определим поправку к теп- лоемкости на давление: 10 » Dc кДж/(кмоль·К). Молярную массу фракции найдем по формуле Крэга (2.15): 1 , 93 698 , 0 03 , 1 698 , 0 29 , 44 03 , 1 29 , 44 15 15 15 15 = - × = - = d d M кг/кмоль. Пересчитаем поправку с мольной размерности на массовую: 11 , 0 1 , 93 10 = = Dc кДж/(кг·К). Таким образом, теплоемкость паров под давлением равна: 31 , 2 11 , 0 199 , 2 0 = + = D + = c c c кДж/(кг·К). |