Изменения эксплуатационных свойств топлива в зависимости от его состава

Размещено на http://www.allbest.ru/

Изменения эксплуатационных свойств топлива в зависимости от его состава

Магистрант Виноградов Денис Игоревич

ФГБОУВО СПбГАУ

Санкт-Петербург, Россия

При определении химического состава сырой нефти сложно распознать сотни и сотни химических соединений в условиях заводской лаборатории. Поэтому нефть разделяют на фракции в зависимости от температуры кипения и плотности (таблица 1).

Таблица 1 - Фракционный состав нефти в зависимости от температуры кипения и плотности

В процессе дистилляции фиксируют температуру паров и объем жидкости в приемнике в следующие моменты [1]:

падения первой капли в приемник - температура начала кипения, объем жидкости равен нулю;

объем жидкости в приемнике составляет 10 мл, 20 мл, 30 мл и т.д. до 90 мл, при фиксации температур;

температура достигнет максимума и начнет снижаться - температура конца кипения.

После этого нагрев колбы прекращают и фиксируют общий выход фракций(рисунок 1).Такой метод определения фракционного состава наиболее прост вреализации, он стандартизирован практически во всех странах: в России - ГОСТ 2177-99, в США - ASTMD-86.Так как нефти сильно различаются по химическому составу, то первоначально в лаборатории проводят «тренировочную» перегонку, чтобы узнать, какое количество бензина, керосина, смазочных масел, парафина и мазута можно получить из поступившей на завод нефти, а затем приступают к промышленной перегонке (рисунок 2).

Рисунок 1 - Фракционный состав нефти: 1 - простая перегонка; 2 - однократное испарение; 3 - дистилляция с дефлегмацией; 4 - ректификация, выход в % об. - 1; в % мас. - 2, 3, 4

Нефть, нагретую в змеевике до 320-390oС, подают в колонну в виде смеси горячей жидкости и пара. Там пары тяжелых, а потом легких фракций последовательно конденсируются и оседают на специальных тарелках, насадках. В результате получают прямогонный бензин (температура кипения 30-160oС), нафту, которую еще называют лигроином (105-160oС), керосин (160-230oС), газойль (230-400oС) и мазут, остающийся после отделения остальных фракций.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2 - Схема промышленной перегонки нефти

В состав нефти входят углеводороды, кипящие при атмосферном давлении в интервале температур 400--500°С и выше в то время как термическая стабильность углеводородов сохраняется только до 380--400°С. При более высокой температуре начинается процесс разложения -- крекинга углеводородов, причем наиболее высококипящие углеводороды нефти обладают наименьшей термической стабильностью.

Для того чтобы избежать разложения углеводородов, надо понизить температуру их кипения. Это достигается перегонкой нефти под вакуумом. Нефтяная фракция, выкипающая при атмосферном давлении в интервале температур 450--500°С, может быть перегнана под вакуумом (остаточное давление 20--40 мм. рт. ст.) при 200--2500С. Для понижения температуры кипения в практике нефтепереработки применяют также перегонку с водяным паром, который снижает парциальное давление углеводородов. Понизить температуру кипения фракции можно и перегонкой с инертным газом (азот, углекислый газ и т. д.). Однако этот метод не нашел распространения.

При температурах 350-500°С получают различные виды топлив -- вакуумный газойль (вакуумный дистиллят); при температурах более 500°С -- вакуумный остаток (гудрон). Получение масел происходит в температурных интервалах: 300-400°С -- легкая фракция, 400--450°С -- средняя фракция, 450-490°С -- тяжелая фракция, более 490°С -- гудрон.

Упрощенно температуры вывода продуктов определяются с помощью линий однократного испарения (ОИ) соответствующих фракций. Температура верха колонны, откуда уходят пары дистиллята, отвечает конечной (100%-й) точке линии ОИ при работе с водяным паром. Если в колонну не подается водяной пар, эта температура будет соответствовать 75%-му отгону дистиллята. Для боковых продуктов температура отбора определится как нулевая (0%-я) точка линии ОИ.

Температуры потоков рассчитываются путем последовательного приближения до тех пор, пока не будут выполняться следующие равенства: для жидкого потока

(1)

для парового потока

(2)

для парожидкостного потока с заданной молярной долей

(3)

где молярная доля i-го компонента в сырье.

По уравнению (3) можно по заданной доле отгона определить температуру. В зависимости от подаваемой фракции, используется уравнение 1, 2, 3. При известных составах (молярных долей), для определения константы фазового равновесия необходимо знать давление насыщенных паров компонентов, которое можно оценить, используя формулу Ашворта

(5)

где Рн давление насыщенных паров при температуре Т, Па;

Т0 - средняя температура кипения фракции при атмосферном давлении, К.

Теплотворность различных топлив составляет: бензина 10200 -- 11000 ккал/кг, бензола 9700 -- 10 000 ккал/кг, спирта 6000--6400 ккал/кг, чем меньше теплотворность топлива, тем больше его необходимо израсходовать для получения требуемой мощности энергоустановки.

Состав смеси влияет на образование источников детонации, если он будет обогащенным, то это обязательно приведет к появлению в камере сгорания зон, где будут проходить окислительные процессы несгоревшего топлива. нефть топливо стандартизация

Октановое число бензина говорит о стойкости к взрывному горению, чем ниже число, тем активнее будут проходить окисления и повышается вероятность детонации. Кроме этого, причиной появления детонации двигателя могут стать дефекты конструкции, например, камера сгорания имеет неправильную форму, либо цилиндр слишком большой.

Необходимое соотношение между количеством топлива и воздуха в горючей смеси зависит от химического состава топлива, и для разных топлив это соотношение неодинаково.

Горючая смесь теоретического состава не обеспечивает работы двигателя в различных условиях движения мотоцикла, потому что при работе на такой смеси двигатель не развивает полной мощности и вместе с тем работа его недостаточно экономична.

Список использованных источников

1. Александров И.А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке. Химия, 1981. - 352 с.

2. ГОСТ 2177-99 Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава

3. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Учебное пособие для вузов. Уфа: Гилем, 2002. - 672 с

4. Дорогочинский А.З. и др. Исследование и ректификация нефтей и нефтепродуктоввыпуск XXVI. Грозный, 1973. - 128 с.

5. Галиаскаров Ф.М. Расчет ректификации нефтяных смесей. Уфа.: Башкирск.ун-т. - 1999. - 152 с.

Размещено на Allbest.ru