Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Температура парообразования нефти


Температура - конец - кипение - бензин

Температура - конец - кипение - бензин

Cтраница 1

Температура конца кипения бензина по ГОСТ составляет 185 С, а фактическая - 180 С.  [1]

Температура конца кипения бензина - это температура, при которой стандартная ( 100 мл) порция испытуемого бензина полностью перегоняется ( выкипает) из стеклянной колбы, в которой она находилась, в приемник-холодильник.  [2]

Если температура конца кипения бензина высока, то содержащиеся в нем тяжелые фракции могут не испариться, а, следовательно, и не сгореть в двигателе, что приведет к повышенному расходу топлива.  [3]

Понижение температуры конца кипения бензинов прямой перегонки ведет к повышению их детонационной стойкости. С низкооктановых бензинов прямой перегонки имеют октановые числа соответственно 75 и 68 и применяются в качестве компонентов автомобильных бензинов.  [4]

Понижение температуры конца кипения бензинов прямой перегонки ведет к повышению их детонационной стойкости. Фракции н.к. - 62 С и н.к. - 85 С низкооктановых бензинов прямой перегонки имеют октановые числа соответственно 75 и 68 и применяются в качестве компонентов автомобильных бензинов.  [5]

Понижение температуры конца кипения бензинов прямой перегонки ведет к повышению их детонационной стойкости.  [7]

При понижении температуры конца кипения бензинов каталитического риформинга, особенно жесткого режима, их детонационная стойкость понижается. По сравнению с бензинами каталитического крекинга бензины каталитического риформинга обладают несколько большей приемистостью к ТЭС.  [8]

При понижении температуры конца кипения бензинов каталитического риформинга, в особенности жесткого режима, их детонационная стойкость понижается.  [10]

Зависимость между температурой конца кипения применяемого бензина и общими износами двигателя показана на рис. 4.20. Обращает на себя внимание весьма резкое увеличение износов при повышении температуры конца кипения автомобильных бензинов.  [12]

Большое эксплуатационное значение имеет температура конца кипения бензина или содержание в топливе наиболее тяжелых трудноиспаряющихся фракций. Эти фракции конденсируются в цилиндре, оседают на стенках и по стенкам стекают в масляный поддон картера, смывают масляную пленку, защищают стенки цилиндра от износа и коррозии. Это вызывает увеличение износа цилиндров и поршневых колец, а также повышенный расход бензина. Особенно резко отрицательное действие утяжеленного фракционного состава бензина проявляется при низких температурах воздуха.  [13]

Таким образом, снижение температуры конца кипения бензина и соответственно температуры перегонки 90 % бензина улучшает целый ряд эксплуатационных свойств, но при этом значительно сокращаются ресурсы автомобильных бензинов. В нашей стране систематически улучшается качество товарных автомобильных бензинов за счет снижения их конца кипения.  [14]

Воспроизводимость опытов по измерению температур конца кипения бензина и вспышки дизельного топлива установлена в 3 С.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Кипение - нефтепродукт - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Кипение - нефтепродукт

Cтраница 1

Кипение нефтепродуктов в резервуаре продолжается до насыщения газового пространства. После этого кипение прекращается.  [1]

Конец кипения нефтепродукта, отсчитываемый по появлению белых паров или по достижению максимального поднятия столба ртути, как это предусмотрено стандартами, принятыми в США, ФРГ, Франции и ряде других стран, методологически вряд ли будет верен. При подобной методике имеет место значительный перегрев паровой фазы, вследствие чего температура появления белых паров будет всегда выше, нежели истинная температура конца кипения нефтепродуктов.  [2]

Температура кипения нефтепродуктов при различных давлениях может быть рассчитана Пи специальным формулам или графикам, имеющимся в соответствующих руководствах.  [3]

Температуре кипения нефтепродукта при атмосферном давлении Р0, и по этим величинам определяют положение точки В на графике. Через точку В и полюс А проводят прямую, которая и даст зависимость давления насыщенных паров от температуры для данного нефтепродукта.  [4]

Средняя температура кипения нефтепродукта необходима для расчета ряда физических констант.  [5]

Для пересчета температур кипения нефтепродуктов с одного давления на другое для давлений до 0 01 мм рт. ст. заслуженным распространением пользуется номограмма V.  [6]

Если нормируется температура конца кипения нефтепродукта, то колбу нагревают до тех пор, - пока ртутный столбик термометра не остановится на некоторой высоте, после чего он начнет опускаться. Максимальную температуру, показываемую термометром, записывают как температуру конца кипения продукта. Затем обогрев колбы прекращают, дают стечь дистилляту и записывают объем жидкости в цилиндре. Остаток после разгонки измеряют при температуре 20 3 С.  [7]

СУТК - средняя усредненная температура кипения нефтепродукта, рассчитываемая через среднюю мольную точку кипения ( СМТК) и среднюю кубическую точку кипения ( СКТК) как их среднее арифметическое.  [8]

Существуют также графики для пересчета температур кипения нефтепродуктов с глубокого вакуума на атмосферное давление. Графиком Кокса обычно пользуются при технологических расчетах, а номограммой UOP - в лабораторной практике.  [9]

Различают средние объемную, весовую и молекулярную температуры кипения нефтепродуктов.  [10]

К - коэффициент пропорциональности; Т - температура кипения нефтепродукта, К; М - молекулярная масса нефтепродукта.  [12]

Различают средние объемную, весовую и молекулярную температуры кипения нефтепродуктов.  [13]

Из рис. 3.5 видно, что чем шире интервал кипения нефтепродукта ( кривые /, 2, 3), тем в большем интервале значений J3V меняется ДНП, и чем больше pv, тем меньше ДНП.  [14]

Температура стенки труб подогревателя ( шла ниже 130 С, поэтому кипения нефтепродукта на поверхности труб не отмечалось, и коэффициенты теплоотдачи полностью соответствовали свободной - конвекции.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Температура - кипение - индивидуальные углеводород

Температура - кипение - индивидуальные углеводород

Cтраница 1

Температуры кипения индивидуальных углеводородов [35], по которым в дальнейшем ( если не сказано иное) выделяются условные компоненты в промысловой нефти, составляют: пен-тан - 36 073 С; гексан - 68 740 С; гептан - 98 428 С; октан - 125 665 С; нонан - 150 798 С и декан - 174 123 С.  [1]

В табл. 30 приведены температуры кипения наиболее характерных индивидуальных углеводородов, которые с большей или меньшей глубиной превращаются в соответствующие ароматические, а также пределы выкипания сырья, которые рекомендуются для получения максимального выхода ароматических углеводородов.  [2]

Горизонтальные участки ступенчатой кривой представляют собой температуры кипения индивидуальных углеводородов. При исследовании газа, содержащего более 2 % ( объемн.  [3]

В процессе эксплуатации технологических установок оператору необходимо знать основные физико-химические свойства компонентов, входящих в состав газа, газового конденсата и нефти, такие как плотность и температура кипения индивидуальных углеводородов и фракций, пределы взрываемое, реакционную способность отдельных углеводородов, теплоемкость, теплопроводность и ряд других параметров, определяющих условия переработки и степень воздействия газов и нефтепродуктов на организм человека.  [4]

Таким образом, карбамидный метод определения содержания алканов в остаточных нефтепродуктах включает следующие стадии: 1) обработка нефти карбамидом; 2) атмосферно-вакуумная разгонка депара-финированной нефти; 3) анализ мазута или гудрона на содержание в них алканов действующими методами; 4) сопоставление полученных данных с аналогичными показателями мазута или гудрона, полученными из исходной нефти, не обработанной карбамидом; 5) идентификация по температурам кипения индивидуальных углеводородов, входящих в состав остаточных продуктов ( по данным анализа комгшексообразую-щих углеводородов данной нефти) методом ГЖХ.  [5]

Распределение указанных типов углеводородов во фракциях нефти, выкипающих при различных температурах, характеризует состав и свойства нефтей. Температура кипения индивидуальных углеводородов неодинакова и определяется строением молекул углеводородов и числом атомов углерода в молекуле. Чем большее количество атомов углерода входит в состав молекулы, тем выше температура кипения углеводорода.  [6]

Для производства ароматических углеводородов используют узкие бензиновые фракции. В табл. 1.2 [6] приведены температуры кипения наиболее характерных индивидуальных углеводородов, которые с большей или меньшей глубиной превращаются в соответствующие ароматические, а также пределы выкипания сырья, которые рекомендуются для получения максимального выхода ароматических углеводородов.  [8]

Для производства ароматических углеводородов используют узкие бензиновые фракции. В табл. 2.1 [12] приведены температуры кипения наиболее характерных индивидуальных углеводородов, которые с большей или меньшей глубиной превращаются в соответствующие ароматические, а также пределы выкипания сырья, которые рекомендуются для получения максимального выхода ароматических углеводородов.  [9]

При определении фракционного состава нефть или нефтепродукт перегоняют в стандартном приборе при определенных условиях и в системе координат температура - время ( или температура - отгон в процентах) строят график выкипания отдельных углеводородов и их смесей. Горизонтальные участки 1 и 2 полученной ломаной линии ( рис. 56) отвечают температурам кипения индивидуальных углеводородов; наклонные 3 и 4 - изображают процесс кипения смесей. Если для индивидуальных углеводородов температура на кривой выкипания остается постоянной, то для смесей, близких по температурам кипения компонентов, подобной постоянной температуры не существует.  [11]

В нижнюю часть колонки ( в колбу) вводят определенное количество газа и приступают к перегонке. Включают нагрев колбы в нижней части колонки и, осторожно открывая кран, перепускают выделяющиеся пары из колонки в приемник. Нагрев в колбе и охлаждение газа в конденсаторе ведут так, чтобы получить необходимое для ректификации количество орошения. Во время перегонки отмечают температуру и объем паров, перешедших в приемник. По данным замеров строят кривую перегонки. Горизонтальные участки ступенчатой кривой соответствуют температурам кипения индивидуальных углеводородов. Охлаждение колонки, регистрация объема и температуры отогнанного газа регулируются автоматически.  [12]

В нижнюю часть колонки ( в колбу) вводят определенное количество газа и приступают к перегонке. Включают нагрев колбы в нижней части колонки и, осторожно открывая кран, перепускают выделяющиеся пары из колонки в приемник. Нагрев в колбе и охлаждение газа в конденсаторе ведут так, чтобы получить необходимое для ректификации количество орошения. Во время перегонки отмечают температуру и объем паров, перешедших в приемник. По данным замеров строят кривую перегонки. Горизонтальные участки ступенчатой кривой соответствуют температурам кипения индивидуальных углеводородов. Охлаждение колонки, регистрация объема и температуры отогнанного газа регулируются автоматически. Предусмотрена двухступенчатая ректификация с целью анализа газа и более тяжелых углеводородов, выкипающих до 120 С.  [13]

Пределы, в которых следует собирать узкие фракции, целесообразно наметить заранее с учетом как кривой разгонки, так и температур кипения индивидуальных компонентов. Выбор этих пределов определяется несколькими условиями. Во-вторых, весьма желательно, чтобы каждому горизонтальному или небольшому пологому участку кривой разгонки отвечала одна узкая фракция. Только в том случае, когда при этом должна получиться фракция, объем которой будет менее 6 мл, приходится поступиться таким положением и собирать фракцию, которая охватила бы более одного горизонтального участка. Если имеются длинные пологие участки, то следует разбить их на несколько фракций. В-третьих, желательно, чтобы границы, между которыми собирают узкие фракции, не совпадали с температурами кипения индивидуальных углеводородов, присутствие которых в данных фракциях достаточно вероятно.  [14]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Истинная температура кипения НТК - Справочник химика 21

    Для определения температурного режима ректификационных колонн необходимо иметь кривые истинных температур кипения (ИТК) и однократного испарения (ОИ) как для исходного сырья, так и для выходящих из колонны фракций. Для расчетных целей можно использовать приближенные методы построения кривых однократного испарения. [c.41]

    КРИВАЯ ИСТИННЫХ ТЕМПЕРАТУР КИПЕНИЯ (ИТК) [c.46]

    При определении кривых ИТК нефтяных смесей используют стандартные методы и аппаратуру. По ГОСТ 11011—64 для этих целей. рекомендуется аппарат АРН-2 с колонкой четкой ректификации диаметром 50 мм, высотой слоя проволочной насадки 1016 мм (рис. 1-4). Колонка имеет куб 2 с электрической печью 1 и конденсатор 5. Стандартом регламентируются условия перегонки скорость перегонки, остаточное давление, расход орошения и т. д., при соблюдении которых разделительная способность колонки соответствует 20 т. т. Аппарат АРН-2 обеспечивает достаточную четкость разделения нефтяных смесей, при этом интервал выкипания составляет 1—3°С. Очевидно, чем е фракционный состав отбираемых погонов, тем точнее получают истинные температуры кипения нефтяных смесей. Практически для интервала 3°С фракций получаются достаточно точные кривые истинных температур кипения. [c.20]

    Пример. Пересчитать истинные температуры кипения нефтяной фракции, полученные при 133 Па на температуры кипения при атмосферном давлении. Фракционный состав н. к. 42°С, 10%—83°С, 30% —126°С, 50% —147°С, 70% — 168 С, 90% - 193 °С, к. к. — 206 °С. [c.23]

    В результате получены следующие значения истинных температур кипения нефтяной фракции при атмосферном давлении н. к. — 219°С, 10%—283°С, 30% - 350 °С, 50% — 383 °С. 70% — 415 °С, 90% — 455 °С. к. к. — 474 С. [c.24]

    В работе [10, с. 60—63] предложено определять фракционный состав реактивных топлив с помощью газожидкостной хроматографии на хроматографе Цвет с пламенно-ионизационным детектором, работающим в дифференциальном режиме. Прибор позволяет работать как в изотермическом режиме, так и с программированием температуры термостата колонок в линейном режиме со скоростью от 1 до 40 °С в мин. Хроматографическая колонка из нержавеющей стали длиной 1 м наполнена 5% силиконового эластомера SE-30 на хромосорбе R. Газом-носителем служит азот. Нагревание от 50 до 180°С запрограммировано на скорость 5°С в 1 мин, скорость диаграммной ленты самописца 600 мм/ч. Для испытания требуется 20—30 мг топлива. Содержание отдельных фракций определяют по площадям пиков. Истинные температуры кипения этих фракций устанавливают по калибровочным кривым, представляющим собой зависимость температур удерживания смесей индивидуальных углеводородов Се—С от истинных температур кипения, полученных в различных условиях хроматографирования. [c.17]

    Анализ истинных температур кипения нефтяных фракций и нефтепродуктов, полученных на аппарате АРН-2, показал, что для кривых ИТК выполняется постоянство отношения температур кипения в вакууме и при атмосферном давлении при одинаковых долях отгона [9]. В связи с этим авторы получили следующее уравнение для пересчета истинных температур кипения нефтепродуктов с пониженного давления на атмосферное  [c.23]

    Сложные углеводородные системы. Нефтяные фракции представляют собой смеси, состоящие из столь большого числа отдельных соединений, что их идентификация для определения состава системы и вообще для инженерных расчетов практически не имеет смысла. Для описания свойств этих систем, называемых сложными или непрерывными смесями, используются так называемые кривые разгонок, из которых наиболее важными являются кривые истинных температур кипения (ИТК). Если представить, что компоненты, составляющие сложную смесь, отгоняются из нее под постоянным давлением в строгой последовательности, отвечающей их точкам кипения t, непрерывно возрастающим с долей отгона е, то график зависимости t — ей носит название кривой истинных температур кипения. Каждая точка на непрерывной кривой ИТК представляет температуру кипения гипотетического точечного компонента, выкипающего из исходной смеси при данной доле отгона, и поэтому может рассматриваться еще и как точка кривой давления насыщенного пара данного компонента, отвечающая при этой температуре тому постоянному давлению, при котором построена линия ИТК. [c.103]

    ИТК — истинная температура кипения  [c.12]

    Для суждения о надежности предлагаемых методик, очевидно, потребуется сопоставление экспериментальных и расчетных данных по истинным температурам кипения тяжелых остатков. Для пересчета истинных температур кипения нефтяных фракций при остаточном давлении на атмосферное давление используют различные эмпирические методы, основанные на закономерностях изменения давления насыщенных паров инди--200 Д S -9 видуальных углеводородов. [c.22]

    Рпс. X. 50. Аппарат упрощенной конструкции для построения кривых истинных температур кипения. [c.221]

    Дискретно-непрерывные смеси представляют собой сочетание дискретной легкокипящей части смеси с непрерывной высококипящей частью. Следовательно, такие смеси состоят из небольшого числа легкокипящих компонентов, заметно различающихся летучестью, и бесконечно большого числа средне- и высококипящих компонентов с близкой летучестью. Истинные температуры кипения дискретно-непрерывной смеси в зависимости от доли отгона до определенной температуры характеризуются ступенчатой линией, а затем — непрерывной кривой (см. рис. 1-1, кривая б). Харак- [c.17]

    Лабораторная ректификация нашла широкое применение в нефтепереработке для определения фракционного состава нефтей и нефтепродуктов по истинным температурам кипения (ИТК), для определения потенциального содержания различных фракций или нефтепродуктов в нефтях, для получения четко выделенных образцов различных фракций из нефти или нефтепродуктов и получения образцов тех или иных фракций для последующих исследований. Методы лабораторной ректификации значительно сложнее перегонки в аппаратурном оформлении и в проведении самого анализа. [c.79]

    Идея представления состава сложных углеводородных систем типа нефтяных фракций с помощью непрерывных кривых плотности распределения по какому-нибудь одному удобно выбранному аргументу оказалась удачной, ибо позволила несколько упростить расчетную процедуру. Представление нефтяных фракций в виде континуума требует замены ряда чисел, отвечающих отдельным компонентам, функцией одной характерной переменной. Для этого естественно исходить из кривых разгонок по истинным температурам кипения (ИТК), связав с ними какое-нибудь удобное для расчета процессов разделения свойство, которое непрерывно изменялось бы с составом смеси-континуума и тем самым определяло компоненты системы, характеризующиеся соответствующими точками кипения на кривой разгонки. [c.112]

    В том случае, когда на АВТ предусматривается переработка смеси нефтей, до проведения технологического расчета для этой смеси определяют фракционный состав и другие показатели качества. Кривую истинных температур кипения (ИТК) смеси нефтей строят следующим образом. Кривую ИТК каждой нефти разбивают на 10—15 фракций. Температурные интервалы фракции для всех нефтей должны быть одинаковы. Определяют содержание каждой фракции в нефти. Содержание фракции Сфр (% масс.) в смеси определяют по уравнению [c.25]

    Показатель коксуемости зависит не только от природы исходного сырья и метода получения из него фракций, но также от четкости погоноразделения и степени заноса парами капелек смолистой жидкости на тарелки, с которых отбираются эти фракции. Приведенные в табл. 6 результаты анализов относятся к фракциям, выделенным в лаборатории путем разгонки нефтей во методу истинных температур кипения (ИТК). [c.32]

    Кривую разгонки по истинным температурам кипения для смеси вычисляют как сумму произведений содержания данной фракции в каждом компоненте на содержание компонента в смеси (в объемных долях).  [c.177]

    Пересчет кривой разгонки по ГОСТ на истинные температуры кипения обычно сопровождается небольшим усложнением расчетов. Вполне удовлетворительные результаты удается получить и при расчете непосредственно по кривым разгонки компонентов по ГОСТ. В окончательный результат необходимо внести лишь небольшую поправку, которую определяют при опытном компаундировании. При смешении компонентов широкого фракционного состава такая поправка минимальна, при введении в смесь компонентов с узкими пределами выкипания — поправка возрастает. [c.177]

    НТК — истинные температуры кипения. [c.214]

    Большое значение придавалось отбору и подготовке проб. Для предотвращения потерь легких фракций был сконструирован специальный пробоотборник. В случае отдельных пластов, горизонтов и сортов пробы отбирались с учетом дебита скважин и привлечением промысловых геологических управлений. При высоком содержании влаги (1 %) нефть предварительно подвергалась деэмульсации нли дегидратации. Определялись плотность, вязкость,, молекулярная масса всех нефтей и нефтепродуктов, рефракция нефтепродуктов и узких фракций, температура вспышки и истинная температура кипения нефтей и отдельных фракций, кислотность нефтей, температура застывания мапутов, упругость насыщенных наров бензинов, октановые числа и приемистость к ТЭС бензинов. Изучался потенциальный выход бензина, лигроина, керосина в нефтях. Останавливалось содержание смол, твердого парафина, нафтеновых кислот, кокса в нефтях и фракциях, общей серы и азота в нефтях, тяжелых нефтепродуктах и бензинах. Фактический материал был получен классическими в то время методами, применявшимися для исследования нефтей и нефтепродуктов во всем мире, на основе стандартов и официальных руководств, действовавших в Советском Союзе, и с использованием многолетнего опыта АзНИИ НП в области нефтяного анализа. [c.7]

    По истечении указанного выше времени отбирается проба дистиллата, после чего колонка вновь работает на себя . Таким путем отбирается несколько проб, которые затем анализируются тем или иным методом. Истинные температура кипения и состав находятся как среднее из данных ряда определений. Для подтверждения правильности полученного результата полезно сделать контрольное определение, заключающееся в раз- [c.107]

    Линии ОН можно построить на основании экспериментальных данных. Для приближенных вычислений используют методы расчета кривых ОИ по линиям истинных температур кипения (ИТК) или разгонки по ГОСТ. Существуют методы построения ОИ, предложенные Обрядчиковым и Смидович [11, 12], Нельсоном и Харви, Пирумовым [ 3]. [c.106]

    Простая перегонка нефтяных смесей изображается кривыми однократного испарения (ОИ), устанавливающими зависимость доли отгона от температуры нагрева смеси. В американской практике используют аналогичные кривые равновесного однократного испарения EFV (equilibrium flash vaporization). Кривые ОИ характеризуют также условные температуры кипения смеси при нечетком их разделении, а начальные и конечные точки кривой ОИ определяют соответственно истинные температуры кипения жидких смесей и конденсации паровых смесей заданного состава. [c.57]

    Сопоставление кривых углеводородного состава с кривыми ИТК показывает, что последние действительно дают усредненные истинные температуры кипения углеводородов уже при эффективности колонны 30 теоретических тарелок. С увеличением эффективности приближение усредненных температур к истинны.м должно расти. [c.159]

    Пересчитать температуру с одного давления на другое для нефтепродуктов любого состава и для любого вида перегонки можно пб формуле Дюринга, взяв для сравнения кривую нефтепродукта (аналогичного по своему фракционному составу), определенную для того же вида перегонки. Далее пересчет по истинным температурам кипения (ИТК) может быть сделан по Дюрингу, но не по кривой нефтепродукта, а по кривой чистого углеводорода — гексана или какого-либо другого, имеющего равноценную температурную кривую давления пара. Ошибка при этом не превышает 3—4°. [c.169]

    Как видно из кривой истинных температур кипения (рис. 27), большая часть смолы представляет собой непрерывную смесь, выкипающую в основном при температурах выше 300 °С, и что возможно получение нафталиновой фракции с высоким содержанием и большой полнотой извлечения основного компонента. Однако простой ректификацией смолы нельзя получить остальные компоненты в виде высококонцентрированных фракций. Их целесообразно извлекать из относительно малоконцентрированных фракций, применяя повторную ректификацию и другие методы. [c.161]

    На рис. 9.2 представлена кривая истинных температур кипения каменноугольной смолы, полученная при четкой ректификации ее. Как видно из этой кривой, большая часть компо- [c.318]

    Дискретная смесь — это смесь, состоящая из сравнительно небольшого числа код1понентов. Истинные температуры кипения дискретной смеси характеризуются ступенчатой линией (см. рис. 1-1, кривая в). Горизонтальные участки этой линии по оси абсцисс определяют содержание каждого компонента в смеси, а соответствующие ординаты ступеней — температуру кипения этих компо-нентов при атмосферном давлении. Обычно такие кривые строятся при атмосферном давлении. [c.17]

    Истинные температуры кипения всей нефтн выше 350 С рассчитывают по материальному балансу перегонки, при этом незначительным содержанием фракций до 550 (560) °С в гудроне пренебрегают. [c.22]

    Если классифицировать нефти по их фракциям, то целесообразно применять для сравнения столько фракций, сколько окажется необходимым. Идея Лена и Гартона была развита Ван-Несом и Ван-Вестеном [391)1, применявшими кривую истинных температур кипения для всей нефти в целом и последующий анализ каждой фракции с целью выяснения распределения углерода в нафтеновых, парафиновых и ароматических углеводородах. Получающиеся таким образом результаты авторы назвали спектром распределения углерода, имеющим большое значение для переработки нефти. Эта система имеет ограниченное значение при характеристике нефтей по классам, но может быть весьма полезной, так как позволяет дифференцировать различные нефти. Однако она с успехом может быть использована для ключевых фракций по классификации Лена и Гартона. [c.52]

    И нредставляющи.х интерес для производства битумов. В связи с этим предложено представлять разгонку нефти по ИТК на вероятностном графике, отражающем нормальное (гауссовское) распределение в интегральной форме [131, 132] (по аналогии с таким же представлением отдельны.х фракций нефти [133, 134]). На вероятностном графике истинные температуры кипения ложатся на одну прямую (рис. 59).. втор работы [131] предлагает этому явлению следующее теоретическое объяснение. [c.92]

    При использоваипи четкой ректификации удается разделить углеводородные фракции на индивидуальные соединения по истинным температурам кипения (ИТК) в порядке их возрастания. Данные по температурам кипения отдельных фракций, найденные по кривой ИТК, в отличие от данных разгонки по ГОСТ, являются величинами аддитивными и их можно использовать для определения фракционного состава смеси при компаундировании. [c.176]

    Ближайшей причиной яв.зяется слишком большая разность температур между паром и кипящей жидкостью, с одной стороны, и температурой пара и окружающего воздуха — с другой. Эта последняя разность вс время возрастает по мере углубления отбора. Самое тщательное изолирование от потери тепла все-таки еще не помогает делу, а потому определение истинной температуры кипения фракции представляет затруднения. Подобные цифры могут быть получены при соблюдении особых условий перегонки, одним из которых [c.42]

    Принято называть температуры кипения на приборе Баджера истинными температурами кипения, а кривые зависимости между температурами кипения фракций и процентом их отгона — кривыми истинных температур кипения (кривыми ИТК). Американский термин истинная температура кипения , принятый в настоящее время в большинстве стран, в том числе и в СССР, является условным, потому что никакая даже высокоректифици-рующая колонна не обеспечивает абсолютно четкого разделения перегоняемого нефтепродукта. Так, если взять какой-либо очень хорошо ректифицированный продукт и вновь разогнать его на аппарате с ректификацией, то начало кипения первой фракции и конец кипения последней будут отличаться от температурных пределов, в которых данная фракция была отобрана при первой разгонке. Все же, несмотря на всю условность, кривые ИТК, а также кривые, выражающие зависимость между отдельными качествами отогнанных фракций и процентом отгона, дают подробную и достаточно полную характеристику фракционного состава нефти (или любого нефтепродукта) с точки зрения ее технологических свойств. [c.220]

    Чем эффективнее колонка, тем более тщательной регулировки режима она требует и тем, следовательно, сложнее и дольше на пей проводится перегонка. Поэтому не всякое нефтяное сырье следует перегонять на высокоэффективной колонке. Высокие колонки с большим числом теоретических тарелок применяют при определении химического состава бензиновых фракций, выделении узких фракций или индивидуальных компонентов (разделении продуктов синтеза). При перегонке многокомпонентных смесей, например широких фракций нефтей, тип и оптимальную высоту колонки выбирают в зависимости от назначения перегонки если разгонку нефти или нефтепродукта проводят с целью получения кривых ИТК (истинных температур кипения), то высота колонки может быть меньше, чем для получения из той же смеси отдельных, более четко отректифицироваиных фракций. Для получения кривых разгонок нефтей широко применяют стандартизированные аппараты типа АРН-2, описанные в главе 3. [c.42]

    Рнс.9.2. Кривые истинных температур кипения (ИТК) и однократного испарения (ОИ) для каменноугольной смолы 1 - ИТК 2 - ОИ I - на-фталино-воздушная смесь П - фтале-воздушная смесь III - фталевый ангидрид сырец [c.318]

chem21.info

Способ определения температуры кипения фракций нефтепродуктов

 

Изобретение относится к контролю качества жидких нефтепродуктов и может быть использовано для определения температуры кипения фракций нефтепродуктов и в процессе их производства. Целью изобретения является повышение точности определения. Эта цель достигается тем, что после регистрации температуры кипения фиксированной фракции нефтепродукта подаваемый на анализ нефтепродукт нагревают до температуры кипения фиксированной фракции нефтепродукта, испаряют на анализируемого нефтепродукта все фракции с температурой кипения, равной и ниже определяемой, а остаток непрерывно подают на анализ, определяют температуру кипения фиксированной фракции нефтепродукта в остатке, повышают температуру нагрева нефтепродукта до температуры кипения фиксированной фракции остатка нефтепродукта, затем все операции повторяют с новыми остатками фракций, пока в остатке присутствуют фракции из заданного интервала фракций. 1 ил. 1 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ.

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (5g 4 G 01 N 7/16

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕНКЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР (21) 4122637/31-26 (22) 20.06.86 (46) 30.09.89. Бюл. Р 36 (71) Азербайджанский институт нефти и химии им. 11.Азизбекова (72) А.Ю. Азим, Н.Г. Фарэане и В Л. Михаккин (53) 543.8 (008.8) (56) Авторское свидетельство СССР

И - 102361, кл. С 01 N 7/16, 1979. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕИПЕРАТУРЫ

КИПЕНИЯ ФРАКЦИЙ НЕФТЕПРОДУКТОВ (57) Изобретение относится к контролю качества жидких нефтепродуктов и может быть использовано дпя определения температуры кипения фракций нефтепродуктов и в процессе их производства. Целью изобретения является повьппение точности определения. Эта

Изобретение относится к контролю качества жидких нефтепродуктов и может быть использовано для определения температуры кипения фракций нефтепродуктов на технологических потоках в процессе их производства.

Цель изобретения - повышение точно сти, На чертеже изображен стенд для осуществления предлагаемого способа.

Стенд содержит испарительную колбу I нагреватель 2, термоэлектрический термометр 3, емкость 4, холодиль ник 5, гаэодинамический аэрозольный тепловой преобразователь 6 температу„.80„„1511637 А 1 цель достигается тем, что после регистрации температуры кипения фиксированной фракции нефтепродукта подаваемый на анализ нефтепродукт нагре" вают до температуры кипения фиксированной фракции нефтепродукта, испаряют иэ анализируемого нефтепродукта все фракции с температурой кипения, равной и ниже определяемой, а остаток непрерывно подают на анализ, определяют температуру кипения фиксированной фракции нефтепродукта в остатке, повышают температуру нагрева нефтепродукта до температуры кипения фиксированной фракции остатка нефтепродукта, затем все операции повторяют с новыми остатками фракций, пока в остатке присутствуют фракции из эа данного интервала фракций . 1 ил., 1 табл. ры кипения 55Х-ной фракции, испарительную колбу 7, нагреватель 8, термоэлектрический термометр 9, холодильник 10, емкость 11, газодинамический аэрозольный тепловой преобразователь 12 температуры кипения 50Хной фракции, газодинамические распы-! лители 13 и 14, командное устройство

15, регулятср 16, запоминающее устройство 17, регулятор 18, регистратор

19 и холодильник 20.

Способ осуществляют следующим образом.

Анализируемый нефтепродукт постоянным расходом подается во внутренТемпература кипения

Фракция исследуе,мого нефтепродук" та !

По ГОСТУ По предлагаемому способу

91,0

95,6

98,5

101, 5

103,0

106,0

108,5

10,0

19,0

27,1

34,3

40,9

46,8

52,3

90,1

95,3

99,8

102,6

104, 7.

107,4

109,6

3 1511 нюю полость испарительной колбы 1 ,снабженной нагревателем 2 и термоэлектрическим, термометром 3, откуда он эа счет гидростатического напора поступает в емкость 4. Иэ емкости 4 часть потока через холодильник 5 поступает в газодинамический аэрозольный тепловой преобразователь 6, отрегулированный на температуру кипения 55X-ной фракции, а остальная часть нефтепродукта подается в испаритель.

В таблице представлены данные по увеличению точности.

637 4

Формула изобретения

Способ определения температуры кипения фракций нефтепродуктов, включающий прокачивание анализируемого нефтепродукта через испарительную камеру анализатора и измерение температуры кипения фиксированной фракции нефтепродукта, о т л и ч а ю щ и й— с я тем, что, с целью повьш ения точности, после регистрации температуры кипения фиксированной фракции нефтепродукта подаваемый на анализ нефте-!

5 продукт нагревают до температуры кипения фиксированной фракции нефтепродукта, испаряют из анализируемого нефтепродукта все фракции с темпера-, турой кипения, равной и ниже, чем on20 ределенная, а остаток непрерывно подают на анализ, определяют температуру кипения фиксированной фракции нефтепродукта в остатке, повышают температуру нагрева нефтепродукта дс температуры кипения фиксированной фракции остатка нефтепродукта, затем все операции повторяют с новыми остатками фракций нефтепродукта до тех пор, пока в остатке присутствуют фракции из

30 заданного интервала фракций.

l511637

Составитель С.Киселев

Редактор А.Ревин Техред И.Верес

Корректор С.Некмар

Заказ 5895/46 . Тираж 789 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета ио изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. УМстород, ул. Гагарина, 101

   

www.findpatent.ru