Определение плотности

Простейший метод – ареометром. Градуировка ареометра отнесена к плотности воды при 4^оС.

Точность определения 0.001 для маловязких и 0.005 для вязких нефтепродуктов.

Для измерения ареометром плотности высоковязкого нефтепродукта последний разбавляют равным объемом керосина известной плотности (r_к) и определяют плотность смеси r_см. Плотности нефтепродукта (r_н) находится по формуле:

r_н = 2r_см - r_к

Для малых количеств жидких нефтепродуктов или твердых нефтепродуктов используют метод выравнивания плотностей или метод взвешенной капли. При этом каплю или кусочек нефтепродукта вводят в спирто-водный (1 ³ r) или слабый водно-солевой раствор (r ³ 1) и добавляют в раствор воду или концентрированный раствор соли, пока испытуемый объект не будет взвешен в растворе. Затем ареометром определяют плотность раствора, она будет равна плотности испытуемого нефтепродукта.

С точностью до 0.0005 плотность определяют с помощью гидростатических весов, которые градуируются по плотности воды при 20^оС и дают показания .

Пикнометр позволяет определить плотность с точностью до 0.00005. Применяют пикнометры различной формы и емкости – в зависимости от агрегатного состояния и плотности исследуемого вещества.

Плотность характеризует химическую природу происхождение и товарное качество нефти или нефтепродукта. Для фракций с равными температурами начала и конца кипения плотность наименьшая, если они выделены парафинистых нефтей, наибольшая – если из высокоароматизированных нефтей.

Молекулярная масса. Важный показатель, используемый для подсчета теплоты парообразования, объема паров, парциального давления, химического состава узких нефтяных фракций.

Чем выше температура кипения нефтяных фракций, тем выше их молекулярная масса, также она зависит, ясное дело, от химического состава фракции.

Молекулярный вес смеси нефтяных фракций находится по формуле:

,

где m₁, m₂,…, m_n - массы нефтяных фракций;

М₁, М₂,…, М_n – их молекулярные массы.

Молекулярный вес нефтяных фракций находится по формуле Воинова с учетом характеризующего фактора – величины, производной от абсолютной средней температуры кипения смеси и плотности нефтяной фракции (см. учебник, если понадобится (с. 38)).

Для определения размеров реакторного и испарительного оборудования необходимо знать мольный объем жидких нефтепродуктов или их паров. Для определения мольного объема жидкостей существует формула:

где V – объем жидкости, м³;

N – число молей;

M – масса жидкостей, кг;

r - плотность жидкости, кг/м³.

Объем паров определяют, исходя из уравнения Клапейрона:

;

где m – масса паров, кг;

M – молекулярный вес нефтепродукта;

p - давление в системе, ат;

P – атмосферное давление, ат;

t – температура, ^оС.

Это уравнение можно использовать при давлении в системе менее 4 ат, так как при более высоком давлении вводится поправка на сжимаемость нефтепродуктов.

В лабораторной практике молекулярный вес определяют криоскопическим методом, основанном на снижении температуры застывания растворителя от прибавления к нему нефтепродукта. Редко используется эбуллиоскопический метод – основан на изменении температуры кипения растворителя при прибавлении нефтепродукта.

Давление насыщенных паров – давление, развиваемое парами при данной температуре в условиях равновесия с жидкостью. Температура, при которой ДНП становится равным давлению в системе – температура кипения вещества.

ДНП нефти и нефтепродуктов характеризует их испаряемость, наличие в них легких компонентов, растворенных газов и т.д. ДНП резко возрастает с возрастанием температуры. При одной и той же температуре у легких нефтепродуктов ДНП выше.

Высокое ДНП может иметь негативное последствие для авиационного бензина и летних сортов автомобильных бензинов, так как когда ДНП превышает внешнее давление возникают паровые пробки. В зимних бензинах повышенное до определенных пределов ДНП облегчает запуск двигателя.

Для определения ДНП используют аналитические методы (по формуле) и графические методы (по графикам). Примером может служить график Кокса, который представляет собой график зависимости ДНП (если точнее – логарифма ДНП, но величины ставят для давления (для удобства пользования) - ось абсцисс) от температуры (ось ординат). Графиком пользуются для технологических нужд, когда надо найти ДНП фракции при какой-либо температуре, когда известно ДНП при любой другой температуре.

В лабораторной практике пользуются номограммой UOP – она точнее, чем график Кокса.

Определяют ДНП в бомбе Рейда - приборе, снабженном манометром - при 38^оС и соотношении объемов жидкой и паровой фаз 1: 4. Данный способ дает приблизительные результаты.

2.2.2. Вязкость, индекс вязкости. Лабораторные методы определения

Вязкость характеризует прокачиваемость нефти при транспортировке ее по трубопроводам и топлив в двигателях внутреннего сгорания, поведение смазочных масел.

Вязкость:

- динамическая;

- кинематическая;

- условная.

Динамическая обозначается h, измеряется в пуазах (г/(см´с).

Кинематическая - чаще используется в технологических расчетах. Обозначается n. Размерность - стокс (см²/с).

где r - плотность нефтепродукта, г/см³.

Условная вязкость (ВУ) используется для сравнительной оценки высоковязких нефтепродуктов. Под ВУ понимают отношение времени истечения определенного объема испытуемой жидкости из стандартного вискозиметра ко времени истечения такого же объема воды при 20^оС. ВУ может быть также выражена временем истечения определенного объема жидкости из стандартных вискозиметров Сейболта, Редвуда.

Чем выше температура выкипания нефтяной фракции, тем больше ее вязкость. Наивысшая вязкость - у остатков перегонки и асфальтово-смолистых веществ. Вязкость парафинов < вязкость аренов < вязкость нафтенов. Изо- и н-парафины близки по вязкости. С увеличением числа циклов у аренов и нафтенов вязкость растет, то же - с удлинением их боковых цепей.

ИВ. Изменение вязкости смазочных масел в зависимости от их температуры имеет очень важное значение при эксплуатации в широком диапазоне температур. Зависимость характеризуется отношением n₅₀/n₁₀₀, индексом вязкости и т.д. Система ИВ разработана Дином и Девисом.

Чем меньше меняется вязкость смазочного масла с изменением температуры, тем выше его индекс вязкости и тем выше его качество.

ИВ парафинов - наивысший. наименьший ИВ - у полициклических аренов с короткими боковыми цепями.

Д и Д приняли: ИВ масляных фракций пенсильванской нефти (парафинистой) - 100, высокосмолистой нефти Мексиканского побережья - 0. Находят вязкость испытуемого масла при 37.8 и 98.8^оС.

Рис. 2.1.

Определение индекса вязкости по Дину и Девису

ИВ = ((L - U) / (L - H)) ´ 100,

где L, U, H - вязкости масел при 37.8^оС.

Также существуют различные номограммы для определения ИВ.

2.2.3. Температура вспышки, воспламенения, самовоспламенения,

застывания. Методы определения.

Температура вспышки - температура, до которой нужно нагреть нефтепродукт, чтобы его пары воспламенились при контакте с открытым пламенем. Чем ниже температура выкипания фракции, тем ниже температура вспышки.

Температуры вспышки для ряда нефтепродуктов таковы:

бензин - -40^оС и выше;

керосин - +28...+60^оС;

дизельное топливо - +35...+90^оС;

масла - +130...+300^оС.

Температура вспышки характеризует наличие в нефтепродуктах легких углеводородов.

Существует 2 метода определения Т_всп: в открытом и закрытом тигле.

Для одного и того же нефтепродукта (НП) Т_всп в открытом тигле выше, чем в закрытом, т.к. концентрация паров над слоем нефтепродуктов.

При наличии паров горючего вещества в воздухе говорят о верхнем и нижнем пределах взрываемости. При концентрации вещества меньше НПВ его слишком мало - велико расстояние между молекулами, невозможна цепная реакция. При концентрации выше ВПВ - мало кислорода.

Температура воспламенения - минимальная температура, при которой пары нефтепродукта вспыхивают и горят более 5 сек. при поднесении открытого пламени.

Температура самовоспламенения - минимальная температура, при которой пары нефтепродукта вспыхивают самопроизвольно без поднесения пламени.

Температура самовоспламенения максимальна для аренов и минимальна для парафинов.

Температуру самовоспламенения определяют в открытом тигле.

Температура застывания - наивысшая температура, при которой НП в стандартных условиях теряет свою подвижность.

Ее определяют, охлаждая НП в широкой пробирке. Пробирку наклоняют под углом 45^о и если верхняя граница НП в течение 1 мин. не изменится, считается, что температура застывания достигнута. Температура застывания определяет поведение НП в холодное время года. Температура застывания для дизельного топлива:

летнее < -10^оС;

зимнее < -45^оС;

арктическое < -60^оС.

Температура застывания зависит, главным образом, от содержания н-парафинов.

Температура застывания нормируется для:

дизельного топлива (ДТ) -10, -45, -60^оС;

мазутов -8...+42^оС;

масла для АМ -20...-45^оС.

Температура плавления - температура, при которой нефтепродукты из твердого состояния переходят в жидкое. При сохранении текучести нефтепродукты могут выделят кристаллы (льда и тв. у-дов), что приводит к забою топливных фильтров. Для реактивных топлив и авиационных бензинов нормируется температура начала кристаллизации, для дизельных топлив - температура помутнения.

Температура начала кристаллизации - наибольшая температура, при которой в топливе появляются кристаллы, отчетливо видимые невооруженным глазом. Для авиабензинов и реактивных топлив ТНК не выше -60^оС.

Температура помутнения - наивысшая температура, при которой топливо теряет прозрачность, мутнеет. Т.п. для дизельного топлива:

летнего не выше -5^оС;

зимнего не выше -35^оС.

2.2.4. Фракционный состав нефтей и нефтепродуктов.

Аппарат АРН-2.

Кривая ИТК. Построение.

Нефть, как уже было сказано выше, представляет из себя сложную смесь компонентов самого разнообразного химического состава, как следствие, обладающих различными физико-химическими свойствами. Для производства тех или иных продуктов, как конечных, так и промежуточных, используются смеси более однородные. Критерием такой однородности служит температура кипения смеси. Такая смесь, выкипающая в определенных пределах, характеризующихся температурами начала и конца кипения, называется фракцией. В зависимости от этих температур фракция имеет тот или иной химический состав (колеблется в зависимости от нефти) и может использоваться для производства тех или иных нефтепродуктов. Основные варианты использования фракций нефти представлены в табл. 2.3.

Таблица 2.3.

Дата добавления: 2014-01-04