Главная -> Словарь

Содержание неуглеводородных

4.1. Содержание нерастворимого осадка в отработанных маслах в процентах вычисляют по формуле

вязкость кинематическую при 100° С по ГОСТ 33—66; зольность сульфатную по ГОСТ 12417—73; коксуемость по ГОСТ 19932—74; число кислотное и щелочное по ГОСТ 11362—76; содержание нерастворимого осадка по ГОСТ 20684—75.

Термоокислительная стабильность разрабатываемых топлив определялась на приборе ДК-НАМИ по методике С.Г.Ткачевой ; после выдержки навески топлива при 100°С в течение 30 ч по известным тестированным методикам определяются содержание нерастворимого в н-гептане осадка, асфальтенов, механических примесей и кислотное число. Далее рассчитывается изменение перечисленных выше показателей относительно контрольной пробы и проводится сопоставление с аналогичными показателями эталонных образцов.

При добавлении этих веществ к топливу ТС-1 содержание нерастворимого осадка в 100 мл топлива уменьшается с 10 соответственно до 4,6 и 5,2 мг, а коррозия стали снижается с 1,7 до 0,4 и 0,5 г/м2. Эффективность алкилтиотетра-лолов повышается при использовании их в смеси с а-метилнафта-лином, а также в случае топлив, содержащих значительное количество бициклических ароматических углеводородов.

кислотное число, мг КОН на 1 г масла содержание смол, % ** . содержание нерастворимого осадка , % ***

Термоокислительная стабильность разрабатываемых топлив определялась на приборе ДК-НАМИ по методике С.Г.Ткачевой ; после выдержки навески топлива при 100°С в течение 30 ч по известным гостированным методикам определяются содержание нерастворимого в н-гептане осадка, асфальтенов, механических примесей и кислотное число. Далее рассчитывается изменение перечисленных выше показателей относительно контрольной пробы и проводится сопоставление с аналогичными показателями эталонных образцов.

Содержание нерастворимого осадка, 1 0 3,0

Содержание нерастворимого осадка и ГОСТ 20684-74 количество в нем негорючих соединений

Высокое содержание нерастворимого осадка, резкое увеличение коксуемости, потемнение центрального ядра и сокращение зоны диффузии на капельной пробе

римой части. Содержание нерастворимого органического

Испытанные образцы Температура, °С Испаряемость за 30 мин, /0 Содержание нерастворимого осадка при нагревании в слое 0.1 мм за 30 ч Работоспособность в элементе подшипника, мин

Содержание неуглеводородных компонентой в ароматике, выделенной из тяжелых нефтяных продуктов, зависит от двух факторов — пределов выкипания продуктов и происхождения нефти. Для данной нефти содержание ноуглеводородных компонентов в ароматике быстро возрастает с увеличением пределов выкипания фракции. За некоторым исключением, ароматические углеводороды, выделенные из бензинов, бывают всегда чистыми, содержащими в среднем около 1 % неуглеводородных соединений. Содержание неуглеводородных компонентов в ароматике из газойля или масляного сырья варьирует в широких пределах — от 3—4% для пенсильванских нефтей до 20—25% для нефтей, добываемых в Калифорнии, и для нефтей, содержащих значительные количества серы и азота.

Помимо этого, соотношения, в которых присутствуют «инородные» элементы , отражаются на процентном соотношении неуглеводородных компонентов в тяжелых фракциях и приводят к дополнительному усложнению. Допуская для простоты, что нефтяные компоненты содержат не более одного «инородного» атома, следует считать, что с увеличением среднего молекулярного веса фракций действительное процентное содержание неуглеводородных компонентов, Соответствующее определенному содержанию «инородных» элементов, растет. В такой большой молекуле присутствие инородного атома не оказывает существенного влияния на химические и физические свойства, определяемые преимущественно углеродным характером молекулы, поэтому изучение состава высших фракций очень усложняется вследствие присутствия неуглеводородных соединений.

2. Свойства топлива должны обеспечивать нормальное сгорание топливо-воздушной смеси на всех режимах работы двигателя с максимальными мощностными и экономическими показателями. Это требование регламентирует такие качества топлива, как теплота сгорания, групповой углеводородный состав и содержание неуглеводородных примесей, стойкость к детонации и калильному зажиганию и т. д.

При переходе от низкокипящих фракций к высококипящим в их составе возрастает содержание неуглеводородных компонентов, в частности смолистых веществ и сернистых соединений, тормозящих процесс 'комплексообразования. Изучению влияния смол на депарафинизацию карбамидом топливных и масляных фракций посвящено много работ, подробный анализ которых дан в монографии . В первых работах i утверждалось, что карб-амидную депарафинизацию можно применять только для фракций, выкипающих до 360 °С. Более поздние исследования показали, что выделение твердых углеводородов карбамидам возможно из фракций с более высокой температурой конца кипения и не только узких, но и выкипающих в пределах 120—470°С при условии предварительного обессмоливания нефти.

жание углеводородов и, следовательно, ниже содержание неуглеводородных асфальто-смолистых соединений, которые при малых концентрациях являются естественными антиокислителями и ингибиторами коррозии. При превышении оптимальных концентраций соединения, служившие ингибиторами, могут оказывать противоположное действие и ускорять окислительные превращения . При этом вступает в силу второй защитный механизм действия этих соединений, оцениваемый взаимодействием «высокотемпературная коррозия - коксуемость».

В товарных прямогонных топлпвах для ВРД может содержаться до 0,4—1,0% сернистых, 0,03—0,50% азотистых, 0,15—0,20% кислородных соединений и смол . При применении в составе топлив газойлевых фракций содержание неуглеводородных соединений возрастает.

Неуглеводородные примеси в Р. т. Содержание неуглеводородных органических соединений в реактивных топливах прямой перегонки Т-1, ТС-1 и ТС-7 приведено ниже :

Следовательно, химическая природа нефти, особенно содержание неуглеводородных компонентов в тяжелых нефтяных остатках и их состав, оказывает весьма существенное влияние на интенсивность и глубину термических превращений как самих компонентов, так и углеводородной части нефтяных остатков.

где Z/HC — содержание неуглеводородных составляющих смеси в мол. долях.

В техническом ксилоле, поступающем на комплекс установок изомеризации, содержание неуглеводородных примесей должно быть минимальным. Сернистые, азотистые, хлористые и металлооргани-ческие соединения оказывают отравляющее действие на платиновые катализаторы изомеризации, изменяя их активность и селективность действия. Максимальные концентрации в техническом ксилоле этих соединений следующие : серы 5; азота 1; хлора 5; металлов 5. Ксилол, который получают на установках каталитического риформинга, оборудованных предварительной гидроочисткой, обычно удовлетворяет указанным требованиям.

Ресурсы серу- и азотсодержащих соединений в нефтях СССР чрезвычайно велики, но сильно различаются для нефтей различных регионов. Для 56t) нефтей интервал изменения массового содержания серы 0,1—2,83%, азота — 0,02—0,24 % . В табл. 75 приведено среднее содержание серы и азота в нефтях СССР. Как видно из таблицы, максимальным содержанием серы и азота характеризуются нефти Урала, Сибири и Средней Азии, среднее значение отношения S/N = 6,8 и зависит от происхождения нефти. Общее содержание неуглеводородных соединений в нефтях и дистиллятах достигает 20—40 %. Запасы высокосерниетых нефтей в мире велики, содержание в них сернистых соединений оценивает-