Установка для определения давления насыщенных паров нефти. Давление насыщенных паров нефти


6. Давление насыщенных паров

Давление насыщенных паров - это давление, производимое паровой фазой, которая находится в равновесии с жидкостью при определенной температуре. Давление насыщенных паров индивидуального чистого вещества зависит только от температуры. Для смесей и таких продуктов, как нефть и нефтепродукты, давление насыщенных паров зависит не только от температуры, но и от состава паровой и жидкой фаз и их соотношения. Поэтому определение давления насыщенных паров нефтепродуктов представляет большие трудности. Однако для узких нефтяных фракций, выкипающих в узком интервале температур без заметного изменения состава фаз, можно с известной степенью приближения считать однозначной зависимость давления насыщенных паров от температуры. Единица давления в системе единиц СИ - паскаль (Па). Кратные единицы кПа, МПа. Паскаль - давление, вызываемое силой 1 ньютон (Н), равномерно распределенной по поверхности площадью 1м2 и нормально к ней направленной.

При изучении фракционного состава нефтей и проведении технологических расчетов аппаратуры приходится пересчитывать давление насыщенных паров нефтепродуктов при одной температуре на давление при другой, а также температуру кипения нефтяных фракций от одного давления к другому. Для осуществления таких пересчетов предложены формулы и номограммы (Приложения 7 и 8).

Пример 11. Узкая нефтяная фракция при атмосферном давлении имеет среднюю температуру кипения 149°С. Какова температура кипения этой фракции при 266,6 кПа?

Решение. По графику (Приложение 7) на оси координат находят точку, соответствующую температуре 149°С, и из этой точки проводят прямую, параллельную оси абсцисс, до пересечения с вертикальной линией, отвечающей давлению 101,3 кПа. Получают точку А, которая легла на искомый луч. Затем от точки, соответствующей давлению 266,6 кПа, проводят вертикаль до пересечения с найденным лучом в точке В. Из точки В проводят горизонтальную линию, параллельную оси абсцисс, до пересечения со шкалой температур в точке С. Эта точка дает значение искомой температуры кипения, равной 190°С.

Пример 12. При разгонке мазута из колбы Кляйзена температура паров в момент замера была равна 150°С, а остаточное давление 0,266 кПа. Какова температура паров при атмосферном давлении?

Решение. Используют номограмму (Приложение 8). На левой шкале номограммы отмечают температуру 150°С, на правой шкале - давление 0,266 кПа. Эти точки соединяют прямой, и в точке пересечения со шкалой «температура кипения при нормальном давлении» находят значение искомой температуры, равной 330°С.

Для подсчета давления насыщенных паров узких нефтяных фракций при низких давлениях пользуются формулой Ашворта

(25)

где Р - давление насыщенных паров, Па; Т - соответствующая температура, К; То - температура кипения фракции при атмосферном давлении, К; f(T) - функция температуры Т, выражаемая уравнением

(26)

Функцию f(T0) определяют аналогично. Значения функции для различных температур (Т и Т0) приведены в Приложении 9.

Пример 13.Узкая нефтяная фракция при атмосферном давлении имеет среднюю температуру кипения 170°С. Определить давление насыщенных паров этой фракции при 260°С.

Решение. Для решения задачи используем формулу Ашворта (25).

По Приложению 9 найдем значения f(T0) для температуры 170°С и f(T) для температуры 260°С

f(T0) = 4,124 f(T) = 2,924

Подставим эти величины в формулу (25)

По таблицам антилогарифмов находим значение этого числа и получим

Р - 3158 = 590 900

Р = 590 900 + 3158 = 594 058 Па

Давление насыщенных паров данной фракции при 260°С

Р = 594 058 Па

На давление насыщенных паров оказывает влияние фракционный состав, отношения объемов паров и жидкости в рабочем баллоне, температура. При низких температурах и температурах, близких к начальной температуре кипения фракции, формула Ашворта дает несколько заниженные значения давления насыщенных паров.

Для определения давления насыщенных паров светлых нефтепродуктов и их узких фракций предложена формула

, кПа (27)

где

Для товарных бензинов = 1,5 - 2,5.

Эта формула дает возможность определить давление насыщенных паров светлых нефтепродуктов, используя характерные температуры кипения.

Задача 18. Узкая нефтяная фракция при давлении Р0 имеет среднюю температуру кипения t00С. Какова температура кипения этой фракции при Р1 кПа?

параметры

вариант

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

t00С

38

71

232

27

127

45

399

138

218

427

Р0 кПа

103

103

103

104

104

105

105

106

106

107

Р1 кПа

104

5×103

5×103

105

106

106

106

105

105

105

Задача 19. При разгонке нефтепродукта температура паров в момент замера была равна t00С, а остаточное давление Р0 кПа. Какова температура паров при атмосферном давлении?

параметры

вариант

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

t00С

150

100

110

120

130

140

150

160

200

250

Р0 кПа

35

30

40

4

0,2

0,01

0,6

2

60

100

Задача 20. Узкая нефтяная фракция при атмосферном давлении имеет среднюю температуру кипения t00С. Определить давление насыщенных паров этой фракции при t10С.

параметры

вариант

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

t00С

20

30

60

80

240

260

280

300

320

340

t10С

160

170

200

220

380

400

420

440

460

480

studfiles.net

Давление насыщенных паров — Мегаобучалка

Лекция 3

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И ГАЗА

Физико-химические свойства нефти и нефтепродуктов

В основе разработки и переработки нефти и товарных нефтепродуктов лежат физико-химические процессы и управление этими процессами требует знания физических и физико-химических свойств нефти, ее фракций. В большинстве случае из-за сложности состава используются средние значения физико-хими-ческих характеристик нефтяного сырья.

 

Плотности (нефть, конденсат, н/п).

Плотность является важнейшей характеристикой, позволяющей в совокупности с другими константами оценивать химический и фракционный состав нефти и нефтепродуктов (н/п). Плотность принято выражать абсолютной и относительной величиной.

Абсолютной плотностью считается масса вещества, заключенная в единице объема, плотность имеет размерность кг/м3 или г/см3.

В практике нефтепереработки принято использовать безразмерную величину относительной плотности нефти или н/п, которая равна отношению плотности н/п при 20 0С к плотности воды при 4 0С и относительная плотность обозначается ρ420, поскольку плотность выоды при 4 0С равна единице, числовые значения относительной и абсолютной плотности совпадают.

В некоторых зарубежных странах за стандартную принята одинаковая температура н/п и воды, равная 60 0F, что соответствует 15,5 0 и относительная плотность обозначается ρ1515.

Взаимный пересчет ρ420 и ρ1515 производится по формулам:

 

ρ1515 = ρ420 + 0,0035/ ρ420 (1)

или ρ1515 = ρ420 + 5a, (2)

 

где a - поправка на изменение плотности при изменении температуры на один градус и значения средней температурной поправки a для н/п приводятся в специальных таблицах.

В США и других странах широко используется величина плотности, измеряемая в градусах API, связанную с ρ1515 соотношением:

0API = 141,5/ ρ1515 - 131,5 (3)

 

Для углеводородных и других газов за стандартные условия принимают давление 0,1 МПа (760 мм рт. ст.) и температуру 0 0С, обычно определяют относительную плотность, т. е. отношение плотности газа к плотности воздуха (1,293 кг/м3). Плотность любого газа при стандартных условиях может быть найдена как частное от деления его молекулярной массы на объем 1 кмоля, т. е. 22,4 м3. Плотность газа (ρг, кг/м3) при условиях (давление Р, МПа, температуре Т, К), отличных от стандартных, можно определить по формуле:

ρг = 1,18 МР/Т, (4)

где М – молекулярная масса газа.

или ρг = М/22,4; (4’)

где М –молекулярная масса газа , кг/кмоль, 22,4 – объем 1 кмоля газа при стандартных условиях (0,101 МПа (760 мм рт. ст.) и 273 К (0 0С).

Плотность нефтей и н/п уменьшается с повышением температуры и эта зависимость имеет линейный характер и хорошо описывается формулой Д.И. Менделеева:

ρ4t = ρ420 - a(t-20), (5)

где ρ4 t- относительная плотность н/п при заданной температуре t,

ρ420 - относительная плотность н/п при стандартной температуре (20 0С).

Необходимо отметить, что уравнение Д.И. Менделеева справедливо для интервала температур от 0 0С до 150 0С и погрешность составляет 5-8 %.

В более широком интервале температур, т.е. до 300 0С и с меньшей погрешностью (до 3 %) зависимость плотности (кг/м3) от температуры рассчитывается по уравнению А.К. Мановяна:

ρ4 t = 1000 ρ420 – 0,58/ ρ420 ∙ (t-20) –[t-1200(ρ420 -0,68]/1000 ∙ (t-20). (6)

 

Существует несколько методов определения плотности н/п, выбор того или иного метода зависит от имеющегося количества н/п, его вязкости, требуемой точности определения и времени анализа.

Простейшим прибором для определения плотности жидких н/п является ареометр, градуировка ареометра отнесена к плотности воды при 4 0С и его показания соответствуют ρ420. Точность определения плотности с помощью ареометра составляет 0,001 для маловязких и 0,005 – для вязких н/п.

Для определения плотности высоковязкого (более 200 мм2/с при 50 0С) н/п (ρн) ареометром поступают следующим образом. Н/п разбавляют равным объемом керосина известной плотности (ρк) и измеряют плотность смеси (ρсм) и рассчитывают плотность н/п по формуле:

ρн = 2 ρсм - ρк . (7)

Более точно (с точностью до 0,0005) плотность н/п определяют с помощью гидростатических весов, которые градуируются по плотности воды при 20 0С и дают показания ρt20.

Наиболее точный результат достигается при определении плотности пикнометром (до 0,00005), в зависимости от агрегатного состояния н/п (газ, жидкость, твердое вещество) и его количества применяются пикнометры разной формы и емкости.

Пикнометрический метод основан на сравнении массы нефтепродукта, взятого в определенном объеме, с массой дистиллированной воды, взятой в том же объеме и при той же температуре. Единственным недостатком пикнометрического способа является продолжительность определения.

Плотность большинства нефтей и н/п меньше единицы и в среднем колеблется от 0,80 до 0,90 г/см3, высоковязкие смолистые нефти имеют плотность, близкую к единице, наоборот, нефти из газоконденсатных месторождений и конденсаты очень легкие (ρ420 = 0,75 – 0,77 г/см3).

На величину плотности нефти влияет много факторов: содержание растворенных газов и смол, фракционный, а для дистиллятов также и химический состав.

 

Молекулярная масса

Молекулярная масса нефтей и н/п один из важных показателей, широко используемый при расчете теплоты парообразования, объема пара, парциального давления и других параметров.

Нефть и н/п представляют собой смеси индивидуальных углеводородов и некоторых других соединений, поэтому они характеризуются средней молекулярной массой.

Молекулярная масса н/п тем больше, чем выше их температура кипения.

Для определения молекулярной массы н/п широкое применение получил криоскопический метод, основанный на изменении температуры замерзания растворителя (бензола или нафталина) при добавлении к нему навески н/п.

В редких случаях для определения молекулярной массы применяется эбулиоскопический метод, основанный на изменении приращения температуры кипения растворителя после ввода в него навески испытуемого н/п.

В расчетной практике молекулярную массу часто определяют по эмпирическим формулам, наибольше применение нашла формула Б.П. Воинова:

М = а + bt + ct2, (7)

где a, b и c постоянные, значения которых различны для каждой группы углеводородов, t – средняя молекулярная температура кипения н/п, 0С.

Для парафиновых углеводородов:

М = 60 + 0,3t + 0,001t2. (8)

Для нефтяных фракций:

М = (7К-21,5) + (0,76 – 0,04К)t + (0,0003K – 0,00245)t2, (9)

где К- характеризующий фактор и изменяется от 10 для 12 в зависимости от значений a, b, с.

В приведенных выше формулах в качестве параметра, характеризующего химический состав, выступает характеризующий фактор, зависящий от плотности.

В формуле, предложенной Р. Хершем, в качестве такого параметра использован коэффициент лучепреломления:

Lg(M) = 1,939436 + 0,0019764t + lg(2,1500-nD20), (10)

где nD20 – коэффициент рефракции.

Связь между молекулярной массой и относительной плотностью н/п устанавливается формулой Крэга:

М = 44,29 ρ1515/(1,03- ρ1515). (11)

В практических расчетах при определении размеров реакторов, испарительных и ректификационных колонн необходимо знать мольный объем жидких н/п или их паров.

Мольный объем жидкости V’ (м3) вычисляют по формуле:

V’ = V/N = m/ρ / m/M = M/ ρ, (12)

где N – число молей, m – масса жидкости, кг, М – молекулярная масса, ρ – плотности жидкости, кг/м3.

Объем паров можно определить из уравнения Клайперона:

V = m/M ∙ 22,4Ратм/Р ∙ (t + 273)/273, (13)

где m – масса паров, кг, М – молекулярная масса н/п, Р – давление в системе, МПа, Ратм – атмосферное давление, МПа, t – температура, 0С.

 

Давление насыщенных паров

Нефть и н/п характеризуются определенным давлением насыщенных паров, или упругостью нефтяных паров. Давление насыщенных паров является нормируемым показателем для авиационных и автомобильных бензинов, косвенно характеризующим испаряемость топлива, его пусковые качества, склонность к образованию пробок в системе питания двигателя.

 

 

Аппарат для определе­ния давления насыщенных паров нефтепродуктов

 

1 - топливная камера; 2 -воздуш­ная камера; 3— манометр

 

Рис.

 

Для жидкостей неоднородного состава, таких, как бензины, давление насыщенных паров необходимо проводить при стандартной температуре и постоянном соотношении паровой и жидкой фаз.

Температура, при которой давление насыщенных паров становится равным давлению в системе, называется температурой кипения вещества. Давление насыщенных паров резко увеличивается с повышением температуры.

В нефтепереработке широкое применение получил стандартный метод с использованием бомбы Рейда (ГОСТ 1756-2000). Бомба состоит из двух камер: топливной и воздушной с соотношением объемов 1:4, соединенных с помощью резьбы. Давление, создаваемое парами испытуемого топлива, фиксируется манометром, прикрепленным в верхней части воздушной камеры. Испытание проводят при температуре 38,8 0С, обеспечиваемой термостатированной баней.

Давление насыщенных паров испытуемого н/п определяют формуле:

 

Рож = Рм - Ратм ∙ (t-to)/(to+273), (14)

 

где Рож - давление насыщенных паров испытуемой жидкости при температуре t, Рм – показания манометра, Ратм – атмосферное давление, to - температура окружающего воздуха, 0С.

Определение давления паров в бомбе Рейда дает приближенные результаты, служащие только для сравнительной оценки качества моторных топлив.

Более точные абсолютные значения давления насыщенных паров получаются при использовании аппарата НАТИ, с помощью которого давление насыщенных паров топлива можно определить в широком интервале температур и при различных соотношениях между объемами паровой и жидкой фаз.

Давление насыщенных паров смесей и растворов в отличие от индивидуальных углеводородов зависит не только от температуры, но и от состава жидкой и паровой фаз. Для растворов и смесей, подчиняющихся законам Рауля и Дальтона, обще давление насыщенных паров смеси (Росм) может быть вычислено по формулам:

Росм = Sрi, (15)

рi = Pio ∙ x’i, (16)

где рi – парциальное давление компонента смеси при заданной температуре, Pio – давление насыщенных паров компонентов смеси,

x’i - мольная дольная компонентов смеси.

Однако в области высоких давлений реальные газы не подчиняются законам Рауля и Дальтона. В таких случаях найденное давление насыщенных паров уточняется с помощью критических параметров, фактора сжимаемости и фугитивности.

Критические параметры

Температура, давление и объем при критическом состоянии очень важны для физики нефти, особенно для высокотемпературных процессов при высоких давлениях.

Критическим состоянием вещества называется такое, при котором исчезает различие (граница) между его жидкой и паровой фазами, т.е. они имеют одни и те же основные свойства. Для каждого вещества существует такая температура, выше которой оно никаким повышением давления не может быть переведено в жидкость. Эта температура называется критической температурой Ткр. Давление насыщенных паров, соответствующее критической температуре, называется критическим давлением Ркр. Объем паров при критической температуре и давлении называется критическим объемом.

megaobuchalka.ru

Давление насыщенных паров - Справочник химика 21

из "Технология переработки нефти Часть1 Первичная переработка нефти"

Нефть и нефтепродукты характеризуются определенным давлением насыщенных паров, или упругостью нефтяных паров. Давление насыщенных паров является нормируемым показателем для авиационных и автомобильных бензинов, косвенно характеризующим испаряемость топлива, его пусковые качества, склонность к образованию паровых пробок в системе питания двигателя. [c.108] Для определения давления насыщенных паров существует несколько методов. Однако в нефтепереработке вследствие своей простоты широкое применение получил стандартный метод с использованием бомбы Рейда (ГОСТ 1756—2000). Бомба (рис. 3.4) состоит из двух камер топливной 1 и воздушной 2 с соотношением объемов соответственно 1 4, соединенных с помощью резьбы. Давление, создаваемое парами испытуемого топлива, фиксируется манометром 3, прикрепленным к верхней части воздушной камеры. Испытание проводят при температуре 38,8 °С, обеспечиваемой специальной термостатированной баней. [c.109] Определение давления паров в бомбе Рейда дает приближенные результаты, служащие только для сравнительной оценки качества моторных топлив. [c.109] Более точные абсолютные значения давления насыщенных паров получаются при использовании аппарата НАТИ, с помощью которого давление насыщенных паров топлива можно определить в широком интервале температур и при различных соотношениях между объемами паровой и жидкой фаз. Влияние соотношения между объемами паровой и жидкой фаз ) пар/ жидк на давление насыщенных паров при различных температурах видно из рис. 3.5. [c.109] В формуле (3.31) давление насыщенных паров является функцией не только Т и Tq, но и молекулярной массы углеводорода (фракции). Точность расчета по формуле (3.31) выше, чем по формуле Ашворта. Приведенные уравнения удобны в случае выполнения расчетов с помощью ЭВМ, когда они являются одним из элементов алгоритма. [c.110] Для пересчета температуры и давления удобно также пользоваться графическими методами. [c.110] Наиболее распространенным графиком является график Кокса (рис. 3.6), который построен следующим образом. Ось абсцисс представляет собой логарифмическую шкалу, на которой отложены величины логарифма давления (Ig-P), однако для удобства пользования на шкалу нанесены соответствующие им значения Р. На оси ординат отложены значения температуры. Под углом 30° к оси абсцисс проведена прямая, обозначенная индексом Н2О , которая характеризует зависимость давления насыщенных паров воды от температуры. При построении графика из ряда точек на оси абсцисс восстанавливают перпендикуляры до пересечения с прямой Н2О и полученные точки переносят на ось ординат. На оси ординат получается шкала, построенная по температурам кипения воды, соответствующим различным давлениям ее насыщенных паров. Затем для нескольких хорошо изученных углеводородов берут ряд точек с заранее известными температурами кипения и соответствующими им значениями давления насыщенных паров. [c.110] Оказалось, что для алканов нормального строения графики, построенные по этим координатам, представляют собой прямые линии, которые все сходятся в одной точке (полюсе). В дальнейшем достаточно взять любую точку с координатами температура — давление насыщенных паров углеводорода и соединить с полюсом, чтобы получить зависимость давления насыщенных паров от температуры для этого углеводорода. [c.112] Несмотря на то что график построен для индивидуальных алканов нормального строения, им широко пользуются в технологических расчетах применительно к узким нефтяным фракциям, откладывая на оси ординат среднюю температуру кипения этой фракции. [c.112] Кроме графика Кокса для пересчета давления насыщенных паров углеводородов и их смесей в зависимости от температуры используется также график Максвелла (рис. 3.7). [c.112] Для пересчета температур кипения нефтепродуктов с глубокого вакуума на атмосферное давление используется номограмма иОР (рис. [c.112]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Давление насыщенных паров - Справочник химика 21

из "Технология переработки нефти и газа. Ч.1"

Под давлением насыщенных паров понимают давление, развиваемое парами при данной температуре в условиях равновесия с жидкостью. Температура, при которой давление насыщенных паров становится равным давлению в системе, называется температурой кипения вещества. Давление насыщенных паров нефти и нефтепродуктов до некоторой степени характеризует их испаряемость, наличие II пих легких компонентов, растворенных газов и т. д. Оно резко увеличивается с повышением температуры. При одной и той же температуре меньшим давлением насыщенных паров характеризуются более легкие нефтепродукты. [c.41] Имеется множество формул для пересчета давления насыщен-HI.IX паров нефтяных фракций с одной температуры на другую, однако чаще пользуются графическими методами. Наиболее распространенным из предложенных графиков является график Кокса (рис. 4). График Кокса построен следующим образом. Ось абсцисс представляет собой логарифмическую шкалу, па которой отложены ве. [ичины логарифма давления (IgP), однако для удобства пользования на шкалу нанесеньс соответствующие им значения Р. На оси ординат отложены значения температуры. Под углом 30 к оси абсцисс проведена прямая, обозначенная индексом НоО , которая характеризует зависимость давления насыщенных паров воды от температуры. При построении графика из ряда точек на оси абсцисс восстанавливали перпендикуляры до пересечения с прямой НоО и полученные точки сносили на ось ординат. На оси ординат получилась 1нкала, построенная по температурам кипения воды, соответствующим различным давлениям ее насыщенных паров. Затем для нескольких хорошо изученных углеводородов был взят ряд точек с заранее известными температурами кипения и соответствующими им значениями давления насыщенных паров. [c.41] Давление насыщенных паров, мм рт. ст. [c.42] Решение. Из точки, соответствующей 75 мм рт. ст.. на оси абсцисс, восстанавливаем перпендикуляр до пересечения с горизонталью, исходящей из точки 260° С на оси ординат. Обе линии пересекаются в точке В. Продолжим движение вдоль лучей СхвНза и С20Н42 до пересечения с перпендикуляром, восстановленным из точки 760 мм рт. ст., т. е. до точки А- Снося эту точку на ось ординат, находим соответственно = 357° С. Это есть искомая температура кипения нефтяной фракции при атмосферном давлении. [c.43] Существуют также графики для пересчета температур кипения нефтепродуктов с глубокого вакуума на атмосферное давление. Наибольшая сходимость с экспериментальными данными достигается при пользовании графиком иОР (рис. 5). Соединив две известные величины на соответствующих шкалах графика прямой линией, получают на пересечении с третьей шкалой искомую величину Р или . Графиком Кокса обычно пользуются при технологических расчетах, а номограммой иОР — в лабораторной практике. [c.43] Хл — мольные концентрации компонентов. [c.43] В области высоких давлений, как известно, реальные газы не подчиняются законом Рауля и Дальтона. В таких случаях найденное расчетными или графическими методами давление насыщенных паров уточняется при помощи критических параметров, фактора сжимаемости и фугитивности. [c.43] Из уравнения Ван-дер-Ваальса следует, что при некотором значении температуры, повышая давление газа, его можно превратить в жидкость. Однако для каждого газа существует такая температура, выше которой он никаким повышением давления не может быть переведен в жидкость. Эта температура называется критической Г р-Давление насыщенных паров, соответствующее критической температуре, называется критическим давлением Р р. Объем паров при критических температуре и давлении называется критическим объемом. В критической точке исчезает граница между газообразным и жидким состоянием. [c.45] К — постоянная, равная для парафпновь7Х углеводородов 5—5,3, для нафтеновых 6 и ароматических 0,5—7 обычно для нефтепродуктов принимается значение К = 5,5. [c.45] Значениями приведенных температур, давлений и объемов часто пользуются в технологических расчетах для определения фактора сжимаемости, энтальпии нефтяных паров и др. [c.46] Приведенное давление Рг,р Рис. 8. Коэффициент сжимаемости нефтяных фракций. [c.48] Для определения давления насыщенных пароп существует несколько методов. В нефтяной практике чаще применяется статический метод. Он основан на измерении давления насыщенных пароп жидкости при заданной температуре и и условиях равновесия. По такому принципу работают аппаратНАТИ и стандартная бомба Рейда. [c.49] Аппарат НАТИ позволяет определить абсолютные значения давления насыщенных паров простых и сложных смесей углеводородов в широком диапазоне температур и при различных сооотношениях между объемами паровой и жидкой фаз, влияющих на величину давления насыщенных паров нефтяной фракции. Влияние соотношения между объемами паровой и жидкой фаз К ар/У,к дк на давление насыщенных паров при различных температурах видно из рис. 10. [c.49] Для технических анализов чаще применяется стандартная бомба Рейда (рис. 11). Объем сосуда 2 в 4 раза меньше объема сосуда 1. [c.49] Определение давления паров в бомбе Рейда дает приближенные результаты, служащие только для сравнительной оценки качества моторных топлив. Расхождения между данньпли, полученными с помощью бомбы и другими более точными способами (метод НАТИ), составляют 10—20%. [c.50]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Методическое указание к лабораторному практикуму " Определение давления насыщенных паров нефтепродуктов"

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ

Пар, находящийся в равновесии с жидкостью, является насыщенным. В состоянии насыщенные пары обладают наибольшим давлением при данной температуре. Для индивидуальных жидких веществ давление насыщенного пара является физической константой, зависящей только от свойств данной жидкости и температуры. Для жидкостей неоднородного состава, таки как, например бензин, давление насыщенных паров при данной температуре является сложной функцией состава бензина и зависит от объема пространства, в котором находится паровая фаза. Поэтому для получения сравнимых результатов практических определений необходимо поддерживать определенное соотношение паровой и жидкой фаз постоянным, т.е. проводить определение в стандартном аппарате

Давление насыщенных паров-важная характеристика нефтей и нефтепродуктов, характеризует испаряемость и зависит от их фракционного состава. Оно свидетельствует о наличии в них растворенных газов и низкокипящих фракций, склонности к испарению, безопасности транспортировки, хранение и применение. Чем больше в топливе содержится легкокипящих углеводородов, тем выше давление насыщенных паров. Давление насыщенных паров возрастает при повышении температуры нагрева нефтепродукта.

Давление насыщенных товарных авиационных и автомобильных бензинов является техническим показателем качества этих топлив-нижний предел характеризует наличие пусковых фракций, а верхний позволяет судить о физической стабильности данного топлива и возможности возникновения паровых пробок. Чем выше давление насыщенных паров бензина, тем большее количество паровой фазы содержится в топливно-воздушной с

Давление насыщенных паров измеряется в кПа (Па) и мм.рт.ст. (1мм.рт.ст=133,3 Па=0,133кПа)

У летних сортов автомобильных бензинов давление насыщенных паров недолжно быть выше 66,6 кПа. Зимние сорта для облегчения пуска двигателя в холодное время года имеют большее давление насыщенных паров 66,3-99,3 кПа. Для авиационных бензинов образование паровых пробок наиболее опасно, давление насыщенных паров для надежного пуска должно быть в пределах 29,3-47,9 кПа.

Показатели качества «давление насыщенных паров» и «фракционный состав» тесно связаны между собой: чем ниже температура начала кипения и температура выкипания 10 % бензина, чем выше давление насыщенных паров этого бензина и наоборот.

Определение давления насыщенных паров моторных топлив проводится в герметичной стандартной металлической бомбе Рейда путем замера давления по манометру при 38ᵒС

ОПИСАНИЕ ЛАБОРАТОРНОГО ПРИБОРА

Прибор для определения давления насыщенных паров состоит из металлической бомбы, манометра и водяной бани (рис 1). Металлическая бомба имеет топливную и воздушную камеры, которые соединяются между собой. На верху воздушной камеры находится манометр.

Рисунок 1 «Аппарат для определения давления насыщенных паров»

ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ

1.Разберите металлическую бомбу, отделив воздушную камеру от топливной

2. Заполните топливную камеру испытуемым нефтепродуктом до верхнего края

3.Соедините топливную камеру с воздушной. Собранный аппарат опрокиньте, чтобы находящееся в топливной камере проба стекла в воздушную камеру, и сильно встряхните в направлении, параллельном продольной оси прибора, повторяя эту операцию несколько раз.

4. Погрузите бомбу в водяную баню так, чтобы воздушная камера находилась в воде ,а манометр-выше уровня воды . При погружении не должно быть утечки испытуемого топлива.

5 Через 5 минут отметьте давление по показанию манометра. Выньте аппарат из бани, встряхните сильно несколько раз и снова вставьте в баню. Повторяйте эти операции каждые 2 минуты до тех пор, пока показания манометра перестанут изменятся. Отметьте «нескорректированное давление насыщенных паров» испытуемого нефтепродукта (Рнм )

6. Определите поправку к «нескорректированному» давлению насыщенных паров на изменения воздуха и насыщенных паров воды в воздушной камере, вызванное различием между исходной температурой воздуха и водяной бани по таблице 1

Определите «исправленное» давление насыщенных паров нефтепродукта –Р, вычтя определённую поправку (ωP) из «нескорректированного» давления насыщенных паров (Рнс), если температура окружающего воздуха ниже 37,8 ᵒС, или прибавив, если эта температура выше 37,8 ᵒС.

Исходная температура воздуха

Барометрическое давление

мм.рт.ст

760

кПа

101,3

мм.рт.ст

750

кПа

100,0

мм.рт.ст

740

кПа

98,7

мм.рт.ст

730

кПа

97,3

мм.рт.ст

720

кПа

96,0

15

-97

-13,3

-96

-12,8

-95

-12,7

-94

-12,5

-93

-12,4

16

-93

-12,4

-92

-12,3

-91

-12,1

-91

-12,1

-90

-12,0

17

-89

-11,9

-88

-11,7

-88

-11,7

-87

-11,6

-86

-11,5

18

-85

-11,3

-85

-11,3

-84

-11,2

-83

-11,1

-83

-11,1

19

-82

-10,9

-81

-10,3

-80

-10,7

-80

-10,7

-79

-10,5

я20

-78

-10,4

-77

-10,3

-77

-10,3

-76

-10,1

-75

-10,0

21

-71

-9,8

-73

-9,7

-73

-9,6

-72

-9,6

-72

-9,5

22

-70

-9,3

-69

-9,2

-69

-9,1

-68

-9,1

-68

-9,0

23

-66

-8,7

-66

-8,7

-65

-8,6

-65

-8,5

-64

-8,5

24

-62

-8,2

-62

-8,1

-61

-8,1

-61

-8,0

-60

-8,0

25

-58

-7,7

-58

-7,6

-57

-7,6

-57

-7,5

-56

-7,4

26

-54

-7,1

-54

-7,1

-53

-7,0

-53

-7,0

-52

-6,0

27

-50

-6,6

-50

-6,5

-49

-6,5

-49

-6,4

-48

-6,4

28

-46

-6,0

-45

-6,0

-45

-5,9

-45

-5,9

-44

-5,8

29

-42

-5,5

-41

-5,4

-41

-5,4

-41

-5,3

-40

-5,3

30

-37

-4,9

-37

-4,9

-37

-4,8

-36

-4,8

--36

-4,7

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

  1. Что понимают под показателем качества «давления насыщенных паров»?

  2. Какое качество нефтепродукта характеризует показатель «давление насыщенных паров»

  3. В каких единицах измеряется давление?

  4. Как зависит давление насыщенных паров от температуры?

  5. Как зависит давления насыщенных паров от фракционного состав?

  6. Как зависит давление насыщенных паров от температуры?

infourok.ru

3.8. Давление насыщенных паров

Способность молекул жидкости выходить через свободную поверхность наружу, образуя пар, называют испаряемостью. Над поверхностью каждой жидкости вследствие испарения находится пар, давление которого может возрастать до определенного предела, зависящего от температуры и называемого давлением насыщенного пара. При этом давление пара и жидкости будет одинаковым, пар и жидкость оказываются в равновесии и пар становится насыщенным. При этом, число молекул, переходящих из жидкости в пар равно числу молекул, совершающий обратный переход.

Давление насыщенных паров с повышением температуры растет. Образование насыщенных паров приводит к тому, что давление на свободной поверхности не может быть ниже давления насыщенных паров.

Для нефти и нефтепродуктов и других сложных многокомпонентных систем давление насыщенного пара при данной температуре является сложной функцией состава и зависит от соотношения объемов пространств, в которых находится пар и жидкость.

Давление насыщенных паров характеризует интенсивность испарения, пусковые качества моторных топлив и склонность их к образованию паровых пробок.    

3.9. Содержание парафина

При транспортировании нефтей, содержащих парафин, по трубопроводам на их стенках, а также на деталях оборудования часто откладывается парафин. Это объясняется как тем, что температура стенок трубопровода может быть ниже, чем у перекачиваемой жидкости, так и тем, что частицы парафина, выделившиеся из нефти вследствие высокой концентрации или колебания температуры на различных участках трубопровода, прилипают к его стенкам. Это приводит к уменьшению эффективного сечения труб и оборудования, что в свою очередь требует повышения давления в насосов для поддержания необходимого расхода (объема протекающей жидкости) и может привести к снижению производительности всей системы.

Таким образом, знание содержания в нефтях и нефтепродуктах количества парафина и температуры его массовой кристаллизации позволяет определить технологический режим эксплуатации магистральных трубопроводов.

ГОСТ 11851-85 регламентирует два метода определения парафина. Метод А заключается в предварительном удалении асфальто-смолистых веществ из нефти, их экстракции и адсорбции, и последующего выделения парафина смесью ацетона и толуола при температуре минус 20оС. При использовании метода Б предварительное удаление асфальто-смолистых веществ осуществляется вакуумной перегонкой с отбором фракций 250-550оС и выделение парафина растворителями (смесь спирта и эфира) при температуре минус 20оС.

Точность метода А представлена в таблице № 6

Таблица № 6

Сходимость и воспроизводимость метода А определения парафина в нефти

 

Массовая доля парафина в нефти, %

Сходимость, % от среднего арифметического

Воспроизводимость, % от среднего арифметического

До 1.5

19

68

Св. 1.5 до 6.0

18

68

Св. 6

17

67

Расхождение между двумя параллельными определениями по методу Б не должны превышать значений, указанных в таблице №.7

Таблица № 7

Точность определения парафина по методу Б

 

Массовая доля парафина в нефти, %

Допускаемые расхождения

До 2

0.2% от массы фракций 250-500°С

Св. 2

10% от значения меньшего результата

studfiles.net

Установка для определения давления насыщенных паров нефти

 

(.. ., О П 4ф,Е

ИЗОБРЕТЕН ИЯ

ijr пцт,эч

ЛИ

Союз Советскик

Социалистическими

Респубпмк (779860

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт. свил-ву— (22) Заявлено 10.11.78(2() 2683923/23-26 (51)М. Кл.

G01 М 7/00 с присоединением заявки РЙ—

Гасударстееннмй комитет (23) Приоритет

Опубликовано 15. 11.80. Бюллетень p 42 во делам иэобретеиий и открытий (5З ) УД К 543. 27 1 (088.8) Дата опубликования описания 17.11 80, (72) Авторы изобретения

Г. А. Васильев и В. H. Шапочкин

Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (71) Заявитель (54) УСТАНОВКА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ

НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ НЕФТИ

Изобретение относится к области измерений и может быть использовано для определения давления насыщенных паров нефти в лабораторных условиях.

Известно устройство для определения давления насыщенных паров нефти (1), состоящее из бомбы Рейда, выполненной из двух цилиндров — верхнего и нижнего, соединенных между собой вентилем, причем верхний цилиндр бомбы соединен с манометром, а нижний — с резервуаром

10 нефти.

Недостатком устройства является наличие вентиля между верхним и нижним цилиндрами бомбы, обладающего значительным сопротивлением даже в момент цол

Наиболее близким техническим решением к данному изобретению является установка (2), состоящая из бомбы, насоса, поршневого разделителя, сепаратора напорного бачка и двух маноме1ров. В бомбу помещен поршень с выведенным через крышку цилиндра штоком, внутри которого помещена мешалка, приводимая в движение электромагнитом. В нижней части бомбы помещен измерительный поршень, имеющий сечение меньше, чем верхний поршень.

Недостатком данной установки является отсутствие жесткой кинематической связи между нижним и верхним поршнями, что затрудняет возможность поддерживать постоянство объемов жидкой и газовой фаз. Кроме .того, возможность утечки масла через уплотнейия в бомбе в исследуемую жидкость является недопустимым так как будет изменяться состав продук3 7798 та, а следовательно, будет наблюдаться искажение результатов анализа.

Целью настоящего изобретения является повышение точности определения давления паров нефти, а также поддержание постоянного соотношения объемов жидкой и газовой фаз в бомбе при определении давлени я паров.

Указанная цель достигается тем, что установка, включающая бомбу с размещен- 1О ной в ней мешалкой, привод мешалки и соединенные с бомбой, контейнер для неф= ти и манометр, снабжена емкостью для воды, регулятором объема, содержащим два соосно размещенные цилинда, один иэ KDTophlx подключен к емкости для воды и нижней части бомбы, а другой — к контейнеру и верхней части бомбы, и плунжер, установленный в цилиндрах подвижно в осевом направлении, а также индикатором

20 уровня, подключенным к манометру, и ниж° В ней части бомбы, и компенсирующим прессом, соединенным с индикатором и манометром.

На чертеже представлена схема установки, выполненная согласно данному изобретению, Установка для определения давления насыщенных паров нефти содержит бомбу

1 с размещенной в ней мешалкой 2 с элек30 тромагнитным приводом 3, регулятор объема 4, состоящий из двух соосно расположенных цилиндров 5 и 6, жестко закрепленных на общей раме 7, внутри которых с помощью винтовой пары 8 в осевом направлении перемещается плунжер 9, кон-З тейнер для нефти 10, емкость 11 для запитывания системы водой, индикатор уровня 12, представляющий собой прозрачную камеру, например, из оргстекла:

QQ в которой фиксируется положение границы раздела масло-вода относительно неподвижной риски, манометр 13, компенсирующчй пресс 14 и воронку 15, заполненные трансформаторным маслом, Верхняя часть бомбы 1 через вентиль 4

16 может соединяться с окружающей средой или с.воздушным; компрессором .

Низ бомбы 1 через вентиль;17 соединен с нижним цилиндром 5 регулятора объема

4, который, в свою очередь, подключен к емкости для воды 11. Через вентиль

18 верхняя часть бомбы 1 соединена с верхним цилиндром 6 регулятора объема

4, который, в свою очередь, через вентиль 19 подключен к контейнеру 10, в который через вентиль 20 подают воду для .вытеснения нефти, Через вентили 21 и. 22 нижняя часть бомбы 1 соединена

60 4 соответственно с емкостью для воды 11 и индикатором уровня 12, который, в свою очередь, подключен к манометру 13 и через вентиль 23 к воронке 15. Компенсирующий пресс 14, соединенный с индикатором уровня 12 и манометром 13, служит для компенсации количества масла в индикаторе 12, заполнившего трубку

Бурдона манометра 13. Вентили 24 и

25 необходимы для продувки соединительных трубок. Все соединения в системе выполнены герметично.

Установка работает следующим образом.

Бомбу 1 помещают в термостат (на черте

21 и при помощи винтовой пары 8 перемещают плунжер 9 вверх до упора. При этом вода из емкости 1 1 поступает в цилиндр 5, а из цилиндра 6 через вентиль

25 плунжером 9 вытесняется воздух. Затем вентиль 21 закрывают, открывают вентиль 20 и под давлением выше давления газонасыщения нефти подают воду в контейнер 10, после чего открывают вентиль 19 и медленно вентиль 25, выпуская наружу небольшое количество нефти из контейнера 10, следя за тем, чтобы давление в контейнере 10 не понижалось ниже давления газонасыщения нефти. Таким образом осуществляют промывку соединительных трубок от воздуха и предыдущей пробы. Закрыв вентиль 25, открывают вентили 16 и 17 и, опуская плунжер

9 вниз до упора, выдавливают воду из цилиндра 5 в бомбу 1, при этом воздух иэ бомбы 1 вытесняется в атмосферу через вентиль 16, а в цилиндр 6 иэ контейнера 10 поступает нефть. После этого вентили 16, 19 и 20 закрывают, открывают вентиль 18, плунжер 9 перемещают вверх до упора, при этом нефть из цилиндра 6 синхронно замещает воду в бомбе

1 равным ей по объему количеством, Внутренняя поверхность бомбы оказывается предварительно увлажненной, а соотношение жидкой и воздушной фаэ составит

1:4 при атмосферном давлении, что и требуется по ГОСТ 1756-53 для проведения анализа.

Подготовив таким образом установку, начинают непбсредственное осуществление измерения давления газонасыщенных паров нефти.

Закрыв вентиль 18, открывают вентиль 22, тем самым соединяя бомбу 1 с измерительной системой. Затем, включив термостат и мешалку, производят интенсивное перемещивание нефти, в резуль7798 тате чего происходит насыщение воздушного пространства в бомбе 1 парами нефти. Давление насыщенных паров в воздушном пространстве через слой нефти в бомбе 1, воду и масло в индикаторе уровня 5

12 передается на манометр 13. При росте давления, т.е. по мере выделеция легких фракций нефти в воздушное пространство бомбы, уровень нефти в бомбе может понизиться вследствие того, что под действием давления газовой фазы нефть вытесняет масло из индикатора 12 в трубку Бурдона манометра 13. B резуль,тате повысится уровень границы вода-масло в индикаторе 12. Изменение соотноше-1S ния объема жидкой и газовой фаз в бомбе . недопустимо, так как это ведет к искажению результатов анализа. Для ликвидации создавшегося положения передвигают tiopшень компенсирующего пресса 14 и, по- 20 давая масло в индикатор уровня 12, до биваются возвращения границы вода-мас.ло в индикаторе 12 в исходное положение.

После стабилизации положения этой ,границы анализ считается законченным 25 .производится запись показаний на мано- метре 13. Общее время анализа после заправки бомбы нефтью составляет около

20 минут.

После окончания анализа бомбу 1, ци- 30 линдр 6 регулятора объема 4 промывают легким углеводородом и продувают воздухом. Установку не разбирают, а для про- ведения анализа другой пробы нефти производят замену контейнера 10.

60 6

Положительный эффект при использова« нии данной установки заключается в повышении точности определения давления паров нефти.

Формула изобретения

1. Установка для определения давления насьпценн ых паров нефт и, включающая бомбу с размещенной в ней мешалкой, привод мешалки и соединенные с бомбой контейнер для нефти и манометр, о т л и,чаю щаяся тем,что, сцельюповышения точности определения давления паров нефти, она снабжена емкостью для воды, регулятором обьема, содержащим два соосно размещенные цилиндра, один иэ которых подключен к емкости для во ды и нижней части бомбы, а другой — K контейнеру и веркней- части бомбы, и плунжер, установленный в цилиндрах подвижно в осевом направлении.

2. Установка по п.1, о т л и ч а ющ а я с я тем, что, с целью поддержания постоянного соотношения объемов жидкой и газовой фаз в бомбе при определении давления паров, она снабжена индикатором уровня, подключенным к манометру и нижней части бомбы, и компенсирующим прессом, соединенным с индикатором и манометром.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. ГОСТ 1756-52.

2. Авторское свидетельство СССР

Nÿ 112277007711, кл. С 01 М 7/00. 07.07.59.

779860 1

Составитель В. Тыняная

Редактор M. Кузнецова Техред H.Ìàmoðîù Корректор E.

Заказ 9315/8 Тираж 1019 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035; Москва, Ж=35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП *"Патент", "г.Ужгород, ул. Проектная, 4

    

www.findpatent.ru