Инфоурок / Другое / Другие методич. материалы / Методическое руководство по выполнению лабораторного контроля качества нефти и нефтепродуктов

Методическое руководство по выполнению лабораторного контроля качества нефти и нефтепродуктов

Такого ещё не было!
Скидка 70% на курсы повышения квалификации

Количество мест со скидкой ограничено!
Обучение проходит заочно прямо на сайте проекта "Инфоурок"

(Лицензия на осуществление образовательной деятельности № 5201 выдана ООО "Инфоурок" 20 мая 2016 г. бессрочно).


Список курсов, на которые распространяется скидка 70%:

Курсы повышения квалификации (144 часа, 1800 рублей):

Курсы повышения квалификации (108 часов, 1500 рублей):

Курсы повышения квалификации (72 часа, 1200 рублей):
библиотека
материалов


Министерство образования и науки Самарской области

Государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение

«Губернский колледж г.Сызрани»

Технический профиль


hello_html_4647e53.png







Методические рекомендации



по изучению темы: «Физико-химические свойства нефтепродуктов. Методы определения общих свойств нефтепродуктов»


ПМ 02 Ведение технологического процесса на установках I и II категории























г. Сызрань.


2016 год

Методическое пособие по теме «Физико-химические свойства нефтепродуктов. Методы определения общих свойств нефтепродуктов»

( название методической разработки)



Краткая характеристика Методического пособия


Методическое пособие «Физико-химические свойства нефтепродуктов. Методы определения общих свойств нефтепродуктов»

предназначено для обучающихся «ГК г. Сызрани» по специальности 240134.51 Переработка нефти и газа при обучении по профессиональному модулю ПМ 02. Ведение технологического процесс на установках I и II категории. Методическое пособие позволит сформировать у обучающихся знания и практические навыки




Составители: Леонтьева Наталья Юрьевна – преподаватель спец. дисциплины.


ОДОБРЕНО НА ЗАСЕДАНИИ ПЦК

Переработка нефти и газа. Экология

( название комиссии)


Председатель _____________________ В.В. Мокеева

Ф.И.О

Протокол № __________ от «____»__________2016 г


Методист технического профиля _______________ Л.Н. Барабанова

Ф.И.О.


«УТВЕРЖДАЮ»


Заместитель директора по УПР

Руководитель технического профиля __________________ В.В. Колосов

Физико-химические свойства нефтепродуктов

1.1. Концепция, основные термины

Парафиновые углеводы - предельные углеводороды.

Нафтеновые углеводороды - углеводороды, имеющие циклическое строение (циклобутан, циклопентан).

Олефиновые углеводороды - непредельные, ненасыщенные CnH2n характеризуются наличием в молекуле двойной связи.

Пример: этилен CH2= CH2.

Нефтяные кислоты - соединения, содержащие карбоксильную группу COOH.

Меркаптаны - серосодержащие соединения RSH, где R -углеводородный радикал.

СУГ - сжиженные углеводородные газы.

ГЖ - горючая жидкость с температурой вспышки выше 61 С.

ЛВЖ - легковоспламеняющаяся жидкость с температурой вспышки менее 61 С.

Изомеры - углеводороды, имеющие одинаковые формулы и

молекулярную массу.

Пример: СН3 - СН2- СН2- СН3

СН3- СН - СН3

I

CН3

ШФЛУ - широкая фракция углеводородов.

Статическое электричество - заряды статического электричества возникают при деформации дроблении веществ, относительном перемещении двух находящихся в контакте тел, слоев жидких или сыпучих материалов, при интенсивном перемешивании, кристаллизации, испарении веществ.

2. Содержание учебного элемента

2.1. Физико-химические свойства нефти, групповой состав

Нефть сырая

Добытая из недр земли нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей, частицы песка, глины, кристаллы солей и воду.

Наличие солей и механических примесей вызывает эрозию и засорение печей и теплообменников, понижает коэффициент теплопередачи и повышает зольность мазутов и гудронов. Наличие воды приводит к резкому снижению производительности установки, повышенным расходам топлива и воды в начале для ее испарения и в дальнейшем для ее конденсации. Растворенные в воде и находящиеся в виде кристаллов в нефти соли ведут себя различно. Хлористый натрий почти не гидролизуется. Хлористый магний гидролизуется с образованием соляной кислоты ( HСl ), причем гидролиз протекает при низких температурах, поэтому соли могут быть причиной коррозии нефтяной аппаратуры.

Физические свойства

Нефть - маслянистая жидкость темно-бурого цвета. Плотность - от 0,73 до 1,04 г/см3 ( при плотности ниже 0,9 г/см3 нефти называются легкими, выше 0,9 г/см3 - тяжелыми). Начало кипения - 20 оС, встречаются нефти с началом кипения 100 С и выше. Температура застывания от 23С до 60С ( в зависимости от содержания парафинов). Нефть растворяется в органических растворителях, в воде практически нерастворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии.

Химический состав

Основными элементами, входящими в состав нефти, является углерод и водород. Содержание углерода в нефти колеблется в пределах 82 - 87 %, водорода 11 -14 % , серы 0,1 - 5 %.

Сера в нефти часто находится в виде сероводорода ( до 0,03 %), но главным образом в виде органических соединений - меркаптанов, сульфидов, сульфоксидов, дисульфидов, тиофанов.

Азота в нефтях мало ( 0,001 - 0,3 %), содержание кислорода колеблется в пределах 0,1 - 1,0 %, однако в некоторых высокосмолистых нефтях оно может быть и выше. В очень малых количествах в нефтях присутствуют и другие элементы, главным образом металлы - ванадий, никель, железо, магний, хром, титан, кобальт, калий, кальций и кремний. В различных нефтепродуктах был найден германий 0,15 - 0,19 г/т.

Групповой состав нефти

Парафиновые углеводороды (алканы). Их общая формула CnH2n+2, где n - число атомов углерода). Каждый последующий углеводород получен из предыдущего заменой крайнего в цепи атома водорода метильной группой CH3

В обычных условиях углеводороды от СН4 до С4Н10 - газы, от С5Н12 до С15Н22 - жидкости (они входят в состав бензиновых, керосиновых и дизельных фракций), а углеводороды от С16Н34 и выше (парафины) - твердые вещества.

Нафтеновые углеводороды (цикланы)

Общая формула СnН2n. По химическим свойствам нафтеновых углеводороды близки к парафиновым, но в отличие от них имеют циклическое строение.

Ароматические углеводороды (арены)

Арены ряда бензола имеют общую формулу СnН2n-6.

Олефиновые (непредельные, ненасыщенные) углеводороды

Углеводороды ряда этилена имеют общую формулу СnH2n, характеризуются наличием в молекуле двойной связи и бывают нормального и изостроения.

Кислородсодержащие соединения

К ним относятся нафтеновые кислоты, фенолы и смолисто-асфальтеновые соединения.

Смолисто-асфальтовые соединения присутствуют в довольно значительных количествах (от следов до 25% и более). Это сложные высокомолекулярные вещества, содержащие кроме углерода (82 - 87,4 %) и водорода (10,3 - 12,5%) кислород (до 2,5%), серу (0,8 - 7%) и азот (до 1%).

Серосодержащие соединения

Содержание серы в нефтях СССР колеблется от следов до 8%. Большая ее часть в нефтях и нефтепродуктах находится в связанном состоянии, т.е. в виде сероорганических соединений. В нефтепродуктах встречаются серосодержащие соединения следующих типов: меркаптаны RSH (где R - углеводородный радикал), сульфиды RS, дисульфиды RS--SR, тиофен С4Н4S и его производные, иногда сероводород и элементарная сера.

Азотсодержащие соединения

В нефтях СССР их содержание колеблется от следов до 0,93%. В большинстве случаев оно не превышает 0,3% и бывает тем выше, чем выше плотность нефти.

Минеральные вещества

Минеральные вещества встречаются в нефтях (если они хорошо освобождены от механических примесей на промыслах) в очень незначительных количествах. После сжигания образцов многих нефтей примерное количество элементов в их золе (от большего к меньшему) составляет такой ряд: S--O--N--V--P--K--Ni--I--Si--Ca--Fe--Mg--Na--Al--Mn--Pb--As--Cu--Ti--V--Sn--As. Общее количество золы колеблется в различных нефтях от тысячных долей до 0,8%.

Вопросы к размышлению:

  1. Какие примеси встречаются в сырой нефти?

  2. От чего зависит застывание нефти?

  3. Назвать групповой состав нефти.

  4. Назвать химический состав нефти.

2.2. Физико-химические свойства нефтепродуктов

В зависимости от назначения по товарной номенклатуре различают нефтепродукты:

  • топлива;

  • растворители;

  • смазочные материалы;

  • пластинчатые (консистентные) смазки и прочие нефтепродукты.

Основные физико-химические свойства нефтепродуктов, которые оказывают влияние на технологию хранения и сливо-наливные операции:

  • испаряемость;

  • давление насыщенных паров;

  • вязкость;

  • плотность;

  • теплоемкость;

  • теплопроводность;

  • огне- и взрывоопасность;

  • способность к электризации.

В любой двухфазной системе, состоящей из многих компонентов, все составляющие ее компоненты будут находиться и в газовой (паровой), и в жидкой фазах.

Испарение - это переход нефтепродуктов из жидкого состояния в газообразное при температуре, меньшей чем температура кипения, при данном давлении.

Парциальное давление.

Если газовая (паровая) смесь состоит из нескольких химически не взаимодействующих компонентов, то общее давление смеси равно сумме парциальных давлений всех ее компонентов.

Парциальным давлением называется такое давление, под которым находился бы компонент смеси, если бы он один занимал весь тот объем, который занимает смесь при той же температуре, т.е. р= р1+р2+р3+...+ рn, где р - общее давление смеси; р1,р2,р3...рn - парциальные давления компонентов.

Вязкость характеризует свойства жидкости оказывать сопротивление относительному сдвигу ее частиц, возникающему под действием сдвигающих сил. Вязкость нефтепродуктов является одним из основных свойств, влияющих на их перемещение с помощью насосов.

Плотностью называется физическая величина, определяемая массой вещества в единице объема. Отношение плотности двух веществ при определенных стандартных физических условиях называется относительной плотностью.

Огнеопасность нефтепродуктов характеризуется температурой вспышки паров, при которой пары нефтепродукта, нагретого при определенных условиях, образуют с окружающим воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней открытого пламени.

Нефтепродукты с температурой вспышки 61С и ниже относятся к легковоспламеняющимся, выше 61С - к горючим.

Температура, при которой нефтепродукт при поднесении открытого пламени горит, называется температурой воспламенения. Для нефтепродуктов она на 10 - 15С выше температуры вспышки.

Температурой самовоспламенения называют температуру нагрева нефтепродукта, при которой его пары воспламеняются без поднесения открытого пламени. Эта температура выше температуры вспышки.

В зависимости от температуры самовоспламенения установлено пять групп взрывоопасных смесей: Т1 450С; Т2 = 300 -400С; Т3 = 200 - 300С; Т4 = 135 - 200С; Т5 = 100 - 135С; Т6 = 85 - 100С.

Взрываемость нефтепродуктов (т.е. способность воспламеняться от открытого пламени) зависит от соотношения смеси их паров с воздухом.

Различают нижний и верхний пределы взрываемости нефтепродуктов в воздухе. Нижний предел - такая концентрация паров нефтепродуктов в воздухе, ниже которой не происходит вспышка смеси из-за избытка воздуха и недостатка паров при внесении в эту смесь горящего предмета. Верхний предел соответствует такой концентрации паров нефтепродукта в воздухе, выше которой смесь не взрывается, а просто горит.

Диэлектрические свойства нефтепродуктов

Нефтепродукты относятся к диэлектрикам, т.е. обладают высоким удельным электрическим сопротивлением.

Для защиты от разрядов статического электричества следует заземлять токопроводящие элементы оборудования.


Вопросы к размышлению:

  1. Какие требования безопасности необходимо соблюдать при работе с нефтепродуктами, исходя из физико-химических свойств, чтобы предотвратить:

  • загорание;

  • взрыв.

  1. С какой целью производится заземление металлических частей оборудования на заземлительный контур?

  2. Чем отличается понятие воспламенения от самовоспламенения?

2.3. Физико-химические свойства нефтепродуктов - сжиженных углеводородных газов

Сжиженные углеводородные газы (СУГ) состоят из углеводородных соединений, являющихся органическими веществами, содержащими в своем составе два химических элемента – углерод и водород. Под сжиженными газами подразумевают углеводороды, которые в нормальных условиях (давление 0,1013 МПа, температуре 00C) являются газами, а при сравнительно небольшом повышении давления переходят в жидкое состояние.

Углеводородные газы (предельные)

Таблица 1

Метан

Этан

Пропан

Бутан

1

2

3

4

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н8


Непредельные углеводороды

Таблица 2

Этилен или этен

Пропилен

или пропен

Бутилен или бутен

2

3


4

С2Н4

С3Н6


С4Н8


Вhello_html_5a1edd2d.gifопросы к размышлению:

  1. Какие углеводородные газы относятся к сжтженным?

  2. Какие углеводородные газы относятся к непредельным?

  3. Какие углеводородные газы относятся к предельным?

2.4. Технические требования к реагентам, используемым для приготовления товарной продукции в резервуарных парках

Для приготовления товарной продукции в резервуарных парках используются следующие реагенты:

- спирт этиловый технический ГОСТ 17299-78;

- АГИДОЛ 12 ТУ 2425-371-03742686-98;

- эфир - метил- трет - Бутиловый (МЭБЭ)- высокоактановые добавки по ТУ 0000- 412- 05742686- 95;

- керофлюкс 5486 - средство для улучшения текучести и понижения температуры застывания средних дистиллятов.

Техническая характеристика вышеуказанных реактивов приведена в Приложении 1.2.3.4.

Вопросы к размышлению:

  1. Какие требования безопасности при работе с этиловым спиртом?

  2. Правила приемки этилового спирта.

  3. Какие требования безопасности необходимо соблюдать при работе с антиокислительной присадкой АГИДОЛ-12?

  4. Какие требования безопасности необходимо соблюдать при работе с метилтретбутиловым эфиром (МТБЭ)?

  5. Какие требования безопасности необходимо соблюдать при работе с керофлюксом?

4. Контрольные вопросы

  1. Как влияет повышение содержание воды в нефти на технологический процесс?

  2. Как влияет на технологический процесс наличие солей и механических примесей?

  3. Какая из солей нефти гидролизуется при обычных температурах?

  4. Какие нефти относятся к легким?

  5. Что является основным элементом нефти?

  6. Назовите общую формулу парафиновых углеводородов.

  7. Назовите общую формулу нафтеновых углеводородов (цикланов).

  8. Назовите общую формулу ароматических углеводородов (аренов).

  9. Назовите формулу непредельных, ненасыщенных углеводородов.

  10. Какие соединения относятся к кислородсодержащим?

  11. Какие соединения относятся к серосодержащим?

  12. Какой процент азотсодержащих соединений содержится в отечественных нефтях?

  13. Какой процент минеральных веществ встречается в нефтях (если они хорошо освобождены от механических примесей)?

  14. Что такое испарение?

  15. Что такое парциальное давление?

  16. Что такое вязкость?

  17. Что такое температура вспышки?

  18. Что такое температура самовоспламенения?

  19. Что такое температура воспламенения?

  20. Сколько групп взрывоопасных смесей установлено в зависимости от температуры самовоспламенения?


II. Методы определения общих свойств нефтепродуктов

1. Учебная цель

Изучив данный учебный элемент лаборант химического анализа узнает основные методы определения общих свойств нефтепродуктов.


1.1. Концепция. Основные термины

Определение плотности, фракционного состава, кислотности, щелочности, содержание воды, вязкости, механических примесей, зольности, серы, температуры вспышки и воспламенения.

Вторичная перегонка - разделение широкой нефтяной фракции на более узкие путем вторичной ректификации.

Деэмульгаторы - вещества, вытесняющие эмульгаторы из поверхностного слоя и способствующих их слиянию.

Диспергирование - перевод жидкого вещества в мелко раз­дробленное (мелко капельное) состояние. Дисперсность - степень раздробленности.

Ингибитор - вещество, замедляющее химические реакции.

Компонент - составная часть смеси.

Концепция - система взглядов, понимание и толкование, творческая трактовка темы, основная мысль.

Механические примеси - частицы грязи, солей, окалины и отвердевших органических веществ, поступившие с сырьем или образовавшиеся в процессе переработки.

Нефть сырая - нефть поступающая на НПЗ с промыслов, из которой требуется обязательное удаление солей перед её даль­нейшей переработкой.

рН-среды - показатель кислотности, нейтральности или щелочности водных растворов.

Погон (отгон) - фракции нефтепродуктов, выводимые не­посредственно с колонн или через отпарные колонны со средних тарелок вакуумной или атмосферной колонны.

Ректификат - целевой продукт необходимой чистоты, вы­водимый сверху колонны.

Реагенты - вещества или химические реактивы, исполь­зуемые в технологическом процессе.

Ректификация - процесс разделения жидкостей, разли­чающихся по температурам кипения за счет противоточного многократного контактирования паров и жидкости.

Сепарация - процесс осаждения, в данном случае капель воды, из нефти.

Стабилизация - отгон из бензиновой фракции наиболее легких углеводородов и газов.

Температура - степень нагретости тела или вещества.

Углеводороды - химические вещества, содержащие в сво­ем составе в основном углерод и водород.

Фаза - однородная по химическому составу и физическим свойствам часть термодинамической системы, отделенная от дру­гих частей (фаз), имеющих иные свойства, границами раздела, на которых происходит изменение свойств.

Флегма - это жидкий нефтепродукт, поступающий на верх колонны в виде внешнего орошения, а также поток этой жидко­сти, стекающей от тарелки к тарелке (или по насадке) внутри ко­лонны.

Фракция - часть исходного сырья в процессе ректифика­ции, выкипающая в определенном интервале температур

Цетановое число - это объемная доля в процентах цетана в смеси с альфаметилнафталином, эквивалентная по самовоспла­меняемости испытуемому топливу при сравнении топлив в стан­дартных условиях испытания.

Эмульсия - система из двух полностью или частично нерас­творимых жидкостей, в которых одна содержится в другой в виде большого числа мельчайших капель (глобул).

Эмульгаторы - вещества, растворимые в одной из жидко­стей эмульсии и образующие пленку, обволакивающую капельки и препятствующую их слиянию.

Первичная переработка нефти (первичные процессы) -процессы разделения нефти на фракции без изменения их химиче­ского состава.

Перегонка или дистилляция - процесс разделения жидких смесей или растворов на их составные части, различающиеся по температурам кипения.

Доля отгона - количество сырьевой смеси в долях от 1, или части от 100%, которая переведена в паровую форму и может быть выведена из аппарата (с учетом потерь) в виде дистиллятов.

Дистиллят - (низкокипящий компонент - НКК), та часть сырьевой смеси, которая в процессе перегонки подверглась ис­парению и в виде паров была выведена из аппарата перегонки, а затем сконденсирована и охлаждена.

Кратность орошения (флегмовое число) - отношение ко­личества подаваемого в колонну острого орошения к количеству отводимого от нее верхнего дистиллята.

Боковые погоны - нефтяные фракции целевого назначе­ния, (керосиновые, дизельные и масляные фракции).

Перегонка с постепенным испарением - это процесс, ко­гда постепенно повышая температуру, испаряют и отгоняют все более Тяжелые фракции смеси (широко используется в лабора­торной практике).

Перегонка с однократным испарением (ОИ)- в этом слу­чае вся исходная сырьевая смесь нагревается до температур, дос­таточных для испарения нужных компонентов и только потом (после прекращения нагрева) создаются условия для их испаре­ния и отбора. (Повсеместно используется на НПЗ).

2. Содержание учебного элемента

2.1. Общая часть

На все методы испытания, на применяемые реактивы и материалы, на готовую продукцию установлены стандарты и технические условия (ТУ). В нашей стране - это государственные общесоюзные стандарты (ГОСТ), отраслевые стандарты (ОСТ), стандарты предприятия (СТП).

Физико-химические свойства нефтепродуктов, предусмотренные стандартами, позволяют судить об их эксплуатационных свойствах, о пригодности для применения в определенных механизмах.

Все свойства нефтепродуктов делят на общие, характерные почти для всех видов продуктов, и специальные, характерные для группы нефтепродуктов (топлив, масел, смазок).

2.2. Определение плотности

Плотность любого вещества - это его масса в единице объема. В нефтепереработке применяют понятие относительной плотности - это безразмерная величина, показывающая отношение плотности нефтепродукта при температуре определения к плотности чистой воды при 4 °С. Так как плотность воды равна единице, то численные значения относительной и абсолютной плотности совпадают. Чем выше температура нефтепродукта, тем меньше его плотность. Для газообразных нефтепродуктов относи­тельную плотность определяют как отношение плотности нефтепродукта к плотности воздуха (1,29 кг/м3).

Для определения плотности нефтепродукта применяют методы: ареометрический, пикнометрический, взвешивания на гидростатических весах.

Определение плотности ареометром (нефтеденсиметром) - быст­рый и наименее трудоемкий способ. Его нельзя применять при испыта­нии сильно летучих продуктов (газовый бензин, петролейный эфир).

Перед анализом нефтепродукт выдерживают при комнатной темпе­ратуре. В цилиндр осторожно наливают нефтепродукт; чистый и сухой ареометр, держа за верхний конец, медленно опускают в нефтепродукт. Когда прекратятся колебания ареометра, берут отсчет по верхнему краю мениска. Глаз должен находиться на уровне мениска (рис. 1). Температуру нефтепродукта устанавливают или по термометру ареометра или измеряют дополнительным термометром.

Отсчет показаний ареометра

hello_html_7be7c8c7.png

Рис. 1


Для приведения полученного результата к плотности при нормальной температуре (р42 0) используют специаль­ную номограмму или формулу (ГОСТ 3900—85):

ρ 42 0= ρ 4t+γ(t-20)

где ρ 4t - плотность исследуемого нефтепродукта при тем­пературе испытания; γ - средняя температурная поправка плотности (берут по прилагаемой к ГОСТу таблице); t - температура испытания, °С.

При испытании вязких нефтепродуктов их разбавляют равным объемом керосина известной плотности и определяют плотность смеси как изложено выше. Плотность исследуемого нефтепродукта p вычисляют по формуле:

ρ=2 ρ1 – ρ2

где ρ1 - плотность смеси; ρ2 - плотность керосина.

Пикнометрический способ определения плотности является наиболее точным. Для анализа требуется всего 1-20 мл нефтепродукта. Способ применяют для анализов всех нефтепродуктов. Твердые нефтепродукты предварительно измельчают.

Пикнометром определяют плотность при 20 °С. Перед определением устанавливают «водное число» пикнометра, т.е. массу воды в объеме пикнометра при 20 °С.

Пикнометр тщательно промывают хромовой смесью, этиловым спир­том, дистиллированной водой, сушат и взвешивают. Пикнометр напол­няют при помощи пипетки дистиллированной свеже прокипяченной и охлажденной до 18-20 °С водой и помещают в термостат или баню с тем­пературой 20 °С на 30 мин. Когда уровень воды в шейке пикнометра с меткой перестанет изменяться, избыток воды отбирают пипеткой или полоской фильтровальной бумаги и вытирают шейку пикнометра внутри, снаружи и взвешивают.

Водное число пикнометра m вычисляют по формуле:

m=m2-m1,

где m2 - масса пикнометра с водой, г; m1- масса пустого пикнометра, г.

После определения водного числа приступают к анализу нефтепро­дукта. Сухой и чистый пикнометр осторожно наполняют при помощи пи­петки исследуемым нефтепродуктом, помещают в термостат или баню и выдерживают при 20 оС до тех пор, пока уровень нефтепродукта не пе­рестанет изменяться (20 мин). Пикнометр с установленным уровнем тщательно вытирают снаружи и взвешивают. «Видимую» плотность испытуемого нефтепродукта вычисляют по формуле:

ρ=(m3-m1)/m

где m3 масса пикнометра с нефтепродуктом, г.

Эту плотность перечисляют в плотность ρ 42 0 по формуле или по таб­лице. прилагаемой к ГОСТу.

При определении плотности пикнометром необходимо:

  1. строго под­держивать температуру в термостате;

  2. при доведении у ровня жидкости в пикнометре до метки при термостатировании не допускать изменения температуры продукта в горле;

  3. при внесении масла в пикнометр ис­пользовать воронку с длинным концом, чтобы не испачкать горло.

hello_html_18c0bdb7.gif

Вопросы к размышлению:

  1. Назовите методы определения плотности нефтепродуктов.

  2. Порядок определения плотности с помощью ареометра.

  3. Порядок определения плотности с помощью пикнометра.


2.3. Определение фракционного состава

Нефтяные фракции, получаемые при перегонке нефти, являются смесью углеводородов и в отличие от индивидуального соединения не имеют оп­ределенной температуры кипения. Они характеризуются температурой начала перегонки и конца кипения, фракционным составом. Фракцион­ный состав топлив должен обеспечивать его испаряемость в цилиндрах двигателя, особенно при низких температурах, полноту сгорания.

Фракционный состав нефтепродуктов устанавливают путем или простой перегонки, или перегонки с ректификацией. Для определения фракционного состава тяжелых нефтепродуктов проводят разгонку под вакуумом во избежание разложения.

Фракционный состав моторных топлив и их компонентов, керосинов, растворителей проводят при атмосферном давлении по соответствующему ГОСТ 2177-82 на аппарате (рис. 2), установленном обязательно на металлическом противне. Перед разгонкой нефтепродукты обезвожи­вают одним из методов: отстаиванием, фильтрацией после взбалтывания с хлоридом кальция, фильтрацией (после подогрева) через слой поварен­ной соли с применением деэмульгатора. В колбу 1 вводят 100 мл нефтепродукта при 20±3°С. Вставляют термометр так, чтобы верх шарика находился на уровне нижнего края отводной трубки. Отводная трубка должна входить в трубку холодильника на 25-40 мм. Корковую пробку заливают коллодием, колбу накрывают кожухом 3.



Аппарат для разгонки нефтепродуктов

hello_html_m7b4840dc.png

Рис. 2

1- колба; 2-термометр; 3-кожух; 4,5-холодильник; 6-мерный цилиндр


При перегонке бензина цилиндр 6 ставят в стакан с водой, на ножку цилиндра накладывают груз, а в заполненный водой холодильник 5 помещают кусочки льда. Колбу нагревают постепенно и равномерно. С этой целью используют асбестовую прокладку под колбу с вырезом диаметром 30 мм для бензина, 50 мм для керосина и дизельного топлива. В момент падения первой капли записывают температуру начала перегонки. После этого цилиндр подвигают к концу трубки, чтобы дистиллят стекал по стенке.

Перегонку ведут со скоростью 4-5 мл в 1 мин. В процессе перегонки записывают температуры, соответствующие моментам, когда уровень жидкости в цилиндре доходит до меток, численно равных процентам, указанным в технических требованиях на анализируемый продукт. После достижения конечной температуры нагрев прекращают, дают стечь дистилляту и записывают объем жидкости в цилиндре. Остаток в колбе выливают в цилиндр вместимостью 10 мл, охлаждают до 20 °С и записывают объем. Разность между 100 мл и суммой объемов дистиллята и остатка записывают как потери.

Необходимо строго следить за температурой отходящей воды. Важно, чтобы температура стекающего дистиллята соответствовала температуре загрузки (20±3°С). Некачественный измерительный цилиндр может привести к большой ошибке в определении фракционного состава.

Перед началом разгонки записывают барометрическое давление, и в показания термометра обязательно вводят поправку на барометри­ческое давление, которую берут из таблицы, прикладываемой к ГОСТу.

Определение потенциального содержания светлых нефтепродуктов в нефтях. Потенциальным содержанием светлых нефтепродуктов в неф­ти называют отношение массы бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, выделенных из нефти в стандартных условиях, к массе исход­ного сырья.

Определение проводят на аппарате для разгонки нефти АРН-2 по ГОСТ 11011-85 (рис. 3). На этом же аппарате определяют содержание фракций, выкипающих при температуре до 360 °С в мазутах, проводят отбор масляных фракций для определения их потенциального содержания.

Ректификационная колонка аппарата 14 заполнена насадкой. Вначале засыпают 150 см3 крупной насадки, высотой отрезка спирали 12 мм, диаметром витка 5 мм. Затем насыпают мелкую насадку 1400 см3, высотой отрезка спирали 6 мм, с диаметром витка 3 мм. Во избежание уплотнения, к мелкой насадке добавляют 250см3 крупной насадки. Колонка имеет электрообогрев и покрыта изоляцией. Аппарат снабжен двумя кубиками для загрузки нефти (1,9 и 3,0 л). Кубик 3 нагревается электрической печью 2. Подъем, остановка и опускание печи осуществляется путем нажатия соответствующих кнопок. Узел конденсации паров состоит из обратного холодильника 10 и головки конденсатора 12. Приемник 7 представляет собой две соединенные краном стеклянные воронки. Буферная емкость 1 необходима для поддержания вакуума в системе. Ловушки устанавливают между головкой конденсатора и вакуумметром 18, между вакуумметром 17 и вакуумным насосом 23. Для отбора фракции, наладки режима служат краны: А - трехходовой, Б - полулунный, остальные - обычные.

Схема технологического блока аппарата АРН-2 Схема электрического блока аппарата АРН-2

hello_html_m39f5af23.pnghello_html_344c4b55.png

Рис. 3

1-буферная емкость; 2-печь; 3-кубик; 4-термопара кубика; 5,6,9-термопары колонки; 7-приемник; 8-манифольд; 10-обратный холодильник; 11-термопара головки конденсатора; 12-головка конденсатора; 13,20-накидные гайки; 14-ректификационная колонка; 15,22-ловушки; 16-дифференциальный манометр; 17,18-вакуумметры; 19-решетка; 21-открытая трубка; 23-вакуумный насос


Тремя термопарами 5, 6, 9 контролируются температуры верха, сере­дины и низа колонки, термопарой 11 - температура головки конденсато­ра, термопарой 4 - температура в кубике. Все показания регистрируются потенциометром. Дифференциальный манометр 16 служит для замера перепада давления между кубиком и верхом колонки. Остаточное давле­ние в парах измеряет ртутный вакуумметр 18, остаточное давление в приемнике - вакуумметр 17. Температура дна, стенки печи и колонки регу­лируется при помощи автотрансформаторов (типа ЛАтр 1).

Электрический блок аппарата АРН-2 представлен на рисунке 4.

Перед началом перегонки нефть обезвоживают, отбирают газ в газо­метр, подключенный к аппарату АРН-2. Кубик соединяют с дифференци­альным манометром, вставляют термопару. В холодильник 1гускают во­ду, в рубашки приемников помещают лед. Обогрев регулируют так, что­бы разгонка началась через 1,5-2 ч.

До установления равновесия в колонке (подъем паров останавливается) кран Д закрыт. После установления равновесия кран открывают и начинают отбор фракции при скорости 3-4 мл/мин (при загрузке 3 л) и 2-2,5 мл/мин (при загрузке 1,9 л). В зависимости от цели перегонки фракции отбирают в пределах заданных температур или по заданному объему или массе. При атмосферном давлении фракции отбирают до температуры 200 °С.

Затем обогрев печи и колонки выключают, аппарат остывает. Фракции, выкипающие при температуре выше 200°С, отбирают под вакуумом. Аппарат включают снова в сеть, поднимают электропечь, включают обогрев кубика и колонки. Включают вакуумный насос и постепенно, закрывая зажим 3, доводят давление до 1333,22 Па. При этом давлении отбирают фракции, выкипающие в пределах от 200°С до 320°С. Фракции, выкипающие при температуре выше 320°С, отбирают при остаточном давлении 133,322-266,644 Па.

Для отбора фракций кран В закрывают, кран Б ставят в поло­жение, при котором нижняя воронка приемника соединяется с ат­мосферой, открывают кран Г и фракцию переводят в тарированную колбу.

Разность температуры кипения в парах и в кубике, при отборе бензиновых фракций - не выше 100 °С, керосиновых фракций - 80-100 °С, дизельных фракций – 50-80 °С.

Показания дифференциального манометра, керосинового столба при отборе: бензиновых фракций - не выше 50 мм, керосиновых фракций - до 100 мм, дизельных фракций - до 100 мм.

После окончания вакуумной перегонки всю систему (кубик, колонку, два приемника) охлаждают под вакуумом и только после этого выключают насос. После каждой разгонки аппарат промывают бензином.

Пример записи режима и результатов разгонки нефти на АРН-2 приведен в таблице.

Для пересчета температуры кипения в вакууме к температуре кипе­ния при атмосферном давлении пользуются номограммой.

При разгонке получают узкие (обычно десятиградусные) фракции, из которых смешением получают бензин, керосин, дизельное топливо, соответствующие по фракционному составу и другим параметрам (вязкость, содержание серы, плотность и т.д.) требованиям стандарта.

Для ускорения определения потенциала светлых нефтепродуктов при разгонке отбирают основные фракции - 28-120 °С, 150-200 °С и 220-300 °С, а между ними узкие, выкипающие в пределах 2-3 °С, 5-10 °С после 300 °С фракции. Их смешивают с основными и получают продукты заданного качества.

Данные по потенциальному содержанию и качеству светлых нефтепродуктов сводят в таблицу.

Вhello_html_18c0bdb7.gifопросы к размышлению:
  1. Дайте определение фракционного состава.

  2. Порядок определения фракционного состава топлив.

  3. Расскажите технологическую схему технологического блока АРН-2.


2.4.Определение кислотности , кислотного и щелочного чисел

Кислотность нефтепродуктов обусловливается в основном наличием в них нафтеновых (карбоновых) кислот. Для топлив и растворителей определяют кислотность, которая выражается в мг гидроксида калия, израсходованного на нейтрализацию 100 мл продукта.

Для масел и смазок определяют кислотное число, которое выражают в мг гидроксида калия, израсходованного на нейтрализацию 1 г нефтепродукта.

Нефтепродукт, кислотность которого превышает норму, вызывает усиленную коррозию деталей двигателей. Для авиабензинов допускается кислотность не более 1, для автомобильных бензинов - не более 3 мг КОН на 100мл.

Кислотное число масел (без присадок) нормируется в пределах 0,02-0,55мг КОНна 1 г.

Кислотность и кислотное число определяют по соответствующему ГОСТу 5985-79. Если обозначить нафтеновые кислоты через RCOOH, то реакцию нейтрализации записывают так:

RCOOH + КОН → RCOOK + Н2О

Чтобы избежать протекания реакции в обратном направлении с обра­зованием исходных веществ, ее проводят в среде органических раствори­телей. Гидроксид калия растворяют в этиловом спирте, а нефтепродукт - в смеси спирта с бензолом (или диэтиловом эфире).

Визуальный титрометрический метод. При подготовке к анализу в конической колбе с обратным холодильником кипятят 85%-ный этиловый спирт, чтобы удалить из него СО2, добавляют 8-10 капель индикатора нитрозинового желтого (дельта) и нейтрализуют в горячем состоянии 0,05 н. раствором КОН до перехода желтой окраски в зеле­ную. В нейтрализованный горячий спирт добавляют 50 мл исследуемого продукта (при испытании масел и смазок такой спирт переливают в колбу с навеской продукта) и кипятят 5 мин при перемешивании. Титруют в присутствии фенолфталеина 0,05 н. раствором КОН до появления розовой окраски.

Кислотность К (в мг КОН на 100 мл) вычисляют по формуле:

К=VT100/50

Кислотное число K1 (в мг КОН на 1 г) вычисляют по формуле:

K1=VT/m

где V-объем раствора КОН, израсходованного на титрование, мл; T - титр 0,05 н. раствора КОН, мг/мл; m-навеска нефтепродукта, г.

Метод потенциометрического титрования. Более точным способом определения кислотности, а также щелочных и кислотных чисел нефте­продуктов, присадок является потенциометрическое титрование. Метод заключается в титровании продукта при помощи лабораторного рН-мет-ра или потенциометра и электродов: стеклянного ЭСЛ-411-04 и хлорсере-бряного ЭВЛ-1м в неводном растворителе раствором КОН или НС1.

Сначала готовят растворитель - этиловый спирт и хлороформ, чаще толуол в соотношении, предусмотренном ГОСТом. Определяют значение э.д.с. стеклянного и хлорсеребряного электродов, для чего погружают их в буферный раствор, который готовят, добавляя в этиловый спирт хлороводородную кислоту.

Для определения кислотности в стакан для титрования наливают 100 мл растворителя и титруют его 0,05 н. раствором КОН (добавляя по 0,03 мл). Титрование ведут до значения э.д.с., установленного в щелочном буферном растворе. Затем в стакан наливают 100 мл исследуемого продукта и вновь титруют 0,05 н. раствором КОН до того же значения э.д.с. В зависимости от ожидаемых результатов ГОСТом устанавливается навеска продукта. Вблизи значения э.д.с. буферного раствора после каждого добавления очередной порции титранта ожидают, пока потенциал установится, т.е. изменение его будет составлять не более 5 мВ (около 0,1 рН) в 1 мин.

По ГОСТу предусмотрено несколько вариантов проведения анализа в зависимости от природы химических соединений в исследуемом продукте.

От этого зависят и расчетные формулы, по которым подсчитываются результаты анализа.

Вhello_html_m5dcdac73.gifопросы к размышлению:

  1. Что такое визуальный титрометрический метод?

  2. В чем заключается метод потенциометрического титрования?


2.5. Определение содержания воды

Техническими нормами наличие воды в большинстве нефтепродуктов не допускается. Присутствие воды в смазочных маслах, бензинах, керосинах и котельных топливах приводит к усилению коррозии аппаратуры, закупорке трубопроводов при низких температурах и другим нежела­тельным последствиям, вплоть до аварии. Вода может попасть в нефтепродукт в процессе производства, но особенно при транспортировке и хранении.

Используются качественные и количественные методы определения воды в нефтепродуктах.

Качественный метод применяют для обнаружения воды в маслах. Сущность его заключается в нагревании масла до 150°С и наблюдении за состоянием масла при этой температуре. Наличие воды считают установленным, если при нагревании пробирки с испытуемым маслом в масляной бане до указанной температуры наблюдается вспенивание и потрескивание не менее двух раз.

Количественные методы определения воды применяют для исследования нефтепродуктов, в которых этот показатель строго нормируется.

Метод количественного определения воды по ГОСТ 2477-65 состоит в отгонке воды из исследуемого продукта в присутствии растворителя на стандартном аппарате.

Пробу нефтепродукта 5 мин встряхивают в колбе (вязкие продукты подогревают до 45-50°С, твердые нарезают в стружку) и растворяют в 100 см3 бензина (растворителя). Навеску продукта берут в зависимости от ожидаемого содержания воды от 25 до 100г.

При сборке аппарата (рис. 5) в колбу помещают кусочки фарфора, капилляры или 3-5 капель силиксоновой жидкости для предотвращения перебросов. Нагревают содержимое колбы до кипения и ведут перегонку со скоростью 2-4 капли в 1 с. Время перегонки от 30 до 60 мин. Перегонку прекращают после того как объем воды в приемнике-ловушке перестанет увеличиваться, а верхний слой растворителя станет прозрачным. Аппарат разбирают, когда система охладится до комнатной температуры.

Содержание воды х [в % (масс.)] вычисляют по формуле:

x=Vρ100/m,

где V - объем воды в ловушке, см3; ρ плотность воды, г/см3; m - навеска нефтепродукта, г.

Гидридкальциевый метод определения содержания воды по ГОСТ 2477-65 применяют в тех случаях, когда из-за малого содержания воды не может быть применен предыдущий метод. Метод основан на взаимодействии гидрида кальция с водой, содержащейся в топливе, и измерении в газовой бюретке объема выделившегося при этом водорода. Содержание воды вычисляют по объему выделившегося водорода.


Аппарат для количественного определения содержания воды

hello_html_2f5fa12f.png

Рис. 5

1-узкогорлая колба; 2-приемник-ловушка; 3-холодильник


Экспресс-метод определения воды в реактивных топливах (ГОСТ 14870-77) основан на изменении цвета индикатора при взаимодействии с топливом. Индикатор, помещенный в стандартный прибор, представляет собой двухслойную ленту. Первый слой пропитан солью железа и предназначен для определения механических примесей, второй слой пропитан красной и желтой кровяными солями и предназначен для определения содержания воды. О наличии содержания воды судят по интенсивности и количеству отпечатков на индикаторе.

hello_html_m5dcdac73.gif

Вопросы к размышлению:

  1. В чем сущность количественных методов определения воды в нефтепродуктах?

  2. На чем основан экспресс-метод определения воды в реактивном топливе?


2.6. Определение вязкости

Вязкость, или внутреннее трение - это свойство вещества сопротив­ляться перемещению его частиц под воздействием внешней силы. Вяз­кость характеризует прокачиваемость нефтепродуктов по трубопрово­дам, поведение масел в механизмах. В зависимости от вязкости уста­навливают марки котельного топлива и масел.

Динамической вязкостью η, или коэффициентом динамической вязкости, называют силу сопротивления двух воображаемых слоев жидкости площадью 1 см2, находящихся на расстоянии 1 см друг от друга и перемещающихся со скоростью 1 см/с. Единица динамической вязкости - Паскаль • секунда (Па с).

Кинематической вязкостью называют отношение динамической вязкости к плотности ν=η/ρ при той же температуре. Единица кинематической вязкости – м2/с.

Для оценки высоковязких нефтепродуктов пользуются понятием условной вязкости (В. У.), под которой понимают отношение времени истечения из стандартного вискозиметра определенного объема иссле­дуемого нефтепродукта ко времени истечения такого же количества дистиллированной воды при 20 °С.

Определение кинематической вязкости (ГОСТ 33-82) проводят в капиллярных вискозиметрах, в которых исследуемый нефтепродукт протекает через капиллярную трубку определенного диаметра.

Вискозиметры изготовляют с капиллярами различного диаметра (от 0,37 до 4,5-5,1 мм). На каждом вискозиметре имеется обозначение: тип стекла, дата изготовления, номер, диаметр капилляра. Каждый вис­козиметр должен иметь паспорт, в котором указана его постоянная. Вискозиметры подвергают проверочной калибровке 1 раз в 2 года.

При определении кинематической вязкости нефтепродуктов наиболее часто применяют вискозиметры типа ВПЖ-2, ВПЖ-4 и типа Пинкевича. Для измерения вязкости малых объемов жидкости (не более 1 мл) прозрачных (просвечивающихся) жидкостей применяют микровискозиметр ВПЖМ, который состоит из капиллярного вискозиметра и приемника, прикрепленного к нему на шлифе.

Перед испытанием заполненный нефтепродуктом вискозиметр выдерживают в термостате. В зависимости от температуры определения для термостатирования применяют различные жидкости: этиловый спирт или изооктан для температур от -60°С до 0°С; дистиллированную воду для температур от 0 °С до 90 °С; глицерин, прозрачное нефтяное масло и 25%-ный водный раствор нитрата аммония - для температуры выше 90 °С. Для охлаждения жидкостей в термостате применяют лед, твердую углекислоту (сухой лед). Для измерения температуры термостата применяют термометры (ртутные, спиртовые) с ценой деления шкалы от 0,05 до 0,1 оС в зависимости от температуры измерения. Термометр укрепляют таким образом, чтобы его резервуар оказался примерно на уровне середины капилляра вискозиметра. На выступающий над жидкостью бани столбик ртути или спирта вводят поправку. Вискозиметр выбирают с таким расчетом, чтобы время истечения нефтепродукта было не менее 200 с.

Вискозиметр промывают бензином, этиловым спиртом и сушат горячим воздухом или в сушильном шкафу. Если вискозиметр очень сильно загрязнен, то его предварительно промывают хромовой смесью, водой. Заполняют нефтепродуктом до метки, расположенной на капилляре до основания нижнего резервуара. При заполнении вискозиметра и определении времени истечения нефтепродукта необходимо следить, чтобы в последнем не образовывалось пузырьков воздуха.

В термостате вискозиметр устанавливают в строго вертикальном положении и выдерживают при температуре измерения в течение 20 мин (для ВПЖ-2, ВПЖ-4) и 30 мин (для ВПЖМ).

Время истечения нефтепродукта через капилляр замеряют секундомером с точностью до 0,02 с. В зависимости от времени истечения нефтепродукта проводят от 3-х до 5-ти измерений и определяют среднее арифметическое время.

Кинематическую вязкость вычисляют по формуле:

ν=Сτ(g/980,7)К

где С - постоянная вискозиметра, зависящая от геометрических размеров капилляра и объема протекающей жидкости; τ - среднее арифметическое время истечения нефтепродукта; g - ускорение силы тяжести в месте измерения вязкости, см2/с; 980,7 - нормальное ускорение силы тяжести, см2/с; К коэффициент, учитывающий изменение гидростатического напора жидкости в результате расширения ее при нагревании.

Вязкость каждого образца определяют на двух вискозиметрах параллельно, во избежание использования вискозиметра с ошибочно установленной постоянной.

Определение условной вязкости проводят по ГОСТ 6258-85 для тяжелых нефтепродуктов, вязкость которых не может быть определена предыдущим методом.

Вискозиметр состоит из латунного резервуара с трубкой в его дне для истечения жидкости, помещенной в жидкостную баню. Прибор оснащен мешалкой, устройством для перекрывания выходного отверстия, штифтами для указания уровня нефтепродукта и горизонтальности прибора. При­меняют термометры с ценой деления 1°С, при градуировке учитывают поправку на выступающий столбик ртути. Внутренняя поверхность резервуара тщательно отшлифована, и при подготовке аппарата к анализу (промывка бензином, просушка воздухом) протирать ее запрещается.

При проведении испытания обезвоженный и профильтрованный через специальную сетку продукт наливают во внутренний резервуар, доводят его температуру до заданной. Сначала нефтепродукт перемешивают мешалкой, а в конце - термометром. При заданной температуре продукт выдерживают 5 мин и сливают точно 200 мл в измерительную колбу. Время истечения отсчитывают секундомером с точностью до 0,2 с.

Условную вязкость вычисляют по формуле:

H2O

В.У. = τt/τ20

где τt - время истечения 200 мл исследуемого нефтепродукта при температуре испытания, °С; τ20 H2O водное число вискозиметра, с.

Водное число вискозиметра - это время истечения из него 200 мл воды при 20 °С.

hello_html_m5dcdac73.gif

Вопросы к размышлению:

  1. С помощью чего проводят определение кинематической вязкости?

  2. Каким методом определяется вязкость тяжелых нефтепродуктов?

2.7. Определение низкотемпературных свойств нефтепродуктов

Для характеристики низкотемпературных свойств применяют показатели: для нефти, минеральных масел, дизельных и котельных топлив - температуру застывания; для карбюраторных и реактивных топлив - температуру начала кристаллизации; для карбюраторных, реактивных и дизельных топлив - температуру помутнения.

Температурой застывания называют такую температуру, при которой нефтепродукт в стандартных условиях испытания теряет подвижность. Потеря подвижности может быть вызвана либо повышением вязкости нефтепродукта, либо образованием кристаллов парафина и церезина и загустевания всей системы.

Температуры начала кристаллизации и помутнения характеризуют содержание в топливе парафина и воды. Чем ниже температура помутнения, тем меньше в продукте содержится растворенной воды и парафина. Температура начала кристаллизации - это температура, при которой невооруженным глазом наблюдают появление кристаллов.

Характерным показателем является также температура плавления - температура, при которой нефтепродукт переходит в жидкое состояние из твердого. Кроме температуры плавления переход из одного агрегатного состояния в другое может характеризоваться температурой размягчения (для битумов), каплеобразованием и каплепадением (для консистентных смазок).

Температуру застывания определяют в соответствии с ГОСТ 20287-74. По этому стандарту установлено два метода А и Б. По методу А (для экспортных нефтепродуктов) обезвоженный образец выдерживают 24 ч при комнатной температуре. Затем переносят в плоскодонную пробирку с термометром, нагревают в водяной бане до температуры приблизительно на 9°С выше предполагаемой температуры застывания и охлаждают до 36 °С. После такой подготовки пробирку с образцом помещают в баню с охладительной смесью. По мере понижения температуры на 3 °С пробирку вынимают и проверяют подвижность нефтепродукта при наклоне. Если при наклоне продукт остался неподвижным, пробирку помещают горизонтально. Температура застывания считается установленной, если образец остался неподвижным в течение 5 с (по секундомеру).

Метод Б применяют чаще. Пробирку с испытуемым продуктом и термометром нагревают в водяной бане до 50 °С. Затем пробирку вы­тирают снаружи и укрепляют в другой пробирке-муфте, дают продукту остыть до 35 ± 5 °С и помещают в сосуд с охладительной смесью. Когда температура продукта достигнет ожидаемой, прибор наклоняют под углом 45° и выдерживают 1 мин. После этого прибор вынимают из охладительной смеси, быстро вытирают пробирку-муфту и наблюдают, не сместился ли мениск образца. Если мениск сместился, то продукт снова нагревают до 50°С и проводят определение при температуре на 4°С ниже предыдущей. Если мениск не сместился, то пробирку вынимают из муфты, нагревают до 50 °С и проводят определение застывания при тем­пературе на 4°С выше предыдущей. После нахождения границы застывания определение повторяют уже с интервалом 2°С до тех пор, пока не будет установлена такая температура, при которой мениск продукта остается неподвижным, а при температуре на 2°С выше он сдвигается.


2.8. Определение механических примесей

Механические примеси попадают в нефтепродукты в процессе переработки нефти, а также при транспортировке и хранении. Их присутствие в моторных топливах и маслах недопустимо, так как они засоряют топливную систему и вызывают износ трущихся поверхностей.

В нефти, нефтепродуктах и присадках механические примеси опреде­ляются по ГОСТ 6370-83. Сущность метода заключается в растворении образца - в растворителе (бензин Б-70, петролейный эфир, бензол) и фильтрации под давлением через фильтр «белая лента» в специальном патроне стандартного прибора, просушке и взвешивании полученного осадка.

В присадках и маслах механические примеси определяют в соответствии с ГОСТ 6370-83. Горячий раствор навески фильтруют через доведенный до постоянной массы беззольный фильтр, помещенный в стеклянную воронку. После фильтрации фильтр просушивают до постоянной массы и взвешивают.

В светлых нефтепродуктах механические примеси определяют качественно (визуально) или количественно по ГОСТ 10577-78. Отличительной особенностью этого метода является применение специального мембранного (нитроцеллюлозного) фильтра по ГОСТ 10577-78 и применение воронки специальной конструкции.

Расчетная формула во всех трех методах одинакова:

x=(m1-m2)100/m3

где m1 - масса фильтра и механических примесей, г; m2 - масса фильтра, г; m3 - масса навески нефтепродукта, г.

2.9. Определение зольности

Зола получается при сгорании нефти и нефтепродуктов. Чем выше плотность нефтепродукта, тем больше в нем веществ, образующих при сгорании золу. Поэтому при испытании более тяжелого продукта или масла с присадками навеску берут меньше.

Зольность определяют по ГОСТ 1461-75. Сущность метода заключается в сжигании навески нефтепродукта и прокаливании твердого остатка до постоянной массы.

В тигель помещают обеззоленный фильтр так, чтобы он плотно прилегал ко дну и стенкам, взвешивают и помещают исследуемый нефтепродукт. Второй обеззоленный фильтр складывают вдвое и сворачивают в виде конуса. Верхнюю часть конуса отрезают и помещают в тигель. Свернутый в виде конуса фильтр (фитиль) опускают в тигель с нефтепродуктом основанием вниз так, чтобы он стоял устойчиво.

Высоковязкие нефтепродукты и консистентные смазки перед опусканием фильтра расплавляют.

После того, как фитиль пропитается испытуемым нефтепродуктом, его поджигают. Сжигание нефтепродукта проводят до получения сухого углистого остатка. Тигель с углистым остатком переносят в муфельную печь и выдерживают 1,5—2 ч до полного озоления остатка.

Зольность нефтепродукта выражается в процентах - это отношение массы золы к массе нефтепродукта, умноженное на 100.

hello_html_m5dcdac73.gif

Вопросы к размышлению:

  1. Дайте определение температуры плавления.

  2. Сущность метода для определения механических примесей.

2.10. Определение содержания серы

В легких нефтепродуктах (бензин, керосин, дистилляты и масла с вязкостью не более 22 • 10-6 м2/с) содержание серы определяют методом сжигания в лампе (ГОСТ 19121-73). Метод основан на сжигании продукта и определения количества образовавшегося диоксида серы.

Продукт помещают в лампу, кроме того, для контрольного опыта в одну лампу наливают 4-5 мл спирта. Нефтепродукты, сгорающие с коптящим пламенем, разбавляют и в контрольном опыте берут бензин-растворитель.

Собирают аппарат и присоединяют к вакуумному насосу (рис. 6). В абсорбер из бюретки наливают 10 мл раствора карбоната натрия, 15 мл дистиллированной воды (или 25 мл раствора карбоната натрия при содержании серы свыше 0,5 %). Приводят в действие насос, устанавливают равномерное всасывание воздуха через все лампы и ставят их под ламповые стекла. Зажигание проводят пламенем от спиртовки. Зажигание спичками не допускается.

Аппарат для определения содержания серы сжиганием в лампе

hello_html_d013ecb.png

Рис. 6

1-брызгоуловитель; 2-абсорбер; 3-ламповое стекло; 4-лампа; 5-фитиль


Испытуемый нефтепродукт в каждой лампе сжигают полностью. После сжигания разбавленного нефтепродукта в лампу эва наливают по 1 мл растворителя дважды, который также сжигают полностью.

Аппарат разбирают, каплеуловитель, ламповое стекло и верхнюю часть абсорбера тщательно промывают дистиллированной водой, подкрашенной метиловым оранжевым и сливают в абсорбер.

Растворы в абсорберах перемешивают при помощи водоструйного насоса или груши, попеременно переме­щая раствор из одного резервуара в другой. Если при этом раствор в аб­сорбере окрашивается в розовый цвет, испытание повторяют с меньшей навеской нефтепродукта.

Сначала титруют раствор с продуктами сгорания контрольной жидкости раствором НС1, затем титруют раствор, содержащий продукты сгорания нефтепродукта. Концом титрования считается момент, когда окраска титруемого раствора примет розовый цвет, идентичный цвету оттитрованного контрольного раствора.

Содержание серы (в %) вычисляют по указанной в ГОСТе формуле.

Определение микроколичеств серы до 0,00002% (например, в катализаторах риформинга) проводят по ГОСТ 13380-81 с катализатором никелем Ренея. Он заключается в восстановлении сероорганических соединений до сульфида никеля. Сульфид никеля разлагают кислотой, и выделившийся при этом сероводород разлагают щелочным раствором ацетона. Титруют раствором ацетата ртути в присутствии индикатора.

В реакционную колбу 2 (рис. 7) помещают 0,18-0,20 мл никеля Ренея, суспендированного в 2 мл изопропилового спирта. После взвеши­вания закрытой колбы в нее наливают пробу анализируемого продукта. В капельную воронку 4 наливают 10 мл серной кислоты и помещают колбу в колбонагреватель. Микробюретку 7 заполняют раствором ацетата ртути. В абсорбер 8 наливают 10 мл ацетона, 10 мл 1 н. раствора едкого натра, 3-5 капель дитизона и 1-2 капли раствора ацетата ртути. Со скоростью 1-2 пузырька в 1 с в колбу подают азот, подают воду в холодильник 5 и включают через ЛАТР колбонагреватель. Реакционную смесь доводят до температуры кипения и выдерживают при этой температуре 45 мин. Затем температуру снижают на 5-10°С и из капельной воронки подают 9 мл хлороводородной кислоты. При этом в колбе поддержива­ют постоянную температуру, а затем поднимают до первоначальной, В это время начинает выделяться сероводород, который титруется в абсорбере 8.


Аппарат для определения микроколичеств серы

hello_html_5aa8dfe8.png

Рис. 7

1-колбонагреватель; 2-реакционная колба; 3-переходник; 4-капельная воронка; 5-холодильник; 6-трубка; 7-микробюретка; 8-абсорбер


Содержание серы х [в % (масс.)] вычисляют по формуле:

x=(V-Vо)c 100/(m*1000*1000)

где V - объем раствора ацетата ртути, израсходованного на титрование продукта, мл; Vo - объем раствора ацетата ртути, израсходованного на титрование в контрольном опыте, мл; с - концентрация раствора ацетата ртути, мкг/мл; W - навеска продукта, г.

Ускоренный метод определения серы применяют при анализе тем­ных нефтепродуктов (ГОСТ 1437-75). Сущность метода - в сжигании навески в струе воздуха, улавливании образовавшихся SO2 и SO3 раствором пероксида водорода с серной кислотой и титровании раствором гидроксида натрия.

Собирают систему (рис. 8), склянку 1 заполняют наполовину объема 0,1 М КМп04, склянку 2 - раствором NaOH, склянку 3 - ватой и соединяют их последовательно резиновой трубкой. В приемник 10 наливают 15,0 мл воды, 5 мл 3 %-ного раствора Н2О2 и 7 мл 0,02 н. раствор серной кислоты. Приемник закрывают резиновой трубкой, снабженной кварцевым коленом 8 и отводной трубкой 9. Колено присоединяют при помощи шлифа к кварцевой трубке 4, которую устанавливают горизонтально в печи б. Другой конец трубки через боковой отросток присоединяют к очистительной системе, соединенной с приспособлением для нагнетания воздуха. Нефтепродукт сжигают в фарфоровой лодочке 5, помещенной в кварцевую трубку при 900—950 °С в течение 30-40 мин, продукты, содержащие 50% и более ароматических соединений, в течение 50-60 мин.


Аппарат для ускоренного определения содержания серы

hello_html_m591a30fa.png

Рис. 8

1-склянка с перманганатом калия; 2- склянка с 40 %-ным раствором NaOH; 3-склянка с гигроскопической ватой; 4-кварцевая трубка; 5-лодочка; 6-электропечь; 7-термопара; 8-кварцевое колено; 9-отводная трубка; 10-приемник


Содержимое приемника титруют раствором NaOH в присутствии индикатора. Полученные в результате анализа величины подставляют в формулу и находят содержание серы.

Определение содержания серы хроматным методом применяют для таких тяжелых нефтепродуктов, как масла с присадками, мазут (ГОСТ 1431-85). Метод заключается в сжигании нефтепродукта в смеси с пероксидом марганца и карбоната натрия, растворении образовавшихся сульфатов в воде, определения в растворе серы с помощью хромата бария.

В фарфоровый тигель помещают навеску с продуктом, добавляют смесь карбоната натрия и пероксида марганца (1:2), перемешивают, нагревают и прокаливают при 800 °С. По охлаждении в тигель добавля­ют немного дистиллированной воды и переносят в стакан. Содержимое стакана фильтруют через бумажный фильтр. Фильтрат нейтрализуют хлороводородной кислотой в присутствии индикатора метилового оранжевого. К нейтрализованному фильтрату добавляют хромат бария и нагревают 30 мин в водяной бане. Продукт нейтрализуют раствором аммиака, фильтруют. К фильтрату добавляют 10 мл раствора иодида калия и 3 мл хлороводородной кислоты. Выделившийся иод оттитровывают 0,05 н. раствором тиосульфата натрия.

Содержание серы вычисляют по специальной формуле, подставляя полученные при анализе значения.

Определение содержания серы сжиганием в бомбе для тяжелых нефтепродуктов по ГОСТ 3877-49 применяют очень редко.

hello_html_m5dcdac73.gif

Вопросы к размышлению:

  1. Методы определения серы в продуктах.

  2. Сущность ускоренного метода определения серы.

  3. В чем заключается хроматный метод определения серы?


2.11. Определение температуры вспышки и воспламенения

Температурой вспышки называют ту низшую температуру, при которой нефтепродукт, нагреваемый в стандартных условиях, выделяет 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 +34оС, керосины 28-45 °С, дизельные топлива 35-90 °С, мазуты 65-110 °С, смазочные масла 135-330 °С. По температуре вспышки нефтепродукта судят о возможности образования взрывчатых смесей его паров с воздухом.

Температурой воспламенения называют ту низшую температуру, при которой от поднесенного источника воспламенения пары над жидкостью не только дают вспышку, но и продолжается дальнейшее горение всей жидкости до полного сгорания.

Температурой самовоспламенения называют такую температуру, при которой нефтепродукт воспламеняется от соприкосновения с воздухом без поднесения источника огня.

Температура самовоспламенения составляет для бензинов 255-400 °С, для керосина 250-295 °С, для смазочных масел 280-400 °С, для нефти - выше 500 °С.

Определение температуры вспышки в закрытом тигле (ГОСТ 6356-75) проводят в основном для легких нефтепродуктов, нагревание которых в открытом тигле привело бы к испарениям и загораниям.

Подготовленный образец помещают в промытый растворителем тигель, не допуская смачивания стенок выше метки. Тигель закрывают крышкой с мешалкой, вставляют термометр, зажигают лампу, включают электрообогрев (рис. 9). Скорость нагрева, как и частота вращения мешалки, зависит от предполагаемой температуры вспышки и определяется ГОСТом. Испытания начинают проводить для продуктов с температурой вспышки до 50 °С с температуры на 10 °С ниже предполагаемой темпе­ратуры вспышки, для прочих продуктов - с температуры на 17 °С ниже предполагаемой температуры вспышки.


Прибор для определения температуры вспышки нефтепродуктов в закрытом тигле

hello_html_341e584e.png


Рис. 9

1-винт для заземления; 2-ванна с электронагревом; 3-тигель; 4-мешалка; 5-крышка тигля; 6-лампа; 7-зубец; 8-заслонка; 9-трубка для термометра; 10-гибкий вал; 11-рукоятка


В момент испытания перемешивание прекращают, вращением рукоятки открывают заслонку и опускают пламя в паровое пространство на 1 с. За температуру вспышки принимают показание термометра в мо­мент четкого появления пламени внутри прибора.

Определение температуры вспышки в открытом тигле проводят для масел и темных нефтепродуктов (ГОСТ 4333-48). Прибор состоит из внутреннего и наружного тиглей. Нефтепродукт наливают в промытый бензином и прогретый внутренний тигель так, чтобы уровень жидкости не доходил до края. Правильность налива проверяют шаблоном. В наружный тигель насыпают песок. Тигли устанавливают в кольцо штатива. В комнате не должно быть заметного движения воздуха, а свет несколь­ко затемнен. Во внутренний тигель устанавливают термометр. Собран­ный аппарат окружают стальным щитом. При температуре на 10 °С ниже ожидаемой температуры вспышки проводят медленно по краю тигля на расстоянии 10-12 мм от поверхности нефтепродукта и параллельно этой поверхности пламенем зажигательного приспособления; это повторяют после подъема температуры на каждые 2 °С.

За температуру вспышки принимают температуру, показываемую термометром при появлении первого синего пламени над частью или всей поверхностью нефтепродукта.

После установления температуры вспышки, если требуется определить температуру воспламенения нефтепродукта, продолжают нагревание наружного тигля так, чтобы нефтепродукт нагревался со скоростью 4оС в минуту, и повторяют испытание пламенем зажигательного приспособления после подъема температуры на 2оС.

За температуру воспламенения принимают температуру, показываемую термометром в тот момент, в который испытуемый нефтепродукт при поднесении к нему пламени загорается и продолжает гореть не менее 5 секунд.


3. Резюме

Изучив данный учебный элемент, лаборант химического анализа сможет определять основные свойства нефтепродуктов.


4. Контрольные вопросы

  1. Назовите методы определения плотности нефтепродуктов.

  2. Порядок определения плотности с помощью ареометра.

  3. Порядок определения плотности с помощью пикнометра.

  4. Дайте определение фракционного состава.

  5. Порядок определения фракционного состава топлив.

  6. Расскажите технологическую схему технологического блока АРН-2.

  7. Что такое визуальный титрометрический метод?

  8. В чем заключается метод потенциометрического титрования?

  9. В чем сущность количественных методов определения воды в нефтепродуктах?

  10. На чем основан экспресс-метод определения воды в реактивном топливе?

  11. С помощью чего проводят определение кинематической вязкости?

  12. Каким методом определяется вязкость тяжелых нефтепродуктов?

  13. Дайте определение температуры плавления.

  14. Сущность метода для определения механических примесей.

  15. Методы определения серы в продуктах.

  16. Сущность ускоренного метода определения серы.

  17. В чем заключается хроматный метод определения серы?



Слайд №1 Отсчет показаний ареометра



hello_html_7be7c8c7.png

Рис. 1


Слайд №2 Аппарат для разгонки нефтепродуктов








hello_html_m7b4840dc.png

Рис. 2

1- колба; 2-термометр; 3-кожух; 4,5-холодильник; 6-мерный цилиндр


Слайд №3 Схема технологического блока аппарата АРН-2




hello_html_m39f5af23.png

Рис. 3

1-буферная емкость; 2-печь; 3-кубик; 4-термопара кубика; 5,6,9-термопары колонки; 7-приемник; 8-манифольд; 10-обратный холодильник; 11-термопара головки конденсатора; 12-головка конденсатора; 13,20-накидные гайки; 14-ректификационная колонка; 15,22-ловушки; 16-дифференциальный манометр; 17,18-вакуумметры; 19-решетка; 21-открытая трубка; 23-вакуумный насос





Слайд №4 Схема электрического блока аппарата АРН-2






hello_html_344c4b55.png

Рис. 4




Слайд №5 Аппарат для количественного определения содержания воды



hello_html_2f5fa12f.png

Рис. 5

1-узкогорлая колба; 2-приемник-ловушка; 3-холодильник


Слайд №6 Аппарат для определения содержания серы сжиганием в лампе




hello_html_d013ecb.png

Рис. 6

1-брызгоуловитель; 2-абсорбер; 3-ламповое стекло; 4-лампа; 5-фитиль


Слайд №7 Аппарат для определения микроколичеств серы




hello_html_5aa8dfe8.png

Рис. 7

1-колбонагреватель; 2-реакционная колба; 3-переходник; 4-капельная воронка; 5-холодильник; 6-трубка; 7-микробюретка; 8-абсорбер


Слайд №8 Аппарат для ускоренного определения содержания серы




hello_html_m591a30fa.png

Рис. 8

1-склянка с перманганатом калия; 2- склянка с 40 %-ным раствором NaOH; 3-склянка с гигроскопической ватой; 4-кварцевая трубка; 5-лодочка; 6-электропечь; 7-термопара; 8-кварцевое колено; 9-отводная трубка; 10-приемник


Слайд №9 Прибор для определения температуры вспышки нефтепродуктов в закрытом тигле



hello_html_341e584e.png

Рис. 9

1-винт для заземления; 2-ванна с электронагревом; 3-тигель; 4-мешалка; 5-крышка тигля; 6-лампа; 7-зубец; 8-заслонка; 9-трубка для термометра; 10-гибкий вал; 11-рукоятка




Самые низкие цены на курсы переподготовки

Специально для учителей, воспитателей и других работников системы образования действуют 50% скидки при обучении на курсах профессиональной переподготовки.

После окончания обучения выдаётся диплом о профессиональной переподготовке установленного образца с присвоением квалификации (признаётся при прохождении аттестации по всей России).

Обучение проходит заочно прямо на сайте проекта "Инфоурок", но в дипломе форма обучения не указывается.

Начало обучения ближайшей группы: 25 октября. Оплата возможна в беспроцентную рассрочку (10% в начале обучения и 90% в конце обучения)!

Подайте заявку на интересующий Вас курс сейчас: https://infourok.ru

Общая информация

Номер материала: ДБ-334964

Похожие материалы