Horoshko.Zbornik_Zadach_po_Ximii_I_Gazy / horoshko.Zbornik_Zadach_po_Ximii_I_Gazy. Определить молярную долю нефти


horoshko.Zbornik_Zadach_po_Ximii_I_Gazy - Стр 7

120 – 180

0,241

122

144

180 – 250

0,138

168

195

Выше 250

0,086

240

270

Определить молярный состав паровой фазы конденсата, нагретого до 190°С при 392 кПа. Молярная доля отгона равна 0,84.

3.20 При давлении 189 кПа нефть подогревается до температуры 230°С. Характеристика нефти приведена ниже:

Фракции

xOi

Мi, кг/кмоль

tср, °С

Н.к. – 180

0,162

120

125

180 – 350

0,215

217

270

350 – 430

0,158

332

390

430 – 510

0,193

391

470

Выше 510

0,171

475

Молярная доля отгона при этих условиях е/=0,21. Определить массовую долю отгона нефти.

3.21 Отбензиненная нефть поступает в основную атмосферную колонну при 360°С и 178 кПа. Массовый состав нефти, средние температуры кипения и молярные массы фракций следующие:

Фракции, °С

xOi

Мi, кг/кмоль

tср, °С

105 – 180

0,137

128

142

180 – 340

0,296

208

260

340 – 430

0,198

280

385

Выше 430

0,369

372

500

Определить молярную долю отгона нефти при заданных условиях. 3.22 Широкая бензиновая фракция состоит из следующих фракций-

компонентов:

xO/i

tср, °С

Компонент

Н.к. − 85°С

0,323

70

85 − 120°С

0,249

100

120 − 140°С

0,145

130

Выше 140°С

0,283

162

При нагреве фракции до некоторой температуры молярная доля отгона составила 0,17 при давлении 335 кПа.

Определить температуру нагрева.

3.3 МАТЕРИАЛЬНЫЙ И ТЕПЛОВОЙ БАЛАНСЫ РЕКТИФИКАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Материальный баланс. Материальный баланс ректификационной колонны составляется исходя из равенства количеств подаваемого сырья и выходящих продуктов и выражается обычно массовым или объемным расходом. На рис.3.4 приведена схема материальных потоков в колонне, бук-

вами GO, GD иGW на ней обозначено количество соответственно сырья, дистиллята и остатка. Для этого случая материальный баланс колонны при стабильном режиме запишется

Рисунок3.4 – Схема материальных и тепловых потоков в ректификационной колонне

Для любого i-гокомпонента он примет форму

GOxOi = GDxDi +GWxWi ,

(3.8)

где xOi , xDi , xWi − массовые доли компонентаi в сырье, дистилляте и остатке. Совместное решение равенства (3.7) и (3.8) дает уравнение

 

GO

=

 

GW

=

 

GD

.

(3.9)

xD

− xW

xD

− xO

xO

 

 

 

− xW

 

i

i

 

i

i

 

i

i

 

Состав и количество сырья, т.е. величины GO иxOi обычно известны.

Принимая в соответствии с заданными требованиями степень чистоты продуктов (величины xDi иxWi ), определяют количество дистиллята и остатка.

Пример 3.7 На установке четкой ректификации из смеси ксилолов выделяется этилбензол. Расход сырья− 0,61 кг\с. Массовая доля этилбензола в сырье равна 0,15, в дистилляте− 0,998, в остатке− 0,04. Определить количество получаемого дистиллята.

Решение. Запишем уравнение (3.9) в виде

 

GO

=

 

GD

xD

− xW

xO

− xW

 

i

i

 

i

i

GD=

xOi

− xWi

= 0,61

0,15

− 0,04

= 0,07кг /с.

xD

− xW

0,998 −0,04

 

 

 

 

i

i

 

 

 

 

Тепловой баланс. Пренебрегая тепловыми потерями в окружающую среду, можно записать

где Фвх иФвых − тепловой поток, соответственно входящий и выходящий из колонны, Вт (1 Вт = 1 Дж/с).

Тепловой поток поступает в колонну (см. рис.3.4):

1) с сырьем, нагретым до температуры t0, в случае подачи сырья в виде жидкости

Ф0= G0Itж0 ,

где Itж − энтальпия жидкого сырья, Дж/кг; в случае подачи сырья в паро-

0

жидкостном состоянии с массовой долей отгона е.

Ф0 = G0 eItп0 + G0 (1 − e)Itж0 ,

где Itп − энтальпия паров сырья, Дж/кг;

0

2) с испаряющим агентом (водяным паром) Фв.п или горячей струейФг.с способа подогрева низе колонны будет равен:

Фвх = G0 eItп0 + G0 (1 − e)Itж0 +Фв.п

или

Фвх = G0 eItп0 + G0 (1 − e)Itж0 +Фг.с

Тепловой поток выходит из колонны: 1) с парами дистиллята

ФD= GDItпD ,

где Itп − энтальпия паров дистиллята, дж/кг;

D

2) с жидким нижним продуктом

ФW= GWItж ,

W

где Itж −энтальпия жидкого остатка, Дж/кг;

W

3) с верхним орошение − Фор.

Пары орошения, покидающие колонну, имеют ту же температуру, что и пары дистиллята, − tD, и после их конденсации орошающая жидкость входит в колонну с температуройtор. Следовательно,

Фор = Gор (ItпD − Itжор ) .

Суммарный тепловой поток, покидающий колонну,

Ф = G

D

I п

+ G Iж + G

ор

(Iп

− I ж )

вых

t

D

W t

t

D

t

ор

 

 

 

W

 

 

 

Тогда равенство (3.10) запишется в виде

GO eItп + GO

(1 − e)Itж +Фв.п= GDItп + GWItж + Gор (Itп − Itж ) .

O

O

D

W

D ор

Для сложной колонны, работающей с отводом боковых продуктов, их теплота должна быть учтена в статье расхода. В такие колонны теплота вносится, как правило, больше, и ее избыток снимается циркуляционными орошениями. При этом по дефициту теплового баланса определяется необходимое число орошений, количество циркулирующей жидкости и степень ее охлаждения.

Материальный и тепловой баланс представляют обычно в виде таб-

лиц.

Пример 3.8 В ректификационную колонну, работающую под давлением 0,7 МПа, входит 35,07 кг/с нефти (ρ420 = 0,868 ), нагретой до 350°С и 0,95 кг/с водяного пара (ρ=0,4 МПа, t=400°С). Продуктами являются бензиновая фракция (ρ420 = 0,765)− 2,85 кг/с, керосиновая фракция (ρ420 = 0,781)− 5,97 кг/с, дизельная фракция (ρ420 = 0,846 )− 6,31 кг/с и мазут (ρ420 = 0,951)− 19,94 кг/с. Температурный режим колонны приведен на рис.3.5. Для отпарки боковых продуктов в отпарные колонны: керосиновую− 0,12 кг/с, дизельную− 0,13 кг/с подается водяной пар, имеющий те же параметры. Из отпарных колонн водяной пар возвращается вместе с парами фракций в основную колонну.

Рисунок 3.5 – Схема ректификационной колонны (к примеру 3.8)

Составьте тепловой баланс колонны и определить необходимый расход острого и циркуляционного орошений. Количеством отпарных фракций можно пренебречь.

Решение. Тепловой баланс составим по дизельной, керосиновой и бензиновой секциям (контуры А, Б и В на рис.3.5). Энтальпию жидких и парообразных нефтепродуктов рассчитает по формулам (1.16) и (1.17). Энтальпию перегретого водяного пара возьмем по прил.20 с учетом его парциального давления. Все результаты расчетов вне-

сем в табл.3.1, 3.2, 3.3.

Превышение приходной части теплового баланса по бензиновой секции состав-

ляет

∆Фб=9 990 930− 7 558 860 = 2 432 070 Вт.

Избыток необходимо снять орошением. Обычно наверху колонны организуют острое орошение. Принимая температуру орошения равной 40°С (lж=80 кДж/кг), рассчитаем его расход:

G ор=

∆Фб

=

2432070

= 5,1кг/ с.

lп−lж

(556−80)103

 

 

 

Разность между приходящими и уходящими тепловыми потоками в двух нижних секциях составляет 6 390 760 Вт. Этот избыток снимают одним или несколькими

циркуляционными орошениями. Примем одно циркуляционное орошение ( ρ420 = 0,817 )

с температурой вывода 250°С и возврата 90°С. Энтальпии жидкого орошения при этих температурах будут соответственно равны 583 кДж/кг и 183 кДж/кг. Расход циркуляционного орошения составит

Gц.ор=

 

6390760

 

= 15,98кг /с.

 

 

(

583

)

3

 

 

 

 

−183 10

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 3.1 − Тепловой баланс дизельной фракции− контур А

 

Продукт

 

 

 

t, °С

 

 

G, кг/с

I 10-3,Дж/кг

Ф, Вт

 

 

 

 

 

 

 

Приход

 

 

Паровая фаза, фракции:

 

 

350

 

 

 

 

 

бензиновая

 

 

 

 

 

 

2,85

1119

3 189 150

керосиновая

 

 

 

 

 

 

5,97

1112

6 638 640

дизельная

 

 

 

 

 

 

6,31

1084

6 840 040

Жидкая фаза:

 

 

 

 

350

 

 

 

 

 

мазут

 

 

 

 

 

 

19,94

818

16 310 920

Водяной пар

 

 

 

 

400

 

0,95

3276

3 112 200

Итого

 

 

 

 

 

 

 

 

 

36 090 950

 

 

 

 

 

 

 

Расход

 

 

Жидкая фаза:

 

 

 

 

340

 

 

 

 

 

мазут

 

 

 

 

 

 

19,94

789

15 732 660

Паровая фаза, фракции:

 

 

315

 

 

 

 

 

бензиновая

 

 

 

 

 

 

2,85

1023

2 915 550

керосиновая

 

 

 

 

 

 

5,97

1017

6 071 490

дизельная

 

 

 

 

 

 

6,31

990

6 246 900

Водяной пар

 

 

 

 

315

 

0,95

3100

2 945 000

Итого

 

 

 

 

 

 

 

 

 

33 911 600

Таблица 3.2 − Тепловой баланс секции керосиновой фракции− контур Б

 

Продукт

 

 

 

t, °С

 

 

G, кг/с

I 10-3,Дж/кг

Ф, Вт

 

 

 

 

 

 

 

Приход

 

 

Фракция в парах:

 

 

 

315

 

 

 

 

 

бензиновая

 

 

 

 

 

 

 

2,85

1023

2 915 550

керосиновая

 

 

 

 

 

 

 

5,97

1017

6 071 490

дизельная

 

 

 

 

 

 

 

6,31

990

6 246 900

Водяной пар

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

снизу колонны

 

 

 

315

 

 

0,95

3100

2 945 000

из отпарной секции

 

 

 

 

 

0,13

3276

425 880

Итого

 

 

 

 

 

 

 

 

 

18 604 820

 

 

 

 

 

 

 

Расход

 

 

Фракция в парах:

 

 

 

200

 

 

 

 

 

бензиновая

 

 

 

2,85

741

2 111 850

керосиновая

 

 

 

5,97

736

4 393 920

Жидкая дизельная фракция

315

 

 

6,31

760

4 795 600

Водяной пар

200

 

 

1,08

2863

3 092 040

Итого

 

 

 

 

 

14 393 410

Таблица 3.3 − Тепловой баланс секции бензиновой фракции− контур В

 

Продукт

t, °С

 

 

G, кг/с

I 10-3,Дж/кг

Ф, Вт

 

 

Приход

 

 

Фракция в парах:

200

 

 

 

 

 

бензиновая

 

 

2,85

741

2 111 850

керосиновая

 

 

5,97

736

4 393 920

Водяной пар

 

 

 

 

 

 

снизу колонны

200

 

1,08

2863

3 092 040

из отпарной секции

400

 

0,12

3276

393 120

Итого

 

 

 

 

 

9 990 930

 

 

Расход

 

 

Бензиновая фракция в парах

110

 

2,85

556

1 584 600

Жидкая керосиновая фрак-

200

 

5,97

458

2 734 260

ция

 

 

 

 

 

 

Водяной пар

110

 

1,20

2700

3 240 000

Итого

 

 

 

 

 

7 558 860

ЗАДАЧИ

3.23Основная атмосферная колонна установки АВТ перерабатывает 207 кг/с нефти. Массовый выход светлых продуктов составляет: газ − 1,8%, бензин− 22,1 %, фракция дизельного топлива− 31,8%. Установка работает 335 дней в году. Потери равны 0,83%, Составить материальный баланс установки в килограммах в час и тысячах тонн в год.

3.24В вакуумной колонне получают (в массовых долях): пары и газы

разложения − 0,016, вакуумный газойль− 0,080, фракции350-420°С− 0,243, фракции420-500°С− 0,261 и гудрон. Потери составляют 0,013. Расход подаваемого в колонну мазута равен 17 кг/с. Составить материальный баланс колонны в килограммах в секунду и килограммах в час.

3.25Состав продуктов (в массовых долях) блока четкой ректификации бензина следующий: фракция н.к.-62°С− 0,103; фракция62-105°С−

0,348; фракция 105-140°С− 0,232; фракция выше 140°С− 0,301; остальное

−потери. Составить материальный баланс блока в килограммах в секунду, если суточная переработка по сырью равна 2870 т.

3.26В колонну стабилизации бензина поступает 33,04 кг/с бензиновой фракции ( ρ420 = 0,746 ), нагретой до температуры 170°С. Массовый вы-

ход стабильного бензина ( ρ420 = 0,683) равен 8%. Температура верха колонны 65°С, низа 190°С. Расход острого орошения 5,03 кг/с, его температура

50°С. Составить материальный и тепловой баланс колонны и определить тепловой поток, который необходимо подвести вниз колонны.

3.27 В бензиновую секцию основной атмосферной колонны поступает 4,28 кг/с паров бензиновой ( ρ420 = 0,734 ), 9,21 кг/с паров керосиновой фракции (ρ420 = 0,805 ) и 1,29 кг/с водяного пара. Давление в секции 0,15 МПа. Температура всех входящих компонентов 190°С. Из секции выходят в тех же количествах пары бензина и водяной пар с температурой 100°С и жидкий керосин с температурой 185°С. Определить расход острого орошения, подаваемого с температурой 35°С.

3.28 Избыточный тепловой поток в колонне (12,7 МВт) снимается циркуляционным орошением ( ρ420 = 0,839 ), которое выходит из колонны с температурой 230°С. Найти температуру ввода циркуляционного орошения, если его расход составляет 35 кг/с.

3.29 В вакуумную колонну поступает 13,75 кг/с мазута ( ρ420 = 0,941,t=410°С). Состав продуктов колонны (в массовых долях): пары газойля

( ρ420 = 0,879 ,t=465°С)− 0,093; масляный погон I (ρ420 = 0,916 ,t=205°С)− 0,275; масляный погон II (ρ420 = 0,934 ,t=350°С)− 0,264; гудрон (ρ420 = 0,962 ,

t=380°С)− 0,368.

Вниз колонны подается 0,48 кг/с водяного пара (t=400°С). Составить материальный и тепловой баланс колонны, определить количество острого орошения, которое уходит из колонны с той же тарелки, что и масляный погон I, и возвращается с температурой 60°С.

3.30 Расход отбензиненной нефти ( ρ420 = 0,894 ), поступающей в колонну с температурой 350°С, составляет 79,72 кг/с. Массовая доля отгона нефти 0,35. Избыток теплоты в колонне снимается поровну двумя циркуляционными орошениями:

 

ρ420

tвых, °С

tвх, °С

ЦО I

0,817

170

85

ЦО II

0,838

270

160

Определить массовый расход циркуляционных орошений, если суммарный тепловой поток, выходящий из колонны, равен 68,89 МВт.

3.31 Определить расход горячей струи, необходимой для покрытия дефицита теплового потока в колонне, равного 2,07 МВт. В качестве горячей струи используется отбензиненная нефть ( ρ420 = 0,876 ), нагретая до температуры 300°С и поступающая в нижнюю часть колонны с массовой долей отгонее=0,2.

3.4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ РАЗМЕРОВ РЕКТИФИКАЦИОННЫХ КОЛОНН

Диаметр колонны. Диаметр колонны зависит от объема паров и их допустимой скорости в свободном сечении колонны. Объемный расход паров (Gп/ , м3/с) рассчитывают по формуле

Gп/ = 22,4

Т

 

0,101

Σ

Gi

,

(3.11)

273

 

 

 

 

 

ρ

 

M i

 

где Т – температура системы, К;ρ – общее давление в системе, МПа; Gi – расход компонента, кг/с;Мi – молярная масса компонента, кг/кмоль.

Если давление в системе превышает 0,4 МПа, в уравнение (3.11) водят коэффициент сжимаемости Z:

Gп/ = 22,4

Т

 

0,101

Gi

.

273

 

 

 

 

ρ

M i

Объемный расход паров по высоте колонны может изменяться, поэтому его рассчитывают в нескольких сечениях и диаметр определяют по максимальному значению. Допустимую линейную скорость (νл, м/с) паров вычисляют по уравнению Саудерса и Брауна:

νл=

0,305

с

ρж− ρп,

(3.12)

 

3600

 

ρп

 

где с – коэффициент;ρж, ρп – плотность жидкой и паровой фаз, кг/м3. Коэффициентс определяется по графику (рис.3.6) в зависимости от

типа тарелок и расстояния между ними в колонне.

Рисунок 3.6 – График для определения величины коэффициента с:

1 – кривая максимальных нагрузок для колпачковых тарелок и нормальных нагрузок для провальных, ситчатых, каскадных и других тарелок аналогичных конструкций; 2 – кривая нормальных нагрузок для колпачковых тарелок; 3 – кривая для вакуумных колонн без ввода водяного пара; 4 – кривая для десорберов абсорбционных установок и вакуумных колонн с вводом водяного пара; 5 – кривая для абсорберов; 6 – кривая для колонн в случае вспенивания жидкостей при высоких температурах

По практическим данным линейная скорость паров лежит в следую-

щих пределах:

νл, м/с

Колонны:

атмосферная

0,46

– 0,84

вакуумная

2,5

– 3,5

работающая под давлением

0,2

– 0,7

Шлемовые трубы колонн:

12

– 20

атмосферных

вакуумных

30 – 60

Диаметр колонны (D, м) определяют по формуле

D =1,128

Gп/.

(3.13)

 

ν

 

 

л

 

Полученный по формуле (3.13) диаметр колонны округляют до ближайшего большего стандартного. ГОСТ 21944-76(СТ СЭВ3029-81)устанавливает следующие диаметры колонных аппаратов: 0,6; 0,7; 0,8; 0,9; 1,0; 1,2; 0,4; 0,6; 0,8; 2,0; 2,2; 2,4; 2,6; 2,8; 3,0; 3,2; 3,4; 3,6; 3,8; 4,0; 4,5; 5,0; 5,5; 6,0; 6,4; 7,0; 8,0; 9,0 м.

Пример 3.9. Через верхнюю часть колонны проходит 5,92 кг/с паров бензиновой фракции (М=109 кг/кмоль) и 2,26 кг/с водяных паров. Давление наверху колонны 0,145 МПа, температура 110°С. Плотность паров равна 3,44 кг/м3, стекающей флегмы – 612 кг/м3. В колонне установлены ситчатые тарелки, расстояние между ними 500 мм. Определить диаметр верхней части колонны.

Решение. По формуле (3.11) определим объемный расход паров, проходящих через верхнюю часть колонны,

/

 

383

 

0,101

5,92

 

2,26

 

 

3

 

Gп

= 22,4

 

 

 

 

 

+

 

 

= 3,94м

 

/ с.

273

0,145

109

18

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

По кривой 1 графика (см. рис.3.6) найдем коэффициент с для расстояния между тарелками 500 мм:с=910.

Допустимую скорость паров рассчитаем по формуле (3.12):

νл=

0,305

910

612 −3,44

=1,03м/с.

 

3600

 

3,44

 

Диаметр колонны определим по формуле (3.13):

D =1,128

3,94

= 2,2м.

 

1,03

 

Найденный диаметр колонны совпадает со стандартным, следовательно, можно оставить его без изменений.

Высота колонны. Высота ректификационной колонны рассчитывается в зависимости от числа, типа контактных устройств и расстояния между ними. Расстояние между тарелками в промышленных колоннах обычно равно0,4-0,7м. Для насадочных колонн вводится понятие высоты насадки, эквивалентной одной теоретической тарелке, умножая которую на число теоретических тарелок, получают высоту всей насадки.

Общая высота колонны больше высоты контактной части на величину свободных пространств, дополнительных устройств и т.п. Рассмотрим на примере порядок определения высоты ректификационной колоны.

Пример 3.10. Найти высоту колонны, показанной на рис.3.7. В верхней концентрационной части колонны установлено 27 ректификационных тарелок и 3 отбойных, в нижней (отпарной) – 5 тарелок. Расстояние между тарелками 0,6 м. В нижнюю часть колонны поступает 18,2 кг/с мазута плотностью 932 кг/м3. Диаметр колонны 4 м.

Рисунок 3.7 – Схема ректификационной колонны (к примеру 3.10)

Решение. Высота h2 принимается равной 0,5D для сферического днища и 0,25D для эллиптического. В данном случаеh2=0,5 4=2м.

Число промежутков между тарелками меньше количества тарелок на единицу,

поэтому h3=0,6 29=17,4 м.

Высота эвапорационного пространства h4 принимается равной трем расстояниям между тарелками:h4=0,6 3=1,8 м.

Высота h5 определяется аналогично высотеh3:h5=0,6 4=2,4 м.

Свободное пространство между уровнем жидкости внизу колоны и нижней тарелкой необходимо для равномерного распределения паров. Высоту этого пространства принимают равной 1-2м. Примерh5=1,5 м.

Высоту слоя жидкости в нижней части колонны рассчитывают по ее 10минутному запасу, необходимому для обеспечения нормальной работы насоса. Принимая запас на 600 с, объем мазута составит

V=(18,2 600)/932=11,7 м3.

Площадь поперечного сечения колонны

S = 3,144 42 =12,56м2 .

Тогда

studfiles.net

Физико-химические свойства нефти, газа, воды и их смесей — страница 2

доля i-го компонента в смеси первоначального состава Niуд – молярная доля части i-го компонента, удаляемого из смеси: полностью Ni =Niуд, частично - Niуд Ni газосодержание нефти и ее объемный коэффициент Газосодержание нефти определяют как отношение объема газа, выделяющегося из пластовой нефти в результате ее однократного разгазирования при температуре 20оС и атмосферном давлении к объему сепарированной нефти: Г0=Vг/Vн (1.18) Vг – объем газа однократного разгазирования при температуре 20оС и атмосферном давлении (м3), Vн – объем сепарированной нефти, остающейся после однократного разгазирования при температуре 20оС и атмосферном давлении (м3) Массовую долю растворенного в нефти газа можно определить по формуле 1.19: (1.19) mн, mг – массы сепарированной нефти и газа (кг), н – плотность сепарированной нефти в стандартных условиях (кг/м3), г – плотность газа однократного разгазирования при температуре 20оС и атмосферном давлении (кг/м3) Молярная доля растворенного в нефти газа определяется по формуле: 1.21 Мнг – молярная масса нефти с растворенным в ней газом, Мг – молярная масса газа (кг/кмоль). Если неизвестна молярная масса нефти с растворенным в ней газом, то молярную долю растворенного в нефти газа можно рассчитать по уравнению 1.22: (1.22) Мн – молярная масса дегазированной нефти. Молярную массу пластовой нефти можно определить из 1.21 и 1.22 (1.23) Поскольку молярный объем газа в стандартных условиях (20оС, 0,1МПа) можно принять равным 24,05м3/кмоль, из 1.22 следует (1.24) Для определения молярной массы пластовой нефти из 1.23 следует (1.25) физико-химические свойства пластовых вод Состав: Анионы: ОН-, СL-, SO42-, CO32-, HCO3- Катионы H+, K+, Na+, Nh5+, Mg2+, Ca2+, Fe2+ и др. Микроэлементы Br-, J- и др. Коллоидные частицы SiO2, Fe2O3, Al2O3 Растворенные газы : СО2, h3S, Ch5, h3, N2 и др. Минерализация воды Под минерализацией воды (М) понимают общее содержание растворенных в ней солей. По В.И. Вернадскому природные воды в зависимости от массового содержания (%) в них растворенных веществ делят на: Пресные – М 0,0010,1 Минерализованные – М 0,1- 5 Рассолы – М 535 Понятие об эквивалентной массе и эквиваленте ионов Эквивалентом ионов вещества (Э), диссоциированного в воде, называется их молекулярная масса или часть ее, соответствующая единице валентности. Или иначе, эквивалентом иона называется отношение молекулярной массы иона к его валентности в данной химической реакции. Для определения Э нужно молекулярную массу иона, подсчитываемую как сумма атомных масс элементов, его составляющих, разделить на валентность иона (nи) в данной реакции: Э=Ми/nи Чтобы выразить содержание ионов вещества в растворе в миллиграмм-эквивалентах на килограмм

referat.ru

Молярная доля - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Молярная доля

Cтраница 2

Молярная доля также выражается в процентах и долях единицы.  [16]

Молярная доля выражается числом, показывающим, какую долю составляет число молекул растворенного вещества от общего числа молекул раствора. Молекулярный процент - величина, в сто раз большая молярной доли. Очевидно, что сумма молярных долей растворенного вещества и растворителя равна единице, а сумма молекулярных процентов того и другого равна сотне.  [17]

Молярная доля также выражается в процентах и долях единицы.  [18]

Молярная доля представляет собой отношение количества данного компонента в молях к общему количеству молей всех компонентов в растворе. Молярностью называется количество данного компонента в молях в одном литре раствора. Моляль-ность определяется как количество вещества в молях, приходящееся на 1000 г растворителя.  [19]

Молярная доля также выражается в процентах и долях единицы.  [20]

Молярные доли образовавшихся газовой и жидкой фаз и их составы в процессе дифференциальной конденсации, сепарации и стабилизации определяют в результате расчетов парожид-костного равновесия.  [21]

Молярная доля которого равна х и изменяется независимо.  [22]

Молярная доля л-мера Р представляет собой отношение числа молекул данной степени полимеризации п к общему числу всех и полимерных молекул в системе.  [23]

Молярные доли N показывают, какая часть от общего количества веществ ( моль), составляющих раствор, приходится на долю растворенного вещества. Раствор может состоять минимум из двух компонентов: растворителя и растворенного вещества. В теории растворов символы, относящиеся к растворителю, отмечают индексом 1 и индексом 2, если они относятся к растворенному веществу.  [24]

Молярные доли карбонатов в смеси равны. При прокаливании смеси выделяется газовая смесь, объем которой уменьшается в 2 раза при пропускании как через раствор кислоты, так и через раствор щелочи.  [25]

Молярные доли карбонатов в смеси равны. При прокаливании смеси выделяется газовая смесь, объем которой уменьшается в 2 раза ври пропускании как через раствор кислоты, так и через раствор щелочи.  [26]

Молярная доля газа в смеси газообразных веществ должна равняться объемной доли этого газа, что можно доказать, используя следствие закона Авогадро.  [27]

Молярная доля кислорода равна его объемной доли.  [28]

Молярная доля N - число молей растворенного вещества, отнесенное к сумме чисел молей всех компонентов раствора.  [29]

Молярная доля углеводородов в сырье, поступающем в реактор, является важным параметром, но изменение этого параметра в практически применяемых пределах, по-видимому, не оказывает сколько-нибудь существенного влияния на относительные выходы продуктов.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Молярная доля - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Молярная доля

Cтраница 2

Молярная доля также выражается в процентах и долях единицы.  [16]

Молярная доля выражается числом, показывающим, какую долю составляет число молекул растворенного вещества от общего числа молекул раствора. Молекулярный процент - величина, в сто раз большая молярной доли. Очевидно, что сумма молярных долей растворенного вещества и растворителя равна единице, а сумма молекулярных процентов того и другого равна сотне.  [17]

Молярная доля также выражается в процентах и долях единицы.  [18]

Молярная доля представляет собой отношение количества данного компонента в молях к общему количеству молей всех компонентов в растворе. Молярностью называется количество данного компонента в молях в одном литре раствора. Моляль-ность определяется как количество вещества в молях, приходящееся на 1000 г растворителя.  [19]

Молярная доля также выражается в процентах и долях единицы.  [20]

Молярные доли образовавшихся газовой и жидкой фаз и их составы в процессе дифференциальной конденсации, сепарации и стабилизации определяют в результате расчетов парожид-костного равновесия.  [21]

Молярная доля которого равна х и изменяется независимо.  [22]

Молярная доля л-мера Р представляет собой отношение числа молекул данной степени полимеризации п к общему числу всех и полимерных молекул в системе.  [23]

Молярные доли N показывают, какая часть от общего количества веществ ( моль), составляющих раствор, приходится на долю растворенного вещества. Раствор может состоять минимум из двух компонентов: растворителя и растворенного вещества. В теории растворов символы, относящиеся к растворителю, отмечают индексом 1 и индексом 2, если они относятся к растворенному веществу.  [24]

Молярные доли карбонатов в смеси равны. При прокаливании смеси выделяется газовая смесь, объем которой уменьшается в 2 раза при пропускании как через раствор кислоты, так и через раствор щелочи.  [25]

Молярные доли карбонатов в смеси равны. При прокаливании смеси выделяется газовая смесь, объем которой уменьшается в 2 раза ври пропускании как через раствор кислоты, так и через раствор щелочи.  [26]

Молярная доля газа в смеси газообразных веществ должна равняться объемной доли этого газа, что можно доказать, используя следствие закона Авогадро.  [27]

Молярная доля кислорода равна его объемной доли.  [28]

Молярная доля N - число молей растворенного вещества, отнесенное к сумме чисел молей всех компонентов раствора.  [29]

Молярная доля углеводородов в сырье, поступающем в реактор, является важным параметром, но изменение этого параметра в практически применяемых пределах, по-видимому, не оказывает сколько-нибудь существенного влияния на относительные выходы продуктов.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Уравнения фазовых концентраций.

ТОП 10:

Процесс изменения соотношения между фазами и переход компонентов смеси из одной фазы в другую при постоянных массе и составе смеси и изотермическом изменении давления называется контактной (однократной) конденсацией или контактным(однократным) испарениемв зависимости от того, происходит конденсация компонентов из паровой фазы или испарение компонентов жидкой фазы при изменении давления.

Общее число молей - n рассматриваемой исходной смеси равно числу молей паровой nV и жидкой nL фаз при давлении Р и температуре t:

 

(1.81)

 

Число молей i-го компонента распределяется между фазами следующим образом:

 

(1.82)

 

где Ni(L+V), NiV, NiL - молярные доли i-го компонента в исходной смеси.

Если разделить левую и правую части уравнения (1.82) на n, т.е. написать уравнение материального баланса распределения компонентов в смеси для одного моля смеси, то получим:

, (1.83)

где (1.84)

NV, NL - молярные доли паровой и жидкой фаз соответственно.

 

(1.85)

 

если из (1.80) уравнения записать: , а из (1.85)

и подставить эти выражения в (1.83), получим соотношения, связывающие молярную долю i-го компонента в двухфазной системе с общим составом смеси:

(1.86)

(1.87)

 

Уравнения (1.86),(1.87) называются уравнениями фазовых концентраций компонентов смеси. Они позволяют определять концентрацию компонентов в фазах при заданных давлениях, температуре, исходном составе смеси и константах фазового равновесия.

Молярная доля паровой фазы Nv определяется из следующих соотношений:

(1.88)

где n - число компонентов смеси.

Тогда из (1.86), (1.87) с учетом (1.88):

(1.89)

Это выражение называется уравнением фазовых равновесий.

Решение уравнения фазовых равновесий (1.89) методом последовательных приближений позволяет найти такое значение NV, при котором

(1.90)

Затем по уравнениям фазовых концентраций, зная NV, находим молярный состав фаз.

Таким образом, алгоритм решения задачи на расчет равновесных составов нефти и газа при сепарации следующий:

· Определяем по таблице константы фазового равновесия для заданных давления и температуры сепарации для каждого компонента нефтегазовой смеси;

· Дальнейший расчет проводим в программе EXCEL:

· Решаем уравнение фазового равновесия методом последовательных приближений, т.е. последовательно задаваясь произвольными значениями NV – мольной долей газовой фазы, добиваемся, чтобы значение правой части уравнения по абсолютной величинебыло меньше 0,003.

· Используя уравнения фазовых концентраций и подобранное значение NV, рассчитываем молярный состав жидкой и паровой фазы. Проверкой правильности решения служит выполнение следующих соотношений:

(1.91)

Пример расчета фазового равновесия приведен в приложении.

· Исходя из молярного состава рассчитываем требуемые свойства фаз (молекулярную массу, плотность и другие).

 

· Количество нефти и отсепарированного газа: рассчитываем число молей исходной смесиуглеводородов:

(1.92)

· Зная NV, а значит и NL, рассчитываем число молей нефти и число молей газа:

(1.93)

· Зная число молей и молекулярную массу фазы, можно рассчитать количество каждой фазы:

(1.94)

Типовые задачи

Типовая задача 1.21

Рассчитать равновесные составы нефти и газа в газожидкостной смеси, поступающей в сепаратор при давлении 0,3 МПа и температуре 38 0С, если известен состав пластовой нефти (молярные доли): азот – 0,001, метан – 0,3298, этан – 0,0345, пропан – 0,0702, изобутан – 0,019, бутан – 0,0467, изопентан – 0,0166, пентан – 0,0249, гексан + высшие – 0,083 и нелетучая часть – 0,3743.

 

Решение:

По таблицам из Приложения определить константы фазового равновесия при давлении 0,3 МПа и температуре 38 оС.

Для заданного состав смеси при известных константах фазового равновесия по уравнению (1.89) найти молярную долю NV газообразной фазы в смеси, а по уравнениям (1.86) и (1.87) рассчитать, соответственно, составы равновесных жидкости (NiV) и газа (NiL).

Для этого задаемсяпроизвольными молярными долями газообразной фазы в смеси. Например, первое приближение NV = 0,5. Затем, используя данные о составе смеси, рассчитывают значение левой части уравнения (1.89). В результате вычислений, при молярных долях газообразной фазы в смеси NV = 0,5; 0,4 ;0,475; 0,47; 0,46; 0,465; 0,4655; 0,467; 0,466 получены соответственно следующие значения левой части уравнения 0,0;

-0,1074; 0, 2151; -0,0284; -0,0126; 0,0191; 0,0032; 0,0017; -0,0042; 0,000077.

Принимаем как окончательное значение NV = 0,466.

Так как исходный состав пластовой нефти, как правило, содержит погрешность, то при решении (1.89) вполне можно ограничиться приближением, при котором абсолютная величина значения правой части уравнения (1.89) отличается от нуля не более, чем на 0.003, что позволяет сократить объем вычислительной работы.

Результаты расчета равновесных составов газообразной и жидкой фаз по (1.86) и (1.87) представлены в таблице 1.18.

Расчет количества образовавшихся фаз показан в типовой задаче 1.23

Таблица1.18

Равновесные составы смеси нефти и газа при 0,3 МПа и 38 оС

  Компо-ненты   Молярные составы нефти и газа при различных приближениях
Nv = 0.465 Nv = 0.466 Nv = 0.467
Nil Niv Nil Niv Nil Niv
N2 8∙10-6 0,0021 8∙10-6 0,0021 8∙10-6 0,0021
Ch5 0,011 0,6965 0,011 0,6952 0,0109 0,6937
C2H6 0,0052 0,0682 0,0052 0,0681 0,0052 0,068
C3H8 0,0296 0,1169 0,0296 0,1168 0,0295 0,1166
i-C4h20 0,0148 0,0238 0,0148 0,0238 0,0148 0,0238
C4h20 0,0431 0,0508 0,0431 0,0508 0,0431 0,0508
i-C5h22 0,0218 0,0107 0,0218 0,0107 0,0218 0,0107
C5h22 0,0343 0,0141 0,0343 0,0141 0,0344 0,0141
C6h24 0,1394 0,0181 0,1396 0,0181 0,1398 0,0182
C7h26+ 0,6996 0,7009 0,7023
Итого 0,9988 1,0013 1,0003 0,9997 1,0018 0,998

Таблица1.19

Пример оформления решения задачи на расчет фазового равновесия нефть-газ в EXCEL:

Компо- ненты Молярный состав пластовой нефти, Ni(L+V) Молекулярная масса компонентов, г/моль Константы равновесия при Р=0,6 МПа, t=20 ОС Молярный состав продуктов сепарации бор NV
Нефть, NiL Газ, NiV
СН4 0,2671 0,034706 0,867658 0,8329522
С2H6 0,0182 0,006731 0,047120 0,0403889
С3Н8 0,0375 1,4 0,033735 0,047229 0,0134941
i-C4h20 0,0152 0,56 0,017327 0,009703 -0,007624
n-C4h20 0,0352 0,38 0,042562 0,016173 -0,026389
i-C5h22 0,0183 0,16 0,023901 0,003824 -0,020077
n- C5h22 0,0262 0,12 0,034460 0,004135 -0,030326
C6h24 0,0729 0,04 0,099568 0,003982 -0,095586
C7+ ВЫСШИЕ 0,5074 0,703744 -0,703745
        0,996738 0,999827 0,0030892
  Сумма = 1         NV = 0,279
            NL = 0,721

 

Продолжение таблицы расчетов1.19

 

Молеку- лярная масса смеси, Мсм Число молей исходной смеси, nсм Число молей нефти, nн Число молей газа, nг Молеку-лярная масса нефти, Мн Молеку-лярная масса газа, Мг Количест- во нефти, Gн, т/сут Количест- во газа, Gг, т/сут Заданный расход смеси,т/сут
4,27       0,55 13,88      
0,54       0,20 1,41      
1,65       1,48 2,08      
0,88       1,00 0,56      
2,04       2,47 0,94      
1,32       1,72 0,27      
1,87       2,48 0,29      
6,26       8,56 0,34      
126,85       175,93      
145,71 194,43 19,8 115450,8 4549,2

 

Типовая задача 1.22

Рассчитать молярные и массовые доли нефти и газа при двухступенчатой дегазации пластовой нефти. Температура дегазации 20 0С. Давление на первой ступени 0,6 МПа, на второй 0,1 МПа. Состав пластовой нефти: метан 0,2695; этан 0,0180; пропан 0,0375; изобутан 0,0152; бутан 0,0352; изопентан 0,0183; пентан 0,026; гексан 0,0729; гептан+высшие 0,5074. Молярная масса фракции гептан+высшие 284 кг/кмоль.

 

Решение:

Решение задачи аналогично предыдущей (табл.1.20).

Константы фазового равновесия при давлении 0,6 МПа рассчитывают (см. приложение) квадратичной интерполяцией (см. предыдущую задачу).

Молярную массу пластовой нефти рассчитывают по формуле

,

где n - число компонентов;

Ni(L+V) - молярная доля i-го компонента в смеси;

Мi - молярная масса i-го компонента, кг/кмоль.

Результат решения уравнения (1.89), необходимый в дальнейшем для расчета составов и равновесного газа, при молярных долях газообразной фазы в смеси NV = 0,5; 0,25; 0,3; 0,28; 0,285; 0,283; 0,284 соответственно дает следующие значения левой части уравнения: -0,7212; 0,1393; -0,0631; 0,0134; -0,0062; 0,0016;таблица 1.20. Составы нефти и газа на первой ступени сепарации

Таблица1.20

Компо- ненты Молярн. состав пластовой нефти Молярн. масса, кг/кмоль Константы равновесия при р =0,6 МПа, t=20 0С Молярный состав, %
жидкости газа
Расчет-ный Откор- ректир. Расчет-ный Откор- ректир.
Сh5 0,2695 16,04 28,5 3,07 3,07 87,46 87,46
C2H6 0,0180 30,07 5,1 0,83 0,83 4,25 4,05
C3H8 0,0375 44,09 1,45 3,33 3,33 4,82 4,52
i-C4h20 0,0152 58,12 0,48 4,40 4,40 2,11 1,81
C4h20 0,0352 58,12 0,39 4,25 4,25 1,66 1,39
i-C5h22 0,0183 72,15 0,145 2,41 2,41 0,35 0,25
C5h22 0,0260 72,15 0,119 3,46 3,46 0,41 0,31
C6h24 0,0729 86,17 0,031 10,04 9,04 0,31 0,21
C7h26 0,5074 70,77 69,21
высшие              
нефть ∑1,0000   ∑102,56 ∑100,00 ∑101,37 ∑100,00

 

Так как значение левой части (1.89) при NV = 0,283 удовлетворяет неравенству |0,0016| < |0,003| (см. задачу), то молярная доля газообразной фазы на первой ступени дегазации пластовой нефти при давлении 0,6 МПа и температуре 20 0С может быть принята равной 0,283.

Необходимость корректировки состава нефти и равновесного газа вызвана неточностью решения (1.89). При корректировке учитывают следующее. Из-за некоторой неравновесности разгазирования нефти в сепараторах фактический состав жидкости более обогащен легкими углеводородами по сравнению с рассчитанным равновесным составом. Поэтому корректируют в составе жидкости только доли тяжелых компонентов, а в составе газа доли всех компонентов тяжелее метана в сторону уменьшения.

Пренебрегая захватом пузырьков газа жидкостью на первой ступени сепарации, принимают за исходный состав нефти на второй (последней) состав жидкости на первой ступени (1.21)

Составы жидкой и газообразной фаз рассчитывают по (1.86) и (1.87) после решения уравнения (1.89) при последовательных приближениях молярных долей газообразной фазы в смеси NV = 0,5; 0,1; 0,005; 0,076; 0,06; 0,059; 0,0595 и соответствующих значений левой части его: -1,3345; -0,2748; 0,1082; -0,1292; -0,0041; 0,0058; 0,00079.

Корректировку расчетных составов нефти и попутного газа проводят аналогично корректировке составов после первой ступени сепарации.

Таблица 1.21



infopedia.su

Молярная доля - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Молярная доля

Cтраница 1

Молярная доля, увеличенная в 100 раз, называется молярным процентом.  [1]

Молярная доля, увеличенная в 100 раз, называется молярным процентом. В практике часто приходится переходить от одного способа выражения концентрации к другому.  [2]

Молярная доля - количество данного окисла, соответствующее его молекулярному весу.  [3]

Молярная доля - г - отношение числа молей растворенного вещества к общему числу молей растворителя и растворенного вещества, выраженное в долях единицы или в процентах.  [4]

Молярная доля НС1; %: / - 0 1: 2 - 15 33; 3 - 0 54; 4 - 15.90. Содержание спирта с выражено в процентах по отношению к его содержанию в насыщенном растворе.  [6]

Молярная доля показывает, какую часть от общего числа молей смеси составляет данный газ. Рассмотрим это на конкретном примере. Предположим, газовая смесь состоит из трех газов, взятых в количестве п, п2 и п3 молей.  [7]

Молярная доля в процентах данного газа в смеси равна его молярной доле, увеличенной в 100 раз.  [8]

Молярная доля представляет собой отношение количества данного компонента в молях к общему количеству молей всех компонентов в растворе. Молярностью называется количество данного компонента в молях в одном литре раствора. Моляль-ность определяется как количество вещества в молях, приходящееся на 1000 г растворителя.  [9]

Молярная доля может быть выражена в долях единицы ( XB), процентах ( %) - сотая доля, про - милле ( % о) - тысячная часть и в миллионных долях ( млн 1) или ррт.  [10]

Молярные доли х показывают, какая часть от общего количества веществ ( моль), составляющих раствор, приходится на долю растворенного вещества.  [11]

Молярная доля выражается в долях единицы. Этот способ выражения концентрации широко используется в физической химии при термодинамических расчетах и иногда при построении диаграмм состояния. В последних молярное или атомное содержание компонента выражают в процентах.  [12]

Молярные доли их в природной меди составляют 73 и 27 % соответственно.  [13]

Молярная доля - это отношение числа молей одного из компонентов раствора к общему числу молей всех компонентов; ее выражают в долях единицы или в процентах.  [14]

Молярная доля выражается в долях единицы или в процентах.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Компонентный состав

ЗАДАЧИ ПО ХИМИИ НЕФТИ

ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ1.1. Компонентный состав. Нефть и нефтепродукты можно рассматривать как смесь, состоящую из n компонентов. Их число и свойства определяют физико-химическую характеристику смеси в целом. В практических расчетах состав многокомпонентной смеси выражается в долях или процентах. Соотношение между долями и процентами 1:100. В нефтепереработке принято обозначать доли, характеризующие состав жидкой смеси, буквой x, а состав газовой или паровой смеси – буквой y. Физический смысл величин при это сохраняется.

Массовая доля xi(yi) компонента представляет собой отношение его массы mi к массе смеси m: xi=mi/m.

Очевидно, mi=m и xi=1.

Молярная доля компонента выражается отношением числа молей Ni этого компонента к общему числу молей N смеси: .

Аналогично массовой доле .

Пересчет массового состава в молярный и обратный пересчет осуществляются по формулам:

; ,

где Mi – молярная масса компонента, кг/моль.

Объемная доля компонента есть отношение его объема Vi к объему всей смеси V: .

Аналогично массовой и молярной долям .

Для пересчета объемного состава в массовый и обратно необходимо знать плотность i каждого компонента:

Для жидкой смеси прямой пересчет объемных долей в молярные довольно сложен, поэтому лучше его проводить с помощью массовых долей. Для газовой смеси состав, выраженный объемными и молярными долями, одинаков.

Средняя температура кипения нефтяной фракции. Любая нефтяная фракция (равно как и нефть) представляет собой сложную смесь углеводородов, выкипающих в некотором температурном интервале. Однако во многие расчетные формулы входит определенная температура, характеризующая кипение нефтепродукта. Поэтому в практике используется понятие средней температуры кипения нефтяной фракции. Существует несколько ее модификаций, но наиболее употребительной является средняя молярная tср.м, которая рассчитывается по формуле

где ti– среднеарифметическая температура кипения узких фракций, °С.

Приближено среднюю температуру можно также определить как температуру 50 %-го отгона фракции по кривой истинных температур кипения (ИТК) или как среднее арифметическое начальной и конечной температур кипения.

Характеризующий фактор. Характеризующий фактор К является условной величиной, отражающей химическую природу и степень парафинистости нефтепродукта.

Характеризующий фактор определяется по формуле

(1.1)

где Тср.м – средняя молярная температура кипения, К; – относительная плотность нефтепродукта (см. § 1.2).

Уравнение (1.1) достаточно точно для прямогонных нефтяных фракций; использование его для вторичных продуктов нефтепереработки, содержащих значительные количества ароматических и непредельных углеводородов, ограничено из-за значительной погрешности [1]. Средние значения характеризующего фактора следующие:

парафинистые нефтепродукты 12,5-13,0

нафтеноароматические 10-11

ароматизированные 10

продукты крекинга 10-11

Характеризующий фактор применяется в некоторых расчетах для повышения их точности.

1.2 Плотность и молярная масса

Плотность. Для нефти или нефтепродукта плотность является важнейшей физической величиной, определяемой отношением массы вещества к его объему. В качестве единица плотности в СИ применяют килограмм на кубический метр (кг/м3) и дольные единицы. На практике чаще используют относительную плотность. Относительная плотность жидкого нефтепродукта  это безразмерная величина, представляющая собой отношение его истинной плотности к плотности дистиллированной воды, взятых при определенных температурах. При этом относительная плотность обозначается символом , где t1  температура воды, °С (К), t2  температура нефтепродукта, °С( К). В Советском Союзе стандартными приняты температуры: для воды 4°С, для нефтепродукта 20°С (). В США, Англии и некоторых других странах стандартные температуры для нефтепродукта и воды одинаковы  15,6°С ().

Известно, что плотность уменьшается с ростом температуры. Для большинства нефтей и нефтяных фракций эта зависимость носит линейный характер и определяется формулой Д.И.Менделеева.

где  относительная плотность при температуре t;  относительная плотность при 20°С;  средняя температурная поправка относительной плотности на один градус.

Значения температурной поправки даны в прил.1

Формула Д.И.Менделеева применима в сравнительно узком интервале температур от 0 до 50°С для нефтепродуктов, содержащих относительно небольшие количества твердых парафинов и ароматических углеводородов. ПРИЛОЖЕНИЕ 1

В некоторые формулы, применяемые в практических расчетах нефтезаводских процессов, входит значение плотности . Пересчитать ее можно следующим образом:

(1.2)

Плотность является аддитивным свойством, поэтому при смешении различных нефтепродуктов смеси может быть легко определена. В зависимости от способа выражения состава смеси для расчета применяются следующие уравнения:

по заданным массам компонентов

по массовым долям

по объемным долям

Если состав выражен в молярных долях, их следует вначале пересчитать в массовые доли и затем определить плотность смеси.

Молярная масса. В СИ необходимо четко различать безразмерную величину  молярную массу М с единицей СИ  килограмм на моль (кг/моль) и дольными единицами. Численные значения относительной молекулярной массы и молярной массы, выраженной в граммах на моль (килограммах на киломоль), совпадают. В нефтезаводских расчетах обычно используют единицу измерения молярной массы килограмм на киломоль (кг/кмоль).

Для нефти, нефтяных фракций и нефтепродуктов под понятием "молярная масса" подразумевается ее среднее значение, которое находится экспериментально или расчетом по эмпирическим зависимостям.

С повышением температуры кипения нефтяных фракций молярная масса растет. Эта закономерность лежит в основе формулы Б.М.Воинова [2, 3] для определения молярной массы М нефтяной фракции.

Для парафиновых углеводородов и узких бензиновых фракций она записывается в виде

или

.

Более точные результаты дает эта формула с учетом характеризующего фактора К:

или

(1.3)

По формуле (1.3) можно определить молярную массу фракций, выкипающих до 350°С со средней относительной ошибкой 5%.

ВАРИАНТ № 1

1. Ароматический концентрат представляет собой смесь, состоящую из 120 кг бензола, 75 кг толуола и 25 кг этилбензола.

Найти массовый и молярный состав смеси.

2. Массовое содержание изо-октана в эталонной смеси – 70%, н-гептана – 30%. Определить молярные доли компонентов.

3. Дана смесь двух бензиновых фракций самотлорской нефти, имеющих следующие характеристики:

Молярная масса, кг/кмоль Массовое содержание, %
Фракция 105-120°С 103 30
Фракция 120-140°С 112 70
Найти среднюю молярную температуру кипения смеси. 4.Определите относительную плотность нефтепродукта , если у него

. ВАРИАНТ № 2 1. Дана смесь двух нефтяных фракций. Объем первой фракции V1=36 м3, ее плотность 1=802 кг/м3, соответственно для второй фракции V2=76,5 м3, 2=863 кг/м3. Найти массовую долю каждой фракции. 2. Природный газ Северного месторождения состоит из следующих компонентов (в объемных процентах): СН4 – 96,8; С2Н6 – 0,9; С3Н8 – 0,4; С4Н10 – 0,3; N2 – 1,0; О2 – 0,6.

Найти массовый состав смеси. 3. Имеется смесь двух нефтяных фракций:

Молярная масса, кг/кмоль Плотность , кг/м3 Молярная доля
Фракция 180-210°С 168 806 0,34
Фракция 210-230°С 182 833 0,66
Найти объемный состав и среднюю молярную температуру кипения смеси.
  1. Относительная плотность бензиновой фракции =0,7560. Какова относительная плотность этой фракции при 50С?

birmaga.ru