ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ. КРИТИЧЕСКИЕ И ПРИВЕДЕННЫЕ ПАРАМЕТРЫ, ФУГИТИВНОСТЬ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ. Критические свойства нефти


Физико-химические свойства нефти. Критические параметры.

Карта сайта
  • Разработки
    • Добавка БТ (МИНИМА)
    • Монометиланилин (ММА)
    • Производство ММА
    • ММА на НПЗ
    • Метаформинг
    • Результаты испытаний
      • Исходный бензин
      • Испытание 1
      • Испытание 2
    • Физ/Хим показатели
    • Инструкции
      • Применение МИНИМА
    • Разработка присадок
    • Ферроцен
    • Очиститель инжектора
    • Бензин спортивный
    • ЦГН
    • Бензины ЕВРО-3, ЕВРО-4
  • Справочник
    • Антидетонаторы
      • ТЭС
      • Железосодержащие
      • Марганецсодержащие
      • Оксигенаты
      • Ароматические амины
    • Допущенные присадки
    • ГОСТы
      • ГОСТ 2084-77
      • ГОСТ Р 51105-97
      • ГОСТ Р 51313-99
      • ГОСТ Р 51866-2002
      • Технический регламент
    • Топливная хартия
    • Сортность бензина
    • Перв. переработка нефти
      • Обессоливание
      • Атм. и вакуумн. перегонка
      • Вторичная перегонка
      • Газофракционирование
    • Процессы пр-ва бензинов
      • Каталитический риформинг
      • Изомеризация
      • Гидроочистка
      • Каталитический крекинг
      • Алкилирование
      • Олигомеризация олефинов
      • Гидрокрекинг
      • Висбрекинг
      • Коксование
    • Технологии пр-ва масел
      • Производство масел
      • Деасфальтизация гудрона
      • Очистка растворителями
      • Депарафинизация масел
      • Контактная доочистка
      • Гидродоочистка масел
    • Технол. пр-ва парафинов
      • Производство парафинов
      • Неочищенные парафины
      • Доочистка парафинов
      • Жидкие парафины
    • Производство битумов
    • Методы испытаний
      • КМКО
      • Испаряемость
      • Потери от Испарения
      • Защитные свойства
    • Оборудование НПЗ
      • Реакторное оборудование
      • Технологические печи
      • Ректифик. колонны
      • Теплообменные аппараты
      • Вакуум. устройства
      • Насосы
      • Компрессоры
      • Емкости, резервуары
      • Трубопроводы
      • Констр. материалы
    • Физ-химия нефти
      • Плотность
      • Молекулярная масса
      • Вязкость
      • Поверхностное натяжение
      • Характеризующий фактор
      • Давление насыщ. паров
      • Конст. фазов. равновесия
      • Критические параметры
      • Теплоемкость
      • Теплота испарения
      • Теплота плавления
      • Теплотворная способность
      • Энтальпия
      • Теплопроводность
      • Тепловые эффекты
      • Индивид. соединения
    • Хар-ки нефтепродуктов
      • Фракционный состав
      • Температура застывания
      • Октановое число
      • Цетановое число
      • Высота нек. пламени
      • Методы испытаний
      • Сырье НПЗ
      • Классификация нефтей
      • Характеристика нефтей
      • Газовые конденсаты
      • Топлива
      • Нефтяные масла
      • Присадки к маслам
      • Ароматика
      • Сжиженные газы
      • Др. нефтепродукты
    • Общезав. хоз-во НПЗ
      • Прием и отгрузка
      • Хранение нефтепродуктов
      • Электроснабжение
      • Теплоснабжение
      • Водоснабжение
      • Канализация, очистка
      • Снабжение топливом
      • Снабжение газами
      • Факела
    • Пром. безопасность
      • Свойства продуктов
      • Категорирование
      • Электрооборудование
      • Трубопроводы
    • Охрана окруж. среды
      • Основные понятия
      • Нормирование
      • Контроль
  • Статьи
  • Проектирование
    • Консультации
    • Моделирование
    • Оборудование
      • Каталог
      • Теплообменники
      • Емкости
      • Нестандарт. оборудование
      • Колонные аппараты
      • Реакторное оборудование
    • Установка риформинга
    • Сертификация
    • Утилизация
    • Статический смеситель
      • Описание
      • Опросной лист
    • Динамический смеситель
    • Регенерация масел
    • мини НПЗ
    • Химизм риформинга
      • Реакции риформинга
      • Влияние параметров
    • Для хим.лаборато

additive.spb.ru

Критические параметры веществ — МегаЛекции

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.

Критические параметры веществ

Вещество Ткр, К Ркр, МПа
Метан 190,5 4,71
Этан 305,4 4,95
Пропан 370,0 4,32
Бутан 3,85
Изобутан 408,2 3,70
Н-пентан 469,7 3,42

 

Вязкость

Вязкость является важнейшим физическим свойством, характеризующим эксплуатационные свойства дизельных и котельных топлив, нефтяных масел и другихъ н/п. По значению вязкости судят о возможности распыления и прокачиваемости нефти и н/п.

Различают динамическую, кинематическую, условную и эффективную (структурную) вязкость.

Динамической (абсолютной) вязкостью (h), или внутренним трением, называют свойства реальных жидкостей оказывать сопротивление сдвигающим касательным усилиям. Очевидно, это свойство проявляется при движении жидкости, динамическая вязкость в системе СИ измеряется в Н∙с/м2. Это сопротивление, которое оказывает жидкость при относительном перемещении двух ее слоев поверхностью 1 м2, находящихся на расстоянии 1 м друг от друга и перемещающихся под действием внешней силы в 1 Н со скоростью 1 м/с. Учитывая, что Н/м2 = Па, динамическую вязкость часто выражают в Па ∙ с или мПа ∙ с. В системе CGS размерность динамической вязкости – дин ∙ с/м2. Эта единица называется пуазом (1 П = 0,1 Па ∙с).

Кинематической вязкостью (ν) называется величина, равная отношению динамической вязкости жидкости (h) к ее плотности (ρ) при той же температуре: ν = h/ρ.

Единицей кинематической вязкости является м2/с – кинематическая вязкость такой жидкости, динамическая вязкость которой равна 1 Н ∙ с/м2 и плотность 1 кг/м3 (Н = кг ∙ м/с2). В системе CGS кинематическая вязкость выражается в см2/с. Эта единица называется стоксом(1 Ст = 10-4 м2/с, 1 сСт = 1 мм2/с).

Нефти и н/п часто характеризуются условной вязкостью, за которую принимается отношение времени истечения через калиброванное отверстие стандартного вискозиметра 200 мл н/п при определенной температуре (t) ко времени истечения 200 мл дистиллированной воды при температуре 20 0С. Условная вязкость при температуре t обозначается знаком ВУt и выражается числом условных градусов.

Для углеводородов вязкость существенно зависит от их химического состава: она повышается с увеличением молекулярной массы и температуры кипения, наличие боковых разветвлений в молекулах алканов и нафтенов и увеличение числа циклов также повышает вязкость. Для различных групп углеводородов вязкость растет в ряду алканы – арены – цикланы.

Для определения вязкости используют специальные стандартные приборы – вискозиметры, различающиеся по принципу действия.

Кинематическая вязкость определяется для относительно маловязких светлых н/п и масел с помощью капиллярных вискозиметров, действие которых основано на текучести жидкости через капилляр по ГОСТ 33-2000 и ГОСТ 1929-87 (вискозиметр типа ВПЖ, Пинкевича и др.).

Для вязких н/п измеряется условная вязкость в вискозиметрах типа ВУ, Энглера и др. Истечение жидкости в этих вискозиметрах происходит через калиброванное отверстие по ГОСТ 6258-85.

Между величинами условной оВУ и кинематической вязкостью существует эмпирическая зависимость:

Для ν от 1 до 120 мм2/с

νt = 7,31 оВУt – 6,31/оВУt, (17)

 

Для ν > 120 мм2/с

νt = 7,4 оВУt (18)

 

Во всех описанных стандартных методах вязкость определяют при строго постоянной температуре (при 50, 90 0С и др.), поскольку с ее изменением вязкость существенно меняется.

 

 

УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ДИСЦИПЛИНЫПеречень рекомендуемой литературы

Основная литература:

Рекомендуемые страницы:

Воспользуйтесь поиском по сайту:

megalektsii.ru

Критические параметры веществ

Вещество

Ткр, К

Ркр, МПа

Метан

190,5

4,71

Этан

305,4

4,95

Пропан

370,0

4,32

Бутан

425

3,85

Изобутан

408,2

3,70

Н-пентан

469,7

3,42

4. Вязкость

Вязкость является важнейшим физическим свойством, характеризующим эксплуатационные свойства дизельных и котельных топлив, нефтяных масел и другихъ н/п. По значению вязкости судят о возможности распыления и прокачиваемости нефти и н/п.

Различают динамическую, кинематическую, условную и эффективную (структурную) вязкость.

Динамической (абсолютной) вязкостью (), или внутренним трением, называют свойства реальных жидкостей оказывать сопротивление сдвигающим касательным усилиям. Очевидно, это свойство проявляется при движении жидкости, динамическая вязкость в системе СИ измеряется в Н∙с/м2. Это сопротивление, которое оказывает жидкость при относительном перемещении двух ее слоев поверхностью 1 м2, находящихся на расстоянии 1 м друг от друга и перемещающихся под действием внешней силы в 1 Н со скоростью 1 м/с. Учитывая, что Н/м2 = Па, динамическую вязкость часто выражают в Па ∙ с или мПа ∙ с. В системе CGS размерность динамической вязкости – дин ∙ с/м2. Эта единица называется пуазом (1 П = 0,1 Па ∙с).

Кинематической вязкостью (ν) называется величина, равная отношению динамической вязкости жидкости () к ее плотности (ρ) при той же температуре: ν = /ρ.

Единицей кинематической вязкости является м2/с – кинематическая вязкость такой жидкости, динамическая вязкость которой равна 1 Н ∙ с/м2 и плотность 1 кг/м3 (Н = кг ∙ м/с2). В системе CGS кинематическая вязкость выражается в см2/с. Эта единица называется стоксом (1 Ст = 10-4 м2/с, 1 сСт = 1 мм2/с).

Нефти и н/п часто характеризуются условной вязкостью, за которую принимается отношение времени истечения через калиброванное отверстие стандартного вискозиметра 200 мл н/п при определенной температуре (t) ко времени истечения 200 мл дистиллированной воды при температуре 20 0С. Условная вязкость при температуре t обозначается знаком ВУt и выражается числом условных градусов.

Для углеводородов вязкость существенно зависит от их химического состава: она повышается с увеличением молекулярной массы и температуры кипения, наличие боковых разветвлений в молекулах алканов и нафтенов и увеличение числа циклов также повышает вязкость. Для различных групп углеводородов вязкость растет в ряду алканы – арены – цикланы.

Для определения вязкости используют специальные стандартные приборы – вискозиметры, различающиеся по принципу действия.

Кинематическая вязкость определяется для относительно маловязких светлых н/п и масел с помощью капиллярных вискозиметров, действие которых основано на текучести жидкости через капилляр по ГОСТ 33-2000 и ГОСТ 1929-87 (вискозиметр типа ВПЖ, Пинкевича и др.).

Для вязких н/п измеряется условная вязкость в вискозиметрах типа ВУ, Энглера и др. Истечение жидкости в этих вискозиметрах происходит через калиброванное отверстие по ГОСТ 6258-85.

Между величинами условной оВУ и кинематической вязкостью существует эмпирическая зависимость:

Для ν от 1 до 120 мм2/с

νt = 7,31 оВУt – 6,31/оВУt, (17)

Для ν > 120 мм2/с

νt = 7,4 оВУt(18)

Во всех описанных стандартных методах вязкость определяют при строго постоянной температуре (при 50, 90 0С и др.), поскольку с ее изменением вязкость существенно меняется.

Лекция 4

studfiles.net

ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ. КРИТИЧЕСКИЕ И ПРИВЕДЕННЫЕ ПАРАМЕТРЫ, ФУГИТИВНОСТЬ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

 

1.4. Давление насыщенных паров. Под давление насыщенных паров понимают давление, развиваемое парами, находящимися над жидкостью в условиях равновесия между жидкостью и паром при определенной температуре. При проведении практических расчетов исходя из допущения, что при испарении узкой нефтяной фракции состав паровой и жидкой фаз существенно не меняется, т.е. давление насыщенных паров зависит только от температуры. На этом базируются различные формулы [1], из которых чаще других используется формула Ашворта

(1.5)

где - давление насыщенных паров при температуре Т, Па; Т0 – средняя температура кипения фракции при атмосферном давлении, К.

Функция температур f(T) и f(T0) выражается уравнением

Значения функции при различных температурах даны в прил.4.

ПРИЛОЖЕНИЕ 4. Значение температурной функции f(T) для расчета давления насыщенных паров по формуле (1.5)

Температура, °С f(T) Температура, °С f(T) Температура, °С f(T) Температура, °С f(T)
-40 12,122 5,595 3,144 1,952
-30 11,363 5,343 3,031 1,891
-20 10,699 5,107 2,924 1,832
-10 10,031 4,885 2,821 1,776
9,448 4,677 2,724 1,721
8,914 4,480 2,630 1,668
8,421 4,297 2,542 1,618
7,967 4,124 2,456 1,569
7,548 3,959 2,375 1,521
7,160 3,804 2,297 1,476
6,800 3,658 2,222 1,432
6,660 3,519 2,150 1,339
5,155 3,387 2,082 1,348
5,866 3,263 2,005 - -

 

Формула Ашворта дает достаточно хорошие результаты, однако применима только при атмосферном давлении.

Пример 1.7 Определить давление насыщенных паров узкой бензиновой фракции при 150°С, если средняя температура кипения этой фракции составляет 95°С.

Решение. Для подсчета давления насыщенных паров воспользуемся формулой Ашворта (1.5).

Определим вначале по прил.4 значение функции f(T) и f(T0) для температур 150°С и 95°С, причем для температуры 95°С с помощью интерполяции: f(T)=4,48 и f(T0)=5,73.

Найденные значения подставляем в формулу (1.5):

По таблицам антилогарифмов или с помощью микрокалькулятора определяем:

 

При необходимости пересчета давления насыщенных паров с одной температуры на другую или средней температуры кипения нефтепродукта при изменении давления используют номограммы (прил.5, 6). Номограмма прил.5 известна также как график Кокса, применимый для узких нефтяных фракций.

ЛИТЕРАТУРА

1. Расчёты основных процессов и аппаратов нефтепереработки : Справочник/ Под ред. Е.Н.Судакова.-М.:Химия, 1979.-568с.

2. Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа.-М.:Химия, 1980.-256с.

3. Эрих В.Н., Расина М.Г., Рудин М.Г. Химия и технология нефти и газа-Л..-Химия, 1985.-424с.

4. Кузнецов А.А., Судаков Е.Н.Расчёты основных процессов и аппаратов переработки углеводородных газов: Справ, пособие.-М.:Химия, 1983-.224с.

5. Варгафтик Н.Б.Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей.-М.: Наука, 1972.-720с.

6. Технологические расчёты установок переработки нефти:Учеб. пособие для вузов/ Танатаров М.А., Ахметшина М.Н., Фасхутдинов Р.А. и др.-М.:Химия, 1987.-352с.

7. Рудин М.Г., Смирнов Г.Ф. Проектирование нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов .-Л.: Химия, 1984.-256с.

8. Рудин М.Г., Драбкин А.Е. Краткий справочник нефтепереработчика.-Л. Химия, 198О.-328с.

9. Справочник нефтепереработчика: Справочник/ Под ред. Г.А.Ластовкина, Е.Д.Радченко и М.Г. Рудина.-Л.: Химия, 198б.-648с

10. Хорошко С.И., Хорошко А.Н. Сборник задач по химии и технологии нефти и газа : Учеб. пособие для сред. спец. учеб. заведений.-Минск :Высш.шк., 1989.-122с.

11. Рябцев Н.И. Природные и искусственные газы.-М.:Стройиздат, 1978.-325с.

ПРИЛОЖЕНИЕ 5. График Кокса

Пользование номограммой. На графике находим точку с координатами заданным давлением или температурой. Из найденной точки проводим равноудаленную от двух соседних лучей прямую до пересечения с вертикалью или горизонталью заданного углеводорода, соответствующей давлению этому давлению или температуре. Из полученной точки проводим горизонталь или вертикаль, параллельную оси абсцисс или ординат, до пересечения с осью на которой получим точку, соответствующую температуре или давлению.

ПРИЛОЖЕНИЕ 6. Номограмма для определения температуры кипения нефтепродуктов в зависимости от давления

 

Пользование номограммой. Через точку соответствующую заданному значению давления (правая шкала), провести прямую до пересечения с кривой (средняя шкала) температуры кипения заданного соединения при атмосферном давлении. Продолжение прямой укажет на температуру кипения соединения при заданном давлении (левая шкала)

Критические и приведенные параметры. При определенных значениях температуры и давления двухфазная система (жидкость – пар) может переходить в однофазную (пар), которая характеризует критическое состояние вещества. Температуру и давление, соответствующие этому состоянию, называют критическими. Для многих индивидуальных углеводородов они известны и приведены в различных литературных источниках [4, 5].

Приближенно критические параметры нефтяных фракций определяют с помощью графика (рис.1.2) по известным молярным массам, средним температурам кипения и относительной плотности.

Пример 1.8 Средняя температура кипения узкой бензиновой фракции при атмосферном давлении (»1×105 Па) составляет 127°С. Найти ее температуру кипения при давлении 2×105 Па.

Решение. На графике Кокса (прил. 5) находим точку с координатами 105 Па и 127°С (400 К). Из найденной точки проводим равноудаленную от двух соседних лучей прямую до пересечения с вертикалью, соответствующей давлению 2×105 Па. Из полученной точки проводим горизонталь, параллельную оси абсцисс, до пересечения с осью ординат, на которой получим точку, соответствующую температуре 151°С (424 К). Эта температура и является температурой кипения фракции при давлении 2×105 Па.

Пример 1.9 При вакуумной разгонке нефтяного остатка в стандартном аппарате АРН-2 при давлении 133,3 Па была получена фракция 196-213°С. Каковы пределы выкипания этой фракции при атмосферном давлении?

Решение. Воспользуемся номограммой прил. 6. На правой шкале отметим остаточное давление 133,3 Па (1 мм рт.ст.), на левой – температуры начала и конца кипения фракции при данном давлении. Тогда на средней шкале получим точки, соответствующие температурам кипения при атмосферном давлении: 400°С и 420°С.

Таким образом, искомая фракция выкипает в пределах 400-420°С при атмосферном давлении.

 

 

Рисунок 1.2 – График для определения критических температур и

давлений нефтепродуктов разной плотности

 

 

Более точно критическую температуру Ткр (в кельвинах) и давление rкр (в паскалях) можно найти по уравнениям:

Ткр=355+0,97а+0,00049а2; (1.6)

(1.7)

Константы а и kp, входящие в уравнения (1.6) и 1.7), рассчитываются по формулам:

где t10, t70 – температуры отгона 10 и 70% нефтепродукта по ГОСТ 2177-82, °С.

Константа kp имеет численные значения для парафиновых углеводородов 5,0-5,3; нафтеновых 6,0; ароматических 6,5-7,0; нефтепродуктов прямой перегонки 6,3-6,4 [2].

При определении константы а вместо средней молярной температуры кипения нефтяной фракции приближенно можно взять температуру ее 5-%-го отгона. Последняя также входит в упрощенную формулу подсчета критической температуры [1]:

Ткр=1,05Тср+146.

При расчете тепловых и некоторых других свойств нефтепродуктов применяют так называемые приведенные температуру и давление.

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

Тпр=Т/Ткр. (1.8)

Приведенное давление (rпр) – это отношение давления в системе (r, Па), в которой находится нефтепродукт, к его критическому давлению (rкр, Па):

rпр=r/rкр. (1.9)

 

 

Фугитивность. Нефтепродукты и их пары не всегда являются идеальными системами. При невысоких давлениях и повышенных температурах они подчиняются законам Рауля и Дальтона

или (1.10)

где – молярная доля i-го компонента в жидкой и паровой фазе; – давление насыщенных паров i-го компонента, Па; р – общее давление в системе, Па; – константа фазового равновесия.

Большие давления и низкие температуры вызывают более или менее значительное отклонение от идеального состояния, и в расчетные формулы необходимо вводить поправки. В этих случаях выражение для константы фазового равновесия (1.10) можно записать в виде

или

Здесь величины и представляют собой фугитивность жидкости и ее паров. Фугитивность измеряется в тех же единицах, что и давление, и заменяет его в уравнениях идеального состояния. Это позволяет использовать последние для реальных газов и жидкостей.

В общем случае фугитивность является функцией приведенных температуры и давления. Для практических целей фугитивность находят по графикам [1, 2, 6, 7], один из которых приведен на рис.1.3.

 

 

Рисунок 1.3 – График для определения коэффициента фугитивности

(сжимаемости) нефтепродуктов

Пользование номограммой. Через точку соответствующую заданному значению приведенного давления, провести прямую до пересечения с кривой заданного значения приведенной температуры. Из полученной точки пересечения провести горизонтальную прямую до шкалы коэффициентов сжимаемости. Точка пересечения дает искомое значение.

Ось ординат этого графика представляет собой отношение фугитивности к реальному давлению:

z=f/p. (1.11)

Безразмерная величина z носит название коэффициента фугитивности. Иногда его называют коэффициентом сжимаемости [7]. Хотя коэффициент сжимаемости имеет несколько иной физический смысл, при проведении приближенных расчетов можно допустить равенство названных коэффициентов.

Пример 1.12 Найти фугитивность фракции 62-85°С при 220°С и 2,5 МПа. Критические параметры tкр=247°С и ркр=3,56МПа.

Решение. Определим приведенные температуру и давление:

По графику (см. рис.1.3) находим коэффициент сжимаемости z=0,57. По формуле (1.11) фугитивность равна f=zp=1,43 МПа.

Пример 1.13 Определить константу фазового равновесия k для н-пентана при 115°С и 1,2 МПа. Его критические параметры: tкр=0,57×2,5=3,34 МПа.

Решение. Найдем фугитивность для паровой фазы н-пентана. Приведенные параметры

По графику (см. рис.1.3) определим z=0,76 и fп=0,76×1,2=0,91 МПа.

Жидкая фаза находится при той же температуре, но под давлением собственных насыщенных паров рн, которое определим по графику Кокса (прил.5): рн=0,8 МПа. Приведенное давление в этом случае

Коэффициент сжимаемости для жидкой фазы (см. рис.1.3) z=0,81, фугитивность жидкой фазы fж=0,81×0,8=0,65 МПа. Константа фазового равновесия определится как отношение фугитивностей

Кроме рассмотренного способа, константу фазового равновесия можно находить по номограммам (прил.7, 8).

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 7. Таблица перевода значений кинематической вязкости (мм2/с) в условную (°ВУ)

мм2/с °ВУ мм2/с °ВУ мм2/с °ВУ мм2/с °ВУ мм2/с °ВУ
1,00 2,48 4,33 6,28 8,26
1,10 2,60 4,46 6,42 8,40
1,20 2,72 4,59 6,55 8,53
1,29 2,83 4,72 6,68 8,66
1,39 2,95 4,85 6,81 8,80
1,48 3,07 4,98 6,94 8,93
1,57 3,19 5,11 7,07 9,06
1,67 3,31 5,24 7,20 9,20
1,76 3,43 5,37 7,33 9,34
1,86 3,56 5,50 7,47 9,48
1,96 3,68 5,63 7,60 9,61
2,05 3,81 5,76 7,73 9,75
2,15 3,95 5,89 7,86 9,88
2,26 4,07 6,02 8,00 10,01
2,37 4,20 6,16 8,13 10,15

ПРИЛОЖЕНИЕ 8. Номограмма для определения константы фазового равновесия углеводородов при низких температурах

Пользование номограммой.Через точки, соответствующие заданным значениям давления и температуры провести прямую. Точка ее пересечения со шкалой констант фазового равновесия соответствующего углеводорода дает искомое значение.

ПРИЛОЖЕНИЕ 9. Номограмма для определения констант

cyberpedia.su

Определение критических параметров нефтяных фракций Текст научной статьи по специальности «Экономика и экономические науки»

Научный журнал КубГАУ, №103(09), 2014 года

1

УДК 620

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КРИТИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НЕФТЯНЫХ ФРАКЦИЙ

Харченко Павел Михайлович к.т.н., доцент, доцент кафедры [email protected]

Т имофеев Виталий Павлович студент

Кубанский государственный аграрный университет, Краснодар, Россия

В статье производится определение критических параметров нефтяных фракций - температуры, давления и плотности. Производится сравнение экспериментальных результатов с расчётными, выбирается метод расчёта, наиболее близкий по результатам к экспериментальному. Приводятся основные результаты и выводы

Ключевые слова: КРИТИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ, НЕФТЯНЫЕ ФРАКЦИИ, ТЕМПЕРАТУРА, ДАВЛЕНИЕ, ПЛОТНОСТЬ, ВЫВОДЫ, ФОРМУЛА НОКЭЯ

UDC 620

THE DEFINITION OF CRITICAL PARAMETERS OF OIL FRACTIONS

Kharchenko Pavel Mikhailovich

Candidate of engineering science, associate professor

[email protected]

Timofeev Vitaliy Pavlovich student

Kuban State Agrarian University, Krasnodar, Russia

In the article we have performed a definition of the critical parameters of petroleum fractions - temperature, pressure and density. We have also performed a comparison of the experimental results with the calculations to select the method of calculation, the most similar to the experimental results. We have shown the main results and conclusions

Keywords: CRITICAL PARAMETERS, PETROLEUM FRACTION, TEMPERATURE, PRESSURE, DENSITY, CONCLUSIONS, NOKEY FORMULA

Использование в методике расчёта плотности и ДНП теории термодинамического подобия, потребовало в первую очередь знание параметров состояния в критической точке. Точность расчёта критических параметров сказывается на достоверности получаемых результатов.

1. Температура

В настоящее время для расчёта критических температур нефтепродуктов используются следующие формулы:

1. Формула Филиппова [4]

где у - значение температурной поправки плотности; T0=293,15 K - для нефтепродуктов с t3<20°C;

http://ej.kubagro.ru/2014/09/pdf/62.pdf

Научный журнал КубГАУ, №103(09), 2014 года

2

T0=343,15 K - для нефтепродуктов с t3>20oC. Значение у определяется по формуле 1

У =

R,

где Re - удельная рефракция по Эйкману, определяется по уравнению

Re — £

Ш

1 1

п ° + 0,4

,20'

где п

D

20

- показатель преломления;

- относительная плотность;

2. Формула Нокэя [4]

1,28053 + 0,2985lgpl + 0,

где р1° - относительная плотность продукта при 20°С;

Ткцп - СОТК.

3. Формула ГНИ [4]

1,2979(ро — Рі)Гкр — 0,54957(pgT^ — р1Г0)Ткр —0,09247(рцТ^ — = 0, О

где T1 - T0>20;

р1 - р0- плотности при соответствующих температурах.

Кроме этого для расчёта критических температур используется номограммный метод американского нефтяного института API [4]. В

http://ej.kubagro.ru/2014/09/pdf/62.pdf

w

Научный журнал КубГАУ, №103(09), 2014 года

3

качестве исходных данных для номограммы используется плотность продукта при t=20oC и СОТК.

Нами были рассчитаны критические температуры исследованных продуктов по различным методикам, и выяснено, что наиболее точный расчёт даёт формула Нокэя. Для описания экспериментальных данных мы использовали формулу Нокэя [4], применяемую для расчёта критических температур чистых углеводородов в виде

В качестве величины S-u была использована относительная плотность продукта при 200C и атмосферном давлении, в качестве Tb -среднеобъёмная температура кипения нефтепродукта (K) [6].

Коэффициенты A, B, C, полученные в ходе обработки экспериментальных данных методом наименьших квадратов имеют следующий вид: A=1,1004405; B=0,2498864; C=0,652894.

Полученные значения коэффициентов близки к коэффициентам, использующимся в уравнении Нокэя для расчёта критических температур олефиновых углеводородов.

Таблица 1.

Критические температуры нефтяных фракций

Температура отбора, 0С Критическая температура, К

экспер. API Филлипов Нокэй по (2) Нокэй по (5)

110-120 ман.н. 578,24 570,15 566,05 570,65 576,05

105-140 ман.н. 584,99 575,15 592,35 578,75 584,05

НК-180 ман.н. 587,92 581,15 589,65 583,35 588,95

НК-180 т-а.н. 583,86 575,15 599,17 577,40 582,25

НК-180 з-с.н. 575,38 570,15 572,95 572,20 577,45

5, % — 1,3 1,64 0,93 0,13

http://ej.kubagro.ru/2014/09/pdf/62.pdf

Научный журнал КубГАУ, №103(09), 2014 года

4

Из таблицы видно, что наиболее близкими к экспериментальным являются значения критических температур, рассчитанные по формуле (6). Среднеквадратическая ошибка расчёта по формуле (1) и номограммному методу на порядок выше, чем по формуле (6).

2. Давление

Для расчёта критических давлений исследованных нефтяных фракций нами были использованы:

Формула для расчёта критических давлений продуктов крекинга [4]:

где Tb- средняя температура кипения; dl° - плотность при 20oC.

[4]:

Формула для расчёта критических давлений чистых углеводородов

0,00055308

где ТКР - критическая температура, K; TS - температура кипения;

выбирается для определенной группы углеводородов.

Формула [4], используемая для расчёта критических давлений реактивных топлив:

http://ej.kubagro.ru/2014/09/pdf/62.pdf

Научный журнал КубГАУ, №103(09), 2014 года

5

где ТКР - критическая температура, K; рКР - критическая плотность, кг/м ;

C и D - постоянные.

Выражения, вида уравнения Нокэя:

= А + Відрі0 4- с1дТтп>

Таблица 2.

Критические давления нефтяных фракций

Температура отбора, 0С Критические давления, МПа

P кр по (7) Ркр по (8) Ркр по (9 Ркр по (10) Рэкс

110-120 ман.н. 2,740 2,851 2,664 2,928 2,853

105-140 ман.н. 2,780 2,956 2,432 3,009 2,850

НК-180 ман.н. 2,690 2,926 2,473 2,960 3,032

НК-180 т-а.н. 2,920 3,008 2,456 3,128 3,140

НК-180 з-с.н. 2,792 2,911 2,620 2,982 3,145

5, % 8,96 4,25 20,17 3,6 —

В таблице представлены расчётные значения РКР по приведённым выше формулам и сравнение их с экспериментальными. Даётся среднеквадратическая ошибка расчёта. Максимальная ошибка получается при расчёте по уравнению (9), наилучший результат даёт использование выражение вида Нокэя, где A=2,11216; B=0,796456; C=0,235387.

3. Плотность (удельный объём)

Для расчёта критических значений плотности нефтепродуктов используются:

Формула Филиппова [4] для расчёта критических значений плотности нефтяных фракций:

1090MJ

1

9

http://ej.kubagro.ru/2014/09/pdf/62.pdf

Научный журнал КубГАУ, №103(09), 2014 года

6

где р и р0, P и Р0 - относятся к двум точкам изотермы; R - универсальная газовая постоянная;

M - мольная масса.

Формула [4] для расчёта критических значений плотности реактивных топлив и чистых углеводородов:

10 * • Р^р + D М

<“■ 1КР

Авторами указывается, что погрешность расчёта плотности по (11) составляет ±1%, по (12) ±2%.

Для расчёта критических значений плотности исследованных нами нефтяных фракций было использовано выражение типа уравнения Нокэя

1дрКР=А + В1др10+С1дТуЖ (13)

Результаты расчёта приведены в таблице.

Таблица 3.

Результаты расчёта

Название фракции Рэкс г/см3 Ррасч по (13) г/см3 ю, %

110-120 ман.н. 0,2342 0,2343 +0,04

105-140 ман.н. 0,2375 0,2375 0

НК-180 ман.н. 0,2366 0,2366 0

НК-180 т-а.н. 0,2409 0,2409 0

НК-180 з-с.н. 0,2364 0,2362 -0,08

Среднеквадратическая ошибка расчёта составила 0,04%.

Коэффициенты уравнения (13) A=0,04838144; B=0,92861442; C=-0,21308121.

Таким образом, используя выражения типа уравнения Нокэя можно рассчитывать TKP, PKP и рКР бензиновых нефтяных фракций.

http://ej.kubagro.ru/2014/09/pdf/62.pdf

Научный журнал КубГАУ, №103(09), 2014 года

7

критической области представлена на рис. 1.

http://ej .kubagro.ru/2014/09/pdf/62.pdf

0,96 0,97 0,98 0,99

Рис. 1. - Обобщённая зависимость плотности на линиях насыщения в

критической области

Научный журнал КубГАУ, №103(09), 2014 года

8

В таблице 4 приводятся значения критических параметров исследованных фракций.

Таблица 4.

Критические параметры фракций

Название Ткр, K P кр, МПа Ркр, кг/м3

110-120 манг.н. 578,24 2,853 234,2

105-140 манг.н. 584,99 2,850 237,5

НК-180 манг.н. 587,92 3,032 236,6

НК-180 тр-ан.н. 583,86 3,140 240,9

НК-180 зап-сиб.н. 575,38 3,145 236,4

4. Основные результаты и выводы

1. Установлено, что экспериментальные P - и - t данные нефтепродуктов вблизи пограничной кривой, в двухфазной и критической областях малочисленны. Расчётные методы опираются, главным образом, на экспериментальные P - и - t данные индивидуальных углеводородов и недостаточно надёжны.

2. Обоснован выбор метода измерения, разработана и создана экспериментальная установка для исследования плотности и давления насыщенных паров нефтепродуктов. Погрешность результатов составляет 0,03 - 0,1 % для плотности и 0,05 - 0,5 % для давления насыщенных паров. Надёжность оценки погрешности подтверждена измерениями плотности и давление насыщенных паров воды.

3. Измерены при температуре от 20 до 320°C и давлении до 20 МПа плотность пяти прямогонных нефтяных фракций в жидкой фазе и давление насыщенных паров.

4. Получены формулы, позволяющие рассчитывать плотность и давление на линиях насыщения, а также давление насыщенных паров в двухфазной области.

http://ej.kubagro.ru/2014/09/pdf/62.pdf

Научный журнал КубГАУ, №103(09), 2014 года

9

5. В результате анализа экспериментальных данных в критической области сделан вывод о тождественности критических и псевдокритических параметров исследованных нефтяных фракций.

6. Установлено, что уравнение Тейта описывает экспериментальные P - и - t данные нефтяных фракций вблизи линии насыщения до т=0,95 с ошибкой, близкой к погрешности эксперимента, а коэффициент B

уравнения Тэйта нелинейно изменяется в функции от - и при В=0,

Т

Т=0,925ТКР. Рекомендовано уравнение, описывающее температурную зависимость коэффициента B.

7. Найдена зависимость для асчета критических параметров (ТКР, РКР, рКР) бензиновых фракций, использующая плотность при t=20°C и среднеобъёмную температуру кипения.

8. Доказана правомерность применения метода изучения изотерм в двухфазной области для исследования P - и - t зависимости многокомпонентных углеводородных систем (нефтяных фракций).

Список литературы

1. Харченко П. М. Обобщение экспериментальных исследований бензиновых нефтяных фракций/ П. М. Харченко, В. П. Тимофеев//Научный журнал КубГАУ. -Краснодар. - 2014. - №99(05).

2. Харченко П. М. Результаты экспериментальных исследований бензиновых нефтяных фракций/ П. М. Харченко, В. П. Тимофеев//Научный журнал КубГАУ. -Краснодар. - 2014. - №98(04).

3. Харченко П. М. Исследование плотности и давления насыщенных пород нефтяных фракций / П. М. Харченко, В. П. Тимофеев// Труды КубГАУ. - Краснодар. -2012. - Т1. - №39. - С. 140 - 142.

4. Харченко П. М. Экспериментальное исследование плотности и давления насыщенных паров нефтепродуктов: дис. ... к.т.н. / П.М. Харченко; НИ им. Азизбекова А Н. - Баку, 1988. - 118 с.

5. Потапенко И. А. Способ термической обработки деталей машин/ И. А. Потапенко, П. М. Харченко; патент на изобретение RUS 2297459, 12.10.2005.

6. Андрейчук В. К. Термоадаптивный блок озонатора/ В. К. Андрейчук, П. М. Харченко; патент на изобретение RUS 2181103, 19.10.1999.

7. Оськин С. В. Ветроэнергетическая установка/ С. В. Оськин, Д. П. Харченко, П. М. Харченко; патент на изобретение RUS 2299356, 22.02.2006.

http://ej.kubagro.ru/2014/09/pdf/62.pdf

Научный журнал КубГАУ, №103(09), 2014 года

10

8. Харченко П. М. Вентиляция производственных и коммунально-бытовых зданий/ П. М. Харченко, В. В. Христиченко, А. А. Тимофеюк// Труды КубГАУ. -Краснодар. - 2012. - Т1. - №37. - С. 271 - 275.

9. Харченко П. М. Расчёт вентиляции и отопления производственного здания/ П. М. Харченко, В. П. Тимофеев// Труды КубГАУ. - Краснодар. - 2013. - Т1. - №42. - С. 152 - 155.

rEFERENCES

1. Harchenko P. M. Obobschenie eksperimentalnih issledovaniy benzinovih i neftyanih frakciy/ P. M. Harchenko, V. P. Timofeev//Nauchniy zhurnal KubGAU. - Krasnodar. - 2014.

- №99(05).

2. Harchenko P. M. Rezultati eksperimentalnih issledovaniy benzinovih i neftyanih frakciy/ P. M. Harchenko, V. P. Timofeev//Nauchniy zhurnal KubGAU. - Krasnodar. - 2014.

- №98(04).

3. Harchenko P. M. Issledovanie plotnosti i davleniya nasischennih porod neftyanih frakciy/ P. M. Harchenko, V. P. Timofeev// Trudi KubGAU. - Krasnodar. - 2012. - T1. -№39. - S. 140 - 142.

4. Harchenko P. M. Eksperimentalnoe issledovanie plotnosti i davleniya nasischennih parov nefteproduktov: dis. ... k.t.n. / P.M.Harchenko; NI im.Azizbekova A.N. - Baku, 1988.

- 188 s.

5. Potapenko I. A. Sposob termicheskoy obrabotki detaley mashin/ I. A. Potapenko, P. M. Harchenko; patent na izobretenie RUS 2297459, 12.10.2005.

6. Andreychuk V. K. Termoadaptivniy blok ozonatora/ V. K. Andreychuk, P. M. Harchenko; patent na izobretenie RUS 2181103, 19.10.1999.

7. Oskin S. V. Vetroenergeticheskaya ustanovka/ S. V. Oskin, D. P. Harchenko, P. M. Harchenko; patent na izobretenie RUS 2299356, 22.02.2006.

8. Harchenko P. M. Ventilyaciya proizvodstvennih i kommunalno-bitovih zdaniy/ P. M. Harchenko, V. V. Hristichenko, A. A. Timofeyuk// Trudi KubGAU. - Krasnodar. - 2012. -T1. - №37. - S. 271 - 275.

9. Harchenko P. M. Raschet ventilyacii i otopleniya proizvodstvennogo zdaniya/ P. M. Harchenko, V. P. Timofeev// Trudi KubGAU. - Krasnodar. - 2013. - T1. - №42. - S. 152 -155.

http://ej.kubagro.ru/2014/09/pdf/62.pdf

cyberleninka.ru

Критическое свойство - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Критическое свойство

Cтраница 3

В этом случае, вместо псевдокритических параметров смеси используют - критические свойства данного чистого вещества.  [32]

Насыпная плотность высушенного в распылительной сушилке материала подлежит строгому контролю как критическое свойство, по которому можно судить о ходе процесса.  [33]

Третий компонент - метилциклопентан неполярен, поэтому на первой карте содержатся только критические свойства и наименование компонента. На второй карте ( вторая строка в таблице) указаны молярные объемы жидкости при двух температурах: 0 С и 40 С; другие данные об этом компоненте недостаточно достоверны. В этом случае параметр CVLIQ ( 3 3) полагается равным нулю, вследствие чего температурная зависимость VL для метилциклопентана будет линейной. Третья строка содержит константы уравнения Рейделя для аппроксимации давления паров. Данные о компоненте с самой высокой критической температурой - бензоле представлены аналогичным образом.  [35]

Третий компонент - метилциклопентан неполярен, поэтому на первой карте содержатся только критические свойства и наименование компонента. На второй карте ( вторая строка в таблице) указаны молярные объемы жидкости при двух температурах: 0 С и 40 С; другие данные об этом компоненте недостаточно достоверны. В этом случае параметр CVLIQ ( 3 3) полагается равным нулю, вследствие чего температурная зависимость VL для метилциклопе тана будет линейной. Третья строка содержит константы уравнения Рейделя для аппроксимации давления паров. Данные о компоненте с самой высокой критической температурой - бензоле представлены аналогичным образом.  [37]

Это чрезвычайно важный вывод, позволяющий выразить два параметра уравнения состояния через критические свойства.  [38]

Для оценки восьми параметров использовались данные о характере изменения функции PVT для газов, критических свойствах и давлении пара.  [39]

Для оценки восьми параметров использовались данные о характере изменения функции РУТ для газов, критических свойствах и давлении пара.  [40]

Тип экспертной системы, которая сопоставляет результаты наблюдений за поведением объекта с критическими точками, критическими свойствами и выдает рекомендации полыюпптелю.  [41]

К сожалению, во многих случаях невозможно точно определить параметры уравнения состояния, выразив их через критические свойства. Несколько более точные результаты часто можно получить путем введения поправок в численные коэффициенты flfl и й & при переходе от одного вещества к другому, однако при этом, разумеется, теряется универсальный характер уравнения.  [42]

К сожалению, во многих случаях невозможно точно определить параметры уравнения состояния, выразив их через критические свойства. Несколько более точные результаты часто можно получить путем введения поправок в численные коэффициенты 0 и Оь при переходе от одного вещества к другому, однако при этом, разумеется, теряется универсальный характер уравнения.  [43]

Поскольку производственные процессы могут протекать при температуре или давлении, близких к критическим, представляют интерес критические свойства природных газов при низких температурах.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ. КРИТИЧЕСКИЕ И ПРИВЕДЕННЫЕ ПАРАМЕТРЫ, ФУГИТИВНОСТЬ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

 

1.4. Давление насыщенных паров. Под давление насыщенных паров понимают давление, развиваемое парами, находящимися над жидкостью в условиях равновесия между жидкостью и паром при определенной температуре. При проведении практических расчетов исходя из допущения, что при испарении узкой нефтяной фракции состав паровой и жидкой фаз существенно не меняется, т.е. давление насыщенных паров зависит только от температуры. На этом базируются различные формулы [1], из которых чаще других используется формула Ашворта

(1.5)

где - давление насыщенных паров при температуре Т, Па; Т0 – средняя температура кипения фракции при атмосферном давлении, К.

Функция температур f(T) и f(T0) выражается уравнением

Значения функции при различных температурах даны в прил.4.

ПРИЛОЖЕНИЕ 4. Значение температурной функции f(T) для расчета давления насыщенных паров по формуле (1.5)

Температура, °С f(T) Температура, °С f(T) Температура, °С f(T) Температура, °С f(T)
-40 12,122 5,595 3,144 1,952
-30 11,363 5,343 3,031 1,891
-20 10,699 5,107 2,924 1,832
-10 10,031 4,885 2,821 1,776
9,448 4,677 2,724 1,721
8,914 4,480 2,630 1,668
8,421 4,297 2,542 1,618
7,967 4,124 2,456 1,569
7,548 3,959 2,375 1,521
7,160 3,804 2,297 1,476
6,800 3,658 2,222 1,432
6,660 3,519 2,150 1,339
5,155 3,387 2,082 1,348
5,866 3,263 2,005 - -

 

Формула Ашворта дает достаточно хорошие результаты, однако применима только при атмосферном давлении.

Пример 1.7 Определить давление насыщенных паров узкой бензиновой фракции при 150°С, если средняя температура кипения этой фракции составляет 95°С.

Решение. Для подсчета давления насыщенных паров воспользуемся формулой Ашворта (1.5).

Определим вначале по прил.4 значение функции f(T) и f(T0) для температур 150°С и 95°С, причем для температуры 95°С с помощью интерполяции: f(T)=4,48 и f(T0)=5,73.

Найденные значения подставляем в формулу (1.5):

По таблицам антилогарифмов или с помощью микрокалькулятора определяем:

 

При необходимости пересчета давления насыщенных паров с одной температуры на другую или средней температуры кипения нефтепродукта при изменении давления используют номограммы (прил.5, 6). Номограмма прил.5 известна также как график Кокса, применимый для узких нефтяных фракций.

ЛИТЕРАТУРА

1. Расчёты основных процессов и аппаратов нефтепереработки : Справочник/ Под ред. Е.Н.Судакова.-М.:Химия, 1979.-568с.

2. Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа.-М.:Химия, 1980.-256с.

3. Эрих В.Н., Расина М.Г., Рудин М.Г. Химия и технология нефти и газа-Л..-Химия, 1985.-424с.

4. Кузнецов А.А., Судаков Е.Н.Расчёты основных процессов и аппаратов переработки углеводородных газов: Справ, пособие.-М.:Химия, 1983-.224с.

5. Варгафтик Н.Б.Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей.-М.: Наука, 1972.-720с.

6. Технологические расчёты установок переработки нефти:Учеб. пособие для вузов/ Танатаров М.А., Ахметшина М.Н., Фасхутдинов Р.А. и др.-М.:Химия, 1987.-352с.

7. Рудин М.Г., Смирнов Г.Ф. Проектирование нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов .-Л.: Химия, 1984.-256с.

8. Рудин М.Г., Драбкин А.Е. Краткий справочник нефтепереработчика.-Л. Химия, 198О.-328с.

9. Справочник нефтепереработчика: Справочник/ Под ред. Г.А.Ластовкина, Е.Д.Радченко и М.Г. Рудина.-Л.: Химия, 198б.-648с

10. Хорошко С.И., Хорошко А.Н. Сборник задач по химии и технологии нефти и газа : Учеб. пособие для сред. спец. учеб. заведений.-Минск :Высш.шк., 1989.-122с.

11. Рябцев Н.И. Природные и искусственные газы.-М.:Стройиздат, 1978.-325с.

Похожие статьи:

poznayka.org