Физико-химические основы процессов транспорта и хранения нефти и газа. Новиков А.А - 86 стр.

UptoLike

ВУЗ: 

ТПУ | Томск

Составители: 

Рубрика: 

80
a = 0,001828 – 0,00132·ρ
20
i
,
(5.30)
где t – температура,
о
С, в данном случае t=15
о
С.
3.2. Расчет характеризующего фактора, отражающего химическую
природу и степень парафинистости фракции. Характеризующий фактор
определяется по формуле
K
i
= (1,216 T
ср,i
1/3
)/ ρ
15
15
,i
,
(5.31)
где T
ср,i
- средняя молярная температура кипения, К,
ρ
15
15
,
i
– относительная плотность нефтепродукта.
Средние значения характеризующего фактора следующие:
парафинистые нефтепродукты - 12,5-13,0
нафтеноароматические - 10-11
ароматизированные - 10
продукты крекинга - 10-11
3.3. Расчет функций средних температур кипения фракций F(t
ср,i
),
которые будут использованы в дальнейшем при расчете констант
парожидкостного равновесия
F(t
ср,i
) = 1250/{[( t
ср,i
+ 273)
2
+ 108000]
0,5
– 307,6} – 1,
(5.32)
3.4. Расчет массовых долей фракций исходной нефти
Х
мс,i
= %
мс,i
/100. (5.33)
3.5. Расчет мольных долей фракций исходной нефти
Х
мл,i
= (Х
мс,i
/М
i
) /
Σ
(Х
мс,i
/М
i
).
(5.34)
3.6. Расчет объемных долей фракций
Х
20
об,i
= (Х
мс,i
/ρ
20
i
) / Σ(Х
мс,i
/ρ
20
i
),
(5.35)
Х
15
об,i
= (Х
мс,i
/ρ
15
i
) / Σ(Х
мс,i
/ρ
15
i
).
(5.36)
Для сумм массовых, мольных, объемных долей должно
соблюдаться Σ(Х
i
) = 1.
Продолжение расчетной таблицы 5.4:
n
ρ
15
i
K
i
F(t
ср,i
)
Х
мс,i
Х
мс,i
/М
i
Х
мл,i
Х
мс,i
/ρ
20
i
Х
20
об,i
Х
мс,i
/ρ
15
i
Х
15
об,i
1 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
1 0,613
13,2
8,362 0,064
0,0010
0,167
0,105 0,087 0,104 0,086
2 0,687
12,3
6,672 0,067
0,0008
0,140
0,098 0,082 0,098 0,082
3 0,742
11,8
5,436 0,071
0,0007
0,118
0,096 0,080 0,095 0,080

Страницы