Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 [ 2 ] 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54

biof--

5.1&--510>

Рис. 1.8. Номограмма для расчета вязкости смесей нефтепродуктов

1.1.4. ПОВЕРХНОСТНОЕ НАТЯЖЕНИЕ

Поверхностным натяжением называется термодинамическая характеристика поверхности раздела фаз, определенная как работа обратимого изотермическою образования единицы плошади этой поверхности. Для жидкости поверхностное натяжение рассматривается как си,та, действующая на единицу длины кошура поверхности и стремящаяся сократить поверхность до минимума при заданных объемах фаз.

Значения поверхностного натяжения индивидуальных углеводородов и некоторых органических соединений приведены в табл. 1.4. Поверхностное натяжение а, Н/м, нефтепродуктов с относительной плотностью р = 0,60- 0,92 .может быть найдено но формуле а = (Р4 - 1,5), а также по выражению а = 0,0515р - 0.0166. где р, - гьчотность при температуре, при которой рассчитывается величина коэффициента поверхностного натяжения, кг/м.

Таблица 1.4

Поверхностное натяжение органических соединений

Зависимость поверхностного натяжения нефтепродуктов от температуры описывается выражением

o, = a2j3-(T-273)-W-<,

где Г- температура, К.

1.1.5. ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЙ ФАКТОР

Характеризующий фактор представляет собой параметр, определяющий химическую природу и степень пара-финистости нефтепродукта:

где 7„„ - средняя мольная температура кипения, К; Р - давление насыщенного пара, Па; р - относительная плотность.

Средние значения характеризующего фактора д-чя различных углеводородов и нефтепродуктов приводятся ниже:

Алканы Сз и выше........... 12,5-13,0

Арены..................... 9,8

Полиарены................. 8,5-9,1

Циклоалканы............... 9,5-11,5

Продукты крекинга.......... 10,0-11,0

1.1.6. ДАВЛЕНИЕ 1иСЫЩЕННЫХ ПАРОВ

Дамение (в Па) насыщенных паров алканов нормального строения и узких нефтяных фракций находят по формуле Ащворта:

lg(P.,.-3158) = 7.6715 - 2.68А/В.

Здесь А = 1250/1 fVT + 108000 - 307.6) - Ц;

Таблица 1.5

Давление насыщенных паров

индивидуальных алканов, кПа

В = 1250/1 rV+ 108000 - 307,6) - 1];

Т - температура кипения при давлении Pj, К;

Тд - норма,1ьная темпера1ура кипения, К. Да1шые о давлении насыщенных паров иьщивидуальных алканов приведены в табл. 1.5. Для определения давления паров нефтяных фракций может быть использован фафик Кокса (рис. 1.9).

www.no-fire.ru

1.1.7. КОНСТАНТЫ ФАЗОВОГО РАВНОВЕСИЯ

При расчетах технологических процессов переработки нефти важны данные о состоянии равновесия межту паровой (газовой) и жидкой фазами. Согласно законам Рауля и Дхтьтона ;ыя илеатьных систем справедливо выражение

yj/x, р/р = к-, где , X. - концентрации компонентов н паровой и жидкой фазах смеси; р - давление насыщешю-го пара компонента; р- общее давление системы; - константа равновесия компонента. Для реа..1ьных газов, значительно отличающихся от идеатьиых, давление насыщенного пара компонента и общее давление системы заменяются величинами фугитивности.

Для определения констант равновесия предложен ряд иомофамм и диаграмм (Уинна, Хелдена, Ленуара и др.). На рис. I.IO приведена но.мофамма Уинна, которая позволяет определять константы фазового равновесия в зависимости от температуры, давления и норма1ьной температуры кипения соединения.

1.1.8. КРИТИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ

Критическим называется такое состояние вещества, при котором исчезает различие между его жидкой и газообразной фазами. Температура и давление, при которых возникает это состояние, называются критическими.

Для расчета критической температуры т (в К) углеводородов и нефтяных фракций могут быть использованы следующие формулы:

)) для алканов и алкенов:

2) для аренов и циклоалканов:

где т - температура кипения. к; b - отношение числа атомов углерода, находящихся вне кольца, к общему числу атомов углерода в соединении;

3) для нефтяных фракций:

Т = 355 + 0.97а - 0,00049а\ .

гйса = (1,8 Тд - 359)pji; - уемпература выкипания 50% фракции при разюнкепо ГОСТ 2177-82, К.