Справочный материал по переработке нефти и газа. Справочный материал по ТПНГ. Справочный материал по курсу Технология переработки нефти и газа

• Название: Справочный материал по курсу Технология переработки нефти и газа
• Анкор: Справочный материал по переработке нефти и газа
• Дата: 24.05.2020
• Размер: 1.31 Mb.
• Имя файла: Справочный материал по ТПНГ.doc
• Тип: Документы; #125128
• страница: 4 из 4

Критические и приведенные параметры

Критическую температуру Т_кр (в кельвинах) и давление _кр (в паскалях) можно найти по уравнениям:

Т_кр=355+0,97а–0,00049а²;



Константы а и k_p рассчитываются по формулам:





где t₁₀, t₇₀ – температуры отгона 10 и 70% нефтепродукта, °С.

При определении константы а вместо средней молярной температуры кипения нефтяной фракции приближенно можно взять температуру ее 50%-го отгона.

Приведенная температура (Т_пр) представляет отношение температуры нефтепродукта (Т, К) в заданных условиях его критической температуре (Т_кр, К):

Т_пр = Т/Т_кр.

Приведенное давление (р_пр) – это отношение давления в системе (р, Па), в которой находится нефтепродукт, к его критическому давлению (р_кр, Па):

р_пр = р/р_кр.
Тепловые свойства

Истинная теплоемкость (с, кДж/(кгК)) соответствует некоторой фиксированной температуре Т и до 200°С определяется по формуле Крэга:



Среднюю теплоемкость для интервала температур определяют по формуле:

,

где t_ср  средняя арифметическая температура температурного интервала, °С.

Истинная теплоемкость паров нефтепродуктов с_п:



Уравнение применимо при температурах до 350°С и небольших давлениях.

Теплоемкости нефтяной фракции и находящихся над ней паров связаны между собой соотношением:



Приближенно теплоемкости жидких нефтепродуктов и их паров можно определить по номограмме (рисунок 15).

Теплоемкость газов (как идеальных) определяется по уравнению:



где Е, F, G, Н, N – коэффициенты.

Значения коэффициентов F, G, H, N приведены в табл.8. Для рассматриваемых газов Е=0.
Таблица 8 – Значения коэффициентов к уравнению для определения , кДж/(кг·К)

Газы	F·102	-G·103	Н·105	N·10
Водород	329,83	294,05	940,12	200,39
Кислород	21,62	16,46	45,44	12,05
Азот	21,74	16,13	45,18	15,43
Оксид углерода	22,07	16,19	44,59	15,20
Диоксид углерода	25,75	19,43	53,59	6,92
Диоксид серы	19,10	15,48	43,24	5,11
Сероводород	24,41	16,68	45,82	11,68
Водяной пар	40,15	27,80	79,22	26,41
Метан	58,43	15,19	-2,94	18,55
Этилен	58,31	31,71	68,49	2,36
Этан	62,46	25,62	35,94	3,34
Пропилен	57,38	28,87	56,17	1,54
Пропан	66,22	32,71	62,19	-0,78
Бутилен	61,06	33,12	70,58	-0,50
Бутан	65,71	33,13	64,19	0
Пентан	65,66	33,76	66,84	-6,11

Энтальпию жидких нефтепродуктов при температуре Т находят по уравнению:



Обозначая выражение в скобках а=(0,0017Т²+0,762Т-334,25), можно упростить уравнение:



В таблице 3 приведены значения величины а в зависимости от температуры.

Энтальпию паров нефтепродуктов определяют по уравнению:



Это уравнение также можно упростить, обозначив b=(129,58+0,134Т+0,00059Т²).

Тогда



Таблица 4 дает значения величины b в зависимости от температуры.

Все показатели тепловых свойств являются аддитивными.

Константа фазового равновесия



где и – молярные доли i-го компонента соответственно в паровой и жидкой фазе;

–давление насыщенных паров i-го компонента, кПа;

р – давление в системе, кПа;

и – фугитивности соответственно жидкой и паровой фазы, определяются по рисунку 8.

Изотермы состояния

Температуры потоков рассчитываются путем последовательного приближения до тех пор, пока не будут выполняться следующие равенства:

для жидкого потока



для парового потока



для парожидкостного потока с заданной молярной долей отгона е^/



где молярная доля i-го компонента в сырье.