Технология топлива и углеродных материалов

с двумя отверстиями для термометра 7 и стержня 8, с помощью которого закрывается и открывается отверстие сливной трубки на дне резервуара. Внутри резервуара на равном расстоянии от дна прикреплены три заостренных и изогнутых под прямым углом штифта 9, которые служат указателями уровня нефтепродукта, заливаемого в вискозиметр. По ним же судят об установке прибора в горизонтальное положение. Объем резервуара 1 от дна до конца штифтов составляет 240 мл. Для измерения объема вытекающей жидкости к прибору прилагается специальная измерительная колба 12 объемом 200 мл.

Рис. 8

Первоначально определяют водное число вискозиметра. Водным числом вискозиметра называется время истечения из него 200 мл дистиллированной воды при температуре 20 °C. Резервуар 1 должен быть сухим и чистым. Выходное отверстие закрывают стержнем 8. Затем заливают дистиллированную воду, имеющую температуру 20 С, до уровня, при котором острия трех штифтов едва выступают над зеркальной поверхностью воды.

21

Температура жидкости во внешнем резервуаре 20 °С. Установочными винтами 11 на опорах 10 добиваются горизонтальной установки прибора. В течение 5 мин температура воды не должна изменяться более чем на ± 0,2 °С. После этого приподнимают стержень и одновременно включают секундомер. Когда нижний край мениска воды достигнет кольцевой метки на колбе 12, секундомер останавливают и закрывают отверстие стержнем. Водное число измеряют 4 раза. Результаты определений не должны отличаться от среднего арифметического более чем на 0,5 с.

Для определения условной вязкости обезвоженный и нагретый испытуемый нефтепродукт заливают в резервуар 1, чтобы уровень его был несколько выше острия штифтов. Закрывают вискозиметр крышкой, вставляют в нее термометр, под сточное отверстие ставят чистую сухую измерительную колбу. Температуру жидкости во внешнем резервуаре 3 поддерживают на 0,2– 0,5 °С выше заданной. Выдерживают при заданной температуре 5 мин, а затем, поднимая стержень, спускают избыток нефтепродукта до тех пор, пока острия всех штифтов станут едва заметно выдаваться над уровнем нефтепродукта. Выдерживают еще 5 мин при заданной температуре, затем быстро поднимают стержень и включают секундомер. Когда уровень нефтепродукта в колбе достигнет метки 200 мл (пена в расчет не принимается), секундомер останавливают и отсчитывают время истечения с точностью до 0,2 с. Допустимые расхождения между двумя параллельными определениями не должны превышать 1 с при времени истечения до 250 с, 3 с – до 500 с, 5 с – до 1000 с.

Условная вязкость испытуемого продукта при температуре испытания рассчитывается по формуле:

ВУ Нt О ,

202

где Н202О – водное число вискозиметра, с; t – время истечения

из вискозиметра 200 мл испытуемого нефтепродукта при температуре t, °С.

22

5.ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ

ВНЕФТЕПРОДУКТАХ

Вода является постоянным спутником нефти, она плохо растворяется в ней, но образует с ней стойкие нефтяные эмульсии. В то же время присутствие воды как в нефти, так и в нефтепродуктах (смазочных маслах, карбюраторных и дизельных топливах, реактивных топливах и др.) крайне нежелательно, а в ряде случаев и недопустимо. Имеющаяся в карбюраторном и дизельном топливах вода снижает их теплотворную способность, засоряет и вызывает закупорку распыливающих форсунок. При низких температурах кристаллики льда засоряют фильтры, что может служить причиной аварии при эксплуатации авиационных двигателей. Содержание воды в масле усиливает его склонность к окислению, ускоряет процесс коррозии металлических деталей, соприкасающихся с маслом.

Таким образом, вода оказывает негативное влияние как на процесс переработки нефти, так и на эксплуатационные свойства нефтепродуктов, и количество ее должно строго нормироваться.

Наиболее простым и достаточно точным методом определения содержания воды в нефтепродуктах является перегонка нефтепродуктов с растворителями. Широкое распространение получил метод Дина и Старка, принятый в качестве стандартного почти во всех странах.

Метод Дина и Старка заключается в отгонке воды и растворителя от нефтепродуктов с последующим их разделением в градуированном приемнике на два слоя. В качестве растворителя применяют бензин, выкипающий при температуре выше 80 °С. Перед употреблением растворитель обезвоживают хлоридом кальция или сульфатом натрия и отфильтровывают.

Прибор для определения содержания воды (рис. 9) состоит из колбы 1, приемника-ловушки 2 и холодильника 3. Приемник представляет собой градуированную пробирку объемом 10 мл

23

с конической нижней частью. Цена деления шкалы на участке от 1 до 10 мл равна 0,2 мл, а на участке от 0 до 1 мл включительно 0,05 мл. К верхней части пробирки припаяна отводная трубка. Приемникловушку присоединяют к колбе и холодильнику с помощью корковых пробок или на шлифах.

Пробу испытуемого нефтепродукта перемешивают в течение 5 мин (густые продукты и продукты с высоким содержанием парафинов предварительно нагревают до 40 °С). В сухую чистую колбу 1 отвешивают на технических весах 100 г нефтепродукта, приливают 100 мл рас-

Рис. 9 творителя и перемешивают. Для равномерного кипения в колбу помещают несколько кусочков капилляров.

Прочищенный ватой холодильник присоединяют к прием- нику-ловушке таким образом, чтобы нижний край кососрезанного конца трубки холодильника находился против середины отводной трубки. Колбу с испытуемым нефтепродуктом и растворителем присоединяют к отводной трубке приемника-ловушки так, чтобы конец трубки вдавался в колбу на 15–20 мм.

Когда прибор собран и укреплен на штативе, пускают воду

вхолодильник и осторожно нагревают колбу на электроплитке закрытого типа. Нагрев регулируют лабораторным автотрансформатором так, чтобы в приемник-ловушку из холодильника стекали 2–4 капли конденсата в секунду. Через некоторое время приемник-ловушка наполнится жидкостью, избыток которой будет стекать обратно в колбу. Если в испытуемом нефтепродукте имеется вода, то она, испаряясь из колбы и конденсируясь

вхолодильнике, вместе с растворителем попадает в ловушку, где вследствие разности плотностей отстаивается в нижнем слое.

24

Когда количество воды в ловушке перестанет увеличиваться и верхний слой растворителя станет прозрачным, перегонку прекращают. Время перегонки не более 1 ч. Если в приемникеловушке собралось небольшое количество воды и растворитель при этом не становится прозрачным, то приемник-ловушку помещают на 20 мин в горячую воду для осветления растворителя. Приставшие к стеклу ловушки капли воды сгоняют вниз при помощи тонкой стеклянной палочки. Аппарат после охлаждения разбирают. Количество воды в ловушке меньше 0,03 мл считается следами.

Содержание воды (мас. %) вычисляют по формуле:

X = (V/G) 100,

где V – объем воды в ловушке, мл; G – масса испытуемого нефтепродукта, г.

6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ВСПЫШКИ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Температурой вспышки называется температура, при которой пары нефтепродукта, нагреваемого в определенных условиях, образуют с окружающим воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени. Она характеризует огнеопасность нефтепродуктов и является нормируемым показателем для осветительных и тракторных керосинов, дизельных, газотурбинных, реактивных и котельных топлив, смазочных масел. Температура вспышки определяется в открытом и закрытом тигле.

6.1.Методы определения температур вспышки

ивоспламенения в открытом тигле

Прибор для определения температуры вспышки в открытом тигле представлен на рис. 10. Нефтепродукт нагревают в металлическом тигле 2, который помещают на нагревательный элемент 3. На приборе укрепляется термометр 1, рассчитанный на 360 оС,

25

с ценой деления 1 оС. Нагрев регулируют с панели управления 6. Для защиты от движения воздуха прибор во время определения окружают железным щитом высотой 550–650 мм.

Рис. 10

Перед каждым испытанием тигель промывают растворителем. Углеродистые отложения удаляют металлической щеткой. Затем тигель промывают холодной дистиллированной водой

ивысушивают, охлаждают и помещают его в аппарат.

Втигель помещают термометр в строго вертикальном положении так, чтобы нижний конец термометра находился на расстоянии 6 мм от дна тигля и на равном расстоянии от центра до стенок тигля.

Тигель заполняют нефтепродуктом так, чтобы верхний мениск точно совпадал с меткой. При наполнении тигля выше метки избыток нефтепродукта удаляют пипеткой или другим приспособлением. Не допускается смачивание стенок тигля выше уровня жидкости.

Тигель с пробой нагревают сначала со скоростью 14–17 °С в минуту. Когда температура пробы будет приблизительно на 56 °С ниже предполагаемой температуры вспышки, скорость

26

подогрева регулируют так, чтобы последние 28 °С перед температурой вспышки нефтепродукт нагревался со скоростью 5–6 °С в минуту.

Зажигают пламя зажигательного устройства 4 и регулируют его с помощью рукоятки 5 таким образом, чтобы диаметр пламени был примерно 4 мм.

Начиная с температуры не менее чем на 28 °С ниже температуры вспышки, каждый раз применяют зажигательное устройство при повышении температуры пробы на 2 °С. Пламя зажигательного устройства проводят над центром тигля в одном направлении в течение 1 с.

За температуру вспышки принимают температуру, показываемую термометром при появлении первого синего пламени над частью поверхности или всей поверхностью испытуемого нефтепродукта. В случае появления неясной вспышки она должна быть подтверждена последующей вспышкой через 2 °С.

Для определения температуры воспламенения продолжают нагрев пробы со скоростью 5–6 °С в минуту и повторяют испытание пламенем зажигательного приспособления через каждые 2 °С подъема температуры нефтепродукта. За температуру воспламенения принимают температуру, показываемую термометром в тот момент, когда испытуемый нефтепродукт при поднесении к нему пламени зажигательного устройства загорается и горит не менее 5 с.

Если барометрическое давление во время испытания ниже, чем 95,3 кПа (715 мм рт. ст.), то необходимо к полученным значениям температуры вспышки и температуры воспламенения ввести следующие поправки:

За результат испытания принимают среднее арифметическое значение результатов двух определений, округленное до целого числа и выраженное в градусах Цельсия.

27

6.2.Определение температуры вспышки

взакрытом тигле

Прибор для определения температуры вспышки в закрытом тигле (рис. 11) состоит из металлического закрытого тигля 1, который помещается в чугунную ванну, окруженную латунной рубашкой 3. Тигель с внутренней стороны имеет метку 2 для указания уровня налива нефтепродукта. Крышка тигля 4 снабжена заслонкой с двумя отверстиями, гнездом для термометра 5, зажигательным приспособлением, пружинным рычагом 6 и мешалкой с гибкой передачей.

Рис. 11

При повороте пружинного рычага открываются заслонки и зажигательное приспособление наклоняется в паровое пространство тигля. Нагрев осуществляется электроплиткой. Прибор устанавливают в помещении, в котором отсутствует резкое движение воздуха. Снимают с прибора термометр, крышку с мешалкой и вынимают тигель. Части, соприкасающиеся с нефтепродук-

28

том, промывают бензином и сушат. Испытываемый нефтепродукт наливают в тигель до метки, устанавливают тигель и закрывают крышкой, в которой укрепляют термометр. Проверяют работу мешалки, пружинного рычага и зажигают фитиль зажигательного устройства таким образом, чтобы форма пламени была близкой к шару диаметром 3–4 мм. Перед началом испытания записывают барометрическое давление.

При периодическом перемешивании нефтепродукта с частотой вращения мешалки от 1,5 до 2 с–1 прибор нагревают, повышая температуру со скоростью 5–6 °С/мин. Испытание проводят при достижении температуры на 17 °С ниже предполагаемой температуры вспышки. Для продуктов с температурой вспышки до 104 °С испытание проводят через 1 °С; для продуктов с температурой вспышки выше 104 °С – через 2 °С. Для этого на 1 с поворачивают пружинный рычаг и наблюдают за появлением быстроисчезающего пламени над поверхностью нефтепродукта. Отмечаемую при этом температуру фиксируют как температуру вспышки. Во время испытания перемешивание не производят, но продолжают его в периоды между включениями зажигательного устройства. Получив первую вспышку, нагревание продолжают и через 1 или 2 °С повторяют зажигание. Если при этом температура вспышки повторяется, а другой вспышки через 1–2 °С не происходит, то определение считают законченным и за температуру вспышки принимают показания термометра с момента первого появления пламени на поверхностинефтепродукта в тигле.

Если испытание проводится при барометрическом давлении, отличном от 0,1 МПа (760 мм рт. ст.) на 0,002 МПа (15 мм рт. ст.) и более, то вводят поправку к полученным значениям температуры вспышки и окончательный результат вычисляют по формуле:

Т = tнабл + 0,0345 (101325 – Р),

где Р – барометрическое давление при определении температуры вспышки, Па; tнабл – наблюдаемая температура вспышки при давлении Р, °С.

29

7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК

Нефть и нефтепродукты не имеют определенной температуры перехода из одного агрегатного состояния в другое. При понижении температуры отдельные компоненты нефти и нефтепродуктов становятся постепенно более вязкими и малоподвижными, а некоторые из них переходят в твердое состояние и выделяются в виде осадков и кристаллов. Низкотемпературные свойства нефти и нефтепродуктов позволяют оценивать их подвижность, а также наличие в них некоторых групп углеводородов. Так, например, наличие алканов нормального строения увеличивает температуру застывания, а присутствие смолистых веществ приводит к ее понижению.

Для характеристики низкотемпературных свойств нефтепродуктов используются следующие показатели: температура застывания, температура помутнения, температура начала кристаллизации.

Температурой застывания называется температура, при которой испытуемый нефтепродукт в условиях опыта затвердевает так, что при наклоне пробирки с продуктом на 45° уровень его остается неподвижным в течение 1 мин.

Температурой помутнения называется температура, при которой топливо меняет прозрачность (мутнеет) в проходящем свете по причине образования мелких кристалликов парафинов в нем.

Температурой начала кристаллизации называется максимальная температура, при которой в топливе невооруженным глазом обнаруживаются кристаллы льда или углеводородов.

Метод определения температуры застывания позволяет условно оценить потерю подвижности нефтепродукта при определенных условиях. Застывание нефтепродукта зависит от его химического состава, в первую очередь от содержания в нем высокомолекулярных алканов с относительно высокой температурой

30