Самовоспламеняемость дизельных топлив. Цетановое число.
Дизельный двигатель (работавший на осветительном керосине) создал в 70-х годах XIXв. Рудольф Дизель. Двигатель работал без свечи зажигания. Из-за дефицита топлива применения не получил. В конце XIXвека создали двигатель, работавший на сырой нефти. Началось развитие.
В цилиндр подается воздух и топливо при давлении до 50 атм. При движении поршня вверх (степень сжатия достигает 18...20) горючая смесь сжимается и самовоспламеняется без искры. Процессу горения предшествует распыление топлива в сжатом и нагретом воздухе внутри цилиндра. Время от начала подачи топлива до его самовоспламенения называется периодом задержки самовоспламенения. Двигатель работает нормально, если этот период минимален. ПЗС зависит от химического состава топлива. Чем легче окисляется углеводород, тем ниже ПЗС. Склонность к окислению: н-парафины > и-парафины, нафтены > арены. С увеличением молекулярной массы склонность к окислению возрастает. При низком значении ПЗС двигатель работает плавно, так как топливо начинает гореть при меньшем его содержании в цилиндре. При большом ПЗС топливо начинает окисляться и гореть тогда, когда его количество в цилиндре значительно больше, поэтому скорость нарастания давления в цилиндре выше допустимой. Двигатель работает шумно, жестко.
О склонности дизельного топлива к самовоспламенению и возникновению жесткой работы судят по показателю качества топлива «цетановое число».
Цетановое число устанавливают методом сравнения испытуемого топлива с эталонным по ГОСТ 3122. В качестве компонентов эталонного топлива приняты следующие углеводороды:
- цетан (н-гексадекан) н-С16Н34 – парафиновый углеводород, который имеет очень небольшой период задержки воспламенения, обеспечивает мягкую работу двигателя. Его цетановое число принято за 100 единиц (ед.);
- второй углеводород - a-метилнафталин (С10Н7СН3), который очень трудно окисляется, имеет большой период задержки воспламенения. Условно его цетановое число принято за 0 ед.
Численно цетановое число дизельного топлива равно процентному содержанию по объему цетана в искусственно приготовленной смеси, которая состоит из цетана и a-метилнафталина и по характеру сгорания (самовоспламенения) равноценна испытуемому топливу. Цетановое число непосредственно связано с температурой и периодом задержки самовоспламенения.
Тема 3. Классификация нефти
Нефти различных месторождений отличаются друг от друга физическими и химическими свойствами и фракционным составом. Эти свойства и фракционный состав определяют направления и условия их переработки, предопределяют качество получаемых нефтепродуктов, а следовательно, определяют ассортимент получаемых из нефти продуктов, технологию их получения и в конечном итоге экономику переработки той или иной нефти.
Нефти, подготовленные нефтегазодобывающими и газодобывающими предприятиями к транспортированию по магистральным нефтепроводам, наливным транспортом для поставки потребителям Российской Федерации и для экспорта, подразделяют на классы, типы, группы и виды (ГОСТ Р 51858-2002, см. табл. 2.1).
В зависимости от содержания серы нефти подразделяют на малосернистые, сернистые, высокосернистые и особо высокосернистые, а по плотности, выходу фракций и содержанию парафина – на особо легкие, легкие, средние, тяжелые и битуминозные.
Нефти, поставляемые потребителю в России, характеризуют содержанием серы (класс), плотностью (тип), содержанием хлористых солей (группа), воды (группа) и сероводорода (вид). Например, нефть, содержащую 0,5 % мас. серы (класс 1), имеющую плотность при 20оС 855 кг/м3 (тип 2), содержащую 150 мг/дм3 хлористых солей и 0,4 % мас. воды (группа 2) и 20 ррm сероводорода (вид 1), обозначают: 1.2.2.1. ГОСТ Р 51858-2002.
Нефти, поставляемые на экспорт, характеризуют дополнительно выходом фракций из нефти и содержанием парафина (тип). Например, нефть, содержащая 1,5 % мас. серы (класс 2), плотностью при 20оС 865 кг/м3, с выходом фракций до 200оС 30 %, до 300оС – 51 % и до 350оС – 60 % и содержанием парафина 5 % мас. (тип 2э), содержанием хлористых солей 80 мг/дм3 и воды0,35 % мас. (группы 1) при отсутствии сероводорода (вид 1), обозначают 2.2э.1.1. ГОСТ Р 51858-2002.При этом если по одному из показателей (плотности или выходу фракций) нефть относится к типу с меньшим номером, а по другому к типу с большим номером, то нефть признают соответствующей типу с большим номером. Подобным же образом следует принимать группу для нефти.
Таблица 3.1
Классификация нефтей
| Класс | Тип | ||||||||||||
| № п/п | Наименование | Содержание серы, % мас. (ГОСТ 1437) | № | Наименование | Плотность, кг/м3, не более (ГОСТ 3900 или ГОСТ 51069) | Выход фракций, % об., не менее,выкипающих при температурах (нефти для экспорта, ГОСТ 2177) | Содержание парафина, % мас., не более (ГОСТ 11851) | ||||||
| при 20оС не более | при 15оС не более | до 200оС | до 300оС | для предприятий РФ | для экспорта | ||||||||
| для предприятий РФ | для экспорта | для предприятий РФ | для экспорта | ||||||||||
| Малосернистая | До 0,6 | Особо легкая | 833,7 | – | – | – | 6,0 | ||||||
| Легкая | 830,1-850,0 | 833,8-853,6 | – | – | – | 6,0 | |||||||
| Сернистая | 0,61-1,80 | ||||||||||||
| Средняя | 850,1-870,0 | 853,7-873,5 | – | – | – | 6,0 | |||||||
| Высокосернистая | 1,81-3,50 | ||||||||||||
| Тяжелая | 870,1-895,0 | 873,6-898,4 | – | – | – | – | – | – | |||||
| Особо высокосернистая | Выше 3,50 | ||||||||||||
| Битуминозная | Выше 895,0 | Выше 898,4 | – | – | – | – | – | – |
Продолжение таблицы 3.1.
| Группа | Вид | |||||||
| № п/п | Содержание | Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более (ГОСТ 1756) | № | Содержание | ||||
| воды, % мас. не более (ГОСТ 2497) | хлористых солей, мг/дм3, не более (ГОСТ 21534) | механических примесей, % мас., не более (ГОСТ 6370) | органических хлоридов во фракции, выкипающей до 204 0С, млн-1 (ррm), не более (ГОСТ Р 52247) | сероводорода, млн.-1 (ppm), не более (ГОСТ Р 50802) | метил- и этилмеркаптанов, млн.-1 (ppm), не более (ГОСТ Р 50802) | |||
| 0,5 | 0,05 | 66,7 (500) | ||||||
| 0,5 | 0,05 | 66,7 (500) | ||||||
| 0,5 | 0,05 | 66,7 (500) |
При выборе варианта и схемы переработки существенную помощь может оказать технологическая классификация нефти по ОСТ 38.1197-80 (табл. 2.1). По этой классификации принято пять классификационных признаков деления нефтей:
- содержание серы в нефти и в светлых нефтепродуктах (класс нефти);
- содержание фракций, выкипающих до 3500С (тип нефти);
- потенциальное содержание базовых масел (группа нефти);
- индекс вязкости базовых масел (подгруппа нефти);
- содержание твердых парафинов (вид нефти).
По содержанию серы нефти подразделяются на 3 класса: 1 – малосернистые (не более 0,5 % мас.), 2 – сернистые (0,51-2,0 % мас.) и 3 – высокосернистые (более 2 % мас.). Если в одном или во всех дистиллятных топливах из данной нефти содержание серы выше, указанных в табл. 2.1, то ее относят к более высокому классу по содержанию серы. Если же во всех фракциях (НК-180, 120-240 и 240-350 0С) данной нефти содержание серы не превышает пределов, указанных в табл. 2.1, ее относят к меньшему классу.
В зависимости от содержания фракций, выкипающих до 350 0С, нефти делят на 3 типа: 1, 2, 3, а в зависимости от содержания дистиллятных и остаточных масел – на четыре группы: 1, 2, 3, 4. По величине индекса вязкости базовых масел классификацией предусмотрены 4 подгруппы нефтей: 1, 2, 3, 4, а по содержанию парафина – три вида: 1, 2, 3. Шифр нефти по этой классификации записывается пятизначным числом с точками. Например, 1.2.1.1.3 – малосернистая нефть, со средним содержанием светлых дистиллятов (45,0-54,9% мас.), потенциальным содержанием базовых масел с ИВ>95 более 25% на нефть, высокопарафинистая.
Шифр нефти является ее технологическим паспортом, определяющим направление переработки (на топлива или на масла), необходимый набор технологических процессов для получения товарных нефтепродуктов. Очевидно, что нефти, имеющие 1 группу по содержанию базовых масел и 1 подгруппу по их индексу вязкости, целесообразно перерабатывать на масла. Нефти группы 3,4 и подгруппы 3,4 более рационально перерабатывать по топливному варианту.
б
Таблица 3.2