Post on 30-Aug-2019
Radoslav D. Mićić, doc. PhD, Hemija nafte i gasa
Presentation 9.
Destilacione krive
S obzirom da su nafta i njene frakcije složene
smese ugljovodonika, njihovo temeljno svojstvo
isparljivosti je područje ključanja (eng. Boiling
range), koje se određuje laboratorijskim postup-
cima destilacije.
Destilacija je postupak kojim se u prikladnoj
tikvici isparava tečna naftna frakcija na atmo-
sferskom ili nižem pritisku pri čemu se dobijaju
podaci o temperaturnom području ključanja ispiti-
vanog uzorka.
Dobijene vrednosti temperatura ukazuju na sastav
ispitivanog uzorka s obzirom da temperatura
ključanja zavisi od molekulske mase i strukture.
Temperatura ključanja povećava se s povećanjem
molekulske mase, a izoparafini imaju niže
temperature ključanja od odgovarajućih n-
parafina.
Temperatura ključanja na odgovarajućem pritisku
za pojedine ugljovodonike je fizička konstanta.
Smeša ugljovodonika, različitih molekulskih masa
i struktura, ključa u odredjenon intervalu tempe-
ratre čija širina zavisi od razlike temperatura
najtežih i najlakših ugljovodonika.
Iz nafte se pri njenoj preradi destilacijom izdvajaju
u određenim temperaturnim intervalima frakcije
ugljovodonika čiji prinos zavisi od hemijskog
sastava nafte tj. udela ugljovodonika koji ključaju
u datom temperaturnom intervalu.
Destilacijoni opseg ima veliko značenje u oceni
nafte i naftnih frakcija, a dobijene informacije
osobito su važne pri projektovanju i pracenju rada
destilacionih kolona.
Buduci da je isparljivost primarna funkcija tečnost,
ona je, povezana s ostalim fizičkim
karakteristikama, temeljna u karakterizaciji
tekucih naftnih goriva, kao što su tečni naftni gas,
prirodni benzin, motorni i avionski benzini,
petrolej, gasna ulja, dizelska goriva i lož ulja.
Standardna (ASTM) destilacija
Standardna ili ASTM desti-
laciona kriva dobija se destila-
cijom nafte ili njenih frakcija u
standardnoj aparaturi koja se
sastoji od balona za isparava-
nje uzoraka, termometra i
hladnjaka.
Destilacija se izvodi na
atmosferskom pritisku i pri to-
me se meri temperatura počet-
ka ključanja, a zatim kada
predestiliše 5, 10, 20, 30...90 i
95% uzorka polazne zapremine
ispitivanog uzorka, kao i zavr-
šetak destilacije.
Destilacijom lakših nafti dobija se više destilata u
odnosu na predestilisani deo teške nafte.
Ova metoda se naročito koristi za karakterizaciju
tečnih proizvoda nafte.
Ona je brza i jednostavna, ali se njom postiže samo
grubo frakcionisanje.
Na ovaj način se određuje interval ključanja uzorka
što je važan podatak za tečna goriva.
Osim toga, pomoću podataka ove destilacije moguće je
izračunati srednje temperature ključanja za
ispitivane uzorke.
Postupak destilacije provodi se po standardnoj metodi, a podaci
se izračunavaju i prikazuju u skladu sa sledec im nazivima:
Početak destilacije - očitavanje na termometru, zabeleženo
kada prva kap kondenzata padne iz donjeg kraja cevi za
kondenzaciju.
Završetak destilacije - maksimalno očitavanje na termometru
za vreme ispitivanja. to se obično događa nakon isparavanja
sve tečnosti sa dna tikvice.
Procenat predestilisane - zapremine u ml kondenzata koji se
dobije u menzuri, a povezan je sa paralelnim očitanjem na
termometru.
Procenat ukupno predestiliranog - zbir procenta
predestilisanog i ostatka.
Procenat gubitka - 100 minus procenat ukupno predestilisanog.
Procenat ostatka - procenat ukupno predestilisanog umanjen
za procenat predestiliranog, ili zapreminu ostatka u ml
direktno izmeren.
Procenat isparenog - zbir procenata predestilisanog i ostatka.
Ravnotežna destilaciona linija
Na engleskom jeziku se označava kao EFV-kriva ili Flash-
kriva (eqvilibrium flash vaporisation).
Ravnotežna destilaciona linija daje temperature na
kojima se uspostavljaju ravnoteže između različitih udela
i tečne i parne faze smeše.
Pri njenom određivanju se pare ne odvode, odnosno sastav
ukupne smeše (para+tečnost) se ne menja od početka
ključanja do potpunog isparavanja.
Parnu fazu sačinjavaju prvobitno nastale pare i pare
naknadnim isparavanjem na račun osetne toplote tečnih
komponenata.
Ravnotežna destilaciona linija, koja se koristi pri
proračunavanju peći za zagrevanje nafte, separatora faza i
dr. može da se izračuna i iz podataka TBP destilacije.
TBP destilaciona kriva Za određivanje prinosa raznih frakcija nafte tj. njenog
frakcionog sastava najčešće koristi metoda za određjivanje
pravih temperatura ključanja, tzv, TBP-destilacija (TBP = True
boiling points).
Uopšteno, broj i širina informacija
koje se mogu dobiti destilacionim
postupcima zavise od sastava
uzorka, kao i o tipu aparature koji
se koristi za ispitivanje.
Tako se primenom jednostavne
ASTM destilacije dobiju samo podaci
o području ključanja neke frakcije,
dok TBP (eng. True boiling point)
destilacija omogucava određivanje
sastava ugljovodoničnih smesa.
Za izvođenje TBP destilacije koristi se aparatura čiji su osnovni
delovi kolona za frakcionisanje sa razdeljivačem povratnog
toka (refluksa), balon za zagrevanje i isparavanje uzorka,
termometar, vakummetar, hladnjak i sudovi za merenje
prinosa frakcija.
Pare ugljovodonika iz balona se kreću naviše kroz kolonu za
frakcionisanje nasuprot tečnoj fazi (refluksu) se kojom dolaze u
višestepeni kontakt.
U takvom suprotno strujnom dodiru komponente tečne faze sa
nižom temperaturom ključanja postupno isparavaju, a
komponente sa višom temperaturom ključanja iz parne faze
kondenzuju.
Kada se prva kap destilata pojavi registruje se početna
temperatura destilacije na kojoj isparavaju najlakše
komponente. Frakcije se prihvataju u odmerni sud u
određenom intervalu temperatura.
Po jednoj od metoda destilacijom uzorka na atmosferskom
pritisku izdvaja se 10 frakcija nafte na svakih 25°C.
Frakcijama se određuje masa, gustina, indeks refrakcije,
molska masa i druge fizičko-hemijske karakteristike.
Za frakcije uzanog intervala ključanja odredjuje se,
eventualno, i hemijski sastav. Ostatak atmosferske
destilacije se dalje razdvaja u vakuumu na 53,6 m Bara.
Time se izbegava moguće termičko razlaganje ugljovodonika
na temperaturama iznad 350oC.
Frakcije dobijene u vakuumu i ostatak vakuum destilacije se
analiziraju na isti način kao i one dobijene na atmosferskom
pritisku.
Temperature ključanja u vakuumu se preračunavaju na
atmosferski pritisak i konstruiše jedinstven dijagram
destilacije nafte za celu oblast ispitivanja.
Pri konstruisanju TBP-destilacione linije na apscisu se nanose
kumulativne vrednosti svih predestilisanih frakcija u masenim, ili
zapreminskim procentima, a ordinatu temperature njihovih para.
Na isti način se konstruišu i dijagrami promene raznih fizičko
hemijskih svojstava dobijenih frakcija u zavisnosti. od njihovog
zbirnog prinosa.
Pomoću TBP-destilacionih linija može se za ispitivanu naftu odrediti
prinos i kvalitet frakcija za uže ili šire intervale ključanja.
Frakcije ugljovodanika koje su, uopšte, najznačajnije za svaku naftu
su: benzinska, čiji je interval ključanja do oko 205oC, kerozinska ili
petrolejska (od 180°C do oko 240°C) i frakcija za razna dizel goriva
(do oko 350°C).
Navedene frakcije se dobijaju atmosferskom destilacijom nafte.
Ostatak atmosferske destilacije, koji se naziva i laki-ostatak ili
mazut, destiluje se dalje u vakuumu u frakcije sa intervalom
ključanja do oko 550oC, pritiska računato na atmosferski pritisak.
Nafte iz raznih regiona sveta međusobno se razlikuju po
frakcionom sastavu, odnosno daju različit prinos benzina
i drugih značajnih proizvoda.
Postoje nafte koje daju čak 83% frakcija koje ključaju do
300° C. Većina svetskih nafti sadrže 15-30% frakcije koja
ključa do 200°C i 40-50% frakcije koja ključa do oko 300-
550°C.
Nađene su teške nafte koje uopšte ne sadrže lakše
frakcije.
Neke od njih počinju da ključaju tek na oko 200°C i često
sadrže samo 20% frakcije koja ključa do 300°C na
atmosferskom pritisku.
TBP destilaciona kriva je veoma važan padatak za
projektovanje kolona i drugih uređaja za preradu nafte.
Ona direktno daje prinose bilo koje frakcije nafte, obično
u masenim.i zapreminskim procentima.
Zato se TBP destilacija često naziva "randman-analiza“
(analiza prinosa).
Osim za karakterizaciju nafte TBP krive služe i za
karakterizaciju proizvoda od nafte ili koje smeše
ugljovodonika heterogenog frakcionog sastava.
Komparacija TBP i ASTM destilacije
Postupak obrade rezultata TBP i prikaz krive je isti kao u
slučaju standardne destilacije -destilacije.
Obe, TBP, ASTM destilacijone krive se dobijaju merenjem
na 1 atm pritisku. U oba slučaja, se mere tačke ključanja
različitih zapreminskih frakcija.
Osnovna razlika između TBP krive i ASTM destilacije
krive je da dok se TBP kriva je meri korišc enjem batch
destilacionog aparata koji se sastoji od ne manje od 100
podova i veoma velikog refluksnog odnosa, ASTM
destilacija se meri u aparatu sa jednim stepenom (single
stage apparatus), bez refluksa.
Na sledećim slikama se vide zavisnosti temperature (oF) od
zapreminskih procenata destiliata (%V/V) . Na slici 4. su
upoređene destilacione krive dobijene ASTM, TBP i EFV
destilacijom za kerozin.
Druga slika daje TBP destilacione krive u zavisnosti od
API gustine nafte.
Na trećoj slici mogu se videti tipične ASTM destilacione
krive za naftne frakcije: laku naftu, benzin, tešku naftu,
kerozin, dizel i gasno ulje.
FIZIČKE KARAKTERISTIKE NAFTNIH FRAKCIJA
Srednje temperature ključanja
Frakcije nafte su smeše sastavljene pretežno od
ugljovodonika, koji ključaju u odredjenim intervalima
temperatura.
Za proračune potrebno je oblast ključanja frakcije
predstaviti jednom temperaturam, tzv. srednjom
temperaturom.
Postoji više načina definisanja srednje temperature
ključanja koje služe se određivanje vrednosti drugih fizičkih
karakteristika.
Srednje temperature ključanja se obično računaju na
osnovu; ASTM destilacione krive.
Zapreminska srednja temperatura ključanja je definisana kao:
𝑡𝑧 =𝑡10% +⋯+ 𝑡50% + 𝑡60% + 𝑡70% + 𝑡80% + 𝑡90%
9 [𝑜𝐶]
t10% - t90% označavaju temperature na kojima 10 zapr.% -
90 zapr.% frakcije prodestiliše.
Pomoću tz mogu se, međutim, izračunati srednje temperature
ključanja uz korišćenje odgovarajućih korekcija.
Matematički se tz definiše na sledeći način:
𝑡𝑧 = 𝜈𝑖𝑡𝑖
𝑛
𝑖=1
[𝑜𝐶]
gde ν predstavljaju zapreminske udele komponenata,a ti
srednju temperaturu ključanja odgovarajućeg zapreminskog
udela.
Kada frakcija ključa u uskom intervalu temperature tada se
t50% može uzeti za srednju temperaturu.
Ako se frakcijama dobijenim ASTM destilacijom odredi
gustina onda se može izračunati masena srednja
temperatura ključanja koja se matematički definiše kao:
𝑡𝑤 = 𝑔𝑖𝑡𝑖
𝑛
𝑖=1
[𝑜𝐶]
gde gi predstavljaju masene udele komponenata, a ti
srednju temperaturu ključanja odgovarajućeg masenog
udela.
Molska srednja temperatura ključanja, tM, daje se sledećim
izrazom:
𝑡𝑀 = 𝑦𝑖𝑡𝑖
𝑛
𝑖=1
[𝑜𝐶]
gde yi predstavljaju molske udele komponenata, a ti njegove
srednje temperature ključanja.
Postoji i srednja kubna temperatura ključanja, tk, koja je
data izrazom:
𝑡𝑘 = 𝜈𝑖𝑡𝑖1/3
𝑛
𝑖=1
3
[𝑜𝐶]
gde νi predstavljaju zapreminske udele komponenata, a ti
srednju temperaturu ključanja odgovarajućeg
zapreminskog udela.
Opšta srednja temperatura ključanja, ts, se dobija kao
srednja aritmetička vrednost iz molske i kubne
temperature ključanja:
𝑡𝑘 =𝑡𝑀 + 𝑡𝑘2 [𝑜𝐶]
Gustina (ρ)
Definiše se kao masa uzorka u jedinici zapremine fluida.
Gustina je funkcija stanja, i za čista jedinjenja zavisi od
temperature i pritiska, a izražava se u g/cm3 ili kg/m3.
𝜌 =𝑚
𝑉
U ovoj formuli ρ označava gustinu, m označava masu tela, a
V njegovu zapreminu.
Gustine tečnosti se smanjuju sa porastom temperature, a
efekat pritiska kod tečnih fluida pri umerenim (srednjim)
pritiscima je obično zanemarljiv.
Na niskim i srednjim pritiscima (manjim od nekoliko
barova), gustina zasićene tečnosti je slična stvarnoj gustina
na istoj temperaturi.
Gustina zasićenja tečnosti, je gustina tečnosti čije je
temperatura i pritisak takva da svako smanjenje pritiska
bez promene temperature prouzrokuje da ona proključa.
Parametar d se naziva apsolutna gustina i razlikuje se
od relativne gustina.
Drugi parametri koji predstavljaju gustinu su specifična
zapremina (l/d), molarna zapremina (M/d), i molarna
gustina (g/M).
Generalno, apsolutna gustina se koristi kao
karakteristični parametar da se klasifikuju svojstva
ugljovodonika.
Gustine tečnost za ugljovodonike obično se izražava kao
specifična težina (SG) ili relativna gustina.
Relativna gustina – definiše se kao odnos mase
određene zapremine uzorka i mase iste zapremine vode,
pa je prema tome bezdimenzijska veličina.
Ona je definisana:
𝑆𝐺 =𝑔𝑢𝑠𝑡𝑖𝑛𝑎 𝑡𝑒č𝑛𝑜𝑠𝑡𝑖 𝑛𝑎 𝑇
𝑔𝑢𝑠𝑡𝑖𝑛𝑎 𝑣𝑜𝑑𝑒 𝑛𝑎 𝑇
Gustina i relativna gustina ugljikovodičnih naftnih
frakcija dve su karakteristike koje imaju široku primenu
za njihovu preliminarnu karakterizaciju.
Gustoća se još izražava i u stepenima °API (API,
American Petroleum Institute), a izračunava se iz
sledećeg izraza:
Relativne gustine naftnih frakcija uobičajeno imaju
vrednosti od 0.8 (45.3 °API) za lakše frakcije do iznad
1.0 (10 °API) za teške asfaltenske frakcije.
Na gustinu naftnih frakcija utiče njihov hemijski
sastav.
Povećanje sadržaja aromatskih jedinjenja izaziva
povećanje gustine dok povećanje sadržaja zasićenih
jedinjenja izaziva smanjenje gustine naftne frakcije.
Gustina (relativna gustina) i °API mogu se izmeriti
pomoću tzv. areometra ili pomoću piknometra.
Na osnovu °API nomenklature izvršena je podela
nafti na lakše i isparljivije i teške i viskozne.
Lake nafte imaju API gustinu od 30 do 40 stepeni,
što znači da je gustina je mnogo manje od 1,0 g / cc.
Nasuprot tome, neke teške nafte imaju API gustinu
manju od 12 stepeni, što znači da su teže od vode.
Zavisnost gustine od temperature, odnosno
koeficijent širenja vrlo je važna tehnološka
karakteristika jer se većina naftnih proizvoda
prodaje s obzirom na zapreminu te se relativna
gustoća najčešće određuje pri temperaturi (21 °C), a
ne na standardnoj temperaturi(15.56 °C).
Gustina proizvoda - Relativna gustina smeše
frakcija nafte u tečnom stanju računa se po pravilu
aditivnosti:
gde je:
n broj komponenata smeše,
di su gustine komponenti,
νi zapreminski udeli komponenata,
gi maseni udeli komponenata.
Zapreminski udeli se mogu izračunati na osnovu
masenih udela, preko sledeće relacije:
smd =
n
i i
i
i
n
i
i
d
gdv
1
1
1 (1)
i
sm
iid
dgv
Viskozitet
Viskozitet je najvažnija karakteristika tečnosti,
koja utiče na tečljivost nafte i naftnih proizvoda i
mera je unutrašnjeg otpora pomeranja tečnosti
koje izazivaju kohezione sile među molekulama ili
molekulskim aglomeratima.
Indeks viskoznosti se uzima u obzir prilikom
procene stepena filtrabilnosti u formiranju
eksploatacione bušotine, i kod izbora i
izračunavanju pumpi za naftu i drugo.
Nafta je neidealan sistem (fluid). U pogledu
hemije ugljovodonika i međusobne hetero
interakcije (fizičke, Van der Waals mehaničke
interakcije).
Sa matematičke tačke gledišta sve posmatrane
makrokarakteristike sistema nafte ne mogu se
dobiti prostim principom aditivnosti
komponenata, zbog međusobne interakcije
komponenata.
Parametar viskoznost najuže korelira sa
stepenom tih interakcija između komponenata.
Dinamički viskozitet
(apsolutna, dinamička viskoznost) definiše se kao odnos
primenjenog naprezanja smicanja i gradijenta brzine
smicanja. Predstavlja silu trenja (unutrašnji otpor), koji
nastaje između dva susedna sloja unutar tečnosti ili gasa na
jedinici površine jedinice u njihovom međusobnom pomeranju
(kretanju).
Jedinice kojima se iskazuje dinamički viskozitet u CGS
sistemu mera je poise (poise) odnosno centipoaz (centipoise),
a u SI sistemu mera Pascal sekunda (Pascal sekunda, Pa x s,
mPa x s), odnosno mili Pascal sekunda (mPa x s), što je
identički jednako sa kg·m−1·s−1 ili u CGS sistemu 1 stoks =
100 centistoksa = 1 cm2·s−1 = 0,0001 m2·s−1.
Kinematska viskoznost
Je mera za otpor tečenju pod uticajem gravitacije.
Predstavlja osobinu fluida koja obezbeđuje otpornost na
kretanje jednog dela tečne faze u odnosu na drugu uzimajući
u obzir silu gravitacije.
Određuje se merenjem vremena protoka tečnosti kroz
kapilaru poznatih dimenzija, a predstavlja odnos
dinamičkog viskoziteta i relativne gustine.
𝜈 =𝜇
𝜌
Jedinice mere za kinematski viskozitet su: u SI sistemu - 1
stoks = 100 centistoksa = 1 cm2·s−1 = 0,0001 m2·s−1, a u -
CGS sistemu - 1 centistoks = 1 mm2·s-1 = 10-6m2·s−1.
Konverzija iz CGS sistema u SI = 10−4 m2/s
Viskoznost slojne nafte uvek se značajno se razlikuje od
viskoznosti separisane (stabilizovane) nafte, zbog velikog
količine rastvorenog gasa, povećanog pritiska i temperature.
Viskoznost se smanjuje sa povećanjem količine
ugljovodoničnog gasa rastvorenog u nafti.
Sa povećanjem molekulske težina gasne komponente (od
SN4 do S4N10) viskozitet nafte se smanjuje, a sa
povećanjem molekulske mase tečne komponente (od S5N12
na više) viskozitet nafte raste.
Sa porastom količine azota rastvorenog u nafti viskozitet
slojne nafte raste.
Povećanje pritiska izaziva povećanje viskoziteta, a
temperature - smanjenje.
Viskoznost "sirove" nafte je viši od viskoziteta nafte nakon
separacije.
Naftne smeše koja imaju viši sadržaj arena (aromata)
imaju i viši viskozitet, od smeša kod kojih su dominantni
alkani (aromatska i parafinska nafta).
Mnoge nafte sadrže i asfaltene i smole (polarnije
komponente), veće viskoznosti.
Viskozitet nafti iz različitih izvorišta i oblasti se razlikuje,
može da se kreće od 100 do desetak mPa × s.
Viskozitet in-situ nafti (sirovih) može i 10 puta da bude
niži od viskoziteta nafte nakon separacije.
Izračunavanje viskoziteta smeše iz viskoziteta
komponenti nafte, vrši se pomoću jednačine:
5,17,05.1085.0
5,17.0
)(
)))(log(log())(log(log
2
1
ii
i
i
n
i
iiii
za
za
f
fgf
ig
i maseni udeli komponenata, viskoziteti komponenata smeše.
Napon pare
Napon pare - je pritisak pare iznad tečnosti.
Molekul na površini tečnosti može u sudaru sam
molekulom iz unutrašnjosti (usled toplotnog kretanja) da
dobije komponentu brzine normalnu na površinu tečnosti i
da se tako 'otkine' sa površine.
To je dobro poznati proces isparavanja.
Iznad svake tečnosti postoji izvestan broj molekula (ili
atoma za atomske tečnosti) u gasnoj fazi koji obrazuju paru.
Kao i svaki drugi gas, para na datim uslovima vrši određeni
pritisak što zovemo napon pare.
Na isti način na koji molekuli napuštaju površinu tečnosti,
mogu u nju da se vrate.
Molekul usled toplotnog kretanja udara površinu tečnosti i
postoji konačna verovatnoća da ga na površini zadrže privlačne
međumolekulske sile. To je proces koji zovemo kondenzacija.
Jasno da se isparavanje i kondenzacija istovremeno odigravaju
i ako je sistem zatvoren i prepušten samome sebi nakon
dovoljno dugog vremena uspostaviće se ravnoteža - broj
molekula koji ispare u jedinici vremena po jedinici površine
jednak je broju molekula koji se kondenzuju.
Kada se uspostavi ravnoteža brzina isparavanja i brzina
kondenzacije se izjednačavaju i na datoj temperaturi napon
pare dostiže konstantnu vrednost, dakle, dostignut
je ravnotežni napon pare ili pritisak zasićene pare.
Ravnotežni napon pare zavisi od vrste tečnosti, a za za svaku
tečnost zavisi od temperature.
Ukoliko temperatura raste, raste i pritisak, dobijajući
maksimalnu vrednost pri kritičnoj temperaturi i tada se on
naziva i kritični pritisak.
Iznad svoje kritične temperature gasna faza se ne može
pritiskom prevesti u tečnost.
Iznad kritične temperature govorimo o gasu, a ispod o pari.
Na primer kritična temperatura vode je 374 °C pa u
svakodnevnom životu govorimo o vodenoj pari.
Tečnost ključa kada se njen napon pare izjednači sa
spoljašnjim pritiskom.
Pritisak zasićene pare daje se kao jedan od parametara kojima
se karakterišu tečnost.
Molekulska masa
Molekulska masa je osnovna fizičko-hemijska
karakteristika nafte i naftnih frakcija.
Ona zavisi od hemijskog sastava i određuje se kao srednja
vrednost prisutnih ugljovodonika u frakciji i/ili nafti. najniži
član tečnih ugljovodonika pentan, ima molekulsku masu 72,
a najteži sastojci nafte imaju molekulsku masu 5000-8000.
Srednje molekulske mase mnogih nafti nalaze se u
granicama od 200 do 600. Sa povećanjem temperature
ključanja, frakcija nafte, srednja molekulska masa raste.
Postoje više metoda za određivanje srednje molekulske
mase.
Za lakše frakcije koriste se krioskopske, a za teže frakcije
ebulioskopske metode. Za frakcije ključanja preko 200oC
koristi se metoda parno-fazne osmometrije.
Ova metoda se zasniva na principu osmoze, tj. prirodnoj
težnji molekula rastvarača da kroz polupropustljivu
membranu pređu iz razblaženog u koncentrovani rastvor
da bi se uspostavila ravnoteža.
Pri ispitivanju, razblaženi rastvor ima koncentraciju
nula, dok koncentrovani rastvor sadrži naftnu frakciju.
Efekat prolaska rastvarača kroz membranu dovodi do
razlike u pritiscima što zavisi od koncentracije i
molekulske mase naftnih frakcija.
n
i
iin
i i
i
i
n
i
ism Mx
M
gdxM
1
1
1
1
ix
id
ig
Primenljivost, za Mn između 20.000 i 200.000, dok
se za za Mn < 20.000 koristi osmometrija parne faze. Molekulska masa - smeše računa se pomoću
jednačine:
gde je
molski udeo i-te komponente u smeši su gustine komponenti,
maseni udeli komponenata.
Pored ovog izračunavanja za određivanje molekulske mase
mogu se koristiti i određeni empirijski podaci i nomogrami,
dobijeni iz fizičko-hemijskih parametara kao što su relativna
gustina, srednja molekulska temperatura ključanja, indeks
refrakcije itd.
Takve empirijske zavisnosti prikazane su sledećim
jednačinama:
M = 44,2 d1515/(1,03 − d15
15)
Ova jednačina važi za sve klase ugljovodonika, a d1515 je
relativna gustina ispitivane frakcije.
𝑀 = 𝑎 + 𝑏𝑡𝑚 + 𝑐𝑡𝑚2
gde je tm srednja molska temperatura ključanja
a, b, c su konstante za različite serije ugljovodonika.
Za alkane:
𝑀 = 60 + 0,3𝑡𝑚 + 0,001𝑡𝑚2
Za cikloalkane:
𝑀 = 7𝐾 − 21,5 + (0,76 − 0,04𝐾)𝑡𝑚 + (0,0003𝐾 − 0,00245)𝑡𝑚2
Vredmnost K se nalazi u granicicama 10 do 12,5.
OKTANSKI BROJ (OB)
Oktanski broj je mera za antidetonatorsko svojstvo benzina. Definisan je kao maseni udeo izooktana u smeši sa normalnim
heptanom, izražen u procentima. Izooktan ima oktanski broj
100, a n-heptan ima oktanski broj 0. Detonacija je pojava kod benzinskih motora do koje dolazi kada smeša benzina i
vazduha ne sagoreva ravnomerno. Posledica toga je lupanje i
pregrejavanje motora i gubitak snage.
Za povećanje oktanskog broja benzinu se dodaju oksigenati
(metil-tercijarni butil etar MTBE, alkoholi), jedinjenja
mangana MMT, dok su se pre koristila i jedinjenja olova, npr.
TEO- tetraetil-olovo ili TMO- tetrametil-olovo. Od aditiva
sada se koriste: Ferrocene, Tetraethyllead, Methyl
cyclopentadienyl manganese tricarbonyl (MMT), Toluene,
Isooctane, Iron Pentacarbonyl
OB smeše računa se iz relacije:
i
n
i
i IOBvIOB
1
CETANSKI BROJ
To je mera za određivanje kvaliteta paljenja dizel
goriva.
Definiše se kao procenat n-cetana u smeši n-cetana i -
metil-naftalena, koja ima isto zakašnjenje paljenja kao
ispitivano gorivo kada se testira na CFR motoru.
Od dizela se zahteva da nema zakašnjenje pri
paljenju, za razliku od benzina koji ne sme naglo
sagorevati.
i
n
i
ism SgS
1
ig
iS
Sadržaj sumpora Jedinjenja sumpora koja se nalaze u nafti ili nastaju pri
procesima prerade nafte i imaju koroziono dejstvo. To su najčešće
merkaptani i sumporovodonik koji čine tzv.aktivni sumpor čije
prisustvo je neophodno kontrolisati.
Njihovo prisustvo u derivatima se eksperimentalno utvrdjuje
pomoću srebrnih i bakarnih listića koji se uranjaju u naftu (ili
derivat ) zagrejanu na 50-1000 C .
Ukoliko sumpora nema na ovim pločicama nema sivih ili crnih mrlja. Za procese korozije je posebnošstetno istovremeno
prisustvo i soli i sumpora.
Npr.brzina korozije čelika pod dejstvom soli-hlorida je 5-20 mm/godišnje ali istovremeno prisustvo soli i sumporovodonika
ubrzava koroziju čelika 3-4 puta.
S obzirom da je sumor aditivna veličina, ukupan sadržaj sumpora u smeši se računa prema jednačini:
je maseni udeo komponenata,
je sadržaj sumpora u i-toj frakciji.
Termičke osobine
a) Temperatura zamućenja je temperaturu na kojoj
se opaža prvo zamućenje u nafti koje je posledica
izdvajanja parafina veće molekulske mase u
čvrstom agregatnom stanju.
Temperatura na kojoj se pojavi zamućenje ulja uzima
se kao tačka zamućenja.
Tačka zamućenja se određuje tako što se naftnom
proizvodu smanjuje temperatura u kontrolisanim
uslovima.
b) Temperatura stinjavanja-stinište je temperaturu na
kojoj nafta gubi odlike fluida i ne može više da teče.
Ona je obično niža za 2-3 0C u odnosnu na tempetaturu
zamućenja.
Ove temperature su različite za različite nafte i kreću se u
opsegu od –20 do 320oC.
Važno je napomenuti da stinjavanje nafte nije promena
hemijskog sastava nafte već promene agregatnog stanja
viših parafina iz tečnog u čvrsto.
Treba ga razlikovati od zgušnjavanja nafte koje se dešava
kada se isparavanjem lakih frakcija nafte promeni njen
hemijski sastav pa i rastvorljivost viših parafina usled čega
se oni izdvajaju u čvrstom stanju.
Ove temperature je neophodno poznavati jer su stinjavanje i
zgušnjavanje nepoželjani procesi koji uzrokuju teškoće pri
transportu i preradi nafte.
c) Tačka paljenja - Flash point (FP)- temperatura
paljenja je temperaturu na kojoj se nafta pali.
Ona je za većinu nafti u opsegu izmedju 30 i 700 C.
Nafta sa temperaturom paljenja ispod 200 C spada u klasu
lako zapaljivih tečnosti i rukovanje sa njom uključuje
specijalne mere predostrožnosti.
To je najniža temperatura na kojoj će doći do paljenja
naftnog proizvoda prinošenjem plamena sa strane.
Ova temperatura se određuje testiranjem u laboratoriji
korišćenjem aparature koja se sastoji od zatvorene/otvorene
posude u kojoj se naftni proizvod zagreva, opreme za
grejanje i opreme sa prilagođenim plamenom.
Tipovi opreme i metoda koje se koriste mogu biti:
• za srednje destilate i goriva je PENSKY MARTENS (PM)
(ASTM D 93) aparatura,
• za kerozin i svetle destilate koristi se metoda po
ABBEL-u (DIN 51755),
• za uljne destilate primenjuje se metoda sa otvorenom
posudom po CLEVELAND-u ( JUS ISO 2592, ASTM D
92).
Postoji dosta empirijskih metoda za određivanje tačke
paljenja iz ASTM destilacione krive. Jedna takva korelacija
je data izrazom:
FP= 0.77 (ASTM 5% - 88.64) FP i ASTM u (°C)
Temperatura paljenja smeše računa se iz jednačine:
03,7
1
03.7 1841.0005.0)1841.005.0(
n
i
iFPFP
d) Plamište je temperaturu na kojoj će pare iznad
nafte planuti kada im se primakne plamen gorionika.
e) Gorište je temperatura na kojoj se pare iz nafte
izdvajaju (kontinualno) takvom brzinom da mogu
stacionarno da gore.
Ovi podaci se odredjuju eksperimentalno u praksi i to
za teža ulja na Markusonovom aparatu a za lakša ulja
na Penski-Martenovom aparatu.
f) Napon pare smeše - Reid vapour pressure (RVP)
To je laboratorijski test koji se koristi da se odredi pritisak
para benzinskih frakcija na 100°F. Pravi pritisak para
isparavanja je za oko 5 - 9% viši nego što se utvrdi ovim
testom. Laboratorijska metoda za određivanje napona para
je ISO 3007, odn. ASTM 323.
određuje se iz sledeće jednačine:
n
i
ii RVPvRVP1
25.125.1
g) toplotna vrednost (ranije nazivana kalorična moć)
predstavlja količinu toplote koju oslobodi jedinica
zapremine (za gasna) ili jedinica mase (za tečna i
čvrsta goriva).
Ona za naftu iznosi izmedju 44000-48000 kJ/kg a za
zemni gas 31000-50000kJ/m3.
Odredjuje se eksperimentalno u laboratoriji u
kalorimetru ili se računa na osnovu hemijskog sastava
nafte.
Poznavanje termičkih osobina nafte je neophodno zbog
sprečavanja pojave požara i eksplozija.