Переработка нефти - Суханов В.П.
Скачать (прямая ссылка):
15
где Qi, Q2,..., qn — абсолютная плотность компонентов смеби, г/см3; O4, vn — соответственно объемы этих компонентов
(при одинаковых температурах), см3. /
Для нахождения относительной плотности паро- и газообразных нефтепродуктов их массу сравнивают с массой того же объема воздуха при нормальных условиях — давлении 101,3, кПа ( — 760 мм рт. ст.) и температуре 0°С. Плотность воздуха, при этих условиях равную 1,293 кг/м3, принимают равной единице.
Молекулярная масса. Это одна из основных физико-химических характеристик нефтей и получаемых из нее продуктов. Она зависит от их химического и фракционного состава и является среднеарифметическим от молекулярных масс веществ, входящих в состав нефтепродуктов. Для приближенного определения молекулярной массы парафиновых углеводородов пользуются формулой Б. П. Воинова: M =f 60 + 0,3^ + 0,001/2, где t — средняя температура кипения нефтяной фракции, °С; ее рассчитывают как среднеарифметическое от температур, при которых перегоняются одинаковые объемы жидкости, например 10%-ные фракции.
Связь между молекулярной массой и относительной плотностью нефтяных фракций устанавливается следующей эмпирической формулой: М = 44,29d\l/1,03 — Пользуясь этой формулой, можно также (с некоторой погрешностью) определять молекулярную массу углеводородов всех классов.
Для более точного определения молекулярной массы применяют аналитические методы, например криоскопический. Он основан на снижении температуры застывания растворителя (бензола, нафталина и др.) при добавлении к нему испытуемого нефтепродукта. Средняя молекулярная масса примерно равна: для нефтей 210—250, бензиновых фракций 95—130, керосиновых 185—220, дизельных 210—240, мазута 350—400, масляных дистиллятов 300— 500. Как видно из этих данных, с повышением температуры кипения фракций повышается и их молекулярная масса. Кроме того, на этот показатель влияет химический состав нефтей и нефтепродуктов.
Значениями молекулярной массы широко пользуются при определении парциального давления паров, химического состава узких нефтяных фракций, объема жидких потоков и нефтяных паров, а также других показателей. Например, мольный объем жидкостей находят по формуле Vm— (т : q) (т : M) —Mq. Объем паров определяют по формуле Клапейрона:
V=—. < + 273
п M П ' 273 '
где т — масса нефтепродукта, кг; M — средняя молекулярная масса этого продукта; q — абсолютная плотность нефтепродукта, кг/м3; П — давление в системе, Па (кгс/см2) *; t — температура, 0C;
* По системе СИ 1 кгс/см2 = 98066,5 Па « 100 000 Па ж 0,1 МПа.
16
при давлениях выше 0,4 МПа (4 кгс/ем2) вводят поправку на сжимаемость нефтяных паров.
Температура кипения. Фракционный состав. Температурой кипения, считают ту, при которой давление паров жидкости становится равным внешнему давлению; когда эта точка достигнута, парообразование (испарение) происходит не только на поверхности жидкости, но и внутри ее (у дна и стенок нагреваемого сосуда) с образованием там пузырьков пара, что и составляет процесс кипения жидкости. Если пары, образующиеся во время нагревания, не отводятся, то между жидкой и паровой фазами устанавливается равновесие. Пары, находящиеся в равновесии с жидкостью, называются насыщенными. Чем выше температура нагрева жидкости, тем сильнее испарение, тем больше паров над поверхностью жидкости и тем выше давление ее насыщенных паров (упругость).
Температура кипения жидкости зависим от внешнего давления. Так, вода при давлении 0,1 МПа (760 мм рт. ст.) кипит при 100° С, а при повышении давления, например, до 0,4 МПа (3040 мм рт. ст.) — только при 144° С. Таким образом, чем выше внешнее давление, тем выше температура кипения, и наоборот, при пониженном внешнем давлении или разрежении (в вакууме) вода кипит при меньшей температуре. Влияние давления сказывается на температуре кипения не только воды, но и других жидкостей. Это явление использовано при вакуумной перегонке мазутов. Говоря о температурных пределах выкипания нефтей и нефтепродуктов, всегда нужно помнить, что это величины условные, действительные только при строгом соблюдении всех условий перегонки. Каждый углеводород имеет свою температуру кипения, причем чем больше в нем атомов углерода, тем выше температура его кипения.
Нефть и нефтепродукты весьма трудно разделить на индивидуальные углеводороды. Обычно разделение осуществляют путем перегонки, получая в результате части, являющиеся менее сложной смесью углеводородов, чем исходный продукт. Такие части называют фракциями, для них характерна не одна постоянная температура кипения, а температуры начала (н. к.) и конца (к. к.) кипения, т. е. температурные пределы выкипания. В зависимости от температуры кипения и содержания различных углеводородов нефтепродукт может иметь разные пределы выкипания, т. е. разный фракционный состав. Его определяют на стандартном перегонном аппарате (рис. 3). Испытуемый нефтепродукт (100 см3) наливают в колбу 1, в ее горлышко вставляют пробку с термометром 2, ставят колбу на асбестовую прокладку с круглым отверстием и нагревают голым пламенем газовой горелки 5 (или применяют электронагрев). Началом кипения считается падение первой капли конденсата (от охлаждения паров в конденсаторе-холодильнике 3) в приемник 4 емкостью 100 см3. Во время перегонки отмечают температуру, при которой в цилиндре набирается 10, 50 и 90% конденсата. Кроме того, отмечают температуру конца кипения. Иногда определяют и выход конденсата (в %) при определенной температуре.
