III. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

 

Температуры кипения нефтяных фракций

 

Поскольку нефть и ее фракции не являются индивидуальными веществами, а представляют сложную смесь различных углеводородов и их соединений, нефтяные фракции выкипают не при фиксированной температуре, а в интервале температур. В связи с этим при расчетах пользуются понятием средней температуры кипения. В зависимости от способа усреднения различают следующие температуры кипения: средне-объемную (tср.об), средне-молекулярную (tcр.мол), средне-массовую (tcр.масс), средне-кубичную (tcp.куб) и средне-усредненную (tср.уср) . Значения этих температур кипения могут быть определены из следующих уравнений:

средне-объемная температура кипения

(1)

средне-массовая температура кипения

(2)

средне-молекулярная температура кипения

или (3)

где

средне-кубическая температура кипения

средне-усредненная температура кипения

где m1, m2,…, mn - массы (или % масс.) отдельных фракций; V1, V2,..., Vn - объемы (или % объемн.) отдельных фракций; N1, N2,...,Nn - моли (или % мол.) отдельных фракций; Мi - молекулярная масса отдельных фракций; t1, t2,.., tn, ti - среднеарифметические значения температур кипения фракций, °С; xi - содержание узких фракций, мольные доли; - объемная доля компонента.

Средне-объемная температура кипения (tcp.об) определяется наиболее просто по данным разгонки по ГОСТ

(4)

При отсутствии кривой объемной разгонки можно пользоваться кривой ИТК, приближенно оценивая tср.об как температуру кипения фракции, равную температуре выкипания 50%. Для узких фракций tср.об можно определить как среднеарифметическое значение между началом и концом кипения фракции. Характеристические точки кипения можно определить по графику Приложения 2 в зависимости от tср.об и угла наклона кривой разгонки по ГОСТ.

Пример 1. Дана разгонка фракции нефтепродукта по ГОСТ: 10% - 140°С, 30% - 174°С, 50% - 227°С, 70% - 230 °С, 90% - 260 °С. Определить температуры кипения (tср. об, tср. мол, tср. масс, tср. куб, tср. уср).

Решение. Определяют средне-объемную температуру кипения

Угол наклона кривой разгонки

По графику Приложения 2 определяем корректирующие добавки и рассчитываем соответствующие температуры кипения

tср. мол, = 200°С - 14 = 186°С tср. куб = 200°С - 3 = 197°С

tср. масс = 200°С + 3 = 203°С tср. уср = 200°С – 9 = 191°С

 

Задача 10. Дана разгонка фракции нефтепродукта по ГОСТ. Определить температуры кипения (tср.об., tср.мол., tср.масс., tср.куб., tср.ус.)

 

% отгонки вариант
Температуры кипения фракции

 

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 нафтено-ароматических К = 10 11, для ароматизированных К ≤ 0, для крекинг-бензина К=11,54 11,8. Применяется характеристический фактор для корреляции при расчете физико-химических свойств нефтепродуктов. Характеристический фактор определяют по формуле

(5)

где Тср.уср - средне-усредненная температура кипения, К; - относительная плотность нефтепродукта.

Можно определить величину К и по формуле

(6)

где Тср. мол - средне - молекулярная температура кипения, К; - относительная плотность нефтепродукта.

 

Плотность

 

Плотностью вещества (ρ) называется масса его в единице объема. Плотность можно измерить в кг/м3, г/см3, кг/л, т/м3. В системе единиц СИ плотность измеряют в кг/м3.

В нефтепереработке при расчете физико-химических свойств нефтепродуктов принято пользоваться относительной плотностью, представляющей собой соотношение плотностей жидкого нефтепродукта и дистиллированной воды при определенных температурах. Обозначают относительную плотность , где t1 - температура воды, °С; t2- температура нефтепродукта, °С. В России стандартными температурами при определении плотности являются для воды 4°С и для нефтепродуктов 20°С. В ряде зарубежных стран стандартной температурой воды и нефтепродукта является 15,6°С.

Относительная плотность узких фракций (10-20-градусных) может быть рассчитана по формуле

(7)

Для нефтей парафинистых = 0,736, n = 0,13; для нефтей сернистых = 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°С

(8)

где - относительная плотность нефтепродукта при 20°С; - относительная плотность нефтепродукта при заданной температуре; а - средняя температурная поправка на один градус.

Значения температурной поправки представлены в Приложении 1.

Для определения плотности жидких нефтепродуктов при высоких температурах можно пользоваться графиками, приведенными на рис. 1 и в Приложениях 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 опускают перпендикуляр до пересечения с осью абсцисс и таким образом (в точке D) находят искомую плотность.

Графики Приложений 3 и 4 применимы при давлениях до 1,5 МПа. 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 уравнениями

(9)

где а - средняя температурная поправка (см. Приложение 1).

(10)

Плотность смеси нефтепродуктов можно определять из равенства по известным

массовым процентам компонентов

(11)

объемным процентам компонентов

(12)

массам компонентов

(13)

Рис. 1. График для определения относительной плотности жидких нефтепродуктов при температуре t ( ) пo известной их плотности .

 

Пример 2. Определить плотность нефтепродукта при 150°С и давлении 20,0 МПа, если его плотность при 20°С равна 650 кг/м3 и К = 13,5.

Решение. Находим плотность нефтепродукта при 20°С и 20,0МПа. С этой целью воспользуемся Приложением 5, где находим поправку к плотности с учетом давления. Она равна 20 кг/м3. Тогда плотность при 20°С и Р = 20,0 МПа будет равна

= 650 + 20 = 670 кг/м3

По Приложению 3 находим плотность при 150°С, зная плотность при 20°С и величину характеристического фактора К = 13,5. Плотность нефтепродукта при 150°С и 20,0 МПа будет равна 525 кг/м3.

Относительная плотность газа равна отношению массы m газа, занимающего объем V при некоторых температуре и давлении, к массе mв воздуха, занимающего тот же объем V при тех же температуре и давлении

Если считать газ идеальным, то при T = 273,16 К, Р = 0,1 МПа и V = 22,414 л масса m равна молекулярной массе М газа. В тех же условиях масса 22,414 л воздуха составляет 28,9 г, откуда относительная плотность газа или пара относительно воздуха равна

(14)

Абсолютную плотность газов и паров ( , кг/м3) при нормальных условиях можно найти, зная массу М и объем 1 моль газа (22,414 л)

(15)

При абсолютной температуре Т (К) и давлении П (105 Па) плотность газа (в кг/м3) может быть найдена по формуле

(16)

Используя формулу (15), можно написать

или

(17)

Задача 11. Воспользовавшись формулой Д.И. Менделеева рассчитать плотность нефтепродукта при температуре tºС.

  вариант
0,72 0,76 0,8 0,84 0,86 0,88 0,9 0,92 0,96 0,98
t0С

 

Задача 12. Используя рис. 1 определить относительную плотность жидкого нефтепродукта при температуре tºС по известной их плотности .

 

  вариант
0,68 0,72 0,74 0,78 0,84 0,86 0,88 0,92 0,94 0,96
t0С

 

Задача 13. Определить плотность нефтепродукта при температуре t0С и давлении Р МПа, если известны при 200С его плотность (кг/м3), давление Р1 (МПа) характеристический фактор К.

 

  вариант
Р1 МПа
t0С -50
К 12,5 12,5 10,5

Молекулярная масса

 

Молекулярная масса является одной из основных физико-химических характеристик нефтей и нефтепродуктов, величина, которая показывает, во сколько раз молекула данного вещества больше 1/12 части массы атома изотопа углерода .

Между молекулярной массой и температурой кипения нефтяных фракций существует определенная зависимость; чем больше молекулярная масса нефтяной фракции, тем выше ее температура кипения. Учитывая эту зависимость, Б.М. Воинов предложил следующую общую формулу для определения молекулярной массы М нефтяной фракции:

(18)

где t - средне-молекулярная температура кипения фракции, °С; а, b и с - коэффициенты.

В частности, для парафиновых углеводородов формула Б.М. Воинова имеет вид

или

(19)

Данная формула применима и для узких бензиновых фракций.

Средняя температура кипения фракции 120°С. Ее молекулярная масса равна

М = 60 + 0,3 × 120 + 0,001(120)2 = 110,4

Формулу Б.М. Воинова уточнил А.С. Эйгенсон, введя характеризующий фактор К.

С введением характеризующего фактора формула (19) принимает вид

(20)

Формулой (20) можно пользоваться для определения молекулярной массы фракций, выкипающих до 350°С (точность ±2 3%).

Молекулярную массу тяжелых, фракций можно определить по номограмме Приложения 6 в зависимости от вязкости при 50 и 100°С.

Пример 3. Определить молекулярную массу нефтепродукта с пределами выкипания 85-110°С, плотностью = 0,7609. Содержание узких фракций в этом продукте следующее (в мол. долях): (85 - 90°С) - 0,21; (90 - 95°С) - 0,10; (95 -100°С) - 0,35; (100 - 105°С) - 0,23; (105 - 110°С) - 0,11.

Решение. Определяем среднюю температуру кипения каждой узкой фракции в °С

Подставляя полученные данные в формулу (3), получаем

Определяем значение по формуле (9)

= 0,7609 + 5×0,000818 = 0,765

Определяем характеристический фактор К по формуле (6)

Молекулярную массу фракции определяем по формуле (20)

M = (7×11,3 - 21,5) + (0,76 - 0,04×11,3)×97,2 + (0,0003×11,3 - 0,00245)×(97,2)2 = 57,6 + 29,9 + 8,8 = 96,3

Молекулярная масса является свойством аддитивным.

Задача 14. Определить молекулярную массу нефтепродукта с пределами выкипания tн – tк, плотностью . Содержание узких фракций в этом продукте w (в долях единицы).

 

  вариант
tн0С
t10С
t20С
t30С
t4 0С
tк0С
w1 0,10 0,11 0,12 0,13 0,14 0,15 0,16 0,17 0,18 0,19
w2 0,29 0,28 0,2 0,26 0,2 0,24 0,23 0,2 0,21 0,2
w3 0,31 0,32 0,33 0,34 0,35 0,36 0,32 0,38 0,3 0,3
w4 0,21 0,19 0,18 0,17 0,16 0,15 0,14 0,13 0,12 0,11
w5 0,09 0,1 0,17 0,1 0,15 0,1 0,15 0,12 0,19 0,2
d204 0,81 0,83 0,85 0,87 0,89 0,91 0,93 0,95 0,97 0,99

 

Дата: 2016-10-02, просмотров: 89.