2.2 Характеристика нефти по гост р 51858-2002

Выбор технологической схемы первичной и последующей переработки нефти в большой степени зависит от её качества. Данные о Гуронской нефти взяты в справочной литературе [6]. Показатели качества нефти представлены в Таблицах 1 и 2.

Гуронская нефть, почтавляемая для экспорта, с массовой долей серы 1,22% (класс 2, сернистая); с плотностью при 20^оС 840,6 кг/м³, с выходом фракции до тнмпературы 200^оС 28,4 % об., до температуры 360^оС 55,1% об., с массовой долей парафина 4,6 % масс. (тип 1э); с массовой долей воды 0,46%, с массовой концентрацией хлористых солей 57 мг/дм³, с давлением насыщенных паров 42,8 кПа (321,03 мм.рт.ст), (группа 1); с массовой долей сероводорода 13 ррм, легких меркаптанов 19 ррм (вид 1) обозначется «Нефть 2.1э.1.1 ГОСТ Р 51858-2002» [7]

Данная нефть соответствует «ГОСТ Р 51858-2002.Нефть. Общие технические условия.»

2.3 Физико-химические свойства сырья

Нефть и её фракции представляют собой сложную многокомпонентную смесь. Смесь углеводородов одного гомологического ряда, как правило, подчиняется законам идеальных растворов, но в присутствии углеводородов других классов её свойства в той или иной степени отклоняются от свойств идеальных растворов, подчиняющихся законам Рауля и Дальтона. Эти явления из-за их сложности недостаточно изучены, в связи с чем процессы перегонки и ректификации смесей рассчитывают, используя законы идеальных растворов. Для инженерных расчетов точность такого способа допустима.

Другое допущение, принимаемое в расчетах, связано с тем, что в нефти и её фракциях содержится чрезмерно большое число компонентов. При расчете процессов перегонки и ректификации наличие большого числа компонентов в смеси приводит к громоздким вычислениям. Поэтому в технологических расчетах состав и свойства нефти, её фракций представляются более упрощенно. Для этого исходную нефть по кривой ИТК разбивают на фракции, выкипающие в узком интервале температур. Каждую узкую фракцию рассматривают как условный компонент с температурой кипения, равной средней температуре кипения фракции. Чем на большее число узких фракций разбита нефть, тем точнее результаты вычислений, но расчет становится более громоздким и трудоёмким. По рекомендации А.А.Кондратьева, для получения удовлетворительных результатов нефть разбивают не менее чем на шесть узких фракций.

Разобьём нефть на 9 фракций (компонентов): 28-55^оС, 55-82^оС, 82-85^оС 85-101^оС, 101-140^оС, 140-180^оС, 180-240^оС, 240-350^оС и 350-К.К. Три первые фракции 28-55^оС, 55-82^оС и 82-85^оС отбираем в качестве дистиллята и шесть остальных - в качестве остатка (полуотбензиненной нефти).

Пересчет массовой доли пропорционально фракциям рассчитываем по формуле:

Где t_к, t_н – конечная и начальная температура диапазона из которого выделена фракция;

t_кi, t_нi– конечная и начальная температура выделенной фракции;

∑X – сумма массовых долей диапазона фракций.

Среднюю температуру кипения компонента t_ср определяем как среднее арифметическое между начальной и конечной температурой кипения фракции.

Молекулярную массу М_i каждого компонента (фракции) можно определить по данным Таблицы 1 или по формуле Воинова:

где t_ср – средняя температура кипения фракции, ^oC.

Относительную плотность компонента определяем через молекулярную массу по формуле Крэга:

Пересчет массовых долей в мольные ведём по формуле:

Результаты расчётов физико-химических свойств сырья отбензинивающей колонны приведены в Таблице 3.

Таблица 3