СРЕДНЯЯ ТЕМПЕРАТУРА КИПЕНИЯ (ФРАКЦИОННЫЙ СОСТАВ). Средняя температура нефти


Средняя температура - нефтепродукт - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Средняя температура - нефтепродукт

Cтраница 2

Многозонный термометр сопротивления изготовлен во взрыво-защищенном специальном исполнении, содержит до 16 термоэлементов разной длины. Для измерения средней температуры нефтепродукта выбирается самый длинный элемент из числа полностью погруженных в жидкость элементов.  [16]

Индекс н означает, что все физические величины для вычислений Рг и Gr выбирают при средней температуре нефтепродукта, индекс с означает среднюю температуру стенки резервуара.  [17]

Индекс н означает, что все физические величины для вычислений Рг и Сг выбираются при средней температуре нефтепродукта, индекс с означает стенка резервуара.  [18]

Для этой цели выпущено специальное устройство товаро-рас-четных операций Утро-2. Эта система предназначена для сбора информации с целью автоматизации товаро-расчетных операций, оперативного дистанционного контроля уровня нефтепродуктов в резервуарах, измерения средней температуры нефтепродуктов, а также для формирования сигналов о предельных максимальных и минимальных уровнях жидкости в каждом резервуаре нефте-парка.  [19]

С помощью устройства Утро-2 диспетчер имеет возможность вести последовательный опрос всех резервуаров парка нефтебазы. С пульта управления на уровнемер подаются импульсы, и в ответ а них на экраие табло высвечивается номер резервуара и высота уровня нефтепродукта в нем, а на приборе электронного моста КМП1 - 502 указывается средняя температура нефтепродукта в резервуаре.  [20]

Однако известно, что концентрация насыщенных паров Cs в газовом пространстве резервуара определяется меньшей из температур поверхностного слоя жидкости 7П или газового пространства Тг: летом днем Т ТП; летом ночью ГГГ; зимой круглосуточно Т Т т; Тн - средняя температура нефтепродукта. Следовательно, только в определенных условиях ( зимой - круглосуточно, а летом - в ночное время) за расчетную температуру насыщения можно принимать суточную температуру окружающей среды по климатологическим справочным данным.  [21]

При необходимости эта информация может быть передана на расстояние для обработки в ЭВМ. После расшифровки кода на цифровом табло пульта управления индицируются номера резервуара и уровень жидкости. Преобразователь средней температуры нефтепродукта представляет собой многозвенный термометр сопротивления, позволяющий измерять среднюю температуру в определенных пределах колебания уровня нефтепродукта.  [22]

Последнее перестроит схему вторичного устройства для приема информации о средней температуре нефтепродукта в выбранном резервуаре.  [23]

Чтобы найти минимальную концентрацию паров в вытесняемой паровоздушной смеси, необходимую для определения среднего паросодержания в ней по формуле ( 204), было исследовано распределение концентрации по высоте газового пространства. Установлено, что минимальное среднее по объему значение парциального давления, или концентрации паров, будет определяться минимальной температурой газового пространства, которая ночью ниже температуры нефтепродукта на 3 - 4 С. В тот момент, когда температура газового пространства достигает-своего наименьшего значения, температура поверхности нефтепродукта, по данным Н. Н. Константинова, равна средней температуре нефтепродукта, которая в свою очередь выше минимальной температуры газового пространства.  [25]

Чтобы найти минимальную концентрацию паров в вытесняемой паровоздушной смеси, необходимую для определения среднего паросодержания в ней по формуле ( 204), было исследовано распределение концентрации по высоте газового пространства. Установлено, что минимальное среднее по объему значение парциального давления, или концентрации паров, будет определяться минимальной температурой газового пространства, которая ночью ниже температуры нефтепродукта на 3 - 4 С. В тот момент, когда температура газового пространства достигает своего наименьшего значения, температура поверхности нефтепродукта, по данным Н. Н. Константинова, равна средней температуре нефтепродукта, которая в свою очередь выше минимальной температуры газового пространства.  [27]

Чтобы найти минимальную концентрацию паров в вытесняемой, паровоздушной смеси, необходимую для определения среднего паросодержания в ней по формуле ( 76) - было исследовано распределение концентрации по высоте газового пространства. Установлено, что минимальное среднее по объему значение парциального давления, или концентрация пара, будет определяться минимальной температурой газового пространства, которая ночью ниже температуры нефтепродукта на 3 - 4 С. В тот момент, когда температура газового пространства достигает своего наименьшего значения, температура, поверхности нефтепродукта, по данным Н. Н. Константинова, равна средней температуре нефтепродукта, которая в свою очередь выше минимальной температуры газового пространства.  [29]

О порядке производства температурных измерений в автоцистернах: наш опыт показывает, что частота замеров температуры в автоцистерне зависит от принятого метода работы на наливной базе. Нам известен такой порядок, когда нефтепродукт наливают в автоцистерны по утрам, затем наступает перерыв в работе, пока автомашины не вернутся обратно на. Существует совершенно отличныii метод работы, когда налив автоцистерн производится круглосуточно н беспрерывно. Известны базы, где автоцистерны наливаются ежечасно. Мы определили достаточно точно большим количеством температурных измерений среднюю температуру наливаемого нефтепродукта при каждом из перечисленных типов операций по наливу.  [30]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

ИЗМЕРЕНИЕ средней ТЕМПЕРАТУРЫ нефти нп В РЕЗЕРВ-АХ — Студопедия.Нет

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 22Следующая ⇒

Измерять температуру в резервуарах с нефтью и нефтепродук­тами необходимо с целью количественного учета объема и массы нефти и нефтепродуктов. При количественном учете требуется измерение средней температуры всей массы нефти или нефтепро­дуктов, находящихся в резервуаре. Установлено, что температура, измеренная в одной точке резервуара, даже в середине взлива не характеризует среднюю температуру продукта.

Для вертикальных резервуаров с достаточной степенью точ­ности принято, что средняя температура продукта хар-ся средним арифметическим значением температур, измеренных в нескольких, равно отстоящих друг от друга по высоте точках. Применяют термометры, дающие сразу среднее значение температуры продукта в резервуаре. По конструктив­ному оформлению термометры могут быть разделены на три типа: одноэлементные, многоэлементные, пружинные.

Одноэлементный термометр (рис. 8.8, а) представляет собой жесткую трубу 1 с поплавком 2, шарнирно закрепленную у ос­нования стенки резервуара. Вдоль трубы располагается термометр сопротивления 3, равный по длине шарнирно закрепленной трубе и заключенный в гибкий защитный кожух. Труба поворачивается относительно оси 4 таким образом, что термометр сопротивления все время погружен в жидкость, пересекая ее толщину по диаго­нали.

На рис. 8.8, б изображена схема многоэлементного термометра, который представляет собой набор термоэлементов различной длины, заключенных в общий герметичный кожух. Включение термометров производится ступенчато коммутирующим устройст­вом, сопряженным с указателем уровня. При каждом определяемом уровне жидкости в резервуаре включается тот элемент, длина которого соответствует этому уровню. Таким образом, средняя температура измеряется элементом, полностью погруженным в жид­кость. Термоэлементы различной длины имеют одну и ту же ве­личину сопротивления.

Схема пружинного термометра показана на рис. 8.8, в. Чув­ствительный элемент 2 представляет собой спираль из никеле­вой проволоки длиной 40 м, обладающей большим температурным коэффициентом сопротивления. Спираль одним концом прикреп­лена к поплавку 1, а вторым - к грузу 4, опущенному на дно резервуара. Поплавок, перемещаясь вдоль направляющих струн 3, растягивает или сжимает спираль. Таким образом, термоэлемент полностью находится в жидкости, а его высота соответствует уровню жидкости в резервуаре.

Никелевая проволока располагается внутри эластичной ней­лоновой трубки. Для измерения средней температуры необходимо равномерное распределение витков спирали по высоте. Это воз­можно в случае, если приведенная плотность термоэлемента на всей его длине будет равна плотности измеряемой жидкости. Под­гонка плотности спирали производится медной изолированной проволокой, помещенной внутрь нейлоновой трубки.

С эксплуатационной точки зрения наибольшим преимуществом из рассматриваемых типов термометров обладает многоэлемент­ный, так как он не имеет подвижных частей внутри резервуара и позволяет осуществлять его монтаж и демонтаж без опорожнения резервуара. Каждый элемент термометра имеет одно и то же сопротивление в соответствии с ГОСТом, поэтому среднюю темпе­ратуру можно измерять любым стандартным вторичным прибором. Недостатком многоэлементного термометра является чрезмерно большое число термоэлементов, необходимых для высокой точ­ности измерения температуры, и необходимость в коммутирующем устройстве с малыми переходными сопротивлениями между кон­тактами.

ИЗМЕРЕНИЕ РАСХОДА ЖИДКОСТИ.

Измерение расхода протекающей по трубопроводу жидкости за определенный отрезок времени или в каждый данный момент имеет большое значение для учета нефтепродуктов при отпуске их, а также для контроля и регулирова­ния технологических процессов бурения, добычи, транспорта и переработки нефти и газа. Объем или масса воды добываемые из каждой скважины, является не только учетным фактором, но представляет собой важнейший параметр, по кото­рому определяют ход разработки нефтяного месторождения и геолого-техническое состояние данной скважины.

Технологический процесс подготовки нефти на промыслах (обезвоживание, обессоливание и стабилизация) протекает при определенных расходах сырой нефти, воды и химического реа­гента, значение которых необходимо контролировать и регулиро­вать. Метод поддержания пластового давления нефтяного место­рождения законтурным и внутриконтурным заводнением преду­сматривает закачку в пласт через нагнетательные скважины боль­ших объемов воды, учет которых для контроля процесса завод-нения обязателен. Технологический процесс гидравлического разрыва пласта возможен только при непрерывном контроле расхода и объема жидкости, закачиваемой в пласт.

Измерение расхода сырья, полуфабрикатов, реагентов и целе­вых продуктов является важнейшим условием управления тех­нологическим процессом переработки нефти.

Расходом вещества называется объем или масса ве­щества, проходящего через данное сечение канала в единицу вре­мени. В зависимости от применяемых единиц определяют расход объемный или массовый. Приборы для измерения расхода назы­ваются расходомерами. Интегрирующие приборы для измерения объема или массы называются счетчиками.

В соответствии с определением единицами расхода в системе единиц СИ будут м3/с и кг/с. Иногда расход определяют также в м3/ч, л/с, кг/ч, т/ч.

По принципу действия расходомеры можно разделить на сле­дующие группы: объемные, переменного перепада давления, по­стоянного перепада давления, переменного уровня, тахометрические, скоростные, инерционные, электромагнитные, ультразву­ковые и радиоактивные.

Все приборы, измеряю количество вещества, разделяются на счетчики количества вещества за какой-либо отрезок времени дающие показания, Например в кг или м3, и расходомеры, измеряющие расход вещества за единицу времени и дающие показания например, в кг/ч или м3/ч.

Измерение количеств и расходов веществ имеет большое значение при управлении производственными процессами и их контроле. Без измерения количества, расходов сырья, полуфабрикатов, реагентов, целевых продуктов невозможны соблюдение режима производства и правильное ведение технологических процессов.

Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 10; ЗАКАЗАТЬ РАБОТУ

studopedia.net

СРЕДНЯЯ ТЕМПЕРАТУРА КИПЕНИЯ (ФРАКЦИОННЫЙ СОСТАВ).

Кипение – переход жидкости в пар, происходящий с образованием в объеме жидкости пузырьков пара или паровых полостей. Пузырьки растут вследствие испарения в них жидкости, всплывают, и содержащийся в пузырьках насыщенный пар переходит в паровую фазу над жидкостью. Кипение начинается, когда при нагреве жидкости давление насыщенного пара над её поверхностью становится равным внешнему давлению. Температура, при которой происходит кипение жидкости, находящейся под постоянным давлением, называется температурой кипения (Ткип).

Температура кипения – важная физическая величина, характеризующая большинство веществ. Однако к нефти и ее фракциям она в строгом понятии применена быть не может, поскольку нефть и ее фракции – смесь очень большого количества углеводородов и других химических соединений, разделить которую на эти индивидуальные вещества невозможно.

Обычно величиной средней температуры кипения характеризуют не в целом нефть или полученный из нее нефтепродукт, интервал кипения которых составляет сотни градусов, а узкие их фракции (условные компоненты). Это деление может осуществляться тремя способами:

· по шкале температур, когда задают интервал выкипания каждой узкой фракции (обычно 10 – 20 °С) и по оси абсцисс определяют их выход – Х1, Х2, Х3 и т. д. Такой способ удобен, когда кривая ИТК охватывает интервал температур выкипания более 100 – 150°С;

· по шкале выхода фракции, когда задают выход каждой узкой фракции [обычно 5 – 10% (мас.), % (об.) или % (мольн.), в зависимости от того, как выражается выход фракций] и по оси ординат определяют интервалы их выкипания: Δ t1, Δ t2…и т. д. Такой способ удобен, когда кривая ИТК охватывает интервал температур выкипания менее 100 – 150°С;

· по точкам фактического отбора фракций при экспериментальном определении состава по ИТК, когда известны и температурный интервал отбора фракций, и их выход.

Фракция объединяет все соединения, которые кипят между какими-либо двумя температурами, а эти температуры называют границами кипения фракции или пределами выкипания.

 

 

Обычно сырая нефть содержит следующие фракции:

Т кипения, оС Фракции
Менее 32 Углеводородные газы (метан, этан, пропан, бутан)
32 – 105 Прямогонный бензин (газолин)
105 – 160 Нафта (тяжёлый бензин, бензино-лигроиновая фракция, лигроин)
160 – 230 Керосин
230 – 430 Газойль
Выше 430 Остаток (мазут)

 

Если сделать анализ данных газовых конденсатов, то можно сделать вывод, что в газовом конденсате 1 больше содержится растворённых газов (пропанов и бутанов) и бензиновых фракций, при этом меньше содержится керосиновых фракций. Конец кипения фракций выше, чем у оппонента, что говорит о том, что в газовом конденсате 1 присутствуют более высококипящие фракции.

В этом и состоит технологическая задача исследования углеводородного сырья – изучить компонентный и фракционный составы смеси, вычислить потенциалы различных фракций, изучить их свойства и сделать вывод – какой вид переработки необходимо запроектировать и какие цели при этом достичь.

Похожие статьи:

poznayka.org

Измерение - средняя температура - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Измерение - средняя температура

Cтраница 4

При экспериментальном определении коэффициента теплоотдачи между частицами и средой в кипящем слое наиболее трудно измерение температуры частиц, поскольку непосредственный замер температуры отдельной подвижной частицы в слое имеющимися в настоящее время средствами невозможен. Для измерения средней температуры частиц по всему слою могут быть использованы следующие способы.  [46]

Многозонный термометр сопротивления изготовлен во взрыво-защищенном специальном исполнении, содержит до 16 термоэлементов разной длины. Для измерения средней температуры нефтепродукта выбирается самый длинный элемент из числа полностью погруженных в жидкость элементов.  [47]

Число элементов и их расположение по высоте диктуется конструкцией резервуара. Погрешность измерения средней температуры не превышает 0 5 С. Автоматическое измерение плотности нефти в системе обеспечивается датчиками гидростатического давления, которые подключаются к специальной плате аналоговых входов CLC 2060, устанавливаемой в уровнемере. Плотность нефти вычисляется как частное от деления гидростатического давления на значение уровня нефти. При отсутствии датчиков гидростатического давления плотность нефти вводится в систему вручную на основе результатов лабораторного анализа пробы нефти. Проба нефти обычно отбирается путевым пробоотборником ю трубопровода. Это позволяет использовать идентичные результаты лабораторного анализа пробы как о системе учета нефти в резервуарах, так и в поточных узлах учета нефти на основе турбинных счетчиков.  [48]

Наиболее пригодна в этом случае термопара, теплочувстви-тельная часть которой может быть выполнена очень маленькой. При измерении средней температуры тела могут быть применены и другие виды термопреобразователей. Для уменьшения теплоот-вода через арматуру термопреобразователя или через термоэлектроды термопары тепловоспринимающую часть следует располагать так, чтобы она находилась в изотермической плоскости. Радиальная установка термопары искажает температурное поле в месте измерения, и показания будут преуменьшены.  [49]

Наиболее пригодной в этом случае является термопара, тепло-чувствительная часть которой может быть выполнена очень маленькой. При измерении средней температуры тела с успехом может быть применен также и термометр сопротивления.  [50]

Наиболее пригодной в этом случае является термопара, тепло-чувствительная часть которой может быть выполнена очень маленькой. При измерении средней температуры тела с успехом может быть применен также и термометр сопротивления.  [51]

Суммарная погрешность измерения средней температуры уходящего газа была обусловлена главным образом погрешностями тарировки датчиков температуры и их инерционностью.  [52]

Метод сопротивления позволяет определять температуру путем сравнения сопротивления обмотки при определяемой температуре с сопротивлением ее в ненагретом состоянии. Метод пригоден для измерения средней температуры изолированных обмоток, но не позволяет определить температуру наиболее горячей точки. Кроме того, при обмотках низкого сопротивления при этом методе возможны большие погрешности.  [53]

Измерять температуру в резервуарах с нефтью и нефтепродуктами необходимо главным образом для количественного учета. При количественном учете требуется измерение средней температуры всей массы нефти или нефтепродуктов, находящихся в резервуаре. Установлено, что температура, измеренная в одной точке резервуара, даже в середине взлива не характеризует среднюю температуру продукта.  [54]

Измерять температуру в резервуарах с нефтью и нефтепродуктами необходимо с целью количественного учета объема и массы нефти и нефтепродуктов. При количественном учете требуется измерение средней температуры всей массы нефти или нефтепродуктов, находящихся в резервуаре. Установлено, что температура, измеренная в одной точке резервуара, даже в середине взлива не характеризует среднюю температуру продукта.  [55]

В системе используются два типа первичных приборов; уровнемеры, снабженные цифровым кодовым датчиком, и прибор для измерения среднего значения температуры измеряемого продукта. Чувствительным элементом прибора для измерения средней температуры является термометр сопротивления, который подключается к аналоговому датчику постоянного тока компенсационного типа. Число импульсов, пропорциональное выходному сигналу постоянного тока датчика, вырабатывается электронным преобразователем-селектором, который устанавливается в удобном месте. Информация о температуре поступает в центральный блок обработки данных в виде числа импульсов, а данные измерения уровня - в цифровой закодированной форме. Измеренные параметры поступают в центральное устройство через селекторы мест измерения. Для передачи параметров уровня применяется цифровой селектор, а для передачи значений температуры - аналоговые селекторы.  [56]

Измерять температуру в резервуарах с нефтью и нефтепродуктами необходимо, главным образом при. При проведении товарно-учетных операций требуется измерение средней температуры всей массы нефти или нефтепродуктов, находящихся в резервуаре. Известно, что температура, измеренная в одной точке резервуара не характеризует среднюю температуру шродукта, а отбор точечных про б и определение х температур в лабораториях, например, с помощью термометров типа ТЛ, может вносить значительную погрешность в точность определения температуры и, как следствие, в точность определения количества нефти или нефтепродукта.  [57]

Измерять температуру в резервуарах с нефтепродуктами необходимо, главным образом при проведений количественного учета. При проведении товарно-учетных операций требуется измерение средней температуры всей массы нефтепродуктов, находящихся в резервуаре. Известно, что температура, измеренная в одной точке резфща а не характерная среднюю температуру продукта, а отбор точечных проб и определение их температур § лабораториях, например, с помощью термометров типа ТЛ, может вносить значительную погрешность в точность определения температуры и, как следствие, в точность определения количества нефтепродукта.  [59]

В соответствии со стандартом А & ТМ Э10866 - 6О7 средняя температура жидкости определяется по трем значениям температуры на трех различных уровнях усреднением трех полученных результатов. В Европе применяют два метода измерения средней температуры, которые принципиально отличаются в конструкции термометров сопротивления.  [60]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Средняя молекулярная температура - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Средняя молекулярная температура

Cтраница 2

Использование сырья с повышенной вязкостью, широким фракционным составом и более высокой средней молекулярной температурой кипения по сравнению с традиционными продуктами требует повышения температуры их подогрева до 300 С и более.  [16]

Из этих данных видно, что на величину разности между средними объемными и средними молекулярными температурами кипения оказывает влияние как химическая природа продукта, так и характер кривой разгонки. Однако отличие в значениях этой разности даже для крайних случаев разгонок в процентном отношении к температурам кипения настолько незначительно, что для продуктов любого состава с любыми видами разгонок может быть принята одна кривая, пригодная для расчетов средних молекулярных температур кипения продуктов перегонки смол полукоксования и коксования сланцев и углей.  [17]

Для легких газов ( средняя молекулярная масса не более 22, средняя молекулярная температура кипения минус 156 - 133 С) снижение температуры сепарации от 0 до минус 40 С обеспечивает существенный рост степени извлечения конденсатооб-разующих компонентов.  [18]

Так как кривая разгонки в мольных концентрациях не дается, то приближенно среднюю молекулярную температуру кипения можно определить, зная объемную температуру кипения и угол наклона кривой по Энглеру при помощи фиг.  [19]

На рис. 2 и 3 показана зависимость между молекулярным весом и средней молекулярной температурой кипения нефтяных фракций с различной плотностью и с разными значениями характеризующего фактора.  [20]

На рис. 3.2 и 3.3 показана зависимость молекулярной массы нефтяных фракций от средней молекулярной температуры кипения, плотности и характеризующего фактора.  [22]

В главе о молекулярных весах дана аналогичная диаграмма зависимости молекулярных весов от средних молекулярных температур кипения и показателя К.  [24]

TaiKHM образом, например, в тлеющем разряде при низком давлении и средней молекулярной температуре около 800 К степень диссоциации водорода может достигать стационарных значений, близких к единице.  [25]

С; в случае, если нефтяная фракция имеет узкие температурные пределы кипения, то средняя молекулярная температура может быть заменена среднеарифметической температурой кипения.  [26]

Величина / ср м может быть найдена по рис. 4; она выражает взаимозависимость молекулярного веса, средней молекулярной температуры кипения и плотности нефтяных фракций.  [27]

Для более широких фракций можно брать среднюю объемную температуру кипения Тоб или, что более желательно, среднюю молекулярную температуру кипения ГМол - Температуры Т мол.  [28]

Для более широких фракций можно брать среднюю объемную температуру кипения То5 или, что более желательно, среднюю молекулярную температуру кипения Гмол.  [29]

Для более широких фракций можно брать среднюю объем - ную температуру кипения To6i или, что более желательно, среднюю молекулярную температуру кипения Гмол.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Плотность нефтепродуктов в зависимости от температуры

Плотность топлива – это его удельный вес, а именно количество массы в единице объема.

Плотность топлива во многом зависит от плотности нефти из которой оно получено. Согласно ГОСТ Р 52368-2005 плотность топлива при температуре +15 °С должна быть в пределах 0,820-0,845 г/см3, а по ГОСТ 305-82 не должна превышать 0,860 (при 20°С)

Плотность топлива зависит от температуры, впрочем, как и для любой другой жидкости: при повышении температуры плотность топлива снижается и наоборот – при снижении температуры плотность топлива увеличивается. Существуют специальные таблицы для пересчета плотности топлива в зависимости от температуры. Для дизельного топлива температурная поправка изменения плотности составляет, в среднем 0,0007 г/см3 на 1°С.

ПЛОТНОСТЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ

НЕФТЕПРОДУКТЫ ПЛОТНОСТЬ ПРИ 20* С, г/см3
Авиационный бензин 0,73-0,75
Автомобильный бензин 0,71-0,76
Топливо для реактивных двигателей 0,76-0,84
Дизельное топливо 0,80-0,85
Моторное масло 0,88-0,94
Мазут 0,92-0,99
Нефть 0,74-0,97

Точный расчет плотности нефтепродукта

Для того чтобы определить при помощи этой таблицы плотность нефтепродукта при данной температуре, необходимо:

таблица средних температурных поправок плотности нефтепродуктов.

Плотность при 20oС Температурная поправка на 1oС Плотность при 20oС Температурная поправка на 1oС
0,650-0,659 0,000962 0,8300-0,8399 0,000725
0,660-0,669 0,000949 0,8400-0,8499 0,000712
0,670-0,679 0,000936 0,8500-0,8599 0,000699
0,680-0,689 0,000925 0,8600-0,8699 0,000686
0,6900-0,6999 0,000910 0,8700-0,8799 0,000673
0,7000-0,7099 0,000897 0,8800-0,8899 0,000660
0,7100-0,7199 0,000884 0,8900-0,8999 0,000647
0,7200-0,7299 0,000870 0,9000-0,9099 0,000633
0,7300-0,7399 0,000857 0,9100-0,9199 0,000620
0,7400-0,7499 0,000844 0,9200-0,9299 0,000607
0,7500-0,7599 0,000831 0,9300-0,9399 0,000594
0,7600-0,7699 0,000818 0,9400-0,9499 0,000581
0,7700-0,7799 0,000805 0,9500-0,9599 0,000567
0,7800-0,7899 0,000792 0,9600-0,9699 0,000554
0,7900-0,7999 0,000778 0,9700-0,9799 0,000541
0,8000-0,8099 0,000765 0,9800-0,9899 0,000528
0,8100-0,8199 0,000752 0,9900-1,000 0,000515
0,8200-0,8299 0,000738

 

а) найти по паспорту плотность нефтепродукта при +20oС;

б) измерить среднюю температуру груза в цистерне;

в) определить разность между +20oС и средней температурой груза;

г) по графе температурной поправки найти поправку на 1oС, соответствующую плотность данного продукта при +20oС;

д) умножить температурную поправку плотности на разность температур;

е) полученное в п. «д» произведение вычесть из значения плотности при +20oС, если средняя температура нефтепродукта в цистерне выше +20oС, или прибавить это произведение, если температура продукта ниже +20oС.

Примеры.

Плотность нефтепродукта при +20oС, по данным паспорта 0,8240. Температура нефтепродукта в цистерне +23oС. Определить по таблице плотность нефтепродукта при

этой температуре.

Находим:

а) разность температур 23o — 20o =3o;

б) температурную поправку на 1oС по таблице для плотности 0,8240, состовляющую 0,000738;

в) температурную поправку на 3o:

0,000738*3=0,002214, или округленно 0,0022;

г) искомую плотность нефтепродукта при температуре +23oС (поправку нужно вычесть, так как температура груза в цистерне выше +20oС), равную 0,8240-0,0022=0,8218, или округленно 0,8220.

2. Плотность нефтепродукта при +20oС, по данным паспорта, 0,7520. Температура груза в цистерне -12oС. Определить плотность нефтепродукта при этой температуре.

Находим:

а) разность температур +20oС — (-12oС)=32oС;

б) температурную поправку на 1oС по таблице для плотности 0,7520, составляющую 0,000831;

в) температурную поправку на 32o, равную 0,000831*32=0,026592, или округленно 0,0266;

г) искомую плотность нефтепродукта при температуре -12oС (поправку нужно прибавить, так как температура груза в цистерне ниже +20oС), равную 0,7520+0,0266=0,7786, или округленно 0,7785.

www.otkspb.ru

Средняя температура кипения нефтяной фракции

    СРЕДНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ КИПЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ФРАКЦИИ. [c.215]

    Средняя температура кипения нефтяной фракции [c.80]

    Любая нефтяная фракция, как и нефть, представляет собой сложную смесь углеводородов, выкипающих в некотором температурном интервале. В инженерных расчетах используется понятие средней температуры кипения нефтяной фракции. Существует несколько ее модификаций, но наиболее употребительной является средняя молярная температура, которая рассчитывается по формуле [c.93]

    I - средняя температура кипения нефтяной фракции, °С. [c.8]

    На рис. 5, 6 представлена графическая зависимость молекулярного веса от средней температуры кипения нефтяных фракции с различной плотностью и с разными значениями характеризующего фактора [c.16]

    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 1ср.м, которая рассчитывается по формуле. +... + NJ . [c.3]

    Сравнение значений ДНП, полученных расчетным путем по методам Кокса, UOP, Ашворта и Максвелла, с экспериментальными тензиметрическими значениями и справочными данными для углеводородов с такой же температурой кипения, как средняя температура кипения нефтяной фракции, приведена в [4, 44 и 56]. Сравнение показало, что для нефтяных фракций при Pv = 5,8 все расчетные методы дают несколько заниженные значения ДНП (или завышенные значения нормальной температуры кипения). При Pv области зависимость ДНП от Pv существеннее, чем в области Pv > 5,8. [c.117]

    Критические параметры для нефтяных фракций определяют по эмпирическим формулам кр= 1,05/ср+160° С Ркр=К Ткр1М), где Ткр — абсолютная критическая температура нефтяной фракции, К 7 кр = 4р+273 4р — критическая температура нефтяной фракции, "С /ср — средняя температура кипения нефтяной фракции, °С Ркр — критическое давление нефтяной фракции, Па (кгс/см ) М — [c.84]

    Молекулярная масса. Это одна из основных физико-химических характеристик нефтей и получаемых из нее продуктов. Она зависит от их химического и фракционного состава и является среднеарифметическим от молекулярных масс веществ, входящих в состав нефтепродуктов. Для приближенного определения молекулярной массы парафиновых углеводородов пользуются формулой Б. П. Воинова М = 60-Ь0,3 -1-0,00и где I — средняя температура кипения нефтяной фракции, °С ее рассчитывают как среднеарифметическое от температур, при которых перегоняются одинаковые объемы жидкости, например 10%-ные фракции. [c.16]

chem21.info