Предыдущая страница реферата | 1  2  3  4  5  6 | Следующая страница реферата

Сходимость и воспроизводимость метода определения серы по ГОСТ 1437-75
|Массовая доля серы, %|Сходимость, % |Воспроизводимость, % |
|До 1.0 |0.05 |0.20 |
|Св. 1.0 до 2.0 |0.05 |0.25 |
|Св. 2.0 до 3.0 |0.10 |0.30 |
|Св. 3.0 до 5.0 |0.10 |0.45 |

Вязкость является важнейшей физической константой, характеризующей эксплуатационные свойства котельных, дизельных топлив и других нефтепродуктов. Особенно важна эта характеристика для определения качества масленых фракций, получаемых при переработке нефти и качества стандартных смазочных масел. По значению вязкости судят о возможности распыления и перекачивания нефтепродуктов, при транспортировке нефти по трубопроводам, топлив в двигателях и т.д.

Перегонка нефти, содержащей соли, становится невозможной из-за интенсивной коррозии аппаратуры, а также из-за отложения солей в трубах печей и теплообменниках. В результате могут прогореть печные трубы и возникнуть пожар, непрерывно повышаться давление на сырьевых печных насосах вследствие уменьшения диаметра печных труб и, наконец, полностью прекратится подача сырья в печь.

Основным коррозирующим фактором является присутствие хлоридов в нефти.
При подогреве нефти до 120 С и выше в присутствии даже следов воды происходит интенсивный гидролиз хлоридов с выделением сильно коррозирующего агента - хлористого водорода НС1. Гидролиз хлоридов идет согласно следующим уравнениям:

MgCl2 + Н2O = MgOHCl + НС1

MgCI2 + 2Н20 = Mg(OH)2 + 2НС1

С повышением температуры скорость гидролиза хлоридов значительно увеличивается. Из содержащихся в нефти хлоридов наиболее легко гидролизируется хлористый магний, за ним следует хлористый кальций и труднее всех гидролизируется хлористый натрий. При перегонке сернистой нефти сероводород реагирует с железом и образует не растворяемый в воде сульфид железа, который в виде тонкой пленки покрывает стенки аппаратов и, таким образов, защищает аппаратуру от дальнейшего воздействия коррозии. Но выделившийся хлористый водород разлагает эту защитную пленку, при этом выделяются новые порции сероводорода и образуется нерастворимое в воде хлористое железо. В результате обнажается поверхность металла и протекает интенсивная сопряженная коррозия сероводородом и хлористым водородом.
Наличие значительного количества минеральных солей в мазутах, которые представляют собой остаток при перегонке нефти и используются в качестве котельного топлива приводит к отложению солей в топках, на наружных стенках нагревательных труб. Это приводит к снижению теплоотдачи и, следовательно, к снижению коэффициента полезного действия печи.

Таким образом, переработка такой нефти может осуществляться только после обязательного обессоливания и обезвоживания. ГОСТ 21534 устанавливает два метода определения хлористых солей в нефти: титрованием водного экстракта (метод А) и неводным поцентриометрическим титрованием (метод Б).
Точностные значения для методов представлены в таблицах №2 и №3.

Таблица № 2

Значения точности определения хлористых солей по методу А.
|Массовая концентрация хлористых |Сходимость, мг/дм3 |
|солей, мг/дм3 | |
|10 |1.5 |
|10 до 50 |3.0 |
|50 до 200 |6.0 |
|200 до 1000 |25.0 |
|1000 |4% от среднего значения |

Таблица № 3

Значения точности определения хлористых солей по методу Б
|Массовая концентрация хлористых |Сходимость, мг/дм3 |
|солей, мг/дм3 | |
|До 50 |3 |
|Св. 50 до 100 |7 |
|Св. 100 до 200 |12 |
|Св. 200 до 500 |27 |
|Св. 500 до 1000 |50 |
|Св. 1000 до 2000 |100 |
|Св.2000 |6% от значения меньшего результат |

По ГОСТу 9965-76 концентрация хлористых солей должна составлять
100,300 или 900 мг/дм3, в зависимости от степени подготовки нефти.

Способность молекул жидкости выходить через свободную поверхность наружу, образуя пар, называют испаряемостью. Над поверхностью каждой жидкости вследствие испарения находится пар, давление которого может возрастать до определенного предела, зависящего от температуры и называемого давлением насыщенного пара. При этом давление пара и жидкости будет одинаковым, пар и жидкость оказываются в равновесии и пар становится насыщенным. При этом число молекул, переходящих из жидкости в пар равно числу молекул, совершающий обратный переход. Давление насыщенных паров с повышением температуры растет. Образование насыщенных паров приводит к тому, что давление на свободной поверхности не может быть ниже давления насыщенных паров. Для нефти и нефтепродуктов и других сложных многокомпонентных систем давление насыщенного пара при данной температуре является сложной функцией состава и зависит от соотношения объемов пространств, в которых находится пар и жидкость.

Давление насыщенных паров характеризует интенсивность испарения, пусковые качества моторных топлив и склонность их к образованию паровых пробок.

При транспортировании нефти, содержащих парафин, по трубопроводам на их стенках, а также на деталях оборудования часто откладывается парафин.
Это объясняется как тем, что температура стенок трубопровода может быть ниже, чем у перекачиваемой жидкости, так и тем, что частицы парафина, выделившиеся из нефти вследствие высокой концентрации или колебания температуры на различных участках трубопровода, прилипают к его стенкам.
Это приводит к уменьшению эффективного сечения труб и оборудования, что в свою очередь требует повышения давления в насосов для поддержания необходимого расхода (объема протекающей жидкости) и может привести к снижению производительности всей системы.

Таким образом, знание содержания в нефти и нефтепродуктах количества парафина и температуры его массовой кристаллизации позволяет определить технологический режим эксплуатации магистральных трубопроводов.

ГОСТ 11851-85 регламентирует два метода определения парафина. Метод А заключается в предварительном удалении асфальто-смолистых веществ из нефти, их экстракции и адсорбции, и последующего выделения парафина смесью ацетона и толуола при температуре минус 20°С. При использовании метода Б предварительное удаление асфальто-смолистых веществ осуществляется вакуумной перегонкой с отбором фракций 250-550°С и выделение парафина растворителями (смесь спирта и эфира) при температуре минус 20°С.

Точность метода А представлена в таблице № 4.

Таблица № 4

Сходимость и воспроизводимость метода А определения парафина в нефти
|Массовая доля парафина |Сходимость, % от |Воспроизводимость, % от|
|в нефти,% |среднего |среднего |
| |арифметического |арифметического |
|До 1.5 |19 |68 |
|Св. 1.5 до 6.0 |18 |68 |
|Св.6 |17 |67 |

Расхождение между двумя параллельными определениями по методу Б не должны превышать значений, указанных в таблице № 5.

Таблица № 5

Точность определения парафина по методу Б
|Массовая доля парафина в нефти, % |Допускаемые расхождения |
|До 2 |0.2% от массы фракций 250-500?С |
|Св.2 |10% от значения меньшего результата|

2. Анализ экологических аспектов этих свойств

Рекомендуем скачать другие рефераты по теме: борьба реферат, особенности реферата.



Предыдущая страница реферата | 1  2  3  4  5  6 | Следующая страница реферата

Поделитесь этой записью или добавьте в закладки