Любая тема из методички

1.1. Прибор АРН-ЛАБ-02. а — общий вид прибора; б — схема подключения системы нагрева при проведении определения Описание прибора АРН-ЛАБ-02

В корпусе блока нагрева (1) имеется подъемник, на котором установлены нагреватель и стеклокерамическая подставка для перегонной колбы (диаметр 50 мм). Подставка изготовлена из стеклокерамики Сегаn производства фирмы Shott. Подъемник обеспечивает перемещение нагревателя по вертикали в пределах 35 мм. В корпусе блока конденсации (4) размещается теплоизолированная охлаждающая ванна, выполненная из нержавеющей стали. Ванна закрыта съемной крышкой (5), в отверстии которой при помощи пробки устанавливается термометр. Ванна оборудована двумя патрубками, снабженными резьбой для подсоединения к источнику воды, внешнему циркуляционному охладителю или термостатирующему устройству. Нижний патрубок оборудован вентилем для обеспечения слива воды. Внутри ванны проходит трубка холодильника, выполненная из коррозионностойкой латуни.

Форма и расположение трубки соответствуют требованиям стандартов. Под выходным отверстием трубки на подставке (6) из нержавеющей стали размещается мерный цилиндр (7). Для удобства работы цилиндр подсвечивается лампой.

На передней панели блока нагрева расположены органы управления аппаратом (рис. 2.

1.2.).

Рис. 2.

1.2. 1- ручка регулировки высоты подъемника, 2- выключатель электропитания, 3- выключатель нагрева, 4 — выключатель лампы подсветки приемного цилиндра, 5- ручка плавной регулировки нагрева.

На подставку устанавливаем колбу (2) с термометром, закрепленным в горловине колбы при помощи втулки. Отводная трубка колбы фиксируется в трубке холодильника при помощи накидной гайки с уплотнительной силиконовой прокладкой. Рабочая часть блока нагрева закрыта защитным стеклом (3). В горловине колбы размещается термометр ТН-7.

Перегонку нефти проводят со скоростью 3−4 см3/мин или 2−2,5 см/мин. Перегонку ведем до температуры 300 град. С, фиксируя температуры начала кипения 100, 120, 150, 160 — 300 град. С, делая, замеры объема конденсатов.

Погрешность измерения объема составляет 0,5 см³, температуры 0,5 град. С. Показания температуры корректируем на давление 101,3 кПа по формуле: Со = 0,9*(101,3-Ро)*(273+to) С.

Ро — барометрическое давление во время опыта, кПа; to — показания температуры, град. С.

Температура воды в холодильнике должна быть 0−5 град. С.

Массу отобранных фракций определяем как разность масс колбы с отобранной фракцией и пустой колбы. Массовые доли записывают в таблицу, на основании которой определяют материальный баланс суммарного выхода фракций с учетом содержания газа. Потери при проведении эксперимента не должны превышать 2,5%.

Таблица 2.

1.1. Поправка при определении температуры Температурный диапазон Поправка на 1 кПа разности давлений, град. С 30 -50 0,29 10−200 0,43 210−300 0,52

Результаты измерений приведены в табл. 2.

1.2. и 2.

1.3.

По результатам измерений анализируемая проба относится к высоковязкой нефти.

Таблица 2.

1.2. Содержание фракций в пробе нефти

Температурный диапазон отбора фракций, град. с доля отгона (фракций), % 1 опыт 2 опыт суммарно до 100 7,6 7,4 7,5 до 120 2,8 3,0 10,4 до 140 3,2 3,0 13,5 до 160 4,0 4,2 17,6 до 180 3,1 2,9 20,6 до 200 3,5 3,7 24,2 до 220 3,1 3,3 27,4 до 240 3,2 3,0 30,5 до 260 3,6 3,4 34,0 до 280 5,0 5,0 39,0 300 4,0 4,0 43,0 остальное 57 56 99,5

Таблица 2.

1.3. Содержание фракций в пробе нефти Фракция Интервал кипения, С Содержание фракции, г/% бензиновая (С5-С11) до 140 13% лигроиновая (С8-С14) 140−180 7,3 керосиновая (С9-С16) 140−220 6,8, дизельная 180−350 56,5%

4.

2. Определение давления насыщенных паров. Стандартный метод Рейда

Определение насыщенного пара проводим на пробе нефтепродукта, которая была отогнана в диапазоне температур 50 — 150 град. С.

Сущность метода Рейда. Жидкостную камеру бомбы Рейда наполняют охлажденной пробой испытуемой нефти и подсоединяют к воздушной камере имеющей температуру 37,8 оС. Собранную бомбу Рейда погружают в баню с температурой 37,8±0,1оС и периодически встряхивают до достижения постоянного давления, которое показывает манометр, соединенный с бомбой. Показание манометра, скорректированное соответствующим образом, принимают за давление насыщенных паров по Рейду.

Измерение проводим по схеме, приведенной в стандарте. Выдерживаем аппарат в течение 5 мин, снимаем показание манометра. Затем вынимаем аппарат из бани, опрокидываем, встряхивают и снова помещают его в баню. Для обеспечения условий равновесия повторяем перемешивание. Снимаем показания прибора не менее пяти раз с интервалами не менее 2 мин. Измерение проводят до тех пор, пока два последовательных показания не будут идентичны, но не долее 20 минут.

При расчете определяем поправку на изменение давления воздуха и насыщенных паров воды в воздушной камере, вызванное различием между исходной температурой и температурой водяной бани, ΔР кПа вычисляем по формуле:

где Ра — атмосферное давление в месте проведения испытания, кПа; Pt — давление насыщенных паров воды при исходной температуре воздуха, кПа; t — исходная температура воздуха, °С; P37,8 — давление насыщенных паров воды при 37,8 °С, кПа. Мы использовали поправки из таблицы стандарта в зависимости от исходной температуры воздуха.

Измерение давления насыщенных паров дало следующие результаты:

— 260 кПа; 2 — 265 кПа; 3 — 270 кПа.

Среднее значение ДНП = 265 кПа Отклонение от среднего значения составляет ±5 кПа Полученные значения ДНП позволяют отнести эту фракцию к бензиновой.

Заключение

Сырая нефть является природной смесью углеводородов широкого химического состава, содержащая растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьем для производства жидких энергоносителей — бензина, керосина, дизельного топлива, мазута, смазочных масел, битума и кокса. Для определения товарных свойств нефти требуется анализировать состав сырой природной нефти, на основании которого можно установить путь дальнейшего использования нефти и выбрать рациональную схему переработки в товарную нефть. Состав и строение нефти различных месторождений нередко сильно отличаются друг от друга. В связи с многообразием составов природной нефти, охарактеризовать нефть четкими физико-химическими свойствами практически невозможно. Для характеристики нефти разработана система классификации природной нефти и нефтепродуктов по физико-химическим свойствам. Фракционный состав нефти является важнейшим показателем нефти как сложной многокомпонентной системы. Фракционный состав нефти определяют в процессе перегонки при постепенно повышающейся температуре, что позволяет выяснить основные показатели качественного количественного состава сырой нефти. Определение фракционного состава нефти проводится методом перегонки по нормированным методикам на приборах, позволяющих контролировать температурный диапазон кипения основных компонентов и количественное содержание определенных фракций в нефти.

Определение давления насыщенных паров нефти проводят в основном уже на фракциях, используемых как моторные топлива. Для определения показателей давления насыщенного пара также разработана методики и аппаратура, позволяющая достаточно точно характеризовать качество моторного топлива.

Использованная литература

1. Физико-химические свойства нефтей: статистический анализ пространственных и временных изменений.

Новосибирск: Изд. СО РАН, 2004. — 109 с.

2. Петров А. А. Углеводороды нефти. М: Наука.- 1984. 263 с.

3. Вержичинская С. В., Джигуров Н. Г. и др. Химия и технология нефти и газа. — М: Форум-ИНФРА-М, 2007. 400 с.

3. Мановян А. К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. М.: Химия.- 2001. 566 с.

4. Физико-химические свойства нефтей, нефтяных фракций и товарных нефтепродуктов: уч. пос. Федерал. агентство по образованию, Гос. Самар.

гос. техн. ун-т. — Самара: Изд. Самарский ГУ.- 2007. — 139 с.

5. Туманян Б. П. Практические работы по технологии нефти и газа. Лабораторный практикум.- М.: Изд. Техника. Тума Групп, 2006. — 160 с.

6. Джеймс Г. Спейт. Анализ нефти. Справочник. СПб: ЦОП «Профессия», 2010. 480 с.

7. ГОСТ 2177–85. Метод определения фракционного состава нефтепродуктов.

8. ГОСТ 11 011–85. Нефть и нефтепродукты. Метод определения фракционного состава в аппарате АРН-2.

9. ГОСТ 1756–2000 ИСО 3007−99 Межгосударственный стандарт. Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров

10. Нестеров Г. А., Сайфутдинов А. Ф., Бекетов О. Е., Ладошкин В. С. Возможно ли получение нефтепродуктов высокого качества на мини-НПЗ. 2004

Электронный ресурс:

http://www.linas.ru/public/diesel.htm

11. Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки: справочник /Г. Г. Рабинович, П. М. Рябых, П. А.

Хохряков, Ю. К. Молоканов. М.: Химия. 1979. — 566 с.

Приложение Номограмма (график Кокса) для определения давления насыщенных паров углеводородов и воды при различных температурах Номограмма для определения температуры кипения нефтепродуктов в зависимости от давления Значения функции f (T) для различных температур (Т и Т0)

Температура, ºС f (T) Температура, ºС f (T) -40 12,122 240 3,144 -30 11,363 250 3,031 -20 10,699 260 2,924 -10 10,031 270 2,821 0 9,448 280 2,724 10 8,914 290 2,630 20 8,421 300 2,542 30 7,967 310 2,456 40 7,548 320 2,375 50 7,160 330 2,297 60 6,800 340 2,222 70 6,660 350 2,150 80 6,155 360 2,082 90 5,866 370 2,005 100 5,595 380 1,952 110 5,343 390 1,891 120 5,107 400 1,832 130 4,885 410 1,776 140 4,677 420 1,721 150 4,480 430 1,668 160 4,297 440 1,618 170 4,124 450 1,569 180 3,959 460 1,521 190 3,804 470 1,476 200 3,658 480 1,432 210 3,519 490 1,339 220 3,387 500 1,348 230 3,263 Давление насыщенных паров алканов, кПа Температура, °С Этан Пропан Изобутан Бутан Изопентан Пентан —50 553 70 —45 855 88 —40 771 109 —35 902 134 —30 1050 164 —25 1215 197 —20 1400 236 —15 1604 285 88 58 —10 1831 338 107 68 —5 2081 399 128 84 0 2355 465 153 102 34 24 5 2555 543 182 123 42 30 10 2982 629 215 146 52 37 15 3336 725 252 174 63 46 20 3721 833 294 205 76 58 25 4137 951 341 240 91 67 30 4585 1080 394 280 108 81 35 4889 1226 452 324 127 96 40 1382 518 374 149 114 45 1554 590 429 174 134 50 1740 669 490 202 157 55 1943 759 557 234 183 60 2162 853 631 268 212 65 2398 957 712 307 244 70 2653 1070 800 350 280 75 2925 1193 896 397 319 80 3218 1326 1000 448 363 85 3530 1469 1113 504 411 90 3862 1624 1234 565 463 95 4216 1789 1365 631 521 100 1988 1504 703 583

Физико-химические свойства нефтей: статистический анализ пространственных и временных изменений.

Новосибирск: Изд. СО РАН, 2004. — 109 с.

Вержичинская С.В., Джигуров Н. Г. и др. Химия и технология нефти и газа. — М: Форум-ИНФРА-М, 2007. 400 с.

Петров А. А. Углеводороды нефти. М: Наука.- 1984. 263 с.

Мановян А. К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. М.: Химия.- 2001. 566 с.

Джеймс Г. Спейт. Анализ нефти. Справочник. СПб: ЦОП «Профессия», 2010. 480 с

Туманян Б. П. Практические работы по технологии нефти и газа. Лабораторный практикум.- М.: Изд. Техника. Тума Групп, 2006. — 160 с.

Вержичинская С.В., Джигуров Н. Г. и др. Химия и технология нефти и газа. — М: Форум-ИНФРА-М, 2007. 400 с.

Физико-химические свойства нефтей. Новосибирск: Изд. СО РАН. -2004. — 109 с.

Туманян Б. П. Практические работы по технологии нефти и газа. Лабораторный практикум.- М.: Изд. Техника. Тума Групп, 2006. — 160 с.

Физико-химические свойства нефтей, нефтяных фракций и товарных нефтепродуктов: уч. пос. Федерал. агентство по образованию, Гос.

Самар. гос. техн. ун-т. — Самара: Изд. Самарский ГУ.- 2007. — 139 с.

Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки: справочник / Г. Г. Рабинович, П. М.

Рябых, П. А. Хохряков, Ю. К. Молоканов. М.: Химия.

1979. — 566 с.