Разгонка бензина на узкие фракции. Построение кривой разгонки бензина.

Цель работы: 1) провести фракционную разгонку бензина; 2) определить % выход фракции; 3) на основании полученных данных построить кривую разгонки бензина.

1 – колба; 2 – термометр; 3 - трубка холодильника; 4 - асбестовая прокладка; 5 – холодильник; 6 - цилиндр.

Рисунок 1 – Схема установки

Проведение разгонки

Порядок работы: 1) собрать прибор по схеме; 2) загрузить продукт и провести разгонку на фракции по заданию; 3) определить выход в % массовых (или % объемных) каждой фракции; 4) построить кривую разгонки бензина; 5) оформить отчет по лабораторной работе; 6) Ответить на контрольные вопросы.

В чистую сухую колбу с помощью мерного цилиндра наливают 100 мл испытуемого нефтепродукта, имеющего температуру +20 - +30 С. Затем в колбу вставляют на хорошо пригнанной пробке термометр с градуировкой от 0 до 360 С.

При этом ось термометра должна совпадать с осью шейки колбы, а верх ртутного шарика должен находиться на уровне нижнего края отводной трубки в месте ее припая. Присоединяют отводную трубку к холодильнику так, чтобы она вошла на 25-40 мл и касалась ее стенок. Ванну холодильника заполняют водой и льдом, поддерживая температуру от 0 до +5 С. Колба должна стоять на асбестовой прокладке строго вертикально. Закрывают колбу верхней частью кожуха, ставя на ту же асбестовую прокладку.

Мерный цилиндр не высушивая, ставят под нижний конец трубки холодильника так, чтобы трубка холодильника входила в цилиндр не менее, чем на 25 мм, но не ниже метки 100 мм. Отверстие цилиндра закрывают ваткой. Для нагрева колбы используют газовую горелку или электрический нагреватель с прибором, позволяющим регулировать нагрев. При нагревании нефтепродукт испаряется, конденсируется в холодильники и поступает в мерный цилиндр.

Для соблюдения стандартных условий разгонки необходимо регулировать обогрев таким, образом, чтобы начало обогрева и падения первой капли дистиллята в приемник прошло не менее 5 и не более 10 минут, а в дальнейшем интенсивность нагрева должна обеспечивать равномерную скорость перегонки с отбором 4-5 мл дистиллята в минуту.

В соответствии с техническими условиями отмечают температуры, при которых уровень жидкости в приемном цилиндре соответствует определенным процентам отгона (5, 10, 50, 90, 97, 98) или проценты отгона при определенных температурах. По результатам построить кривую в координатах температура - выход фракции в %.

Охрана труда

При выполнении данной работы необходимо соблюдать правила работы с легковоспламеняющимися, пожароопасными жидкостями, лабораторной посудой, электронагревательными приборами, аккуратно пользоваться водоснабжением и водоотведением.

2.2. Денсиметрический метод определения плотности нефти при 20^оС

В сосуд, диаметр которого не превышает диаметр нефтеденсиметра больше чем в два раза, наливают 100 мл исследуемой нефти при температуре 20 ^оС. Нефтеденсиметр подбирают так, чтобы он плавал в нефти, а верхний миниск нефти находился на уровне шкалы денсиметра. Плотность нефти определяют по шкале денсиметра.

С повышением температуры плотность нефти уменьшается. Ее можно определить тем же методом, но цилиндр с исследуемой нефтью и денсиметрами надо поместить в термостат, что затруднительно, поэтому плотность нефти при разных температурах рассчитывают по формуле Д.И. Менделеева

ρ₄^t = ρ₄²⁰ – α(t – 20)

где t – температура опыта, ^оС;

ρ₄²⁰ – относительная плотность нефти при 20 ^оС по отношению к воде при 4 ^оС.

α – температурная поправка плотности при изменении температуры на 1^оС.

α = 0,001828 – 0,00132 ρ₄²⁰.

2.3. Определение средней температуры кипения фракции

Нефтепродукты характеризуются фракционным составом, который определяют при разгонках на аппарате Энгелера или по кривой истинных температур кипения (ИТК), получаемой при ректификацией. Полученные этими двумя способами кривые разгонок различаются температурами начала и конца кипения, средними температурами кипения, наклоном кривой разгонки.

Среднюю температуру кипения фракции определяют по формуле

t_ср= (t_нк+t_кк)/2,

где t_нк – температура начала кипения фракции, ^оС;

t_кк – температура конца кипения фракции, ^оС;

2.4. Определение характеризующего фактора

Характеризующий факор отражает степень парафинистости нефтепродукта

К=1,2251³Ö

Чем больше содержание парафиновых углеводородов, тем больше значение характеризующего фактора. Для парафиновых углеводородов К=13, для нафтеновых К=11,5, для ароматических К=10,5

Результаты

Вывод

Приложение

Библиографический список