Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Кривая итк нефти это


Кривая - однократное испарение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Кривая - однократное испарение

Cтраница 4

В знаменателе приведенного соотношения 70 и 10 являются показателями процента отбора. Выбор температуры между 70 и 10 % отгона объясняется тем, что кривая ИТК в этих интервалах имеет наименьшую кривизну. После определения тангенса угла наклона кривой ИТК, при помощи графика ( рис. 382), на котором дана зависимость между тангенсом угла иаклона кривой ИТК и тангенсом угла наклона кривой ОИ ( кривой однократного испарения), находят тангенс угла наклона кривой ОИ. Для построения кривой ОИ, помимо тангенса угла ее наклона, необходимо знать также точку ее пересечения с кривой ИТК. Точки пересечения этих кривых определяют следующим образом: находят температуру кипения 50 % отгона по кривой ИТК.  [47]

Первый из них заключается в разгонке нефти на лабораторной установке, приспособленной для однократного испарения. Регистрируя при этом проценты отгона от исходного сырья в определенных температурных интервалах, получают характеристику разгонки данной нефти. Нанося на оси абсцисс проценты отгона, а на оси ординат соответствующие им температуры, фиксируют ряд точек. Соединив эти точки, получают кривую однократного испарения. За последнее время этот способ достаточно широко вошел в практику.  [49]

Если легкокипящие фракции отгоняются за счет ввода в низ колонны водяного пара и тепла нагретой ( горячей) жидкости, то температура внизу колонны обычно бывает на 10 - 30 С ниже температуры входа сырья в колонну, как следствие особенностей перегонки с водяным паром. Выбором температуры верха ректификационной колонны задают желаемый фракционный состав ректификата. Для ректификационных колонн, где происходит отделение бензина от нефти, обычно температура верха бывает 120 - 140 С, для вакуумных колонн, в целях сокращения потерь вакуумного газойля или масляных фракций, температуру верха поддерживают не выше 100 С. Температуру боковых погонов находят по началу кривой однократного испарения отбираемой фракции.  [51]

Температура 100 % - ного отгона данной фракции является температурой полного выкипания фракции при однократном способе испарения. Пока температура паров выше этой точки, вся фракция остается в парообразном состоянии. Если же охлаждать пары до этой температуры, то они начнут конденсироваться; эта точка является, следовательно, также температурой начала конденсации данной фракции. Очевидно, что вторая крайняя температурная точка кривой однократного испарения фракции, соответствующая 0 % отгона, является вместе с тем температурой полной 100 / 6-ной конденсации фракции или температурой закипания жидкости.  [52]

По методу Пирумова ( рис. 7.17) также определяют тангенс угла наклона кривой ИТК и температуру 50 % ( мае. Из точки, соответствующей тангенсу угла наклона кривой ИТК, восстанавливают перпендикуляр до пересечения с кривыми 7, соответствующими температурам 50 % отгона исследуемой фракции. Через полученную точку проводят горизонталь до оси ( В) и таким образом определяют долю отгона на кривой однократного испарения при пересечении ее с кривой ИТК.  [54]

В результате эксплуатации многих установок каталитического крекинга гудрифлоу на протяжении последних четырех лэт выявлены большие преимущества этого процесса. Особо следует отметить легкость пуска и остановки этих установок. Это является весьма важным фактором, позволяющим выдерживать на установке режим в течение более 90 % календарного времени. Почти на всех установках значительная часть сырья поступает в реактор в жидкой фазе. На некоторых установках жидкая фаза составляет практически 100 % сырья. Кривые однократного испарения типичного сырья приведены на фиг.  [56]

Последний ( D - 87 мм и / / 125 мм) имеет is нижней части перфорированную тарелку, на которую насыпаны 5 - МЛ1 насадочные кольца. На трубке, вводящей в испаритель сырье, закреплен колпачок, в крышке которого вставлены три изогнутых отрезка труб диаметром 6 мм. По этим трубкам подогретая нефть разбрызгивается по поверхности насадки, образуя пар, который по отводной трубке 11 направляется в конденсатор. Температура охлаждающей воды в конденсаторе поддерживается на точке таяния льда, а в холодильнике остатка в зависимости от его температуры застывания не ниже 30 С. Баня имеет емкость 34 л; заполняющая ее жидкость нагревается электрическим током. Температура бани замеряется термопарой, установленной у места отвода дестяллатных паров. Изменяя температуру нагрева сырья, мы получаем разные доли отгона, притом тем большие, чем выше температура нагрева сырья. Если на оси абсцисс отложить доли отгона, а на оси ординат соответствующие им температуры равновесного испарения, то, соединив полученные точки, получаем так называемую кривую однократного испарения, или, иначе, кривую ОИ. Сопоставляя кривые ИТК и ОИ ( фиг. Весьма удобным аппаратом для изучения процесса равновесного испарения бинарных и иных смесей может служить прибор, изображенный на фиг. Образующиеся пары, пройдя отводную трубку 5 и конденсатор-холодильник 6, конденсируются.  [57]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Нефть кривая НТК - Справочник химика 21

    Типичные экспериментальные кривые фазовых проницаемостей приведены на рис. 1.6 (кривая / относится к более смачивающей жидкости-воде, кривая 2 к менее смачивающей-нефти кривая Г относится к случаю, когда первая фаза является газом - газонасыщен-ность). Отметим некоторые характерные особенности этих кривых. Для каждой фазы существует предельная насыщенность (5, и 1 — 5 ), такая, что при меньших значениях насыщенности эта фаза неподвижна. Движение первой фазы может происходить только в том случае, если (для водонефтяной системы 5, называют насыщенностью связанной водой). Для второй фазы связанная насыщенность равна 1 — 5 и называется остаточной нефтенасыщенностью. Таким образом, совместное течение двух фаз имеет место лишь в следующем интервале изменения насыщенности водой /  [c.27]     Кривые ИТК используют для определения фракционного состава сырой нефти, расчета физико-химических и эксплуатационных свойств нефтепродуктов и параметров технологического режима процессов перегонки и ректификации нефтяных смесей. Кривые ИТК нефти и нефтяных фракций обычно имеют монотонный характер, что говорит о равномерном выкипании смеси, т. е. о примерно одинаковом содержании в смеси различных компонентов. Кривые ИТК нестабильных бензинов, керосинов и дизельных топлив имеют вначале ступенчатую форму и далее непрерывный характер. Каждая ступень кривой определяет температуру выкипания индивидуального компонента и содержание его в исходной смеси. [c.19]

    При небольшом числе продуктов, получаемых при перегонке нефти, число точек для построения кривой ИТК по описанной выше методике будет также [c.27]

    Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам фракционирования так называемую кривую истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура — выход фракций в % мае. (или % об.). Отбор фракций до 200 °С проводится при атмосферном давлении, а более высококипящих — под вакуумом во избежание термического разложения. По принятой методике от начала кипения до 300 °С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные фракции до температуры к.к. 475-550 °С. Таким образом, фракционный состав нефтей (кривая ИТК) показывает потенциальное содержание в них отдельных нефтяных фракций, являющихся основой для получения товарных нефтепродуктов (автобензинов, реактивных и дизельных топлив, смазочных масел и др.). Для всех этих нефтепродуктов соответствующими ГОСТами нормируется определенный фракционный состав. Нефти различных месторождений значительно различаются по фракционному составу, а следовательно, по потенциальному содержанию дистиллятов моторных топлив и смазочных масел. Большинство нефтей содержит 15-25 % бензиновых фракций, выкипающих до 180 °С, 45-55 % фракций, перегоняющихся до 300-350 °С. Известны месторождения легких нефтей с высоким содержанием светлых (до 350 °С). Так, самотлорская нефть содержит 58 % светлых, а в нефти месторождения Серия (Индонезия) их содержание достигает 77 %. Газовые конденсаты Оренбургского и Карачаганакского месторождений почти полностью (85-90 %) состоят из светлых. Добываются также очень тяжелые нефти, в основном состоящие из высококипящих фракций. Например, в нефти Ярегского месторождения (Республика Коми), добываемой шахтным способом, отсутствуют фракции, выкипающие до 180 °С, а выход светлых составляет всего 18,8 %. Подробные данные о фракционном составе нефтей бывшего СССР имеются в четырехтомном справочнике "Нефти СССР". [c.31]

    Например, нефть, кривая ИТК которой приведена на рис. 9.1, разогнана на АРН-2 с получением следующих фракций  [c.206]

    Для моделирования изменения удельной теплоотдачи с погонного метра трубы в зависимости от толщины слоя АСПО используем хорошо зарекомендовавший себя подход Лейбензона [3] и эмпирические зависимости Абрамзона [3] и Кутателадзе [2] (кривая 1). Но в отсутствии достоверных данных по режиму течения нефти по трубам возникает необходимость использования двух моделей - ламинарного (кривая 2) и структурированного течения нефти (кривая 3). Для прогнозирования толщины АСПО на стенках трубопровода используем зарегистрированные значения перепада давления на концах трубопровода по диспетчерским данным (ДР с [4.0... 13.5], атм). По трубопроводу перекачивается нефть с содержанием парафина более 20%. Оценка осредненного по длине диаметра проходного сечения в предположении ламинарного движения нефти лежит значительно левее [0,19...0,27], что ставит под сомнение сущест- [c.165]

    Возможны и несколько отличающиеся от описанных кривые долговечности (рис. 1.7,в и г). В табл. 1.2 приведены значения характеристик кривых усталости углеродистых, низколегированных и нержавеющих сталей в растворах хлоридов, характерных оборудованию, для подготовки нефти. Кривые усталости углеродистых сталей на воздухе и пластовой воде сопоставлены на рис. 1.7, д. [c.38]

    На рис. 3.1 кривыми 1 и 2 обозначены соответственно наибольшие значения адсорбции ОП-10 по данным опытов на единичных кернах при остаточной нефтенасыщенности и наименьшие значения по данным опытов на составных пористых средах при начальном вытеснении нефти. Кривая 3 — это усредненная зависимость адсорбции ОП-10 от проницаемости при начальном вытеснении нефти из пористой среды. [c.77]

    Пример И. Рассчитать материальный баланс процесса ректификации смеси Мухановских нефтей (кривая ИТК смеси нефтей приведена на рис. П-29) в колонне К-1 установки АВТ для предварительного отбензинивания нефти с получением в качестве головного погона фракции нк — 120 °С и определить необходимое флегмовое число при следующих исходных данных Р = [c.89]

    Вначале остановимся на характеристике нефти и продуктов перегонки. При выполнении технологического расчета атмосферной колонны используются следующие характеристики нефти и продуктов перегонки общая плотность нефти, кривая ИТК нефти, плотность отдельных фракций нефти, содержание легких "компонентов (до g или Сд) в нефти, кривая ОИ нефти при атмосферном давлении, пределы температур выкипания получаемых фракций и допустимые значения налегания соседних фракций, т. е. заданная четкость ректификации. [c.119]

    Из (2.42) с учетом определения (2.41) следует аналитическое выражение для расчетного построения одного из основных результатов физико-химического исследования глубинных проб пластовой нефти — кривой ОСР пластовой нефти (синоним термина — кривая разгазирования пластовой нефти) по ОСТ 39 112-80  [c.219]

    Для дальнейшего расчета теплового баланса колонны необходимо найти составы бензина и отбензиненной нефти. Для этого по данным табл. 8.1 строят кривую ИТК нефти (кривая 1 на рис. 8.16) и на ней откладывают точки, соответствующие выходу отдельных фракций, взятых в материальном балансе (см. табл. 8.3) как выход конечных нефтепродуктов. [c.390]

    На рис. 9 приведены кривые титрования при определении хлорида в нефти. Кривая 1 показывает изменение э. д. с. серебряного и стеклянного электродов, кривая 2 — серебряного и каломельного электродов, кривая 3 — серебряного и стеклянного электродов при содержании в анализируемой нефти сероводорода. Первые две кривые характерны наличием одного скачка [c.29]

    Молекулы указанных солей железа содержат во внутренней оболочке по пять неспаренных электронов из-за большого спин-спинового взаимодействия наблюдается сильное уширение линии поглощения ЭПР этих молекул. При захвате ССР в кластер с хлорным железом спин-спиновое обменное взаимодействие ведет к такому уширению сигнала ЭПР, что он не может быть зарегистрирован. Его исчезновение при введении 0,Ш раствора хлорного железа в смеси спирт—бензол в сергеевскую нефть (кривая 4), в бензольный раствор арланского гудрона (кривая 5) и в бензольный раствор мангышлакского гудрона (кривая 6) показано на рис. 12. [c.193]

    Добавка азотнокислого железа к тем же объектам (рис. 12) — к сергеевской нефти (кривая 2), к бензольным растворам мангышлакского (кривая 1) и арланского (кривая 3) гудронов — вызывает увеличение пика ЭПР свободных радикалов в зависимости от количества вводимого раствора соли с достижением максимума. Это соответствует первоначальному связыванию в кластеры нефтяных парамагнитных комплексов, а затем уже ССР. [c.194]

    Построить кривую ОИ для туймазинской нефти. Кривая ИТК дана на рис. 22. Определить выход и характеристику фракций н.к. — 180 °С, 180—240 °С и 240—350 °С. [c.54]

    Пример 3.1. Построить линию ОИ узкой бензиновой фракции 85-180°С речиц-кой нефти. Кривая ИТК бензина дана на рис.3.2. [c.46]

    На рис. 8 изображены кривые разгонкп туймазинской и жирнов- KOU нефтей. Кривые построены по данным табл. 3. [c.28]

    Кривые составлены по данным табл. 3. В соответствии с резко различным фракционным составом нефтей кривые сильно удалены друг от друга. Кривая 1 доссорской нефти начинается и располагается на всем протяжении ниже кривой 4 макат-ской нефти доссорская нефть содержит больше легких фракций, чем макатская в первой имеется 7% фракций, выкипающих до 200°, вторая их вовсе не имеет и первые 7% фракций отгоняются до температуры 280 . [c.32]

    В обоих случаях эффективнее снижает величину поверхностного натяжения ацеталь II. Сравнивая действия ацеталей 1 и II и различных ПАВ на поверхностное натяжение, видим, что реагенты типа ОП-10, ОП-4 и др. в большей степени понижают значения о, особенно при малых их концентрациях в воде [40]. При добавлении исследуемых веществ I и II в нефть также отмечено снижение величины поверхностного натяжения на границе с дистиллированной водой. И в этом случае большее снижение отмечено при добавлении ацеталя II в нефть. Кривая зависимости величины поверхностного натяжения от концентрации веществ I и II в нефти имеет вогнутый вид (рис, 63). Согласно работе [33]при добавлении некоторых ПАВ, например дисолвана 4411, в нефть отмечен выпуклый характер такой кривой. Низкая активность этих ПАВ в нефти, возможно, вызвана адсорбцией веществ на мицеллах асфальтенов, что и снижает их активность, В практике добычи нефти необхоглмо знать и величину поверхностного натяжения на границе жидкость-газ. Так, согласно [40], от величины поверхностного натяжения на границе жидкость-газ зависят степень дисперсности газа в жидкости, время слияния пузырьков при столкновении,-скорость всплывания их при лифтировании, возможность прилипания к твердой поверхности, нефтеотдача пласта и т.д. Добавки ацеталей I и [c.150]

    Результаты опытов представлены на рис. 6. Как следует из рассмотрения полученных зависимостей, величина адсорбции линейно зависит от газонасыщенности нефти. Обращает на себя внимание наклон прямых адсорбции асфальтенов из арлапских нефтей (кривые / и 2) и туймазинскпх нефтей (прямая 3). [c.62]

    Многими исследованиями установлено, что реологические линии пластовых и дегазированных нефтей представляют собой кривую Оствальда. Такие кривые получаются в условиях, когда нет перерывов фильтрации нефти. Форма линий течения нефтей может изменяться в зависимости от условий проведения опытов и предыстории системы. На рис. 1 представлены кривые консистентное , полученные в капилляре для пластовой нефти скв. 2465 Арланс-кого месторождения в условиях непрерывной фильтрации (кривая /) и после покоя, во время которого произошло полное восстановление структуры в нефти (кривая 2). Методика получения кривых консистентности и реологических линий подробно описана [2], поэтому мы рассмотрим здесь только основные изменения формы кривых течения нефти, обусловленные тиксотропностью нефти. [c.38]

    Результаты исследований [195] позволили предложить структуру асфальтенов в виде упорядоченных агрегатов типа плоских листов радиусом 8,5—15А и толщиной 16—20А. Эти листы обладают повышенной полярностью и потому могут адсорбировать полярные вещества. Наличие алифатических хвостов стабилизируют эти агрегаты. Асфальтены образуют полимолекулярную систему. Степень ароматичности фракций асфальтенов мало меняется с изменением молекулярного веса, что наряду с данными рентгеноструктурного анализа позволило предположить наличие в молекуле асфальтена блока идентичности (молекулярного звена) [184]. На основе ЯМР спектров предложена возможная химическая структура мономерного эвена (Суд Н92 N2820)3. Структура мономерной группы, молекулярный вес который колеблется приблизительно между 400 и 700 [164], зависит от природы нефти. Кривая распределения молекулярных весов асфальтенов имеет заметный максимум между значениями 1000 и 2000. Молекулярный вес большей части асфальтенов не превышает величины в несколько тысяч. Химическая структура асфальтенов характеризуется в основном одновременным присутствием ароматических и нафтеновых циклов и короткими алифатическими цепями [c.46]

    Вторая группа характеризует изменение добьши нефти во времени, а также устанавливает связь между текущей и накопленной добычей нефти (кривые падения). [c.149]

    Кривую однократного испарения многокомпонентных смесей, нефтяных фракцш и нефти можно построить указанным выше способом с помощью уравнения материального баланса однократного испарения (207). Иногда кривые однократного испарения строятся на основании экспериментальных данных, полученных на лабораторной установке однократного испарения. [c.204]

    На рис.1 и 2 представлены интегральные кривые распределения кокса по механЕческой прочности и содерканию летучих веществ при переработке гудрона мангышлакской нефти (кривая I), гудрона мангышлакской нефти с добавкой 1% экстракта селективной очистки масел (кривая 2) и крекинг-остатка мангышлакской нефти с добавкой 20 экстракта масляного производства ( кртая 3 ). [c.159]

    На основании изложенного мы считаем, что для более обоснованной сортировки сернистых и высокосернистых нефтей и выбора наиболее рациональных схем их переработки целесообразно пополнить обычно применяемые производственные характеристики этих нефтей (кривые разгонки) данныш о групповом составе сераорганических соединений, содержащихся в их Ш-пих фракциях. [c.185]

Рис. 4. Сравнительные эксклюзионные хроматограммы асфальтенов. выделенных из овалтовалской нефти (кривые ММР асфальтенов, снятые нри комнатной температуре в растворе хлороформа с добавкой изо-нропанола (9 1), нриготовлеипого при 55 (- ) и 15 °С (2) УФ-детек-тор — 254 нм).
    Имеется кривая зависимости температуры начала однократного испарения нефти от давления (рис. 87). Способ построения такой кривой рассмотрен в главе VIII. [c.142]     Рассмотрим переработку на комбинированной установке 5000 тонн в сутки сурахапской парафинистой нефти, кривая И Т К которой представлена на рис. 130. Экспериментальные данные по составам продуктов, получаемых из крекинг-печей при установившемся режиме работы, приведены в табл. 109. [c.348]

    Определить температуру выхода из колонны жидкой фракции 140—240 °С ромашкинской нефти. Кривая разгонки фракций Расход фракции и флегмы 56 ООО кг ч (Ai = 153,1). Через данное сечение колонны проходит 8850 кг ч водяного пара и 10 ООО кг я паров бензина (М = 100). [c.56]

    II и III структурные типы нефтей, кривые структурных индексов которых имеют горизонтальный или горбообразный ход, встречаются в согласии с эффектом, оказываемым сернистыми соединениями на значения индексов выспЕих фракций, почти исключительно среди малосернистых нефтей. Количество их в мировой добыче на 1960 г. составляет соответственно всего 1,2 и 1,1 %, чем и объясняется господствовавшее ранее представление о том, что во всех нефтях без единого исключения. .. с повышением температуры кипения фракций растет количество высших ароматических углеводородов и падает количество метановых (Добрянский, 1948, стр. 51 — 53). Несмотря на относительно малое количественное значение нефтей структурных типов II и III в суммарной мировой добыче, пренебрегать ими при исследованиях в геохимическом плане нельзя, так как в этом аспекте они представляют большой интерес. [c.26]

    В работе [10], выполнено сравнение расчетных кривых ИТК по методам Нельсона, Скобло, Эдмистера — Поллок я Эдмкстера [11]. Сравнивались кривые ИТК для 125 фракций из 26 различных нефтей. Проведенный анализ показал, что минимальное отклонение (в среднем 5—6°С) дают два последних метода. В связи с этим для пересчета кривых стандартной разгонки в кривые ИТК рекомендован наиболее простой метод Эдмистера, расчетные уравнения и график которого приводятся ниже. [c.25]

    Предварительно задаемся давлением j в начале участка пснаренпя i aOG-Siki I = 10,2 ат = 10 бар. По кривой рис. 101/ 7 находим, что этому давлению отвечает reti- -ператур закипания нефти 276° С. [c.142]

    Нефть и нефтепродукты являются типичными мпогокомпонентными смесями. Кривая равновесия фаз такой смеси отвечает одной заданной температуре системы, и каждая точка на ней также относится только к этой температуре. При этом каждая точка кривой характеризует содержание определенного компонента или группы компоноитов. [c.206]

    Рассмотрим теперь упрощенную методику построения кривых ИТК нефти по данным о выходе продуктов перегонки, их фракционном составе по стандартной разгонке и температурным точкам деления [10]. Такая методика позволяет оперативно оценивать возможные изменения фракционного состава нефти, поступающей на переработку. Она основана на допущении о равенстве температур 50% отгона каждого продукта по ИТК и по стандартной разгонке. Обозначив через А, В, С и т. д. выходы дистиллятов, полученных из нефти, и температуры 50% отгонов этих фракций по стандартной разгонке через /д, tв, Ьс и т. д., получим следующие координаты расчетных точек кривой ИТК первая точка — температура 7д, выход Л/2 вторая точка —температура /г, выход Л+В/2 третья точка — температура /с, выход Л+В+С/2 и т. д. Учитывая, что температура 507о отгона наиболее тяжелого дистиллята, относящегося к светлым нефтепродуктам, не нре-вышает 280—295 °С, расчетную точку кривой ИТК, соответствующую выходу фракции до 350 °С, рекомендуется определять интерполяцией кривой ИТК по ее, наклону в пределах температур /с—/ . [c.27]

chem21.info

Пример кривой ИТК нефти (с учётом стадии вакуумной перегонки). Кривая ОИ. Принцип определения температуры входа нефти в основную ректификационную колонну, страница 3

Экзаменатор                                                        Зав.кафедрой

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА

Факультет    Химической технологии и экологии

Кафедра        Технология переработки нефти

Дисциплина Технология переработки нефти, ч.1

     ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 14

1.  Температура вспышки, воспламенения и самовоспламенения. Верхний и нижний пределы взрываемости.  Дать определения этих понятий и пояснить их значение.

2.  Назначение и методы создания вакуума (схемы). Роль водяного пара и инертного газа при перегонке нефти и нефтепродуктов.

3.  Записать численные значения температуры кипения (при н.у.) следующих газов и пентанов:

Определить темп. кипения н.бутана при 400 кПа.

 
 

водород

изобутан

метан

н. бутан

этан

изопентан

пропан

н. пентан

Экзаменатор                                                        Зав.кафедрой

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА

Факультет    Химической технологии и экологии

Кафедра        Технология переработки нефти

Дисциплина Технология переработки нефти, ч.1

     ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 15

1.  Основные задачи современной нефтепереработки. Понятие о глубине переработки нефтяного смырья.

2.  Теоретические основы процесса обезвоживания и обессоливания нефти. Сложная структура в водонефтяных эмульсиях. Роль механических примесей и природных эмульгаторов и их влияние на расход деэмульгатора при повышении температуры.

3.  Определить плотность остатка атмосферной перегонки при 310ºС , если его плотность при 20ºС равна 893 кг/м3 .

Экзаменатор                                                        Зав.кафедрой

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА

Факультет    Химической технологии и экологии

Кафедра        Технология переработки нефти

Дисциплина Технология переработки нефти, ч.1

     ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 16

1.  Понятие о нефтяном эквиваленте и условном топливе. Высшая и низшая теплота сгорания. Нормы для отдельных видов топлив.

2.  Нагревательная и погоноразделительная аппаратура технологических установок.  Тепловой баланс теплообменника (пример). Наложение фракций при ректификации и способы её снижения.

3.  Найти высоту слоя, занятого остатком (hост) в низу вакуумной колонны, исходя из 7-минутного запаса, если плотность остатка при 20ºС равна 958 кг/м3; температура   420ºС; расход остатка 60 т/ч; площадь сечения низа колонны 7,5 м2

Экзаменатор                                                        Зав.кафедройРОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА

Факультет    Химической технологии и экологии

Кафедра        Технология переработки нефти

Дисциплина Технология переработки нефти, ч.1

     ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 17

1.  Структурно-механические (реологические) свойства нефтяных дисперсных систем. Аномалия вязкости (изобразить графически и пояснить).

2.  Определение температурного режима основной ректификационной колонны К-2 – (температуры входа и выхода балансовых потоков и потоков орошения). Показать графически.

3.  Комбинированная схема ЭЛОУ-АВТ–вторичная перегонка бензина  (схема прилагается). Обозначить основные блоки, а также основные потоки, входящие и выходящие из аппаратов.

vunivere.ru