Акт
лабораторных исследований
кавитационной обработки нефти.
г. Харьков сентябрь – 28.10.2010 г.
Цель испытаний:
1. Определение влияния кавитационной обработки на изменения фракционного состава и плотности нефти;
2. Определение количества воды в нефти.
Состав рабочей группы:
- – к. х.н., доцент кафедры технологии топлива и углеродных материалов НТУ «ХПИ»;
- – зам. ген. Директора НПКП «Механика», к. т.н.
Настоящий Акт составлен в том, что в течении сентября – октября 2010 г. рабочая группа провела работу по определению влияния кавитационной обработки нефти на свойства и качество нефти. Разгонка и анализ фракций нефти были проведены в лаборатории кафедры технологий топлива и углеродных материалов НТУ «ХПИ». Результаты сведены в таблицу 1. Наименование продукта – нефть, предположительно западно-украинского происхождения
. Таблица № 1
№ п/п | Наименование показателей | Исходный состав, мл. | Состав после кавит. обраб. (II проход), мл. | Состав после кавит. обраб. 09.07.2010 г. | Плотность, кг/м3 | ||||
705 гр. | На 100 мл. | Исходн. | Обрабат. III | Кавит. обраб. | |||||
705 мл. | 100 мл. | ||||||||
1. | 2. | 3. | 4. | 5. | 6. | 7. | 8. | 9. | 10. |
1 | Кол-во нефти, гр. | 620,0 | 700,0 | 705,0 | 87,1 | 874,5 | 874,0 | 889,0 | 871,0 |
2 | Фракционн. состав | ||||||||
Бенз. фракц. | н. к., °С | 81,00 | 82,00 | 91,00 | 80,00 | - | - | ||
180,00 | 112,00 | 101,00 | 85,00 | 17,00 | 761,00 | 771,00 | 782,00 | ||
Керос. фракц. | 240,00 | 136,00 | 154,00 | 124,00 | 13,00 | 805,00 | 805,00 | 808,00 | |
ДТ | 350,00 | 297,50 | 372,00 | 473,00 | 41,00 | 848,00 | 852,00 | 855,00 | |
3 | Мазут, гр. | 258,00 | 180,00 | 113,00 | 29,00 | ||||
4 | Содер. воды, % (мл.) | 1,00 (7,0) | 0,43 (3,0) | 3,12 (25,0) | 0,20 | ||||
5 | Содер. параф, % | Отсут. | Отсут. | Отсут. | Отсут. |
Обработка результатов
Масса фракции определялась по формуле:
Мф1= V(мл) * р (гр./м3)/М (гр.) * 100%
а) исходный состав нефти:
Определим процент воды и бензиновой фракции в общем количестве нефти. Количество бензиновой фракции будем определять за вычетом воды, т. е. на сухую массу. Количество воды у нас равно:
МисхФвод =7,0 * 1,00/696 * 100 = 1,0%;
Количество нефти без воды тогда получается:
МисхΣн = 696,0 – 7,0 = 689 (гр.)
Бензиновая фракция:
МисхФб = 112,0*0,761/689,0 * 100% = 12,37%;
Керосиновая фракция:
МисхФк = 136,0*0,85/689,0 * 100% = 15,89%;
Дизельная фракция:
МисхФДТ = 297,5*0,848/689,0 * 100% = 36,62%;
Определим теперь процент фракции мазута:
МисхФмаз = МисхΣн – (МисхФб + МисхФк +МисхФДТ);
МисхФмаз = 100% - (12,37 + 15,89 + 36,62)% = 35,12%.
Определим теперь процент фракции мазута по взвешенному остатку:
МисхФмаз = 258,00/689,00 * 100% = 37,45%.
Тогда погрешность измерения равна:
Мисх∆n =34,75 – 35,12 = 2,33%;
или среднее арифметическое мазутной фракции тогда будет равно:
МисхФмаз = (35,12 + 37,45 )/2,0 = 36,28%.
б) нефть после кавитационной обработки в режиме 09.06.2010 г. Определим фракционный состав, который получился после разгонки. Количество воды, которое осталось после кавитационной обработки составило
М1Фвод = 3,00 * 1,00/700,00 * 100% = 0,43%.
Количество нефти без воды тогда получается:
М1Σн = 700,00 – 3,00 = 697 (гр.).
Бензиновая фракция:
М1Фб = 101,0*0,771/697,0 * 100% = 11,17%;
Керосиновая фракция:
М1Фк = 151,0*0,805/697,0 * 100% = 17,79%;
Дизельная фракция:
М1ФДТ = 372,0*0,85/697 * 100% = 45,47%;
Определим теперь процент фракции мазута:
М1Фмаз = 100% - (11,17 + 17,79 + 45,47)% = 25,57%.
Определим теперь процент фракции мазута по взвешенному остатку:
М1Фмаз = 180,0/697 * 100% = 25,82%.
Тогда погрешность измерения равна:
∆1n =25,82 – 25,57 = 0,25%;
или среднее арифметическое мазутной фракции тогда будет равно:
М1Фмаз = (25,85 + 25,57 )/2,0 = 25,70%.
в) нефть после кавитационной обработки в режиме 09.07.2010 г. Определим фракционный состав, который получился после разгонки. Количество воды, которое содержится в отобранной пробе 27.10.2010 г. (практически 4 месяца спустя) составило после разгонки:
МIIФвод = 22,00 * 1,00/705,00 * 100% = 3,12%,
где количество воды с учетом погрешности 100 мл. колбы равной 3,0 мл. было определено как разность
25,0 – 3,0 = 22,0 мл.
Количество нефти без воды тогда получается:
МIIΣн = 705,00 – 22,00 = 683,0 (гр.).
Бензиновая фракция:
МIIФб = 88,0*0,782/683,0 * 100% = 10,08%;
Керосиновая фракция:
МIIФк = 124,0*0,808/683 * 100% = 14,67%;
Дизельная фракция:
МIIФДТ = 473,0*0,855/683 * 100% = 59,21%;
Определим теперь процент фракции мазута:
МIIФмаз = 100% - (10,08+14,67+59,21)% = 16,04%.
Определим теперь процент фракции мазута по взвешенному остатку:
МIIФмаз = 113,00/683,00 * 100% = 16,54%.
Тогда погрешность измерения равна:
∆IIn =16,54 -16,04 = 0,5%;
или среднее арифметическое мазутной фракции тогда будет равно:
МIIФмаз = (16,54 – 16,04 )/2,0 = 16,29%.
г) нефть после кавитационной обработки в режиме 09.07.2010 г.
Разгонка выполнялась методом испытаний, изложенным в ГОСТ 3900-85 на 100 мл. пробе. Вода, которая проявилась в процессе разгонки, находилась на уровне 0,2÷0,3%, т. е. фактически мы имели ее следы. На рис. 1 приведены сравнительные диаграммы фракционных составов исходной нефти, нефти после кавитационной обработки 09.06.2010 г. и два варианта нефти после кавитационной обработки 09.07.2010г.
.
Выход светлых нефтепродуктов
Рис. 1. Диаграмма фракционных составов исходной нефти и нефти после кавитационной обработки
Выводы:
Сравнительный анализ полученных данных показывает:
· Выход светлых нефтепродуктов после кавитационной обработки нефти увеличился последовательно сначала на 10,55%, а затем на 19,85%.
· Содержание мазута после кавитационной обработки нефти уменьшилось в последней пробе по сравнению с исходной на 20%. Дизельная фракция при этом увеличилась на 22,6%. Керосиновая и бензиновая фракции в сумме сократились на 2,0%. Эти данные хорошо коррелируют с данными, полученными нами ренее в лабораторных условиях.
· Количество воды, как показал проведенный эксперимент уменьшилось с 1,0% до (0,2÷0,3)%. Наличие существенного кол-ва воды (3,12%) в пробе, отобранной для разгонки 27.10.2010 г., объясняется тем, что бочка с нефтью находилась в помещении, которое не оттапливалось, а поскольку в этот период наблюдалась отрицательная температура ночью, то и произошла ее конденсация на внутренних стенках бочки
· Разгонка нефти, выполненная по ГОСТ 3900-85, дала низкую точность и данные по фракционному составу, которые отличались от данных по промежуточному режиму кавитационной обработки (см. диаграммы на рис. 1). Чтобы уточнить фракционный состав нефти более точно после последнего режима кавитационной обработки 09.06.2010г. была выполнена разгонка на объеме 800,0 мл.
________________ И
________________
