Коэффициент сжимаемости и критические параметры

⇐ ПредыдущаяСтр 14 из 22Следующая ⇒

При относительно высоких температурах и небольших давлениях реальные газы ведут себя почти так же, как идеальные. С повышением давления и понижением температуры в уравнения, описывающие их поведение, приходится вводить различные поправочные коэффициенты, в частности коэффициент (фактор) сжимаемости Z. Так, уравнение состояния идеального газа с учетом коэффициента Z выглядит следующим образом:

(20)

где П — давление в системе, атм;

V — объем газа, см^з/моль;

п — число молей газа;

R — универсальная газовая постоянная, см^з∙ атм/(моль∙ град);

Т— температура системы, К.

Коэффициент сжимаемости зависит от природы вещества, температуры, давления и может быть найден экспериментально или при помощи графиков. Зная приведенные значения давления (Р_пр) и температуры (Т_пр), можно найти Z по графику на рис. 3.

Рис. 3 График для определения коэффициента сжимаемости нефтяных фракций

Эти значения рассчитывают по следующим формулам:

(21)

(22)

где P_кр - критическое давление, атм.

Т_кр- критическая температура, К.

Пример. Определить удельный объем паров этилового спирта при 154, 4 ˚ С и 6, 8 атм, если для этилового спирта t_кр = 243, 0˚ С и P_кр=63, 3 атм.

Решение. По формулам 21 и 22 находим:

На рис. 3 находим значение коэффициента сжимаемости: Z = 0, 92. Отсюда:

При решении задач, связанных с определением объема V паров или газов, проходящих через поперечное сечение аппарата в единицу времени, широко пользуются формулой:

(23)

где t-температура системы, ˚ C;

G_i – расход компонента пара или газа, кг/ч;

М_i –молекулярный вес этих компонентов.

Если пары и газы находятся под давлением выше 4 атм, то в формулу (23) необходимо ввести величину Z, т.е.:

(24)

Критические параметры некоторых веществ даны в табл. 3.

Таблица 3

Критические параметры некоторых веществ

Вещество	t_кр, ˚ C	Р_кр, атм	V_кр, мл/моль

Метан	-82, 1	45, 8	99, 0
Ацетилен	36, 0	61, 6
Этилен	97, 0	50, 8
Этан	32, 3	48, 2
Пропилен	91, 8	45, 6
Пропан	96, 8	42, 0
Бутилен-1	146, 4	39, 7
Бутилен-2	157, 0	41, 0
Н-бутан	152, 0	36, 0
Изобутан	134, 9	36, 0
Амилен	201, 3	40, 4	-
Циклопентан	238, 6	44, 6
Н-пентан	198, 0	33, 3
Изопентан	187, 0	32, 9
Неопентан	160, 6	31, 57
Бензол	288, 5	48, 6
Циклогексан	280, 0	40, 0
Н-гексан	234, 7	29, 9
Толуол	320, 8	41, 6
Н-гептан	267, 0	27, 0
Н-октан	296, 7	24, 6
Метиловый спирт	240, 0	78, 7
Этиловый спирт	243, 0	63, 0
Вода	374, 2	218, 5

Зависимости критических температуры и давления газа от молекулярного веса даны на рис. 4 и 5. Критические параметры узких нефтяных фракций и отдельных углеводородов можно подсчитать также по эмпирическим формулам:

(25)

(26)

α, Κ – коэффициенты: для парафиновых углеводородов К=5-5, 3; для нафтеновых 6; для ароматических 6, 22-7; для нефтепродуктов обычно К=5, 5.

М – молекулярный вес фракции;

t_ср.мол.- средняя молекулярная температура кипения (см. формулу 13) или приблизительно 50%-ная точка по кривой ИТК, ˚ C;

- относительная плотность;

t₇₀, t₁₀ – температура 70 и 10% отгона по кривой ИТК, ˚ C.

Рис.4 График для определения критической температуры газов.

Рис. 5 График для определения критического давления газов

Критическую температуру кипения (t_кр, ˚ C) нефтяной фракции можно определить по формуле:

где t_ср - средняя температура кипения нефтяной фракции, ˚ C

Рис. 6. График для определения критической температуры нефтяных фракций.

Для определения критической температуры нефтяной фракции можно использоваться графиками на рис. 6 и 7 коэффициент сжимаемости Z для нефтяных фракций и газовых смесей определяют по графику на рис. 3, но при этом в формулы (21) и (22) вместо критических параметров Р_кр и Т_кр подставляют так называемые псевдокритические параметры.

Последние определяют по графику на рис. 8, где К – характеризующий фактор, подсчитываемый по формуле 12.

Рис.7. График для определения критических температур и давлений нефтепродуктов разной плотности.

Рис. 8. График для определения псевдокритических параметров нефтяных фракций с различным характеризующим фактором К. [ОЛ1, 9]

Фугитивность

Для равновесной системы, согласно законам Рауля и Дальтона:

(27)

Откуда: (28)

где P — давление насыщенных паров чистого компонента, атм;

х' — мольная концентрация компонента в жидкой фазе, мол. %;

П — давление в системе, атм;

у' — мольная концентрация компонента в паровой фазе, мол. %;

k — константа фазового равновесия.

Для идеальной системы значение k равно отношению давления насыщенных паров данного компонента к давлению в системе и характеризует распределение данного компонента между паровой и жидкой фазами. Для реальных систем константа фазового равновесия, вычисленная этим методом, не дает вполне удовлетворительных результатов.

Для реальных газов и растворов давление насыщенных паров Р и давление в системе П в уравнении (27) заменяют соответственно фугитивностью жидкости и паров . Уравнение (27) приобретает следующий вид:

(28)

а константа фазового равновесия равна:

(29)

Фугитивность имеет тy же размерность, что и давление. Отношение фугитивности к давлению называется коэффициентом активности:

(30)

Установлено, что коэффициент активности является функцией приведенных температуры и давления. Поэтому значение фугитивности можно определить, пользуясь графиком на рис. 9. По приведенной температуре Т_пр и приведенному давлению Р_прнаходят коэффициент активности.

Рис. 9 График для определения коэффициента активности у при известных приведенных

температуре и давлении.

Затем, подставляя в уравнение (30) давление насыщенных паров Р или давление системы П, получают соответственно фугитивность жидкости или паров.

Для точных расчетов константы фазового равновесия, когда жидкий компонент находится не под давлением Р своих насыщенных паров, а под любым другим давлением, фугитивность этого жидкого компонента находят по формуле:

(31)

где - фугитивность жидкости при давлении в системе П и давлении насыщенных паров P соответственно, атм;

V_ж — мольный объем компонента, л/моль;

П — давление в системе, атм; 2

P — давление насыщенных паров чистого компонента, атм;

R – универсальная газовая постоянная, л∙ атм/(моль∙ град);

Т – температура системы, К.

Пример 1. Найти фугитивность паров узкой бензиновой фракции (М = 100), находящейся при 400˚ С и 45 атм. Критические параметры фракции t_кр= 321˚ С и Р_кр= 37 атм.

Решение. Находим значения приведенных температуры и давления:

На рис. 9 по найденным Т_пр и Р_пр находим, что коэффициент активности γ =0, 75. Полученные данные подставляем в уравнение (30). Фугитивность паров узкой бензиновой фракции при 400˚ С и 45 атм равна:

Пример 2. Рассчитать константу фазового равновесия k для н-гексана при 180˚ С и 8 атм. Критические параметры t_кр = 234, 7 ˚ С, Р_кр=29, 9 атм. Давление насыщенных паров Р = 12, 77 атм.

Решение. Определяем фугитивность паров при 180 ˚ С и 8 атм. Приведенные температура и давление равны:

На рис. 9 по найденным Т_пр и Р_пр находим, что коэффициент активности γ =0, 86, отсюда:

атм

Определяем фугитивность жидкого н-гексана при 180˚ С и давлении собственных паров Р=12, 77 атм. Приведенное давление равно:

Для значения Т_пр=0, 89 и Р_пр=0, 43 по графику на рис. 9 находим коэффициент активности γ = 0, 78. Фугитивность жидкого компонента, находящегося при температуре t и под давлением собственных насыщенных паров Р, равна фугитивности его же паров при тех же условиях, т.е.:

Величина константы фазового равновесия равна:

Задачи

27. Бензиновая фракция выкипает при атмосферном давлении и пределы 56 — 200 ˚ С. Определить давление насыщенных паров фракции при 190 ˚ С.

28. Узкая нефтяная фракция при атмосферном давлении имеет среднюю температуру кипения 100 ˚ С. Определить давление насыщенных паров этой фракции при 250˚ С.

29. Нефтяная фракция имеет при атмосферном давлении среднюю температуру кипения 165 ˚ С. Определить давление насыщенных паров данной фракции при 266˚ С.

30. Нефтяная фракция имеет температуру начала кипения 350˚ С при остаточном давлении 55 мм рт. ст. Определить температуру начала кипения этой фракции при атмосферном давлении по номограмме (см. Приложение 5).

31. При перегонке нефтяной фракции в ректификационной колонне в момент замера температура паров была равна 250 ˚ С, а остаточное давление 3 мм рт. ст. Каково значение температуры при атмосферном давлении?

32. Температура начала кипения нефтяной фракции при атмосферном давлении составляет 120˚ С. Какова температура кипения этой фракции при остаточном давлении 120 мм рт. cт. и при давлении 2 атм?

33. Определить объем паров и газов, поступающих в барометрический конденсатор за 1 сек, если их температура равна 90˚ С, а остаточное давление в аппарате 50 мм. рт. ст. Расход газов и водяных паров соответственно 62 и 3000 кг/ч. Молекулярный вес газов принять равным 29.

34. Через верхний штуцер колонны при 110 ˚ С проходит 72 000 кг/ч нефтяных паров молекулярного веса 110 и 43 200 кг/ч водяных паров. Давление наверху колонны 820 мм. рт. ст. Определить объем паров, проходящих на верху колонны за 1 сек.

35. Определить приведенные температуру (T_пp) и давление (Р_пр) для нефтепродукта молекулярного веса 102, 5, с относительной плотностью = 0, 750 и следующим фракционным составом (по ГОСТ 2177-59): 10% отгоняется при 88 ˚ С, 50% - при 104 ˚ С и 70% - при 120˚ С. Температура и давление в системе соответственно составляет 120 ˚ С и 18 атм.

36. Определить фугитивность н-гексана при 180˚ С, когда он находится под давлением собственных насыщенных паров (Р = 12, 77 атм). Критические температуру и давление следует найти в таблице 3.

37. Определить фугитивность фракции автомобильного бензина, выходящей сверху колонны, если температура там 110 ˚ С, давление 5, 5 атм. Критическая температура бензина t_кр = 220 ˚ С, критическое давление Р_кр= 25 атм.

38. Определить фугитивность жидкой нефтяной фракции при 170 ˚ С, если критическая температура этой фракции t_кр = 200˚ С, критическое давление Р_кр = 24 атм. Давление насыщенных паров фракции при 170 ˚ С составляет Р =8 атм.

39. Определить фугитивность крекинг-газа и бензина при 150˚ С и 10 атм. Критическая температура кипения бензина t_кр = 288 ˚ С, критическое давление Р_кр = 32, 5 атм. Критическое давление крекинг-газа Р_кр = 44 атм, критическая температура t_кр = 100 ˚ С. Давление насыщенных паров бензина при 150˚ С равно 3, 2 атм, крекинг-газа 90 атм.

40. Найти по графику фактор сжимаемости для н-гексана, имеющего Р_кр= 29, 9 атм. и t_кр = 234, 7˚ С в условиях температуры 180˚ С и давления 8 атм.

4l. Определить фугитивность паров бензиновой фракции, имеющей следующий фракционный состав: 10% — 85 ˚ С, 50% — 120 ˚ С, 70% — 130 ˚ С; молекулярный вес 110. Бензиновая фракция выходит сверху колонны, где давление 6 атм и температура 180˚ С.

42. Определить содержание н-гептана в равновесных парах внизу колонны, если мольная концентрация его х' в отходящем из колонны жидком остатке равна 0, 01. Температура внизу колонны 110 ˚ С и давление 1, 5 кГ/см².

43. Определить константу фазового равновесия для продукта, выходящего из колонны при температуре 180˚ С и под давлением 6 aтм. Критические температура и давление данного продукта 307˚ С и 41 атм. Средняя температура кипения бензина 120˚ С. [ОЛ1, 9]

Вязкость

Вязкость является одной из важных характеристик жидкостей и газов. Вязкость нефтепродуктов определяет их подвижность в условиях эксплуатации двигателей, машин и механизмов, существенно влияет на расход энергии при транспортировании и т. д.

В нефтепереработке наиболее широко пользуются кинематической вязкостью. Ее можно определить экспериментально или вычислить по формулам. Кинематическая вязкость - есть отношение динамической вязкости дан-

ной жидкости (или газа) к ее плотности:

(32)

где - динамическая вязкость, кг/(м∙ сек);

- абсолютная плотность, кг/м³.

Следовательно, в системе МКС и СИ единицей измерения кинематической вязкости является:

В системе СГС единицей кинематической вязкости служит 1 см²/сек, названный стоксом (cт); сотая доля стокса — сантистокс (сст).

Для практической характеристики нефтепродуктов пользуются значением условной вязкости (измеряемой в градусах — ˚ ВУ), под которой понимают отношение времени истечения 200 мл испытуемого нефтепродукта из стандартного вискозиметра при температуре испытания 1 ко времени истечения того же количества дистиллированной воды при температуре 20˚ С. Условную вязкость пересчитывают в кинематическую по номограмме (см. Приложение 11) либо по приближенной формуле:

(33)

где ν _t- кинематическая вязкость при температуре t, cт;

ВУ_t- условная вязкость при той же температуре, ˚ ВУ.

Для перевода больших значений вязкости рекомендуется пользоваться формулой:

(34)

При выполнении технологических расчетов часто приходится пересчитывать вязкость с одной температуры на другую. Для этой цели предложен ряд формул, но наиболее широко пользуются номограммой, приведенной в Приложении 11. Пользование номограммой объяснено Примером 2.

Пример 1. Условная вязкость масляной фракции при 50 и 100 ˚ С соответственно 20, 1 и 2, 26 ВУ. Определить кинематическую вязкость масляной фракции при тех же температурах.

Решение. По таблицам (см. Приложение 12) находим, что вязкости ВУ₁₀₀ =2, 26 ˚ ВУ соответствует 14 ccт. Значение условной вязкости при 50˚ С переведем в кинематическую, используя формулу (34):

сст

Пример 2. Условная вязкость масляной фракции при 100 и 50˚ С соответственно 2, 6 и 20 ˚ ВУ. Определить по графику (см. Приложение 11) условную вязкость при 70 ˚ С.

Решение. На графике определяем положение точек, соответствующих данным значениям условной вязкости. Для этого из точек, соответствующих 50 и 100 ˚ С и расположенных на оси абцисс, проводим две вертикальные прямым до пресечения каждой с горизонтальной прямой, проведенной из соответствующей условной вязкости. Получаем на номограмме две точки пересечения А и В, через которые проводим прямую АВ, дающую зависимость вязкости от температуры для данной фракции. На оси абцисс находим точку 70˚ С, из которой восстанавливаем перпендикуляр до пересечения с прямой АВ. Получаем точку С и из этой точки проводим горизонталь до пересечения со шкалой условной вязкости. Получаем значение ВУ₇₀=7, 1˚.

В промышленности в ряде случаев смазочные масла работают при высоких давлениях. С повышением давления вязкость жидкости возрастает: до 250 ат почти прямо пропорционально, а затем более быстро. При небольших давлениях вязкость ( _р, пз) жидких продуктов можно вычислить по формуле:

(35)

где _р — динамическая вязкость при 760 мм.рт.ст., пз;

р — избыточное давление, атм;

а = 0, 001 — постоянная.

Вычислив динамическую вязкость, можно по формуле (31) найти кинематическую вязкость.

Многим смазочным маслам приходится работать в широком диапазоне температур. Чем меньше меняется вязкость масла с изменением температуры, тем оно считается более качественным. Зависимость вязкости масел от температуры принято характеризовать, различными вязкостно-температурными константами: отношением вязкости при двух температурах, индексом вязкости, вязкостно-весовой константой и др.

Характер изменения вязкости при изменении температуры принято определять отношением кинематической вязкости при 50˚ С к кинематической вязкости при 100˚ С. Отношение вязкостей при двух температурах является приближенной мерой оценки изменения крутизны вязкостной кривой в заданном интервале температур.

Одной из характеристик, дающих зависимость вязкости масел от температуры, является условная константа — индекс вязкости (ИВ). Индекс вязкости находят по графикам, один из которых приведен в Приложении 11. Методика пользования графиком пояснена схемой в правом углу чертежа. Из этой схемы видно, что определение ИВ сводится к соединению прямыми известных величин кинематической вязкости ν при двух температурах t и продолжении этих прямых до взаимного пересечения. Точка пересечения определяет искомый ИВ.

Вязкостно-весовая константа (ВВК) устанавливает связь между вязкостью и плотностью, но так как по плотности можно в некоторой степени судить о химическом составе нефтепродукта, то ВВК дает косвенную зависимость между вязкостными и химическими свойствами минеральных смазочных масел. Для определения ВВК предложен ряд формул, но наиболее широко используют зависимость, предложенную Ю. А. Пинкевичем:

(З6)

где ВВК — вязкостно-весовая константа;

d - относительная плотность нефтепродукта;

ν ₁₀₀— кинематическая вязкость нефтепродукта при 100 ˚ С, сст.

Для высококипящих фракций нефти ВВК изменяется в пределах 0, 75 — 0, 90. Чем больше значение ВВК, тем ниже вязкостно-температурные качества масел.

Вязкость смеси. Вязкость — не аддитивное свойство, поэтому вязкость смеси нельзя вычислить по правилу аддитивности. Наиболее надежный путь определения вязкости смеси — экспериментальное определение. Для этой цели предложен также ряд формул и номограммы, но большинство из них дает лишь приблизительные результаты. Наиболее надежные из них можно получить для смесей, приготовленных из компонентов, близких по свойствам или взятых примерно в одинаковых количествах. Например, вязкость смеси нефтепродуктов можно вычислить по формуле:

(37)

где ν _Аи ν _В — соответственно вязкости смеси и чистых компонентов А и В (причем ν _А < ν _В ), сст;

g — содержание в смеси более вязкого компонента В, вес.%.

По этой формуле можно получить удовлетворительные результаты для смесей нефтепродуктов, не слишком сильно различающихся по вязкости.

В практике широко пользуются также номограммой, приведенной в Приложении 14. Используя эту номограмму, можно решить две задачи: определить вязкость смеси двух нефтепродуктов различной вязкости при данной температуре и смешанных между собой в определенном отношении; определить соотношение компонентов в смеси для получения продукта определенной вязкости при данной температуре.

Пример 1. Смесь составлена из компонентов А и В. Для компонента А ν ₅₀ = 12 сст, для компонента В ν ₅₀= 60 сст. Определить: вязкость при 50˚ С смеси, состоящей из 40 объем. % компонента А и 60 объемн. % компонента В; соотношение компонентов А и В в смеси, для которой ν ₅₀ = 40 сст.

Решение. Для определения вязкости смеси построим линию, которая дает для этих компонентов зависимость вязкости от состава. Для этого отложим на ординате, отвечающей 100% компонента А (см. Приложение 14), точку m, соответствующую вязкости ν ₅₀= 12 сст, а на ординате, отвечающей 100% компонента В, точку n, соответствующую вязкости ν ₅₀= 60 сст. Соединив эти точки, получим прямую m n, характеризующую зависимость вязкости смесиот концентрации компонентов. Теперь можно ответить на оба вопроса: 1. Отложим на абциссе точку, соответствующую 40% компонента А (и 60% компонентаВ), и восстановим перпендикуляр до пересечения с прямой m n, получив на ординате точку, которая показывает, что вязкость данной смеси ν ₅₀ = 30 сст (На графике - сплошная линия). 2.Смесь с ν ₅₀= 40 сст состоит из 25% компонента А и 75% компонента В (На графике — пунктирная линия). [ОЛ1, 9]

Задачи

44. Масляная фракции имеет условную вязкость при температурах 40 и 60 ˚ С соответственно 5, 24 и 3, 81. Определить кинематическую вязкость этой фракции в сантистоксах при тех же температурах.

45. Условная вязкость сураханской нефти при 50 ˚ С равна 1, 63. Определить кинематическую и динамическую вязкость нефти при той же температуре, если плотность ее d = 0, 8798.

46. Кинематическая вязкость калинской нефти при 20 и 50˚ C соответственно равна 65 и 16 сст. Найти условную вязкость нефти при тех же температурах.

47. Масляная фракция бинагадинской нефти имеет кинематическую вязкость при 20 и 50 ˚ С соответственно 17, 5 и 6, 25 сст. Определить кинематическую вязкость нефти при 0 и 100˚ С.

48. Условная вязкость мазута бинагадинской нефти при 100˚ С равна 3, 41, при 0˚ С — 35. Определить условную вязкость этого мазута при 20 ˚ С.

49. Нефтяная фракция имеет кинематическую вязкость = 2, 45 сст = 3, 51 сст. Определить кинематическую вязкость этой фракции при — 15 ˚ С.

50. Найти вязкость смеси, состоящей из 30 объемн. % масла вязкостью ВУ₂₀= 6, 5 и 70% масла вязкостью ВУ₂₀ = 3, 5.

51. Найти вязкость смеси, состоящей из 40 объема. % масла вязкостью ВУ₂₀= 2, 5 и 60% масла вязкостью ВУ₂₀= 8, 0.

52. Определить соотношение компонентов в смеси, условная вязкость которых при 20˚ С равна 35 и 6, 5. Вязкость смеси должна быть ВУ₂₀ = 8, 0.

53. В каком соотношении надо смешать масла условной вязкостью ВУ₂₀= 20 и ВУ₂₀ = 3, 5, чтобы получить масло вязкостью ВУ₂₀= 10.

54. Масляный дистиллят плотностью d = 0, 930 имеет кинематическую вязкость = 18, 15 сст. Подсчитать его вязкостно-весовую константу (ВВК).

55. Масляная фракция имеет плотность d = 0, 873 и условную вязкость 2, 5 и 1, 56 при 20 и 50˚ С соответственно. Определить ее ВВК.

56. Определить индекс вязкости фракции, имеющей кинематическую вязкость = 7, 2 сст и = 30, 1 сст.

57. Определить индекс вязкости фракции, имеющей ВУ₁₀₀=1, 86 и ВУ₅₀=7, 47 ˚ ВУ.

58. Определить необходимое соотношение компонентов масел в смеси, имеющих вязкость при 50˚ С, равную =25 сст и = 45 сст, если вязкость смеси =30сст.

59. Какой вязкости надо взять масло, чтобы получить 1 м³ смеси с ВУ₂₀= 10, если второго компонента (ВУ₂₀ =20) в смеси 0, 75 м³.

60. Определить вязкость смеси при 50 ˚ С, если она состоит из 75 объемн. % масляной фракции вязкостью ВУ₀ = 40 и 25 объемн. % фракции вязкостью ВУ₂₅ = 2, 1. Вязкость второй фракции =100 сст.

61. Определить состав смеси, имеющей вязкость = 80 ccт, если первый компонент имеет = 120 ccт и = 25 ccт, второй = 90 сст. [ОЛ1, 9]

Тепловые свойства

При технологических расчетах аппаратов нефтеперерабатывающих заводов приходится учитывать такие тепловые свойства нефтей и нефтепродуктов, как теплоемкость, теплота испарения и конденсации, энтальпия (теплосодержание), теплота сгорания и др.

Теплоемкость жидких нефтепродуктов при температуре t может быть определена по формуле:

(38)

где С — средняя теплоемкость жидкого нефтепродукта (в интервале от 0 до

500 ˚ С), ккал/(кг∙ град);

d — относительная плотность нефтепродукта;

t — температура нефтепродукта, ˚ С.

Это уравнение дает результаты, близкие к экспериментальным, но для нефтей парафинового основания результаты получаются заниженными ( до 2%).

Теплоемкость нефтяных паров при постоянном давлении может быть найдена по формуле:

(39)

где C_р— тeплоемкость паров нефтепродукта, ккал/(кг∙ град);

d — относительная плотность нефтепродукта;

t — температура нефтепродукта, ˚ С;

Т_{ср. мол.}— средняя молекулярная температура кипения нефтепродукта, К.

Для расчетного определения теплоемкости нефтяных паров предложено также более простое уравнение:

(40)

Для упрощенных расчетов можно пользоваться номограммой (см. Приложение 15), которая основана на уравнениях (38) и (40).

Зная плотность жидкого нефтепродукта можно определить по этой номограмме теплоемкость паров и жидкости этого нефтепродукта при температурах от 0 до 500 ˚ С. Например, для нефтяной фракции плотностью d =0, 900 теплоемкость паров и жидкости при 300 ˚ С (на номограмме показано пунктирной линией) coответственно равна 0, 468 и 0, 552 кал/(г∙ град).

Теплоемкость некоторых газообразных и жидких углеводородов дана в Приложениях 16 — 19.

Теплоемкость смесей нефтепродуктов может быть выражена формулой:

(41)

где С_см, С₁, С₂, …, С_п – теплоемкость смеси и ее компонентов, ккал/(кг∙ град);

х₁, х₂, …, х_п – содержание компонентов, вес. доли.

Теплота испарения нефтепродуктов значительно меньше теплоты испарения воды, что имеет большое значение в технологии переработки нефти и газа. В среднем теплота испарения легких нефтепродуктов составляет 60 — 80 ккал/кг, тяжелых 40 — 50 ккал/кг, тогда как для воды она равна 539, 9 ккал/кг. Теплота испарения при повышенном давлении меньше, а в вакууме больше, чем при атмосферном давлении, а при критических температуре и давлении она равна нулю.

Теплоту испарения (конденсации) можно найти как разность энтальпии пара I и жидкости I при одинаковых температуре и давлении. Для определения теплоты испарения нефтепродуктов, широко пользуются следующей формулой:

(42)

где l — теплота испарения, ккал/кг;

К — коэффициент, равный для большинства углеводородов 20 — 22;

Т — абсолютная температура кипения, К

М — молекулярный вес.

В Приложениях 20 — 22 даны значения теплоты испарения для некоторых парафиновых, олефиновых и ароматических углеводородов. В Приложении 23 приведен график для определения теплоты испарения парафиновых углеводородов с числом углеродных атомов от 4 до 21.

Энтальпия жидких нефтепродуктов численно равна количеству тепла (в калориях или джоулях), необходимого для нагрева l кг продукта от 0˚ С до заданной температуры. Энтальпией паров при заданной температуре принято считать количество тепла, необходимого для нагрева вещества от 0˚ С до заданной температуры с учетом тепла испарения при той же температуре и перегрева паров. Энтальпия измеряется в ккал/кг или кДж/кг.

При расчетах тепловых параметров постоянно приходится пользоваться энтальпией водяного пара. В приложениях 24-27 даны таблицы и график, при помощи которых определяют энтальпию насыщенного и перегретого пара. Следует напомнить, что при данной температуре насыщенный водяной пар всегда имеет определенное давление. зная один из этих параметров (давление или температуру), можно по таблицам найти тепловые свойства воды и водяного пара, находящихся в равновесии, т.е. в состоянии насыщения. Перегретый водяной пар при одинаковом давлении с насыщенным имеет более высокую температуру. Для его характеристики необходимо знать оба параметра (давление и температуру).

Для определения энтальпии жидких нефтепродуктов пользуются следующей эмпирической формулой (в ккал/кг):

(43)

Обозначив

Получают формулу (43) в упрощенном виде:

(44)

В Приложениях 28 и 29 приведены значения и а в формуле (44) при различных температуре и плотности жидкого нефтепродукта.

Пример 1. Определить энтальпию нефтяной фракции плотностью d = 0, 915 при температуре 264˚ С.

Решение. В Приложении 28 находят величину при 260˚ С, она равна 132, 16; поправка k на один градус равна 0, 616. В результате

k = 132, 16 + 4∙ 0, 616 = 134, 624

В Приложении 29 находят значение а. Для d = 0, 91 величина а = 1, 046, а для d = 0, 915:

а = 1, 046 — 0, 0006∙ 5 = 1, 043

Подставляя в формулу (44) найденные значения k и а, находим, что энтальпия нефтяной фракции при заданных условиях равна:

Для определения энтальпии паров нефтепродуктов при атмосферном давлении пользуются формулой (в ккал/кг):

(45)

Аналогично обозначим:

Подставив эти обозначения в уравнение (45), получим его в упрощенном виде:

(46)

В Приложениях 30 и 31 приведены таблицы для определения энтальпии паров нефтепродуктов, пользование которыми объяснено на примере. Энтальпию некоторых индивидуальных углеводородов в жидком и парообразном состояниях можно найти в Приложениях 32 и 33.

Пример 2. Определить энтальпию паров нефтепродукта плотностью d = 0, 76 при атмосферном давлении и температуре 121˚ С.

Решение. В Приложении 30 находят величину k при 121˚ С. При 120˚ С k= 65, 30; при 121˚ С k = 65, 30 + 0, 143 = 65, 443.

В Приложении 31 находят значение b для заданной плотности, которое равно 3, 236. Подставляя найденные величины в формулу (46), получают:

Энтальпия нефтяных паров при повышенных давлениях уменьшается, так как уменьшается теплота испарения. Для определения этого показателя можно пользоваться формулой:

(47)

где — изменение энтальпии в зависимости от изменения давления, ккал/кг;

М — молекулярный вес;

Т — абсолютная температура, К;

Р_пр — приведенное давление;

Т_пр — приведенная температура.

На основе этого уравнения построены графики (рис. 10) для определения поправки, которую нужно вычесть из энтальпии паров при атмосферном давлении для получения соответствующего значения энтальпии паров при повышенном давлении.

Энтальпию индивидуальных углеводородов в зависимости от давления можно найти в Приложениях 32 — 38.

Пример 3. Определить энтальпию нефтепродукта молекулярного веса 100 при 330˚ С и 35 атм. Нефтепродукт имеет t_кр= 291 ˚ С, плотность d = 0, 760.

Решение. Определяют T_кр = 291 +273 = 564 К, затем приведенное значение температуры по формуле (24):

Критическое давление определяют по формуле (26):

Рис. 10. График зависимости энтальпии нефтяных паров от приведенных температуры и давления: а – в узком интервале Т_пр и Р_пр; б – в широком интервале Т_пр и Р _пр.

Затем определяют приведенное давление по формуле (21):

⇐ Предыдущая 9 10 11 12 131415 16 17 18 Следующая ⇒