Open Library - открытая библиотека учебной информации. Средняя температура кипения нефти


Средняя температура кипения нефтяной фракции

    СРЕДНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ КИПЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ФРАКЦИИ. [c.215]

    Средняя температура кипения нефтяной фракции [c.80]

    Любая нефтяная фракция, как и нефть, представляет собой сложную смесь углеводородов, выкипающих в некотором температурном интервале. В инженерных расчетах используется понятие средней температуры кипения нефтяной фракции. Существует несколько ее модификаций, но наиболее употребительной является средняя молярная температура, которая рассчитывается по формуле [c.93]

    I - средняя температура кипения нефтяной фракции, °С. [c.8]

    На рис. 5, 6 представлена графическая зависимость молекулярного веса от средней температуры кипения нефтяных фракции с различной плотностью и с разными значениями характеризующего фактора [c.16]

    Средняя температура кипения нефтяной фракции. Любая нефтяная фракция (равно как и нефть) представляет собой сложную смесь углеводородов, выкипающих в некотором температурном интервале. Однако во многие расчетные формулы входит определенная температура, характеризующая кипение нефтепродукта. Поэтому в практике используется понятие средней температуры кипения нефтяной фракции. Существует несколько ее модификаций, но наиболее употребительной является средняя молярная 1ср.м, которая рассчитывается по формуле. +... + NJ . [c.3]

    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]. Сравнение показало, что для нефтяных фракций при Pv = 5,8 все расчетные методы дают несколько заниженные значения ДНП (или завышенные значения нормальной температуры кипения). При Pv области зависимость ДНП от Pv существеннее, чем в области Pv > 5,8. [c.117]

    Критические параметры для нефтяных фракций определяют по эмпирическим формулам кр= 1,05/ср+160° С Ркр=К Ткр1М), где Ткр — абсолютная критическая температура нефтяной фракции, К 7 кр = 4р+273 4р — критическая температура нефтяной фракции, "С /ср — средняя температура кипения нефтяной фракции, °С Ркр — критическое давление нефтяной фракции, Па (кгс/см ) М — [c.84]

    Молекулярная масса. Это одна из основных физико-химических характеристик нефтей и получаемых из нее продуктов. Она зависит от их химического и фракционного состава и является среднеарифметическим от молекулярных масс веществ, входящих в состав нефтепродуктов. Для приближенного определения молекулярной массы парафиновых углеводородов пользуются формулой Б. П. Воинова М = 60-Ь0,3 -1-0,00и где I — средняя температура кипения нефтяной фракции, °С ее рассчитывают как среднеарифметическое от температур, при которых перегоняются одинаковые объемы жидкости, например 10%-ные фракции. [c.16]

chem21.info

III. Физические свойства нефти и нефтепродуктов

1. Температуры кипения нефтяных фракций

Поскольку нефть и ее фракции не являются индивидуальными веществами, а представляют сложную смесь различных углеводородов и их соединений, нефтяные фракции выкипают не при фиксированной температуре, а в интервале температур. В связи с этим при расчетах пользуются понятием средней температуры кипения. В зависимости от способа усреднения различают следующие температуры кипения: средне-объемную (tср.об), средне-молекулярную (tcр.мол), средне-массовую (tcр.масс), средне-кубичную (tcp.куб) и средне-усредненную (tср.уср) . Значения этих температур кипения могут быть определены из следующих уравнений:

средне-объемная температура кипения

(1)

средне-массовая температура кипения

(2)

средне-молекулярная температура кипения

или (3)

где

средне-кубическая температура кипения

средне-усредненная температура кипения

где m1, m2,…, mn - массы (или % масс.) отдельных фракций; V1, V2,..., Vn - объемы (или % объемн.) отдельных фракций; N1, N2,...,Nn - моли (или % мол.) отдельных фракций; Мi - молекулярная масса отдельных фракций; t1, t2,.., tn, ti - среднеарифметические значения температур кипения фракций, °С; xi - содержание узких фракций, мольные доли; - объемная доля компонента.

Средне-объемная температура кипения (tcp.об) определяется наиболее просто по данным разгонки по ГОСТ

(4)

При отсутствии кривой объемной разгонки можно пользоваться кривой ИТК, приближенно оценивая tср.об как температуру кипения фракции, равную температуре выкипания 50%. Для узких фракций tср.об можно определить как среднеарифметическое значение между началом и концом кипения фракции. Характеристические точки кипения можно определить по графику Приложения 2 в зависимости от tср.об и угла наклона кривой разгонки по ГОСТ.

Пример 1. Дана разгонка фракции нефтепродукта по ГОСТ: 10% - 140°С, 30% - 174°С, 50% - 227°С, 70% - 230 °С, 90% - 260 °С. Определить температуры кипения (tср. об, tср. мол, tср. масс, tср. куб, tср. уср).

Решение. Определяют средне-объемную температуру кипения

Угол наклона кривой разгонки

По графику Приложения 2 определяем корректирующие добавки и рассчитываем соответствующие температуры кипения

tср. мол, = 200°С - 14 = 186°С tср. куб = 200°С - 3 = 197°С

tср. масс = 200°С + 3 = 203°С tср. уср = 200°С – 9 = 191°С

Задача 10. Дана разгонка фракции нефтепродукта по ГОСТ. Определить температуры кипения (tср.об., tср.мол., tср.масс., tср.куб., tср.ус.)

%

отгонки

вариант

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Температуры кипения фракции

10

50

45

120

126

130

200

200

210

220

230

30

70

75

150

150

260

220

280

270

360

290

50

90

90

190

174

325

280

370

380

400

390

70

130

109

220

200

355

300

550

530

520

560

90

160

181

320

350

430

500

600

610

625

655

studfiles.net

Средняя температура кипения нефтяной фракции

Химия Средняя температура кипения нефтяной фракции

просмотров - 119

Плотность

Это одна из важнейших и широко употребляемых показателœей ка­чества нефтей и нефтепродуктов. На первых этапах развития нефтя­ной промышленности она была почти единственным показателœем ка­чества сырых нефтей, в частности, содержания керосина. Плотность определяется как масса единицы объема жидкости при определœенной температуре (кг/м3, г/см3 или г/мл). На практике чаще используют от­носительную плотность - безразмерную величину, численно равную отношению истинных плотностей нефтепродукта и дистиллированной воды, взятых при определœенных температурах. В качестве стандарт­ных температур для воды и нефтепродукта приняты в США и Англии -15,6°С (60°F*), в других странах, в т.ч. у нас - 4°С и 20°С

*°F - градусы по шкале Фаренгейта͵ в которой температуры таяния льда и кипения воды приняты соответственно за 32 и 212 единиц; t °С = 5/9(t °F —32).

Определœение плотности нефтяного сырья можно проводить при любой температуре (pt4), а затем вычислить значение р420 по формуле Д.И. Менделœеева:

где а - средний температурный коэффициент расширения на один градус (его значения приводятся в справочной литературе, напри­мер: Расчеты базовых процессов и аппаратов нефтепереработки: Справочник / Под ред. Е.Н. Судакова. М.: Химия, 1979.

Формула Д.И. Менделœеева применима в сравнительно узком интервале температур от 0 до 50°С для нефтепродуктов, содержа­щих относительно небольшие количества твердых парафинов и аро­матических углеводородов.

Плотность большинства нефтей в среднем колеблется от 0,81 до 0,90, хотя встречаются нефти легче или тяжелœее указанных преде­лов. Плотности последовательных фракций нефти плавно увеличи­ваются. Плотность идентичных узких нефтяных фракций зависит от химического их состава и возрастает в зависимости от преоблада­ния классов углеводородов в следующем порядке: алканы —>цикланы —> арены.

В некоторые формулы, применяемые в инженерных расчетах процессов нефтепереработки, входит значение плотности р420. Пе­ресчитать ее можно по формуле

Любая нефтяная фракция, как и нефть, представляет собой слож­ную смесь углеводородов, выкипающих в некотором температурном интервале. В инженерных расчетах используется понятие средней температуры кипения нефтяной фракции. Существует несколько ее модификаций, но наиболее употребительной является средняя мо­лярная температура tcpM, которая рассчитывается по формуле

где i - число компонентов (узких фракций) от 1 до n;

Xi- мольная доля i-ro компонента;

ti— среднеарифметическая температура кипения узкой фрак­ции, в °С.

Читайте также

  • - Средняя температура кипения нефтяной фракции

    Плотность Это одна из важнейших и широко употребляемых показателей ка­чества нефтей и нефтепродуктов. На первых этапах развития нефтя­ной промышленности она была почти единственным показателем ка­чества сырых нефтей, в частности, содержания керосина. Плотность... [читать подробенее]

  • oplib.ru

    Средняя температура кипения - Справочник химика 21

        Вязкость, в результате детальных исследований было установлено, что кинематическая вязкость нефтяных смесей однозначно определяется средней температурой кипения фракций. Из многочисленных эмпирических формул наиболее приемлемой для расчета вязкости является формула Вальтера. Использование ее позволило получить достаточно надежные зависимости для определения вязкости узких нефтяных фракций [25]  [c.51]     Средняя температура кипения нефтепродукта необходима для расчета ряда физических констант. Она может определяться как  [c.10]     Средняя температура кипения нефтяной фракции [c.80]

        Пример 34. Рассчитать долю отгона вакуумного газойля на входе в реактор каталитического крекинга при температуре I = 450 С и давлении п 2 ат абс. Состан вакуумного газойля, молекулярные веса и средние температуры кипения фракции нриподеиы в табл. 2. Состав вакуумного газойля дап в массовых долях. Для расчета массовые концентрации необходимо пересчитать в молярные, так как весь расчет должен вестись в молярных концентрациях. [c.202]

        Лишь углеводороды с низким молекулярным весом, т. е. кипящие при комнатной температуре, могут быть легко разделены па индивидуальные соединения. Возможное и действительное существование многих изомеров для каждой определенной формулы углеводорода делает такое разделение намного более сложным с ростом молекулярного веса и даже невозможным. Но оставалась необходимость характеризовать нефтяные фракции химически, и были предложены методы для того, чтобы вывести химический состав из значений некоторых физических свойств углеводородных смесей. Эти методы, отражающие антидетонационную характеристику фракций, впервые появились при разрешении вопроса о составе лигроинов как крекированных, так и прямогонных. Самые ранние попытки для более высококипящих фракций были более эмпирическими путем физических измерений вычислялась средняя температура кипения бензинов, которая хорошо согласовывалась с некоторыми желаемыми свойствами, но особых попыток связать температуру кипения с химическим составом не было. [c.207]

        Дифференциальный метод, получивший наибольшее распространение, предусматривает дискретизацию непрерывной смеси, т. е. представление ее в виде смеси определенного числа узких фракций, каждая из которых идентифицируется как индивидуальный компонент, обычно парафиновый углеводород, по средней температуре кипения и плотности узкой фракции [15]. [c.32]

        Компонент или средняя температура кипения фракции, [c.33]

        Компонент нли средняя температура кипения фракции, С [c.33]

        Например, при расчете первичной перегонки нефти принимался состав сырой нефти, представленный в табл. 1.3 [16] вначале легкие углеводороды до Сб включительно, далее условные компоненты со средними температурами кипения у фракций с интервалом выкипания 17°С и затем фракции с интервалом температур кипения около 30 °С (всего 34 компонента), конец кипения нефти (733°С) определялся экстраполяцией. [c.33]

        Любая фракция или компонент, получаемые в процессе разделения исходной смеси, могут быть охарактеризованы параметром р (число продуктовых фракций или компонентов в исходной смеси) и параметром I (номер фракции или компонента в порядке возрастания средней температуры кипения фракции или относительной летучести компонента). Следовательно, каждая фракция условно может быть обозначена параметрами р, I. [c.133]

        В конденсаторах вакуумсоздающих систем при 30°С не удается полностью сконденсировать газовую фазу и на 1 кг водяного пара в эжектор поступает от 0,05 до 0,66 кг углеводородов, главным образом фракции выше 350°С (до 4,2—57о на мазут). Чем легче по фракционному составу газойлевые фракции, тем значительнее их потери с водяным паром, достигающие 2—3 кг/жг водяного пара для фракций со средней температурой кипения 200— 220°С [81] (рис. III-37). Из приведенных данных видно, что снижение расхода водяного пара в колонне приводит также к сокращению потерь газойлевых фракций в вакуумсоздающих системах. [c.202]

        Было установлено, что для предварительной оценки топлив но их воспламеняемости и пригодности для применения можно использовать некоторые 3 физических i химических свойств. Предлагались самые различные качественные индексы, базирующиеся на таких характерист ках топлива, как анилиновая точка, плотность, вязкость, средняя температура кипения, содержание водорода. Эт 1 показатели служат неплохим подспорьем при отсутствии испытательного двигателя. Сравнение этих индексов [c.440]

        При отсутствии данных по элементарному составу жидкого топлива содергкание водорода в нем может быть приближенно вычислено по графику (рпс. 74) в зависимости от средней температуры кипения и характеризующего фактора. Содержание углерода определяется по разности (100% минус содержание водорода и серы содержание серы определяется экспериментально). [c.107]

        При стабилизации и разделении гидрогенизата потери пентанов с верхним продуктом должны быть меньше 10%, к.к. бензина должен быть не более 125 °С и извлечение компонента со средней температурой кипения 149°С—не менее [c.276]

        Первая группа — легкое сырье. К этой группе относятся керосиновые дестиллаты, легкие соляровые фракции или смеси первых со вторыми, перегоняющиеся в пределах 200—360°. Средняя температура кипения дестиллатов первой группы 260—280°, удельный вес 0,830—0,870, средний молекулярный вес 190—220. [c.25]

        Надо также иметь в виду, что цетановое число зависит от средней температуры кипения каталитического газойля. С повышением средней температуры кипения цетановое число вначале растет, затем-(примерно, начиная с 320°) понижается, а содержание ароматических углеводородов возрастает. Температура застывания получаемого легкого каталитического газойля, особенно из сырья парафинового основания, тем выше, чем выше средняя температура его кипения. [c.69]

        Коксовое число быстро возрастает по мере повышение средней температуры кипения и вязкости соляровых фракций, выделенных из данной нефти, что, например, видно из приведенных в табл. 6 данных, относящихся к трем разным нефтям. [c.32]

        С повышением средней температуры кипения крекируемого дистиллята увеличивается содержание олефиновых углеводородов в бензине и во фракции С4 [c.205]

        Новый метод включает таким образом определение плотности, удельной дисперсии и молекулярного веса ароматического концентрата. При желании молекулярный вес может быть определен из данных по плотности и средней температуре кипения или по вязкости при 37,8° и 100°. [c.371]

        Для номограммы Хеддена составлены два алгоритма. Первый предназначен для вычисления констант фазового равновесия парафиновых и олефиновых углеводородов и узких нефтяных фракций со средней температурой кипения до 593°С в интервале температур 260—537 °С и давлений 0,0352—7,03 МПа  [c.44]

        Показатель степени фугитивности нефтяных фракций определяется в зависимости от средней температуры кипения узких нефтяных фракций Гкип (К) по уравнению  [c.45]

        Компоненты или средние температуры кипения фракций. С Содержание, моль Плотность Pli Средние температуры кнпения фракций, С Содержание, моль Плотность PU [c.277]

        Церезины же вырабатывают из остаточных продуктов нефти с началом кипения не ниже 450—500°, а иногда и выше. В состав церезина входят все наиболее высококипяпще кристаллические углеводороды нефти молекулярного веса от 450—500 и выше. Вследствие высокого молекулярного веса входяпще в состав церезина твердые углеводороды обладают весьма мелкой кристаллической структурой, которая определяет в значительной мере их физические свойства, а также ограничивает возможность достижения высокой чистоты их при обезмасливании. По химической природе входящие в состав церезина углеводороды относятся к тем же гомологическим рядам и группам, к каким относятся углеводороды, составляющие парафин. Но разница заключается в том, что в церезины входят наиболее высококипящие и высокомолекулярные представители этих групп, в то время как члены этих групп, составляющие технический парафин, обладают средними температурами кипения и средними молекулярными весами. Различным является и соотношение количеств углеводородов разных групп, входящих в церезин и в технический парафин. Если в техническом парафине преобладают и-алканы, то в церезине и-алканы содержатся в значительно меньшем относительном количестве и обычно составляют меньшую долю его массы. [c.78]

        В парафинистых продуктах такую структуру дают монокристаллические образования дистиллятных продуктов средних температур кипения, выкипающие примерно до 420—470° (в пересчете на атмосферное давление) и хоропю отректифицированные от более высококипящих фракций. Эти продукты и их растворы (разумеется, закристаллизованные) хорошо поддаются фильтрации, и для них применять процесс фильтрации наиболеее целесообразно. [c.125]

        На рис. 101 изображена кривая разгонки образца газойля (смесь легкого с тяжелым), отобранного на одной из промышленных установок каталигического крекинга. На установке перерабатывался соляровый дистиллят (плотность 0,894, температура застывания 26°, содержание серы 1,7% вес.), выделенный из смеси трех отечественных сернистых нефтей. Разгонка образца газойля проводилась на аппарате Гадаскина. На этом же рисунке приведена кривая, характеризующая изменение содержания серы в начальных фракциях газойля в зависимости от их средних температур кипения. Следует отметить, что узкая фракция, имеющая [c.234]

        Авторы метода указали на возможность упрощения методики путем определения коэффициента плотнос и по молекулярному весу, который в свою очередь может быть определен по другим физическим свойствам (плотности и средней температуре кипения или по вязкости при 37,8° и [c.380]

        Особый интерес представляет сравнение углеводородных составов исходного сырья, бензина термического риформинга и бензина платформинга , представленных на рис. 3. Как видно из графика, в исходном сырье с интервалом кипения 60—200° С нафтеновые углеводороды распределяются почти равномерно в области 20—100% смеси. Ароматические углеводороды распределяются также довольно равномерно в области 40—100%. Для бензина термического риформинга характерно образование олефинов и циклоолефинов. Вместе с этим происходит некоторая потеря нафтеновых и увеличение содержания ароматических углеводородов. В действительности, исходя из солава сырья, трудно допустить новообразование ароматических углеводородов. Увеличение концентрации последних в продукте объясняется разрушением неароматических компонентов. Концентрация парафиновых углеводородов в низкокипящих фракциях и ароматических в высококипящих фракциях обусловливается тем фактом, что в процессах изомеризации и гидрокрекинга парафиновых углеводородов средняя температура кипения их понижается, тогда, как в процессе пре- [c.182]

        Хоуджен и Ватсон (Hougen and Watson) [254] предложили метод расчета теплоты парообразования как функцию средней температуры кипения, молекулярного веса и плотности. Для случая, когда сама плотность известна недостаточно точно, этот метод требует уточнения. Для расчета теплоты парообразования при давлении, отличном от атмосферного, Ватсон [255] предлагает метод, основанный на следующем уравнении  [c.197]

    chem21.info

    Температура фракций нефтепродуктов - Справочник химика 21

        Температурой самовоспламенения называется та температура, при которой нагретый нефтепродукт в контакте с воздухом воспламеняется самопроизвольно без внешнего источника пламени. Температура самовоспламенения нефтепродуктов зависит и от фракционного состава и от преобладания углеводородов того или иного класса. Чем ниже пределы кипения нефтяной фракции, т. е. чем она легче, тем она менее опасна с точки зрения самовоспламенения, так как температуры самовоспламенения уменьшаются с увеличением средней молекулярной массы нефтепродукта. Тяжелые нефтяные остатки самовоспламеняются при 300—350 °С, а бензины только при температуре выше 500 °С. [c.48]     Так как нефть и нефтепродукты не имеют своей постоянной точки кипения, то в качестве характеристики, определяющей температуры кипения нефтепродуктов, принято отмечать начальную температуру кипения (начало кипения) и конечную температуру кипения (конец кипения). Эти две температуры вместе с указанием давления и типа прибора, на котором велась перегонка, представляют важнейшие характеристики нефтяных продуктов. Определение температурных пределов кипения отдельных фракций нефти, а также определение процентного содержания этих фракций в нефтях или нефтепродуктах имеет большое значение для характеристики нефтей и нефтяных продуктов. [c.163]

        Анализ истинных температур кипения нефтяных фракций и нефтепродуктов, полученных на аппарате АРН-2, показал, что для кривых ИТК выполняется постоянство отношения температур кипения в вакууме и при атмосферном давлении при одинаковых долях отгона [9]. В связи с этим авторы получили следующее уравнение для пересчета истинных температур кипения нефтепродуктов с пониженного давления на атмосферное  [c.23]

        Настоящий стандарт устанавливает метод определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов при атмосферном давлении и под вакуумом для построения кривой истинной температуры кипения (ИТК) нефти и нефтепродуктов, установления потенциального содержания в нефти отдельных фракций, нефтепродуктов или их компонентов и получения фракций нефти с целью исследования их группового и индивидуального углеводородного состава. [c.65]

        При определении температуры вспышки нефтепродуктов (за исключением бензинов и легких нефтей) обычно имеют дело с нижним пределом взрываемости. Как показали исследования вспышка нефтепродуктов наступает лишь тогда, когда парциальное давление нефтяных паров в смеси с воздухом достигает 40—45 мм рт. ст. Поэтому температура вспышки нефтепродуктов тесно увязывается с их температурой кипения, т. е. с их испаряемостью. Низкокипя-щие фракции нефти обладают и более низкой температурой вспышки по сравнению с высококипящими. Так, бензиновые фрак- [c.110]

        Давление в колонне является не менее важной эксплуатационной характеристикой с увеличением давления температура фракционирования повышается, а понижение давления способствует уменьшению расхода пара для отпаривания относительно легких фракций из остаточного продукта. Вакуум в колоннах позволяет проводить ректификацию при более низких температурах для нефтепродуктов, имеющих высокие температуры кипения при атмосферном давлении (например, для мазу-ja). Различают расчетное и рабочее давление. Под расчетным понимают давление, на которое рассчитаны корпус колонны, штуцеры, люки и т. д. Рабочим называют давление при заданном (проектном) режиме работы колонны. Рабочее давление не должно превышать расчетного. Колонны, работающие под высоким давлением или, наоборот, в вакууме, более сложны по исполнению и в эксплуатации. В случае высокого давления необходима повышенная толщина стенок, а в случае вакуума — специальные наружные кольца жесткости. [c.47]

        Уравнение (11.28) может быть использовано как для индивидуальных компонентов, так и для узких по температурам кипения фракций нефтепродуктов. [c.68]

        При пониженной температуре испаряемость нефтепродуктов относительно мала, процессы окисления и коррозии протекают с меньшей скоростью. Поэтому наиболее выгодно хранение нефтепродуктов в подземных резервуарах. Наоборот, хранение в наземных резервуарах, особенно в районах с резкими изменениями температуры и влажности в течение суток (южные приморские районы), приводит к значительному изменению качества топлива и масел. Резкое изменение температуры вызывает более интенсивное и глубокое дыхание резервуаров, в результате легкие фракции топлив теряются, а в резервуары поступает воздух, что приводит при большей его запыленности и влажности к интенсивному зафязнению и обводненности нефтепродуктов. [c.35]

        Как мы указывали выше, смолы являются смесью различных групп соединений, каждая из которых по-разному может влиять на кристаллизацию выделяющихся из нефтяных фракций углеводородов, Кроме того, наличие большого количества смол в нефтях и особенно в мазутах резко увеличивает вязкость среды, что, как известно, затрудняет рост кристаллов. Наконец, смолы являются веществами, понижающими температуру застывания нефтепродуктов. К этому вопросу мы вернемся далее, когда будем рассматривать механизм действия присадок, понижающих температуру застывания масла. [c.102]

        Известно, что нефтепродукты представляют собой сложную смесь множества индивидуальных компонентов, каждый из которых имеет собственную температуру кипения. Хотя тепловое воздействие является универсальным управляющим параметром, широкий спектр распределения кинетических энергий Максвелла-Больцмана не позволяет осуществлять селективное воздействие на нефтяные системы. В особенности это негативно влияет на качество разделения нефтепродуктов, а также на их превращения в процессах, происходящих при температурах, приближающихся к температурам разложения. В первом случае за счет термических процессов не удается получать в больших количествах четко разделенные фракции нефтепродуктов, а во втором случае происходит частичное разложение продуктов и их термополиконденсация. [c.27]

        Удалением определенной группы углеводородов можно значительно улучшить качество нефтепродуктов. Так, при удалении нормальных алканов повышается октановое число бензинов, снижается температура замерзания нефтепродуктов. Удалив арены, можно повысить термоокислительную стабильность топлив. Предложен процесс и описана установка производительностью 44 м /ч для удаления нормальных алканов из бензиновых фракций на стационарном слое цеолитов в адсорбере диаметром 2,44 и высотой 17,3 м [49]. Адсорбцию н-алканов осуществляют 20 мин при 260 °С и 0,8 МПа. После этого их десорбируют изопентаном при 0,24 МПа и 305 °С. Выходящий поток разгоняют и изопентан возвращают в систему. После обработки цеолитами октановое число бензинов возрастает (табл. 108). Следует отметить, что улучшение качества нефтепродуктов удалением определенных групп углеводородов на нефтебазах и складах в современных, условиях вряд ли будет реализовано. Эти процессы легче реализовать в промышленных, заводских, условиях. [c.269]

        Понятие группового углеводородного состава для керосино-газойлевых и масляных фракций несколько отличается от аналогичного понятия для бензинов. Если в состав бензиновых фракций входят сравнительно низкомолекулярные и простые по структуре углеводороды, то с повышением температуры выкипания нефтепродуктов в их составе наряду с аренами, алканами и циклоалканами появляются углеводороды гибридного (смешанного) строения, т. е. углеводороды, в состав молекул которых входят различные структурные фрагменты ароматические и насыщенные циклы, алкильные заместители в разнообразных сочетаниях и разного строения. Причем чем выше температура кипения фракции, тем большую долю в ней составляют гибридные углеводороды и тем сложнее структура последних. В масляных фракциях гибридные углеводороды преобладают. [c.195]

        Различают средние объемную, весовую и молекулярную температуры кипения нефтепродуктов. Каждую из них можно вычислить по правилу смешения, если известны объемы Уг, веса С., Сз..., числа молей N1, ТУа - и средние арифметические температуры кипения составляющих фракций наиример, средняя весовая температура кипения [c.20]

        Опытами установлено, что температура паров нефтепродукта, хранившегося летом в светлом резервуаре, на 5—8° ниже, чем продукта, хранившегося в темном, и потери от испарения бензино-лигроиновых фракций при этом уменьшились почти в [c.101]

        Применением глубокого вакуума добиваются снижения температуры кипения нефтепродуктов больше чем на 150°. Фракции, температура кипения которых при нормальном давлении равна 400° и выше, будут перегоняться уже при 250—300°, т. е. в условиях, в которых почти не происходит термического разложения. На нефтеперерабатывающих заводах вакуум применяют при разгонке мазута для получения масляных дестиллатов. При этом обычно остаточное давление составляет меньше 100 мм рт. столба. [c.203]

        Температурой вспышки нефтепродукта называется та температура, при которой пары нефтепродукта, в см си с воз даю1 в определенных условиях при поднесении огня короткую вспышку. Вспыхнувшее пламя мгновенно гаснет, и жидкость не загорается. Температура вспышки характеризует нефть со стороны содержания легких (бензиновых) фракций чем больше их в нефти, тем ниже [c.23]

        По температурам кипения (216—218°) триэтилбензолы могут находиться в бензино-лигроиновой или керосиновой фракциях. Однако, проверяя с помощью цеолитов NaX и СаХ состав ароматических углеводородов из соответствующих фракций ферганских нефтей, мы не обнаружили в них симметричного триэтилбензола, так как они в одинаковой степени адсорбировались обоими цеолитами СаХ и NaX. С повыщением температур кипения нефтепродуктов увеличивается количество более крупных молекул ароматических углеводородов, адсорбируемых NaX, источником которых в частности, могут служить ароматические концентраты, выделяемые в качестве крупнотоннажного продукта при фенольной очистке масел. [c.39]

        В лабораторных условиях молекулярный вес определяется криосконическим методом по понижению температуры раствора нефтепродукта малой концентрации в таких растворителях как бензол, нитробензол н др. В случае легких фракций применяются также эбуллиоскопический метод и метод В. Майера (определение по плотности пара). [c.70]

        Указать пределы применимости депарафинизации мочевиной трудно как отмечалось выше, даже некоторые парафины изостроения образуют аддукты с мочевиной. Поскольку не взаимодействующие с мочевиной изопарафины оказывают большое влияние па температуру текучести нефтепродукта, не всегда возможно, например, снизить при помощи мочевины температуру текучести смазочного масла из сырья парафинового основания до —20 °С. Температуру текучести парафинистых газойлевых дистиллятов с пределами кипения 300 —400 °С удается снизить депарафи-низацией мочевиной до —40 °С, трансформаторных масел (300—370 °С) — до —50 °С и керосинов до —70 °С и ниже. Применимость процесса депарафинизации мочевиной для получения низкозастывающих фракций определяется весовым соотношением парафиновых углеводородов, образующих и не образующих аддукты и влияющих на температуру текучести. [c.268]

        Основной продукт комплексной переработки отходов пиролиза — ИЖТ — это фракция нефтепродуктов с температурами выкипания 94...300°С. [c.137]

        На практике приходится встречаться с поставками топлива, не соответствующего стандартам. Так как в сертификатах на мазут температура вспышки не указывается, поставщики топлива для снижения вязкости добавляют в него легкие фракции нефтепродуктов, забракованные для поставки в чистом виде в соответствии со стандартом на них. Таким образом, составленная смесь имеет вязкость соответствующую, например, мазуту марки 100 при температуре вспышки 65 °С. Такое положение ставит обслуживающий персонал в тупик . С одной стороны — мазут МЮО необходимо подогревать до температуры 90-100°С, с другой — из-за наличия легких фракций, нагрев недопустим. В этом случае подогрев мазута необходимо осуществлять в закрытых емкостях (змеевиках, трубах), находящихся под давлением. [c.115]

        Средняя температура кипения. Шртрокие фракции нефтепродуктов — бензин, лигроин, керосин и др., состоящие из углеводородов, близких друг к другу ио температурам кипения, выкипают в некотором интервале температур от температуры, характеризующей начало кипепия, дс температуры, характеризующей конец кипения. Начало кипения бензина около 40°, а конец кипения около 180°, соответственно начало кипения керосина около 200°, а конец кипения около 300°. Поэтому в таких случаях часто пользуются средней температурой кипения, рассчитываемой как среднее арифмет11ческое температур, при которых перегоняются одинаковые объемные, весовые или молекулярные количества жидкости. [c.201]

        Наиболее распространенным рабочим агентом является пар в этом случае насосы называются паровыми прямодействующими, т. е. получающими движение непосредственно от паровой машины. Паровая машина работает без расширения пара, давление его на входе в машину и на выходе из нее одинаковое. Из-за этого прямодействующие насосы неэкономичны. Однако их широко применяют во многих отраслях промышленности, что объясняется простотой их устройства, малым числом движущихся частей, удобством автоматического регулирования числа ходов, надежностью в работе, пожарной безопасностью и др. В химической промышленности прямодействующие насосы применяют для перекачки и нагнетания летучих, легковоспламеняющихся жидкостей (углеводорода, различных фракций нефтепродуктов и др.), а также вязких жидкостей и растворов, вязкость которых резко зависит от температуры. В этих случаях насос при повышении вязкости автоматически уменьшает число ходов, при этом уменьшается его производительность и развивается большее давление для нагнетания загустевшей жидкости. [c.69]

        Температурой вспышки называется та температура, нри которой нефтепродукт, нагреваемый в стандартных условиях, выделяет такое количество паров, которое образует с окружающим воздухом горючую смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени. Температура вспышки нефтепродуктов тесно увязывается с их температурой кипения, т. е. с испаряемостью. Чем легче фракция нефти, тем ниже ее температура вспышки. Так, бензиновые фракции имеют отрицательные (до —40° С) температуры вспышки, керосиновые 28—60° С, масляные 130—325° С. Присутствие влаги, продуктов распада в нефтепродукте заметно влияет на величину его температуры вспышки. Этим пользуются в производственных условиях для суждения о чистоте получаемых при перегонке нефтяных фракций. Для масляных фракций температура вспышки показывает наличие легко испаряющихся углеводородов. Среди масляных фракций различного углеводородного состава наиболее высокая температура вспышки свойственна маслам из парафинистых малосмолистых нефтей. Масла той же вязкости из смолистых нафтено-ароматиче-ских нефтей характеризуются более низкой температурой вспьппки. [c.79]

        Превращения кислородсодержащих н металлорганических соединений. Кислород в среднедистиллятных фракциях нефтепродуктов может быть представлен соединениями типа спиртов, эфиров, фенолов и нафтеновых кислот. В высококипящих фракциях кислород находится в основном в мостиковых связях и в циклах молекул. Наибольшее количество кислородсодержащих соединений концентрируется в смолах и асфальтенах. Содержание смол возрастает с повыиаением температуры кипения фракции — от 0,1% в бензине до 2—3% в вакуумных дисгиллятах. [c.300]

        В лабораторной практике за температуру застывания принимают ту ее точку, при которой нефть теряет свою подвижность в строго определенных условиях. Температура застывания нефти в основном зависит от присутствия высших парафинов, обладапцих высокой температурой плавления, но в значительной мере в от предварительной обработки нефти или ее фракций. Предварительный подогрев проб, относительно богатых смолакш и бедных парафинами, способствует пони-чекии температуры застывания. Нефтепродукты, богатые парафином и бедные смолами, после подогрева повышают температуру застывания. [c.27]

        Маслоотходы могут быть превращены в топливо, не уступающее получаемому из сырой нефти. Для этого их подвергают термическому крекингу. Установки для его реализации включают реактор, дефлегматор, разделяющий паро-газов)то смесь на отдельные ее компоненты, холодильник, камеру зажигания легколетучих фракций, центрифугу, фильтры. В случае производства фракций нефтепродуктов с узким интервалом температур кипения, например бензина, дизельного топлива, мазута, установка доукомплектовывается дистилляционной (ректификационной) колонной. Количество образующихся при крекировании коксовых остатков составляет 2,5-6,0%. Производительность установок равна 6-15 тыс. м /год по отходам. [c.249]

        ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ВСПЫШКИ И, ВОСПЛАМЕНЕНИЯ Температурой вспышки называют ту низшую температуру, при которой нефтепродукт, нагреваемый в стандартных условиях, вьщеляет такое количество паров, которое образует с окружающей средой горючую смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени. Чем легче фракции нефти, тем ниже ее температура вспышки. Сырая нефть имеет температуру вспышки от -35 до +34°С, керосины 28-45 °С, дизельные топлива 35-90 с, мазуты 65-110°С, смазочные масла 135-330°С. По температуре вспышки нефтепродукта судят о возможкости образовання взрывчатых смесей его паров с воздухом. [c.48]

        Количество и характер таких примесей и составных частей зависят прежде всего от природы исходной нефтп. Напрпмер, из сернистых нефтей получаются полупродукты, содержащие различные сернистые соединения при иерегонке иарафиннстой нефти получаются фракции со значительным содержанием твердых алкаповых углеводородов, которые повышают температуру застывания нефтепродуктов. [c.272]

        С. А. Гусинская [58] выделила различными методами циклические сульфиды из узких фракций нефтепродуктов с температурой кипения 131—209° из нефтей месторождений южного Узбекистана Уч-Кизыл, Кокайты, Ляльмикар и Кзыл-Тумшук. [c.16]

        В прямоточных поверхнохолодильниках смешения, где температура горячей воды равйа или очень близка к конечной температуре охлаждаемого нефтепродукта, степень нагрева воды ограничивается, кроме того, физическими свойствами нефтепродукта (чем легче нефтепродукт,, тем до меньшей температуры может быть нагрета охлаждающая , вода). Таким образом, единственным способом увеличения температурного перепада, а следовательно, и уменьшения количества-воды является применение для конденсации и охлаждения нефтепродуктов воды с минимальной температурой. Необходимо всегдаг помнить, что чем холоднее вода, тем меньше ее требуется и тем дешевле обходятся водоснабжение и канализация завода. Кроме того, при пользовании охлаждающей водой низкой температуры уменьшается необходимая поверхность охлаждения, т. е. снижается стоимость конденсационно-холодильной аппаратуры. Наконец, применение холодной воды позволяет снизить потери низко-кипящих фракций нефти. [c.25]

        Для расчета температуры вспышки нефтепродуктов, выделенных из массовых нефтей Поволжья, Урала, Западной Сибири, авторами [47J предложена формула (D5), по которой отличается от экспериментальной на 3% для продуктов атмосферной перегонки и на 4% для продуктов вакуумной перегонки (температура выкипания по ИТК 1.5% фракции не превышает 350%). Температура вспышки нефтяной фракции с достаточной степенью точности может быть определена через объемные доли и температуру вспышки отдельных составляющих смесь компонентов (139), Наибольшая точность при определении Т д для керосиновых и дизельных дистиллятов, выделенных из сернистых и высокосернистых нефтей, наблюдается при задании константы х = -0,04. Среднее отклонение для прямогонных дисткиятов составляет 2-3%. [c.36]

        Если для относительно простых смесей с помощью перечисленных выше методов можно однозначно идентифицировать компоненты разделяемого образца, то при переходе к таким сложным смесям, как нефтепродукты, практически невозможно говорить о полной и надежной идентификации вьщеляемых фракций, и чем вьпие температура кипения нефтепродукта, тем меньше возможностей для идентификации. Объясняется это в первую очередь сложностью состава нефтепродукта, усугубляемой появлением (с утяжелением продукта) так назьтаемых гибридных структур, например нафтеноароматических, включением в молекулу пятичленных циклов наряду с шестичленными и др. Другой причиной является увеличение числа неуглеводородных соединений, в первую очередь сернистых, а также некоторых слабополярных кислородных и азотистых, время удерживания которых на 8Юг и А1г О3 сравнимо с временем удерживания угеводородов, поэтому они и загрязняют уг леводородные фракции при разделении нефтепродуктов на этих адсорбентах. В связи с этим более или менее надежная идентификация вьщеленных фракций возможна лишь при разделении легких нефтепродуктов, в случае тяжелых нефтепродуктов реально лишь определение преойгадающего класса соединений в данной фракций и отбор типов соединений, присутствие которых возможно. [c.53]

        Значительно меньше отражается изомерия на критической температуре растворения различных углеводородов ряда циклопентана и циклогексана в анилине и некоторых других растворителях. Ввиду этого описанный в гл. IV, стр. 102, в применении к определению ароматики метод анилиновых точек приложим также и к определению нафтенов в смеси их с парафинами. Определение ведется здесь также на отдельных, более или менее узких фракциях нефтепродукта, обыкновенно на тех же, которые применяются для определения ароматичес1шх углеводородов. [c.205]

    chem21.info

    1. Компонентный состав. Средняя температура кипения. Характеризующий фактор

    Глава 1

    Расчет физико-химических свойств и состава нефти и нефтепродуктов

    1.1 Компонентный состав. Средняя температура кипения. Характеризующий фактор

    Компонентный состав. Нефть и нефтепродукты можно рассматривать как смесь, состоящую из n компонентов. Их число и свойства определяют физико-химическую характеристику смеси в целом. В практических расчетах состав многокомпонентной смеси выражается в долях или процентах. Соотношение между долями и процентами 1:100. В нефтепереработке принято обозначать доли, характеризующие состав жидкой смеси, буквой x, а состав газовой или паровой смеси – буквой y. Физический смысл величин при этом сохраняется.

    Массовая доля xi(yi) компонента представляет собой отношение его массы mi к массе смеси m: xi=mi/m.

    Очевидно, mi=m и xi=1.

    Пример 1.1 Смешали три масляных фракции в следующих количествах: m1=81 кг; m2=135 кг; m3=54 кг.

    Определить массовую долю каждой фракции в смеси.

    Решение. Найдем общую массу смеси: m=m1+m2+m3=81+135+54=270 кг.

    Определим массовую долю каждой фракции:

    Молярная доля компонента выражается отношением числа молей Ni этого компонента к общему числу молей N смеси: .

    Аналогично массовой доле .

    Пересчет массового состава в молярный и обратный пересчет осуществляются по формулам:

    ;,

    где Mi – молярная масса компонента, кг/моль.

    Пример 1.2 Пересчитать массовые доли фракций, найденные в примере 1.1, в молярные, если молярные массы (в килограммах на киломоль) компонентов равны: М1=320; М2=360; М3=390.

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

    .

    Находим молярные доли каждой фракции:

    Для проверки правильности полученных результатов суммируем молярные доли: 0,33+0,49+0,18=1.

    Сумма равна единице, следовательно, пересчет выполнен верно.

    Объемная доля компонента есть отношение его объема Vi к объему всей смеси V: .

    Аналогично массовой и молярной долям .

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

    Для жидкой смеси прямой пересчет объемных долей в молярные довольно сложен, поэтому лучше его проводить с помощью массовых долей. Для газовой смеси состав, выраженный объемными и молярными долями, одинаков.

    Пример 1.3 Газовая смесь получена из 95 м3 пропана и 23 м3 этана. Плотности пропана и этана равны 2,0037 кг/м3 и 1, 3560 кг/м3 соответственно. Выразить состав смеси в объемных и массовых долях.

    Решение. Найдем общий объем смеси: V = 95 + 23 = 118 м3.

    Объемная доля пропана , этана .

    Массовые доли компонентов будут равны:

    Средняя температура кипения нефтяной фракции. Любая нефтяная фракция (равно как и нефть) представляет собой сложную смесь углеводородов, выкипающих в некотором температурном интервале. Однако во многие расчетные формулы входит определенная температура, характеризующая кипение нефтепродукта. Поэтому в практике используется понятие средней температуры кипения нефтяной фракции. Существует несколько ее модификаций, но наиболее употребительной является средняя молярная tср.м, которая рассчитывается по формуле

    где ti – среднеарифметическая температура кипения узких фракций, °С.

    Приближено среднюю температуру можно также определить как температуру 50 %-го отгона фракции по кривой истинных температур кипения (ИТК) или как среднее арифметическое начальной и конечной температур кипения.

    Характеризующий фактор. Характеризующий фактор К является условной величиной, отражающей химическую природу и степень парафинистости нефтепродукта. Это условный параметр представляющий собой функцию плотности и средней молярной температуры кипения нефтепродукта.

    Характеризующий фактор определяется по формуле

    (1.1)

    где Тср.м – средняя молярная температура кипения, К; – относительная плотность нефтепродукта (см. § 1.2).

    Уравнение (1.1) достаточно точно для прямогонных нефтяных фракций; использование его для вторичных продуктов нефтепереработки, содержащих значительные количества ароматических и непредельных углеводородов, ограничено из-за значительной погрешности [1]. Средние значения характеризующего фактора следующие:

    парафинистые нефтепродукты12,5-13,0

    нафтеноароматические10-11

    ароматизированные10

    продукты крекинга10-11

    Характеризующий фактор применяется в некоторых расчетах для повышения их точности.

    ЗАДАЧИ

    1.1 Ароматический концентрат представляет собой смесь, состоящую из 120 кг бензола, 75 кг толуола и 25 кг этилбензола.

    Найти массовый и молярный состав смеси.

    1.2 Для приготовления пробы товарного бензина смешали в соотношении 1:1 по массам прямогонную бензиновую фракцию (М=113 кг/кмоль, =732 кг/м3) и бензин каталитического риформинга (М=106 кг/кмоль, =791 кг/м3).

    Определить молярный и объемный состав полученной смеси.

    1.3 Дана смесь двух нефтяных фракций. Объем первой фракции V1=36 м3, ее плотность 1=802 кг/м3, соответственно для второй фракции V2=76,5 м3, 2=863 кг/м3.

    Найти массовую долю каждой фракции.

    1.4 Массовое содержание изо-октана в эталонной смеси – 70%, н-гептана – 30%. Определить молярные доли компонентов.

    1.5 Углеводородный газ, служащий бытовым топливом, имеет следующее массовое содержание углеводородов: этан – 2%, пропан – 76%, бутаны – 21%, пентаны – 1%.

    Рассчитать молярное содержание компонентов в газовой смеси.

    1.6 Природный газ Северного месторождения состоит из следующих компонентов (в объемных процентах): СН4 – 96,8; С2Н6 – 0,9; С3Н8 – 0,4; С4Н10 – 0,3; N2 – 1,0; О2 – 0,6.

    Найти массовый состав смеси.

    1.7 При каталитическом крекинге масляной фракции получены продукты:

    Массовое содержание, %

    Молярная масса, кг/кмоль

    Газ

    11,2

    32

    Бензин

    32,7

    105

    Легкий газойль

    36,9

    218

    Тяжелый газойль

    19,2

    370

    Определить молярные доли компонентов.

    1.8 Дана смесь двух бензиновых фракций самотлорской нефти, имеющих следующие характеристики:

    Молярная масса, кг/кмоль

    Массовое содержание, %

    Фракция 105-120°С

    103

    30

    Фракция 120-140°С

    112

    70

    Найти среднюю молярную температуру кипения смеси.

    1.9 Определить молярную температуру кипения масляного погона, если известен его состав:

    Молярная доля

    Фракция 420-436°С

    0,45

    Фракция 436-454°С

    0,30

    Фракция 454-470°С

    0,25

    1.10 Имеется смесь двух нефтяных фракций:

    Молярная масса, кг/кмоль

    Плотность , кг/м3

    Молярная доля

    Фракция 180-210°С

    168

    806

    0,34

    Фракция 210-230°С

    182

    833

    0,66

    Найти объемный состав и среднюю молярную температуру кипения смеси.

    freedocs.xyz

    Температура кипения - Справочник химика 21

        Средняя температура кипения нефтепродукта необходима для расчета ряда физических констант. Она может определяться как  [c.10]

        Однако человек научился преодолевать этот рубеж. Температура кипения этилового спирта 78°С — ниже, чем у воды. Поэтому если пиво или вино нагреть, то содержащийся в них спирт будет испаряться и выкипать быстрее, чем вода. Выделяющиеся при этом пары будут богаче спиртом, чем исходная жидкость. Собрав и охладив эти пары и превратив их опять в жидкость, можно получить напиток более крепкий, т. е. содержащий больше спирта, чем первоначальный. [c.91]

        Обычно для этой цели применяют неорганические соединения— аммиак (температура кипения —33 ""С) или сернистый газ (температура кипения —10 "С). Оба они дешевы и сейчас используются в больших промышленных холодильных установках. А в установках поменьше, например в домашних холодильниках или кондиционерах, применяют фреон — его температура кипения —28 ""С. [c.78]

        Пример 24. Определить теплоту сгорания тяжелого газойля каталитического крекинга, имеющего среднюю молекулярную температуру кипения 400° С и относительную плотность 0,9635. Содержание серы в нем 8 = 1,65%. Характеризующий фактор [c.108]

        А молекулы жидкого метана, не содержащие гидроксильных групп, не слипаются. Они легко разлетаются, образуя газ. Даже при такой низкой температуре, как —161 С, тепла хватает, чтобы испарить метан — его температура кипения как раз —161 С. А молекулы метилового спирта содержат гидроксильные группы, которые делают их липкими . Чтобы отделить их друг от друга и превратить в газ, нужно затратить немало энергии, хотя сами молекулы лишь немногим крупнее молекул метана. Вот почему температура кипения метилового спирта 65 "С — на 226 градусов выше, чем у метана. [c.86]

        При определении различных физических констант нефтепродуктов принято пользоваться средней молярной температурой кипения. [c.11]

        Средняя молярная температура кипения ср. мол — ср А .  [c.11]

        Гидроксильная группа изменяет и температуру кипения вещества. Ее электрические свойства таковы, что содержащие ее молекулы слегка слипаются друг с другом. [c.86]

        Ацетон смешивается с водой в любых соотношениях. В то же время он растворяет многие органические соединения, которые не растворяются в воде. Поэтому ацетон — очень важный промышленный растворитель. Удобно и то, что у него низкая температура кипения — всего 56 С. [c.126]

        Средняя объемная температура кипения всегда ниже средней массово температуры, так как при перегонке сначала отгоняются фракции с более низкой плотностью и массы отогнанных фракций меньше их объема. [c.11]

        Перегонка нефти основана на том, что разные углеводороды по-разному испаряются. Чем длиннее углеродная цепь молекулы, тем труднее испаряется вещество для превращения его в пар требуется больше тепла. Другими словами, углеводород с длинной цепью имеет более высокую температуру кипения, чем с короткой. [c.27]

        А благодаря низкой температуре кипения диэтиловый эфир легко испарить. Для этого сосуд с эфиром, в котором растворены жиры, достаточно поставить в горячую воду. Эфир, пузырясь, испаряется, а жиры остаются. Все это называется экстракцией эфиром. [c.118]

        Пример 34. Рассчитать долю отгона вакуумного газойля на входе в реактор каталитического крекинга при температуре I = 450 С и давлении п 2 ат абс. Состан вакуумного газойля, молекулярные веса и средние температуры кипения фракции нриподеиы в табл. 2. Состав вакуумного газойля дап в массовых долях. Для расчета массовые концентрации необходимо пересчитать в молярные, так как весь расчет должен вестись в молярных концентрациях. [c.202]

        Парафиновые углеводороды с б —10 атомами С, кроме использования их к качестве специальных растворителей, находят лишь ограниченное применение в нефтехимической промышленности. Напротив, важную роль играют высокомолекулярные углеводороды с 10—20 атомами С. Газообразные члены парафинового ряда, содеря ащиеся в природном нефтяном газе, в газах, сопровождающих нефть при ее добыче, и в отходящих газах нефтеперегонных установок вследствие большой разницы в температурах кипения могут быть сравнительно простыми методами разделены па технически чистые индивидуальные углеводороды. Для получения углеводородов, кипящих при более высоких телгпературах, чем бутап, сырьем может служить газовый бензин, ниже рассматриваемый подробно. Из него методом четкой ректификации мояшо получать пентан, гексан и гептан. Парафино-пьте углеводороды с 6—10 атомами С и парафиновые углеводородьс с 10— 20 атомами С в настоящее время получают в чистом виде из нефтяных фракций посредством экстрактивной кристаллизации с мочевиной. Парафин, являющийся смесью высокомолекулярных парафиновых углеводородов преимущественно с прямой цепью, получают в больших количествах депара-финизацией масляных фракций. Продукт этот является чрезвычайно ценным сырьем. [c.10]

        Ученые пользуются для измерения температуры стоградусной шкалой, или шкалой Цельсия. В этой шкале температуре замерзания воды соответствует иоль градусов — это пишется О "С. Комнатная температура — примерно 25 °С, а температура кипения воды — 100 "С. Температура кипения четыреххлористого углерода 77 С, так что он, как видите, закипает и превращается в пар легче, чем вода. Температуры более низкие, чем температура замерзания воды, пишутся со знаком минус. Например, метан кипит при температуре на 161 градус ниже, чем температура замерзания воды, это пишется — 161°С. В США для измерения температуры обычно. применяется шкала Фаренгейта. Кое-где автор приводит в скобках температуру по Фаренгейту. Например, температура кипения воды 100 С (212 F), а четыреххлористого углерода 77 "С (171"Р). [c.69]

        Сначала определяется средняя объемная температура кипения  [c.11]

        Системы с минимумом давления паров имеют максимум температуры кипения на изобарной кривой, причем эта температура выше температуры кипенпя высококипящего компопепта, а кривые испарения и кондеш ации сходятся в этой точке. Такпе системы также образуют азеотропную смесь. В таких системах до точки максимума [c.195]

        Средняя объемная температура кипения [c.12]

        Молекулярный вес шфтепродуктов зависит от температур . кипения и химической природы. Чем выше температура кипения нефтепродукта, тем больше его молекулярный вес. При одной и той же [c.12]

        При отсутствии данных по элементарному составу жидкого топлива содергкание водорода в нем может быть приближенно вычислено по графику (рпс. 74) в зависимости от средней температуры кипения и характеризующего фактора. Содержание углерода определяется по разности (100% минус содержание водорода и серы содержание серы определяется экспериментально). [c.107]

        Чтобы растворитель получил широкое распространение, он должен быть легко доступным и дешевым. У него должна быть не очень высокая температура кипения, чтобы его легко можно было выпарить, когда он уже не нужен. [c.88]

        Пример 3. Определить характеризующий фактор для бензина, имеющего относительную шеотность = 0,775 и среднюю молярную температуру кипения ср. мол = 119° С. [c.12]

        Метиловый спирт с температурой кипения 65 С — пример прекрасного промышленного растворителя. К числу таких же растворителей принадлежит еще бензол и многие другие соединения. У каждого из них свои области применения. Некоторые твердые вещества растворяются в одном и не растврряются в другом некоторые реакции хорошо идут в одном, а в другом совсем не идут. Химик-технолог, имеющий дело с многими тоннами разнообразных веществ, должен быть таким же придирчивым в их выборе, как хороший повар, когда он печет именинный пирог. [c.88]

        Средняя молярная температура кипения ниже средней массовой и средней объемной температур, так как при перегонке отгоняются в первую очередь фракции с меньшим молекулярным весом и изменение молеку-лярпого веса с повышением температуры кипения фракции более значительно, чем измеиепие плотности. [c.11]

        Пример 2. Н шги среднюю молярн5 ю температуру кипения бензина, имеющего следующую разгонку по ГОСТ. [c.11]

        Температура кипения системы, состоящей из несмешивающихся жидкостей, ниже температуры кипения не только высококипящего, но и низкокипяп ,его компонента, поскольку давление наров смеси л больше давл( ]гия паров отдельных компонентов Р и Р. [c.207]

        Изобарные кривые такой системы, как указывалось мыше, изображаются двумя кривыми (кривые жидкости и пара), на которых ордината любой точки больше температуры кипения низкокипящего компонента и меньше температуры кипения высококипящего ком-иоиеита. Иначе говоря, температура кипения такой смеси любого состава всегда выше температуры кипения низкокипящего компонента и ниже температуры кипения высококипящего компонента. [c.194]

        Для смесе1г с максимумом давления паров характерно наличие минимума температуры кипения на изобарной кривой, причем эта температура ни 1 е температуры к ипения чистого ни.э ко кипящего компонента. Кривые испарения и конденсации такой системы сходятся в точке минимума температуры кипения либо максимума да-кления паров, отвечающей онределенному составу смеси. В этой точке состав паровой и жидкой фаз совпадет, т. е. образуется постоянно кипящая смесь. Такая смесь называется азеотропной. [c.194]

        Для получения алмазов необходимы сверхвысокие давления которые не были доступны в XIX в. Высокие давления в сочетании с высокими температурами позволяют атомам более или менее легко менять свои положения. Под действием высоких давлений различные элементы и соединения принимают новые формы, в которых атомы и молекулы упакованы необычайно плотно. Например, лед, становится значительно более плотным, чем вода, а температура его плавления превышает температуру кипения воды при обычных давлениях . И в 1955 г, по методу Бриджмена были получены наконец первые синтетические алмачы. [c.143]

        Для таких систем с увеличением содержания низкокипящего компонента в смеси пары сначала оказываются богаче низкокипя-щим компонентом, чем жидкость. В точке минимума температуры кипения состав паров и жидкости совпадает. С дальнейшим увеличением содеригания низкокипящего компонента в смесн нары оказываются беднее низкокинящим компонентом, чем лшдкость. Примерами систем с максимумом давления паров являются смеси вода — этиловый спирт с минимумом температуры кипения 78,15° С, этиловый спирт — бензол и другие. [c.195]

        На практике чаще всего встречаются азеотроиные смеси с максимумом давления нарои п с минимумом температуры кипения. [c.195]

        При перегонке азеотроппые смеси выделяют пары, одинаковые по составу с исходной смесью, вследствие чего они но могут быть разделены перегонкой иа чистые компоненты. Смесь образуютцая азеотроп, может быть разделена только на азеотропную смесь и компонент, содержащийся в избытке в исходной смеси. Рассмотрим в качестве примера спиртоводную смесь с минимумом температуры кипения, отвечающему сппрту с концентрацией 95, 57%. Если подвергнуть перегонке спиртоводпую смесь меньшей концеитрации, ТО будет перегоняться смесь, содержащая 95,57% спирта и 4,43%> воды, а в остатке останется вода. [c.195]

        Согласно схеме I в первой колонне отбираются три компонента (а, б и е), а наиболее высококипящий компонент выделяется в виде остатка. Орошением колонны служит смесь компонентов а, б и б. Следующий высококипящий компонент отбирается в виде остатка второй колонны, а два остальных отгоняются в виде ректификата и служат орошением второй колонны. Наконец, в третьей колонне разделяются компоненты а и б, ил1еющие наиболее низкие температуры кипения. [c.222]

        Существует точка зрения, что схема II более экономична, чем схемы I и III. Одпако это положение далеко не всегда верно. Так, исследования автора по фракционировке газов каталитического крекинга показали, что когда содержание наиболее тяягелого компонента — бензина — в смесп намного больше, чем нодле кащих выделению компонентов, а температура кипения его много выше, наиболее экoнoмичнoii является не схема II последовательного выделения легких компонентов, а схемы I н III предварительного выделения наиболее легких компонентов с последующей их фракциопировкой, [c.222]

        Название глицерина тоже происходит от греческого слова сладкий , и он в самом деле сладкий — точно так же, как и этиленгликоль. Этиленгликоль довольно ядовит, а глицерин соверщенно безвреден. Его можно употреблять в пищу. Нередко глицерин добавляют в кондитерские кремы, чтобы, сохранив их сладость, сделать их нежнее. Кроме того, глицерин не дает кремам засыхать. Он и сам не испаряется (его температура кипения слищком высока, чтобы он испарялся при комнатной температуре) и не дает испаряться воде, крепко удерживая ее. [c.106]

        Условия процесса температура 75 С абсолютное давление 2,5 ат, (2,45 бар). Время пребывания (считая на бензин) 3,5 ч. Бензиновая фракция, испольнуемая в качестве растворителя, имеет плотность 0,70, среднюю молекулярную температуру кипения 90 С и молекулярный вес 95. [c.303]

        Чём "болШе "ПГ молекуле вещества гидроксильных групп, тем лучше оно растворяется в воде и тем выше его температура кипения. А кроме того, присутствие нескольких гидроксильных групп придает веществам (по неизвестной нам причине) сладкий вкус. Например, эти- ленгликоль так же сладок, как сахар. Само название,- гликоль происходит от греческого слова, означающего слащи 1 .  [c.105]

        Диэтиловый эфир был открыт в 1544 году. В то время органической химии еще не существовало. Тогдашние химики были поражены прежде всего тем, что жидкость может так легко и быстро испаряться температура кипения дизтилового эфира всего 34 °С — ниже температуры человеческого тела. [c.115]

    Физическая и коллоидная химия (1988) -- [ c.43 , c.44 ]

    Руководство по лабораторной ректификации 1960 (1960) -- [ c.47 , c.48 , c.56 , c.59 , c.60 , c.65 , c.66 , c.69 , c.71 , c.73 , c.77 , c.79 , c.80 , c.83 , c.84 , c.87 , c.100 , c.101 , c.116 , c.119 , c.120 , c.121 , c.129 , c.152 , c.572 ]

    Химические приложения топологии и теории графов (1987) -- [ c.185 ]

    Переработка нефтяных и природных газов (1981) -- [ c.66 , c.293 ]

    Практикум по органической химии (1956) -- [ c.0 ]

    Лабораторные работы в органическом практикуме (1974) -- [ c.30 ]

    Химия (1978) -- [ c.45 , c.246 , c.250 , c.265 , c.266 , c.267 ]

    Основные процессы и аппараты химической технологии Изд.7 (1961) -- [ c.422 , c.424 , c.548 ]

    Справочник азотчика (1987) -- [ c.0 ]

    Общая химия (1979) -- [ c.326 ]

    Краткий справочник физико-химических величин (1974) -- [ c.0 ]

    Очистка технологических газов (1977) -- [ c.0 ]

    Производство хлора, каустической соды и неорганических хлорпродуктов (1974) -- [ c.0 ]

    Справочник азотчика Том 1 (1967) -- [ c.0 ]

    Органическая химия (1974) -- [ c.30 ]

    Техника лабораторной работы в органической химии (1952) -- [ c.170 , c.208 ]

    Органические растворители (1958) -- [ c.21 ]

    Органическая химия (1979) -- [ c.31 ]

    Химический анализ в металлургии Изд.2 (1988) -- [ c.212 , c.213 ]

    Химия (2001) -- [ c.105 ]

    Фазовые равновесия в химической технологии (1989) -- [ c.31 , c.85 , c.228 , c.230 , c.244 , c.262 , c.284 , c.454 , c.544 ]

    Технология переработки нефти и газа (1966) -- [ c.0 ]

    Многокомпонентная ректификация (1983) -- [ c.23 ]

    Техника лабораторной работы в органической химии (1963) -- [ c.216 ]

    Свойства газов и жидкостей (1966) -- [ c.42 , c.131 , c.145 , c.172 , c.213 , c.407 ]

    Практикум по физической химии изд3 (1964) -- [ c.175 ]

    Электрохимия растворов (1959) -- [ c.11 , c.23 , c.221 ]

    Водородная связь (1964) -- [ c.30 , c.41 , c.42 , c.155 , c.156 ]

    Учебник физической химии (1952) -- [ c.55 , c.228 ]

    Введение в молекулярную теорию растворов (1959) -- [ c.228 , c.282 ]

    Современные и перспективные углеводородные реактивные и дизельные топлива (1968) -- [ c.109 , c.139 , c.146 , c.147 , c.154 ]

    Органическая химия (1964) -- [ c.153 ]

    Курс неорганической химии (1963) -- [ c.331 ]

    Успехи химии фтора (1964) -- [ c.0 ]

    Углеводороды нефти (1957) -- [ c.0 ]

    Физическая химия Термодинамика (2004) -- [ c.111 ]

    Технология связанного азота Синтетический аммиак (1961) -- [ c.366 , c.388 ]

    Курс химии Часть 1 (1972) -- [ c.190 , c.254 ]

    Основы органической химии (1983) -- [ c.30 ]

    Качественные микрохимические реакции по органической химии (1957) -- [ c.40 ]

    Свойства редких элементов (1953) -- [ c.29 , c.35 , c.43 , c.57 , c.67 , c.77 , c.106 , c.117 , c.121 , c.133 , c.144 , c.150 , c.156 , c.160 , c.166 , c.173 , c.212 , c.224 , c.245 , c.253 , c.268 , c.286 , c.297 , c.298 , c.302 , c.313 , c.336 , c.340 , c.362 ]

    История органической химии (1976) -- [ c.287 ]

    Неорганическая химия (1979) -- [ c.117 ]

    Техно-химические расчёты Издание 2 (1950) -- [ c.315 , c.546 ]

    Техно-химические расчёты Издание 4 (1966) -- [ c.5 , c.15 , c.449 , c.468 ]

    Техника лабораторных работ (1966) -- [ c.177 , c.482 ]

    Органическая химия Издание 2 (1980) -- [ c.16 ]

    Общая химическая технология неорганических веществ 1964 (1964) -- [ c.0 ]

    Общая химическая технология неорганических веществ 1965 (1965) -- [ c.0 ]

    Руководство по анализу кремнийорганических соединений (1962) -- [ c.37 , c.147 , c.414 ]

    Технический анализ в производстве промежуточных продуктов и красителей (1958) -- [ c.39 ]

    Учебник общей химии 1963 (0) -- [ c.37 , c.47 , c.48 , c.71 ]

    Технология минеральных удобрений и кислот (1971) -- [ c.2 , c.4 ]

    Технология связанного азота Издание 2 (1974) -- [ c.0 ]

    Основной практикум по органической химии (1973) -- [ c.139 ]

    История органической химии (1976) -- [ c.287 ]

    Успехи химии фтора Тома 1 2 (1964) -- [ c.0 ]

    Технический анализ в производстве промежуточных продуктов и красителей Издание 2 (1949) -- [ c.32 , c.85 , c.134 ]

    Общая химия (1974) -- [ c.39 , c.41 , c.349 , c.356 , c.407 , c.409 ]

    Технический анализ в производстве промежуточных продуктов и красителей Издание 3 (1958) -- [ c.39 ]

    Термическая фосфорная кислота (1970) -- [ c.0 ]

    Техника лабораторных работ (1982) -- [ c.0 ]

    Технология азотных удобрений Издание 2 (1963) -- [ c.0 ]

    Практикум по органической химии Издание 3 (1952) -- [ c.0 ]

    Физическая химия Том 1 Издание 5 (1944) -- [ c.185 , c.351 ]

    Химико-технические методы исследования Том 1 (0) -- [ c.218 , c.219 ]

    Техника лабораторных работ Издание 9 (1969) -- [ c.215 , c.634 ]

    Справочник сернокислотчика 1952 (1952) -- [ c.0 ]

    Справочник сернокислотчика Издание 2 1971 (1971) -- [ c.0 ]

    Общая химическая технология (1977) -- [ c.0 ]

    Краткий справочник физико-химических величин Издание 6 (1972) -- [ c.6 , c.23 , c.24 , c.66 ]

    Краткий справочник физико-химических величин Издание 7 (1974) -- [ c.6 , c.23 , c.24 , c.66 ]

    Краткий справочник физико-химических величин Издание 8 (1983) -- [ c.24 , c.30 ]

    Промышленный синтез ароматических нитросоединений и аминов (1964) -- [ c.0 ]

    Технология серной кислоты (1985) -- [ c.0 ]

    Справочник по основной химической промышленности Издание 2 Часть1 (0) -- [ c.86 ]

    Технология серной кислоты (1971) -- [ c.0 ]

    Физико-химический анализ гомогенных и гетерогенных систем (1978) -- [ c.31 ]

    Химическая термодинамика (1950) -- [ c.302 , c.736 ]

    Физическая химия и химия кремния Издание 3 (1962) -- [ c.159 ]

    Практикум по органической химии (1950) -- [ c.0 ]

    Неорганическая химия Том 1 (1971) -- [ c.25 ]

    Учебник физической химии (0) -- [ c.55 , c.238 ]

    Введение в молекулярную теорию растворов (1956) -- [ c.228 , c.282 ]

    Систематический качественный анализ органических соединений (1950) -- [ c.28 ]

    Справочник по производству хлора каустической соды и основных хлорпродуктов (1976) -- [ c.0 ]

    Общая химия Изд2 (2000) -- [ c.94 , c.205 ]

    Органическая химия Том 1 (1963) -- [ c.148 ]

    Холодильная техника Кн. 3 (1962) -- [ c.176 ]

    Техника лабораторной работы в органической химии Издание 3 (1973) -- [ c.198 , c.228 ]

    Препаративная органическая химия Издание 2 (1964) -- [ c.22 , c.145 ]

    Методы органической химии Том 2 Издание 2 (1967) -- [ c.804 ]

    Методы органической химии Том 2 Методы анализа Издание 4 (1963) -- [ c.804 ]

    Органическая химия (1964) -- [ c.153 ]

    Основы общей химии Т 1 (1965) -- [ c.43 , c.59 ]

    Основы общей химии Том 2 Издание 3 (1973) -- [ c.42 , c.59 , c.62 , c.307 ]

    Общая химия (1968) -- [ c.34 , c.139 , c.155 ]

    Органическая химия Том 1 (1962) -- [ c.148 ]

    Курс неорганической химии (1972) -- [ c.296 ]

    Практикум по общей химии Издание 2 1954 (1954) -- [ c.53 , c.102 ]

    Практикум по общей химии Издание 3 (1957) -- [ c.53 , c.104 ]

    Практикум по общей химии Издание 4 (1960) -- [ c.53 , c.104 ]

    Практикум по общей химии Издание 5 (1964) -- [ c.57 , c.113 ]

    Справочник азотчика Т 1 (1967) -- [ c.0 ]

    Техника лабораторного эксперимента в химии (1999) -- [ c.326 , c.327 , c.328 , c.329 , c.575 ]

    Газовая хроматография с программированием температуры (1968) -- [ c.176 , c.296 ]

    Справочник по разделению газовых смесей методом глубокого охлаждения (1963) -- [ c.14 ]

    Современные методы эксперимента в органической химии (1960) -- [ c.23 ]

    Микро и полимикро методы органической химии (1960) -- [ c.0 ]

    Практикум по физической химии Изд 3 (1964) -- [ c.175 ]

    Курс органической химии (0) -- [ c.25 ]

    Курс общей химии (0) -- [ c.149 ]

    Курс общей химии (0) -- [ c.149 ]

    Физическая химия (1967) -- [ c.35 ]

    Технология серной кислоты (1950) -- [ c.0 ]

    Основы общей химии том №1 (1965) -- [ c.43 , c.59 ]

    Предмет химии (0) -- [ c.149 ]

    Проектирование, монтаж и эксплуатация тепломассообменных установок (1981) -- [ c.8 ]

    Справочник по физико-техническим основам криогенетики Издание 3 (1985) -- [ c.94 , c.195 ]

    chem21.info