ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Температура застывания из "Химия нефти" Температура, при которой нефть или нефтепродукт в стандартных условиях теряют подвижность, называется температурой застывания. Нефть и нефтепродукт, из-за многокомпонент-ности состава, не имеют столь четкой точки температуры застывания, как для температуры кристаллизации индивидуальных веществ. Температура застывания нефтей изменяется в довольно широких пределах от —62 до +35 °С. Экстремальные значения температуры застывания имеют малопарафиновая эхабинская нефть (—62°С) и высокопарафиновая тасбулатская нефть (+35 °С). От температуры застывания нефтей и нефтепродуктов зависят условия их транспортировки, хранения и эксплуатации. [c.67] В химмотологии температуру, при которой в топливе невооруженным глазо.м обнаруживаются кристаллы (твердые углеводороды), называют температурой начала кристаллизации. Температура помутнения — это температура, при которой топливо в условиях испытания начинает мутнеть. Температуру помутнения определяют визуально или оптическим методом. Следует иметь в виду, что если топливо содержит воду, то при охлаждении оно мутнеет из-за выпадения кристаллов льда. [c.68] Показатели низкотемпературных свойств товарных топлив нормируют. Так, температура застывания топлива марки 3 (зимнее) для быстроходных дизелей должна быть не выше — (35—45)°С, а температура помутнения —(25—35)°С. Самые жесткие ограничения имеют топлива для реактивных двигателей— их температура начала кристаллизации не должна превышать —55 °С. [c.68] Температуру застывания рекомендуется определять только после термообработки нефти для исключения тепловой предыстории пробы и выявления зависимости ее от химического состава нефти. При определении температуры застывания предварительную термообработку нефти (нефтепродукта) проводят при 50 °С. Эта температура соответствует в среднем температуре плавления твердых углеводородов (парафина), выделенных из различных нефтей. Таким образом, проводя термообработку, мы приводим исходные пробы нефтяных дисперсных систем в одинаково стабильное состояние. [c.68] Определение проводят согласно ГОСТ 20287—74. Сущность метода заключается в предварительной термообработке пробы анализируемой нефти (нефтепродукта) с последующим охлаждением до температуры, при которой нефть (нефтепродукт) теряет подвижность. [c.69] Обезвоженную пробу нефти (нефтепродукта) наливают в сухую чистую стеклянную пробирку высотой 160+10 мм и внутренним диаметром 20+1 мм до кольцевой метки (на расстоянии 30 мм от дна пробирки) так, чтобы она не растеклась по стенкам пробирки. Затем в пробирку с помощью пригнанной корковой пробки вставляют соответствующий термометр (по предполагаемой температуре застывания). При этом термометр должен проходить по оси (середине) пробирки, а его резервуар— находиться на расстоянии 8—10 мм от дна пробирки. Неподвижность термометру придает вторая корковая пробка, надетая примерно на середину нижней части термометра. [c.69] Когда анализируемая нефть (нефтепродукт) примет предполагаемую температуру застывания, прибор наклоняют под углом 45° и выдерживают в таком положении, не вынимая из охлаждающей смеси, в течение 1 мин. Затем прибор вынимают из охлаждающей смеси, быстро вытирают и наблюдают за смещением мениска анализируемой нефти (нефтепродукта). [c.69] Установив границу температуры застывания анализируемой нефти (нефтепродукта) с точностью до 4°С, определение повторяют, снижая или повышая температуру испытания на 2°С. Исследование продолжают до тех пор, пока мениск нефти (нефтепродукта) не перестанет смещаться. Зафиксированная при этом температура и есть температура застывания анализируемой нефти (нефтепродукта). При повторном (проверочном) испытании при температуре на 2°С выше установленной температуры застывания мениск нефти (нефтепродукта) должен смещаться. [c.70] Для определения температуры застывания нефти (нефтепродукта) проводят два параллельных испытания. Второе испытание проводят при температуре на 2°С выше установленной в первом испытании. Среднее арифметическое результатов двух параллельных испытаний принимают за температуру застывания анализируемой нефти (нефтепродукта). Расхождения между результатами не должны превышать 2°С. [c.70] Вернуться к основной статье