Document 70474

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ имени ШАКАРИМА г. СЕМЕЙ
Инженерно-технологический факультет
Кафедра химия
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ЛАБОРАТОРНЫМ ЗАНЯТИЯМ
ПО ДИСЦИПЛИНЕ
«ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРЕРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ»
для специальности
5В072100 – «Химическая технология органических веществ»
СЕМЕЙ
2014
1
1 РАЗРАБОТАНО
Составители ________ «___» _______ 20___г Ж.Т. Лебаева
старший преподаватель
2. ОБСУЖДЕНО
2.1 На заседании кафедры
кафедры «Химия»
«Химия»
наименование кафедры
Протокол от « ____» ______________20__г., №___
дата
Заведующий кафедрой
________
Б.Х Мусабаева
подпись
2
СОДЕРЖАНИЕ
стр.
6
Определение основных свойств нефти и нефтепродуктов.
І. Определения содержания воды в нефтях
Определение основных свойств нефти и нефтепродуктов.
ІІ. Определение содержания солей в нефти
Определение основных свойств нефти и нефтепродуктов.
ІІІ. Определение содержания механических примесей в
нефти
Определение основных свойств нефти и нефтепродуктов.
ІҮ. Качественная проба на активные сернистые соединения
в составе бензинов
Определение основных свойств нефти и нефтепродуктов.
Ү. Определение кислотности светлых нефтепродуктов
Определение вязкости нефти
7
Физико - технический анализ твердых топлив
20
8
Определение плотности нефтепродуктов
27
9
Определение температуры вспышки нефтепродуктов
32
10
Коксование каменного угля
37
11
Адсорбция и десорбция. Избирательность адсорбции
12
Адсорбция и катализ
1
2
3
4
5
3
4
9
10
12
13
15
Лабораторная работа № 1. Определение основных свойств нефти и
нефтепродуктов
Определение
содержания
минеральных
примесей
в
нефтях.
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. Наличие
минеральных примесей усложняет переработку нефти и вредно 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 стойкость нефтепродуктов к окислению. Поэтому
нефтяные масла, моторные и котельные топлива даже с ничтожными следами
минеральных кислот или щелочей непригодны к употреблению.
І. Определение содержания воды в нефти
Цель: Определить содержания растворенной воды в нефти
Теоретическая часть
Содержание воды в нефти может изменяться от десятых долей до 60% и
более. Наличие в нефти, поступающей на переработку, воды и солей вредно
сказывается на работе нефтеперерабатывающего завода. При большом
содержании воды повышается давление в аппаратуре установок перегонки
нефти, снижается их производительность, расходуется излишнее тепло на
подогрев и испарение воды. При транспорте обводненной нефти требуются
дополнительные затраты на ее перекачку и перевозку. Поэтому на кусте
скважин или месторождении ставят установки подготовки нефти (УПН), где
производят дегазацию, обезвоживание и обессоливании сырой нефти и
получают товарную нефть.
Вода в нефти может быть в трех формах: растворенная, диспергированная
и свободная. Содержание растворенной воды в основном зависит от
химического состава нефти, нефтепродуктов и температуры. С повышением
температуры растворимость воды увеличивается во всех углеводородах.
Наибольшей растворяющей способностью по отношению к воде обладают
ароматические углеводороды. Чем выше содержание в нефти ароматических
углеводородов, тем выше в ней растворимость воды.
Присутствие воды в нефти при эксплуатации вызывает образование
эмульсий. Нефтяные эмульсии имеют цвет от светло-желтого до темнокоричневого. В большинстве случаев они являются эмульсиями типа вода в
нефти, в которой дисперсионной средой является нефть, а дисперсной фазой –
вода. Образование эмульсий связано с поверхностными явлениями.
Поверхностный слой жидкости на границе с воздухом или другой жидкостью,
4
как известно, характеризуется определенным поверхностным натяжением, т. е.
силой, с которой жидкость сопротивляется увеличению своей поверхности.
Поверхностное натяжение нефти и нефтепродуктов колеблется в пределах 0,02
– 0,05 Н/м.
Содержание воды в смазочных маслах усиливает их склонность к
окислению,
и
ускоряет
коррозию
металлических
поверхностей,
соприкасающихся с маслом. Присутствие воды в моторных топливах может
привести при низких температурах к прекращению подачи топлива из-за
забивки топливных фильтров кристаллами льда.
Методы определения воды в нефти и нефтепродуктах (далее нефти) могут
быть разбиты на две группы: качественные и количественные.
Качественные методы позволяют определить только наличие
эмульсионной и растворенной воды в нефти. К этим методам относятся пробы
на прозрачность, на потрескивание и на реактивную бумагу. Первые два из этих
методов используют для определения воды в прозрачных нефтепродуктах.
Наиболее часто применяемым методом качественного определения воды
является проба на потрескивание.
Количественные методы позволяют определить количество воды в нефти.
Их делят на прямые и косвенные:
прямые - метод Дина и Старка, титрование реактивом Фишера и др.;
косвенные - колориметрический, кондуктометрический, ИК спектрометрический и др.
Определение содержания воды по методу Дина и Старка
Это наиболее распространенный и сравнительно точный метод
определения воды в нефти, жидких нефтепродуктах, пластичных смазках,
парафинах, церезинах, восках, гудронах и битумах.
Сущность метода состоит в нагревании пробы до температуры кипения
нефти с нерастворимым в воде растворителем и измерении объема
сконденсированной воды (азеотропная перегонка), и вычислении ее количества
в процентах.
Аппаратура, реактивы и материалы:
- колбонагреватель или электроплитка;
- приемник-ловушку по ГОСТ 1594-69;
- обратный холодильник;
- колба круглодонная вместимостью 500 см3;
- мерный цилиндр на 100 см3;
- растворители безводные углеводородные (табл. 4).
-кипелки (пемза, неглазурованные фаянс, фарфор, или запаянные с
одного конца стеклянные капилляры).
5
Таблица
Растворители безводные углеводородные
Растворители
Нефтепродукт
Толуол технический,
ксилол технический
Битумы, асфальтено содержащие
нефти, тяжелые остаточные
котельные топлива
Нефтяной дистиллят с пределами
кипения от 100 до 2000С
Нефть, жидкие битумы, мазуты,
смазочные масла, нефтепродукты
Нефтяной дистиллят с пределами
кипения от 100 до 1400С
Пластические смазки
Подготовка к проведению испытания.
Пробу испытуемой нефти хорошо перемешивают 5-минутным
встряхиванием в склянке, заполненной не больше чем на 3/4 емкости. Вязкие и
парафинистые нефтепродукты предварительно нагревают до 40-50 0С. Из
перемешанной пробы нефти берут навеску 100 г. в чистую
сухую, предварительно взвешенную стеклянную колбу 1
(рис. 1). Затем приливают 100 мл растворителя и
содержимое перемешивают. Если нефть содержит более 10
% воды навеску берут с таким расчетом, чтобы от нее
отогналось не более 10мл. воды ( 25-50 г.)
Маловязкие нефти допускается брать в колбу по объему. В
этом случае мерным цилиндром отмеряют 100 мл
испытуемого нефтепродукта и выливают в колбу 1. Навеска
нефти в граммах при этом будет равна произведению его
объема на плотность в г/см3. Для равномерного кипения в
колбу бросают кипелки. Колбу при помощи шлифа
присоединяют к отводной трубке приемника ловушки 2, а к
верхней части приемника ловушки на шлифе присоединяют
холодильник 3. Приемник ловушка и холодильник должны
быть чистыми и сухими. Во избежание конденсации паров
воды из воздуха верхний конец холодильника необходимо
закрыть ватой.
Рис. 1. Прибор Дина и Старка
6
Проведение анализа.
Содержимое колбы нагревают с помощью колбонагревателя или на
электрической плитке. Перегонку ведут так, чтобы из трубки холодильника в
приемник ловушку падали от 2 до 5 капель в 1 секунду.
Если
в
процессе
дистилляции
происходит
неустойчивое
каплеобразование, то увеличивают скорость дистилляции или останавливают
на несколько минут приток охлаждающей воды в холодильник. Если под конец
перегонки
в
трубке
холодильника
задерживаются
капли
воды, то их смывают растворителем, увеличив для этого на непродолжительное
время интенсивность кипячения. Перегонку прекращают, как только объем
воды в приемнике - ловушке не будет увеличиваться и верхний слой
растворителя станет совершенно прозрачным. Время перегонки должно быть не
менее 30 и не более 60 мин.
Если на стенках трубки холодильника имеются капельки воды, то их
сталкивают в приемник-ловушку стеклянной палочкой. После охлаждения
испытуемого продукта до комнатной температуры прибор разбирают. Если в
приемнике-ловушке собралось небольшое количество воды (до 0,3см3) и
растворитель мутный, то в приемник-ловушку помещают на 20-30 мин в
горячую воду для осветления и снова охлаждают до комнатной температуры.
Затем записывают объем воды, собравшийся в приемнике-ловушке, с
точностью до одного верхнего деления занимаемой водой части приемникаловушки. Измерение ведут по верхнему краю мениска.
Обработка результатов.
Массовую (Х) долю воды в процентах вычисляют по формуле:
X=100V0/m
где V0 -- объем воды в приемнике ловушке, см3;
m- масса пробы, г;
количество воды в приемнике-ловушке 0,03
см3
и
меньше
считается
следами.
Отсутствие воды в испытуемом нефтепродукте определяется состоянием,
при котором в нижней части приемника-ловушки не видно капель воды.
Расхождение между результатами двух параллельных определений,
полученные одним исполнителем считаются достоверными (с 95%-ной
доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает:
0,1 см3- при объеме воды, меньшем или равном 1,0 см3;
2% от среднего значения объема - при объеме воды более 1,0 см3;
Образец оформления результатов определения приведен в табл.
7
Таблица
Дата Шифр № Вес пустой Вес колбы с Навеска Объем Содержание Среднее
пробы колбы колбы, г навеской, г нефти, г. воды в воды в нефти, значение,
ловушке,
%
%
мл.
Вопросы
1.Зачем надо знать содержание воды в нефти и нефтепродуктах
2. Как вода попадает в нефть
3. Способы добычи нефти
4. Требованию по содержанию воды в нефти перед подачей в нефтепровод
5. Способы определения воды в нефти и нефтепродуктах
6. Метод Дина Старка (ГОСТ 2477-65).
1 Сущность метода
2 Аппаратура реактивы и материалы
3 Подготовка к проведению испытания
4 Проведение анализа
5 Обработка результатов
Список рекомендуемой литературы
1. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. - Уфа:
«Гилем», 2002. 672 с.
2.Белянин Б.В., Эрих В.Н., Корсаков В.Г. Технический анализ нефтепродуктов
и газа.//Л.: Химия, 1986. – 184 с.
3. Каминский Э.Ф., Хавкин В.А. Глубокая переработка нефти: технологический
и экономический аспекты. – М.: «Техника», 2001. – 384 с.
4. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа:
Учебное пособие для вузов. – М.: Химия, 2001. – 568 с.
5. Чуракаев А.М. Газоперерабатывающие заводы и установки. – М.: Недра,
1994. – 334 с.
6. Рудин М.Г., Сомов В.Е., Фомин А.С. Карманный справочник
нефтепереработчика. / Под редакцией М.Г. Рудина. – М.: ЦНИИТЭнефтехим,
2004. – 339 с.
7. Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии
переработки нефти и газа. - М.: Химия, 1973. - 272 с.
8. Справочник нефтепереработчика: Справочник / Под ред. Ластовкина Г. А.,
Радченко Е.Д., Рудина М.Г. – Л.: Химия, 1986. – 648 с.
8
ІІ. Определение содержания солей в нефти
Цель: Определить содержание солей в нефти
Реактивы: толуол; 0,2н раствор азотной кислоты; 0,01 н раствор нитрата
ртути; 1%-ный спиртовый раствор дифенилкарбазида.
Теоретическая часть
Наличие в нефти, поступающей на переработку, солей вредно
сказывается
на
работе
нефтеперерабатывающего
завода.
Соли
(преимущественно хлориды) откладываются в трубах теплообменников и
печей, что приводит к необходимости частой очистки труб, снижает
коэффициент теплопередачи. Хлориды кальция и магния гидролизуются с
образованием соляной кислоты, под действием которой происходит
разрушение (коррозия) металла аппаратуры технологических установок. Кроме
того соли ухудшают качество получаемых нефтепродуктов. Поэтому перед
подачей нефти на переработку ее отделяют от солей.
Метод определения содержания солей в нефти заключается в
экстрагировании солей из нефти горячей водой и титровании водной вытяжки
хлоридов раствором нитрата ртути по реакции
Hg(N03)2 + 2NaCl ⇒HgCI2 + NaN03
Порядок выполнения работы
Испытуемую нефть тщательно перемешивают в течение 10 мин. Затем
наливают в цилиндр объемом 25 мл, а при предполагаемом содержании солей
более 200 мг/л - в цилиндр объемом 10 мл. Отобранный образец нефти
выливают в делительную воронку. Цилиндр ополаскивают четыре раза
толуолом, расходуя его каждый раз не более 5 мл. Все эти порции толуола
сливают в воронку с испытуемой нефтью. После двухминутного
перемешивания толуольного раствора нефти в делительную воронку наливают
100 мл горячей дистиллированной воды. Вновь перемешивают содержимое
делительной воронки в течение 10 мин. Затем устанавливают воронку в
кольцах штатива. После отстоя нижний водный слой сливают в воронку с
бумажным фильтром и фильтрат собирают в стакан. После этого повторяют
экстракцию 30 - 40 мл горячей воды в течение 5 мин. Водный слой через
воронку с бумажным фильтром собирают в тот же стакан. Фильтр промывают
10 мл горячей воды.
Стакан с промывными водами устанавливают на плитку и кипятят для
удаления сероводорода (проба со свинцовой бумажкой). После охлаждения
содержимое стакана переливают в мерную колбу объемом 500мл. Стакан
ополаскивают несколько раз 10-15 мл дистиллированной воды, которую
выливают в ту же колбу, а затем доводят объем до метки. Из мерной колбы
9
отбирают пипеткой 50 мл раствора. Если содержание солей в нефти превышает
5000 мг/л, то отбирают 10 мл. Пробы выливают в коническую колбу, куда
приливают 50 мл дистиллированной воды, 2 - 3 мл 0,2н раствора азотной
кислоты, 10 капель 1%-ного раствора дифенилкарбазида и титруют 0,01 н
раствором нитрата ртути до появления слабого розового окрашивания.
Параллельно проводят контрольный опыт с дистиллированной водой до
появления розового окрашивания.
Для проверки полноты извлечения хлоридов в делительную воронку с
оставшимся раствором испытуемой нефти наливают 100 мл горячей воды и
повторяют анализ, беря на титрование всю водную вытяжку.
Содержание солей в пересчете на NaCl (в мг на 1л нефти) рассчитывают
по формуле
X=((V1-V2)·0,5846·1000A)/V
где V1 - объем 0,01 н раствора нитрата ртути, израсходованного на титрование
испытуемого раствора, мл; V2 - объем 0,01 н раствора нитрата ртути,
израсходованного на контрольное титрование, мл; 0,5846 - количество хлорида
натрия, эквивалентное 1мл точно 0,01 н раствора нитрата ртути, мг;
А - соотношение объемов мерной колбы и пипетки; V - объем испытуемой
нефти, мл.
Контрольные вопросы:
1. Какие соли присутствуют в нефти?
2. Как влияет присутствие солей на переработку нефти и на качество
получаемых нефтепродуктов?
3. В чем заключается метод определения содержания солей в нефти?
ІІІ. Определение содержания механических примесей в нефти
Цель: Определить массовую долю механических примесей в нефти
Приборы и реактивы: бумажный фильтр, бюкс, химические стаканы, водяная
баня, обратный холодильник, воронка, коническая колба, бензин Б-70, нефть,
бензол, толуол.
Теоретическая часть
Механические примеси в нефтях состоят в основном из песка, глины,
мельчайших частиц железа и минеральных солей. В готовых очищенных
нефтепродуктах механическими примесями могут быть частицы адсорбента
(белая глина), железной окалины, минеральных солей и других веществ.
Светлые маловязкие нефтепродукты почти не содержат механических
примесей вследствие их быстрого оседания. Твердые механические примеси
10
(песок и др.) в смазочных маслах очень вредны, так как царапают и истирают
трущиеся поверхности.
В нефтях разных месторождений механические примеси содержатся в
виде примесей - песка, глинозема, продуктов коррозии, представляющих собой
окиси (двуокиси, окислы и т.п.) различных элементов (песок SiO2 - окись
кремния, продукт коррозии - окись железа Fe2O3).
Навеску испытуемой обезвоженной нефти растворяют в бензине. Раствор
фильтруют через сухой бумажный фильтр, который сушат и взвешивают. По
привесу фильтра находят количество механических примесей.
Порядок выполнения работы
Беззольный бумажный фильтр помещают в бюкс и сушат в сушильном
шкафу при 105-110°С сначала 1ч, а потом несколько раз по ЗО мин до
постоянной массы. Сухой фильтр устанавливают в воронку и смачивают его
бензином.
Навеску испытуемой нефти и бензина для ее растворения берут в
соответствии с ГОСТом. Кратность бензина Б-70 по отношению к навеске
нефти 2-4. Испытуемую нефть отвешивают в стакан и, чтобы уменьшить ее
вязкость растворяют в горячем бензине Б-70. Бензин подогревают на водяной
бане в колбе с обратным холодильником.
Горячий раствор фильтруют через подготовленный бумажный фильтр.
Осадок на фильтре промывают горячим бензином до тех пор, пока фильтрат
будет стекать прозрачным и бесцветным.
Фильтр с промытым осадком переносят в бюкс, в котором сушился
чистый фильтр, и сушат с открытой крышкой при 105 - 110°С до постоянной
массы. Бюкс охлаждают перед взвешиванием в эксикаторе с закрытой крышкой
не менее 30 мин.
Массовую долю механических примесей X (%) вычисляют по формуле:
X=(G1-G2)/G*1000
где G1 - масса бюкса с фильтром и механическими примесями, г;
G2 - масса бюкса с фильтром, г;
G - навеска испытуемой нефти.
Особенности работы:
- если нефтепродукт содержит воду, его предварительно обезвоживают
методом азеотропной перегонки;
- если нефтепродукты плохо растворяются в бензине, то его заменяют бензолом
или толуолом;
- для ускорения фильтрования применяют воронку Бюхнера с водоструйным
насосом;
- при работе с бензолом, толуолом фильтрование надо проводить в вытяжном
11
шкафу.
Контрольные вопросы:
1. Что относится к механическим примесям нефти и нефтепродуктов?
2. Сущность метода определения механических примесей.
3. Методика определения механических примесей.
ІҮ. Качественная проба на активные сернистые соединения в составе
бензинов
Цель: Провести качественное
соединений в составе бензинов
определение
активных
серосодержащих
Приборы и реактивы: отшлифованная пластинка из электролитной меди
размером 40х 10x2мм; пробирка; водяная баня; термометр; фарфоровая чашка;
фильтровальная бумага; спирт; ацетон; проба бензина.
Теоретическая часть
Серосодержащие
соединения
являются
вредными
примесями
нефтепродуктов, так как ухудшают их качество и вызывают коррозию
металлов. Наиболее опасными являются активные серосодержащие соединения
(сероводород, низшие меркаптаны, свободная сера), которые сильно разрушают
металлы, особенно цветные. Поэтому присутствие этих веществ крайне
нежелательно
и
для
большинства
нефтепродуктов
недопустимо.
Порядок выполнения работы
Пластинки промывают спиртом и высушивают на фильтровальной
бумаге. Подготовленные пластинки руками трогать нельзя.
Нефильтрованный испытуемый нефтепродукт наливают в пробирку
высотой 140-150мм и диаметром 15-20мм примерно до половины ее высоты и
туда же щипцами опускают подготовленную медную пластинку. Пробирку
закрывают корковой пробкой и помещают в водяную баню, нагретую до 5СРС.
Уровень воды в бане должен быть выше уровня топлива в пробирке. Через 3
часа пластинку вынимают и промывают в фарфоровой чашке подогретым
ацетоном или спирто-бензольной смесью.
Для каждого образца нефтепродукта проводят два параллельных
испытания. Если после опыта медная пластинка хотя бы в одной из
параллельных проб покрылась черными, темно-коричневыми или серостальными налетами и пятнами, то нефтепродукт считается не выдержавшим
испытания и бракуется.
Контрольные вопросы:
1. Какая сера относится к активной?
12
2 Почему не допускается содержание активной серы в нефтепродуктах?
3 Сущность метода испытания на медную пластинку.
4 Какие сернистые соединения содержатся в нефти
5 Современные представления о происхождении нефти и пути попадания
сернистых соединений в нефть
6 Для чего необходимо знать содержание серы в нефти и нефтепродуктах
7 Методы определения содержания серы и когда они применяются
Ү. Определение кислотности светлых нефтепродуктов
Цель: Определить кислотность бензина.
Реактивы: этиловый спирт, 85%-ный водный раствор; гидроксид калия 0,05 н.
спиртовый раствор; индикатор нитрозиновый желтый (дельта), 0,5%-ный
водный раствор.
Теоретическая часть
Органические кислоты, содержащиеся в нефти, при переработке
попадают в бензины и дизельное топливо.
Присутствие органических кислот в нефтепродуктах крайне
нежелательно. Особенно это относится к низкомолекулярным жирным
кислотам, обладающим большой коррозионной активностью. Поэтому
содержание органических кислот в нефтепродуктах строго нормируется
стандартами.
Содержание органических кислот в нефтепродуктах определяется
кислотным числом, которое выражается количеством гидроксида калия (КОН),
необходимым для нейтрализации органических кислот, находящихся в 100 мл
топлива; измеряется в мг. Кислотное число для бензинов не должно быть более
3 мг КОН на 100 мл топлива; для дизельных топлив - не более 5мг КОН на
100мл топлива.
Сущность определения кислотности светлых нефтепродуктов: из
определенного объема анализируемого нефтепродукта кипящим этиловым
спиртом экстрагируют органические кислоты, которые затем нейтрализуют
прямым титрованием спиртовым раствором едкого кали.
Порядок выполнения работы
В коническую колбу объемом 250 мл с обратным холодильником
наливают 50 мл 85%-ного этилового спирта. Устанавливают ее на плитку
закрытого типа и кипятят в течение 5 мин для удаления из спирта
растворенного углекислого газа. В горячий спирт приливают 5 капель
индикатора нитрозинового желтого (дельта) и нейтрализуют 0,05 н. раствором
гидроксида калия до перехода окраски из желтой в зеленую.
В колбу с нейтрализованным горячим спиртом приливают 50 мл
испытуемого бензина и кипятят с обратным холодильником в течение 5 мин
13
для удаления углекислого газа. К горячему раствору вновь добавляют 5 капель
индикатора нитрозинового желтого (дельта) и титруют при перемешивании
0,05 н. спиртовым раствором КОН до перехода окраски из 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 бензина х (в мг КОН/ЮО мл) рассчитывают по
формуле:
X=(V1·T·100)/V
где V1 - объем 0,05 н. спиртового раствора КОН, израсходованного на
титрование пробы, мл;
Т - mump 0,05 н. раствора КОН, мг/мл;
V - объем испытуемого нефтепродукта, мл.
Контрольные вопросы:
1. Каким показателем определяется содержание органических кислот в
нефтепродуктах?
2. Что такое кислотное число?
3. Почему содержание органических кислот строго нормируется стандартами?
4. Какое кислотное число допускается для бензинов и дизельных топлив?
5. В чем заключается сущность определения кислотности светлых
нефтепродуктов?
6. Методика определения кислотности светлых нефтепродуктов.
14
Лабораторная работа № 2. Определение вязкости нефти
Теоретическая часть
Вязкость (внутреннее трение) - свойство жидких и газообразных тел
оказывать сопротивление их течению - перемещению (сдвигу) одного слоя
жидкости относительно другого под действием внешних сил.
В любой жидкости под влиянием внешней силы происходит перемещение
молекул относительно друг друга. Возникающее при этом трение между
молекулами, т. е. внутреннее сопротивление этому перемещению, называется
внутренним трением или вязкостью.
Вязкость является важнейшим физическим параметром определяющим
характер нефти, входит во все гидродинамические расчеты, связанные с
движением нефти, например в нефтепроводах, а также используется при
подсчете запасов нефти, проектировании разработки нефтяных месторождений,
в химмотологии. Различают динамическую, кинематическую и условную
вязкость.
Динамическая вязкость,  - это отношение действующего касательного
напряжения к градиенту скорости при заданной температуре.
Единица измерения динамической вязкости Паскаль-секунда - Пас, на
практике используют обычно мПас.
Так как при определении динамической вязкости требуется источник
постоянного давления на жидкость, что приводит к дополнительным
техническим трудностям, поэтому наибольшее распространение при различных
расчетах, а также при контроле качества нефтепродуктов получила
кинематичесая вязкость.
Кинематическая вязкость  - отношение динамической вязкости
жидкости к плотности при той же температуре.
 = η/ρ
Единица кинематической вязкости в системе СИ м2/с, на практике
используют обычно мм2/с. Согласно унифицированной программе
исследования для нефти определяют кинематическую (или динамическую)
вязкость при температурах от 0 до 50 0С.
Факторы, влияющие на вязкость нефти:
-температура;
-давление;
-структурно-групповой состав;
-молекулярная масса углеводородов;
-количество растворенного газа;
-содержание и состояние высокомолекулярных парафиновых
углеводородов;
-содержание и состояние асфальто-смолистых веществ;
полярность компонентов.
15
На вязкость нефти и нефтепродуктов существенное влияние оказывает
температура. С ее повышением вязкость уменьшается, т.к. увеличивается
среднее расстояние между молекулами за счет ослабления взаимного
притяжения и, как следствие уменьшается сила трения. С повышением
давления вязкость возрастает. Чем выше полярность компонентов нефти, тем
выше вязкость. Вязкостно-температурные свойства зависят от фракционного и
углеводородного состава. Для углеводородов по мере увеличения их
молекулярного веса и температуры кипения вязкость значительно возрастает.
Наименьшей вязкостью обладают алифатические углеводороды. Наибольшей
вязкостью ароматические (особенно би- и полициклические) углеводороды.
Важным эксплуатационным показателем в химмотологии топлив и масел
является прокачиваемость. Прокачиваемость моторных топлив и топлив для
газотурбинных и котельных установок существенно зависит от их вязкости.
Например, количество бензина вязкостью 0,65 мм2/с, поступающего в
двигатель за одну минуту, 100 г, а бензина вязкостью 1,0 мм2/с – 95 г.
В технических требованиях на товарные топлива и смазочные масла
предусмотрены соответствующие ограничения значения вязкости. Так топлива
для быстроходных дизелей должны иметь кинематическую вязкость при 20 0С в
пределах 1,5 – 6,0 мм2/с.
Кинематическая вязкость нефти различных месторождений изменяется в
довольно широких пределах от 2 до 300 мм2/с при 20 0С. Однако в среднем
вязкость () большинства нефтей редко превышает 40 – 60 мм2/с.
Приборы для измерения вязкости называют вискозиметрами. Существует
большое
число
конструкций
вискозиметров.
Однако
наибольшее
распространение получили вискозиметры истечения и ротационные.
В вискозиметрах истечения вязкость, как правило, оценивается по объему
жидкости, протекающей за определенное время через капиллярную трубку ( по
этой причине в большинстве случаев вискозиметры истечения называются
капиллярными). Наибольшее распространение получили вискозиметры
Оствальда, Каннон-Убеллоде и Пинкевича.
Второй стандартный метод (ГОСТ 1929) служит для определения
вязкости наиболее вязких нефтепродуктов, способных к фазовым переходам в
коллоидные или кристаллические структуры. Метод основан на изменении
усилия, необходимого для вращения внутреннего цилиндра относительно
наружного при заполнении пространства между ними испытуемой жидкостью
при температуре t. Прибор называют ротационным вискозиметром.
Вязкость определяют по времени, за которое внутренний цилиндр
совершит три полных оборота под действием грузов. Для этого цилиндры с
образцом нефтепродукта выдерживают в термостате при заданной температуре
t в течение 30 мин. Затем, подвесив грузы, отпускают тормоз, после первого
полного оборота внутреннего цилиндра включают секундомер и засекают
время трех последующих оборотов. Это время должно быть не менее 30с, иначе
меняют грузы и измерение повторяют.
16
Семейство ротационных вискозиметров включает в себя системы с
осными цилиндрами, конусами, сферами и некоторыми другими
поверхностями вращения. Помимо типа рабочих поверхностей (цилиндры
конусы и др.) ротационные вискозиметры отличаются друг от друга также
устройствами для измерения момента вращения. Наибольшее распространение
получили вискозиметры Реотест. Реотест позволят измерять динамическую
вязкость и следующие аномалии текучести: структурную вязкость,
пластичность (предел текучести), тиксотропию (способность некоторых
структурированных дисперсных систем самопроизвольно восстанавливать
разрушенную механическим воздействием исходную структуру). Диапазон
температур измерения от -60 до +300 0С.
Для многих нефтепродуктов нормируется так называемая условная
вязкость, определяемая в металлических вискозиметрах. Определение условной
вязкости также основано на истечении жидкости, но не через капилляр, через
калиброванное отверстие насадки (с диаметром отверстия 5 мм.) под влиянием
силы тяжести (ГОСТ 6258 - 82).
Условная вязкость – отношение времени истечения 200 мл испытуемого
нефтепродукта из вискозиметра типа ВУ (при температуре испытания) ко
времени истечения 200 мл дистиллированной воды при температуре 20 0С.
Величина этого отношения выражается как число в условных градусах (0ВУ).
Метод определения условной вязкости применяется для нефтепродуктов,
дающих непрерывную струю в течение всего испытания и для которых нельзя
определить кинематическую вязкость. Условную вязкость определяют для
нефтяных топлив (мазутов).
Определение кинематической вязкости (ГОСТ 33-2000)
Приборы, реактивы, материалы: вискозиметр стеклянный типа ВПЖТ, ВНЖТ
или ВПЖ, ВНЖ, термостат, резиновая трубка, водоструйный насос или
резиновая груша, секундомер.
Сущность метода заключается в измерении калиброванным стеклянным
вискозиметром времени истечения, в секундах определенного объема
испытуемой жидкости под влиянием силы тяжести при постоянной
температуре. Кинематическая вязкость является произведением измеренного
времени истечения на постоянную вискозиметра.
Подготовка к испытанию. Для проведения анализа подбирают вискозиметр с
таким диаметром капилляра, чтобы время истечения жидкости составляло не
менее 200 с при этом используют вискозиметры типов ВПЖТ-1, ВПЖТ-2,
ВНЖТ ВПЖ-1, ВПЖ-2, ВПЖ-4, ВНЖ. В лабораторной практике наиболее
распространены вискозиметры Пинкевича типа ВПЖТ-4, ВПЖТ-2 рис.2.
17
Рисунок 2 – Вискозиметры Пинкевича:
1, 2 – колено; 3 – отводная трубка; 4 – расширение капиллярной трубки
Чистый сухой вискозиметр в соответствии рис. 2, заполняют нефтью
(нефтепродуктом), далее нефтью. Для этого на отводную трубку 3 надевают
резиновую трубку. Далее, зажав пальцем колено 2 и перевернув вискозиметр,
опускают колено 1 в сосуд с нефтью и засасывают нефть с помощью резиновой
груши, водоструйного насоса или другим способом до метки М2, следя за тем,
чтобы в нефти не образовалось пузырьков воздуха. Вынимают вискозиметр из
сосуда и быстро возвращают в нормальное положение. Снимают с внешней
стороны конца колена 1 избыток нефти и надевают на его конец резиновую
трубку.
Проведение испытания. Вискозиметр устанавливают в термостат, имеющий
температуру 20 0С, так чтобы расширение 4 было ниже уровня воды в
термостате. После выдержки в термостате не менее 15 мин. засасывают нефть в
колено 1, примерно на 1/3 высоты расширения 4. Соединяют колено 1 с
атмосферой и определяют время перемещения мениска нефти от метки М1 до
метки М2 (с точностью 0,2 с). Если результаты трех последних измерений не
отличаются более чем на 0,2 %, кинематическую вязкость , мм2/с, вычисляют
как среднеарифметическое по формуле
 = C·τ
где С- постоянная вискозиметра, мм2/с2; τ- среднее время истечения нефти в вискозиметре, с.
18
Динамическую вязкость η, мПа с, исследуемой нефти вычисляют по
формуле
η=·ρ
где  - кинематическая вязкость, мм /с; ρ - плотность при той же температуре, при которой
определялась вязкость, г/см3.
2
Допускаемые
расхождения
последовательных
определений
кинематической вязкости от среднего арифметического значения не должны
превышать следующих значений:
Температура измерения ,0С
Допускаемое расхождение, %
-60 -30
±2,5
-30 15
±1,5
15 150
±1,2
Образец оформления результатов определения приведен в табл.
Таблица
Определение вязкости
Дата Шифр Температура
пробы измерения, 0С
№ вискози- Постоянная
Время
Киматическая
метра
вискозиметра, истечения нефвязкость,
2
2
мм. /с.
тепродукта, с.
мм2/с
Вопросы:
1. Что такое вязкость
2. Виды вязкости
3. Для чего необходимо знать вязкость
1. Расчет нефтепроводов
2. Подсчет извлекаемых запасов нефти
3. Выбор способа транспортировки
4. Способы добычи нефти
5. Химмотология
4. Способы определения вязкости
5. Зависимость вязкости от температуры, молекулярного веса и строения
6. Определение кинематической вязкости (ГОСТ 33-2000)
1. Сущность метода
2. Подготовка к испытанию
3. Проведение испытания
4. Обработка результатов
19
Лабораторная работа № 3. Физико-технический анализ твердых
топлив
Цель работы: Технический анализ твердого топлива имеет целью
определение качества данного сорта топлива. На основе технического анализа
определяются основные свойства топлива, важные для оценки возможности его
технического применения.
В настоящей лабораторной работе производится определение влаги, золы
и выхода летучих веществ при техническом анализе ископаемых углей.
Лабораторная установка включает в себя:
1. Весы лабораторные с набором гирь.
2. Шкаф сушильный.
3. Печь для обжига.
4. Эксикатор.
5. Лабораторные посуда (ступка, сита, бюксы, фарфоровые тигли) и инструмент
(щипцы, шпатель и др.).
Рис. 1. Сушильный шкаф: 1 - нагревательная камера; 2 - кожух; 3 основание; 4 - дверца; 5 - панель управления и индикации; 6 - вытяжная труба;
7 - кабель подключения к электросети; 8 - индикатор нагрева; 9 - датчик-реле
определения температуры; 10 - выключатель; 11 - термобаллон; 12 - поддон; 13
- вентилятор; 14 – сопло
Нагревательная камера 1 представляет собой короб из нержавеющей
стали, к боковым и задней стенкам которого присоединены три плоских
нагревательных элемента. Камера обернута термоизолятором и установлена на
основании 3 при помощи винтов. Сверху камеры одевается кожух 2, который
крепится к основанию.
Спереди камера закрыта дверцей 4, оборудованной термоизоляцией и
плотно прижатой к камере с помощью пружин. Панель управления и
индикации 5, закрепленная на кожухе справа от дверцы, предназначена для
установки и регулирования температурного режима в рабочем пространстве
20
сушильного шкафа, а также его включения и выключения. Для этого на панели
управления имеются: индикатор 8 и датчик-реле 9 определения температуры,
выключатель 10. Термобаллон 11 датчика-реле установлен в нагревательной
камере. Температура в камере задается вращением ручки датчика-реле
температуры 9. Сигнал о работе нагревателя подает индикатор 8.
Бюкса с навеской пробы твердого топлива помещается на поддон 12,
находящийся в нагревательной камере. Испаряющаяся влага удаляется из
камеры эжекционным способом при помощи вентилятора 13, установленного в
нижней части вытяжной трубы 6.
Шкаф сушильный предназначен для работы при температурах
окружающей среды от 288 К (15 °С) до 308 К (35 °С), относительной влажности
воздуха 46...80 %, атмосферном давлении 86,5... 106 кПа (650...800 мм рт cт).
Время достижения максимальной температуры после включения около 30
мин, непрерывной работы - 8 часов; среднее время восстановления около 2
часов.
Печь для обжига (рис. 2) предназначена для проведения технологического
процесса при температуре до 1200 °С. Наибольшая скорость изменения
температуры в зоне рабочего пространства 130 °С; среднее время
восстановления не менее 5 часов. Диапазон изменения температуры внутри
зоны рабочего пространства 600...1200 °С, точность поддержания температуры
в установившемся режиме ±3 °С. Печь снабжена системой, позволяющей
осуществлять программирование температурно-временного режима нагрева.
Рис. 2. Печь для обжига:
21
1 - рабочий объем;
2 - электрический нагреватель;
3 - термоэлемент;
4 - термоизоляция;
5 - кожух;
6 - стол с автоматической системой перемещения;
7 - панель управления;
8 - терморегулятор;
9 - таймер;
10 - цифровое индикаторное табло
Основные элементы печи показаны на рис. 2. Внутри рабочего объема 7
расположены электрический нагреватель 2 и электрический термоэлемент 3.
Печь выложена изнутри термоизоляционным материалом 4; снаружи закрыта
кожухом 5. Подача образцов для нагрева в камеру и выгрузка из нее
осуществляются с помощью стола 6, снабженного системой автоматического
перемещения. Программирование температурно-временного режимов нагрева
осуществляется с панели управления 7 с помощью терморегулятора 8, таймера
9 и цифрового табло индикации параметров 10.
I. Определение содержания влаги
Сущность метода заключается в высушивании угля до постоянного веса в
сушильном шкафу при температуре 102... 105 оС.
Высушивание производится в электрическом лабораторном сушильном шкафу
(рис. 1).
Проведение работы
1. Взвесим на аналитических весах с точностью до 0,0002 г пустую бюксу с
крышкой, вес ma, г ;
2. Шпателем или специальной ложкой пересыпаем в бюкс навеску угля в 1...2 г
(толщина слоя угля в бюксе не должна превышать 5мм и производим
взвешивание бюксы с навеской угля, вес mb, г;
3. Бюкс с навеской угля вставляем в предварительно разогретый до 102... 105°С
сушильный шкаф и при этой температуре сушим около 30 мин;
4. Вынув бюкс из шкафа, охлаждаем её в эксикаторе и взвешиваем на
аналитических весах, вес mс, г;
5. Производим контрольные просушивания, продолжительностью каждое 30
мин до тех пор, пока убыль веса не будет менее 0,001 г или до увеличения веса
из-за окисления угля при его длительном нагревании (в этом случае в расчет
принимаем предпоследний вес mс)
6. Общую убыль веса, в процентах к навеске угля, принимаем за содержание
влаги WP в рабочем топливе и вычисляем по следующей формуле:
22
WР = (mb-mc) . 100/mb-ma, %
(1)
Примечание. Во время сушки в шкафу крышка бюксы с навеской должна
быть приоткрытой, а при охлаждении на воздухе и в эксикаторе, а также при
взвешивании - закрытой.
Вопросы:
Цель и задачи технического анализа ТГИ
Понятие рабочего и аналитического состояния топлива
Виды влаги
Зачем необходимо знать влажность ТГИ (научное и практическое
значение)
5. Образование ТГИ (торфообразование, диагенез, метаморфизм)
6. Способы определения влажности ТГИ
7. Определение влажности по ГОСТ 27314-91
1. Сущность метода
2. Аппаратура
3. Определение внешней влаги
4. Определение влаги воздушно-сухого топлива
5. Определение влаги аналитической пробы
6. Подсчет и обработка результатов
1.
2.
3.
4.
II. Определение содержания золы
Сущность метода озоления угля заключается в постепенном продвигании
фарфорового противня с углем в нагретую до 800 °С (±25 °C) печь для обжига
(рис. 2) и прокаливания при этой температуре зольного остатка до постоянного
веса.
Проведение работы
1. Взвесим на аналитических весах (с точностью до 0,0002 г) пустой
фарфоровый противень вес mа, г;
2. Шпателем пересыпаем в противень навеску угля в 1 г и производим
взвешивание противня с навеской, вес mb, г;
3. Предварительно разогреваем печь до температуры 850 °С , опускаем
загрузочный стол в нижнее положение, установив противень с навеской угля, и
выдержать в таком положении в течение 10 мин. Затем поднимаем стол в
среднее положение и выдерживаем в течение 10 мин, после чего продвигаем
противень с навеской в зону полного накала печи;
4. При плотно закрытой печи выдерживаем пробу твердого топлива при
температуре 800 °С в течение 40 мин;
23
5. Опустив загрузочный стол печи в среднее положение, вынимаем противень с
золой и охлаждаем вначале на воздухе в течение 6 мин, а затем в эксикаторе и
взвешиваем на аналитических весах, вес mc, г;
6. Производим контрольные 15-минутные прокаливания противня с золой при
температуре 800 °С, которые повторяем до тех пор, пока изменение веса не
будет менее 0,001 г;
7. Во всех случаях в расчет принимаем последний вес противня с зольным
остатком вес mc, г;
8. Вес зольного остатка, в процентах к навеске угля, принимаем за содержание
золы АP в рабочем топливе и вычисляем по формуле:
АР = mc-ma . 100/mb-ma, %
(2)
Вопросы:
1. Понятие минеральных примесей и зольности
2. Химические процессы, прекращающие при переходе минеральных
примесей в золу
3. Виды золы и обогатимость углей
4. Зачем необходимо знать зольность ТГИ
5. Определение зольности по ГОСТ 11022-95
1. Сущность метода
2. Аппаратура
3. Проведение испытания
4. Подсчет и обработка результатов
6. Почему зольность пересчитывают на сухое топливо
III. Определение выхода летучих веществ
Сущность метода заключается в нагревании навески угля, находящейся в
фарфоровом тигле с притертой крышкой, в печи (рис.2) при температуре 850 °С
в течение 7 мин.
Проведение работы
1. Взвесим на аналитических весах (с точностью до 0,0002 г) пустой
фарфоровый тигель вес ma, г;
2. Шпателем пересыпаем в противень навеску угля в 1 г и производим
взвешивание тигеля с навеской, вес mb, г;
3. Предварительно разогреваем печь до получения устойчивой температуры
850°С, опускаем загрузочный стол в нижнее положение, устанавливаем тигель
с навеской угля, и поднимаем стол в верхнее положение до плотного закрытия
печи;
4. При плотно закрытой печи выдерживаем пробу твердого топлива при
температуре 850 °С в течение 7 мин;
24
5. Опускаем загрузочный стол печи в среднее положение, вынимаем противень
с золой и охлаждаем вначале на воздухе в течение 5мин, а затем - в эксикаторе,
после чего взвешиваем на аналитических весах, вес mc г;
6. Потерю в весе в процентах к навеске угля за вычетом содержания влаги WP
принимаем за выход летучих веществ в рабочем топливе VP и вычисляем по
формуле:
VР = (mb-mc) - WP. 100/mb-ma, % (4)
Примечание. Во время испытаний температуру печи необходимо
контролировать: если температура последние 4 мин будет отличаться от 850 °С
более чем на 20 °С, производим повторное испытание образца.
IV. Результаты измерений
Результаты измерений заносим в таблицу:
№
опыта
I
II
III
Вес пустой
формы
Вес формы с
навеской до
нагрева
Вес формы с
навеской после
нагрева
ma , г
mb , г
mc , г
Определение
содержания влаги ,
WP
23,71
24,71
24,66
Определение
содержания золы,
АP
10,73
11,73
11,05
Определение
выхода летучих
веществ,
VP
29,50
30,52
30,39
Наименование
Вопросы:
1. Понятие летучего вещества ТГИ
2. Термическая устойчивость ТГИ
3. Превращения твердых горючих ископаемых при нагревании без доступа
воздуха
4. Научное и практическое значение определения выхода летучих веществ
5. Определение выхода летучих веществ по ГОСТ 6382-2001
5.1. Сущность метода
5.2. Аппаратура
5.3. Проведение испытания
5.4. Подсчет и обработка результатов
25
6. Почему выход летучих пересчитывают на горючую массу
7. Характеристика твердого нелетучего остатка
V. Определение теплотворной способности топлива
Различают высшую и низшую теплотворную способность топлива.
Высшая теплотворная способность QвP определяется количеством тепла,
которое выделяется при полном сжигании 1 кг топлива без учета расхода тепла
на испарение влаги. Низшая теплотворная способность QнP соответствует
количеству тепла при полном сгорании 1 кг топлива с учетом расхода тепла на
испарение содержащейся в нем влаги.
Теоретический расчет теплотворной способности исследуемого топлива
может быть произведен на основе полученных в лабораторной работе данных
анализа по формуле Д.И. Менделеева:
QвP =81СР + 300НP + 26(SP - ОP), ккал/кг; (6)
QнP = QвP - 6(9HP - WP), ккал/кг; (7)
где СP, НP, SP, ОP, WP - процентное содержание углерода, водорода, серы,
кислорода и влаги исходя из следующего рабочего состава топлива:
CP+HP+OP+NP+SP+AP+WP=100 %. (8)
При определении теплотворной способности в первом приближении
можно применять, что из-за малого содержания в топливе азота, серы и
кислорода
(NP  0, SP  0, OP  0), а выражение (8) записать в виде:
СP+НP+АP+WP=100 %. (8а)
где НP - содержание водорода в рабочей массе топлива, оцениваемое по
опытному значению процента выхода летучих веществ VP.
VI. Результаты проведенного анализа топлива
Результаты проведенного анализа топлива сводятся в таблицу:
Теплота
Содержание
Марка топлива
сгорания
WР
АР
АС
VР
VС
VГ
%
%
%
%
%
%
QвP
QнP
ккал/кг
26
Донецкий Т - Р
5
32 33,7 12,7 13,4
20,2
7884,3 7228,5
Лабораторная работа № 4. Определение плотности нефтепродуктов.
Цель работы: Целью работы является экспериментальное определение
плотности нефтепродуктов ареометром для нефти (нефтеденсиметром).
Теоретическая часть
Плотность () - масса тела, заключенная в единице объема, г/см3, кг/м3.
Плотность нефтепродукта - отношение плотности нефтепродукта, взятого при
температуре t = 20 °С к плотности воды при температуре t = 4 °С. Плотность
нефтепродукта обозначается р420. Удельный вес нефтепродукта - отношение
веса определенного объема нефтепродукта при t = 20 °С к весу такого же
объема воды при t = 4 °С. Обозначается эта величина d420
Для всех измерений, точность которых не превышает 0,01 %, числовые
значения относительных величин плотности (и удельного веса) можно
принимать одинаковыми.
Плотность
нефтепродуктов
определяется
нефтеденсиметром,
пикнометром или гидростатическими весами. Нефтеденсиметром и весами
определяется плотность нефтепродуктов, имеющих вязкость при 50 °С не более
200·10-6 м2/сек (200 сст)
( <200cсm}, а также более вязких нефтепродуктов, не выделяющих
осадка при их разбавлении керосином. Пикнометром определяется плотность
всех нефтепродуктов. Наиболее часто и быстро плотность определяется
нефтеденсиметром.
Определение плотности нефтеденсиметром
Для определения плотности жидкого топлива нефтеденсиметром (рис. 1)
в стеклянный или металлический цилиндр 2 соответствующих размеров по
высоте и диаметру наливают испытуемый нефтепродукт 4 и выдерживают его
при температуре окружающей среды для того, чтобы он
принял эту температуру. В нефтепродукт осторожно
опускают нефтеденсиметр 1. Когда прекратятся его
колебания, по верхнему краю мениска (аб) отмечают, до
какого деления шкалы (с нанесенными на ней значениями
плотности) погрузился нефтеденсиметр. Чем меньше
плотность нефтепродукта, тем глубже погружается
денсиметр, Одновременно по термометру 3 с ценой
деления 1°С, впаянному в нижнюю часть (поплавок)
денсиметра, определяют температуру нефтепродукта.
27
Точность определения плотности нефтеденсиметром достигает 0,001.
Рис. 1. Определение плотности продукта нефтеденсиметром:
1 - нефтеденсиметр;
3 - термометр;
2 - стеклянный сосуд;
4 - испытуемая жидкость
Для определения плотности вязкого нефтепродукта его необходимо
разбавить равным объемом керосина известной плотности кер. Определив
плотность полученной смеси см как маловязкого нефтепродукта, вычисляют
плотность  испытуемого нефтепродукта по формуле:
 = 2 см - кер . (1)
Плотность (удельный вес) зависит от фракционного и химического
состава топлива. Наиболее тяжелыми являются ароматические углеводороды
замкнутого кольцевого строения. С увеличением плотности возрастает длина
топливного факела. Величина плотности нефтепродукта дает возможность
определить расчетом весовое количество топлива в цистернах и емкостях,
косвенно характеризовать способность топлива к воспламенению (чем больше
плотность, тем труднее оно воспламеняется), судить об относительной
способности топлива к распылу и т.д. Плотности некоторых нефтепродуктов
приведены в табл. 1.
Плотность нефтепродуктов
Таблица 1
Плотность нефтепродуктов
при 20 °С
Наименование нефтепродуктов
г/см3
Авиационный бензин
0,73 - 0,75
Автомобильный бензин
0,71 - 0,76
Топливо для реактивных двигателей
0,76 - 0,84
Дизельное топливо
0,83 - 0,93
Моторные масла
0,88 - 0,94
28
Мазут
0,92 - 1,015
Нефть
0,74 - 0,97
Если определение плотности нефтепродукта производится не при 20 °С, а
при другой температуре, то ее значение может быть приведено к плотности в
нормальном состоянии по формуле:
420 = t4+y(t-20) (2)
где 420 - плотность испытуемого нефтепродукта при 20°С, t4 - плотность при
температуре опыта t°C, t - температура опыта в °С, у - средняя температурная
поправка на 1 °С принимается по данным, приведенным в табл. 2.
Определение плотности выполняется по ГОСТ 3900-85. Сущность метода
заключается в погружении ареометра в испытуемый продукт и снятии
показаний по шкале ареометра при температуре опыта. По окончании
производится пересчет результатов на плотность при t=20 °C - приведение к
плотности в нормальном состоянии по формуле (2).
В качестве аппаратуры используются ареометры для нефти по ГОСТ
18481-81, цилиндры для ареометров стеклянные по ГОСТ 18481-81 или
металлические, термометры ртутные стеклянные типа ТЛ-4 №4 по ТУ 252021.003-88 или термометры стеклянные для испытания нефтепродуктов типа
ТИН5 по ГОСТ 450-80 при использовании ареометров типа АН. Термостат или
водяная баня для поддержания температуры с погрешностью не более 0,2 °С.
Таблица температурных поправок
Таблица 2
Плотность
нефтепродукта,
г/см3
Поправка,
г/(см3 . °С)
Плотность
нефтепродукта,
г/см3
Поправка,
г/(см3 . °С)
0,6900 - 0,6999
0,000910
0,8500 - 0,8599
0,000699
0,7000 - 0,7099
0,000897
0,8600 - 0,8699
0,000686
0,7100 - 0,7199
0,000884
0,8700 - 0,8799
0,000673
0,7200 - 0,7299
0,000870
0,8800 - 0,8899
0,000660
0,7300 - 0,7399
0,000857
0,8900 - 0,8999
0,000647
0,7400 - 0,7499
0,000844
0,9000 - 0,9099
0,000633
0,7500 - 0,7599
0,000831
0,9100 - 0,9199
0,000620
29
0,7600 - 0,7699
0,000818
0,9200 - 0,9299
0,000607
0,7700 - 0,7799
0,000805
0,9300 - 0,9399
0,000594
0,7800 - 0,7899
0,000792
0,9400 - 0,9499
0,000581
0,7900 - 0,7999
0,000778
0,9500 - 0,9599
0,000667
0,8000 - 0,8099
0,000765
0,9600 - 0,9699
0,000554
0,8100 - 0,8199
0,000752
0,9700 - 0,9799
0,000541
0,8200 - 0,8299
0,000738
0,9800 - 0,9899
0,000528
0,8300 - 0,8399
0,000725
0,9900 - 1,0000
0,000515
0,8400 - 0,8499
0,000712
В зависимости от свойств испытуемого продукта пробу доводят до
температуры испытания, указанных в табл. 3; в других случаях пробу
выдерживают при температуре окружающей среды до достижения этой
температуры.
Обработка результатов заключается в округлении измеренной
температуры до ближайшего значения, указанного в табл. 3. По округленному
значению температуры t и плотности р, определенной по шкале ареометра,
находят плотность испытуемого продукта при 20° С по таблице в приложении 1
стандарта [1]. За результат испытания принимают среднеарифметическое двух
определений.
Таблица перевода плотности при температуре испытания в плотность при 20 °С
Таблица 3
Температура
испытания,°С Плотность по шкале ареометра, г/см3
0,600 0,610 0,620 0,630 0,640 0,650
0,660
0,670
0,680
0,690
Плотность при 20 °С, г/см3
27,0
0,607 0,617 0,627 0,637 0,647 0,6564 0,6663 0,6762 0,6861 0,6960
27,5
0,608 0,617 0,627 0,637 0,647 0,6569 0,6668 0,6767 0,6866 0,6965
28,0
0,608 0,618 0,628 0,638 0,647 0,6573 0,6672 0,6771 0,6870 0,6969
28,5
0,609 0,618 0,628 0,638 0,648 0,6578 0,6677 0,6771 0,6874 0,6973
30
Рассмотрим содержание табл. 3, представляющей собой фрагмент таблицы из
приложения 1 стандарта [1], и пример пересчета плотности.
Определенная с помощью нефтеденсиметра плотность нефтепродукта
при температуре 27,5°С равна 0,6448 г/см3. Для пересчета этого значения на
значение плотности при 20°С необходимо:
1) округлить измеренную плотность до второй значащей цифры,
например: 0,6448  0,64 г/см3;
2) по табл. 3 в горизонтальной графе «Плотность по шкале ареометра,
°С» найти округленную величину плотности, например, 0,640;
3) в графе «Температура испытания, °С» найти значение температуры
испытания - 27,5°С;
4) по табл. 3 найти плотность продукта при 20°С - 0,647 г/см3. Так как
при округлении измеренной плотности значение плотности фактически
уменьшили на (0,6448-0,64) = 0,00480,005 г/см3, необходимо прибавить это
значение к найденному по табл. 3 значению плотности при 20 °С, т. е.
(0,647 + 0,005) = 0,652 г/см3.
Таким образом, плотность продукта при 20°С равна 0,652 г/см 3. Если бы
измеренную плотность округлили до 0,650 г/см3, то фактическое увеличение
значения плотности составило бы (0,65-0,6448) = 0,0048-0,005 г/см3. Из
значения плотности при 20°С, найденного по табл. 3, 0,6569  0,657 г/см3,
необходимо вычесть 0,005 г/см3 т. е. 0,657-0,005=0,652 г/см3. Плотность
продукта при 20 °С равна 0,652 г/см3.
Выполнение работы
1.Ознакамливаемся с устройством и правилами использования нефтеденсиметров.
2.Определяем плотность испытуемых нефтепродуктов при температуре
окружающей среды и приводим их плотности к нормальным условиям.
3.Определяем плотность предложенного для испытания нефтепродукта (масла
или топлива) при различных температурах и приводим полученные значения к
нормальным условиям.
t4
t,0C
204
ДТ
Масло
ДТ
Масло
25,5
0,832
0,883
0,836
0,887
25
0,835
0,884
0,8386
0,8873
25
0,834
0,884
0,8376
0,8863
31
ДТ
Масло
0,8373
0,8869
25
0,834
0,883
0,837
0,887
Вопросы:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Плотность: понятие и виды
Зависимость плотности от температуры
Зависимость плотности от химического и фракционного состава
Для чего надо знать плотность
Методы определения плотности
Определение плотности пикнометром (ГОСТ 3900-85)
Определение плотности ареометром (ГОСТ Р51069-97)
Лабораторная работа № 5. Определение температуры вспышки
нефтепродуктов
Цель работы: Экспериментальное определение
нефтепродуктов в открытом (закрытом тигле).
температуры
вспышки
Теоретическая часть
В стандартах температуру вспышки нормируют для ограничения в
нефтепродуктах количества фракций с более высоким давлением паров. Этот
показатель служит главным образом для оценки пожароопасности
нефтепродуктов, что необходимо для правильной организации их хранения,
оборудования складов и других целей.
Используется два способа определения температуры вспышки tвсп в
открытом или в закрытом тигле. Температура вспышки при этом зависит не
только от свойств самого нефтепродукта, но также и от условий, в которых она
определяется. При проведении испытания в приборе с открытым тиглем
температура вспышки получается несколько выше, чем, в приборе с закрытым
тиглем. В отличии от открытого, в закрытом тигле топливо нагревается в
замкнутом объеме без непосредственного контакта с окружающей средой, а
имеющееся небольшое окно открывается только на короткое время в момент
приближения к поверхности топлива пламени зажигательного приспособления.
Объясняется это тем, что при нагревании нефтепродукта в открытом
тигле образующиеся пары легче рассеиваются в окружающем воздухе и,
соответственно, для получения концентрации, обеспечивающей появление
вспышки, необходим нагрев до более высокой температуры, чем в закрытом
тигле. Поэтому tвсп продукта в приборах закрытого типа бывает ниже на
20-30 °С, чем в приборах открытого типа. Чем более широкую фракцию
представляет собой испытуемый нефтепродукт и чем выше его температура
вспышки, тем больше разница значений tвсп при определении ее в приборах с
открытым и закрытым тиглями.
32
Действующими стандартами приборы с открытым тиглем применяются
главным образом для испытаний нефтепродуктов, имеющих относительно
высокую tвсп (масла и т.п.), а с закрытым тиглем - для продуктов с менее
высокой tвсп, в т. ч. для дизельных топлив. Температуры вспышки некоторых
нефтепродуктов приведены в табл. 1.
Таблица 1
Температура вспышки некоторых нефтепродуктов
№
п/п
Температура вспышки, °С,
не ниже
Нефтепродукт
1
Топлива для реактивных двигателей
2
Керосин
28...30
28
Дизельное топливо
летнее
зимнее
арктическое
40...65
35...50
30...35
4
Мазуты
флотские
топочные
80...90
90...110
5
Масла
моторные
турбинные
компрессорные
индустриальные
195...200
186...195
200...275
120...200
3
Прибор для определения температуры вспышки с закрытым тиглем
показан на рис. 1. Основные узлы прибора: тигель 1, крышка тигля 6 и ванна 11
с электронагревателем 2. Тигель из гнезда ванны вынимают ухватом. Для этой
цели на фланце укреплены два крючка. На внутренней поверхности гигля
имеется круговой уступ - указатель уровня нефтепродукта.
На крышке тигля расположены: заслонка 3 с механизмом ее
перемещения, лампочка зажигательная 5, патрубок 9 для термометра и мешалка
10 с гибким валиком 7. В крышке прорезаны три отверстия трапецеидальной
формы. В нерабочем положении они закрываются заслонкой с двумя
отверстиями, которые соответствуют среднему и боковому отверстиям крышки.
При вращении заслонки рукояткой 8 открываются боковые отверстия крышки,
а зубец 4 упирается в нижнюю часть лампочки, наклоняя ее к отверстию в
крышке. Возвращение заслонки и лампочки в первоначальное положение
происходит под действием пружины, находящейся в рукоятке перемещения
заслонки.
33
Для перемешивания нефтепродукта и образующейся над его
поверхностью смеси паров служит мешалка, которая представляет собой
стержень с укрепленными на нем двумя парами лопастей. Нижняя пара
лопастей перемешивает нефтепродукт, верхняя - смесь его паровс воздухом.
Верхний конец стержня мешалки прикреплен к гибкому валику с рукояткой для
вращения вручную или при помощи электродвигателя, который должен
обеспечивать вращение лопастей со скоростью 60 ± 15 об/мин.
Ванна состоит из электрического нагревателя 2, помещенного внутри
корпуса с крышкой. Крышка имеет в центре отверстие для установки тигля в
стакан нагревателя. Внутри корпус заполнен теплоизоляционным материалом.
Питание прибора осуществляется от сети переменного тока через регулятор
напряжения. Регулятор напряжения позволяет плавно изменять скорость
нагрева нефтепродуктов. Снизу на корпусе имеется винт 12 для заземления
прибора.
Рис.1. Прибор для определения
температуры
вспышки
нефтепродуктов в закрытом тигле:
1 - тигель;
2 - электрический нагреватель;
3 - заслонка;
4 - зубец;
5 -лампочка зажигательная;
6 - крышка тигля;
7 - гибкий валик;
8 - рукоятка вращения заслонки;
9 - патрубок для термометра;
10 - мешалка;
11 -ванна;
12 - заземление
Подготовка к работе
1. Подготовка испытуемого образца.
Испытуемый образец продукта перемешивают в течение 5 мин в склянке,
заполненной не более чем на 2/3 ее объема. Образцы продуктов, имеющих
tвсп<50 °C, охлаждают до температуры, которая не менее, чем на 17 °С ниже
ожидаемой температуры вспышки; образцы вязких продуктов перед
испытанием нагревают до достаточной текучести, но не выше температуры,
которая на 17 °С ниже предполагаемой температуры вспышки.
2. Подготовка прибора.
34
Прибор устанавливают на ровном устойчивом столе в таком месте, где
нет заметного движения воздуха и свет настолько затемнен, что вспышка
хорошо видна. Для защиты от движения воздуха и света прибор окружают
экраном.
Прибор необходимо заземлить. Рукоятку напряжения поставить на
нулевую отметку.
Тигель, мешалку, заслонку и крышку прибора промыть растворителем,
высушить и охладить до температуры, не менее чем на 77 °С ниже ожидаемой
температуры вспышки.
При испытании продуктов с tвсп<50 °С нагревательную ванну охлаждают
до температуры окружающей среды.
Испытуемый продукт налить в тигель до метки, не допуская смачивания
стенок тигля выше указанной метки.
Тигель закрыть крышкой, установить в нагревательную ванну, вставить
термометр и зажечь зажигательную лампочку, регулируя пламя так, чтобы
форма его была близкой к шару диаметром 3-4 мм.
Проведение работы
1. Прибор подключают к сети и ведут нагрев следующим образом.
а) при анализе нефтепродуктов с температурой вспышки tвсп<50 °C температуру
повышают со скоростью 1°С в минуту при непрерывном перемешивании с
начала до конца опыта;
б) при анализе нефтепродукта с температурой вспышки от 50 °С до 150 °С
начальное нагревание ведут со скоростью 5-8 °С в минуту, а для продуктов с
температурой вспышки выше 150 °С со скоростью 10-12°С при периодическом
перемешивании.
Когда нефтепродукт нагреется до температуры на 30 °С ниже
предполагаемой температуры вспышки, нагревание ведут так, чтобы
температура повышалась со скоростью 2 °С в минуту.
2. При температуре на 10 °С ниже ожидаемой температуры вспышки начинают
проводить испытание на вспыхивание через 1 °С для продуктов с температурой
вспышки до 50 °С и через 2 °С - для продуктов с температурой вспышки выше
50 °С.
Нефтепродукт при этом все время перемешивают вращением мешалки.
Только в момент испытаний на вспыхивание перемешивание прекращают.
Отверстия крышки открывают на 1 с: если вспышка не произошла, продукт
вновь перемешивают, повторяя операцию зажигания через 1 °С для
нефтепродуктов с температурой вспышки до 50 °С и через 2 °С - для
нефтепродуктов с температурой вспышки выше 50 °С.
3. За температуру вспышки принимают температуру, показываемую
термометром при появлении первого синего пламени над поверхностью
нефтепродукта. После получения первой вспышки испытание продолжают,
35
повторяя зажигание через 1 °С - для нефтепродуктов с температурой вспышки
до 50 °С и через 2 °С для нефтепродуктов с температурой вспышки выше 50 °С.
В случае отсутствия вспышки все испытание повторяют заново. Если при
повторном определении температура вспышки, полученная при первом
определении, повторится, а воспроизводимости вспышки через 2 °С также не
произойдет, определение считают оконченным и за температуру вспышки
принимают показание термометра в момент появления синего пламени над
поверхностью нефтепродукта в тигле при двух последовательных
определениях.
4. Температура вспышки испытуемого нефтепродукта на данном приборе
выводится как среднее арифметическое трех измерений, проведенных в
соответствии с вышеизложенной методикой. Причем наибольшее расхождение
между измерениями (с учетом погрешности термометра по его паспорту) не
должно превышать 2 °С.
Три последовательных измерения должны вестись со свежими порциями
того же нефтепродукта при соблюдении вышеприведенных указаний. Тигель,
крышку, заслонку и мешалку при этом тщательно вытирают чистым сухим
полотенцем, не промывая их растворителями.
5. В том случае, если испытанию подвергают неизвестный нефтепродукт,
делают предварительное определение температуры вспышки. После
установления приближенного значения температуры вспышки проводят
повторное определение.
6. При испытании на вспышку должно наблюдаться и записываться
атмосферное давление.
При барометрическом давлении, отличающемся от 760 мм рт. ст. на 15мм и
более, вводят в показанную термометром температуру вспышки поправку t,
которую вычисляют по формуле
t = 0,0345-(760-B), (1)
где В - фактическое барометрическое давление, мм рт. ст.
7. По найденной температуре вспышки, сравнивая с данными ГОСТ, дают
заключение о принадлежности нефтепродукта к определенному виду и
возможной области его применения согласно общепринятым принципам
классификации.
В результате проведения опыта получена температура вспышки дизельного
топлива:
36
tвсп = 66 0C .
Вопросы:
Что такое температура вспышки, воспламенения?
Для чего необходимо знать температуру вспышки нефтепродуктов?
Почему регламентируется ГОСТ температура вспышки?
Что можно сказать о характере углеводородов входящих в состав
нефтепродукта по температуре вспышки?
5. Как влияет температура вспышки на работу двигателя внутреннего
сгорания
6. Метод определения температуры вспышки в закрытом тигле по ГОСТ
6356-75
1. Сущность метода
2. Подготовка к проведению испытания
3. Проведение испытания
7. Определение температуры вспышки в открытом тигле по ГОСТ 4333-87
1. Сущность метода
2. Подготовка к испытанию
3. Проведение испытания
1.
2.
3.
4.
Лабораторная работа № 6. Коксование каменного угля
Цель работы:
1. Проведение коксования каменного угля
2. Составление материального баланса процесса коксования
2. Теоретическая часть
Пиролиз (сухая перегонка) угля без доступа воздуха при температуре 800900 С, называемый коксованием, служит для получения кокса, который
необходим для металлургической промышленности и получения различных
химических соединений (аммиака, бензола, толуола, нафталина, антрацена и
др.). В качестве сырья применяют коксующиеся угли или шихту, состоящую из
углей разных марок.
0
Коксование проводят в камерных или шахтных печах, работающих в
политермическом режиме с постепенным подъемом температуры, поэтому
процесс сопровождается многичленными первичными и вторичными
химическими реакциями (рис. 15.1).
37
Рис. 15.1. Схема коксовой печи
Экспериментальная часть
Химические реактивы, посуда, приборы







Каменный уголь
Хлорид кальция
Раствор серной кислоты 0,5 моль/л
Раствор серной кислоты 20%-ный
Раствор гидроксида натрия 30%-ный
Ксилол
Индикатор метиловый оранжевый
38
 Оксид ртути (II)
 Установка для коксования угля
 Фарфоровая ступка с пестиком
Порядок проведения работы
Описание установки и подготовка ее к работе
Коксование угля проводят в фарфоровой трубке 1, помещенной в
электропечь 2 (рис. 15.2).
Рис. 15.2. Схема установки для коксования: 1-трубка для коксования, 2-электропечь, 3-термопара, 4газоотводная трубка, 5-манометр, 6-ловушка, 7-баня с охлждающей смесью, 8-трубка с CaCl2, 9-11поглотительные склянки, 12,13-трубки с активированным углем, 14-газометр, 15-18-краны.
Температуру процесса измеряют термопарой 3. Трубка для коксования
должна герметично закрываться с обеих сторон и на одном конце иметь
газоотводную трубку 4, соединенную с манометром 5. Газоотводная трубка
последовательно соединяется с системой для улавливания летучих продуктов
коксования: ловушкой 6, поглотительными склянками Дрекселя 9-11, двумя
трубками с активированным углем 12,13 и газометром 14 и помещается в сосуд
Дьюара или баню 7, которые заполняются водой со льдом. Трубка 8
используется для улавливания следов влаги и заполняется прокаленным
хлоридом кальция. Склянка 9 служит для поглощения аммиака и заполняется
10-20 мл раствора серной кислоты (1 моль/л) с индикатором – метиловым
оранжевым. Склянку 10 используют доя улавливания СО2 и сероводорода, она
заполняется 30 мл раствора гидроксида натрия (30%). Поглотительную склянку
11 заполняют 30 мл раствора оксида ртути и в ней улавливают непредельные
углеводороды. Две трубки 12, 13 (V-образные) служат для улавливания сырого
бензола, и их заполняют высушенным активированным углем. Газометр 14
заполняют насыщенным раствором хлорида натрия. Все поглотительные
сосуды перед началом работы взвешивают с точностью до 0,0001 г. Установку
39
собирают и перед началом работы проверяют на герметичность. Для этого
отключают манометр 5 (закрывают краны 16 и 18) и открывают краны 15 и 17.
Если установка герметична вытекание жидкости из газометра 14 постепенно
должно прекратиться.
Проведение коксования
Каменный уголь дробят в фарворовой ступке, перемешивают,
взвешивают (с точностью до 0,01 г) и пересыпают в предварительно взешенную
трубку для коксования. Затем трубку вставляют в печь и разравнивают
угольную загрузку так, чтобы уголь располагался ровным слоем по той части
трубки, которая находится в печи. Трубку коксования устанавливают с
небольшим наклоном, а газоотводную трубку помещают в пробке как можно
ниже. После сбора установки и повторной проверки на герметичность
открывают кран 17 на газометре 14, чтобы запорная жидкость вытекала из
газометра. Давление в манометре 5 поддерживают в пределах 1,3.102 Па.
Включают печь 2, ведут нагревание до температуры 1123 К, а затем
выдерживают при этой температуре 30 мин.
По окончании коксования выключают электропечь, перекрывают все
краны и зажимы, отсоединяют трубку 1 от поглотительной системы. Горячая
трубка охлаждается на листе асбеста. Поглотительные склянки разъединяют,
выдерживают 15 мин и взвешивают.
Анализ продуктов коксования
1. Массу кокса определяют путем взвешивания остывшей трубки и
определения ее привеса.
2. Массу надсмольной воды и смолы определяют путем взвешивания
ловушки и вычитания массы пустой ловушки. Привес ловушки 6 дает
массу сконденсировавшейся смолы и воды.
3. Массу воды определяют в конденсате путем азетропной отгонки воды с
ксилолом. Для этого в круглодонную колбу 1 на 250 мл наливают
конденсат из ловушки. Ловушку промывают 15-25 мл ксилола, а
промывную жидкость сливают в колбу 1.
40
Собирают прибор (рис. 15.3), соединяя
колбу с холодильником 3 через ловушку
2. Смесь перегоняют. Дистиллят
собирается в градуированной ловушке
до тех пор, пока не прекратится
увеличение водного слоя. Вся масса
воды определяется по показанию
мениска в ловушке и по привесу
хлоркальциевой трубки 8.
4. Для определения массы выделившегося
аммиака оттитровывают избыток серной
кислоты (1м) в поглотительной склянке
9. По разности взятой кислоты и
обратно оттитрованной рассчитывают
массу аммиака.
5. Привес поглотительных сосудов 10, 11,
12, 13 дает массу веществ: сероводорода
и СО2, непредельных углеводородов и
сырого бензола.
6. Полученный
в
газометре
объем
несконденсированного
газа
пересчитывают на нормальные условия
Рис. 15.3. Прибор для
азеотропной разгонки
конденсата: 1-колба, 2-ловушка,
3-холодильник, 4-колбаобогреватель
где V0 – объем газа при нормальных условиях, л; V – объем газа в
условиях опыта, л; Р – барометрическое давление, Па; h – упругость
водяных паров при данной температуре газа, Па; Т – температура газа, К.
Массу газа в данном объем V0 рассчитывают по формуле:
m = V0 . 0,458
где m – масса газа при нормальных условиях, кг; V0 – объем газа при
нормальных условиях, л; 0,458 – средняя плотность газов коксования,
кг/м3.
Контрольные вопросы
1.Каковы особенности переработки твердого топлива
2.Перечислите виды переработки твердого топлива
3.Укажите условия проведения коксования, конечные продукты этого процесса
4.Опишите химические реакции и процессы, протекающие при коксовании
каменного угля.
5.Как влияют температура, плотность загрузки, скорость процесса на процессы
коксования?
6.Опишите процесс полукоксования. Какие продукты образуются при
полукоксовании?
41
7.Что такое коксовый газ? Какие продукты образуются при переработке
коксового газа?
8.В чем заключается подготовка к коксованию?
9.Как классифицируются угли по их способности к коксованию? Перечислите
коксоующихся углей.
10.Что такое пластическое состояние углей? Перечислите основные
характеристики пластического состояния углей.
Литература
1.Классификация горючих ископаемых по структурно-химическим показателям
и основные пути использования ископаемых углей: А. М. Гюльмалиев, Г. С.
2.Головин, С. Г. Гагарин — Санкт-Петербург, НТК "Трек", 2007 г.- 152 с.
3.Новые подходы к стандартизации методов оценки качества углей в системе
технического регулирования: — Санкт-Петербург, НТК "Трек", 2007 г.- 288 с.
4.Стандартные методы испытания углей. Классификации углей: И. В.
5.Авгушевич, Т. М. Броновец, Г. С. Головин, Е. И. Сидорук, Л — Москва, НТК
"Трек", 2008 г.- 368 с.
42