Молекулярная масса нефтяных фракций и нефтепродуктов. Молекулярная масса паров нефти


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.

  1. 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.

studfiles.net

Молекулярная масса нефтяных фракций и нефтепродуктов

Семинар 4

Молекулярная масса (М.М.) является важнейшей физико-химической характеристикой вещества. Молекулярная масса нефтяных фракций и нефтепродуктов как смеси дает понятие об относительной молекулярной массе «средней» молекулы из числа молекул, входящих в их состав. Молекулярная масса, как и плотность, является опорной характеристикой, используемой для расчета других показателей, таких например, как молекулярная рефракция. Знание М.М. необходимо при определении структурно-группового состава нефтяных фракций и нефтепродуктов. В случае смесей химических соединений, каковыми являются фракции нефти и нефтепродукты, М.М. складывается из М.М. отдельных компонентов. М.М. широко используется для расчетов аппаратуры нефтеперерабатывающих заводов. М.М. сырых нефтей находится в довольно широких пределах, но чаще всего значение ее соответствует интервалу 220 – 300. М.М. нефтяных фракций увеличивается с повышением температуры кипения фракции. М.М. нефтяных остатков и их составных частей определить с большей вероятностью трудно, т.к. они склонны к структурообразованию и образованию устойчивых надмолекулярных структур.

Существует ряд методов определения М.М., однако в нефтяной практике наиболее широкое распространение получил криоскопический метод, основанный на измерении понижения температуры замерзания растворителя при добавлении к нему исследуемого вещества.

Для разбавленных растворов справедливо правило Рауля – Вант – Гоффа, согласно которому осмотическое давление прямо пропорционально молярной концентрации, а между концентрацией молекул растворенного вещества С (г-моль вещества на 1000 г чистого растворителя) и понижением температуры начала кристаллизации t бесконечно разбавленного раствора существует зависимость:

t = K . C

где: t – разность между температурами замерзания чистого растворителя и раствора нефтепродукта в растворителе, оС;

K – криоскопическая постоянная (константа), или молекулярная депрессия, определяемая свойствами только одного растворителя и зависящая от его абсолютной температуры затвердевания и скрытой теплоты плавления.

Если в 1000 г чистого растворителя растворено m г вещества, то m=С .М, тогда  t = K . m /М, а молекулярная масса М=K .m / t.

Величину  t определяют экспериментально, как разность между температурой замерзания раствора исследуемой фракции нефти в растворителе и температурой замерзания чистого растворителя. В нефтяной практике наиболее часто в качестве растворителя используют бензол или нафталин, к чистоте которых предъявляются очень жесткие требования. В криоскопическом методе используется дифференциальный термометр Бекмана, позволяющий определять не саму температуру, а ее изменение (до 0,01оС). Криоскопический метод определения М.М. не свободен от погрешностей, т.к. в основе лежит закон Рауля, применимый к сильно разбавленным растворам. Поэтому истиную М.М. можно определять только в сильно разбавленных растворах.

Более перспективным является электрометрический метод измерения температурной депрессии, где исключены погрешности, связанные с использованием термометра Бекмана. Применение полупроводникового сопротивления (термистора) позволяет регистрировать изменение температуры в зависимости от изменения сопротивления (1оС = 100 Ом), т.е. изменение сопротивления на 0,1 Ом позволяет регистрировать изменение температуры на 0,001оС.

studfiles.net

Физико-химические свойства нефти. Молекулярная масса.

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.лаборатории
      • Химреактивы

additive.spb.ru

Определение молекулярной массы нефтяных фракций и нефтепродуктов

Молекулярная масса (М.М.) является важнейшей физико-химической характеристикой всякого вещества. М.М. нефтепродуктов как смеси дает понятие об относительной молекулярной массе 'средней' молекулы из числа молекул, входящих в состав нефтепродукта. М.М. как и плотность является опорной характеристикой, используемой для расчета других показателей, таких например, как молекулярная рефракция. Знание М.М. необходимо при определении структурно-группового состава нефтяных фракций и н/продуктов. В случае смесей химических соединений, каковыми являются фракции нефти и нефтепродукты, М.М.. складывается из М.М. отдельных компонентов. М.М. широко используется для расчетов аппаратуры НП-рабатывающих заводов. М.М. сырых нефтей колеблется в довольно широких пределах, но чаще всего значение ее соответствует интервалу 220-300 а.е.м. М.М. нефтяных фракций увеличивается с повышением температуры кипения фракции. М.М.нефтяных остатков и их составных частей определить с большей вероятностью трудно, т.к. они склонны к структурообразованию и образованию устойчивых надмолекулярных структур.

Существует ряд методов определения М.М., однако в нефтяной практике наиболее широкое распространение получил криоскопический метод, основанный на измерении понижения температуры замерзания растворителя при добавлении к нему исследуемого вещества. Для разбавленных растворов справедливо правило Рауля – Вант - Гоффа, согласно которому осмотическое давление прямо пропорционально молярной концентрации, а между концентрацией молекул растворенного вещества С (г-моль вещества на 1000 г чистого растворителя) и понижением температуры начала кристаллизации t бесконечно разбавленного раствора существует зависимость: t=K*C

где: t – разность между температурами замерзания чистого растворителя и раствора нефтепродукта в растворителе, оС;

K – криоскопическая константа, или молекулярная депрессия, определяемая свойствами только одного растворителя и зависящая от его абсолютной температуры затвердевания и скрытой теплоты плавления.

Если в 1000 г чистого растворителя растворено Р г вещества, то Р= С*М,

тогда t = K* Р/ М, а молекулярная масса М= K* Р/t

Величину t определяют экспериментально, как разность между температурой замерзания раствора исследуемой фракции нефти в растворителе и температурой замерзания чистого растворителя. В нефтяной практике наиболее часто используют бензол и нафталин, к чистоте которых предъявляются очень жесткие требования. В криоскопическом методе используется дифференциальный термометр Бекмана, позволяющий определять не саму температуру, а ее изменение (до 0,01 оС). Криоскопический метод определения М.М. не свободен от погрешностей, т.к. в основе лежит закон Рауля, применимый к сильно разбавленным растворам. Поэтому истинную М.М. можно определять в сильно разбавленных растворах, что не освобождает от погрешностей.

Более перспективным является электрометрический метод измерения температурной депрессии, где исключены погрешности, связанные с использованием термометра Бекмана. Применение полупроводникового сопротивления (термистора) позволяет регистрировать изменение температуры в зависимости от изменения сопротивления (1 оС = 100 Ом), т.е. изменение сопротивления на 0,1 Ом позволяет регистрировать изменение температуры на 0,001 оС.

Рис. Прибор Бекмана для определения молекулярной массы

Рис. Кривые зависимости молекулярной массы нефтепродуктов (М) от концентрации (С)

последних в растворителе (бензоле)

Относительную молекулярную массу при нулевой концентрации в растворителе (бензоле) можно получить, если найденные экспериментальные значения ее нанести на ось ординат, а концентрации нефтепродуктов в растворителе – на ось абсцисс, и продолжить полученную линию до пересечения с осью ординат (рис. ).

Молекулярная масса парафино - нафтеновых углеводородов (ПНУ) с увеличением концентрации не возрастает из-за отсутствия ассоциации молекул. Поэтому для ПНУ можно пользоваться экспериментально найденными значениями молекулярной массы, не экстраполируя их до нулевой концентрации.

Расчетные методы определения молекулярной массы. Для определения молекулярной массы нефти и нефтепродуктов используют ряд эмпирических формул.

Формула Воинова для нефтяных фракций парафинового основания (алканов):

Мср = 60 + 0,3 tср + 0,001 tср2

Где: tср - средняя температура кипения нефтепродукта.

Формула Воинова для циклоалканов, моторных топлив (бензинов, керосинов и т.п.):

Мср = ( 7К - 21,5) + (0,76 - 0,04К) tср + (0,0003К - 0,00245) tср 2К – характеристический фактор, учитывает влияние химической природы нефтей и нефтепродуктов на их физико-химические свойства.

Средняя величина К:

А) для парафиновых нефтепродуктов 12,5-13;

Б) для нафтеновых и ароматических нефтепродуктов 10-11;

В) для крекинг-бензинов 11,5-11,8;

С) для сильно ароматизированных фракций 10 и ниже.

В тех случаях, когда не требуется очень точных измерений М.М.. можно использовать формулу Херша-Фенске, в которой молекулярная масса связана с температурой кипения и показателем преломления:

lg M= 1,939436+0,0019764 * tср + lg (2,1500-nD20 )

Где: tср – средняя температура кипения фракции

nD20–показатель преломления фракции

Формула Крега для нефтяных фракций:

М = 44,29 *ρ 288/(1,03 - ρ 288) Где: ρ 288 - плотность нефтепродукта при Т = 288К. (tC = tK − 273= 288-273=15)

Разработано устройство для определения среднего молекулярной массы нефтяных фракций методом депрессии паров. Устройство включает в себя систему вакуумирования, термостатирования, ввода в измерительную ячейку двух жидкостей, регистрирующее устройство.

Семинар 3

studfiles.net