Температуры застывания, помутнения и начала кристаллизации.

Температура застывания нефтепродуктов – максимальная температура, при которой налитый в пробирку продукт при охлаждении в стандартных условиях застывает настолько, что при наклоне пробирки с испытуемой жидкостью под углом 45° уровень жидкости остается неподвижным в течение 1 минуты.

Температура застывания нефтепродукта представляет собой техническую характеристику, по которой судят об эксплуатационных свойствах данного нефтепродукта. Эта характеристика очень важна при транспортировании и применении нефтепродуктов при низких температурах.

Потеря подвижности нефтепродукта может быть вызвана повышением его вязкости, образованием множества кристаллов твердых парафинов и загустеванием всей системы.

Температура застывания предусмотрена для всех товарных нефтепродуктов, кроме бензинов. Температуры застывания дизельных топлив должна быть по крайней мере на 10 ⁰С ниже температуры эксплуатации:для летних – не выше 10 ⁰С, зимних – не выше минус 35 ⁰С для умеренной и не выше минус 45 ⁰С для холодной климатических зон и для арктических топлив – не выше 55 ⁰С. Если применять зимой летнее топливо или смешанное, то выпадающие кристаллы будут забивать систему питания дизельного двигателя, подача топлива нарушается или прекращается.

Прибор для определения температуры застывания нефтепродуктов показан на рис.10.1.

Рис. 10.1. Прибор для определения температуры застывания нефтепродуктов:

1 – пробирка с нефтепродуктом; 2 – пробирка-муфта; 3 – термометр;4 – емкость с охладительной смесью.

Температурой помутнения называют максимальную температуру, при которой топливо начинает мутнеть. По этому показателю судят о гигроскопичности топлив и о возможности выпадения кристалликов льда, засоряющих топливоподающую систему.

Температура помутнения предусмотрена стандартами для дизельных топлив и осветительных керосинов.

За температуру начала кристаллизации принимают максимальную температуру, при которой в топливе невооруженным глазом обнаруживаются кристаллы.

2.7. Фракционный состав нефтей и нефтепродуктов. Способы определения.

Нефти, представляющие собой сложную смесь углеводородов и неуглеводородных соединений, разделяют путем перегонки на отдельные части, каждая из которой является менее сложной смесью. Такие части называют фракциями или дистиллятами. Эти фракции не имеют постоянной температуры кипения в отличие от индивидуальных углеводородов. Они выкипают в определенных интервалах температур – имеют температуру начала кипения (t_нк) и температуру конца кипения (t_кк).

Таким образом, под фракционным составом нефтей и нефтепродуктов понимают содержание в них в массовых или объемных процентах различных фракций, выкипающих в определенных температурных пределах. Лишь определив фракционный состав нефти, можно решить вопрос об ассортименте и количестве нефтепродуктов, получаемых из нефти. В обозначение нефтяных фракций обычно входят температуры их выкипания – t_нк и t_кк. Например, выражение «фракция 85-180°С» означает фракцию, выкипающую в интервале температур от 85 до 180°С.

При первичной перегонке нефти получают широкий ассортимент фракций, различающихся температурными границами кипения, углеводородным составом, вязкостью, температурами вспышки, застывания и другими свойствами.(см.раздел 2).

Фракционный состав нефтей и нефтепродуктов осуществляют перегонкой. Перегонку нефтей и нефтепродуктов с целью их разделения на фракции в лабораториях осуществляют с помощью различных аппаратов, в которых перегонку осуществляют с постепенным или с однократным испарением. Примером перегонки, в которой заложен принцип постепенного испарения, являются разгонка по ГОСТ (Энглеру) (рис. 2.1) и разгонка по ИТК (рис.2.2).

Аппарат для разгонки нефтепродуктов по ГОСТ (ASTM) включает стандартную круглодонную колбу Вюрца емкостью 150 см³, холодильник и приемник - мерный цилиндр на 100 см³ (см. рис 2.7.). В колбу наливают 100 см³ испытуемого нефтепродукта и перегоняют с определенной скоростью. Только в этом случае можно получать воспроизводимые результаты по фракционному составу и сравнивать их. Температуру паров, отвечающую моменту падения первой капли с отводной трубки конденсатора-холодильника, условились считать температурой начала кипения. При разгонке нефтепродуктов отмечают температуры, соответствующие отбору определенного объема (% об.) исходного нефтепродукта.

Если необходимо иметь более точные данные по фракционному составу, то используют аппараты ИТК. Эти аппараты позволяют получить данные для построения кривых истинных температур кипения (ИТК), установить потенциальное содержание фракций и получить узкие фракции с целью изучения их состава и свойств.

В качестве аппаратов ИТК используют аппарат разгонки нефти АРН-2 (или в учебных лабораториях лабораторный прибор разгонки нефти ЛПРН-1).

Аппарат разгонки нефтепродуктов по ГОСТ работает без ректификации, что приводит к значительному налеганию фракций. Наличие ректификационной колонки с орошением в аппаратах АРН-2 и ЛПРН-1 позволяет получать более точные данные по фракционному составу. Результаты разгонки нефтей и нефтепродуктов выражают графически, откладывая суммарные проценты отгонки против соответствующих температур, так называемые кривые ИТК (рис.2.8).

Р и с. 2.7. Аппарат для разгонки нефтепродуктов по ГОСТ (ASTM): 1 – автотрансформатор; 2 – колбонагреватель; 3 – колба; 4 – термометр; 5 – трубка холодильника; 6 – патрубок для вывода воды; 7 – холодильник; 8 – патрубок для ввода воды; 9 – мерный цилиндр.

Рис. 2.8. Кривая ИТК Гусевской нефти (Калининградская область)