Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Билет № 12
Основные реакции превращения углеводородов при риформинге.
Рис. 2. Схема установки каталитического риформинга бензина с движущимся слоем катализатора и блоком гидроочистки:
Р-1 - реактор гидроочистки; Р-2/1-Р-2/4 - секции реактора риформинга; П-1 - печь блока гидроочистки; П-2/1-П-2/4 - секции печи реактора риформинга; П-3 - печь подвода тепла внизу колонны стабилизации; РК-1, -2 - ректификационные колонны стабилизации; СО - ступень очистки газов от сероводорода; ГЗ-1, -2 - гидрозатворы на потоке катализатора; ПП - пневмоподъемник; БРК - блок регенерации катализатора; Б -бункер; Е-1, -3, -4 - сепараторы высокого давления; РБ - ребойлер; остальные обозначения - см. рис. 4.9;
потоки: 1- бензин 85-180 °С; II - ВСГ; III - жидкая фаза катализата; IV, XI - углеводородный газ; V- отдув ВСГ; VI - очищенный от серы бензин; VII - катализах риформинга; VIII- жидкая фаза из горячего сепаратора; IX- паровая фаза в смеси с ВСГ из горячего сепаратора; X- жидкая фаза из холодного сепаратора; XII - сжиженный газ; XIII - стабильный высокооктановый бензин; XIV - товарный ВСГ; XV - закоксованный катализатор; XVI - регенерированный катализатор.
Комп. бензина
Рис. 3. Блок выделения и разделения ароматики (С6, С7 и С8) установки каталитического риформинга для получения ароматических углеводородов:
1 - колонна стабилизации; 2 - экстрактор ароматики; 3 - десорбер; 4, 5 - реэкстракторы ДЭГ; 6 - бензольная колонна; 7 - толуольная колонна; 8 - упарка водного раствора ДЭГ; 9 - о-ксилольная колонна; 10 - этилбензольная колонна; 11 - м-ксилольная колонна; 12 - колонна отделения тетрахлорида углерода;
X - холодильник; К - кристаллизатор; Ф - фильтр; ЭБ - этилбензол; ОК - о-ксилол; МК - м-ксилол; ПК - п-ксилол;
потоки: I- стабильный бензин риформинга; II- легкая фракция; III - рафинат;
IV – концентрат ароматики; V - абсорбент (ДЭГ); VI - бензол; VII - толуол; VIII - концентрат изомеров С8.
Блок гидроочистки представлен здесь реактором Р-1, сепаратором Е-1, сепа-рационной колонной РК-1 и ступенью очистки газов СО.
Поступающий на блок риформинга бензин проходит регенерационные теплообменники и поступает в печь П-2/1 и затем в реактор Р-2/1. После этого он проходит остальные три секции печи, подогреваясь между ступенями реактора, и остальные секции реактора (Р-2/2, Р-2/3, Р-2/4) и поступает в сепаратор Е-3 после теплообменника Т-3 (т.е. еще в горячем состоянии). Из сепаратора Е-3 жидкая фаза идет в стабилизационную колонну РК-2, а паровая - на дожимной компрессор К-2, после которого с давлением 1,5-1,8 МПа паровая фаза охлаждается в теплообменнике Т-6 и холодильнике Х-3 и поступает в сепаратор Е-4. В сепараторе Е-4 отделяется водородсодержащий газ, откачиваемый компрессором К-3, а жидкая фаза поступает в стабилизационную колонну РК-2.
Катализатор пересыпается из секции в секцию реактора так, чтобы пары сырья направить в печь П-2/2, а затем в П-2/3 и в П-2/4 на догревание; сам же катализатор через гидрозатворные пересыпанные устройства направляется в следующую секцию Р-2/2, а затем в Р-2/3 и в Р-2/4. Пройдя все секции, катализатор из нижней секции Р-2/4 выходит на регенерацию. Для этого он проходит гидрозатвор ГЗ-1 и поступает в блок регенерации катализатора (БРК), где кислородом воздуха с его поверхности выжигается кокс, после чего катализатор обрабатывают крепкой хлороводородной кислотой. Из БРК по пневмоподъемнику (ПП) катализатор поднимается в бункер Б и из него через гидрозатвор ГЗ-2 поступает в верхнюю секцию реактора Р-2/1.
Катализатор - цеолитсодержащий шариковый (диаметр шариков 2 мм), что дает ему хорошую подвижность при движении слоя; полный цикл его работы -3-7 дней. Тип катализатора - R-20 и R-34.
Регенерация катализатора ведется при атмосферном давлении, поэтому на выходе из реактора и на входе в реактор стоят шлюзовые камеры (ГЗ-1 и ГЗ-2), отражающие от попадания ВСГ в блок регенерации.
Ориентировочный режим работы установки следующий:
Температура, °С:
в реакторе гидроочистки 340
на выходе из печи П-2/1 500
на входе в печь П-2/2 480
на выходе из печи П-2/4 520
Давление, МПа:
внизу Р-2/4 0,8
в сепараторе Е-4 2,5
Продолжительность цикла циркуляции катализатора, сут 3,0
Соотношение загрузки катализатора по секция реактора 1 : 2 : 3,5 : 5
Отношение водород: углеводороды в ВСГ 2,5
Скорость регенерации катализатора, кг/ч 1800
Октановое число стабильного катализата (исследовательский метод) 102
В табл.2. приведены сравнительные данные по двум процессам - со стационарным и с движущимся слоем катализатора, а также данные по годам о совершенствовании второго процесса.
Таблица 2. Сравнительные данные по двум процессам каталитического риформинга
|
Показатели Объемная скорость подачи сырья, ч"1 |
Стационарный слой тора 1,3-2,0 |
Движущийся слой катализатора |
||
|
катализатора |
1971 г. |
1980г. |
1990г. |
|
|
Объемная скорость подачи сырья, ч-1 |
1,3-2,0 |
1,0-1,5 |
1,5-2,0 |
1,8-2,2 |
|
Давление в реакторе, МПа |
3,5 |
2,1 |
0,88 |
0,35 |
|
Кратность циркуляции, моль/моль vjkm/моль/моль |
6-10 |
4-6 |
3-4 |
1-3 |
|
ОЧи риформата без ТЭС |
94-96 |
95-98 |
100-103 |
100-104 |
|
Период циркуляции катализатора, сут. |
— |
30 |
7 |
3 |
|
Скорость выжига кокса, кг/ч |
— |
90 |
200-900 |
450-2270 |
|
Выход, %: стабильного бензина сжиженный газ + углеводородный газ чистого Н2 |
80 18,5 1,5 |
82 - - |
84 - - |
86 11,8 2,2 |
Не комментируя цифры, можно в общем сказать, что процесс с движущимся слоем катализатора имеет несомненные и большие преимущества и за ним будущее.
Учитывая эти преимущества, фирма "UOP" рекомендует все установки со стационарным слоем реконструировать в установки с движущимся слоем в три стадии:
Химизм процесса каталитического риформинга довольно сложен, но в основном он сводится к реакциям нафтенов и н-алканов. Реакции, которым подвергаются углеводороды, могут быть представлены следующей схемой:
дегидрирование ц-С6Н12 → С6Н6 + ЗН2; -200 кДж/моль,
изомеризация ц-С6Н12 → ц-С5Н9СН3; -20 кДж/моль,
ц-С6Н11СН3 → ц- С5Н8(СН3)2,
н – С6Н14 → и – С6Н14; - 6 кДж/моль,
гидрирование ц-С6Н12 + Н2 → н-С6Н14; +50 кДж/моль,
гидрокрекинг ц-С7 → ц-С6 + СН4 + Н2; +54 кДж/моль,
дегидроциклизация 2н-С7Н16 → ц-С6Н11СН3 → С6Н5СН3 + 3Н2,
крекинг н-С6Н14 → С2Н4 + н-С4Н10; - 90 кДж/моль,
и-С8Н18 → С2Н4 + и-С6Н14; - 90 кДж/моль.
Системы промыслового сбора природного газа
Существующие системы сбора газа классифицируются:
- по степени централизации технологических объектов подготовки газа;
- по конфигурации трубопроводных коммуникаций;
- по рабочему давлению.
По степени централизации технологических объектов подготовки газа различают индивидуальные, групповые и централизованные системы сбора.
Рис. 7.37. Принципиальная схема установки комплексной подготовки нефти:
1,9,11,12 - насосы; 2,5 - теплообменники; 3 - отстойник; 4 - электродегидратор; 6 - стабилизационная колонна; 7 - конденсатор-холдодильник; 8 - емкость орошения; 10- печь
I - холодная "сырая" нефть; II - подогретая "сырая" нефть; Ш - дренажная вода; IV - частично обезвоженная нефть; V - пресная вода; VI - обезвоженная и обессоленная нефть; VII - пары легких углеводородов; VIII – вескойленсиронавшиеся пары; IX - широкая фракция (сконденсировавшиеся пары); X - стабильная нефть
При индивидуальной системе сбора (рис. 7.38 а) каждая Скважина имеет свой комплекс сооружений для подготовки газа (УПГ), после которого газ поступает и сборный коллектор и далее на центральный сборный пункт (ЦСП). Данная система применяется в начальный период разработки месторождения, а также на промыслах с большим удалением скважин друг от друга. Недостатками индивидуальной системы являются: 1) рассредоточенность оборудования и аппаратов но всему промыслу, а, следовательно, сложности организации постоянного и высококвалифицированного обслуживания, автоматизации и контроля за работой этих объектов; 2) увеличение суммарных потерь газа но промыслу за счет наличия большого числа технологических объектов и т.д.
При групповой системе сбора (рис. 7.38 б) весь комплекс по подготовке газа сосредоточен па групповом сборном пункте (ГСП), обслуживающем несколько близко расположенных скважин (до 16 и более). Групповые сборные пункты подключаются к промысловому сборному коллектору, по которому газ поступает на центральный сборный пункт и далее потребителю.
Групповые системы сбора получили широкое распространение, так как их внедрение позволяет увеличить мощность и коэффициент загрузки токологических аппаратов, уменьшить число объектов контроля, обслуживания и автоматизации, а в итоге снизить затраты па обустройство месторождения.
При централизованной системе сбора (рис. 7.38 в) газ от всех скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому центральному сборному пункту, где осуществляется весь комплекс технологических процессов подготовки газа и откуда он направляется потребителям.
Применение централизованных систем сбора позволяет осуществить еще большую концентрацию технологического оборудования, за счет применения более высокопроизводительных аппаратов уменьшить мсталлозатраты и капитальные вложения в подготовку газа.
В каждом конкретном случае выбор системы сбора газа обосновывается технико-экономическим расчетом.
По конфигурации трубопроводных коммуникаций различают бесколлекториые и коллекторные газосборные системы. Прибесколлекторной системе сбора газ (подготовленный или ист) по-ступает па ЦПС со скважин ПО индивидуальным линиям. В коллекторных газосборных системах отдельные скважины подключаются к коллекторам, а уже по ним газ поступает на ЦСП.
Рис 7.38. Системы сбора газа на промыслах:
а) - индивидуальная; б) - групповая; в) - централизованная,
УПГ- установка подготовки газа; ГСП- групповой сборный пункт; ЦСП-цеитралнзо ванный сборный пункт
Рис. 7.39. Формы коллекторной газосборной сети:
Подключение скважин: а)- индивидуальное; б)- групповое
Различают линейные, лучевые и кольцевые коллекторные газосборные системы (рис. 7.39).
Линейная газосборная есть состоит из одного коллектора и применяется при разработке вытянутых в плане месторождений не-большим числом (2...3) рядов скважин. Лучевая газосборная сеть состоит из нескольких коллекторов, сходящихся в одной точке в виде лучей. Кольцевая газосборная есть представляет собой замкнутый коллектор, огибающий большую часть месторождения и имеющий перемычки. Кольцевая форма сети позволяет обеспечить бесперебойную подачу газа потребителям в случае выхода из строя одного из участков коллектора.
По рабочему давлению системы сбора газа делятся на вакуумные (Р<0,1 МПа), низкого давления (0,1<Р<0,6 МПа), среднего давления (0,6<Р< 1,6 МПа) и высокого давления (Р >1,6 МПа).
^ Промысловая подготовка газа
Природный газ, поступающий из скважин, содержит в виде примесей твердые частицы (песок, окалина), конденсат тяжелых углеводородов, пары воды, а в ряде случаев сероводород и углекислый газ. Присутствие в газе твердых частиц приводит к абразивному износу труб, арматуры и деталей компрессорного оборудования, засорению контрольно-измерительных приборов. Конденсат тяжелых углеводородов оседает в пониженных точках газопроводов, уменьшая их проходное сечение. Наличие водяных паров в газе приводит к коррозии трубопроводов и оборудования, а также к образованию в трубопроводах гидратов - снегоподобного вещества, способного полностью перекрыть сечение труб.
Сероводород является вредной примесью. При его содержании большем, чем 0,01 мг в 1 л воздуха рабочей зоны, он ядовит. А в присутствии влаги сероводород способен образовывать растворы сернистой и серной кислот, резко увеличивающих скорость коррозии труб, арматуры и оборудования.
Углекислый газ вреден тем, что снижает теплоту сгорания газа, а также приводит к коррозии оборудования. Поэтому его целесообразно отделить на промыслах.
Задачами промысловой подготовки газа являются его очистка от мехпримесей, тяжелых углеводородов, паров воды, сероводорода и углекислого газа.
Очистка газа от механических примесей
Для очистки природного газа от мехпримесей используются аппараты 2-х типов:
- работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли (масляные пылеуловители);
- работающие по принципу «сухого» отделения пыли (циклонные пылеуловители);
На рис. 7.40 представлена конструкция вертикального масляного пылеуловителя. Это вертикальный цилиндрический сосуд со сферическими днищами. Пылеуловитель состоит из трех секций: промывочной А (от нижнего днища до перегородки 5), в которой все время поддерживается постоянный уровень масла; осаднтслыюй Б ( от перегородки 5 до перегородки б), где газ освобождается от крупных частиц масла, и отбойной (скруббериой) секции В (от перегородки 6 до верхнего днища), где происходит окончательная очистка газа от захваченных частиц масла.
Пылеуловитель работает следующим образом. Очищаемый газ входит в аппарат через патрубок 10. Натекая на козырек 9, он меняет направление своего движения. Крупные же частицы мехпримесей, пыли и жидкости по инерции продолжают двигаться горизонтально. При ударе о козырек их скорость гасится и под действием силы тяжести они выпадают в масло. Далее газ направляется в контактные трубки 4, нижний конец которых расположен в 20...50 мм над поверхностью масла. При этом газ увлекает за собой масло в контактные трубки, где оно обволакивает взвешенные частицы пыли.
В осадителыюй секции скорость газа резко снижается. Выпадающие при этом крупные частицы пыли и жидкости по дренажным трубкам 11 стекают вниз. Наиболее легкие частицы из осадителыюй секции увлекаются газовым потоком в верхнюю скрубберную секцию В. Ее основной элемент - скруббер, состоящий из нескольких рядов перегородок 8, расположенных в шахматном порядке. Проходя через лабиринт перегородок, газ многократно меняет направление движения, а частицы масла по инерции ударяются о перегородки и стекают сначала на дно скрубберной секции, а затем по дренажным трубкам 11 в нижнюю часть пылеуловителя.
Очищенный газ выходит из аппарата через газоотводящий патрубок 7
Осевший на дно пылеуловителя шлам периодически (раз в 2...3 месяца) удаляют через люк 12. Загрязненное масло через трубку 1 сливают в отстойник. Взамен загрязненного в пылеуловитель по трубе 2 доливается очищенное масло. Контроль за его уровнем иедстся по шкале указателя уровня 3.
Рис. 7.40. Вертикальный масляный пылеуловитель:
1 - трубка для слива загрязненного масла; 2 - трубка для долива свежего масла; 3 - указатель уровня; 4 - контактные трубки; 5,6 - перегородки; 7 - патрубок для вывода газа; 8-скрутЗбер; 9 - козырек; 10 - патрубок для ввода газа; 11 - дренажные трубки; 12 - люк для удаления шлама
Рис. 7.41. Циклонный пылеуловитель:
1 - корпус; 2 - патрубок для ввода газа; 3 • циклон 4,5 - перегородки; 6 - патрубок для удаления шлама7 - патрубок для вывода газа; 8 - винтовые лопас
Наряду с «мокрым» для очистки газов от твердой и жидкой взвеси применяют и «сухое» пылеулавливание. Наибольшее распространение получили циклонные пылеуловители.
Схема, поясняющая работу циклонного пылеуловителя, приведена на рис. 7.41. Газ входит в аппарат через патрубок 2 и попадает в батарею циклонов 3. Под действием центробежной силы твердые и жидкие частицы отбрасываются к периферии, затормаживаются о стенку циклона и выпадают в нижнюю часть аппарата, откуда выводятся через патрубок 6. А очищенный газ, изменяя направление движения, попадает в верхнюю часть аппарата, откуда выводится через патрубок 7.
В товарном газе содержание мехпримесей не должно превышать 0,05 мг/м3.
Осушка газа
Для осушки газа используются следующие методы:
- охлаждение;
- абсорбция;
- адсорбция.
Пока пластовое давление значительно больше давления в магистральном газопроводе газ охлаждают, дросселируя излишнее давление. При этом газ расширяется и в соответствии с эффектом Джоуля-Томсона охлаждается.
Если пластовое давление понижено, то охлаждение газа производится на установках низкотемпературной сепарации. Эти установки очень сложны и дороги.
Технологическая схема абсорбционной осушки газа с помощью диэтиленгликоля (ДЭГ), приведена на рис. 7.42.
Газ, требующий осушки, поступает в абсорбер 1. В нижней скрубберной секции он очищается от взвешенных капель жидкости и поднимается вверх, проходя через систему тарелок. Навстречу газу по тарелкам стекает концентрированный раствор ДЭГ, закачиваемый в абсорбер насосом 2 из емкости 3. Раствор ДЭГ поглощает пары воды. Далее газ проходит через верхнюю скрубберную секцию, где освобождается от захваченных капель раствора и выходит из аппарата.
Остальная часть технологической схемы служит для восстановления абсорбента. Использованный раствор ДЭГ, содержащий 2...2,5 % воды, отбирается с нижней глухой тарелки абсорбера 1, подогревается в теплообменнике 4 встречным потоком регенерированного раствора и направляется в выветриватель 5, где освобождается от неконденсирующихся газов. Далее раствор снова подозревается в теплообменнике б и поступает в десорбер (выпарную колонну) 7. Выпарная колонна состоит из двух частей: собственно колонны тарельчатого типа, в которой из раствора ДЭГ, стекающего вниз выпаривается влага встречным потоком острого водяною пара и паров ДЭГ (верхняя основная часть колонны) и кипятильника (нижняя часть колонны), где происходит нагревание раствора до температуры 150... 160 "С и испарение воды
Рис. 7.42. Принципиальная схема осушки газа методом абсорбции:
1 - абсорбер; 2»10,11- насосы; 3,9 - емкости; 4,6 - теплообменники; 5 - вывстриватель; 7 - десорбер; 8 - конденсатор - холодильник; 12 - хсшодильник
Рис. 7.43. Принципиальная схема осушки газа методом адсорбции:
1,2-адсорберы; 3 - регулятор давления типа "после себя"; 4 - холодильник; 5 - емкость; 6 - газодувка; 7 - подогреватель газа
Водяной пар нэдесорбера поступает в конденсатор-холодильник 8, где он конденсируется и собирается и емкости 9. Часть полученной воды насосом 10 закачивается в верхнюю часть колонны, чтобы несколько снизить там температуру и уменьшить испарение, а, соответственно, и унос ДЭГ. Регенерированный горячий раствор ДЭГ прокачивается через теплообменники б и 4, холодильник 12 и поступает в емкость 3.
Работа десорбера основана на различной температуре кипения воды и абсорбента: для ДЭГ она равна 244,5 *С, а для триэтилсигликоля (ТЭГ) 287,4 °С. Диэтилспгликоль понижает точку росы газа на 25...35 градусов, а триэтнленгликоль - на40...45. Обе жидкости обладают малой вязкостью, неагрессивны в коррозионном отношении, очень слабо растворяют природные газы и имеют низкую упругость паров, что облетает их регенерацию.
Недостатками абсорбционной осушки газа являются унос абсорбента и относительная сложность его регенерации.
Технологическая схема осушки газа методом адсорбции приведена па рис. 7.43. Влажный газ поступает в адсорбер 1, где он проходит снизу вверх через слой адсорбента - твердого вещества, поглощающего пары воды и далее выводится из аппарата. Процесс осушки газа осуществляется в течение определенного (12...16 ч) времени. После этого влажный газ пускают через адсорбер 2, а адсорбер 1 отключают и выводят на регенерацию. Для этого через резулятор давления 3 типа «после себя» из газовой сети отбирается сухой газ, и воздуходувкой 6 подается в подогреватель 7, где газ нагревается до температуры 180...200 "С. Далее он подается в адсорбер 1, где отбирает влагу от адсорбента, после чего поступает в холодильник 4.
Сконденсировавшаяся вода собирается в емкости 5, а газ используется для осушки повторно и т. д. Процесс регенерации адсорбента продолжается 6...7 ч. После этого в течение около 8 ч адсорбер остывает.
Осушку газа адсорбентами проводят, как правило, в тех случаях, когда необходимо достичь точку росы менее - 30 "С. В качестве адсорбентов используют бокситы, хлористый кальций втвердом виде,цеолиты, силикагель и др.
Температурой вспышки – называется температура, при которой н/п, нагретый в стандартных условиях, выделяет такое количество паров, которое образует с окружающим воздухом горючую смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени.
Для индивидуальных углеводородов существует определенная количественная связь температуры вспышки и температуры кипения, выражаемая соотношением:
Твсп = 0,736 Ткип, (3)
где Твсп и Ткип выражены в К.
Для н/п, выкипающих в широком интервале температур, такую зависимость установить нельзя. В этом случае температура вспышки н/п связана с их средней температурой кипения, т.е. с испаряемостью. Чем легче фракция н/п, тем ниже ее температура вспышки. Так, например, бензиновые фракции имеют отрицательные (до минус 40 0С) температуру вспышки, керосиновые фракции 28 – 60 0С, масляные фракции 130-325 0С. Присутствие влаги, продуктов распада в нефтепродуктах заметно влияет на величину его температуры вспышки.
Стандартизованы два метода определения температуры вспышки н/п в открытом (ГОСТ 4333-87) и закрытом (ГОСТ 6356-75) тиглях. Разность температур вспышки одних и тех же н/п при определении в открытом и закрытом тиглях весьма велика. В последнем случае требуемое количество нефтяных паров накапливается раньше, чем в приборах открытого типа. Кроме того, в открытом тигле образовавшиеся пары свободно диффундируют в воздух. Указанная разность тем больше, чем выше температура вспышки н/п.
При определении температуры вспышки в открытом тигле н/п сначала обезвоживают с помощью хлорида кальция, сульфата кальция, затем заливают в тигель до определенного уровня в зависимости от вида н/п. Нагрев тигля ведут с определенной скоростью, и при температуре на 10 0С ниже ожидаемой температуры вспышки медленно проводят по краю тигля над поверхностью н/п пламенем горелки, горящей деревянной палочки или другого зажигательного устройства. Эту операцию повторяют через каждые 2 0С. За температуру вспышки принимают ту температуру, при которой появляется синее пламя над поверхностью н/п.
При определении температуры вспышки в закрытом тигле н/п заливают до определенной метки и в отличие от описанного выше метода нагревание его проводят при непрерывном перемешивании. При открывании крышки тигля в этом приборе автоматически подносится пламя к поверхности н/п. Определение температуры вспышки начинают за 10 0С до предполагаемой температуры вспышки – если она ниже 50 0С, и за 17 0С – если она выше 50 0С. Определение проводят через каждый градус, причем в момент определения перемешивание прекращают. Все вещества, имеющую температуру вспышки в закрытом тигле ниже 61 0С, относятся к легковоспламеняющимся жидкостям (ЛВЖ), которые , в свою очередь, подразделяются на особо опасные (tвсп ниже минус 18 0С), постоянно опасные (tвсп от минус 18 0С до 23 0С) и опасные при повышенной температуре (tвсп от 23 0С до 61 0С).
Температура вспышки н/п характеризует возможность этого н/п образовывать с воздухом взрывчатую смесь. Смесь паров н/п с воздухом становится взрывчатой, когда концентрация паров горючего в ней достигает определенных значений и в соответствии с этим различают нижний и верхний пределы взрываемости смеси паров н/п с воздухом. Если концентрация паров н/п меньше нижнего предела взрываемости, взрыва не происходит, т.к. имеющийся избыток воздуха поглощает выделяющееся в исходной точке взрыва тепло и таким образом препятствует возгоранию остальных частей горючего.
При концентрации паров н/п в воздухе выше верхнего предела взрыва не происходит из-за недостатка кислорода в смеси.
При определении температуры вспышки в открытом тигле н/п вспыхивает и сейчас же гаснет. Если же продолжать нагревание н/п, можно вновь наблюдать вспышку паров, при этом вспыхнувший н/п будет спокойно гореть в течение некоторого времени, соответствующая этому наинизшая температура называется температурой воспламенения.
Если н/п нагреть до высокой температуры, а затем привести его в соприкосновение с воздухом, то он самопроизвольно воспламениться. Температуру, при которой соприкосновение н/п с воздухом вызывает его воспламенение и устойчивое горение без поднесения источника огня, называют температурой самовоспламенения.
Температура самовоспламенения н/п зависит не от испаряемости, а от их химического состава, наибольшей температурой самовоспламенения обладают ароматические углеводороды, а также богатые ими н/п, наименьшей - парафиновые углеводороды. Чем выше молекулярная масса углеводородов, тем ниже температура самовоспламенения, т.к. она зависит от окислительной способности. С повышением молекулярной массы углеводородов их окислительная способность возрастает, и они вступают в реакцию окисления при более низкой температуре.
Температуру самовоспламенения н/п определяют по ГОСТ 13920-68 в открытой колбе нагреванием до появления пламени в колбе. Температура самовоспламенения на сотни градусов выше температур вспышки и воспламенения.
Самовоспламенение н/п часто является причиной пожаров при нарушении герметичности фланцевых соединений в трубчатых печах и т.д.
Смотреть на листах, сфотографированных Фаиль.