Прибор для непрерывного автоматического измерения влажности нефти (мазута). Влага в нефти


Влажность попутного нефтяного газа | Гончаров

Постановление Правительства РФ от 8.01.2009 г. № 7 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках» // Собрание законодательства Российской Федерации, № 3, 19.01.2009 г., ст. 407.

Чигвинцев А.В. Особенности измерений объёмов и расхода факельного газа различными типами расходомеров // Gasnefteprom. 2009. № 9. С. 22-23.

Крашенинников С.В., Елистратов М.В., Донских Б.Д. Методические проблемы и контрольные методы определения точек росы по водным фазам для природного газа сложного состава // ВНИИГАЗ на рубеже веков - наука о газе и газовые технологии. Сб. тр. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2003. С. 483-488.

Смирнов В.В., Бахметьев П.И., Донских Б.Д. и др. Нормативное обеспечение измерений температуры точки росы природного газа по воде // Газовая промышленность. 2010. № 12. С. 44-47.

Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. М.: Недра, 1986.

Седых А.Д., Кайзер О., Кайзер Р. Анализ природного газа как основа обеспечения его качества // Газовая промышленность. 2000. № 4. С. 67-69.

Донских Б.Д., Елистратов М.В., Макинский А.А. и др. Исследование сорбентов, используемых для подготовки пробы природного газа при замерах точек росы // Приложение к журналу «Наука и техника в газовой промышленности». 2005. № 4. С. 55-58.

Postanovleniye Pravitelystva RF ot 08.01.2009 g. No. 7 «O merakh po stimulirovaniyu sokrashcheniya zagryazneniya atmosfernogo vozdukha produktami szhiganiya poputnogo neftyanogo gaza na fakelynykh ustanovkakh» // Sobranie zakonodatelystva Rossiyskoy Federatsii (RF Government Decree dated 08.01.2009 No. 7 «On the actions for stimulating reduced pollution of the atmospheric air by the products of associated petroleum gas burning in flares // Collection of the Russian Federation legislation), No. 3, 19.01.2009 g., st. 407.

Chigvintsev A.V. Osobennosti izmereniy obyyjomov i raskhoda fakelynogo gaza razlichnymi tipami raskhodomerov // Gasnefteprom (Specific features of measuring flare gas volumes and discharge by different types of flowmeters // Gaznefteprom). 2009. No. 9. P. 22-23.

Krasheninnikov S.V., Yelistratov M.V., Donskikh B.D. Metodicheskiye problemy i kontrolynyye metody opredeleniya tochek rosy po vodnym fazam dlya prirodnogo gaza slozhnogo sostava // VNIIGAZ na rubezhe vekov - nauka o gaze i gazovyye tekhnologii (Methodic problems and test methods for dew point determination by water phases of composite natural gases // VNIIGAZ at the boundary of centuries - science of gas and gas technologies). Sb. tr. Moscow: OOO «VNIIGAZ», 2003. P. 483-488.

Smirnov V.V., Bakhmetyev P.I., Donskikh B.D. et all. Normativnoye obespechenie izmereniy temperatury tochki rosy prirodnogo gaza po vode // Gazovaya promyshlennosty (Normative documents on measuring by water the dew point of natural gas // Gas Industry). 2010. No. 12. P. 44-47.

Bekirov T.M., Shatalov A.T. Sbor i podgotovka k transportu prirodnykh gazov (Natural gases gathering and treatment for transportation). Moscow: Nedra, 1986.

Sedykh A.D., Kayzer O., Kayzer R. Analiz prirodnogo gaza kak osnova obespecheniya ego kachestva // Gazovaya promyshlennosty (Analysis of the natural gas as the basis for ensuring gas quality // Gas Industry). 2000. No. 4. P. 67-69.

Donskikh B.D., Yelistratov M.V., Makinskiy A.A. et all. Issledovaniye sorbentov, ispolyzuyemykh dlya podgotovki proby prirodnogo gaza pri zamerakh tochek rosy // Prilozheniye k zhurnalu «Nauka i tekhnika v gazovoy promyshlennosti» (Examination of sorbents used in preparing a natural gas sample for dew point measurements // Supplement to «Science and technique in the gas industry» journal). 2005. No. 4. P. 55-58.

ntj-oil.ru

Определение содержания воды нефти - Справочник химика 21

    Подробное сравнительное исследование различных способов определения воды произвел Сельский (477). Это исследование лишний раз показывает, что интересы потребителя и продавца нефти всегда противоположны, как только дело касается определения содержания воды. Ясна также безнадежность предложений каких-либо методов, приемлемых и удобных для обеих сторон. [c.37]

    Способы суммарного определения воды и механических примесей в нефтях и нефтепродуктах дают значительное отклонение от результатов раздельного определения содержания воды и механических примесей. [c.33]

    В табл. II. 6 приводятся данные для сравнения, полученные при определении содержания воды и механических примесей в пробах различных нефтей всеми тремя способами. [c.33]

    По объему (массе) нефти нетто при определении содержания воды в лаборатории по объединенной пробе  [c.37]

    Блок контроля качества нефти оперативный предназначен для непрерывного определения содержания воды в нефти, автоматического отбора объединенной пробы по ГОСТ 2517-85. [c.45]

    Погрешность автоматических анализаторов качества и вообще погрешность определения содержания воды, солей и механических примесей влияет, в основном, на погрешность определения массы балласта, которая составляет очень малую часть от общей массы нефти. Поэтому погрешность анализаторов качества незначительно влияет на общую погрешность определения массы нефти, особенно при малых содержаниях балласта. [c.152]

    Количественное определение содержания воды в нефти и нефтепродуктах производим по ГОСТ 2477-95. [c.73]

    Во ВНИИСПТнефть создан влагомер для автоматического определения содержания воды в потоке нефти, который отличается от ранее разработанных тем, что в нем используется двухчастотный способ измерения. Определение содержания воды производятся по разности диэлектрических проницаемостей, измеренных на высокой и низкой частотах, благодаря чему точность определения содержания воды существенно повышается. [c.74]

    Метод обезвоживания, подбирается исходя из разновидности эмульсии. Из нестабилизированных эмульсий воду отделяют путем отстаивания, для ускорения процесса эмульсию подогревают. Отделение воды из стабилизированных эмульсий осуществляют на основе таких сложных методов, как химическая обработка, термообработка, электрическая обработка и сочетание этих методов. Перед проведением обезвоживания и обессоливания проводят лабораторные исследования для определения содержания воды, имеющихся примесей, а также состояния, в котором вода находится в нефти. Процессы обезвоживания и обессоливания аналогичны, так как вода удаляется из нефти вместе с растворенными в ней минеральными солями. Для более полного обессоливания в нефть подают дополнительно пресную воду, растворяющую минеральные соли. [c.39]

    ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды [c.5]

    Опыт № 2. Определение содержания воды в нефти и нефтепродуктах по методу Дина и Старка [c.117]

    Нефть и нефтепродукты. Определение содержания воды [c.569]

    Определение содержания воды в нефти проводится по ГОСТ 2477-65 методом выпаривания воды с легким растворителем при нафевании нефти. Для этого используется прибор, схематично показанный на рис. 2.2. [c.47]

    Определение содержания воды в нефтепродуктах. Вода может содержаться в нефти и нефтепродуктах или в виде простой взвеси, которая легко отстаивается при хранении, или в виде эмульсии. Наличие воды в нефтепродуктах нежелательно, в особенности в нефтепродуктах, применяемых при очень низких температурах. При этих температурах растворенная влага начинает выпадать в виде кристаллов льда, что может вызвать серьезные осложнения при применении таких нефтепродуктов. Максимальная растворимость воды в граммах на 100 г нефтепродукта приведена в табл. 16. [c.174]

    Отстойники стеклянные системы Лисенко для определения содержания воды и механических примесей в нефти ГОСТ 11907-66 [c.353]

    Предназначены для определения содержания воды и механических примесей в нефти, а также для определения содержания песка в глинистых растворах. [c.27]

    ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ В НЕФТЯХ [c.24]

    Нефть обезвоживают при содержании воды более 0,1%. Для обезвоживания берут в колбу аппарата для количественного определения содержания воды в нефтяных, пищевых и других продуктах навеску анализируемой нефти 50 г с точностью до 0,01 г и приливают 50 мл бензина-растворителя. [c.53]

    Если нефть предварительно не обезвожена, в круглодонную колбу прибора для перегонки помещают 100 г нефти, взвешенной с погрешностью не более 0,01 г, а если обезвожена, то в круглодонную колбу тщательно переливают смесь обезвоженной нефти и растворителя из колбы аппарата для количественного определения содержания воды в нефтяных, пищевых и других продуктах. [c.53]

    Международный стандарт ИСО 9114 устанавливает полевой метод определения содержания воды в сырой нефти от 0,05 об.% до 2 об.%, ос- [c.172]

    Международный стандарт ИСО 3733 устанавливает метод определения содержания воды в сырой нефти и продуктах ее переработки, за исключением битумных эмульсий. [c.179]

    Растворитель. Можно использовать любой углеводородный растворитель, не содержащий влаги, кипящий в интервале температур 100-200°С. Для нефти с высоким содержанием смолистых веществ, остаточных котельных топлив и битумных материалов желательно использовать ароматические растворители, чтобы избежать извлечения асфальтенов. При определении содержания воды в некоторых пластичных смазках целесообразно использовать в качестве растворителей нефтяные дистилляты узкого фракционного состава. [c.179]

    Международный стандарт ИСО 9029 устанавливает метод определения содержания воды в сырой нефти методом дистилляции. Точные данные получены лишь для случаев, когда содержание воды составляет до 1 об.%. Данные о содержании воды, полученные по ИСО 9029, используют для корректирования объема транспортируемой нефти. [c.182]

    Ряд веществ и классов соединений, вступающих в реакции конденсации и окисления-восстановления, влияет на определение воды методом Карла Фищера. Однако, единственными мешающими веществами, присутствующими в сырой нефти, являются меркаптаны и сульфид-ионы. При концентрациях серы ниже 0,05 масс.% ее влияние на определение содержания воды в интервале от 0,05 масс.% до 2,00 масс.% незначительно. [c.186]

    Международный стандарт ИСО 9030 устанавливает лабораторный метод определения содержания воды и осадка в сырой нефти методом центрифугирования для случая содержания воды до 1 об.%. Данные о содержании воды, полученные указанным методом, используют для корректировки объема транспортируемой нефти. При применении данного метода [c.210]

    По объему (массе) нефти нетто при использовании для определения содержания воды влагомера сырой нефти ВСН-1 или ВСН-БОЗНА  [c.37]

    Стандарты ASTM D 95-83 (1990 г.) Методика определения содержания воды в нефтепродуктах и битуминозных материалах методом дистилляции и ASTM D 4006 Методика определения содержания воды в сырой нефти методом дистилляции отличаются несколько большей специфичностью. [c.252]

    Операторы цеха подготовки и перекачки нефти (ППН) контролируют уровень и давление нефти и воды в булитах, температуру подогрева нефти, работу насосов, сепараторов. Эпизодически замеряют дебиты скважин, отбирают пробы нефти для определения содержания воды, сжигания газа, проверяют предохранительные клапаны на булитах, смазку подшипников, выполняют другие виды работ. [c.100]

    Перед выполнением операций обессоливания и обезвоживания в обязательном порядке проводят лабораторный анализ нефти с целью определения содержания воды и примесей, разновидность примесей, а также состояние, в каком находится вода. Однозременно с обезвоживанием нефти происходит и ее обессоливаиие, так как вода удаляется вместе с растворенными в нефти солями. В отдельных случаях для улучшения процесса обессоливания в нефть подают дополнительно пресную воду, растворяющую минеральные соли. [c.111]

    Для определения содержания воды в нефтях Рязанским филиалом СКБ АНН предложен автоматизированный лабораторный прибор ЛНВН-1, в котором выделяющийся по реакции с гидридом кальция водород фиксируется пе по объему бюреткой, а детектором по теплопроводности. [c.101]

    Определение содержания воды, эмульсии и твёрдых взвесей, в необработанной нефти при помощи центрифуги основано на Стандартном методе испытания нефтепродуктов на содержание яоди и грязи при помощи центрифуги Амер. Об-ва испытания материалов за Д-96 [48]. Метод определения общего содержания воды в сырых нефтях посредством разгонки также стандартизован Об-вом под № Д-95. Методика этих испытаний широко известна, а потому здесь она рассматриваться не будет. [c.133]

    Хотя определение содержания воды, эмульсии и твёрдых примесей центробежным методом является одним из важнейших испытаний, которым подвергается сырая нефть, однако методика этого испытания варьирует в широких пределах на различных промыслах. Ввиду непостоянства характеристик необработанной. чефт - часто приходится прибегать к видоизменениям метода, а частности, к подбору применяемого растворителя в целях ускорения осаждения мельчайших частиц эмульсии и растворённых парафинов и асфальтоа, содержащихся в отобранной пробе. Бензол, рекомендуемый в качестве растворителя в методе Амер. Об-ва испытания материалов, имеет удельный вес, настолько близкий к таковому многих лёгких нефтей, что в пробирке центрифуги может на осесть вся эмульсия целиком. При центрифугировании образцов нефти, содержащих парафины, без предварительного нагрева, парафины могут осесть- на дно пробирки центрифуги, показывая высокое содержание эмульсии в нефти, если не вводить реагента, который растворял бы парафин. Для этой цели применяются различные растворы достаточно, малого удельного веса. Для того, чтобы они способствовали центрифугированию- мелких частиц [c.133]

    При отборе пробы нефти и нефтепродукта для определения содержания воды и солей применяют пробоприемники с накоплением пробы вытеснением воздуха. [c.104]

    Международный стандарт ИСО 10337 устанавливает метод колориметрического титрования Карла Фишера для определения содержания воды в сырой нефти. Метод применим для определения воды в области от 0,020 масс.% до 5,00 масс.% при содержании в сырой нефти менее 0,005 масс.% меркаптановой или сульфидной серы, или и той и другой. [c.201]

chem21.info

2.3. Вода в нефти и нефтепродуктах

Вода может содержаться в нефти и нефтепродуктах или в виде простой взвеси, которая легко отстаивается при хранении, или в виде эмульсии. На­личие воды в нефтепродуктах нежелательно, в особенности в нефте­продуктах, применяемых при очень низких температурах. При этих температурах растворенная влага начинает выпадать в виде кристал­лов льда, что может вызвать серьезные осложнения при применении таких нефтепродуктов. Максимальная растворимость воды в граммах на 100 г нефтепродукта приведена в таблице:

Растворимость воды, гна 100 г

Температура, °С

бензола

бензина

трансформаторного масла

5

0,034

0,003

0,011

25

0,072

0,007

0,024

50

0,161

0,025

0,054

75

0,318

0,057

0,105

2.4. Сернистые соединения в нефти и нефтепродуктах

В сырых нефтях сера содержится главным образом в виде органиче­ских сернистых соединений, а в дистиллятах и в готовых нефтепродук­тах она присутствует как в чистом виде, так и в виде сероводорода и органических соединений. Появление сероводорода и серы в нефте­продуктах объясняется частичным разложением органических сер­нистых соединений при термическом воздействии в процессе переработ­ки, причем основную массу продуктов распада составляет сероводород, в результате окисления которого образуется сера.

В нефтепродуктах могут содержаться сернистые соединения, появ­ляющиеся в результате очистки нефтяных дистиллятов. К ним отно­сят кислые и средние эфиры серной кислоты и сульфокислот. Серни­стые соединения являются нежелательными компонентами нефти; в результате их распада выделяется элементарная сера, сильно коррозирующая и разрушающая аппаратуру. Сернистые соединения нежелательны и в готовых нефтепродуктах, так как некоторые из них обладают высокой коррозирующей способностью даже при низких температурах. Поэтому необходимо проводить систематический конт­роль нефтепродуктов на содержание серы.

Способы анализа нефти и нефтепродуктов на содержание серни­стых соединений можно разбить на три группы: качественные способы определения содержания активных сернистых соединений, количест­венные способы определения суммарного содержания сернистых соединений, количественные способы определения отдельных классов сернистых соединений. Качественные способы определения активных сернистых соединений широко используют в практике производства и применения нефтепродуктов. Наиболее распространенными способа­ми качественного определения активных соединений серы являются проба на медную пластинку и ртутная проба.

Количественные способы определения серы делят на две группы. Способы первой группы служат для определения содержания серы в светлых нефтепродуктах: бензине, лигроине, керосине, реактивных и дизельных топливах. Способы второй группы служат для определе­ния содержания серы в смазочных маслах, котельных топливах, гудронах и других нефтепродуктах.

Контрольные вопросы

  1. Каковы причины появления серы в нефтях, нефтяных фракциях

  2. Сформулируйте причины нежелательности присутствия соединений серы в нефтях и продуктах нефтепереработки.

  3. Каковы способы определения содержания соединений серы

studfiles.net

Требования к содержанию воды в нефти, поставляемых с промыслов

I

II

III

Содержание воды, % масс.

Не более 0,5

Не более 1,0

Не более 1,0

Требования по содержанию воды на НПЗ еще более ужесточаются и не должно превышать 0,1 % масс.

К основным методам количественного определения содержания воды в нефти и нефтепродуктах являются: метод химического определения растворенной воды и метод отгонки воды с растворителями. При химическом методе применяют реакцию взаимодействия растворенной воды с гидридом кальция и по количеству выделившегося водорода

СаН2 + 2 Н2О = Са(ОН)2 + 2Н2

рассчитывают содержание воды, например, в нефтяных маслах.

Метод, основанный на отгонке содержащейся в нефти и нефтепродуктах воды с помощью растворителей, известен под названием метода Дина и Старка.

1.2. Описание методики определения содержания воды в нефти методом Дина и Старка

Пробу испытываемой нефти перемешивают в течение 5 мин. Затем в чистую сухую колбу 1 наливают 100 г исследуемой нефти 2, 100 мл растворителя, несколько капель деэмульгатора и тщательно перемешивают. Колбу устанавливают в колбонагреватель 3, для предохранения от толчков при кипении в колбу помещают несколько кусочков пемзы и собирают прибор (рис.1). Пускают проточную воду в холодильник 4, таким образом, чтобы подача холодной водопроводной воды в холодильник была умеренной, иначе в холодильнике будет конденсироваться влага из воздуха. Включают колбонагреватель и регулируют нагрев так, чтобы в приемник-ловушку 5 из холодильника стекали в 1 сек примерно 2-4 капли конденсата.

Рис.1 Прибор Дина и Старка

Растворитель 6 и вода 7, вследствие разности плотностей отслаиваются друг от друга в приемнике-ловушке. Перегонку прекращают, когда количество воды в ловушке перестанет увеличиваться и верхний слой конденсата(растворитель) станет прозрачным. По делениям, нанесенным на стенке приемника-ловушки, определяют количество отделенной от нефти воды. Если обводненность исследуемой нефти более 10% и вследствие этого весь отгон воды не умещается в ловушке, то первоначальную навеску исходных образцов уменьшают до 50, 25 или 10 г. Содержание воды в нефти вычисляют по формуле (2.1)

Х= .100% (2.1)

где V – обьем воды в ловушке, мл;

G – навеска нефти, г.

Лабораторная работа № 2 Тема: «Определение механических примесей в нефти

2.1. Основные понятия

Нефть, извлекаемая из скважин, содержит попутный газ, пластовую воду и механические примеси. К механическим примесям относятся суспезированные частицы минерального происхождения, такие как частицы песка, глины, железа, минеральных солей и т.д. В некоторых случаях содержание механических примесей может достигать 20%. Частицы могут находиться в нефти во взвешенном состоянии и при переработке оседают на стенках аппаратуры и трубчатых печей, приводят к коксообразованию и ускоряют износ оборудования. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам, повышает зольность остатков переработки нефти, а наличие высокодисперсных частиц, которые адсорбируются на поверхности глобул воды, способствует стабилизации нефтяных эмульсий.

Образование отложений в теплообменниках и холодильниках приводит к снижению коэффициента теплопередачи, что соответственно увеличивает энергоемкость и себестоимость нефтепереработки. Поэтому при проведении процессов подготовки нефти к переработке необходимо достичь содержания механических примесей не превышающих 0,05 % масс.

studfiles.net

Прибор для непрерывного автоматического измерения влажности нефти (мазута)

 

Pk 113389

Класс 42l, 309

СССР

ОПИСАНИК ИЗ0БРКТКНИя

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Р. 3. Магарил, А. Г. Заблоцкий и В. К. Зевако

ПРИБОР ДЛЯ НЕПРЕРЫВНОГО АВТОМАТИЧЕСКОГО

ИЗМЕРЕНИЯ ВЛАЖНОСТИ НЕФТИ (МАЗУТА)

Заявлено 14 сентября 1957 г. за М 584282 в Комитет по делам изобретений и открытий при Совете Министров СССР

Влажность нефти и нефтепродуктов является важнейшим параметром, определяющим качество продукта в процессе добычи, транспортировки, переработки. Приборы для непрерывного измерения с последующим регулированием вл-жности нефти и нефтепродуктов на пстоке — в трубопроводах и на технологических установках являются важнейшим средством комплексной и полной автоматизации в нефтяной промышленности и призваны заменить лабораторные методы определения влажности, являющиеся трудоемкими и периодическими операциямии.

Особенность предлагаемого прибора для автоматического определения влажности нефти (мазута) состоит в том, что измерение диэлектрической постоянной нефти (мазута) производится не на высокой частоте, а на низкой — 5000 — 10000 гц измерением емкостей провсдимости.

На фиг. 1 изображена принципиальная схема прибора; на фиг. 2— схема датчика.

Принцип действия прибора основан на линейной зависимости диэлектрической проницаемости эмульсии нефть (мазут) †во от содер>кания в эмульсии воды, в пределах до 10о/о, Измерение диэлектрической проницаемости производится определением емкостной проводимости конденсатора, в котором диэлектриком является испытуемая нефть (мазут).

Нефть (мазут) непрерывно поступает в датчик 1, состоящий из цилиндрического конденсатора с герметичными крышками 2 из токонепроводящего материала. В крышках 2 монтированы штуцеры 3 для ввода и вывода нефти (мазута).

К внешнему полому цилиндру 4 и внутреннему цельнометаллическому цилиндру 5 подводится от генератора частоты 6 ток с постоянной частотой — 5000 — 10 000 гц и постоянным напряжением, соглассванным с емкостью пустого конденсатора-датчика и пределами измерения показывающего прибора — микроамперметра, № 113389

Сила тока, проходящего через конденсатор-датчик при заданных напряжении, частоте тока и емкости пустого датчика-конденсатора, линейно зависит от диэлектрической постоянной нефтепродукта, протекающего между стенками датчика-конденсатора. После выпрямления селеновыми выпрямителями ток поступает на микроамперметр 7, который градуируется в процентах содержания воды в нефти (мазуте).

Для согласования силы тока, протекающего через микроамперметр 7, с показаниями его шкалы в цепь включается сопротивление постоянное и переменное.

При измерении диэлектрической проницаемости нефти (мазута) описанным способом на частоте 5000 — 10 000 гц диэлектрическая проницаемость не зависит от температуры продукта в пределах до 45 . При более высокой температуре продукта последний охлаждают перед поступлением в конденсатор-датчик.

Для исключения влияния образовавшихся между обкладками конденсатора-датчика водяных цепочек, скорость подачи продукта согласовывают с градиентом напряжения, подводимого к датчику.

Предмет изобретения

1. Прибор для непрерывного автоматического измерения влажности нефти (мазута) в потоке способом определения диэлектрической проницаемости нефти (мазута), отличающийся тем, что датчик выполнен в виде цилиндрического конденсатора, к внешнему полому и внутреннему цельнометаллическому цилиндру которого подводится ток с постоянной частотой 5000 — 10 000 еи и в котором диэлектриком является измеряемая нефть (мазут).

2. Прибор по п. 1, о тли ч а ющий с я тем, что, с целью получения величин процентного содержания влаги в продукте, его измерителем является микроамперметр, отградуированный в процентах содержания воды в нефти (мазуте) .

Фиг. 1 № 113389

Фиг. 2

Комитет по делам изобретений и открытий при Совете Министров СССР

Редактор Л. П. Ситников

Типография Комитета по делам изобретений и открытий при Совете Министров СССР

Москва, Петровка, 14

ВЕод лродукта

Информационно-издательский отдел.

Объем 0,34 п. л. Зак. 3274

Выход одукта

Поди. к печ. 13.IX-58 г.

Тираж 1500 Цена 50 коп.

   

www.findpatent.ru

Влажность - мазут - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Влажность - мазут

Cтраница 1

Влажность мазута обычно не велика, и повышенное содержание воды наблюдается при перегрузках его, когда он нагревается паром, или три перевозках в танкерах или баржах; по существующим нормам содержание воды в мазутах не должно превышать 2 / о. Практически влажность до 10 / о не вызывает ухудшения гоночных процессов и снижения экономичности сжигания. Мазуты являются ценным топливом не только из-за их высокой теплотворной способности, но1 и вследствие возможности легко создавать и регулировать топочные режимы, необходимые для осуществления сложных и тонких технологических процессов, а также простоты и дешевизны оборудования для сжигания их.  [1]

Влажность мазутов, особенно сернистых, может способствовать повышению коррозии оборудования мазутного хозяйства и, кроме того, повышению влажности продуктов сгорания, что увеличивает возможность коррозии поверхностей нагрева котельного агрегата дымовыми газами.  [2]

Изменение влажности мазута на 1 % сопровождается изменением диэлектрической проницаемости на 0 1 - 0 16 единицы. Прибор ЭВ-3 пригоден для определения количества воды в дизельном топливе и в нефтях. Продолжительность анализа на воду не превышает 8 мин.  [3]

При умеренном повышении влажности мазута несколько уменьшается температура горения, что, однако, не отражается в такой степени на топочном процессе, как при сжигании влажных твердых топлив.  [4]

Таким образом, для определения влажности мазутов, кроме s, необходимо знать удельный вес безводного мазута. В практических условиях, однако, проще определять удельный вес обводненного мазута, влажность которого подлежит определению. В таком случае, при пользовании графиками рис. 5, будет определена влажность мазута с некоторой погрешностью.  [5]

Один изготовленный нами прибор, на котором производились исследования влажности мазутов, был описан выше. Кроме того, мы воспользовались другим прибором, который по схеме близок к первому, но частота одного из генераторов во втором приборе была стабилизована кварцем.  [6]

Определенное влияние на протекание топочного процесса и надежность работы котла может оказать влажность мазута.  [7]

Практические наблюдения позволили установить, что структура отложений заметно ухудшается при повышении влажности мазута и применении парового распыливания. Это связано с тем, что увеличение паров воды в газах способствует усилению выпадения кислоты, а кислота, смачивая сыпучие отложения, резко ухудшает их структуру, делая их липкими и прочными.  [9]

Результаты проделанной работы дают возможность практически осуществить применение метода диэлектрического коэффициента для определения влажности мазутов самых различных марок.  [10]

Таким образом, мы приходим к выводу, что метод ДК можно применить для определения влажности мазутов, нсфтей и нефтепродуктов при любой концентрации солей в воде, содержащейся в них.  [11]

В этом случае зонд вставляется в трубу, по которой прокачивается мазут, и он указывает, когда влажность мазута отклоняется от нормы.  [12]

Найденная нами зависимость диэлектрического коэффициента мазута от его плотности является чрезвычайно важным обстоятельством, в частности для решения поставленной перед нами задачи - определения влажности мазутов методом диэлектрического коэффициента. Оказывается, что для определения влажности мазута кроме s необходимо еще только знать его плотность, а эта величина определяется чрезвычайно быстро и просто, тем более, что в этом случае достаточно иметь всего лишь три надежных знака, что можно получить при помощи ареометра.  [13]

Найденная нами зависимость диэлектрического коэффициента мазута от его плотности является чрезвычайно важным обстоятельством, в частности для решения поставленной перед нами задачи - определения влажности мазутов методом диэлектрического коэффициента. Оказывается, что для определения влажности мазута кроме s необходимо еще только знать его плотность, а эта величина определяется чрезвычайно быстро и просто, тем более, что в этом случае достаточно иметь всего лишь три надежных знака, что можно получить при помощи ареометра.  [14]

Для электростанций и промышленных предприятий получение мазута с минимальным содержанием влаги для сжигания его под котлами и в промышленных печах имеет исключительное значение ввиду того, что влага в мазуте является вредной примесью и вызывает осложнения при сжигании ( например, возможность затухания факела при слоевом залегании влаги), а также при хранении мазута в расходных бачках ( опасность бурного вспенивания и даже выбрасывания мазута при подогревании) и при его транспортировке. Поэтому весьма важно уметь также быстро определять влажность мазутов.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Способ определения содержания эмульгированной и адсорбированной влаги в нефтепродуктах

 

ОП ИСАНИЕ

ИЗЬБРЕТЕН ИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Союз Советск ик

Социапистическик

Республик (11)1002931 (61) Дополнительное к авт. свнд-ву— (22) Заявлено 22. 04. 81 (2L ) 3277117/18-25 с присоединением заявки М— (51)M. Кл.

G 01 N 27/02

Геаудврствеяай кеттктет

СССР (23) Приоритет—

Опубликовано 07.03.83. Ьитллетень М9 (53) УДК543.257 (088. 8) яе йввзм кзквретеккй и еткрытий

Дата опубликования описания 07. 03. 83 (72) Авторы изобретения

P.Á. Ахметкалиев и Н.К. Нади

Институт химии нефти и .природных -ср (7l ) Заявитель (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ЭИУЛЬГИРОВАННОЙ

И АДСОРБИРОВАННОЙ ВЛАГИ В НЕФТЕПРОДУКТАХ 1 2

Rg К1

Изобретение относится к области определения содержания примесей в жидких диэлектриках и может быть использовано для определения содержания влаги s нефтепродуктах.

Известен способ определения влаги 5 в нефтепродуктах, основанный на перегонке воды в присутствии легкокипящего растворителя из нефтепродукта 11).

Однако известный анализ длителен, время анализа 1 ч.

Наиболее близким к изобретению является способ определения влаги в нефтепродуктах путем измерения электроемкости датчика с исследуемым продуктом до и после выдерживания в .

15 электрическом поле высокого напряжения 2).

Однако известный способ не позволяет раздельно определять содержание влаги в нефтепродуктах эмульгированной и адсорбированной влаги.

Целью изобретения является повышение точности определения влаги за

2 счет раздельного определения адсорбированной и эмульгированной влаги.

Поставленная цель достигается тем, I что согласно способу определения qoдержания эмульгированной и адсорбиро ванной влаги в нефтепродуктах путем измерения электрофизических характе ристик после воздействия на контроли. руемую среду переменного электричЕского поля высокого напряжения, asoдятся операции последовательного из-. мерения электросопротивления контролируемой среды в переменном R и постоянном R2 электрическом поле, при этом количество адсорбированной влаги определяют по электросопротивлению контролируемой среды в постоянном электрическом поле, а количество эмульгированной влаги определяют по соотношению формула изобретения

ВНИИПИ Заказ 1538/25 Тираж 871 Подписное

Филиал ППП Патент", r Ужгород, ул. Проектная, 4

3 10029

Нефтепродукты представляют собой продукты переработки нефти и имеют в своем составе различные парафиновые, нафтеновые и другие углеводороды, часть из кбторых являются высокоплавкими и выделяются в виде твердой фазы.

Вода является веществом с большой поверхностной энергией и способствует собиранию на своей поверхности различных частиц твердой фазы. Кроме того, 10 частицы воды способствуют соединению отдельных мелких частиц в более крупные и прочные агрегаты. Сама вода оказывается при этом адсорбированной на этих веществах в виде "структурной 35 влаги".

Аналогичные явления наблюдаются в дизельных топливах. Кроме адсорбирсванной влаги в нефтепродуктах бывает вода в эмульгированном состоянии.

Эмульгированная влага менее устойчива, чем адсорбированная на различных твердых углеводородах. Адсорбированная влага не удаляется за счет отстаивания, так как.частицы твердой фазы обладают плотностью, равной плотности нефтепродукта, а абсолютное содержание влаги на одной частице небольшое..

Эмульгированная влага менее устойчива. В переменном электрическом поле высокого напряжения эмульгированная влага и частицы твердой фазы образуют мостики, замыкающие электроды.

В постоянном поле образование мостиков из капель влаги не происходит.

Мостики из капель влаги, созданные в зз переменном поле, в отсутствии поля, а также в постоянном поле, разрушаются, поэтому по такому мостику постоянный ток проходить не может, т.е.

40 нет условий для сквозной проводимости.

Чтобы мостики из капель влаги не разрушались, не распадались необходимо их поддерживать переменным электрическим полем.

Частицы твердой фазы, парафины, смолы и другие при наличии адсорбированной влаги в переменном поле образуют прочные мостики, замыкающие электроды, по которым проходит сквозной ток проводимости. Прочность агре- о гатов из частиц твердой фазы объясняется их механическими свойствами и действием прилипания их друг к другу.

В постоянном поле такие цепочки не

31 ф разрушаются. Такое разное поведение мостиков из эмуль гированной и адсорбированной влаги используется для их раздельного определения.

Измерения производится в следующем

I порядке.

Исследуемый продукт выдерживается

3-7 мин в переменном поле высокого напряжения 1-10 кВ/см; измеряется сопротивление ячейки с нефтепродуктом в переменном электрическом поле R

Использование предлагаемого способа обеспечивает повышение точности определения влажности нефтепродуктов за счет раздельного определения эмульгированной и адсорбированной влаги, оперативность анализа, качественное определение наличия частиц твердой фазы.

Способ определения содержания эмульгированной и адсорбированной влаги в нефтепродуктах путем измерения электрофизических характеристик после воздействия на контролируемую среду переменного электрического поля высокого напряжения, о т л и ч аю шийся тем, что, с целью повышения точности измерений за счет раздельного определения эмульгир8ванной и адсорбированной влаги, последовательно измеряют электросопротивление контролируемой среды в переменном R

Я.1 РrZ

Rg -Р.1

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Бурьянов Б.П. "Трансформаторное масло". M., Госэнергоиздат, 1955, с. 52-63.

2. Авторское свидетельство СССР

Ю 280992, кл. G 01 N 27/02, 1969 (прототип).

  

www.findpatent.ru