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
Для правильного выбора метода переработки нефти, составления материальных балансов некоторых процессов необходимо знать элементарный состав нефти и нефтепродуктов.
Основную часть нефти и нефтепродуктов составляют углерод (83-87%) и водород (12-14%). Их содержание, иногда и соотношение, полезно знать для расчетов некоторых процессов. Например, теплота сгорания котельных топлив является важным показателем, от которого зависит расход топлива. Теплота сгорания зависит от элементного состава топлив. Высокая теплота сгорания жидких топлив объясняется высоким содержанием в них водорода и углерода и малой зольностью. Входящие в состав топлива кислород, азот, влага и негорючие минеральные вещества являются балластом.
Процентное отношение массового содержания водорода к содержанию углерода (100Н\С) показывает сколько необходимо добавить водорода к сырью в процессе гидрокрекинга, чтобы получить желаемые продукты. Отношение 100 Н/С в бензине равно 17-18, в нефти 13-15, в тяжелых фракциях 9-12.
Данные элементного состава и структурно-группового состава узких фракций масел и тяжелых остатков, из которых выделение индивидуальных соединений невозможно, позволяет значительно расширить представления о структуре веществ, входящих в эти фракции, и построить модель их "средней" молекулы.
Элементный анализ на углерод и водород основан на безостаточном сжигании органической массы нефтепродукта в быстром токе кислорода до диоксида углерода и воды. Последние улавливают, и по их количеству рассчитывают содержание указанных элементов.
Во всех нефтях наряду с углеводородами имеется значительное количество соединений, включающих такие гетероатомы,как сера, азот и кислород. Содержание этих элементов зависит от возраста и происхождения нефти.
Сера может составлять от 0,2 до 7,0%, что отвечает содержанию сернистых соединений ~ 0,2-7,0%. Кислорода в нефти содержится от 0,05 до 3,6%, а содержание азота не превышает 1,7%.
Распределение гетероатомов по фракциям нефти неравномерно. Обычно большая их часть сосредоточена в тяжелых фракциях и особенно в смолистой ее части.
Кислородсодержащие соединения в отечественных нефтях редко составляют больше 10%. Эти компоненты нефти представлены кислотами, эфирами, фенолами и др. Содержание кислорода в нефтяных фракциях возрастает с повышением их температуры кипения, причем до 90-95% кислорода приходится на смолы и асфальтены.
Наиболее распространенными кислородсодержащими соединениями нефти являются кислоты и фенолы, которые обладают кислыми свойствами и могут быть выделены из нефти или ее фракций щелочью. Их суммарное количество обычно оценивают кислотным числом (количество мг КОН, пошедшего на титрование 1 г нефтепродукта). Содержание веществ с кислыми свойствами также, как и всех кислородсодержащих соединений, убывает с возрастом и глубиной нефтяных залежей.
Процентное содержание кислорода чаще всего определяют по разности между ста и суммарным содержанием всех остальных элементов в процентах. Это неточный метод, так как на его результатах сказываются погрешности определения всех остальных элементов.
Имеются прямые методы определения кислорода, например, гравиметрический метод пиролиза нефтепродуктов в токе инертного газа в присутствии платинированного графита и оксида меди. О содержании кислорода судят по массе выделившегося СО2.
Сера является наиболее распространенным гетероэлементом в нефтях и нефтепродуктах. Содержание ее в нефти колеблется от сотых долей процента до 14% (нефтепроявление Роузл Пойнт, США). В последнем случае почти все соединения нефти являются серосодержащими.
Как и кислородсодержащие соединения нефти, серосодержащие неравномерно распределены по ее фракциям. Обычно их содержание увеличивается с повышением температуры кипения. Однако в отличие от других гетероэлементов, содержащихся в основном в асфальто-смолистой части нефти, сера присутствует в значительных количествах в дистиллятных фракциях.
В нефтях сера встречается в виде растворенной элементарной серы, сероводорода, меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и производных тиофена, а также в виде сложных соединений, содержащих одновременно атомы серы, кислорода и азота в различных сочетаниях.
Серосодержащие соединения наиболее вредны как при переработке, так и при использовании нефтепродуктов. Они отрицательно влияют на многие эксплуатационные свойства нефтепродуктов. У автомобильных бензинов снижается приемистость к ТЭС, стабильность, способность к нагарообразованию, коррозионную агрессивность. При сгорании сернистых соединений выделяются SO2 и SО3, образующие с водой коррозионно-агрессивные сернистую и серную кислоты. Серный ангидрид (SО3) сильнее, чем SО2 влияет на нагарообразование, износ и коррозию в двигателе, а также на качество масла, При наличии SО3 в продуктах сгорания повышается точка росы и тем самым облегчается конденсация Н2SO4 на стенках гильз цилиндров и усиливается коррозия. При воздействии на масло Н2SО4 образуются смолистые продукты, образующие затем нагар, обладающий в результате повышенного содержания серы большой плотностью и абразивностью и способствующий износу двигателя.
Сернистые соединения могут вызвать временное обратимое отравление. Вместе с тем, при длительном воздействии сернистых соединений, отравление зачастую бывает необратимым. Отравление сернистыми соединениями избирательно ведет к падению активности катализатора лишь в отношении реакций ароматизации углеводородов. При этом возрастает расщепляющее действие катализатора. Снижение скорости реакции ароматизации, с одной стороны, и усиление реакций распада, с другой, вызывает нарушение селективности процесса, ослабление гидрирующей функции катализатора ведет за собой также более быстрое закоксовывание катализатора. Наиболее чувствительны к действию сернистых соединений полиметаллические ренийсодержащие катализаторы.
Содержание азота в нефти редко превышает 1%. Оно снижается с глубиной залегания нефти. Азотистые соединения сосредоточены в высококипящих фракциях нефти, и особенно в тяжелых остатках. Обычно азотсодержащие соединения делят на две большие группы: азотистые основания и нейтральные азотистые соединения.
Азотистые основания сравнительно легко выделяются минеральными кислотами и поэтому наиболее изучены.
Нейтральные азотистые соединения нефти представлены арилпроизводными пиррола и амидами кислот. С увеличением температуры кипения нефтяных фракций увеличивается содержание в них нейтральных азотистых соединений и падает содержание основных.
2) Фракционный состав, способы определения. Зависимость выхода фракции от температуры кипения нефтепродукта
Фракционным составом обычно называют зависимость количества выкипающего продукта от повышения температуры кипения.
Для индивидуальных веществ с определенной температурой кипения такой зависимости нет, так как вещество начинает кипеть и полностью выкипает при одной и той же температуре, называемой температурой кипения.
В основе всех методов определения фракционного состава нефти лежит дистилляция - тепловой процесс разделения сложной смеси углеводородов нефти на отдельные фракции с различными температурными интервалами кипения путем испарения нефти с последующей дробной конденсацией образовавшихся паров [4].
В процессе дистилляции фиксируют температуру паров t термометром 2 и объем жидкости V в приемнике 5 в следующие моменты: в момент падения первой капли в приемник (температура начала кипения - /нк), когда V- 0; когда объем жидкости в приемнике составляет 10 мл, 20 мл, 30 мл и т.
до fyb когда температура по термометру достигнет максимума (после *9о) и начнет снижаться - температура конца кипения (*кк).
Уточненная методика пересчета температур кипения нефтяных фракций//Химия и технология топлив и масел.
Методы определения фракционного состава нефтей в области высоких температур кипения//Сб.
кривая как бы смещается вверх на некотору* величину по температурам кипения.
Изучение этого явления [40] позволило заключить, что он связано с погрешностью пересчета температур по номограмм UOP: номограмма построена для индивидуальных углеводородов, при кипении нефти выкипает одновременно их сложная смеа Был предложен график поправок к номограмме UOP [4].
Например, от начала кипения до 80 °С отбирают и взвешивают первую фракцию, затем от 80 до 100 "С - вторую, от 100 до 120 °С - третью, и т.
Обычно это наблюдается при температуре кипения фракции (приведенной к нормальному давлению) - около 480-500 °С.
Полученные значения температур кипения отбираемых фракций и их выходов [в % (мае.
) от загрузки куба] представляют в виде таблицы или кривой и называют фракционным составом по НТК (истинным температурам кипения).
наибольшую четкость разделения углеводородов при испарении и соответственно наименьшую температуру начала кипения и наибольшую - конца кипения.
Это деление можно осуществлять тремя способами: по экспериментальным точкам отбора фракций при ректификации; по температурным пределам кипения фракций, обусловленным заранее (если они не совпадают с экспериментальными); по выходу фракций, если он чем-то обусловлен, и температурные пределы кипения фракций получаются в этом случае как функция.
Для каждого условного компонента определяют среднюю температуру кипения (например, как среднеарифметическую температур начала и конца кипения такого компонента по кривой ИТК), и эта температура служит в дальнейшем базовым физическим параметром во всех технологических расчетах, где используется фракционный состав.
Для этого составляют эталонную смесь из углеводородов с известными температурами кипения, охватывающими примерно интервал кипения смесей, которые требуется анализировать.
, /9 от нулевой оси, соответствующие времени удерживания каждого углеводорода (1-9) в колонке хроматографа, и строят калибровочный график // зависимости температур кипения углеводородов эталонной смеси от времени их удерживания.
Для этого в хроматограф вводят малую дозу анализируемой смеси (нефти или нефтепродукта) и получают ее хроматограмму ///, имеющую обычно сложный вид - множество пиков, соответствующих углеводородам с неизвестными температурами кипения.
К определению состава по ИТК имитированной дистилляцией: / - хроматограмма эталонной смеси; // - калибровочный график; /// - хроматограмма анализируемой смеси; IV - кривая ИТК; 1+9 - номера компонентов смеси с известными температурами кипения; 0 - момент ввода смеси в хроматограф; / и L - расстояния по хроматограмме; 5 - площади хроматограммы измеряют расстояние /о от нулевой линии, соответствующее площади хроматограммы.
Ее содержание меняется по экстремальной зависимости с минимумом в области температур кипения 100-150 °С.
4, из которой видно, что при почти одинаковых с НПУ температурах кипения они имеют почти на 100 °С ниже температуры застывания.
В основном все они представлены алкилпроизводными изомерами и содержатся во фракциях нефти в соответствии с их температурами кипения.
По интервалу кипения нефти сера распределяется неравномерно (рис.
21): в легких фракциях 80-100 °С ее содержится много, во фракциях 150-220 °С ее количество обычно минимально и далее к концу кипения существенно нарастает.
Резкой границы между фракцией нефти с температурой кипения 500-550 °С и фракцией, содержащей смолы и асфальтены, не существует, и поэтому их условно можно разделить на следующие компоненты: мальтены - смесь смол с масляными (парафинонафтено-выми) фракциями нефти.
2), дискретный ряд температур выкипания индивидуальных веществ, из которых состоит нефть, заменяется при определении фракционного состава нефти монотонной кривой зависимости "истинных" (усредненных) температур кипения, от выхода фракций нефти при ее кипении (состав нефти по НТК).
Представление кривой ИТК условными компонентами (о - экспериментальные точки; пунктир - деление на узкие фракции по шкале температур кипения; штрих-пунктир - то же по шкале выхода фракций) из точек выражает некую усредненную температуру кипения большой группы углеводородов, фиксируемую в момент отбора фракции.
Для технологических расчетов фракционный состав нефти должен быть представлен дискретным рядом компонентов с фиксированными (имитированными) температурами кипения, чтобы можно было по этим температурам определять их другие физические свойства.
Для узких фракций с интервалом кипения менее 20 °С без большой погрешности средняя температура кипения может быть вычислена как среднеарифметическая из начальной и конечной температур кипения данной узкой фракции.
Осмотическое давление в свою очередь находится в прямой зависимости от таких легко определяемых величин, как понижение точки замерзания растворов и повышение точки их кипения.
С расширением интервала кипения узкой фракции до 25 °С точность снижается и расхождения достигают 10 - 25%.
Если это давление равно давлению системы, то соответствующая температура, при которой это равенство имеет место, называется температурой кипения вещества.
В частности, если ДНП равно нормальному атмосферному давлению, то температуру, при которой это достигается, называют нормальной температурой кипения.
Для тяжелого нефтепродукта (кривые 4 и 5), несмотря на широкий интервал его кипения (270 - 410 °С), зависимость ДНП от pv заметна лишь до значений pv = 5 f 7.
Все расчетные методы определения ДНП в виде номограмм или уравнений в своей основе имеют закономерности, справедливые только для индивидуальных углеводородов, имеющих строго постоянную температуру кипения, и поэтому не учитывают параметра (3V, проявляющего свое влияние для многокомпонентных смесей, каковыми являются фракции нефти.
Применение этих методов для нефтепродуктов возможно только, если принять за температуру их кипения среднее значение (см.
К; А, В и С - коэффициенты, зависящие от физических свойств вещества (температуры кипения, химической структуры и др.
Для нахождения ДНП нефтяной фракции по этому графику при какой-либо температуре последнюю откладывают по оси ординат, проводят от этой точки горизонталь до линии, соответствующей средней температуре кипения (если она не совпадает с линией алкана, то интерполируют), от полученной таким путем точки опускают вертикаль до оси абсцисс и находят искомое ДНП.
Если требуется произвести пересчет рабочей температуры кипения какой-либо нефтяной фракции при пониженном давлении на нормальную температуру кипения при атмосферном давлении, то выполняют построения, показанные на рис.
Фирмой Universal Oil Products номограмма получена также для индивидуальных углеводородов различных групп, однако она широко применяется лишь в лабораторной практике для пересчета температур кипения с пониженных давлений на нормальное (она входит также в ГОСТ 10120-80 и ГОСТ 11011-85 на определение фракционного состава парафинов и нефти).
Опыт пользования этой номограммой для пересчета температур кипения (построения показаны стрелками) показал, что чем ниже давление, с которого ведется пересчет, тем больше погрешность в получаемой кривой ИТК [40], и она смещается по оси ординат на определенную величину (см.
8, б) к найденной по номограмме UOP нормальной температуре кипения •>6='о-Д'о.
К сожалению, широко пользоваться графиком поправок не удалось из-за того, что во всех странах стандартный состав (и температуры кипения товарных нефтепродуктов) определяют исходной номограммой UOP и ввод поправочного графика потребовал бы огромных по масштабам согласований и изменений нормативной документации во всех странах.
Сравнение значений ДНП, полученных расчетным путем по методам Кокса, UOP, Ашворта и Максвелла, с экспериментальными тензиметрическими значениями и справочными данными для углеводородов с такой же температурой кипения, как средняя температура кипения нефтяной фракции, приведена в [4, 44 и 56].
9; Ткр и Ркр определяют по среднеобъем-ной температуре кипения фракции, ее относительной плотности и уклону кривой фракционного состава.
Для углеводородов вязкость существенно зависит от их химической структуры: она повышается с увеличением молекулярной массы и температуры кипения.
Для индивидуальных углеводородов существует определенная количественная связь температуры вспышки и температуры кипения, выражаемая соотношением
С повышением температур кипения нефтяной фракции эта разница возрастает.
Для нефтяных фракций, кипящих не при строго определенной температуре, а выкипающих в некотором интервале температур, теплота парообразования становится понятием не совсем строгим: тепловая энергия затрачивается не только на испарение легких фракций, с которых начинается кипение, но и на разогрев до кипения последующих тяжелых фракций, испарение которых начинается при более высоких температурах.
79) где q" - энтальпия паров при данной температуре; qf^ - энтальпия жидкости при температуре кипения; L - теплота парообразования; q"u- количество тепла, затрачиваемое на перегрев паров от температуры кипения до данной температуры.
НДС могут существовать в природных условиях (нефть и газ в пластах) или образовываться в технологических процессах добычи нефти и газа (эмульсии "вода в нефти", "газ в нефти"), при их транспорте и переработке (выпадение кристаллов парафина, кипение, коксование и т.
Обратимые НДС - это системы, образующиеся в результате физических превращений (образование кристаллов парафина, пузырьков пара при кипении, ассоциатов смол и асфальтенов), которые путем внешних воздействий (изменением температуры, давления или добавкой растворителя) можно вернуть в первоначальное состояние растворов.
Для таких же прямогонных бензинов с концом кипения до 200 °С:
Под разделением нефти понимают выделение из нее отдельных фракций по температурам кипения, отдельных химических групп углеводородов, а также диспергированных компонентов.
5), позволявшим разделить нефть в непрерывном режиме сразу на 3-5 фракций с различными пределами кипения.
предусмотрено получение топлива РФС (расширенного фракционного состава), утяжеленного главным образом по концу кипения (см.
2) выкипают в большинстве случаев в пределах 40 - 350 °С, хотя в отдельных случаях они более тяжелые - температура начала кипения 103 и 210 "С, а в других - более легкие, температура конца кипения 200 - 230 °С.
Для него нормами установлены два основных показателя - температура начала кипения (не ниже 30 °С) и давление насыщенных паров, характеризующее наличие в нем легких углеводородов (не более 67 кПа летом и не более 93 кПа зимой).
Зависимость температур его кипения от давления показана на рис.
Зависимость температуры кипения от давления показана на рис.
Извлечение углеводородов из газа процессом НТС в значительной мере определяется составом исходного газа (например, выражаемым средней молярной температурой его кипения), что следует из данных табл.
фракция с пределами кипения 200 - 350 °С.
Если тот же процесс провести при более высокой температуре /2 > *ь то кривые НТК паровой и жидкой фаз (П2 и Жз) будут иметь иной вид: утяжеляется по концу кипения П2 и по началу кипения - Ж^.
2 это видно по тому, что температура конца кипения по ИТК паровой фазы выше, чем температура начала кипения по ИТК жидкой фазы.
Обычно создается остаточное давление порядка 1,5 - 10,0 кПа, в этом случае при температуре нагрева 380 - 400 °С может быть отогнано, например, от мазута до 60% паровой фазы с концом кипения ее до 550 -560 °С (в пересчете на атмосферное давление).
Назначение этой колонны - извлечь из нефти остатки растворенного в ней газа (если нефть не прошла стабилизацию) и легкую бензиновую фракцию с температурой конца кипения 85 °С (или 120 °С).
Подачей водяного пара в низ соответствующих стриппингов в них осуществляется отпарка легкокипящих фракций и регулируются точка начала кипения и температуры вспышки этих дистиллятов.
Изменение температуры конца кипения керосина или дизельного топлива производится за счет изменения количества флегмы, перетекающей из колонны в стриппинг (чем больше это количество, тем выше температура конца кипения).
Пределы его кипения 350 - 500 °С (в отдельных случаях 350 - 550 °С).
Гудрон (XVII) - остаточная часть нефти, выкипающая выше 500 °С, если отбирается вакуумный газойль с температурой конца кипения 550 °С.
Под термином четкость ректификации нефти в колоннах АВТ понимают величину температурного интервала между концом кипения легкокипящего дистиллята и началом кипения смежного ему тяжелого дистиллята.
А'д = 'кк ~ 'ню (8-5) где Д1б, Д/к, Д/д - четкость ректификации дистиллятов в бензиновой, керосиновой и дизельно-топливной секциях колонны; / 6, t*, ta, t" - температуры кипения бензина, керосина, дизельного топлива и мазута по началу кипения (нк) к концу кипения (кк).
Чем выше эта разделительная способность, тем ниже для одного и того же нефтепродукта будет фиксироваться температура начала кипения /нк и выше -конца кипения t^.
Дело в том, что по стандартному методу фиксация температур начала и конца кипения несколько условна и в значительной мере зависит от квалификации лаборанта и других субъективных факторов.
В-2 - одноколонная схема с доиспарителем гудрона, от которого доотгоняется тяжелый дистиллят (тВГ) с температурой конца кипения до 540 - 560 °С.
3)Основные физико-химические свойства и характеристики нефти и нефтепродуктов
В нефти можно обнаружить более половины элементов таблицы Менделеева. Элементарный (часто говорят «химический») состав нефти полностью не известен. Уже сейчас обнаружены 425 индивидуальных углеводородов, содержащих серу, азот и кислород. Трудность определения состава заключается в том, что выделить из нефти соединения можно пока лишь путем перегонки, при этом состав нефти может значительно измениться в результате различных реакций.
Определить индивидуальный химический состав нефти практически невозможно, поэтому ограничиваются определением группового химического состава, т.е. отдельных рядов и групп углеводородов. Углеводороды, различающиеся содержанием углерода и водорода в молекуле, а также строением, являются основным компонентом нефти. Углеводороды принято разделять на парафиновые (насыщенные алканы), нафтеновые и ароматические. Преобладание той или иной группы углеводородов придает этим продуктам специфические свойства. В зависимости от преобладания в нефти одного из трех представителей углеводородов (более 50%) нефти именуются метановые, нафтеновые или ароматические. В случае, когда к доминирующему присоединяется другой углеводород в количестве не менее 25%, то им дают комбинированное название, например, метанонафтеновые.
Нефть (от персидского нефт – вспыхивать, воспламеняться) – горючая, маслянистая жидкость со специфическим запахом от светло-коричневого (почти бесцветного) до темно-бурого (почти черного) цвета.
В настоящее время в России действует государственный стандарт Р 51858-2002, в котором прописаны основные характеристики нефтей, добываемых на территории Российской Федерации.
В соответствии с этим стандартом приняты 2 определения нефти:
Сырая нефть – жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит 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.
Товарная нефть – нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке.
С химической точки зрения нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, основу которой составляют углеводороды различного строения. Состав и строение нефти различных месторождений нередко сильно отличаются друг от друга. В этой связи практически невозможно охарактеризовать нефть четкими
К основным характеристикам нефти и нефтепродуктов относятся:
1) плотность;
2) молекулярная масса (вес);
3) вязкость;
4) температуры вспышки, воспламенения и самовоспламенения;
5) температуры застывания, помутнения и начала кристаллизации;
6) электрические или диэлектрические свойства;
7) оптические свойства;
8) растворимость и растворяющая способность.
Плотность нефти и нефтепродуктов.
Поскольку основу нефти составляют углеводороды, то ее плотность обычно меньше единицы. Плотности нефтепродуктов существенно зависят от фракционного состава и изменяются в следующих пределах:
|
Нефть (плотность 0.800-0.950 г/см3) |
Бензин (плотность 0.710-0.750 г/см3) |
|
Керосин (плотность 0.750-0.780 г/см3) |
|
|
Дизельное топливо (пл. 0.800-0.850 г/см3) |
|
|
Масляные погоны (пл. 0.910-0.980 г/см3) |
|
|
Мазут (плотность 0.950 г/см3) |
|
|
Гудрон (плотность 0.990-1.0 г/см3) |
|
|
Смолы (плотность > 1.0 г/см3) |
Под плотностью обычно понимают массу вещества, заключенную в единице объема. Соответственно размерность этой величины – кг/м3 или г/см3.
Для характеристики нефти, как правило, используют величины относительной плотности.
Относительная плотность () – это безразмерная величина, численно равная отношению массы нефтепродукта (mнt) при температуре определения к массе дистиллированной воды при 40С (mвt), взятой в том же объеме:
t4 = mнt / (mвt)
Поскольку плотность воды при 40С равна единице, то численное значение абсолютной плотности и относительной совпадают.
Наряду с плотностью в нефтехимии существует понятие относительного удельного веса (). Относительным удельным весом () называется отношение веса нефтепродукта при температуре определения к весу дистиллированной воды при 4С в том же объеме.
Совершенно очевидно, что при одной и той же температуре плотность и удельный вес численно равны друг другу.
В соответствии с ГОСТом в нашей стране принято определять плотность и удельный вес при температурах 15 и 200 С.
Зависимость плотности нефтепродуктов от температуры имеет линейный характер. Зная плотность нефти при температуре t градусов, можно найти ее плотность при 200 С:
204 = t4 + t ( t - 20)
где t – температурная поправка к плотности на 1 град, находится по таблицам или может быть вычислены по формуле:
t = (18,310 – 13,233204)10-4
В ряде случаев эту формулу приводят в несколько измененном виде и называют формулой Д.И.Менделеева:
t4 = 204 - t ( t - 20)
Таким образом, плотность нефтей и нефтепродуктов уменьшается с ростом температуры.
Все нефтепродукты представляют собой смеси углеводородов. Среднюю плотность нефтепродукта определяют по правилу смешения и аддитивности:
1V1 + 2V2 + … + 3V3 m1 + m2 + … + m3
ср. = ------------------------------------ или ср. = ------------------------------------
V1 + V2 + … + V3 m1/1 + m2/2 + … + m3/3
Определение плотности проводят с помощью ареометров или нефтеденсиметров, а также гидростатических весов Мора-Вестфаля или пикнометрическим методом. Последний метод определения считается наиболее точным.
Плотность большинства нефтей меньше единицы и колеблется в диапазоне от 0.80 до 0.90. Высоковязкие смолистые нефти имеют плотность близкую к единице. На величину плотности нефти оказывает существенное влияние наличие в ней растворенных газов, количество смолистых веществ и фракционный состав. Плотность фракций нефтей плавно увеличивается по фракциям.
Для углеводородов средних фракций нефти с одинаковым числом углеродных атомов плотность возрастает в следующем ряду:
н.алканы н.алкены изоалканы изоалкены алкилциклопентаны алкилциклогексаны алкилбензолы алкилнафталины
Для бензиновых фракций плотность заметно увеличивается с увеличением количества бензола и его гомологов.
Для нефти и нефтепродуктов плотность является нормируемым показателем качества.
Молекулярная масса (молекулярный вес).
Молекулярный вес нефти и нефтепродуктов имеет лишь усредненное значение и зависит от состава и количественного соотношения компонентов смеси (Мср.)-усред.зн.ММ
Нетрудно определить, что первый представитель жидких углеводородов, входящих в состав нефти, - пентан, имеет молекулярную массу 72. У смолистых веществ она может достигать величины 1.5 – 2.0 тыс. у.е. Для большинства нефтей средняя молекулярная масса находится в пределах 250-300 у.е. По мере увеличения диапазона кипения нефтяных фракций молекулярная масса (Мср.) плавно увеличивается от 90 (для фракции 50-1000С) до 480 (для 550-6000С).
Для упрощенных технологических расчетов существует формула Войнова:
Мср. = а + bt + ct2cр. (tср. – средняя температура кипения)
В частности, для алканов эта формула имеет вид:
Мср. = 60 + 0.3 tср. + 0.001 t2cр.
За рубежом для характеристики молекулярной массы нефтей и нефтепродуктов нередко используют формулу Крега, в которой фигурирует значение плотности при 150С:
Мср. = 44.2915/(1.03 - 15)
Для более точного определения среднего молекулярного веса нефтепродуктов пользуются экспериментальными данными, полученными криоскопическим и эбулеоскопическим методами.
Для технологических расчетов молекулярной массы используют специальные графики зависимости средней молекулярной массы от средней температуры кипения или плотности нефти.
Молекулярные веса отдельных нефтяных фракций обладают свойством аддитивности, поэтому, зная молекулярную массу отдельных компонентов и их содержание в смеси, можно рассчитать средний молекулярный вес нефтепродуктов:
Мср.= M1n1 + M2n2 + M3n3 + …
Связь между молекулярной массой и относительной плотностью нефтяных фракций определяется по формуле Крега:
44.2915
М = --------------------
1.03-15
Вязкость (или внутреннее трение) нефти и нефтепродуктов зависит от химического и фракционного состава. Различают динамическую (ή) и кинематическую () вязкость (из физики = ή / ).
Динамическая вязкость (ή) или внутреннее трение – это свойство реальных жидкостей оказывать сопротивление сдвигающим касательным усилиям. Это свойство проявляется при движении жидкостей. Единица измерения - н•с/м2.
Динамическую вязкость иногда характеризуют как сопротивление, которое оказывает жидкость при относительном перемещении двух слоев.
Кинематическая вязкость () – величина, равная отношению динамической вязкости (ή) к ее плотности () при той же температуре, т.е. = ή /
Кинематическая вязкость нефтей различных месторождений изменяется в широких пределах (от 2 до 300 сст – сантистокс при 200С). Однако средняя вязкость большинства нефтей составляет величину от 40 до 60 сст.
Кинематическая вязкость является важнейшей характеристикой нефтяных смазочных масел, поскольку именно от величины вязкости зависит способность смазочного масла обеспечивать необходимый гидродинамический режим смазки. Неслучайно для смазочных масел, предназначенных для определенного вида машин и механизмов, величина вязкости (50 и 100) является главной нормирующей составляющей.
Определение кинематической вязкости проводят в стеклянных вискозиметрах, снабженных калиброванными капиллярами.
Для ряда нефтепродуктом нормированным параметром является так называемая условная вязкость, определяемая в металлических вискозиметрах.
Условной вязкостью называется отношение времени истечения из вискозиметра 200 мл нефтепродукта при температуре испытания ко времени истечения 200 мл дистиллированной воды при 200С. Условная вязкость – величина относительная, безразмерная и выражается в условных градусах (0ВУ).
Между величинами условной и кинематической вязкостью выведена эмпирическая зависимость:
для ή от 1 до 120 сст t = (7.24 ВУt – 6.25/ВУt) илиt = (7.31 ВУt – 6.31/ВУt)
для ή > 120 сст t= 7.4 ВУt .
Для нефтяных фракций по мере увеличения их молекулярного веса и температуры кипения вязкость значительно возрастает. Так, например, вязкость бензинов при 200С приблизительно равна 0.6 сст, а вязкость остаточных масел 300-400 сст.
Следует помнить, что вязкость масел не обладает свойством аддитивности. Поэтому вязкость смеси масел нельзя определить расчетным путем как средневзвешенную величину. Для определения вязкости смесей пользуются специальными номограммами. По этим номограммам (кривым) можно установить в каких соотношениях следует смешать компоненты для получения масел с заданной вязкостью.
Значение вязкости сильно зависит от температуры. При низких температурах вязкость нефтепродуктов значительно повышается и наоборот. Поскольку многие масла и другие нефтепродукты эксплуатируются в широком диапазоне температур, то характер температурной кривой вязкости служит для них важной качественной характеристикой. Чем эта кривая (зависимость) более пологая, тем выше качество масла.
Зависимость вязкости от температуры описывается эмпирической формулой Вальтера:
lg [lg(t + 0.6)] = A – B lgT
где А и В - постоянные величины.
Для оценки вязкостно-температурных свойств нефтяных масел применяют следующие показатели:
отношение вязкости при 500С к вязкости при 1000С (50/100);
температурный коэффициент вязкости (ТКВ). Его определяют в диапазоне от 0 до 1000 С и от 20 до 1000 С по формулам:
ТКВ0-100=(0 - 100)/50 и ТКВ20-100=1.25(20 - 100)/ 50
индекс вязкости – условный показатель, представляющий собой сравнительную характеристику испытуемого и эталонного масла. Обычно рассчитывается по специальным таблицам на основании значения кинематической вязкости при 50 и 1000 С. В частности, его определяют как отношение значений кинематической вязкости нефтепродукта при 50 и 1000 С, соответственно:
I = 50/100
Под давлением насыщенных паров понимают давление, развиваемое пара-
ми при данной температуре в условиях равновесия с жидкостью. Температура,
при которой давление насыщенных паров становится равным давлению в системе,
называется температурой кипения вещества. Давление насыщенных паров нефти
и нефтепродуктов до некоторой степени характеризует их испаряемость, наличие
в них легких компонентов, растворенных газов и т. д. Оно резко увеличивается с
повышением температуры. При одной и той же температуре меньшим давлением
насыщенных паров характеризуются более легкие нефтепродукты [2].
Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, №3 http://www.ogbus.ru
406Давление насыщенного пара чистого вещества Рн является однозначной
функцией температуры. Для ЛВЖ и некоторых ГЖ давление насыщенного пара
чистого вещества определяется по формуле Антуана [3]:
lg P=A−B(t+CA), (1)
где Р – давление насыщенного пара, кПа;
А, В, СА – константы формулы Антуана;
t – температура, °С.
4) Теплофизические свойства нефти и нефтепродуктов (теплота испарения, конденсации; теплотворная способность; температура застывания, кристаллизации).
Теплотой испарения называется количество тепла, которое необходимо сообщить 1 кг жидкости, чтобы превратить ее в пар. При этом часть энергии расходуется на преодоление межмолекульных сил взаимного притяжения в жидкости, а другая – на преодоление работы, совершаемой выделяющимися парами. Теплоту парообразования для углеводородов определяют по правилу Трутона:
где ^ М – молекулярная масса жидкости, l – скрытая теплота парообразования, Т – абсолютная температура кипения жидкости, К – константа Трутона, величина которой для большинства углеводородов и смесей находится в пределах 20-22
Теплота сгорания.
Для различных нефтей теплота сгорания колеблется в достаточно узком диапазоне от 10400 до 11000 ккал/кг и зависит от плотности, при чем, чем меньше плотность тем выше теплота сгорания.
Различают высшую теплоту сгорания – количество тепла, выделяемое при сгорании 1 кг топлива при наличии в нем воды в жидком состоянии, и низшую – количество тепла, выделяемое при полном сгорании 1 кг топлива, за вычетом тепла на испарение влаги и воды, образующейся при сжигании водорода.
В технологических расчетах для определения теплоты сгорания используют формулу Менделеева:
где Qв, Qн – соответственно высшая и низшая теплота сгорания, ккал/кг, С, Н, S, W – процентное содержание углерода, водорода, серы и влаги в топливе соответственно.
Температуры застывания, и начала кристаллизации.
Нефть и нефтепродукты не являются индивидуальными веществами, а представляют собой сложную смесь органических соединений. Поэтому они не имеют определенной температуры перехода из одного агрегатного состояния в другое. Влияние температуры на агрегатное состояние нефти и нефтепродуктов имеет важное значение при их транспортировке и эксплуатации.
Низкотемпературные свойства нефти, дизельных и котельных топлив, а также нефтяных масел характеризуются температурой застывания. Карбюраторные, реактивные и дизельные топлива характеризуются температурой помутнения. Карбюраторные и реактивные топлива, содержащие ароматические углеводороды, характеризуются температурой начала кристаллизации. Указанные характеристики не являются физическими константами, однако достаточно четко определяют температурный диапазон практического применения соответствующих нефтепродуктов.
Температура застывания характеризует возможную потерю текучести нефтепродукта в зоне низких температур. Чем больше содержание парафинов (твердых углеводородов), тем выше температура застывания нефтепродукта. Следует отметить, что потеря текучести может быть связана и с увеличением вязкости продукта с понижением температуры. Например, кинематическая вязкость остаточного авиамасла при 500 С равна 2 ст, при 00 С – 130 ст, а при –250С она повышается до 3500 ст. При такой высокой степени вязкости масло теряет подвижность и его невозможно прокачивать.
Температура начала кристаллизации карбюраторных и реактивных топлив не должна превышать –600С. По этой причине в зимних сортах бензина нежелательно наличие высокого содержания ароматических углеводородов. При повышенном содержании бензола и некоторых других ароматических углеводородов эти высокоплавкие соединения могут выпадать из топлива в виде кристаллов, что приводит к засорению топливных фильтров и остановке двигателя.
5) Пожаровзрывоопасность нефтепродуктов ( температура вспышки, воспламенения, самовоспламенения).
Проукты нефтепереработки относятся к числу пожароопасных веществ. Пожароопасность керосинов, масел, мазутов и других тяжелых нефтепродуктов оценивается температурами вспышки и воспламенения.
Температурой вспышки называется температура, при которой пары нефтепродукта, нагреваемого в определенных стандартных условиях, образуют с окружающим воздухом взрывчатую смесь и вспыхивают при поднесении к ней пламени. Следует отметить, что при определении температуры вспышки бензинов и легких нефтей определяют верхний предел взрываемости, а для остальных нефтепродуктов – нижний.
Температура вспышки зависит от фракционного состава нефтепродуктов. Чем ниже пределы перегонки нефтепродукта, тем ниже и температура вспышки. В среднем температура вспышки бензинов находится в пределах от –30 до –400С, керосинов 30-600С, дизельных топлив 30-900С и нефтяных масел 130-3200С. По температуре вспышке можно судить о наличии примесей более низкокипящих фракций в тех или иных товарных или промежуточных нефтепродуктах.
Температурой воспламенения называется температура, при которой нагреваемый в определенных условиях нефтепродукт загорается при поднесении к нему пламени и горит не менее 5 секунд. Температура воспламенения всегда выше температуры вспышки. Чем тяжелее нефтепродукт, тем больше эта разница. При наличии в маслах летучих примесей эти температуры сближаются.
Температурой самовоспламенения называется температура, при которой нагретый нефтепродукт в контакте с воздухом воспламеняется самопроизвольно без внешнего пламени. Температура самовоспламенения нефтепродуктов зависит и от фракционного состава и от преобладания углеводородов того или иного класса. Чем ниже пределы кипения нефтяной фракции, тем она менее опасна с точки зрения самовоспламенения. Температура самовоспламенения уменьшается с увеличением среднего молекулярного веса нефтепродукта. Тяжелые нефтяные остатки самовоспламеняются при 300-3500С, а бензины только при температуре выше 5000С. При появлении внешнего источника пламени (огня или икры) положение резко меняется, и легкие нефтепродукты становятся взрыво- и пожароопасными.
Из углеводородов самыми высокими температурами самовоспламенения характеризуются ароматические углеводороды
6.Теплофизические свойства нефти и нефтепродуктов (теплоемкость, теплосодержание, излучение, конвекция, теплопроводность)
Удельная теплоёмкость. Удельная теплоёмкость нефти – количество тепла, которое необходимо затратить для нагревания 1г нефти на 1С. Удельная теплоёмкость колеблется в пределах 0,4 – 0,5 кал (г*С)-1. С повышением плотности нефти она уменьшается.
Теплосодержание При сжигании углеводорода происходят два процесса — идет химическая реакция и выделяется теплота. Химическая реакция обычно представляет собой превращение углеводорода и кислорода в диоксид углерода и воду:
2 С6Н6 + 15 02 12 С02 + 6 Н20 + тепло.
Количество теплоты, выделяющееся в процессе реакции, различно для разных углеводородов. В нефтеперерабатывающей промышленности количество теплоты обычно измеряют в Британских тепловых единицах (1 BTU = 1054,8 Дж = 252 кал).
Под удельным теплосодержанием жидких нефтепродуктов ( энтальпией) при данной температуре понимают количество тепла, которое требуется для нагревания 1 кг жидкости от 0 С до данной температуры
Конвекция Конвекция возникает при механическом перемешивании растворов или вследствие различий в плотности внутри раствора, вызванных градиентами концентрации или температуры. Конвекция может быть свободная ( естественная), появляющаяся в поле действия гравитационных сил при наличии неоднородности плотности во флюиде, возникшей в результате действия градиентов температуры или химического потенциала. Вынужденная конвекция вызывается внешним механическим воздействием на среду. Капиллярная конвекция появляется в объемах жидкости со свободной поверхностью при наличии перепадов поверхностного натяжения, вызванных действием градиентов температуры ( термокапиллярная конвекция) или химического потенциала поверхностно-активного вещества
Теплопроводность Теплопроводность нефтей зависит от их химического и фракционного состава. Теплопроводность нефти по мере перегонки и деструкции возрастает. Теплопроводность нефтей определяет перенос энергии от более нагретых участков неподвижной нефти к более холодным. Коэфициент теплопроводности нефти в среднем равен 0 1 ккал / м час С, теплоемкость 0 4 ккал / кг С, уд.
7.Технические харастеристики нефтепродуктов (электропроводность,взрывоопасность, релаксация, старение, стабильность)
Взрывоопасность Взрывоопасность, самовозгораемость и ядовитость транспортируемых грузов учитывается по специальным техническим условиям, которые необходимо обязательно выполнять при проектировании машины. Взрывоопасность представляет выделяющийся в процессе заряда аккумуляторных батарей водород, который образует с кислородом воздуха гремучий газ, легко взрывающийся при наличии искры. Взрывоопасность при любых режимах обеспечивается искро-безопасностью при любом количестве повреждений в нормальном и аварийном режимах, за исключением повреждений в искробезопасных защитных элементах схемы. Взрывоопасность жидкостей и горючих газов характеризуется температурой вспышки паров данной жидкости и температурой сВзрывоопасность нефтей и нефтепродуктов характеризуется величинами нижнего и верхнего пределов взрываемости. Нижний предел взрываемости - это концентрация паров жидкости в воздухе, ниже которой не происходит вспышки смеси из-за избытка воздуха и недостатка паров при внесении в эту смесь горящего предмета. Верхний предел взрываемости соответствует такой концентрации паров нефти и нефтепродуктов в воздухе, выше которой смесь не взрывается, а горит. Значения концентрации паров между нижним и верхним пределами взрываемости называют интервалом взрываемости.амовоспламенения взрывоопасной смеси горючих паров и газов с воздухом
.
Старение Старение нефтяных эмульсий имеет большое практическое значение для подготовки нефти к переработке, так как свежие эмульсии разрушаются значительно легче и при меньших затратах, чем после старения. Старение нефтяных эмульсий имеет большое практическое значение, так как свежие эмульсии разрушаются значительно легче и быстрее, чем постаревшие. Для прекращения процесса старения необходимо как можно быстрее смешивать свежеполученные эмульсии с деэмульгатором, если невозможно предупредить их образование, деэмульхадор -, с высокой поверхностной активностью, адсорби-руясь на поверхности глобул воды, не только способствует вытеснению и разрушению образовавшегося гелеобразного слоя, но и препятствует дальнейшему его упрочнению. Поэтому процесс старения эмульсии, оставшейся в нефти после смешения ее с деэмульгатором, должен полностью прекратиться. Процесс старения нефтяных эмульсий в начальный период происходит весьма интенсивно, затем постепенно замедляется и часто уже через сутки прекращается. Объясняется это старением нефтяных эмульсий: при перемешивании нефти в насосных агрегатах и магистральных нефтепроводах эмульсия дополнительно диспергируется, становится более прочной, поэтому разрушить ее и удалить из нефти остаточные соли весьма трудно.
Стабильность стабильность нефти обеспечивается поддержанием давления насыщенных паров стабильной нефти Ps2 на заданном уровне. Стабильность нефти обеспечивается давлением насыщенных паров стабильной нефти PS. Стабильность нефти обеспечивается поддержанием давления насыщенных паров стабильной нефти Ря. Стабильность нефти обеспечивается поддержанием давления насыщенных паров стабильной нефти Рч: на заданном уровне. Наблюдения за стабильностью нефти при условии взбалтывания ее с водой, когда нефть находилась не только в пленке, но также во взвешенном и эмульгированном состоянии, показали, что степень разрушения нефти и в этом случае лежит ла том же уровне, что и пленочной нефти. Поэтому понятие о стабильности нефтей условно и зависит от конкретных условий: летучести нефти, схемы ее сбора, транспортирования я хранения, степени герметизации промысловых, транспортных и заводских сооружений, возможности реализации продуктов стабилизации, экономической целесообразности проведения тех или иных мероприятий по стабилизации, а также влияния стабилизации на потенциальное содержание бензиновых фракций в нефти, направляемых на переработку. По ГОСТ 1756 - 52 стабильность нефти характеризуется давлением насыщенных паров по Рейду. Различные технологические приемы позволяют получить одно и то же значение ДНП, но количество стабильной нефти при этом бывает разным. Примером может служить одно - и многоступенчатая сепарация.
8. Классификация нефтебаз
Нефтебазы являются комплексом сложных многофункциональных инженерно-технических сооружений с различными объектами производственно-хозяйственного назначения. Эти объекты обеспечивают необходимые условия приема и отпуска нефтепродуктов, сбор, отгрузку и регенерацию отработанных масел, тем самым отвечая за бесперебойное и надежное снабжение потребителей нефтью и нефтепродуктами.
Обычно нефтебазы классифицируются по:
нефтебазы первой группы подразделяются на три категории: нефтебазы с общим объемом резервуаров более 100 тыс.м3 (РВС-100), общим объемом резервуаров от 20 до 100 тыс.м3(РВС-20 — РВС-100), общим объемом резервуаров до 20 тыс.м3 включительно (РВС-20);
на складах второй группы допускается хранение в наземных хранилищах 2000 м3 легко воспламеняющихся продуктов и 10000 м3 горючих продуктов, в подземных – 4000 м3 и 20000 м3 соответственно. виду хранимого продукта: для темных и светлых нефтепродуктов.
9.Основные сооружения нефтебаз, зоны и участки.
На территории нефтебазы сооружения и объекты должны быть расположены рационально. Этот вопрос принципиален, так как от этого зависит благоприятность условий, обеспечивающих бесперебойность проведения всех операций, соблюдение санитарно – гигиенических и противопожарных требований. В конечном счете, рациональность расположения определяет экономическую эффективность работы всего комплекса сооружений в целом. Наиболее целесообразным представляется объединение объектов нефтебазы по их технологической или функциональной принадлежности и расположение на территории по зонам.
Обычно выделяют шесть – семь таких зон:
Стоит отметить, что разделение нефтебазы на зоны достаточно условно. К примеру, на нефтебазах, где хранятся только светлые нефтепродукты, не производится никаких подогревательных операций. Далеко не на всех нефтебазах, в случае необходимости значительного количества пара и сжатого воздуха, возможно проведение обезвоживания нефтепродуктов и очистка масел. Также ремонт и изготовление бочковой тары выгоднее выполнять централизованно на крупных нефтебазах, имеющих необходимое оборудование. На многих нефтебазах не сооружают тепловых котельных. Таким образом, в разных случаях возможно отсутствие одной или нескольких зон, при этом, некоторые зоны иногда совмещаются, могут выделяться дополнительно новые зоны, обоснованные либо экономическими показателями, либо технологией проводимых операций.
10. Основные и вспомогательные операции, проводимые на нефтебазах
Все производственные операции, проводимые на нефтебазах, разделяют на основные и вспомогательные. К основным операциям относятся:
- прием нефтепродуктов, доставляемых на нефтебазу железнодорожным, водным, автомобильным транспортом и по трубопроводам или отводам от них;
- хранение нефтепродуктов в резервуарах и тарных хранилищах;
- отпуск нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны, нефтеналивные суда или по трубопроводам;
- замер и учет нефтепродуктов.
^ К вспомогательным операциям относятся:
- очистка и обезвоживание масел и других вязких нефтепродуктов;
- смешение масел и топлив;
- регенерация отработанных масел;
- изготовление и ремонт тары;
- ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений;
- эксплуатация котельных, транспорта и энергетических устройств.
Количество вспомогательных операций на различных нефтебазах неодинаково.
11. Классификация нефтепродуктов
Существует много различных классификаций нефтепродуктов - продуктов, получаемых в результате переработки нефти. Например, по назначению нефтепродукты обычно подразделяются на моторные топлива, нефтяные масла, энергетические топлива, нефтехимическое сырье и т.д. Однако для упрощения классификации нефтепродукты иногда разделяют на светлые и тёмные.
Тёмными нефтепродуктами (black products - англ. «тёмные продукты») считаются все виды мазутов, газотурбинные топлива, дистиллятные масла, а также вакуумные газойли, гудроны и битумы. Такие продукты, как правило, содержат тяжёлые остатки первичной и вторичной переработки нефти и непрозрачны.
Светлые нефтепродукты (white products - англ. «прозрачные продукты») включают в себя бензины, нафту (используется как компонент товарных бензинов), керосины, дизельные топлива. Светлые нефтепродукты прозрачны и обычно не содержат тяжелых нефтяных фракций.
12. Показатели качества бензинов
Бензины. Основными показателями качества бензинов являются: детонационная. стойкость, фракционный состав и химическая стабильность. Детонационные свойства характеризуют способность бензина быстро и равномерно сгорать. Детонационное сгорание – сверхбыстрое, в виде взрыва, сгорание рабочей смеси. Если скорость нормального сгорания смеси составляет 20… 40 м/с, то при детонационном сгорании она может достигать 2000 м/с и более. Признаком детонационного сгорания являются характерные металлические стуки, появляющиеся в цилиндрах двигателя.
Антидетонационная стойкость бензина оценивается октановым числом, которое определяют на специальной установке, сравнивая бензин с эталонным топливом (изооктан – 100 единиц и гептан – нуль).
Чем выше степень сжатия для двигателя, тем более высокое октановое число должен иметь применяемый бензин. В целях повышения октанового числа к бензину добавляют антидетонатор -тетраэтилсвинец (ТЭС).
Такой бензин называется этилированным. Бензин, содержащий в своем составе тетраэтилсвинец, ядовит и требует осторожности в обращении с ним. Такой бензин, попав в жидком или парообразном виде на кожу или в дыхательные пути человека, может вызвать тяжелые отравления.
Поэтому применять этилированный бензин для мытья рук и деталей категорически запрещается. Для отличия обыкновенных бензинов от этилированных последние окрашивают в зеленый, оранжевый, желтый и синий цвета.
Фракционный состав характеризует испаряемость бензина (дизельного топлива) и определяется по ГОСТ 2177-82. При этом отмечаются температуры начала и конца кипения. Об испаряемости бензина судят по температурам выпаривания при отгоне.
Химическая стабильность бензина характеризует его стойкость против образования смол и нагара. Бензин ее должен содержать серы или сернистых соединений и воды, так как присутствие их приводит к коррозии деталей, а наличие воды, кроме того, затрудняет пуск двигателя
30. Назначение и типы АЗС (традиционная, блочная, модульная, передвижная, контейнерная, топливораздаточный пункт, многотопливная АЗС, АГНКС, АГЗС
31. Классификация АЗС по функциональному назначению, способу размещения резервуаров, по нормативным параметрам типовых проектов.
А)Стационарная АЗС
Требования к размещению
Б)Передвижная АЗС
В) Контейнерные АЗС
32. Навесная группа стационарных АЗС.
Трудно переоценить значение навеса авто-заправочной станции. Он защищает оборудование АЗС от высокой влажности и грозовых разрядов, благодаря ему клиенты получают защиту от непогоды. В темное время суток светильники навеса наполняют ярким светом всю территорию АЗС, а рекламные постеры видны издалека.
Конструкции навесов отличаются весьма разнообразным функциональным дизайном. Они могут быть прямыми, угловыми, Т-образными, круглыми. Законченный вид им придает украшение разнообразными светильниками, лайтпостерами, фонарями и неоновым освещением.
В комплект поставки навесной группы входят:
- металлоконструкции,
- кровельный комплект,
- комплект облицовки с информационными панелями и фризами,
- обогреваемые ливнестоки колонн,
- подшивной потолок со встроенными светильниками освещения,
- коронки заправочных островков.
33. Здания стационарных АЗС.
34. Требования к размещению стационарных АЗС
35. Технологическая линия наполнения АЗС.
19 Классификация резервуаров по назначению, по материалу, по генеральному конструктивному решению, по расположению относительно планировочной высоты.
Вертикальные цилиндрические резервуары имеют днище, стенку, крышу, эксплуатационное оборудование. В них хранятся нефтепродукты при малой их оборачиваемости (10-12 раз в год). При большей оборачиваемости нефтепродуктов применяются резервуары с плавающей крышей и понтоном .
Вертикальные резервуары применяют для хранения легковоспламеняющихся жидкостей (например, бензина) при объемах до 20000 м3; для хранения горючих жидкостей — до 50000 м3.
Объем вертикальных цилиндрических резервуаров колеблется от 100 до 50000 м3 и более и регламентируется нормальным рядом: 100, 200, 300, 400, 500, 700, 1000, 2000, 3000, 5000, 10000, 20000, 30000 и 50000 м3. Все резервуары нормального ряда (исключая в некоторых случаях резервуары объемом 50000 м3) строят индустриальным методом из рулонных заготовок. Резервуары объемом 50000 м3 сооружают как из рулонных заготовок, так и полистовым способом.
Проектирование резервуаров объемом более 50000 м3 выполняют по индивидуальным техническим условиям. В зависимости от объема и места расположения вертикальные резервуары подразделяются на три класса:
Крупные резервуары для хранения нефтепродуктов в районах с нормативным весом снегового покрова на 1 м2 горизонтальной поверхности земли до 1,5 кПа включительно могут иметь плавающие крыши без стационарной крыши. Плавающие крыши могут быть следующих типов:
Плавающие крыши двудечной конструкции характеризуются непотопляемостью и высокой жесткостью. Однако из-за большой металлоемкости и трудоемкости изготовления они применяются в единичных случаях.
Предлагается плавающая крыша поплавкового типа из рулонных заготовок, в которой повышена плавучесть и жесткость центральной части настила по сравнению с однодечной крышей.
Резервуары с плавающей крышей должны иметь верхнее кольцо жесткости, шириной не менее 800 мм, устанавливаемое на верхнем поясе стенки и используемое в качестве обслуживающей площадки.
Резервуары с плавающей крышей должны иметь верхнее кольцо жесткости, шириной не менее 800 мм, устанавливаемое на верхнем поясе стенки и используемое в качестве обслуживающей площадки. Доступ на плавающую крышу должен обеспечиваться катучей лестницей. Плавающие крыши должны иметь опорные стойки высотой около 1800 мм для осмотра и ремонта крыши и днища, минимум один люк-лаз диаметром не менее 600 мм.
В северных снежных районах, а также в районах, где возможны пыльные бури, применяют резервуары со стационарной крышей и понтоном. Понтонсостоит из понтонного кольца, обеспечивающего его плавучесть, и центральной части из плоских стальных листов толщиной 4 мм. Понтонное кольцо выполняется из замкнутых коробов или открытых отсеков, разделенных радиальными стенками. Между стенкой резервуара и наружной стенкой понтонного кольца имеется зазор шириной 200…275 мм, который заполняется уплотняющим затвором. Возможны варианты понтонов по типу плавающих крыш.
Горизонтальные цилиндрические резервуары предназначены для хранения нефтепродуктов под избыточным давлением до 70 кПа (7000 мм вод. столба). Резервуары имеют простую форму, транспортабельны по железной дороге, что ограничивает диаметр до 3,25 м. В отдельных случаях диаметр резервуара может доходить до 4,0 м. Наибольшее распространение получили резервуары для нефтепродуктов объемом 5, 10, 25, 50, 75 и 100 м3. Горизонтальные резервуары могут быть надземного и подземного расположения.
18. Определение вместимости резервуарных парков.
Поскольку стоимость резервуарного парка, как правило, превышает стоимость всех остальных объектов нефтебазы правильное определение объёма резервуарного парка нефтебазы – важнейшая задача при проектировании.
Для определения объёма резервуарного парка нефтебаз нет нормативных указаний, а основой для расчёта служат следующие сведения – годовая реализация, плотность нефти и нефтепродукта, равномерность поступления и реализации (табл. 1), а также удалённость нефтебаз от транспортных коммуникаций и потребителей нефтепродуктов.
Объём резервуарного парка первоначальной нефтебазы по видам нефтепродуктов можно определить по следующей формуле:
Vn=Qx103/pxk3xk0,
где Q – годовая реализация нефтепродуктов; p – плотность нефтепродукта; k3 – коэффициент заполнения резервуара, (табл. 2); k0 – коэффициент оборачиваемости – отношение годовой реализации нефтепродуктов к полному объёму резервуаров.
По данным многолетней практики коэффициент оборачиваемости для перевалочных нефтебаз, расположенных на железнодорожных и нефтепродуктопроводных коммуникациях, можно принимать 25/35; для водных перевалочных нефтебаз с периодом навигации круглы год – 6/20, с периодом навигации 4/7 месяцев в году – 2/3,5, с периодом навигации 2/3 месяца в году – 1/1,5; для распределительных нефтебаз при заводе нефтепродуктов круглый год – 6/8.
Таблица 1
|
Районы |
Для маловязких нефтепродуктов |
Для масел и вязких нефте-продуктов |
|
Города |
1 |
1,5 |
|
Районы, в которых промышленность потребляет 100 % нефтепродуктов |
1,1 |
1,65 |
|
Промышленно-сельскохозяйственные районы, в которых промышленность потребляет 70 % нефтепродуктов, а сельское хозяйство – 30 % |
1,2 |
1,8 |
|
Сельскохозяйственно-промышленные районы, в которых промышленность потребляет 30 % нефтепродуктов, а сельское хозяйство – 70 %. |
1,5 |
2,25 |
|
Сельскохозяйственные районы |
1,8 |
2,7 |
Таблица 2
|
Резервуар |
Объём резервуара, тыс. м3 |
KЗ |
|
Вертикальный стальной цилиндрический: |
0,1/3 |
0,92/0,97 |
|
без понтона |
5/10 |
0,76 |
|
с понтоном |
5/10 |
0,72 |
|
с понтоном |
20/50 |
0,79 |
|
с плавающей крышей |
20/50 |
0,83 |
|
Железобетонный заглубленный |
10/50 |
0,72 |
Объём резервуарного парка для распределительной нефтебазы по видам нефтепродуктов можно определить по следующей формуле:
Vp=Qxkhx103/12xpxk,
где kh – коэффициент, учитывающий неравномерность поступления и реализации нефтепродукта (см. табл. 1).
Определив общий объём резервуарного парка нефтебазы по видам нефтепродуктов, приступают к выбору типов резервуаров, руководствуясь при этом следующими технико-экономическими и производственными соображениями.
Для окончательного выбора резервуаров выполняют технико-экономический расчёт по нескольким вариантам для каждого вида нефтепродукта. Тот вариант, который потребует меньших капитальных и эксплуатационных затрат, а также будет отвечать перечисленным требованиям, принимают к строительству.
22. Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров: люки-лазы, люки замерные и световые, лестницы.
Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаровДля указанных целей используется следующее оборудование:- люк-лаз;- люк замерный;- люк световой;- лестница.Люк-лаз 7 размещается в первом поясе и служит для проникновения обслуживающего персонала внутрь резервуара. Через него в резервуар также доставляется оборудование, требующее монтажа (протекторы, детали понтонов и т. д.), и извлекаются донные отложения при ручной зачистке.Люк замерный 5 служит для ручного замера уровней нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником.Люк световой 1 предназначен для обеспечения доступа солнечного света внутрь резервуара и его проветривания при дефектоскопии, ремонте и зачистке.Замерный и световые люки монтируются на крыше резервуара.Лестница 15 служит для подъема персонала на крышу резервуара. Различают лестницы следующих типов: прислонные, спиральные (идущие вверх по стенке резервуара) и шахтные. Лестницы имеют ширину не менее 0,7 м и наклон к горизонту не более 60", снабжены перилами высотой не менее 1 м. У места присоединения лестницы к крыше резервуара располагается замерная площадка, рядом с которой размещается замерный люк.Противопожарное оборудование
23 Противопожарное оборудование: огневые предохранители, средства пожаротушения и
Резервуары являются объектом повышенной пожарной опасности, поэтому они в обязательном порядке оснащаются противопожарным оборудованием: огневыми предохранителями, средствами пожаротушения и охлаждения.В тех случаях, когда огневые предохранители не встроены в корпус клапанов, они устанавливаются между клапаном и монтажным патрубком резервуара. Принцип действия огневых предохранителей основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстия малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода. Конструктивно огневой предохранитель представляет собой стальной корпус с фланцами, внутри которого в кожухе помещена круглая кассета, состоящая из свитых в спираль гофрированной и плоской лент из алюминиевой фольги, образующих множество параллельных каналов малого сечения.В случае возникновения пожара тушение горящей в резервуарах нефти производят пеной, изолирующей поверхность горючей жидкости от кислорода воздуха. Для подачи пены в резервуары используются пеносливные камеры (химическая пена) или пеногене-раторы типа ГВПС (воздушно-механическая пена), монтируемые в верхнем поясе резервуаров. В последнее время начинает внедряться способ подслойной подачи пены в очаг горения. Имеющийся опыт показывает, что эффективность пожаротушения указанным способом существенно выше по сравнению с верхней подачей пены.Приборы контроля и сигнализацииДля сигнализации и контроля за работой резервуаров применяются:- местные и дистанционные измерители уровня нефти;- сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уровней нефти;- дистанционные измерители средней температуры нефти в резервуаре;- местные и дистанционные измерители температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков (при оснащении резервуаров средствами подогрева);
21. Оборудование для обеспечения надежной работы резервуаров и снижения потерь нефтепродукта: дыхательная арматура, приемо-раздаточные патрубки, сифонный кран. Оборудование для обеспечения надежной работы резервуаров и снижения потерь нефти
К этой группе оборудования относятся:
- дыхательная арматура;
- приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой;
- средства защиты от внутренней коррозии;
- оборудование для подогрева нефти.
Дыхательная арматура резервуаров включает дыхательные и предохранительные 14 клапаны. Назначение дыхательной арматуры состоит в следующем. При заполнении резервуаров или повышении температуры в газовом пространстве давление в них возрастает. Так как резервуары рассчитаны на давление, близкое к атмосферному, их может просто разорвать. Чтобы этого не происходило на резервуарах установлены дыхательные и предохранительные клапаны. Первые открываются, как только избыточное давление в газовом пространстве достигнет 2000 Па, предел срабатывания вторых - на 5-10% выше, они страхуют дыхательные клапаны.
Дыхательная арматура защищает резервуары и от смятия при снижении давления в них при опорожнении, либо при уменьшении температуры в газовом пространстве. Как только вакуум достигает допустимой величины открываются дыхательные клапаны, в газовое пространство резервуаров поступает атмосферный воздух. Если их пропускная способность недостаточна и вакуум продолжает увеличиваться, то открываются предохранительные клапаны.
Дыхательная арматура является также первичным средством сокращения потерь нефти от испарения. Во-первых, эта арматура находится в нормально закрытом состоянии, чем предотвращается вентиляция газового пространства резервуаров. Во-вторых, впуск свежей порции воздуха в резервуар (для насыщения которой должно испариться некоторое количество нефти), как и выпуск паровоздушной смеси из него, происходит не в момент изменения давления в газовом пространстве, а с запаздыванием, определяемым пределами срабатывания дыхательной арматуры. Тем самым объем «дыханий», а значит, и потери нефти уменьшаются.
Приемо-раздаточные патрубки 10 служат для приема и откачки нефти из резервуаров. На концах приемо-раздаточных патрубков устанавливают хлопушки 9, предотвращающие утечку нефти из резервуара в случае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек. Хлопушки на раздаточных патрубках в обязательном порядке оснащаются системой управления 12, включающей трос с барабаном, управляемым снаружи с помощью штурвала, поскольку иначе нельзя произвести откачку. Хлопушки на приемных патрубках, как правило, открываются потоком закачиваемой нефти.
В резервуарах всегда имеет отстоявшаяся подтоварная вода. Ее наличие приводит к внутренней коррозии днища и первого пояса резервуаров. Для борьбы с внутренней коррозией производят периодическое удаление воды черезсифонный кран 8 и монтируют протекторы на днище резервуара.