- •Кафедра химической технологии органических веществ химия и технология комплексной переработки органического сырья
- •Машиностроительно-технологический институт
- •240401.65 – Химическая технология органических веществ
- •1. Информация о дисциплине
- •Содержание дисциплины и виды учебной работы Объем дисциплины и виды учебной работы
- •1.1.1 Перечень видов практических занятий и контроля:
- •2. Рабочие учебные материалы
- •2.1. Рабочая программа (объем 200 часов)
- •Раздел 1. Процессы переработки твердых горючих ископаемых (48 часов)
- •Раздел 2. Процессы переработки нефтяного сырья (100 часов)
- •2.2. Тематический план дисциплины
- •2.2.1. Тематический план дисциплины «Химия и технология комплексной переработки органического сырья» для студентов очно-заочной формы обучения
- •2.2.2. Тематический план дисциплины «Химия и технология комплексной переработки органического сырья» для студентов заочной формы обучения
- •2.4. Временной график изучения дисциплины
- •2.5. Практический блок
- •2.5.1. Практические занятия
- •2.5.1.1. Практические занятия (очно-заочная форма обучения)
- •2.5.1.2. Практические занятия (заочная форма обучения)
- •2.5.2. Лабораторный практикум
- •2.5.2.1. Лабораторные работы (очно-заочная форма обучения)
- •2.5.2.2. Лабораторные работы (заочная форма обучения)
- •2.6. Рейтинговая система оценки знаний Базисные рейтинг-баллы равны 100, в том числе:
- •Практические и лабораторные занятия, контрольная работа
- •3. Информационные ресурсы дисциплины
- •3.1. Библиографический список
- •3.2. Опорный конспект лекций Введение
- •Раздел 1. Процессы переработки твердых горючих ископаемых
- •Коксование каменных углей
- •1.2. Газификация твердых горючих ископаемых
- •Перспективы развития процесса
- •Подземная газификация
- •Основные свойства твердых горючих ископаемых, влияющие на их газификацию
- •Раздел 2. Процессы переработки нефтяного сырья
- •2.1. Первичные процессы переработки нефти
- •2.2. Вторичные процессы переработки нефти
- •2.2.1. Термические процессы
- •2.2.2. Термокаталитические процессы
- •2.2.3. Гидрогенизационные процессы
- •Промышленное оформление гидрокрекинга
- •Раздел 3. Основные направления переработки природных и попутных газов
- •3.1. Природный газ.
- •3.2. Попутные газы
- •Заключение
- •3.3. Учебное пособие
- •3. 4. Глоссарий (краткий словарь терминов)
- •3.5. Методические указания к выполнению лабораторных работ Техника безопасности при работе в химической лаборатории Общие правила работы в химической лаборатории
- •Лабораторная работа № 1
- •1.1. Определение плотности пикнометрическим методом
- •1.2. Определение кислотности
- •Определение кислотности бензинов, лигроинов, керосинов и дизельных топлив
- •Лабораторная работа № 2
- •2.1. Качественный метод определения воды в маслах
- •2.2. Количественные методы определения воды
- •2.3. Определение содержания механических примесей
- •Выбор величины навески для разных нефтепродуктов
- •2.4. Определение содержания золы
- •2.5. Качественное определение водорастворимых кислот и щелочей
- •Лабораторная работа № 3
- •3.1. Определение кинематической вязкости в капиллярных вискозиметрах
- •Аппаратура
- •3.2. Определение показателя преломления
- •Лабораторная работа № 4
- •4.1. Определение содержания непредельных углеводородов
- •4.2. Определение йодного числа
- •Лабораторная работа № 5
- •5.1. Метод анилиновых точек.
- •5.2. Определение содержания ароматических углеводородов весовым способом
- •Лабораторная работа № 6
- •Определение содержания влаги
- •Определение выхода летучих веществ
- •Определение содержания серы
- •4. Блок контроля освоения дисциплины
- •4.1. Задания на контрольную работу и методические указания к ее выполнению
- •Задания на контрольную работу
- •Вариант 12
- •Вариант 17
- •Тест № 2
- •Тест № 3
- •Правильные ответы на тренировочные тесты промежуточного контроля
- •4.3. Итоговый контроль Вопросы к экзамену
- •191186, Санкт-Петербург, ул. Миллионная, 5
Определение кислотности бензинов, лигроинов, керосинов и дизельных топлив
Из определенного объема анализируемого нефтепродукта кипящим этиловым спиртом извлекают органические кислоты, которые затем нейтрализуют прямым титрованием спиртовым раствором едкого кали.
Реактивы:
Этиловый спирт, 85%-й водный раствор. Смешивают 89 мл ректификованного спирта с 11 мл дистиллированной воды.
Едкое кали, 0,05 н. спиртовый раствор.
Индикатор нитрозиновый желтый (дельта), 0,5%-й водный раствор.
Методика определения
В коническую колбу объемом 250 мл с обратным холодильником, наливают 50мл 85%-го этилового спирта. Устанавливают ее на плитку закрытого типа и кипятят в течение 5 мин для удаления из спирта растворенного диоксида углерода. В горячий спирт приливают 5 капель индикатора и нейтрализуют 0,05 н. раствором едкого кали до перехода окраски желтой в зеленую.
В колбу с нейтрализованным горячим спиртом приливают 50 мл испытуемого нефтепродукта и кипятят с обратным холодильником в течение 5 мин для удаления диоксида углерода. К горячему раствору вновь добавляют 5 капель индикатора и титруют при перемешивании 0,05 н. спиртовым раствором КОН до перехода окраски желтой в зеленую. Если при добавлении индикатора окраска будет синей или сине-зеленой, то титрование не проводят, так как это указывает на нулевую кислотность.
Кислотность испытуемого нефтепродукта x (в мг КОН/100 мл) рассчитывают по формуле:
x = V 1Т . 100 / V,
где V1 – объем 0,05 н. спиртового раствора КОН, пошедший на титрование пробы, мл;
Т – титр 0,05 н. раствора КОН, мг/мл;
V – объем испытуемого нефтепродукта, мл.
Обычно первое определение кислотности проводится в несколько замедленном темпе и титруемая смесь может насытиться диоксидом углерода за счет быстрого его поглощения этиловым спиртом из воздуха. Это приводит к завышенным результатам. Поэтому определение следует повторить. При титровании второй пробы надо сразу прилить почти весь необходимый объем КОН.
Допускается отклонение между параллельными определениями: при кислотности до 2 – не более 0,05, а от 2 до 5 – не более 0,1 мг КОН/100 мл.
Лабораторная работа № 2
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МИНЕРАЛЬНЫХ ПРИМЕСЕЙ В НЕФТЕПРОДУКТАХ
К минеральным примесям нефти и нефтепродуктов относятся: вода, соли, механические примеси, зола, а также минеральные кислоты и щелочи. Большая часть минеральных примесей содержится в сырой нефти и во время ее переработки может частично переходить в нефтепродукты. Присутствие минеральных кислот и щелочей в нефтепродуктах является следствием их недостаточной отмывки в процессе кислотно-щелочной очистки. Наличие минеральных примесей усложняет переработку нефти и плохо сказывается на эксплуатационных свойствах нефтепродуктов.
Примеси свободных минеральных кислот или щелочей в нефтепродуктах, особенно при повышенной температуре, вызывают коррозию металлических частей машин, двигателей и трубопроводов. Кроме того, при наличии этих примесей уменьшается стабильность нефтепродуктов против окисления. Поэтому нефтяные масла, моторные и котельные топлива даже с ничтожными следами минеральных кислот или щелочей непригодны к употреблению.
Буровая вода является постоянным спутником нефти. Вода, как правило, плохо растворяется в нефти, но образует с ней при механическом перемешивании нефтяные эмульсии. Стойкость эмульсии в большой мере зависит от размеров частичек воды, которая в нефтяных эмульсиях обычно является дисперсной фазой. Частички размером несколько десятков микрометров легко соединяются между собой, что позволяет отделять воду отстаиванием. Однако частички величиной меньше 1 мкм образуют весьма стойкие эмульсии, особенно под влиянием эмульгаторов, и поэтому полное удаление воды достигается только на установке деэмульгирования и обезвоживания нефти.
Значительно меньше воды содержится в нефтепродуктах. Большинство из них по отношению к воде обладает ничтожной растворяющей способностью. Кроме того, в процессе переработки нефти удаляется значительная часть смолистых веществ, сернистых соединений, нафтеновых кислот и их солей, играющих роль эмульгаторов. Значительное обводнение котельных и тяжелых дизельных топлив происходит при их транспортировке и перевалке, особенно при разогреве острым паром.
Присутствие воды в смазочных маслах, карбюраторных и дизельных топливах, топливе для воздушно-реактивных двигателей и в других нефтепродуктах крайне нежелательно и по техническим нормам в большинстве случаев недопустимо. Содержание воды в масле усиливает его склонность к окислению, а также ускоряет процесс коррозии металлических деталей, соприкасающихся с маслом. Присутствуя в карбюраторном и дизельном топливе, вода снижает их теплотворную способность, засоряет карбюратор и вызывает закупорку распыляющих форсунок. При низких температурах кристаллики льда засоряют топливные фильтры, что может служить причиной аварии при эксплуатации авиадвигателей.
Буровые воды содержат в растворенном виде соли, состав которых меняется в зависимости от месторождения и глубины залегания нефти. Очень часто в буровой воде содержатся хлориды калия, натрия, магния, кальция и железа, реже сульфаты и карбонаты, а в отдельных водах присутствуют бромиды и йодиды. Эти соли вместе с водой попадают в нефть и осложняют ее переработку. Поэтому сырая нефть перед переработкой подвергается обессоливанию и обезвоживанию.
Механические примеси состоят из мелкого песка, частичек глины, различных солей. Они находятся в нефти и нефтепродуктах во взвешенном состоянии и чем более дисперсны, тем труднее отделяются от нефтепродукта при отстаивании. Особенно стойко удерживаются мелкие кристаллики солей. Во время переработки нефти механические примеси оседают на стенках аппаратуры и снижают ее теплопроводность. В остаточные нефтепродукты механические примеси могут переходить из нефти в виде различных минеральных солей и оксидов, а в маслах адсорбционной очистки иногда содержатся мельчайшие частички отбеливающей глины. Кроме того, механические примеси появляются в маслах в результате их небрежного хранения в грязной таре, попадания в них пыли, песка и т. п. Присутствие механических примесей в моторных топливах и в смазочных маслах (без присадок) по техническим нормам недопустимо, так как они засоряют топливоподающую систему и могут вызвать абразивный износ трущихся поверхностей.
При сгорании нефти и ее продуктов образуется минеральный остаток, называемый золой. Этот минеральный остаток не дает полного представления о химическом составе негорючих компонентов нефти, так как при сгорании они превращаются в соответствующие оксиды. В золе находятся оксиды кальция, магния, кремния, алюминия, железа, ванадия и других элементов.
Для большинства чистых масел, реактивных и дизельных топлив содержание золы не должно превышать сотых и тысячных долей процента, а в бензинах зола должна отсутствовать. Резко возрастает содержание золы, а также механических примесей в отработанных маслах. Например, анализ авиационного масла МС-20 свежего и после 50-часовой работы в двигателе показал содержание золы соответственно 0,001 и 0,18 %, а механических примесей – 0 и 0,056 %.