Таблица
1.3 – Содержание узких фракций в
пономаревской нефти
Номер фракции |
Пределы |
Выход, |
|
суммарный |
отдельной |
||
0 |
до |
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 |
* |
Таблица
1.4 – Содержание узких фракций в
тархановской нефти
Номер фракции |
Пределы |
Выход, |
|
суммарный |
отдельной |
||
1 |
2 |
3 |
4 |
0 |
до |
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 |
* |
Содержание фракций в % масс.
(асм)
в смеси нефтей рассчитывается по формуле:
асм =
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 + аƩ)
/ 2,
где ао,аƩ
– 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 |
Средняя |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
0 |
до |
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 |
Рисунок 1.1 – К расчету средней
температуры кипения остатка
Среднюю температуру
кипения остатка (toст)
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.
tост.=
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 (tнк)
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
tнк =
28 – х = 28 – 15 = 13 °С
Среднюю
температуру кипения фракции находим
как среднее арифметическое:
tср
=
(tнк
+
tкк)
/ 2,
где tнк
и tкк
–
температура начала и конца кипения
фракции соответственно.
Средняя
температура кипения фракции нк-60
°С:
tср1
=
(13 + 60) / 2 = 37 °С
Средняя
температура кипения фракции 60-100
°С:
tср2
=
(60 + 100) / 2 = 80 °С
Средняя
температура кипения фракции 100-150
°С:
tср3
=
(100 + 150) / 2 = 125 °С
Средняя
температура кипения фракции 150-200
°С:
tср4
=
(150 + 200) / 2 = 175 °С
Средняя
температура кипения фракции 200-250
°С:
tср5
=
(200 + 250) / 2 = 225 °С
Средняя
температура кипения фракции 250-300
°С:
tср6
=
(250 + 300) / 2 = 275 °С
Средняя
температура кипения фракции 300-350
°С:
tср7
=
(300 + 350) / 2 = 325 °С
Средняя
температура кипения фракции 350-400
°С:
tср8
=
(350 + 400) / 2 = 375 °С
Средняя
температура кипения фракции 400-450
°С:
tср9
=
(400 + 450) / 2 = 425 °С
Средняя
температура кипения фракции 450-500
°С:
tср10
=
(450 + 500) / 2 = 475 °С
По формуле Воинова рассчитываются
значения молярной массы фракций:
Мi
= 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 ⋅
(Хср)1/3),
где
– относительная плотность смеси нефтей;
= 0,6 ⋅
0,8416 + 0,4 ⋅
0,8795 = 0,8568
Хср –
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:
ρост =
⋅
[1 + 0,204 ⋅
(Xсум
/ 100)0,8],
где Xсум
– суммарный отгон дистиллятов до
получения данного остатка (в нашем
случае это суммарный выход до 500 °С
= 68,24 %).
ρост =
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 |
Пределы |
Выход фракции аi,% |
ti |
i |
Мi |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
0 |
до |
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 Кб35с 70.xlsx
- #
Средняя объемная температура кипения узкой фракции
может быть взята как температура 50% ее отгона по ГОСТ или подсчитана по
формуле
,
где tн.к
и tк.к — температура начала и конца
кипения узкой фракции, 0С.
Рис. |
Р |
Р и с. 1.5. График для определения критической
температуры tкр
жидких нефтяных фракций в зависимости от их плотности
Р и с. 1.6. График для определения критической
температуры
газов tкр в
зависимости от их молярной массы
В случае
широкой фракции среднюю объемную температуру определяют по формуле
, (1.17)
где t10%,
t20%,, …, t90%
— температуры выкипания соответственно 10, 20, … , 90% об. нефтяной
фракции, 0С.
Коэффициент сжимаемости по рис. 1.4 может быть
определен, если известны псевдокритические параметры – температура (Тпс.
кр.) и давление (Рпс.кр.). Псевдокритические параметры находят
по рис. 1.7 в зависимости от молярной массы и характеризующего фактора.
Рис. 1.23. Пособия
Р и с. 1.7. Определение псевдокритических температур
и давлений
нефтяных фракций
Молярную массу бензинов (катализатов) определяют по
формуле Крэга
Характеризующий фактор рассчитывают по формуле
К =
,
где Тср.м – средняя
молярная температура кипения фракции, К.
Средняя
молярная температура кипения фракции может быть найдена по средней объемной
температуре кипения фракции
,
где Dt – поправка
к tср. Поправку Dt определяют
по графику (рис.1.8) в зависимости от тангенса угла наклона кривой разгонки по
ГОСТ (ASTM), который находят из соотношения
tgÐГОСТ=,
где tgÐ ГОСТ — тангенс угла наклона кривой разгонки
по ГОСТ;
t10% и t90%
— температуры отгона 10 и 90% по ГОСТ, 0С.
Рис. 1.3. Пособия
Р и с. 1.8. Зависимость поправки Dt от
тангенса угла наклона
кривой ГОСТ (ASTM)
Характеризующий фактор К позволяет судить о
химической природе нефтяной фракции: для парафиновых нефтепродуктов К=12,5-13,0
и для нафтено-ароматических К= 10,0-11,0.
Энтальпия
жидких нефтепродуктов может быть найдена по формуле
h = Cp × t,
где h –
энтальпия жидкого нефтепродукта, кДж/кг (кДж/кмоль);
Cp – теплоемкость жидкого нефтепродукта при
температуре t, кДж/(кг×0С)
или кДж/(кмоль×0С);
t –
температура нагрева нефтепродукта, .0С.
Энтальпия
жидких нефтепродуктов может быть рассчитана по формуле
или
,
где .
В табл. 1.1
приведены величины для температур
в интервале от 0 до 5000С. Найденную по таблице в зависимости от
температуры величину a
умножают на и получают
энтальпию жидкого нефтепродукта в кДж/кг.
Энтальпии
нефтяных жидкостей в интервале температур 0-5500С, зная плотность
нефтепродукта, можно определить по таблицам [5, с. 524; 6, с. 214; 7, с. 18].
Таблица 1.1
Значение величины при различных
температурах при расчете энтальпии жидких
нефтепродуктов
Температура, 0С |
a |
Температура, 0С |
a |
Температура, 0С |
a |
Температура, 0С |
a |
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100 105 110 115 120 125 |
0,00 2,02 4,07 6,14 8,22 10,33 12,45 14,60 16,77 18,95 21,16 23,39 25,63 27,91 30,26 32,53 34,83 37,10 39,55 41,94 44,35 46,78 49,23 51,70 54,19 56,70 |
130 135 140 145 150 155 160 165 170 175 180 185 190 195 200 205 210 215 220 225 230 235 240 245 250 255 |
59,23 61,79 64,36 66,80 69,56 72,19 74,85 77,52 80,21 82,93 85,66 88,42 91,19 93,98 96,80 99,63 102,49 105,36 108,26 111,18 114,11 117,07 120,05 123,04 126,06 129,09 |
260 265 270 275 280 285 290 295 300 305 310 315 320 325 330 335 340 345 350 355 360 365 370 375 380 385 |
132,16 135,24 138,33 141,45 144,59 147,75 150,93 154,13 157,35 160,59 163,85 167,13 170,43 173,75 177,09 180,45 183,84 187,24 190,66 194,04 197,57 201,05 204,55 208,08 211,62 215,19 |
390 395 400 405 410 415 420 425 430 435 440 445 450 455 460 465 470 475 480 485 490 495 500 |
218,71 222,37 226,00 229,64 233,31 236,99 240,70 244,43 248,17 251,94 255,73 260,53 263,36 267,10 271,08 274,96 277,92 282,80 286,75 290,72 294,71 298,72 302,75 |
ПРИМЕРЫ ВЫЧИСЛЕНИЯ ЗНАЧЕНИЙ ТЕМПЕРАТУРЫ КИПЕНИЯ,
МОЛЯРНОЙ МАССЫ И ГРАДУИРОВОЧНЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФРАКЦИЙ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА
Г.1 Вычисление температуры кипения фракций ПНГ
Г.1.1 Если известен индивидуальный компонентный состав фракции ПНГ, значение ее средневзвешенной температуры кипения вычисляют по формуле
(Г.1)
где tфр — значение средневзвешенной температуры кипения углеводородной фракции ПНГ, °C;
xi — молярная доля i-го компонента фракции ПНГ, %;
ti — температура кипения i-го компонента фракции ПНГ, °C.
Пример — По известному индивидуальному компонентному составу фракции 45 °C — 60 °C требуется вычислить ее средневзвешенную температуру кипения. Необходимые для вычисления данные и промежуточные результаты вычислений приведены в таблице Г.1.
Таблица Г.1
Исходные данные и промежуточные результаты для вычисления
средневзвешенной температуры кипения фракции 45 °C — 60 °C
Компонент |
Температура кипения ti, °C |
Молярная доля xi, % |
xi·ti |
Сероуглерод |
46,22 |
0,0029 |
0,134 |
Циклопентан |
49,32 |
0,0717 |
3,531 |
2,2-Диметилбутан |
49,72 |
0,0330 |
1,638 |
Изопропилмеркаптан |
52,55 |
0,0037 |
0,194 |
2,3-Диметилбутан |
58,05 |
0,0658 |
3,820 |
Сумма: |
0,1771 |
9,317 |
Для определения средневзвешенной температуры кипения фракции 45 °C — 60 °C в соответствии с формулой (Г.1) необходимо сумму значений графы «xi·ti» таблицы Г.1 разделить на сумму значений графы «Молярная доля хi, %» таблицы Г.1:
t45 — 60 = 9,317/0,1771 = 52,61 °C. (Г.2)
Г.1.2 Если индивидуальный компонентный состав фракции ПНГ не известен, температуру кипения фракции можно определять интерполяцией по зависимости времени выхода н-алканов от их температуры кипения по средневзвешенному значению времени выхода фракции. Средневзвешенное значение времени выхода фракции устанавливают по хроматограмме, предварительно размеченной на фракции, и оно представляет собой точку на оси времени выхода, в которой суммарная площадь пиков компонентов, входящих во фракцию, делится пополам.
Г.1.3 Если невозможно или нецелесообразно определять диапазоны температур кипения фракций ПНГ одним из приведенных выше способов, допускается определять средние температуры кипения следующим образом.
Г.1.3.1 За значение температуры кипения фракции, ранжированной по числу атомов углерода, принимают среднеарифметическое значение температур кипения н-алкана данной фракции и н-алкана предыдущей фракции.
Пример — Для фракции C8 за температуру кипения принимают среднеарифметическое значение температуры кипения входящего в данную фракцию н-октана (125,62 °C) и температуры кипения входящего в предыдущую фракцию н-гептана (98,38 °C). Среднеарифметическое значение температуры кипения фракции C8 составляет 112,00 °C.
Г.1.3.2 За значение температуры кипения фракции, ранжированной по температурам кипения, принимают среднеарифметическое значение температур начала и конца кипения компонентов фракции.
Пример — Для температурной фракции 100 °C — 110 °C за значение температуры кипения фракции принимают среднеарифметическое значение температур начала и конца кипения: 105 °C.
Г.2 Вычисления молярной массы фракций ПНГ
Г.2.1 Если известен индивидуальный компонентный состав фракции ПНГ, средневзвешенное значение молярной массы данной фракции Mфр, г/моль, вычисляют по формуле
(Г.3)
где xi — молярная доля соответствующего компонента данной фракции ПНГ, %;
Mi — молярная масса компонента данной фракции ПНГ, г/моль.
Пример — По известному индивидуальному компонентному составу фракции 45 °C — 60 °C требуется рассчитать ее молярную массу. Необходимые для расчета данные и промежуточные результаты расчета приведены в таблице Г.2.
Таблица Г.2
Исходные данные и промежуточные результаты расчета
молярной массы фракции 45 °C — 60 °C
Компонент |
Молярная масса Mi |
Молярная доля xi, % |
xi·Mi |
Сероуглерод |
76,14070 |
0,0029 |
0,22081 |
Циклопентан |
70,13290 |
0,0717 |
5,02853 |
2,2-Диметилбутан |
86,17540 |
0,0330 |
2,83948 |
Изопропилмеркаптан |
76,16062 |
0,0037 |
0,28179 |
2,3-Диметилбутан |
86,17540 |
0,0658 |
5,67034 |
Сумма: |
0,1771 |
14,04095 |
Для определения молярной массы фракции 45 °C — 60 °C в соответствии с формулой (Г.3) необходимо сумму значений графы «xi·Mi» таблицы Г.2 разделить на сумму значений графы «Молярная доля xi, %» таблицы Г.2:
M45 — 60 = 14,04095/0,1771 = 79,30501 г/моль. (Г.4)
Г.2.2 Если индивидуальный компонентный состав фракции ПНГ не известен, допускается определять молярную массу углеводородной фракции ПНГ по зависимости молярной массы от температуры кипения, построенной по данным для н-алканов. Температуру кипения углеводородных фракций ПНГ определяют по Г.1. Зависимость молярной массы нормальных алканов от их температуры кипения можно выразить следующей приближенной формулой
M = 58,73266 + 0,3450299·tb + 0,0007725375·tb2. (Г.5)
Пример — По средней температуре кипения фракции 45 °C — 60 °C (52,5 °C) требуется рассчитать ее молярную массу. Для определения приближенной молярной массы фракции 45 °C — 60 °C необходимо в формуле (Г.3) привести среднюю температуру кипения фракции 52,5 °C:
M45 — 60 = 58,73266 + 0,3450299·52,5 +
+ 0,0007725375·(52,5)2 = 78,97604 г/моль. (Г.6)
Г.2.3 Допускается также определять молярную массу углеводородных фракций ПНГ на основе имеющихся стандартизированных методик, справочной литературы, результатов экспериментальных исследований, расчетных методов (корреляций), аналитических и эмпирических зависимостей, диаграмм и т.п.
Г.3 Пример определения градуировочных коэффициентов фракций ПНГ
Значения градуировочных коэффициентов углеводородных фракций ПНГ устанавливают методом интерполяции по зависимости градуировочных коэффициентов н-алканов от их температуры кипения для значения средней температуры кипения фракции, полученной по Г.1. Пример зависимости градуировочных коэффициентов н-алканов от их температуры кипения, для используемой конфигурации хроматографической измерительной системы, приведен на рисунке Г.1.
Рисунок Г.1 — График зависимости относительных (по пентану)
градуировочных коэффициентов для н-алканов C5 — C10
градуировочной смеси от их температуры кипения
Г.4 Пример определения условно-постоянных значений градуировочных коэффициентов и значений молярной массы суммарных компонентов
Если для одного и того же потока ПНГ проводятся как регулярные измерения с применением обратной продувки и определением доли суммарного компонента Cn+, так и периодические измерения полного индивидуального или компонентно-фракционного состава до углеводородов C10, допускается рассчитывать градуировочный коэффициент и молярную массу суммарного компонента Cn+ по результатам измерений полного индивидуального или компонентно-фракционного состава и использовать их в качестве условно-постоянных значений при обработке результатов регулярных измерений с применением обратной продувки.
Г.4.1 Значения градуировочного коэффициента суммарного компонента Cn+ находят методом интерполяции по зависимости градуировочных коэффициентов н-алканов от их температуры кипения (аналогичной приведенной на рисунке Г.1, но построенной для применяемой фактически конфигурации хроматографической измерительной системы) для значения средней температуры кипения суммарного компонента Cn+.
Среднюю температуру кипения суммарного компонента Cn+ находят по Г.1.
Если по результатам периодических измерений получен полный индивидуальный состав ПНГ до углеводородов C10, для расчета средней температуры кипения суммарного компонента Cn+ используют формулу (Г.1), в которую подставляют молярные доли и температуры кипения индивидуальных углеводородов, входящих в состав данного суммарного компонента Cn+.
Если по результатам периодических измерений получен полный компонентно-фракционный состав ПНГ до углеводородов C10, для расчета средней температуры кипения суммарного компонента Cn+ также используют формулу (Г.1), в которую подставляют измеренные молярные доли фракций ПНГ и ранее найденные по Г.1 температуры кипения фракций ПНГ, входящих в состав данного суммарного компонента.
Г.4.2 Значения молярной массы суммарного компонента Cn+ находят по Г.2.
Если по результатам периодических измерений получен полный индивидуальный состав ПНГ до углеводородов C10, для расчета молярной массы суммарного компонента Cn+ используют формулу (Г.3), в которую подставляют значения молярной доли и молярной массы индивидуальных углеводородов, входящих в состав данного суммарного компонента.
Если по результатам периодических измерений получен полный компонентно-фракционный состав ПНГ до углеводородов C10, для расчета молярной массы суммарного компонента Cn+ также используют формулу (Г.3), в которую подставляют значения молярной доли и ранее найденные по Г.2 значения молярной массы фракций ПНГ, входящих в состав данного суммарного компонента.
Приложение Д
(справочное)
ПРИМЕР ЗАВИСИМОСТИ ТЕМПЕРАТУРЫ КИПЕНИЯ АЛКАНОВ
ОТ ВРЕМЕНИ ИХ ВЫХОДА НА ХРОМАТОГРАММЕ
Рисунок Д.1 — График зависимости температуры кипения
углеводородов C2 — C10 градуировочной смеси
от времени их выхода на хроматограмме
Таблица Д.1
Значения времени выхода, температуры кипения и молярной
массы углеводородов C2 — C10 градуировочной смеси
Компонент |
Время выхода компонента, мин |
Температура кипения компонента, °C |
Молярная масса компонента, г/моль |
Этан |
5,54 |
-88,53 |
30,06904 |
Пропан |
10,30 |
-42,08 |
44,09562 |
Изобутан |
12,57 |
-11,73 |
58,12220 |
н-Бутан |
13,09 |
-0,49 |
58,12220 |
Неопентан |
13,61 |
9,51 |
72,14878 |
Изопентан |
14,60 |
27,92 |
72,14878 |
н-Пентан |
15,05 |
36,09 |
72,14878 |
н-Гексан |
17,44 |
68,75 |
86,17536 |
н-Гептан |
21,94 |
98,41 |
100,20194 |
н-Октан |
30,31 |
125,66 |
114,22852 |
н-Нонан |
46,15 |
150,76 |
128,25510 |
н-Декан |
76,63 |
174,12 |
142,28168 |
Приложение Е
(справочное)
- ТИПОВАЯ ХРОМАТОГРАММА УГЛЕВОДОРОДОВ C1 — C5, АЗОТА, ДИОКСИДА УГЛЕРОДА, МЕТАНОЛА И СЕРОВОДОРОДА В ПОПУТНОМ НЕФТЯНОМ ГАЗЕ
- ТИПОВЫЕ ХРОМАТОГРАММЫ УГЛЕВОДОРОДОВ C4 — C9 И C3 — C10 В ПОПУТНОМ НЕФТЯНОМ ГАЗЕ
Скачать документ целиком в формате PDF