CC BY
20Следует отметить, что значения констант равновесия, определенные по этим способам, значительно различаются как между собой (табл. 2), так и по экспериментальным данным. Это, в свою очередь, оказывает существенное влияние на точность расчетов парожидкостного равновесия. Согласно данным табл. 3, наибольшее расхождение получается по легким компонентам.
Таблица 3. Степень конденсации компонентов природного газа, определенная различными методами
(Р=0,5МПа, г= -300С)
Компоненты Метод
Пенг-Робинсон Редлих-Квонг Бенединкт-Вебб-Рубин Редлих-Квонг-Барсук
N2 2,60 2,00 3,50 2,50
C1 11,80 11,0 15,40 13,40
CO2 36,10 33,0 39,30 33,30
C2 62,20 59,50 65,30 63,50
H2S 68,40 66,60 74,30 70,0
Сз 90,10 89,40 90,80 90,0
н-С4 98,90 98,0 98,10 97,8
Данные, приведенные в табл. 3, получены для смеси следующего состава: N2-37; СН4-20,08, С02-
0.37. С2Н6-6,11; С3Н8-8,07; С4Н10- 8,32; C5H12-15,23; H2S -4,30 % (мол.); С6+ - остальное. Эффективность процессов разделения смесей зависит также от числа теоретических ступеней и флегмового числа. Путем повышения флегмового числа можно уменьшить необходимое число теоретических ступеней контакта. Однако это влечет за собой повышение затрат энергии как на испарение продукта, так и на охлаждение и конденсацию дистиллята. Поэтому на практике следует предпочтение отдавать не повышению числа тарелок в колонном оборудовании, а совершенствованию их конструкции.
Литература
1. Мурин В. И. и др. Технология переработки природного газа и конденсата. Справочник: В 2 ч. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - Ч. 1. C. 517.
2. Бекиров Т. М., Ланчаков Г. А. Технология обработки газа и конденсата. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. С. 596.
3. АйвазовБ. В. Физико-химические константы сероорганических соединений. М.: Химия, 1964. С. 136.
ДМЭ - экологически чистое дизельное топливо Рашидов А. В.1, Мирзаев С. С.2
'Рашидов Акбар Войитович / КакЫ&оу АкЬаг УоуШтоИ — магистрант; Мирзаев Санжар Саиджонович /М1пауеу Зап/аг 8а1фопоу1ек - старший преподаватель, кафедра технологии нефтехимической промышленности, факультет химической технологии, Бухарский инженерно-технологический институт, г. Бухара, Республика Узбекистан
Аннотация: в данной статье изучены физико-химические показатели дизельных фракций стабильного конденсата и сравнены с диметилэфиром.
Ключевые слова: вязкость, температуры помутнения и застывания, дистиллят, дизельное топливо, диметиловый эфир.
Основные физико-химические показатели дизельных фракций, выделенные из образца стабильного конденсата, получаемого в настоящее время на заводе и перспективного сырья, представлены, соответственно, в табл. 1.
Выбор оптимальных композиций дизельных фракций с целью возможного производства дизельного топлива осуществляли по следующему алгоритму. В составленных композициях определяли кинематическую вязкость при 20 °С. Затем у композиций, удовлетворяющих требованиям по показателю вязкости, определяли температуры помутнения и застывания. Композиции, прошедшие данные испытания, далее анализировали в полном объеме.
№ Фракция, °С Выход масс.,% Вязкость кинематическая, мм2/с Температура помутнения, °С Температура застывания, °С
20 °С 50 °С
1 130-300 22,9 1,70 1,11 -32 -35
2 130-310 23,9 1,78 1,17 -27 -31
3 130-320 24,7 1,91 1,20 -24 -28
4 140-300 20,6 1,88 1,20 -29,5 -33
5 150-290 17,4 1,95 1,24 -32 -36
6 150-300 18,5 2,11 1,29 -28 -31
7 150-310 19,5 2,19 1,36 -24 -28
Как видно из таблицы 1, дистиллят, выкипающий в пределах 150-300°С, по своим показателям полностью соответствует требованиям на зимнее дизельное топливо (ДЗ). Потенциальный выход дистиллята на стабильный конденсат составляет 15,44 %. масс. Дистиллят, выкипающий в пределах 130-300°С, по своим показателям соответствуют требованиям на топливо газоконденсатное широко фракционное зимнее (ГШЗ). Потенциальный выход дистиллята составляет 20,74 % масс.
Для увеличения объема производства зимнего дизельного топлива можно использовать введение в топливо депрессорных присадок. Добавка депрессорных присадок позволяет снизить предельную температуру фильтруемости на 10-15 °С и температуру застывания на 15-20°С [1].
Диметиловый эфир (ДМЭ) - формула СН3-0-СН3, при нормальных условиях является газом с запахом хлороформа. ДМЭ легко сжижается. В таблице 2. приведены физические свойства ДМЭ в сравнении с нефтяным дизельным топливом и пропаном. В настоящее время ДМЭ используется в качестве пропелента в аэрозольных баллонах и как хладоагент. Мировое производство ДМЭ не превышает 150 тыс. т/год. Перспективным направлением применения ДМЭ является использование в качестве экологически чистого дизельного топлива, альтернативного нефтяного. При сгорании ДМЭ в дизельном двигателе не образуется сажи, окислов серы и азота, что особенно важно для крупных городов и мегаполисов.
Стендовые испытания ДМЭ, проведенные за рубежом, показали, что ДМЭ характеризуется высоким цетановым числом (55+60 против 40+55 для нефтяного дизельного топлива). При этом значительных изменений в конструкции дизельного двигателя не требуется, необходима лишь модернизация системы подачи топлива и обеспечение герметичности топливного тракта. Затраты по модернизации дизельного двигателя на одном автомобиле не превышают 100 USD. Металлы, контактирующие с ДМЭ, не подвержены коррозии.
Таблица 2. Физические свойства ДМЭ и углеводородных топлив
Показатель ДМЭ Пропан Дизельное топливо
Химическая формула сносн С3Н8 -
Температура кипения, °С -25,1 -42,0 180*370
Плотность при 20 0С, г/сма 0,67 0,49 0,84
Давление насыщенных паров при 25 °С, МПа 0,61 0,93 -
Вязкость кинематическая при 20 °С, мм2/с 0,15 0.2 2,0*4,0
Температура воспламенения, °С 235 504 250
Предел взрываемости, % 3,4-17,0 2,1+9,4 0,6-6,5
Цетановое число 55*60 5 40+55
Низшая теплота сгорания, кДж/кг 28900 46500 42500
Теплота сгорания ДМЭ в 1,47 раза ниже, чем у нефтяного дизельного топлива. Таким образом, при прочих равных условиях удельный расход ДМЭ в 1,47 раза выше, чем у нефтяного дизельного топлива. Длительные испытания дизельного двигателя на ДМЭ, проведенные фирмой МКК (Япония), которые
включали длительный пробег автомобиля и его эксплуатацию, показывали, что к.п.д. двигателя на 15+17 % выше, чем при использовании дизельного топлива нефтяного происхождения [2].
Литературы
1. Магарил Е. Р. Экологические свойства моторных топлив. - Тюмень: ТюмГН-ТУ. 2000. С. 171.
2. Гуревич А. Я. Химия и технология продуктов нефтехимического и основного органического синтеза. М.: Химия, 1992. С. 272.
Изучение влияния давления углеводородных паров на температуры охлаждения керосинового дистиллята в опытном теплообменнике Ботиров С. Х.1, Мирзаев С. С.2
'Ботиров Санжар Хуршид угли / Botirov Sanjar Hurshid ugli - студент;
Мирзаев Санжар Саиджонович /Mirzayev Sanjar Saidjonovich - старший преподаватель, кафедра технологии нефтехимической промышленности, факультет химической технологии, Бухарский инженерно-технологический институт, г. Бухара, Республика Узбекистан
Аннотация: в данной статье изучено влияние давления углеводородных паров на температуры охлаждения керосинового дистиллята в опытном теплообменнике.
Ключевые слова: теплообменные аппараты, теплопроводность, конвекция, тепловые излучения, паропроизводительность.
Влияние технологических режимов (температуры, давления и расхода вторичных паров) на эффективность теплообмена при охлаждении нефти углеводородными парами изучено в опытном трубчатом аппарате. Опыты проводились при давлениях углеводородных паров в системе от 40 до 300 кПа.
Заданный расход нагреваемой нефти устанавливался по показаниям объемного счетчика, путём регулирования степени открытости задвижки в байпасной линии насоса. Необходимое рабочее давление углеводородных паров (паропроизводительность испарителя) устанавливали путём регулирования расхода газа при помощи крана 1 на линии [1].
Расход нагреваемой нефти в экспериментах поддерживали на уровне 6,67 л/мин, а её температура на входе в установку равнялась 20 оС. Процесс охлаждения сырья в установке осуществлен в противоточных направлениях движения потоков теплоносителей. При проведении экспериментов основное внимание было уделено к изучению распределения температуры материальных потоков по длине секций теплообменника.
На рис. 1 приведена кривая изменения температуры нефти по длине опытной установки при нагревании её парами углеводородного сырья (газового конденсата) при давлении Р = 300 кПа. Как видно из графика, по длине аппарата в кожухах четвертой (верхней) и третьей секциях теплообменника наблюдается интенсивное падение температуры конденсации углеводородных паров от 160 до 137 оС (кривая 1). Судя по графику, эти участки аппарата (¿=2^3^4 м) являются зоной активной конденсации. В остальных секциях установки происходят постепенное снижение температуры конденсации паров до 110 оС, что свойственно зоне охлаждения конденсата (¿=0^1^2 м). При этом, благодаря организации процесса в противоточных направлениях движения потоков теплоносителей, температура нефти по всей длине внутренней трубы аппарата плавно повышается от 103 до 119 оС (кривая 2) [2].
