Главная -> Словарь

Последующими взвешиваниями

Важнейшей характеристикой нефтяных смесей является фракционный состав, определяемый температурными пределами выкипания всей смеси и составляющих ее узких фракций при соответствующих отборах. Фракционный состав играет решающую роль при составлении и разработке технологических схем процесса первичной перегонки нефти и наряду с углеводородным и элементным составом нефти существенно влияет также на выбор схем последующих технологических процессов нефтепереработки. На основе фракционного состава нефти определяется потенциальное-- содержание в нефти целевых фракций, а на основе фракционного состава нефтяных фракций рассчитываются важнейшие эксплуатационные характеристики нефтепродуктов.

Характерным примером влияния углеводородного состава узких бензиновых фракций на эффективность последующих технологических процессов является использование узкой ксилольной

Формовка гранул катализатора позволяет придать исходной массе требуемую форму и размеры, обеспечивает плотность, механическую прочность, достаточную для транспортирования и последующих технологических операций. Смешанные катализаторы таб-летируют, прессуют, гранулируют и формуют экструзией материала с последующим разрезанием получаемого жгута на отдельные гранулы. Смешанные катализаторы чаще всего имеют форму цилиндра, в котором в отдельных случаях имеется отверстие. Размер катализатора колеблется в пределах 5—16 мм с отверстием до б мм.

Выделенные при лабораторной перегонке или ректификации узкие нефтяные фракции с интервалом температур кипения о ^ до 50 °С должны быть охарактери^^ ваны целым рядом физико-химических показателей, необходи^ в последующих технологических, расчетах. Следует при этом учитывать, что каждая такая узкая фракция, даже выделенная с доступной лабораторной ректификации четкостью, представ цяе собой сложную смесь десятков угг.еводо?о^ дов различных групп. Поэтому задача нахождения фиэико-хикц^ ческих показателей этих фракций сводится в конечном итоге к нахождению усредненных значений этих показателей,

В газогенераторы с псевдоожиженным слоем загружают измельченный уголь — размер частиц 0,5—8,0 мм. Режим псевдоожижения поддерживается подачей газифицирующего агента. Хорошее перемешивание в слое обеспечивает высокие скорости тепло- и массообмена, причем при газификации практически не образуются побочные жидкие продукты. Содержание метана в получаемом газе обычно не превышает 4% . Вместе с тем в процессах с псевдоожиженным слоем велик унос мелких частиц топлива, что снижает степень конверсии за один проход и осложняет работу оборудования последующих технологических стадий.

Чтобы разрабатывать такой технологический процесс, технолог должен понимать не только закономерности формирования качества изделия на технологическом переходе, но и должен знать закономерности преобразования качества предмета труда на протяжении всего технологического процесса, уметь устанавливать связи между качественными характеристиками предыдущих и последующих технологических переходов.

процесса может оказать эффективное защитное действие и на оборудование последующих технологических стадий.

Отличительная черта метода защиты конструкций от коррозии с помощью ингибиторов — это возможность при небольших капитальных затратах замедлять их коррозионное разрушение, даже если эти конструкции или оборудование давно находились в эксплуатации. Кроме того, введение ингибиторов в любой точке технологического процесса может оказаи- эффективное защитное действие и на оборудование последующих технологических стадий .

для последующих технологических процессов — гидроочистки,

^ученный холод используют для охлаждения газов стабилизации, поступающих с газоотбензинивающей установки с целью извлечения из них конденсирующихся компонентов. Аппарат подключен параллельно пульсационным охладителям газа ПОГ-2, эксплуатируемым на СГПЗ с 1983 г. Схема обвязки аппарата позволяет использовать в качестве пассивного потока или часть активного газа после его дросселирования или часть расширенного и охлажденного в аппарате газа. Таким образом, низкотемпературная сепарация газов стабилизации осуществляется практически без снижения давления, что позволяет использовать их в последующих технологических процессах.

Глубина осушки, достигаемая даже при почти полном отделении взвешенной в нефтепродукте влаги, часто оказывается недостаточной, и требуется удаление значительной части растворенной влаги, что определяется вредным влиянием влаги при последующих технологических переработках нефтепродуктов. Так, при каталитическом риформинге фракции 85-180 °С бензина допустимое для платиновых катализаторов риформинга содержание влаги в бензине составляет не более 1,5-2,0 мг/кг . Жестко ограничивается влажность сжиженных углеводородных газов, подлежащих перекачке и хранению, а также при использовании их для синтеза алкилбензинов, где влага раскисляет катализатор.

управления Башкирии транспортируют нефти на заводы с содержанием воды до 2—4% и солей до 4000—10 000 мг/л. Переработка такой нефти серьезно затрудняет работу заводских ЭЛОУ, а также последующих технологических установок; последние, в частности установки АВТ, вынуждены перерабатывать нефть с содержанием солей до 250 мг/л.

с полуоткрытой крышкой в термостате с температурой 105—110° до постоянного веса, т. е. до достижения расхождения между двумя последующими взвешиваниями не более 0,0004 г. Перед каждым взвешиванием на аналитических весах стаканчик с фильтром должен быть охлажден в эксикаторе до комнатной температуры и плотно прикрыт крышкой. Точность взвешивания 0,0002 г.

Когда в тигле останется углистый остаток, тигель переносят в муфель или тигельную печь, нагретые до 600 ± 20° , и прокаливают!^—2 часа до полного озолвния. Если остаток трудно сгорает, его смачивают несколькими каплями раствора азотнокислого аммония, осторожно выпаривают и прокаливают до озоления. Затем тигель с золой охлаждают, переносят в эксикатор, где выдерживают 30 мин., и взвешивают с точностью до 0,2 мг. Прокаливание, 30-минутноэ охлаждение и взвешивание тигля повторяют до получения расхождения между двумя последующими взвешиваниями н более 0,00040 .

Остаток в колбочке после отгона растворителя доводят до постоянного веса нагреванием в термостате при 105—110°С в течение 10—15 мин. Остатки паров растворителя выдувают воздухом при помощи резиновой груши. Затем колбочку с парафином помещают в эксикатор, где ее выдерживают, пока она не охладится до комнатной температуры, и взвешивают. Нагрев и охлаждение повторяют до тех пор, пока расхождение между двумя последующими взвешиваниями будет не более 0,0005 г. Парафин определяют параллельно в двух навесках. Расхождение между параллельными определениями не должно превышать 5%. Если содержание парафина определяют в смолистых продуктах , то их предварительно следует обессмоливать . Содержание парафина в анализируемом продукте вычисляют по формуле

Раствор нефтяных кислот в петролейном эфире фильтруют в плоскодонную длинногорлую колбу вместимостью около 300 мл'. Колбу соединяют с помощью изогнутой трубки на пробке с холодильником и отгоняют петролейный эфир на водяной бане. Затем количественно, небольшим))) количеством петролейного эфира переносят остаток в взвешенный стеклянный кристаллизатор с носиком или в взвешенную коническую колбу с носиком вместимостью 100 мл, повторно отгоняют из нее петролейный эфир на водяной бане и высушивают нефтяные кислоты в термостате при 75° С до получения расхождений между двумя последующими взвешиваниями, не превышающими 0,001 г, проводя первое высушивание в течение 30 мин и последующие в течение 10 мин каждое.

Отгоняют из колбы на водяной бане петролейный эфир и высушивают нефтяные кислоты в термостате при 75° С до получения расхождений между двумя последующими взвешиваниями, не превышающих 0,001 г, проводя первое высушивание в течение 30 мин, последующие — в течение 10 мин каждое.

5. Определение содержания неомылдемых веществ. Минеральное масло в тарированной колбе, выделенное из асидола по п. 4, высушивают в термостате при 75° С до получения расхождений между двумя последующими взвешиваниями, не превышающих 0,001 г, проводя первое высушивание в течение 30 мин, последующие — в течение 10 мин каждое.

небольшим количеством петролейного эфира, переносят остаток в зве-шенный стеклянный кристаллизатор с носиком или в взвешенную коническую колбу с носиком вместимостью 100 мл, повторно отгоняют из нее петролейный эфир на водяной бане и высушивают нефтяные кислоты в термостате при 75° С до получения расхождений между двумя последующими взвешиваниями, не превышающих 0,001 г, проводя первое высушивание в течение 30 мин и последующие в течение 10 мин каждое. ¦ «,

2.1.4. После травления рассчитывают потери массы пластинок.. Операцию травления повторяют до тех пор, пока изменение массы пластинки после травления не будет величиной постоянной, т. е. разность массы между последующими взвешиваниями до и после травления не будет превышать 0,0004 г. Эту разность принимают за постоянную травления.

4. Определение содержания солей сульфокислот производится следующим образом. Спиртовой раствор сульфосолей выпаривают при перемешивании во взвешенном вместе со стеклянной палочкой кристаллизаторе на водяной бане до загустения, после чего ставят в термостат при 130—140° С вначале на 3 ".-, а затем по 30 мин до уменьшения в весе между двумя последующими взвешиваниями на 0,003—0,005 г.

Расхождения между двумя последующими взвешиваниями не должны превышать 0,001 г.

в мерной колбе вместимостью 250 мл , доводят дистиллированной водой до метки. После этого отбирают 100 мл, вносят в химический стакан, нагревают до кипения и осаждают при перемешивании кипящим раствором хлористого бария. Затем в стакан с осадком выдерживают в течение 3 ч при 30—35° С, после этого осадок фильтруют через беззольный фильтр «синяя лента», промывают дистиллированной водой, нагретой до 80—90° С, до полного удаления хлоридов в промывных водах . Высушивают осадок, переносят его во взвешенный тигель и прокаливают в муфельной печи до постоянной массы. Расхождения между двумя последующими взвешиваниями не должны превышать 0,0004 г.