Критическое состояние — состояние вещества, при котором исчезает различие между его жидкой и газообразной фазой.
(Критическое состояние характеризуется критическим давлением, критической температурой, критическим объемом и критической плотностью. Для каждого газа имеется предельная температура, выше которой он не может быть сжижен ни под каким давлением. Существование такой критической температуры было открыто Д. И. Менделеевым в I860 году).
Критическая температура Ткр — максимальная температура, при которой жидкая и паровая фазы могут сосуществовать в равновесии. Выше критической температуры паровая среда никаким повышением давления не может быть переведена в жидкую среду.
Критическое давление Ркр — давление, необходимое для сжижения газа при критической температуре. (При критическом давлении вещество еще может находиться в жидком состоянии при критической температуре, т.е. критическое давление это давление насыщенного пара при критической температуре).
Критический объем —объем паров при критических температуре и давлении. ( В критической точке исчезает граница между газообразным и жидким состоянием вещества).
Критическая плотность – плотность газа при критических температуре и давлении.
Краны, вентили, задвижки.
Задвижки, вентиля, клапан, кран – это запорная арматура, служащая для перекрытия трубопроводов.
Задвижка: арматура, у которой запирающий или регулирующий элемент перемещается перпендикулярно оси потока рабочей среды. Задвижки бывают с выдвижным шпинделем и с не выдвижным шпинделем, когда при открытии поднимается сам маховик. Бывают с параллельными или клиновыми плашками. Проходное сечение перекрывается в вертикальной плоскости. Запорная арматура при давлении до 16кгс/см 2 может изготовляться из чугуна, выше 16кгс/см 2 — из стали. Задвижкасостоит: из корпуса, крышки, выдвижного шпинделя, маховика, 2-х дисковых плашек, которые распираются (фиксируются) распорным клином. Плашки должны прилегать к сёдлам. Сальниковое уплотнение прижимается грундбуксой.
В трубопроводах малого диаметра применяют вентиля и краны.
клапан (вентиль):арматура, у которой запирающий или регулирующий элемент перемещается параллельно оси потока рабочей среды.У вентиля–запорное устройство насажено на шпиндель. Диаметр до 150мм. Давление до 160кгс/см 2 . Состоит из: корпус, крышки шпинделя с запорным органом (тарелка или игла), сальниковое уплотнение прижимаются крышкой.
Кран:арматура, у которой запирающий или регулирующий элемент, имеющий форму тела вращения или его части, поворачивается вокруг собственной оси, произвольно расположенной по отношению к направлению потока рабочей среды.
Кран –проходное сечение открывается или закрывается пробкой, применяются для диаметров до 50мм для давления до 40кГс/см 2 . Пробковые краны – пробоотборный, проход сечения перекрывает пробкой, которое находится на шпинделе с резьбой имеет корпус, крышка, сальник, маховик.
Поворотные краны – шаровые и газовые. В поворотном запирающем органе имеется отверстие сквозное. При открытом кране, через это отверстие проходит среда, что определяется по положению риски.
Блок схема ГПЗ.
Правила безопасного обслуживания запорной арматуры.
На маховике запорной арматуры должно быть указано направление его вращения при открывании или закрывании арматуры.
На маховике должна быть бирка с номером, соответствующим номеру по технологической схеме.
Ход шпинделя должен быть плавным, поэтому необходима своевременная его смазка.
Течи через сальниковые уплотнения не допускаются, поэтому необходимо своевременно подтягивать и менять сальниковые уплотнения.
Запорную арматуруиспользовать для перекрытия и открытия трубопроводов. Для регулирования параметров запорную арматуру использовать не допускается (только в крайних случаях, для предотвращения аварийных ситуаций). Открыватьзапорную арматуру необходимо полностью чуть не до упора, чтобы плашки не висели на потоке.
При закрытиизапорную арматуру не допускается перетягивать ее.
При открытии тугойзапорной арматуры не допускается пользоваться подручными средствами, необходимо использовать специальные ключи – усилители.
Запорная арматура должна быть полностью укомплектована крепежом, которые должны быть полностью затянуты.
Расчетное давление, условный проход, марка материала арматуры должны соответствовать проектным значениям.
Запорной арматуре должно проводиться своевременное техническое обслуживание и ремонт, согласно утвержденного графика ППР.
Дата добавления: 2018-06-01 ; просмотров: 506 ;
Источник
Критические параметры и приведенные константы
Критическая температура вещества — температура, выше которой вещество может находиться только в газообразном состоянии.
Критическое давление вещества — давление насыщенных паров вещества при критической температуре.
Критический объем — удельный объем, занимаемый веществом при критической температуре и критическом давлении.
Критические температура и давление индивидуальных углеводородов определяются экспериментально; они приведены также в справочниках.
Приближенно критические температуру и давление нефтяной фракции и газов можно определить по графикам (рис. 2-4) в зависимости от молекулярной массы, плотности и средней температуры кипения.
Критические параметры (Ткр, К и Ркр, Па) можно подсчитать по эмпирическим формулам
(29)
Для нафтеновых углеводородов К = 6,0; ароматических К = 6,5 — 7,0; парафиновых К = 5,0 — 5,3; нефтепродуктов прямой перегонки К = 6,3 — 6,4; крекинг-керосинов К = 6,8 — 7,0. Тср.мол — средне-молекулярная температура кипения (приближенно можно взять температуру 50%-ной точки разгонки); t 70и t 10– температуры 70 и 10% отгона по кривой разгонок, о С; — относительная плотность; М — молекулярная масса.
Критическую температуру нефтяной фракции (t кр, °C) можно определить по эмпирической формуле, зная среднюю температуру кипения этой фракции
где t ср — средняя температура кипения нефтяной фракции, °С.
Критическая температура и критическое давление нефтепродукта являются параметрами усредненными. Называют эти параметры также псевдокритическими температурой (Тп.кр.) и давлением (Рп.кр.).
Величины Тп.кр и Рп.кр находят по графику (рис.5) в зависимости от молекулярной массы фракции и характеристического фактора К [см.формулу (5)].
Приведенной температурой Тпрназывают отношение температуры вещества Т к его критической температуре Ткр
(30)
где Ткр — критическая температура, К.
Рис. 2. График для определения критической температуры газов.
Рис. 3. График для определения критического давления газов.
Приведенным давлением Рпр называют отношение давления вещества П к его критическому давлению Ркр:
(31)
где Ркр— критическое давление, Па.
Рис. 4. График для определения критической
температуры нефтяных фракций
Рис. 5. График для определения псевдокритических параметров нефтяных фракций с различным характеризующим фактором К.
Рис. 6. График для определения критических температур
и давлений нефтепродуктов разной плотности
Пример 14. Определить Рпр и Тпрдля углеводорода. t ср.мол = 200°С, = 0,850 при 210°С (483 К), давление 0,6 МПа.
Решение. По известным величинам средней температуры кипения и плотности находим (рис. 6) значения T кр и Ркр. Получим T кр = 673 К; Ркр= 2,7 МПа. Находим значение приведенных констант
Задача 21. Определить Рпр и Тпр для углеводорода, при t и Р, если известны tср.мол. и d15 15 .
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
tср.мол
100
200
300
400
100
200
300
400
100
200
0,65
0,75
0,8
0,9
0,7
0,8
0,85
1,0
0,75
0,85
t 0 С
200
220
230
240
250
260
270
280
290
300
Р МПа
0,4
0,5
0,7
0,8
0,9
1,0
1,1
1,2
1,3
1,4
Коэффициент сжимаемости
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. Так, необходимо вводить поправочный коэффициент в уравнения при расчете объема паров, константы фазового равновесия, теплоемкости. Этот коэффициент Z получил название коэффициента (фактора) сжимаемости. Коэффициент сжимаемости зависит от величин приведенных параметров
Коэффициент сжимаемости зависит от природы вещества, температуры, давления и может быть найден экспериментально или при помощи графиков (1-5). Зная приведенные значения давления (Рпр) и температуры (Тпр), можно найти Z по графику (рис. 7). Для идеальных газов Z = 1. При определении коэффициента сжимаемости для нефтяных фракций и газовых смесей в формулы (30) и (31) вместо критических параметров Ткр и Ркр следует подставлять значения псевдокритических параметров (Тп.кр и Рп. кр).
Псевдокритические параметры для смеси газообразных индивидуальных углеводородов, если неизвестен состав этой смеси, можно с достаточной для практических расчетов точностью определить по правилу аддитивности или по графику (рис. 8); на графике представлена зависимость этих параметров от относительной (по отношению к воздуху) плотности газовой смеси. В соответствии с правилом аддитивности можно использовать формулы
(33)
где yi — мольная доля компонентов смеси.
Рис. 7. График для определения коэффициента сжимаемости Z
углеводородных газов от ее относительной плотности
Фугитивность
Фугитивность — это давление реального газа, свойства которого выражены уравнением состояния идеального газа. Фугитивностью пользуются при расчетах равновесных паровой и жидкой фаз и числовых значений констант фазового равновесия.
Для равновесной системы, согласно законам Рауля и Дальтона,
(34)
где Р — давление насыщенных паров чистого компонента, Па; х’ — мольная концентрация компонента в жидкой фазе, %, мол; П — давление в системе, Па; у’ — мольная концентрация компонента в паровой фазе, %, мол; k — константа фазового равновесия (Приложения 10 и 11).
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 заменяют соответственно фугитивностью жидкости и паров . Уравнение (34) приобретает вид
а константа фазового равновесия равна
(35)
Фугитивность характеризует степень отклонения свойств реального газа от идеального в случае изотермического процесса. При низких давлениях и высоких температурах реальный газ приближается к состоянию идеального газа, а величина f — к величине Р. Фугитивность имеет ту же размерность, что и давление. Отношение фугитивности к давлению называется коэффициентом активности
(36)
Для идеального газа .
Установлено, что коэффициент активности является функцией приведенных температуры и давления. Поэтому значение фугитивности можно определить, пользуясь графиком (рис. 9). По приведенной температуре Тпр и приведенному давлению Рпр находят коэффициент активности. Затем, подставляя в уравнение (36) 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 компонента в жидкой фазе находят по формуле
(37)
где — фугитивность жидкости при давлении в системе П и давлении насыщенных паров Р соответственно, Па; V ж — мольный объем компонента, л/моль, м 3 /кмоль; П — давление в системе, Па; Р — давление насыщенных паров чистого компонента, Па; R — универсальная газовая постоянная, КДж/(кмоль×К); Т — температура системы, К.
Пример 15. Определить фугитивность паров узкой бензиновой фракции (М = 100), находящейся при 400°С и 4,55 МПа. Критические параметры фракции tкр = 321°С и Ркр = 3,72 МПа.
Решение. Находим значения приведенных температуры и давления
На рис. 9 по вычисленным Тпр и Рпр находим, что коэффициент активности . Полученные данные подставляем в уравнение (34). Фугитивность паров узкой бензиновой фракции при 400°С и 4,55 МПа равна
Пример 16. Рассчитать константу фазового равновесия k для н-гексана при 180°С и 784 кПа. Критические параметры t кр = 234,7°С, Ркр = 2932 кПа. Давление насыщенных паров Р = 1252кПа.
Решение. Приведенные температура и давление равны
На рис. 9 для T пр= 0,89 и Рпр= 0,27 находим коэффициент активности ; фугитивность паров н-гексана
Рис. 9. График для определения коэффициента активности g
при известных приведенных температуре и давлении
= 0,86 × 784 = 674 кПа
Определяем фугитивность жидкого н-гексана при 180 o C, давлении собственных насыщенных паров Р = 1252 кПа. Приведенное давление равно
Для значения Tпр= 0,89 и Рпр= 0,43 по графику (рис. 9) находим коэффициент активности . Фугитивность жидкого н-гексана, находящегося при температуре t и под давлением собственных насыщенных паров Р, равна фугитивности его же паров при тех же условиях, т. е.:
Константа фазового равновесия равна
Задача 2 2. Определить фугитивность паров узкой бензиновой фракции (М = 1000, находящейся при t и Р. Критические параметры фракции tкр и Ркр
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
t 0 С
450
460
470
480
490
500
510
520
530
540
Р МПа
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
7,5
8
8,5
tкр 0 С
300
310
320
330
340
350
360
370
380
390
Ркр МПа
3
3,2
3,4
3,6
3,8
4
4,2
4,4
4,6
4,8
Задача 23. Рассчитать константу фазового равновесия k для углеводорода при t и Р. Критические параметры tкр и Ркр. Давление насыщенных паров р.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
t 0 С
150
160
170
190
200
210
220
230
240
250
Р кПа
600
650
700
725
750
775
800
825
850
875
tкр 0 С
200
210
220
230
240
250
260
270
280
290
Ркр кПа
2500
2550
2600
2650
2700
2750
2800
2850
2900
2950
р кПа
1000
1050
1100
1150
1200
1250
1300
1350
1400
1450
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, фильтрации, перемешивании. Вязкость определяет способность жидкости и газа сопротивляться взаимному перемещению их частиц. Вязкость характеризуется коэффициентом внутреннего трения ( ), или коэффициентом динамической вязкости, называемым также динамической вязкостью. Коэффициент динамической вязкости зависит от природы жидкости (газа) и температуры. Единица динамической вязкости в системе СИ — паскаль×секунда (Па×с). Для выражения динамической вязкости целесообразно применять дольную единицу — миллипаскаль-секунда (мПа×с).
В нефтепереработке наиболее широко пользуются понятием кинематической вязкости. Кинематической вязкостью ( ) называется отношение динамической вязкости к плотности данной жидкости или газа при той же температуре
(38)
Следовательно, в СИ единицей измерения кинематической вязкости является v = 1м 2 /с.
Для практической характеристики нефтепродуктов пользуются условной вязкостью (измеряемой в градусах ВУ — °ВУ), под которой понимают отношение длительности истечения 200мл испытуемого нефтепродукта из стандартного вискозиметра при температуре испытания к длительности истечения того же количества дистиллированной воды при 20°С. Условную вязкость пересчитывают в кинематическую по таблице (Приложение 17). Для перевода больших значений вязкости (выше 16°ВУ) рекомендуется пользоваться формулой
(39)
где — кинематическая вязкость при температуре t, мм 2 /с; ВУt — условная вязкость при той же температуре, °ВУ.
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 13. Пользование номограммой объяснено в Примере 20.
Пример 17 . Условная вязкость масляной фракции при 50 и 100°С соответственно 20,1 и 2,26°ВУ. Какова кинематическая вязкость масляной фракции при тех же температурах.
Решение. По таблице (Приложение 17), находим, что вязкости 2,26°ВУ соответствует =14 мм 2 /с. Условную вязкость при 50°С переведем в кинематическую, используя формулу (39)
= 7,4l × 20,l = 149 мм 2 /с
Пример 18. Условная вязкость масляной фракции при 100 и 50°С соответственно 2,6 и 20°ВУ. Определить по графику (Приложение 13) условную вязкость при 70°С.
Решение. На графике определяем положение точек, соответствующих данным значениям условной вязкости. Для этого из точек, соответствующих 100 и 50°С и расположенных на оси абсцисс, проводим две вертикальные прямые до пересечения каждой с горизонтальной прямой, проведенной из точки, 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 абсцисс находим точку, соответствующую 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 ВУ = 7,1.
Многим смазочным маслам приходится работать в широком диапазоне температур. Чем меньше меняется вязкость масла с изменением температуры, тем более качественным оно считается. Зависимость вязкости масел от температуры принято характеризовать различными вязкостно-температурными константами: отношением вязкости при двух температурах, индексом вязкости, вязкостно-массовой 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, показывающих зависимость вязкости масел от температуры, является условная константа — индекс вязкости (ИВ). Индекс вязкости находят по графикам, один из которых приведен в Приложении 14. Методика пользования графиком пояснена схемой в правом углу чертежа. Из этой схемы видно, что определение ИВ сводится к соединению прямыми известных величин кинематической вязкости , при двух температурах t 1 , t 2 и продолжению этих прямых до взаимного пересечения. Точка пересечения и определяет искомый ИВ.
В литературе описывается ряд формул, в основном эмпирических, характеризующих изменение вязкости жидкостей в зависимости от температуры. Приведем некоторые из них.
Формула Дина и Лана, которую представим в следующем виде:
(40)
Формула В. Гершеля:
(41)
Широко распространенная для нефтепродуктов эмпирическая формула Вальтера:
lglg (v + c) = a + blgT (42)
В этих уравнениях t и Т — температура соответственно в °С и °К;
ν и μ — кинематическая и динамическая вязкости при данной температуре;
а, b и с — постоянные, зависящие от природы исследуемой жидкости.
Постоянные a, b и с могут быть подсчитаны, если для данного продукта известны три экспериментальные точки, т. е. значения вязкостей для каких-либо трех температур. Подставив эти значения в любую из указанных выше формул, получим для каждой формулы три уравнения с тремя неизвестными, решив которые и определяют постоянные a, b и с.
Более удобны для практического использования, но менее точны формулы, в которые входят только две постоянные; этими формулами можно пользоваться при наличии только двух экспериментальных точек.
К таким формулам относятся:
1) формула С. А. Гросса, применяемая для нефтепродуктов при повышенных температурах или малых вязкостях
(43)
при температурах °С формула Гросса теряет смысл, так как уже при t = 0°C lg 0 = -∞;
2) формула Филонова для нефтепродуктов при низких температурах (или высоких вязкостях):
(45)
Здесь постоянные для данного нефтепродукта коэффициенты k в формулах (43) или (44) или а и b в формулах (44) или (46) могут быть найдены по двум экспериментальным точкам.
Формулу Вальтера (42) обычно также упрощают для возможности ее применения на основе двух экспериментальных точек. При этом учитывают, что коэффициент с в уравнении (42), если выражать вязкость в сантистоксах, имеет максимальное значение около 1,3 (для бензинов) и минимальное — порядка 0,5 (для некоторых высоковязких нефтепродуктов). Исходя из изложенного, для всех нефтепродуктов (нефтей, смазочных масел) при вязкостях более 2-5 ccт в формуле (42) обычно применяют усредненное значение с = 0,8:
lglg (ν + 0,8) = a + blgT (47)
При малых вязкостях последняя формула неприменима, так как при ν 0,2 cст уравнение вообще теряет смысл.
Г. Конгейм и др. предлагают для нефтепродуктов в области малых вязкостей (примерно ниже 10 cст) принимать с = 1,22.
Для облегчения расчетов по формуле (42) с тем или иным значением коэффициента с строят специальные номографические сетки (приложение 12), в которых ось абсцисс разделена пропорционально lgT, а ось ординат — пропорционально lglg(ν + c), где Т в К, a ν в cст. Предполагается, что в построенной таким путем сетке линии температурной зависимости вязкости нефтепродуктов являются прямыми. Эти прямые для каждого продукта наносят по двум или нескольким известным экспериментальным точкам.
Формулу (42) и построенные на ее основе номограммы для нефтепродуктов используют в широких пределах температур (примерно от -50 до +250°С) и вязкостей (от нескольких десятых долей до нескольких миллионов сантистокс). Температурные условия должны быть ограничены, с одной стороны, тем, чтобы продукт не был близок к застыванию (оставался жидким), а с другой, — чтобы он не был близок к состоянию кипения.
Формула Вальтера и соответствующая ей сетка могут быть использованы и для некоторых других веществ — глицерина, продуктов разгонки каменноугольной смолы, животных и растительных жиров, в том числе касторового масла. Номограммы, построенные на базе формулы Вальтера в достаточно крупном масштабе, позволяют применять их для практических расчетов.
Пример 19. Нефтяная фракция, выкипающая в пределах 225 — 250°С, имеет при температуре t1 = 10°С кинематическую вязкость ν1 = 3,96×10 -6 м 2 /сек = 3,96сст, а при t2 = 80°С соответственно ν2 = 1,21×10 -6 м 2 /сек = 1,21cст.
а) на базе формулы Вальтера (47) установить для указанной выше фракции уравнение зависимости вязкости от температуры;
б) подсчитать вязкость фракции при температурах 0, 50 и 100 С.
Решение: а) Напишем формулу (47) для двух температур Т1 и Т2:
Решая эти уравнения совместно, находим:
(48)
(49)
Для t1 = 10°С и ν1 = 3,96сст имеем:
T1283,1К; lg T1 = 2,4520;
lg lg (ν1 + 0,8) = lg lg 4,76 = lg 0,6776 =1,8310 = — 0,1690.
Для t2 = 80°C и ν2 = l,21 cст имеем:
T2353,1К; lg T2 = 2,5479;
lg lg (ν2 + 0,8) = lg lg 2,01 = lg 0,3032 = 1,4817 = — 0,5183.
Следовательно, из выражения (48) находим:
При помощи уравнения (49) получаем:
а = — 0,1690 — (-3,642) 2,4520 = 8,763.
Подставив значения а и b в формулу (47), находим искомое уравнение температурной зависимости вязкости для данной фракции:
lg lg (ν + 0,8) = 8,763 — 3,642 lg T. (50)
б) подставив в полученную формулу (50) значение температуры t = 0°С 273,1К, получим:
lg lg (ν + 0,8) = 8,763 — 3,642 lg 273,1 = — 0,112 =1,888,
Следовательно, νo5,13 сст = 5,13×10 -6 м 2 /сек.
Аналогично находим для температур t = 50°С и t = 100°С значения
ν50 = 1,83 · 10 -6 м 2 /сек и ν100 = 0,974 · 10 -6 м 2 /сек.
Как видим, для рассматриваемой фракции и при интерполяции (ν50), и при экстраполяции (ν и ν100) ошибки не превышают 2%, что для технологических расчетов вполне приемлемо.
Пример 20. Используя исходные данные, приведенные в примере 19. подсчитать вязкость фракции при t = 50°С с помощью формулы (43) Гросса.
Решение. Из формулы (43):
Принимая в формуле (43) в качестве постоянной, например, вторую точку (t2 = 80°С и ν2 = 1,21 · 10 -6 м 2 /сек), получим уравнение температурной зависимости для данной фракции:
(51)
которое при желании можно привести и к виду (44).
Подставив заданную температуру t = 50°С, находим;
м 2 /сек
В данном случае ошибка по сравнению с экспериментально найденным значением ν50 = 1,79 · 10 -6 м 2 /сек составляет довольно значительную величину — минус 11,7%.
С повышением давления вязкость жидкости возрастает: до 250 атмосфер почти прямо пропорционально давлению, а затем более быстро.
При небольших давлениях вязкость жидких продуктов можно вычислить по формуле
(52)
где μ — динамическая вязкость при 760 мм рт. ст. (1,01325бар);
р — избыточное давление в ат;
α 0,001 — постоянная.
Температурную зависимость вязкости, как и некоторых других свойств жидкости, можно установить путем сравнения данной жидкости с какой-либо другой, по возможности родственной по своей природе жидкостью, называемой эталонной или стандартной. Для этого можно использовать закон линейности химико-технических функций К. Ф. Павлова, который в общем виде выражается формулой
(53)
где Т1 и Т2 — две температуры, для которых значения μ1 и μ2 какого-либо свойства, например вязкости, исследуемой жидкости известны;
Тэ1 и Тэ2 — температуры эталонного вещества, отвечающие тем же значениям μ1 и μ2 рассматриваемого свойства;
k — постоянная для данной пары жидкостей.
Вязкость не является аддитивным свойством. Текучесть, т. е. величину, обратную вязкости, с некоторым приближением можно считать свойством аддитивным. Однако наиболее надежным путем для установления вязкости смеси является экспериментальное определение. Если опытным путем найдена вязкость смеси при двух-трех температурах, можно подсчитать вязкость смеси при других температурах, используя приведенные выше формулы температурной зависимости вязкости.
Предложен ряд формул, графиков и таблиц для подсчета вязкости смесей. Надо иметь в виду, что все они дают более или менее удовлетворительные результаты только для случаев, когда смесь составлена из компонентов, близких по свойствам, или взятых примерно в одинаковых количествах; в противном случае точность снижается.
Рис. 10. Построение на номографической сетке Вальтера линии А + В
зависимости кинематической вязкости смеси от температуры при а = const.
а — массовая доля компонента А в смеси.
Предположим, что из двух нефтепродуктов А и В приготовлена их смесь А + В, в которой массовую долю компонента А обозначим через а. Пусть далее на номограмме-сетке, построенной на базе формулы (42), нанесены прямые температурной зависимости вязкости для обоих смешиваемых компонентов (рис. 10, прямые А и В). Можно сделать допущение, что прямая А + В вязкости смеси будет расположена между прямыми А и В на расстояниях, обратно пропорциональных содержанию этих компонентов в смеси. Для ординаты, отвечающей любой температуре t, отрезок ab, заключенный между линиями А и В, будет делиться на две части:
и
Номограмму-сетку, построенную на базе формулы (42), можно использовать также для построения линии вязкости νAB смеси компонентов А и В при заданной температуре t в зависимости от α — процентного содержания в смеси компонента А, т. е. линии νAB = f(a), при t = const.
Так как шкала температур, на участке от 0 до 100°С близка к равномерной, то этот участок принимают за шкалу a изменения от 0 до 100% содержания компонента А в смеси (рис. 11). Тогда, отложив на ординате, отвечающей α = 0%, точку В (вязкость νВ) для одного компонента, а на ординате α = 100% точку А (вязкость νА) для другого компонента и соединив эти точки прямой, получают искомую линию АВ, отвечающую уравнению νAB = f(α). Здесь νA, νB и νAB — кинематические вязкости компонентов и их смеси, взятые при одинаковой заданной температуре.
Рис. 11. К использованию номографической сетки Вальтера
для установления зависимости вязкости смеси (νAB)
от массовой доли а компонента
А в смеси при t = const
Изложенный выше графический метод определения вязкости смеси жидких нефтепродуктов может быть заменен аналитическим. При этом используют выражение:
(54)
где νA, νB и νAB -вязкости при одинаковой температуре в сст;
α — массовая доля компонента А в смеси А + В;
с — коэффициент к формулам (42) и (47).
Пример 21 . Нефтепродукт А вязкостью νA = 20сст смешивается с продуктом В, вязкость которого νВ = 40сст. Найти вязкость их смеси, в которой содержание компонента А составляет α = 65% масс.
Решение. Используем формулу (54) с коэффициентом c = 0,8;
откуда
ccт.
Вязкость суспензий с концентрацией твердой фазы менее 10% объемн. можно рассчитать по формуле Бачинского:
где mс и mж – динамическая вязкость суспензии и чистой жидкости;
j — объемная концентрация (в долях) твердой фазы в суспензии.
Вязкость эмульсий можно подсчитать по формуле:
(56)
где mэ и mо – динамическая вязкость эмульсии и чистой сплошной фазы;
j — объемная доля взвешенной фазы.
Для газов и паров приведем следующие наиболее распространенные формулы, устанавливающие зависимость вязкости от температуры:
Сатерлэнда (57)
Фроста (58)
Здесь m и m – динамическая вязкость газа при температурах Т и Т (К) и заданном давлении. Обычно принимают Т = 273,15К;
c и m – параметры, которые могут быть подсчитаны по опытным данным, если кроме mо известна еще одна точка (т.е. m при любом значении Т).
Параметры с и m принято считать за постоянные, причем Фрост считает возможным для большинства случаев принимать m » 1. Однако m и особенно с зависят от выбора экспериментальной точки для их определения.
Значения c и m можно найти в справочной литературе.
Можно рекомендовать также следующие две формулы Фроста:
а) вязкость паров алканов, алкенов и цикланов, а также их смесей:
m = Т (6,5 – 2,25 × lgМ) × 10 -8 (59)
б) то же для смесей паров ароматических углеводородов и цикланов с парами алканов, алкенов и алкинов (т.е. практически для смесей всех видов углеводородов):
m = Т (6,6 – 2,25 × lgМ) × 10 -8 (60)
В последних двух формулах:
Т – температура в К;
М – молекулярный вес углеводородов или их смесей;
m — динамическая вязкость в н × сек/м 2 .
С повышением давления динамическая вязкость газов и паров возрастает. Н.Б. Варгафтик предложил для широкого интервала давлений следующее эмпирическое уравнение:
где mр и mо – динамическая вязкость газа соответственно при давлениях р и ро = 760 мм рт. ст.;
r — плотность газа при давлении р;
А и n – постоянные, определяемые опытным путем (по двум известным точкам).
При небольших давлениях (порядка 5-10 бар) влиянием давления на вязкость газов и паров можно пренебречь.
Для подсчета кинематической вязкости смеси газов часто используется приближенная формула Манна:
(62)
где vi – кинематическая вязкость отдельных компонентов газовой смеси;
— мольные (или объемные) доли компонентов.
Пример 22.Определить кинематическую вязкость паров н-пентана при атмосферном давлении и температуре t = 100 0 С.
Решение. Для паров нормального пентана при 760 мм рт. ст. (1,01325 бар) и 0 0 С имеем: m = 6,355 н × сек/м 2 = 6,355 кг/м × сек; m = 0,99 и r = 3,457 кг/м 3 . Необходимо иметь в виду, что при 0 0 С и атмосферном давлении н-пентан фактически находится в жидком состоянии, поэтому приведенные выше значения m и r являются лишь условными расчетными параметрами. Однако значение m действительно для паров н-пентана при 0 0 С и давлении, меньшем чем атмосферное, так как давление мало влияет на величину динамической вязкости паров.
Применяя формулу (58), находим для t = 100 0 С:
Плотность паров н-пентана при 100 0 С подсчитаем имея в виду, что р = р » 1,013 бар:
Найдем искомое значение кинематической вязкости:
В практике широко пользуются также номограммой, приведенной в Приложении 15. Используя эту номограмму, можно определить вязкость смеси двух нефтепродуктов различной вязкости при данной температуре и смешанных между собой в определенном отношении, а также определить соотношение компонентов в смеси для получения продукта определенной вязкости при данной температуре.
Пример 23. Смесь составлена из компонентов А и В. Для компонента А ВУ50 = 2,2. Для компонента В ВУ50 = 9. Определить:
1) вязкость при 50 °С смеси, состоящей из 40% объемн. компонента A и 60% объемн. компонента В; 2) соотношение в смеси компонентов А и В, при котором вязкость условная смеси ВУ50 = 5,9.
Решение. Для определения вязкости смеси построим линию зависимости вязкости смеси от соотношения компонентов. Для этого отложим на ординате, отвечающей 100% компонента А (Приложение 15), точку т, соответствующую вязкости ВУ50= 2,2, а на ординате, отвечающей 100% компонента В, точку п, соответствующую вязкости ВУ50 = 9. Соединив эти точки, получим прямую тп, характеризующую зависимость вязкости смеси от концентрации компонентов. Теперь можно ответить на оба вопроса: 1) отложим на абсциссе точку, соответствующую 40% компонента А (и 60% компонента В), и восстановим перпендикуляр до пересечения с прямой тп, получив на ординате точку, которая показывает, что вязкость данной смеси ВУ = 4,3 (на графике — сплошная линия); 2) смесь с ВУ=5,9 состоит из 25% компонента А и 75% компонента В (на графике -пунктирная линия).
Вязкостно-массовая константа (ВМК) устанавливает связь между вязкостью и плотностью, но так как по плотности можно в некоторой степени судить о химическом составе нефтепродукта, то ВМК дает косвенную зависимость между вязкостными и химическими свойствами минеральных смазочных масел. Для определения ВМК предложен ряд формул, но наиболее широко используют зависимость, предложенную Ю. А. Пинкевичем
(63)
где ВМК — вязкостно-массовая константа; -относительная плотность нефтепродукта; — кинематическая вязкость нефтепродукта при 100°С, мм 2 /с:
Для высококипящих фракций нефти ВМК изменяется в пределах 0,75-0,90. Чем больше значение ВМК, тем ниже вязкостно-температурные качества масел.
Задача 24. Условная вязкость масляной фракции при 50 и 100 0 С соответственно 0 В У50 и 0 В У100. Какова кинематическая вязкость масляной фракции при тех же температурах?
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0 В У50
30
28
26
24
22
20
18
16
14
12
0 В У100
4
3,81
3,63
3,46
3,22
3,02
2,81
2,6
2,42
2,2
Задача 25. Условная вязкость масляной фракции при 100 и 50 0 С соответственно 0 В У50 и 0 В У100. Определить по графику (Приложение 13.) условную вязкость при t 0 С.
Задача 26. Нефтяная фракция, выкипающая в пределах tH-tK 0 C имеет при t1 кинематическую вязкость ν1 (м 2 /сек), а при t2 0 С соответственно ν2 (м 2 /сек).
Установить на базе формулы Вальтера для указанной фракции уравнение зависимости вязкости от температуры.
Подсчитать вязкость фракции при температурах t3, t4, t5 по полученному уравнению.
объемный состав газа w% объем
tН 0 С
100
125
150
175
200
225
250
275
300
325
tК 0 С
250
275
300
325
350
375
400
425
450
475
t1 0 С
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
t2 0 С
70
80
100
110
120
130
140
150
160
170
ν1 ×10 -6 м 2 /сек
3,96
3,99
4,31
4,5
4,72
4,76
5,01
5,13
5,21
5,4
ν2×10 -6 м 2 /сек
1,03
1,12
1,25
1,37
1,96
2,21
2,34
2,43
2,68
2,87
t3 0 С
5
10
15
20
25
30
35
40
45
t4 0 С
50
55
60
65
70
75
80
85
90
95
t5 0 С
100
105
110
115
120
125
130
135
140
145
Задача 27.Нефтепродукт А вязкостью νА смешивается с продуктом В, вязкость которого νВ. Найти вязкость их смеси, в которой содержание компонента А составляет d. Принять с = 0,8.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
νА (сст)
10
12
14
16
18
22
24
26
28
30
νВ (сст)
32
34
36
38
42
44
46
48
50
52
α
20
25
30
35
40
45
50
56
60
70
Задача 28. Определить кинематическую вязкость паров углеводорода при давлении Р и температуре t. Принять m = 0,99.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
р мм рт.ст.
700
710
720
730
740
750
770
780
790
800
t 0 С
100
110
120
130
140
150
160
170
180
190
μ×10 7 н×сек/м 2
109
92
79
62
101
102
74
109
92
79
ρ кг/(м 3 ) (0 0 С)
0,717
1,357
2,019
3,457
1,173
1,260
3,480
0,717
1,357
2,019
Задача 29. Смесь составлена из компонентов в А и В. Известны для компонентов А 0 ВУ50 и В 0 ВУ50. Определить: 1) вязкость при t 0 С смеси состоящей из w% компонентов А и В; 2) соотношение в смеси компонентов А и В при котором вязкость условная смеси 0 ВУ50.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
А ВУ50
2
2,1
2,2
2,3
2,4
2,5
2,6
2,7
2,8
2,9
В ВУ100
8
8,5
9
9,5
10
10,5
11
11,5
12,
12,5
А w%
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
В w%
90
85
80
75
70
65
60
55
50
45
ВУ50
3,5
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
7,5
8
Тепловые свойства
При технологических расчетах аппаратов нефтеперерабатывающих заводов приходится учитывать такие тепловые свойства нефти и нефтепродуктов, как теплоемкость, теплота испарения и конденсации, энтальпия (теплосодержание), теплота сгорания и др.
Удельная теплоемкость вещества — количество тепла, которое требуется для нагрева 1кг данного вещества на 1°С. Удельная теплоемкость зависит от температуры, при которой она определяется. В приближенных расчетах иногда удельная теплоемкость вещества принимается постоянной. В таких случаях надо брать среднее значение удельной теплоемкости вещества в рассматриваемом пределе температур.
Единица измерения удельной теплоемкости в СИ — Дж/(кг×К), кратные единицы — кДж/(кг×К), МДж/(кг×К).
Средняя теплоемкостьжидких нефтепродуктов до температуры 200 о С может быть определена по формуле
(64)
где — относительная плотность нефтепродукта; Т — температура нефтепродукта.
Истинная теплоемкость нефтепродукта в паровой фазе при малом постоянном давлении можно подсчитать по формуле
(65)
С учетом характеризующего фактора уравнение будет иметь вид
(66)
Для упрощенных расчетов можно пользоваться номограммой (Приложение 16).
Зная плотность жидкого нефтепродукта, можно определить по этой номограмме теплоемкость паров и жидкости нефтепродукта при температурах от 0 до 500°С. Например, для нефтяной фракции плотностью = 0,900 теплоемкость паров и жидкости при 300°С (на номограмме показано пунктирной линией) соответственно равна 1,96 и 2,31 кДж/(кг×К).
Рис. 12. График для определения изменения теплоемкости
нефтяных паров с повышением давления
По графику (рис. 12) можно определить теплоемкость паров при повышенном давлении в зависимости от T пр и Рпр.
Пример 24. Определить теплоемкость паров нефтепродукта при 400°С и 1,5 МПа, имеющего = 0,750, Ркр = 3,0 МПа и среднюю температуру кипения 110°С.
Решение. Определяем приведенные параметры T пр и Рпр.
Определяем теплоемкость паров при атмосферном давлении
Теплоемкость смесей нефтепродуктов может быть выражена формулой
(67)
где — теплоемкость смеси и ее компонентов, кДж/(кг×К); x 1 , x 2 ,…, xn— содержание компонентов, масс. доли.
Теплотой парообразования называется количество тепла, которое нужно сообщить единице массы жидкости, находящейся при температуре кипения, для того, чтобы перевести ее в газообразное состояние (при постоянном давлении). При конденсации пара (газа) происходит выделение теплоты.
Теплота испарения численно равна теплоте конденсации. Единица измерения теплоты испарения в СИ — Дж/кг; наиболее часто применяемые кратные единицы — кДж/кг, МДж/кг. Для химически чистых индивидуальных углеводородов теплота испарения известна и приводится в литературе. Поскольку нефтяная фракция представляет собой смесь углеводородов и поэтому выкипает не при строго определенной температуре, а в некотором интервале температур, тепло затрачивается не только на испарение, но и на повышение температуры смеси.
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 250-340 кДж/кг, тяжелых 160- 220 кДж/кг. Значение теплоты испарения L для некоторых нефтепродуктов:
L, кДж/кг
Бензин
293 — 314
Керосин
230 — 251
Масла
167 — 219
Теплота испарения при повышенном давлении меньше, а в вакууме больше, чем при атмосферном давлении, а при критических температуре и давлении она равна нулю. Для определения теплоты испарения парафинистых низкокипящих нефтепродуктов можно использовать уравнение Крега
(68)
На рис 13. дан график, по которому можно определить теплоту испарения в зависимости от t ср.мол.и молекулярной массы или характеристического фактора К.
Теплота испарения (конденсации) может быть найдена по известной энтальпии нефтепродукта в паровой и жидкой фазе, при одинаковых температуре и давлении:
(69)
где — энтальпии нефтепродукта в паровой и жидкой фазе, кДж/кг.
Энтальпияжидких нефтепродуктов численно равна количеству тепла (в калориях или джоулях), необходимого для нагрева 1 кг продукта от 0°С (273 К) до заданной температуры. Энтальпией паров при заданной температуре принято считать количество тепла, необходимого для нагрева вещества от 0°С до заданной температуры с учетом испарения при той же температуре и перегрева паров. Энтальпия измеряется в кДж/кг.
Рис.13. График для определения теплоты испарения нефтяных фракций в зависимости от средней молекулярной температуры кипения, молекулярной массы, характеризующего фактора
Для определения энтальпии жидких нефтепродуктов пользуются уравнением (в кДж/кг)
(70)
Обозначив , получим упрощенный вид уравнения
(71)
Для определения энтальпии, паров нефтепродуктов при атмосферном давлении пользуются уравнением (в кДж/кг)
Обозначая , получим упрощенный вид уравнения
(72)
Энтальпия нефтяных паров при повышенных давлениях уменьшается, так как уменьшается теплота испарения. Для определения этого показателя можно пользоваться графиком, изображенным на рис. 14.
Разность энтальпий паров нефтяных фракций при повышенном и атмосферном давлении зависит от приведенных давления Рпр и температуры Тпр:
(73)
На графике (рис. 14) в зависимости от Тпр и Рпр находят поправку, которую нужно вычесть из энтальпии паров при атмосферном давлении для получения соответствующего значения энтальпии паров при повышенном давлении.
Пример 25. Определить энтальпию нефтепродукта молекулярной массы 100 при 330 °С и 3432 кПа. Нефтепродукт имеет Ткр = 291°С, плотность =0,760.
Решение. Приведенное значение температуры определяют по формуле
Критическое давление определяют по формуле (29)
Затем определяют приведенное давление по формуле (31)
На рис. 21. находят в зависимости от Тпр и Рпр значение
Отсюда
При атмосферном давлении энтальпия паров данной фракции равна (см. Приложение 18) =1050,6 кДж/кг. Таким образом, искомое значение энтальпии при t = 330°С и П = 3432 кПа
Энтальпию смеси можно считать аддитивным свойством, если пренебречь теплотой растворения компонентов смеси друг в друге
(74)
где Ii, xi — энтальпия и доля компонента в смеси.
В нефтепереработке широко используют водяной пар. Обычно пар применяют при самых разнообразных давлениях. Пары жидкости, в том числе и воды, могут быть в состоянии насыщения, либо в различной степени ненасыщенности.
Насыщенным паром какого-либо вещества можно назвать такой пар, который при данной температуре имеет максимальное давление и плотность. Любой пар, полученный до момента насыщения, можно назвать ненасыщенным. Перегретым называется такой пар, который имеет температуру более высокую, чем температура насыщенного пара данного давления. При изменении давления свойства водяного пара и воды резко меняются.
Значения теплоемкости воды, перегретого водяного пара, теплоты испарения, энтальпии перегретого и насыщенного пара даны в справочных таблицах. При пользовании таблицами для насыщенного водяного пара достаточно знать температуру или давление, чтобы найти все его тепловые свойства, так как для насыщенного пара определенному давлению соответствует определенная температура. Для перегретого пара, температура которого выше температуры насыщения, требуется знать температуру перегрева и давление.
Рис. 14. График зависимости энтальпий нефтяных паров от приведенных температуры и давления: а — узком интервале Тпр и Рпр; б — в широком интервале Тпри Рпр
Задача 30. Определить теплоемкость паров нефтепродукта при t и Р, имеющего и Ркр и среднюю температуру кипения tср.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
t 0 С
300
320
340
360
380
420
440
460
480
500
Р МПа
1,1
1,2
1,3
1,4
1,6
1,7
1,8
1,9
2,0
2,1
0,700
0,72
0,74
0,76
0,78
0,8
0,82
0,84
0,86
0,88
Ркр МПа
2,7
2,8
2,9
3,1
3,2
3,3
3,4
3,5
3,6
3,7
tср 0 С
100
120
140
160
180
200
220
240
260
280
Задача 31. Определить энтальпию нефтепродукта молекулярной массы М при t 0 C, Р кПа. Нефтепродукт имеет Ткр, .
(29)
— относительная плотность; М — молекулярная масса.
(30)
(31)
= 0,850 при 210°С (483 К), давление 0,6 МПа.
(33)
(34)
и паров 
. Уравнение (34) приобретает вид
(35)
(36)
.
(37)
— фугитивность жидкости при давлении в системе П и давлении насыщенных паров Р соответственно, Па; V ж — мольный объем компонента, л/моль, м 3 /кмоль; П — давление в системе, Па; Р — давление насыщенных паров чистого компонента, Па; R — универсальная газовая постоянная, КДж/(кмоль×К); Т — температура системы, К.
. Полученные данные подставляем в уравнение (34). Фугитивность паров узкой бензиновой фракции при 400°С и 4,55 МПа равна
= 4, 55×0,7 = 3,181 МПа 
3,2 МПа
; фугитивность паров н-гексана
= 0,86 × 784 = 674 кПа
. Фугитивность жидкого н-гексана, находящегося при температуре t и под давлением собственных насыщенных паров Р, равна фугитивности его же паров при тех же условиях, т. е.:
), или коэффициентом динамической вязкости, называемым также динамической вязкостью. Коэффициент динамической вязкости 
) называется отношение динамической вязкости к плотности данной жидкости или газа при той же температуре
(38)
(39)
— кинематическая вязкость при температуре t, мм 2 /с; ВУt — условная вязкость при той же температуре, °ВУ.
=14 мм 2 /с. Условную вязкость при 50°С переведем в кинематическую, используя формулу (39)
= 7,4l × 20,l = 149 мм 2 /с
, 
при двух температурах t 1 , t 2 и продолжению этих прямых до взаимного пересечения. Точка пересечения и определяет искомый ИВ.
(40)
(41)
(43)
°С формула Гросса теряет смысл, так как уже при t = 0°C lg 0 = -∞;
(45)
0,2 cст уравнение вообще теряет смысл.
(48)
(49)
283,1К; lg T1 = 2,4520;
(51)
м 2 /сек
(52)
(53)
и 
(54)
ccт.
(56)
(57)
(58)
(62)
— мольные (или объемные) доли компонентов.
(63)
-относительная плотность нефтепродукта; 
— кинематическая вязкость нефтепродукта при 100°С, мм 2 /с:
(64)
— относительная плотность нефтепродукта; Т — температура нефтепродукта.
(65)
(66)
при атмосферном давлении
(67)
— теплоемкость смеси и ее компонентов, кДж/(кг×К); x 1 , x 2 ,…, xn — содержание компонентов, масс. доли.
(68)
и жидкой 
фазе, при одинаковых температуре и давлении:
(69)
— энтальпии нефтепродукта в паровой и жидкой фазе, кДж/кг.
(70)
, получим упрощенный вид уравнения
(71)
, получим упрощенный вид уравнения
(72)
(73)
=0,760.
=1050,6 кДж/кг. Таким образом, искомое значение энтальпии при t = 330°С и П = 3432 кПа
(74)
и Ркр и среднюю температуру кипения tср.
.