Как найти среднюю температуру кипения смеси

Таблица
1.3 – Содержание узких фракций в
пономаревской нефти

Номер фракции	Пределы выкипания	Выход, % масс. на нефть
суммарный	отдельной фракции
0	до 28 °С	1,9	—
1	нк-60*	5,0	5,0
2	60-100	10,4	5,4
3	100-150	18,0	7,6
4	150-200	26,8	8,8
5	200-250	36,6	9,8
6	250-300	46,2	9,6
7	300-350	55,5	9,3
8	350-400	63,8	8,3
9	400-450	70,0	6,2
10	450-500	76,2	6,2
11	500 +	100	23,8
* в том числе и газ

Таблица
1.4 – Содержание узких фракций в
тархановской нефти

Номер фракции	Пределы выкипания	Выход, % масс. на нефть
суммарный	отдельной фракции
1	2	3	4
0	до 28 °С	0	—
1	нк-60*	1,5	1,5
2	60-100	5,0	3,5
3	100-150	10,2	5,2
4	150-200	16,0	5,8
5	200-250	22,4	6,4
6	250-300	29,6	7,2
7	300-350	37,0	7,4

Продолжение таблицы 1.4

1	2	3	4
8	350-400	44,5	7,5
9	400-450	51,5	7,0
10	450-500	56,3	4,8
11	500+	100	43,7
* в том числе и газ

Содержание фракций в % масс.
(а_см)
в смеси нефтей рассчитывается по формуле:

а_см =
а₁ ∙
в₁ +
а₂ ∙
в₂ ,

где а₁,
а₂ –
содержание одноименных фракций в каждой
нефти, % масс.;

в₁,
в₂ –
массовая доля нефтей в смеси.

Содержание газа в смеси:

1,9 ∙ 0,6 + 0,0 ∙ 0,4 = 1,14 %
масс.

Содержание фракции нк-60 °С
в смеси:

5,0 ∙ 0,6 + 1,5 ∙ 0,4 = 3,6 %
масс.

Содержание фракции 60-100 °С
в смеси:

5,4 ∙ 0,6 + 3,5 ∙ 0,4 = 4,64 % масс.

Содержание фракции 100-150 °С
в смеси:

7,6 ∙ 0,6 + 5,2 ∙ 0,4 = 6,64 % масс.

Содержание фракции 150-200 °С
в смеси:

8,8 ∙ 0,6 + 5,8 ∙ 0,4 = 7,6 % масс.

Содержание фракции 200-250 °С
в смеси:

9,8 ∙ 0,6 + 6,4 ∙ 0,4 = 8,44 % масс.

Содержание фракции 250-300 °С
в смеси:

9,6 ∙ 0,6 + 7,2 ∙ 0,4 = 8,64 % масс.

Содержание фракции 300-350 °С
в смеси:

9,3 ∙ 0,6 + 7,4 ∙ 0,4 = 8,54 % масс.

Содержание фракции 350-400
°С
в смеси:

8,3 ∙ 0,6 + 7,5 ∙ 0,4 = 7,98 % масс.

Содержание фракции 400-450 °С
в смеси:

6,2 ∙ 0,6 + 7,0 ∙ 0,4 = 6,52 % масс.

Содержание фракции 450-500 °С
в смеси:

6,2 ∙ 0,6 + 4,8 ∙ 0,4 = 5,64 % масс.

Содержание фракции 500 °С+
в смеси:

23,8 ∙ 0,6 + 43,7 ∙ 0,4 = 31,76 % масс.

Содержание узких фракций в
смеси нефтей приведено в таблице 1.5.
Кроме того, рассчитываются значения
средних ординат для каждой фракции,
которые понадобятся в дальнейшем для
построения кривых плотностей и молярных
масс.

Средние ординаты фракций
рассчитываются по формуле:

^{Хср = (ао + а}_Ʃ^{)
/ 2,}

^{где ао,а}_Ʃ
^{– суммарные
выходы, соответствующие началу кипения
и концу} кипения каждой
фракции.

Расчет и значения средних
ординат приведены в таблице 1.5.

Таблица 1.5 – Содержание узких
фракций в смеси нефтей

Номер фракции	Пределы выкипания				Суммарный выход	Средняя ордината фракций Хср
1	2	3	4	5	6	7
0	до 28 °С	1,9	0	1,14	—	—
1	нк-60*	5,0	1,5	3,6	3,6	(0+3,6)/2=1,8
2	60-100	5,4	3,5	4,64	8,24	(3,6+8,24)/2=5,92
3	100-150	7,6	5,2	6,64	14,88	(8,24+14,88)/2=11,56
4	150-200	8,8	5,8	7,6	22,48	(14,88+22,48)/2=18,68
5	200-250	9,8	6,4	8,44	30,92	(22,48+30,92)/2=26,7
6	250-300	9,6	7,2	8,64	39,56	(30,92+39,56)/2=35,24
7	300-350	9,3	7,4	8,54	48,1	(39,56+48,1)/2=43,83
8	350-400	8,3	7,5	7,98	56,08	(48,1+56,08)/2=52,09
9	400-450	6,2	7,0	6,52	62,6	(56,08+62,6)/2=59,34

Продолжение таблицы 1.5

1	2	3	4	5	6	7
10	450-500	6,2	4,8	5,64	68,24	(62,6+68,24)/2=65,42
11	500+	23,8	43,7	31,76	100	(68,24+100)/2=84,12
*в том числе и газ

Рисунок 1.1 – К расчету средней
температуры кипения остатка

Среднюю температуру
кипения остатка (t_oст)
можно рассчитать,
используя
подобные треугольники
ABC и
ADE.

Для данного случая AB
= 68,24 – 62,6 = 5,64; AD = 84,12 –
62,6 = 21,52

отсюда 5,64 ⋅
х = (21,52 – 5,64) ⋅
50, х = 141.

t_ост.=
500 + х = 500 + 141 = 641 °С

Рисунок 1.2 – К расчету начала
кипения смеси нефтей

Начало кипения смеси нефтей
определяется пересечением луча,
проведенного через точки [1,14 %; 28 °С]
и [3,6 %; 60 °С]
с осью ординат.

Начало кипения нефти (t_нк)
можно рассчитать, используя подобные
треугольники ABC и ADE.

Для
нашего
случая AC
= 1,14
(выход
газа);
AE = 3,6 (см.
таблицу 1.5);

BC = x; DE
= x
+ (60 – 28)
= x
+ 32.

отсюда 1,14 ⋅
х + 1,14 ⋅
32 = 3,6 ⋅
х;

х =
= 15

t_нк =
28 – х = 28 – 15 = 13 °С

Среднюю
температуру кипения фракции находим
как среднее арифметическое:

t_ср
=
(t_нк
+
t_кк)
/ 2,

где t_нк
и t_кк
–
температура начала и конца кипения
фракции соответственно.

Средняя
температура кипения фракции нк-60
°С:

t_ср1
=
(13 + 60) / 2 = 37 °С

Средняя
температура кипения фракции 60-100
°С:

t_ср2
=
(60 + 100) / 2 = 80 °С

Средняя
температура кипения фракции 100-150
°С:

t_ср3
=
(100 + 150) / 2 = 125 °С

Средняя
температура кипения фракции 150-200
°С:

t_ср4
=
(150 + 200) / 2 = 175 °С

Средняя
температура кипения фракции 200-250
°С:

t_ср5
=
(200 + 250) / 2 = 225 °С

Средняя
температура кипения фракции 250-300
°С:

t_ср6
=
(250 + 300) / 2 = 275 °С

Средняя
температура кипения фракции 300-350
°С:

t_ср7
=
(300 + 350) / 2 = 325 °С

Средняя
температура кипения фракции 350-400
°С:

t_ср8
=
(350 + 400) / 2 = 375 °С

Средняя
температура кипения фракции 400-450
°С:

t_ср9
=
(400 + 450) / 2 = 425 °С

Средняя
температура кипения фракции 450-500
°С:

t_ср10
=
(450 + 500) / 2 = 475 °С

По формуле Воинова рассчитываются
значения молярной массы фракций:

М_i
= 60 + 0,3 ⋅

+ 0,001⋅,

где

– средняя температура кипения фракции.

Молярная масса фракции нк-60
°С:

М₁ =
60 + 0,3 ⋅
37 + 0,001 ⋅
37²
= 72 кг/кмоль

Молярная масса фракции 60-100
°С:

М₂ =
60 + 0,3 ⋅
80 + 0,001 ⋅
80² =
90 кг/кмоль

Молярная масса фракции 100-150
°С:

М₃ =
60 + 0,3 ⋅
125 + 0,001 ⋅
125²
= 113 кг/кмоль

Молярная масса фракции 150-200
°С:

М₄ =
60 + 0,3 ⋅
175 + 0,001 ⋅
175²
= 143 кг/кмоль

Молярная масса фракции 200-250
°С:

М₅ =
60 + 0,3 ⋅
225 + 0,001 ⋅
225²
= 178 кг/кмоль

Молярная масса фракции 250-300
°С:

М₆ =
60 + 0,3 ⋅
275 + 0,001 ⋅
275²
= 218 кг/кмоль

Молярная масса фракции 300-350
°С:

М₇ =
60 + 0,3 ⋅
325 + 0,001 ⋅
325²
= 263 кг/кмоль

Молярная масса фракции 350-400
°С:

М₈ =
60 + 0,3 ⋅
375 + 0,001 ⋅
375²
= 313 кг/кмоль

Молярная масса фракции 400-450
°С:

М₉ =
60 + 0,3 ⋅
425 + 0,001 ⋅
425²
= 368 кг/кмоль

Молярная масса фракции 450-500
°С:

М₁₀ =
60 + 0,3 ⋅
475 + 0,001 ⋅
475²
= 428 кг/кмоль

Молярная масса фракции 500
°С+:

М₁₁ =
60 + 0,3 ⋅
641 + 0,001 ⋅
641²
= 663 кг/кмоль

Плотность
дистиллятных фракций (при атмосферно-вакуумной
перегонке нефти – это фракции, выкипающие
до 500 °С)
рассчитывается по формуле:

=
⋅
(0,58 + 0,12 ⋅
(Х_ср)^1/3),

где

– относительная плотность смеси нефтей;

= 0,6 ⋅
0,8416 + 0,4 ⋅
0,8795 = 0,8568

Х_ср –
средняя ордината фракций (см. таблицу
1.5).

Относительная плотность
фракции нк-60 °С:

= 0,8568 ⋅
(0,58 + 0,12 ⋅
(1,8)^1/3)
= 0,622

Относительная плотность
фракции 60-100 °С:

= 0,8568 ⋅
(0,58 + 0,12 ⋅
(5,92)^1/3)
= 0,683

Относительная плотность
фракции 100-150 °С:

= 0,8568 ⋅
(0,58 + 0,12 ⋅
(11,56)^1/3)
= 0,730

Относительная плотность
фракции 150-200 °С:

= 0,8568 ⋅
(0,58 + 0,12 ⋅
(18,68)^1/3)
= 0,770

Относительная плотность
фракции 200-250 °С:

= 0,8568 ⋅
(0,58 + 0,12 ⋅
(26,7)^1/3)
= 0,804

Относительная плотность
фракции 250-300 °С:

= 0,8568 ⋅
(0,58 + 0,12 ⋅
(35,24)^1/3)
= 0,834

Относительная плотность
фракции 300-350 °С:

= 0,8568 ⋅
(0,58 + 0,12 ⋅
(43,83)^1/3)
= 0,860

Относительная плотность
фракции 350-400 °С:

= 0,8568 ⋅
(0,58 + 0,12 ⋅
(52,09)^1/3)
= 0,881

Относительная плотность
фракции 400-450 °С:

= 0,8568 ⋅
(0,58 + 0,12 ⋅
(59,34)^1/3)
= 0,898

Относительная плотность
фракции 450-500 °С:

= 0,8568 ⋅
(0,58 + 0,12 ⋅
(65,42)^1/3)
= 0,911

Для остатка перегонки плотность
рассчитывается по формуле:

ρ_ост =
⋅
[1 + 0,204 ⋅
(X_сум
/ 100)^0,8],

где X_сум
– суммарный отгон дистиллятов до
получения данного остатка (в нашем
случае это суммарный выход до 500 °С
= 68,24 %).

ρ_ост =
0,8568 ⋅
[1 + 0,204 ⋅
(68,24 / 100)^0,8]
= 0,986.

Все данные по характеристикам
узких фракций сводятся в таблицу 1.6.

Таблица 1.6 – Характеристика
узких фракций смесей нефтей

Номер фракции	Пределы выкипания	Выход фракции аi,%	ti	i	Мi
1	2	3	4	5	6
0	до 28 °С	1,14	—	—	—
1	нк-60*	3,6	37	0,622	72
2	60-100	4,64	80	0,683	90

Соседние файлы в папке ФАСХУД

• #
• #
• #
• #
• #

  25.07.202062.46 Кб34с 70.xlsx

• #

Средняя температура — кипение — смесь

Cтраница 1

Средняя температура кипения смеси, плотность и средняя молекулярная масса которой совладает с аналогичными величинами для некоторого чистого компонента, не равна температуре кипения этого компонента так же, как и средняя молекулярная масса смеси, имеющей ту же ллотность и среднюю температуру кипения, что и чистый компонент, ие равна ( молекулярной массе этого компонента.
 [2]

Температура устанавливается примерно равной средней температуре кипения смеси. При использовании большого количества жидкой фазы требуется применение высоких температур; повышение температуры необходимо также в случае жидкой фазы с большой удерживающей способностью.
 [3]

Обычно температура хроматографической колонны поддерживается равной средней температуре кипения смеси.
 [5]

С увеличением температуры Н увеличивается, а производительность максимальна при температуре, несколько более низкой, чем средняя температура кипения смеси.
 [6]

При расширении пределов выкипания, но при постоянстве плотности и средней молекулярной массы, средняя мольная температура кипения дает Меньшие отклонения от температуры кипения индивидуального чистого компонента, чем средние массовая и объемная. Наименьшее отклонение от температуры кипения чистого компонента дает средняя средних температур кипения смеси, имеющей те же плотность и среднюю молекулярную массу, что и чистый компонент.
 [8]

В СБОЮ очередь коэффициент распределения, сильно зависящий от температуры, уменьшается в два раза при повышении температуры на 30 С, что влечет за собой увеличение скорости перемещения компонента в два раза. В общем случае разделение может быть улучшено при снижении температуры. Температура устанавливается примерно равной средней температуре кипения смеси. При использовании большого количества жидкой фазы требуется применение высоких температур; повышение температуры необходимо также в случае жидкой фазы с большой удерживающей способностью. Выбирая температуру колонки, следует иметь в виду максимальную или минимальную рабочие температуры используемой жидкой фазы. Некоторые жидкости вследствие разложения не могут быть использованы выше определенных температур, другие же постепенно испаряются; это вызывает изменение процентного содержания жидкой фазы.
 [9]

Температура в верхней части аппарата регулируется расходом холодной воды, а в нижней части силой тока, регулируемой через масляной трансформатор. Расход ВКП и НКП замеряется с помощью отградуированных емкостей и секундомера. Температура в концевой части аппарата поддерживалась равной средней температуре кипения смеси гептан-толуол, то есть 104 — 105 С.
 [10]

Температура в верхней части аппарата регулируется расходом холодной воды, а в нижней части силой тока, регулируемой через масляндй трансформатор. Расход ВКП и НКП замеряется с помощью отградуированных емкостей и секундомера. Температура в концевой части аппарата поддерживалась равной средней температуре кипения смеси гептан-толуол, то есть 104 — 105 С.
 [11]

Температура и верхней части аппарат регулируется расходом холодной воды, а в нижней части силой тока, регулируемой через масляный трансформатор. Расход ВКП и НКП замеряется с помощью отградуированных емкостей и секундомера. Температура в концевой части аппарата поддерживалась равной средней температуре кипения смеси гептан-толуол, то есть 104 — 105 С.
 [12]

Температура испарителя должна поддерживаться постоянной, хотя и не столь тщательно, как температура колонок и детектора. Особенно это важно при использовании метода абсолютной калибровки. Температура в испарителе должна быть такой, чтобы компоненты пробы не разрушались. Обычно считают, что достаточна температура на 10 — 30 К выше температуры наиболее высококипящего компонента. В одной из работ [82] указано на улучшение эффективности колонки при поддерживании температуры испарителя на уровне в 1 5 — 2 раза превышающем среднюю температуру кипения смеси. Те же авторы рекомендуют при работе методом абсолютной калибровки стабилизировать температуру испарителя с точностью 0 5 К. По наблюдениям автора данной книги, подобная точность нужна лишь при использовании в качестве параметра пика высоты.
 [13]

Страницы:  

   1

---

Подборка по базе: Анализ учебных заданий с точки зрения требований к формированию , Практическая работа №3. Задание Анализ учебных заданий с точки з, Практическая работа на тему _Анализ содержания УМК _Английский в, Сущность и характеристические особенности кибернетики Н. Винера., Исследовательская работа Распространение гриппа с точки зрения ф, Даны точки А.docx, Момент силы относительно точки.docx, «Анализ содержания и методического аппарата УМК Климанова с точк, Культура речи с точки зрения литературно-языковой нормы.docx, Анализ содержания и методического аппарата УМК с точки зрения тр

---

1.1 Характеристические точки кипения нефтяных фракций

Нефть и её фракции – это смесь различных углеводородов и их соединений, выкипающая в определённом интервале температур. Поэтому при расчетах пользуются понятием средней температуры кипения. В зависимости от способа усреднения различают средне-объемную (t_ср.об.), средне-молекулярную (средне-молярную) (t_ср.мол.), средне-массовую (t_{ср.масс.}), средне-кубическую (t_ср.куб.), средне-усредненную (t_ср.ус.) температуры кипения, но чаще всего используют для расчетов средне-молекулярную t_ср.мол. [2–5]. Расчеты средних температур кипения всегда ведутся в градусах Цельсия, однако, в дальнейших расчетах данная величина может быть выражена в градусах Кельвина.

Так как значение температуры кипения нефтяной фракции повсеместно используется для расчета прочих теплофизических свойств фракции, для упрощения часто среднюю температуру кипения определяют как среднее арифметическое начальной и конечной температур кипения.

Для смеси, состоящей из нескольких нефтяных фракций, средне-молекулярная температура кипения определяется следующим образом:

, (1.1)

где , ;

t_1, t₂, …, t_n, (t_i) – среднеарифметические значения температур кипения фракций, ºС,

N₁, N₂ ,…,N_n, (N_i) – моли (или % мол.) отдельных фракций,

х_i – содержание отдельных фракций, мольные доли,

М_i – молекулярная масса отдельных фракций,

G_i – массы (или масс. доля %) отдельных фракций.

Если известны данные о разгонке образца нефти или узкой фракции, то приближенно среднюю температуру (t_ср.об) можно определить как температуру отгона 50 % образца по кривой истинных температур кипения (ИТК) или по кривой разгонки.

1.2 Характеристический фактор

Характеристический фактор К определяет химическую природу нефтепродукта. Характеристический фактор применяется для повышения точности в расчетах плотности и молекулярной массы нефтяных фракций.

Рассчитывают К по формуле

, (1.2)

где – средне-молекулярная температура кипения, К;

– относительная плотность нефтепродукта.

За рубежом данный параметр носит название характеристического фактора Уотсона [6].

Средние значения характеристического фактора К:

• парафинистые продукты ок. 13,0;
• нафтеновые продукты ок. 12,0;
• ароматизированные продукты ок. 10,0.

1.3 Компонентный состав

В практических расчетах состав многокомпонентной смеси выражается в долях или процентах. Соотношение между долями и процентами – 1:100.

Массовая доля ( ) компонента представляет собой отношение его массы m_iк массе смеси (m): , значит m_i=m;

. (1.3)

Пример.Смешали три масляные фракции в количествах: m₁=96 кг; m₂=160 кг; m₃=64 кг. Определить массовую долю каждой фракции в смеси.

Решение. Найдем общую массу смеси

m=m₁+m₂+m₃=96+160+64=320 кг.

Определим массовую долю каждой фракции:

Молярная (мольная) доля компонента – это число молей N_i этого компонента к общему числу молей N смеси :

. (1.4)

Пересчет массового состава в мольный и обратный пересчет осуществляется по формулам

; (1.5)

, (1.6)

где М_i – молекулярная масса компонента.

Пример. Пересчитать массовые доли фракций 0,3; 0,5 и 0,2 в мольные, если молекулярные массы компонентов равны М₁=300; М₂=320; М₃=390.

Решение. Определим сумму отношений массовых долей фракций к их молекулярным массам: .

Находим молярные доли каждой фракции:

Для проверки правильности результатов суммируем мольные доли:

.

Следовательно, пересчёт выполнен верно.

Объемная доля компонента – это отношение его объема v_i к объему всей смеси (v): ;

. (1.7)

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

; (1.8)

. (1.9)

Для жидкой смеси прямой пересчет объемных долей в мольные достаточно сложен, поэтому предпочтительно его проводить с помощью массовых долей. Для газовой смеси состав, выраженный объемными и массовыми долями, одинаков.

Пример.Газовая смесь получена из 95 м³ пропана и 23 м³ этана. Плотность пропана и этана равна 2,0037 кг/м³ и 1,3560 кг/м³ соответственно. Выразить состав смеси в объемных и массовых долях.

Решение. Найдем общий объем смеси

.

Объемные доли: пропана этана

Массовые доли компонентов:

;

.

1.4 Плотность

Плотностью [1–4] называется масса единицы объема вещества (нефтепродукта, нефти). Размерность в системе СИ – кг/м³.

На практике чаще всего используют относительную плотность, представляющую собой отношение плотностей жидкого нефтепродукта и дистиллированной воды (эталонное вещество) при определенных температурах.

В России (СССР) приняты следующие стандартные температуры: нефтепродукт – 20 °С, дистиллированная вода – 4 °С ( ), – в США и Англии стандартные температуры для нефтепродукта и воды одинаковы и составляют 15,56 ºС ( ) или 60 градусов Фаренгейта.

Часто в литературе наравне с буквой ρ можно встретить обозначение плотности буквой d (от англ. density — плотность).

Умножением значения относительной плотности на плотность воды при выбранной стандартной температуре можно получить плотность, выраженную в кг/м³.

Относительную плотность определяют по формуле

. (1.10)

Температурную поправку рассчитывают по формуле

. (1.11)

Зависимость плотности нефти и нефтепродукта от температуры основана на линейном законе (с повышением температуры их плотность снижается):

, (1.12)

где – относительная плотность при температуре анализа;

– относительная плотность при 20 °С;

– средняя температурная поправка плотности на 1 °С;

– температура, при которой проводится анализ, °С.

Зависимость (1.12) строго справедлива в интервале температур от 0 до 50 °С для нефтей и нефтепродуктов, содержащих относительно небольшие количества твердого парафина и ароматических углеводородов.

Значения температурной поправки даны в Прил. 1.

Плотность нефтепродуктов в пределах t=20–250 °С можно рассчитывать по формуле [1]

(1.13)

Для нефтей и дистиллятных фракций допускается расчет плотности по следующим формулам:

(для нефти), (1.14)

(для нефтяных фракций), (1.15)

где – показатель преломления при 20 °С.

Зависимость (1.15) рекомендуется применять, если фракции парафино-нафтенового характера и имеют значения не больше 1,50, а – не больше 0,88.

Для фракций, обогащенных ароматическими соединениями, справедлива зависимость:

. (1.16)

По зависимости (1.16) отклонение от экспериментальных значений составляет не более 4 %.

БашНИИНП предложена формула для расчета плотности узких нефтяных фракций

. (1.17)

Из перечисленных формул для расчета плотности наибольшую точность даёт формула (1.17) БашНИИНП (отклонения от экспериментальных значений 0,5 %). Эта формула включена в унифицированную программу исследования нефти.

Плотность жидких нефтепродуктов при высоких температурах можно определить и по номограммам (см. Прил. 2-4). Указанные номограммы дают хорошие результаты вплоть до давлений в 1,5 МПа.

Пример.Определить относительную плотность жидкой нефтяной фракции при 100 °С, если её

Решение. Для этого воспользуемся графиком Прил. 2, который позволяет по известной плотности найти любую другую. На оси абсцисс отложим значение плотности 0,811. Из полученной точки А восстановим перпендикуляр до пересечения с горизонталью, соответствующей температуре 20 °С, при которой определена заданная плотность (точка В). Из точки В параллельно ближайшей наклонной кривой проводим линию до пересечения с горизонталью, соответствующей искомой температуре (точка С). Опустив из точки С перпендикуляр на ось абсцисс (точка Д), находим требуемую плотность .

Плотность является аддитивным свойством, поэтому при смешении различных нефтепродуктов плотность смеси, в зависимости от способа выражения её состава, определяют по следующим уравнениям:

– по известным массам компонентов; (1.18)

– по известным массовым долям; (1.19)

– по известным объемным долям. (1.20)

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

За рубежом плотность нефти также измеряется в градусах API (American Petroleum Institute — Американский институт нефти). Плотность Aв градусах API и относительная плотность при температуре 15,56 °C связаны уравнением:

Если плотность в градусах API больше 10, то нефть легче и плавает на поверхности воды, а если меньше 10, то тонет.

Экспериментально плотность нефти определяют стандартными методами: ареометром (нефтеденсиметром), гидростатическими весами Вестфаля-Мора и пикнометром. Наиболее точным является пикнометрический метод. Для экспрессного определения плотности используется ареометр.

Задачи

1. Определить относительную плотность нефтепродукта при 250 °С, если его ; К=11,5.

2. Нефть находится в резервуаре при температуре 12 ºС. Определить её относительную плотность в данных условиях, если .

3. Определить относительную плотность смеси, состоящей из 250 кг бензина плотностью и 375 кг керосина плотностью .

4. При перекачке нефти по нефтепроводу её температура изменяется от 8 до 15 ºС. Найти относительную плотность в начальной и конечной точках транспортировки, если её .

5. Определить плотность смеси следующего состава (в об. %): 25 бензина ( ), 15 лигроина ( ) и 60 керосина ( ).

6. Нефть закачали в резервуар при температуре 15 ºС; плотность (определена денсиметром) составила 0,845. Через сутки температура нефти поднялась до 25 ºС. Определить её плотность при этой температуре.

7. Дизельная фракция 180–230 ºС на выходе из холодильника атмосферно-вакуумной трубчатки имеет температуру 30 ºС. Найти её относительную плотность при этой температуре, если .

8. Смесь состоит из 60 кг н-пентана, 50 кг н-гексана и 25 кг н-гептана. Определить среднюю плотность смеси, если для н-пентана , н-гексана , н-гептана .

9. Самотлорская нефть имеет плотность 852,5 кг/м³ при 20 ºС. Определить её относительную плотность .

10. Плотность керосинового дистиллята (фракция 120–230 ºС) при температуре 27 ºС равна 805 кг/м³. Найти .

11. Бензиновая фракция ( ) нагревается в теплообменнике от 30 до 52 ºС. Определить изменение относительной плотности этой фракции.

12. Средняя молекулярная температура кипения легкой нефтяной фракции равна 97 ºС, характеристический фактор – 12,3. Определить её относительную плотность

13. Температура 50 %-го отгона нефтепродукта равна 145 ºС. Найти его , если К=11,3.

14. Мазут выходит из колонн К-2 атмосферной трубчатки (АТ) с температурой 330 ºС. Определить его плотность при этой температуре, если известны и К=10,1.

15. Для проведения испытаний приготовили пробу бензина, состоящую из 5 кг прямогонной бензиновой фракции ( ) и 15 кг бензина каталитического крекинга ( ). Определить относительную плотность ( ) полученной смеси.

16. Ароматический концентрат представляет собой смесь, состоящую из 120 кг бензола, 75 кг толуола и 25 кг этилбензола. Найти массовый и мольный состав смеси.

17. Природный газ Северного месторождения состоит из следующих компонентов (% об.): СН₄ – 96,8; С₂Н₆ – 0,9; С₃Н₈ – 0,4; С₄Н₁₀ – 0,3; N₂ – 1,0; СО₂ – 0,6. Найти массовый состав смеси.

18. Дана смесь двух узких бензиновых фракций самотлорской нефти:

Температура выкипания фракции, ºС	Молекулярная масса	Массовое содержание, %
105–120	103	30
120–140	112	70

Найти среднюю молекулярную температуру кипения смеси.

19. Имеется смесь двух нефтяных фракций:

Температура выкипания фракции, ºС	Молярная масса, кг/кмоль	Плотность , кг/м3	Мольная доля
180–210	168	806	0,34
210–230	182	833	0,68

Найти объемный состав и среднюю молекулярную температуру кипения смеси.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

Средние температурные поправки плотности на 1 °С
для нефти и нефтепродуктов

Плотность	Поправка
0,6900–0,6999	0,000910
0,7000–0,7099	0,000897
0,7100–0,7199	0,000884
0,7200–0,7299	0,000870
0,7300–0,7399	0,000857
0,7400–0,7499	0,000844
0,7500–0,7599	0,000831
0,7600–0,7699	0,000818
0,7700–0,7799	0,000805
0,7800–0,7899	0,000792
0,7900–0,7999	0,000778
0,8000–0,8099	0,000765
0,8100–0,8199	0,000752
0,8200–0,8299	0,000738
0,8300–0,8399	0,000725
0,8400–0,8499	0,000712
0,8500–0,8599	0,000699
0,8600–0,8699	0,000686
0,8700–0,8799	0,000673
0,8800–0,8899	0,000660
0,8900–0,8999	0,000647
0,9000–0,9099	0,000633
0,9100–0,9199	0,000620
0,9200–0,9299	0,000607
0,9300–0,9399	0,000594
0,9400–0,9499	0,000581
0,9500–0,9599	0,000567
0,9600–0,9699	0,000554
0,9700–0,9799	0,000541
0,9800–0,9899	0,000528
0,9900–1,0000	0,000515

Приложение 2

Зависимость относительной плотности жидких нефтепродуктов
от температуры

Приложение 3

Зависимость «плотность–температура»
для жидких нефтяных фракций при постоянном давлении
(область низких плотностей)

Приложение 4

Зависимость «плотность–температура»
для жидких нефтяных фракций при постоянном давлении
(область высоких плотностей)

Приложение 5

Номограмма для определения вязкости нефтяных масел
в зависимости от температуры