Кривая истинных температур кипения

Рис. X. 51. Кривые истинных температур кипения и зависимости качества от глубины отгона.

Рис. 3.16. Комбинированные кривые истинных температур кипения

Для определения температурного режима ректификационных колонн необходимо иметь кривые истинных температур кипения (ИТК) и однократного испарения (ОИ) как для исходного сырья, так и для выходящих из колонны фракций. Для расчетных целей можно использовать приближенные методы построения кривых однократного испарения. [c.41]

Рис. 75. Кривая истинных температур кипения сырых легких пиридиновых оснований

КРИВАЯ ИСТИННЫХ ТЕМПЕРАТУР КИПЕНИЯ (ИТК) [c.46]

Сопоставление кривых истинных температур кипения и однократного испарения, представленных на рис. 9.2, показы- [c.322]

При определении кривых ИТК нефтяных смесей используют стандартные методы и аппаратуру. По ГОСТ 11011—64 для этих целей. рекомендуется аппарат АРН-2 с колонкой четкой ректификации диаметром 50 мм, высотой слоя проволочной насадки 1016 мм (рис. 1-4). Колонка имеет куб 2 с электрической печью 1 и конденсатор 5. Стандартом регламентируются условия перегонки скорость перегонки, остаточное давление, расход орошения и т. д., при соблюдении которых разделительная способность колонки соответствует 20 т. т. Аппарат АРН-2 обеспечивает достаточную четкость разделения нефтяных смесей, при этом интервал выкипания составляет 1—3°С. Очевидно, чем е фракционный состав отбираемых погонов, тем точнее получают истинные температуры кипения нефтяных смесей. Практически для интервала 3°С фракций получаются достаточно точные кривые истинных температур кипения. [c.20]

Фракционный состав нефтяных фракций нормируется разгонкой по Энг-леру. Для пересчета кривых истинных температур кипения (НТК) в выбранных пределах отбора фракций в кривые стандартной разгонки пользуются графиком Скобло (рис. 2.1). [c.18]

Рпс. X. 50. Аппарат упрощенной конструкции для построения кривых истинных температур кипения. [c.221]

Поскольку нефть и нефтепродукты представляют собой многокомпонентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соединений, то обычными методами перегонки не удается разделить их на индивидуальные соединения со строго определенными физическими константами, в частности, температурой кипения при данном давлении. Принято разделять нефти и нефтепродукты путем перегонки на отдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты принято называть фракциями или дистиллятами. В условиях лабораторной или промышленной перегонки отдельные нефтяные фракции отгоняются при постепенно повышающейся температуре кипения. Следовательно, нефть и ее фракции характеризуются не температурой кипения, а температурными пределами начала кипения (н.к.) и конца кипения (к.к.). При исследовании качества новых нефтей (т.е. составлении технического паспорта нефти) фракционный состав их определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колонками (например, на АРН-2 по ГОСТ 11011-85). Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам фракционирования так называемую кривую истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура -выход фракций в % масс, (или % об.). Отбор фракций до 200°С прово- [c.70]

Сложные углеводородные системы. Нефтяные фракции представляют собой смеси, состоящие из столь большого числа отдельных соединений, что их идентификация для определения состава системы и вообще для инженерных расчетов практически не имеет смысла. Для описания свойств этих систем, называемых сложными или непрерывными смесями, используются так называемые кривые разгонок, из которых наиболее важными являются кривые истинных температур кипения (ИТК). Если представить, что компоненты, составляющие сложную смесь, отгоняются из нее под постоянным давлением в строгой последовательности, отвечающей их точкам кипения t, непрерывно возрастающим с долей отгона е, то график зависимости t — ей носит название кривой истинных температур кипения. Каждая точка на непрерывной кривой ИТК представляет температуру кипения гипотетического точечного компонента, выкипающего из исходной смеси при данной доле отгона, и поэтому может рассматриваться еще и как точка кривой давления насыщенного пара данного компонента, отвечающая при этой температуре тому постоянному давлению, при котором построена линия ИТК. [c.103]

Настоящий стандарт устанавливает метод определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов при атмосферном давлении и под вакуумом для построения кривой истинной температуры кипения (ИТК) нефти и нефтепродуктов, установления потенциального содержания в нефти отдельных фракций, нефтепродуктов или их компонентов и получения фракций нефти с целью исследования их группового и индивидуального углеводородного состава. [c.65]

В том случае, когда на АВТ предусматривается переработка смеси нефтей, до проведения технологического расчета для этой смеси определяют фракционный состав и другие показатели качества. Кривую истинных температур кипения (ИТК) смеси нефтей строят следующим образом. Кривую ИТК каждой нефти разбивают на 10—15 фракций. Температурные интервалы фракции для всех нефтей должны быть одинаковы. Определяют содержание каждой фракции в нефти. Содержание фракции Сфр (% масс.) в смеси определяют по уравнению [c.25]

Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам фракционирования так называемую кривую истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура — выход фракций в % мае. (или % об.). Отбор фракций до 200 °С проводится при атмосферном давлении, а более высококипящих — под вакуумом во избежание термического разложения. По принятой методике от начала кипения до 300 °С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные фракции до температуры к.к. 475-550 °С. Таким образом, фракционный состав нефтей (кривая ИТК) показывает потенциальное содержание в них отдельных нефтяных фракций, являющихся основой для получения товарных нефтепродуктов (автобензинов, реактивных и дизельных топлив, смазочных масел и др.). Для всех этих нефтепродуктов соответствующими ГОСТами нормируется определенный фракционный состав. Нефти различных месторождений значительно различаются по фракционному составу, а следовательно, по потенциальному содержанию дистиллятов моторных топлив и смазочных масел. Большинство нефтей содержит 15-25 % бензиновых фракций, выкипающих до 180 °С, 45-55 % фракций, перегоняющихся до 300-350 °С. Известны месторождения легких нефтей с высоким содержанием светлых (до 350 °С). Так, самотлорская нефть содержит 58 % светлых, а в нефти месторождения Серия (Индонезия) их содержание достигает 77 %. Газовые конденсаты Оренбургского и Карачаганакского месторождений почти полностью (85-90 %) состоят из светлых. Добываются также очень тяжелые нефти, в основном состоящие из высококипящих фракций. Например, в нефти Ярегского месторождения (Республика Коми), добываемой шахтным способом, отсутствуют фракции, выкипающие до 180 °С, а выход светлых составляет всего 18,8 %. Подробные данные о фракционном составе нефтей бывшего СССР имеются в четырехтомном справочнике "Нефти СССР". [c.31]

Как видно из кривой истинных температур кипения (рис. 27), большая часть смолы представляет собой непрерывную смесь, выкипающую в основном при температурах выше 300 °С, и что возможно получение нафталиновой фракции с высоким содержанием и большой полнотой извлечения основного компонента. Однако простой ректификацией смолы нельзя получить остальные компоненты в виде высококонцентрированных фракций. Их целесообразно извлекать из относительно малоконцентрированных фракций, применяя повторную ректификацию и другие методы. [c.161]

На рис. 9.2 представлена кривая истинных температур кипения каменноугольной смолы, полученная при четкой ректификации ее. Как видно из этой кривой, большая часть компо- [c.318]

При исследовании новых нефтей фракционный состав определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колонками. Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам фракционирования так называемую кривую истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура — выход фракций, в % (масс.). Отбор фракций до 200 °С проводится при атмосферном давлении, а остальных во избежание термического разложения — под различным вакуумом. По принятой методике от начала кипения до 300 °С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные фракции до фракций с концом кипения 475—550 °С. [c.18]

Для того, чтобы построить кривые ОИ, используют специальные вспомогательные графики. На рис. 5.7 приведен график, позволяющий построить кривые ИТК (кривые истинных температур кипения) и ОИ по кривым фракционного состава, полученного стандартной разгонкой по ГОСТ 2177—66 (график Эдмистера), а на рис. 5.8 — график Обрядчикова — Смидович (построение кривой ОИ по данным кривой ИТК). [c.246]

В производственных и отраслевых лабораториях по методикам определяют групповой углеводородный состав, фракционный состав и ряд физических свойств углеводородных систем — плотность, вязкость, температуру застывания, коксуемость по Конрад-сону и т. д. Для определения фракционного состава используют дистилляцию и ректификацию. Например, по результатам отбора узких фракций строят кривые разгонки нефти или кривые истинных температур кипения (ИТК) и устанавливают потенциальное содержание в нефтях бензиновых, керосино-газойлевых, дизельных фракций. [c.46]

Метод можно использовать в аналитических и препаративных целях, а также для получения кривых истинных температур кипения (НТК) нефтяных фракций. Преимущества хрома-дистилляции перед ректификацией в последнем случае—более четкое разделение, вплоть до полного разделения компонентов, значительно меньшие объемы пробы (150 мкл) для анализа, более низкая температура анализа, что позволяет получать дан-- [c.134]

Строят кривую истинной температуры кипения перегоняемого продукта (ИТК) на основании зависимости температуры конца кипения отдельной фракции от ее суммарного выхода. [c.75]

Пусть кривая истинных температур кипения (ИТК) углеводородной смеси описывается функцией распределения [c.52]

Состав обезвоженных сырых пиридиновых оснований может быть охарактеризован кривой истинных температур кипения (рис. 75). Ректификация оснований велась еа колонне с 25 теоретическими тарелками при рефлюксном отношении 30 1. [c.323]

На рис. 76 приведена кривая истинных температур кипения тяжелых оснований, характеризующих их состав. Как видно из приведенных данных, содержание легких пиридиновых оснований (высших гомологов) составляет около 5%, хинолина — около 35%, изохинолина — до 8%, хинальдина — около 10—12%. Эти три продукта концентрируются в фракциях 235— [c.329]

На рис. 82 приведена кривая истинных температур кипения характерной поглотительной фракции, получаемой а современных смолоперегонных установках непрерывного действия с [c.336]

Обилие компонентов и близость их температур кипения приводит к то.му, что кривая истинных температур кипения почтя не имеет характерных площадок, позволяющих четко разли-ч,ить узкие фракции, характерные для отдельных компонентов. [c.336]

На рис. 83 приведена кривая истинных температур кипения первой антраценовой фракции, отобранной в хороших условиях ректификации на одной из лучших смолоперегонных установок непрерывного действия с трубчатыми печами. [c.340]

Распределение компонентов по их летучести уже издавна рассматривалось как главная характеристика нефти. Любую ректификационную колонку, обладающую достаточным числом теоретических тарелок, можно использовать для построения так называемой кривой истинных температур кипения , т. е. кривой зависимости между температурами кипения отдельных фракций и весовым процентом отгона последних. При расчете учитываются также потери при перегонке и остаток. [c.28]

Если классифицировать нефти по их фракциям, то целесообразно применять для сравнения столько фракций, сколько окажется необходимым. Идея Лена и Гартона была развита Ван-Несом и Ван-Вестеном [391)1, применявшими кривую истинных температур кипения для всей нефти в целом и последующий анализ каждой фракции с целью выяснения распределения углерода в нафтеновых, парафиновых и ароматических углеводородах. Получающиеся таким образом результаты авторы назвали спектром распределения углерода, имеющим большое значение для переработки нефти. Эта система имеет ограниченное значение при характеристике нефтей по классам, но может быть весьма полезной, так как позволяет дифференцировать различные нефти. Однако она с успехом может быть использована для ключевых фракций по классификации Лена и Гартона. [c.52]

Принято называть температуры кипения на приборе Баджера истинными температурами кипения, а кривые зависимости между температурами кипения фракций и процентом их отгона — кривыми истинных температур кипения (кривыми ИТК). Американский термин истинная температура кипения , принятый в настоящее время в большинстве стран, в том числе и в СССР, является условным, потому что никакая даже высокоректифици-рующая колонна не обеспечивает абсолютно четкого разделения перегоняемого нефтепродукта. Так, если взять какой-либо очень хорошо ректифицированный продукт и вновь разогнать его на аппарате с ректификацией, то начало кипения первой фракции и конец кипения последней будут отличаться от температурных пределов, в которых данная фракция была отобрана при первой разгонке. Все же, несмотря на всю условность, кривые ИТК, а также кривые, выражающие зависимость между отдельными качествами отогнанных фракций и процентом отгона, дают подробную и достаточно полную характеристику фракционного состава нефти (или любого нефтепродукта) с точки зрения ее технологических свойств. [c.220]

Рнс.9.2. Кривые истинных температур кипения (ИТК) и однократного испарения (ОИ) для каменноугольной смолы 1 - ИТК 2 - ОИ I - на-фталино-воздушная смесь П - фтале-воздушная смесь III - фталевый ангидрид сырец [c.318]

Если в аппарате ИТК перегонять смесь, состоящую нз компонентов, резко отличвых но температурам кипения, то идеальная кривая перегонки б дет иметь ступенчатую форму. Во всех остальных случаях, в частности цри перегонке сырой нефтп, кривая истинных температур кипения будет иметь плавный вид, (фиг. 69). Перегонку ведут следующим образом. В колбу заливают сырье. [c.131]

Для большинства ПК нефтепродуктов в процессах нефтепереработки и нефтехимии отсутствуют средства оперативного контроля, а для ПТЭЭ таких технических средств не может быть по определению. Существующие анализаторы [1, 26, 56] для получения таких ПК, как фракционный состав кривая истинных температур кипения (ИТК)) температура вспышки октановое число содержание парафина серы отдельных компонентов, имеют динамические характеристики на цикл измерения порядка одного часа, точность до нескольких процентов (обычно 5н-7 %). Несколько лучшие динамические и метрологические характеристики имеют анализаторы вязкости цикл (или время) измерения порядка нескольких минут, погрешность до 5 7о и анализаторы цвета светлых нефтепродуктов. [c.637]

На рис. 37 приведена кривая истинных температур кипения одного из образцов сырого бензола, на которой в параллельных координатах нанесено распределение непредельных и несульфи-рующихся соединений. [c.188]

По данным табл. 103 и кривой истинных температур кипения для поглотительной фракции видно, что для получения мо-нометилнафталинов нужно выделять фракцию I (235—250°). [c.337]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология