«Оцінка якості дизельних палив»

1 2 3

Ім'я файлу: Курсова робота. Шечук Микола ТНТ-31.docx
Розширення: docx
Розмір: 345кб.
Дата: 21.12.2021
скачати

Міністерство освіти і науки України

Рівненськи державний гуманітарний університет

Кафедра ЗТД, Т та ЦБ

КУРСОВА РОБОТА

На тему:

«Оцінка якості дизельних палив»

Виконав:

Студент 3 курсу

ФТФ,групи ТНТ-31

Шевчук Микола Володимирович

Науковий керівник

Доц. Ястремський С.В.

Члени комісії:

Доц. Юсенко А.С.

Доц. Трофімчук В.М.
Рівне 2019

ЗМІСТ

Вступ 3

1. Дизельні палива.

Склад і властивості нафти. 4

Транспортування нафти. 17

Асортимент, склад і якість дизельних палив. 20

Процес утворення суміші та згоряння в дизелях. 27

Висновки до розділу 1 31

2. Методика випробувань дизельного палива.

Визначення густини. 32

Визначення фракційного складу. 33

Визначення кінематичної в’язкості. 37

Визначення цитанового числа. 39

Визначення температури спалаху. 41

Визначення температури помутніння. 43

Визначення сезоності використання палива. 45

Визначення вмісту води. 46

Висновки до розділу 2 47

ВИСНОВКИ ПО РОБОТІ 49 48

ЛІТЕРАТУРА 50

ВСТУП

Актуальність дослідження.

Тема дослідження дизельного палива та визначення його якості та основних властивостей є дуже актуальною. Дизельне паливо є дуже поширеним у наш час, оскільки велика частина автомобілів використовують саме дизельне паливо. Його використовує більшість сільськогосподарської техніки. Основна перевага дизельних двигунів – їх висока економічність, питома витрата палива на 25...30% нижча ніж у карбюраторних двигунів. Дизельне паливо дешевше, менш вибухо і пожежо небезпечне у порівнянні з бензиновим.

Мета роботи – аналіз сучасних методів оцінки якості, складу та основних характеристик дизельного палива.

Поставлена мета зумовила необхідність вирішення наступних завдань:

ознайомитися з методами виготовлення дизельного палива;

ознайомитися з загальними показниками якості дизельного палива;

ознайомитися зі складом та основними характеристиками дизельного палива.

Об’єкт дослідження – дизельні палива та методи оцінки його якості.

Структура роботи.

Курсова робота складається із вступу, двох розділів, висновків, списку використаних джерел.

1. ДИЗЕЛЬНІ ПАЛИВА

1.1. Склад і властивості нафти

Нафта (від лат. petroleum) — горюча корисна копалина, складна суміш вуглеводнів різних класів з невеликою кількістю органічних кисневих, сірчистих і азотних сполук, що, як правило, являє собою густу оліїсту рідину. Забарвлення в неї червоно-коричневе, буває жовто-зелене і чорне, іноді зустрічається безбарвна нафта. Нафта має характерний запах, легша за воду, у воді нерозчинна.

Нафту почали добувати на березі Євфрату за 6-4 тис. років до нашої ери. Застосовувалася вона і як ліки. Стародавні єгиптяни використовували асфальт (окиснену нафту) для бальзамування. Нафтові бітуми використовувалися для приготування будівельних розчинів. Нафта входила до складу «грецького вогню».

Проблема походження нафти і формування її родовищ має велике практичне значення, тому що її вирішення дозволить обґрунтовано підходити до пошуку і розвідки нафтових родовищ та оцінювання їх запасів, однак і зараз серед геологів та хіміків є прихильники як гіпотези неорганічного, так і органічного походження нафти. Походження нафти і газу — одне з найскладніших і дискусійних питань в геології. Ця проблема виникла ще у XVI ст. і продовжує залишаться дискусійною дотепер.

Нафти мають різну консистенцію — від легколетких до густихх. Колір нафт у більшості випадків бурий і темно-коричневий (до чорного), рідше жовтий і зеленуватий і, зовсім рідко, зустрічається майже безбарвна, так звана «біла нафта».

Нафти є складними сумішами вуглеводнів і різноманітних кисневих, азотних і сірчистих сполук. В природі зустрічаються нафти, що містять більше гетероатомних органічних сполук, ніж власне вуглеводнів, і такі, що складаються майже виключно з вуглеводнів. З фізичної точки зору нафта розглядається як розчин газоподібних і твердих вуглеводнів в рідині. Природна нафта, що видобувається з надр землі, завжди містить деяку кількість розчинених в ній газів (попутні природні гази), головним чином метану і його гомологів. Як правило, одержувані при фракційній перегонці нафти дистиляти — бензинові, гасові, солярові, масляні і мазут — рідкі речовини. До твердих (при кімнатній температурі) нафтоскладових належать парафіни, церезини і гудрон. Головне місце в груповому хімічному складі нафт належить вуглеводням — метановим, нафтеновим і ароматичним. Ця обставина використана при побудові хімічної класифікації нафт, основи якої розроблені в ГрозНДІ (Грозненський НДІ). За переважанням (більше 75 % по масі) якого-небудь одного з класів вуглеводнів розрізняють, по-перше, 3 основні класи нафт, а саме:

1. метанові (М),

2. нафтенові (Н),

3. ароматичні (А).

По-друге, розрізняють також 6 змішаних класів нафт, в яких при 50 % по масі якого-небудь одного класу вуглеводнів міститься додатково не менше 25 % іншого класу вуглеводнів, тобто класи:

4. метаново-нафтенові (М-Н),

5. нафтеново-метановий (Н-М),

6. ароматично-нафтенові (А-Н),

7. нафтеново-ароматичний (Н-А),

8. ароматично-метанові (А-М),

9. метаново-ароматичний (М-А).

В змішаному (10) типі нафти (М-Н-А) всі класи вуглеводнів містяться приблизно порівну. Клас нафти за груповим хімічним складом вуглеводнів умовно визначають не у всій пробі нафти, а лише в її погонах, що википають до З00 °С. Нафти не тільки різних, але і одного і того ж родовища можуть давати при розгоні фракції, що википають до 300 °С, в різних кількостях. Проте в більшості нафт вуглеводні становлять частіше всього 30-50 % і лише досить рідко вони переважають вміст інших органічних сполук. Разом с тим такі кисень- і сірковмісні сполуки нафти, як смолянисті і асфальтові речовини, іноді можуть досягати у складі нафт 10-20 % и більше. В таких випадках їх відносять до особливої групи смолянистих нафт. Якщо нафти містять ще більше смолянистих і асфальтових речовин, вони відносяться до перехідних утворень між нафтами і природними асфальтами. Тверді залишки, що випарувалися і вивітрені, нафти називаються кір (звідси закіровані породи).

Нафти в природних умовах містять як розчинені в них попутні гази, так і воду, в якій розчинені мінеральні солі. Крім розглянутої вище хімічної класифікації нафт розроблені також технологічні класифікації.

В основу технологічної класифікації нафт покладено: вміст сірки в нафтах і світлих нафтопродуктах, вихід фракцій, що википають до 350 °С, потенційний вміст базових масел (а також індекс їх в'язкості) і парафіну.

За вмістом загальної сірки розрізняють три класи нафт: І — S не більше 0,5 % (малосірчисті), II — S = 0,51-2 % (сірчисті) і III — S > 2 % (високосірчисті). Необхідно відзначити, що як і в процесі утворення ТГК(тетрагідроканнабінол), наприклад гумусного вугілля різної зрілості, так і при складних перетвореннях нафт і ті і інші зазнають метаморфізму. При цьому термін «метаморфізм» слід розуміти не тільки як стадію перетворень органічних речовин вугілля і нафти, а як направлену зміну тих або інших їх властивостей під впливом чинників метаморфізму. Чинники метаморфізму для нафт і вугілля одні і ті ж (теплова дія, тиск, час) і виявляються вони в геологічних умовах приблизно однаково. Проте є й відмінності. Найістотніша з них полягає в тому, що для вуглеутворення каталітичні процеси мають не таке важливе значення, як для нафто утворення, причому процес нафтоутворення є в основному термокаталітичним. Крім того, встановлений генетичний зв'язок процесів перетворення нафт і вугілля. Абсолютно чітка відповідність типу нафт маркам вугілля, що є в тих же або стратиграфічно близьких відкладеннях, свідчить про те, що тип нафт, як і характер вугілля, визначається не тільки вихідним органічним матеріалом і умовами його поховання, але багато в чому й інтенсивністю метаморфізму. Здатність нафти до розділення на простіші складові частини (фракції, дистиляти) за температурою кипіння (фракційна перегонка або фракціонування), відіграє значну роль у сучасній нафтопереробці й у дослідженнях фракційного, групового й індивідуального вуглеводневого складу нафт і нафтопродуктів. Фракційний склад показує вміст фракцій, що википають у певних температурних межах. Для визначення фракційного складу нафт у лабораторній практиці поширення одержали такі методи перегонки:

- низькотемпературна ректифікація — для зріджених газів і фракцій вуглеводнів, що киплять при температурі менше 20 °C;

- середньотемпературна перегонка — для нафтопродуктів, що википають до 350 °C;

- вакуумна перегонка — для рідин, що википають при температурі вище 350 °C;

- молекулярна дистиляція — для високомолекулярних речовин;

- перегонка методом одноразового випарювання.

При переробці нафти в лабораторних умовах відбирають такі фракції:

від 40 до 180—200 °C — бензинові фракції, у яких можуть виділяти вузькі відгони:

від 40 до 70—90 °C — петролейний ефір і

від 160 до 205 °C — лігроїн;

від 200 до 300 °C — гасові фракції;

270—350 °C — газойлева фракція;

300—370 °C — солярова фракція;

Залишок після відгону усіх фракцій називається мазутом.

У промислових умовах перегонка нафти здійснюється одноразовим випарюванням з подальшою ректифікацією, при якій відбирають такі світлі фракції: бензинову (до 180 °C), гасову (120—315 °C), дизельну чи гасогазойлеву (180—350 °C) і різні проміжні відгони. Світлі фракції за допомогою наступного очищення, змішування, а іноді і після вторинного перегону перетворюються в продукти прямого гону нафти.

За хімічною природою і походженням нафта близька до природних горючих газів, озокериту, а також асфальту. Іноді в каустобіолітів — горючих мінералів біогенного походження, які включають також торф, буре і кам'яне вугілля, антрацит, сланці. Нафта утворюється разом з газоподібними вуглеводнями на глибині понад 1,2 — 2 км; залягає на глибинах від десятків метрів до 5 — 6 км. Однак на глибинах понад 4,5 — 5 км переважають газові і газоконденсатні поклади з незначною кількістю легких фракцій. Максимальне число покладів нафти розташовується на глибині 1 — 3 км. Поблизу земної поверхні нафта перетворюється в густу мальту, асфальт і інше наприклад, бітумінозні піски і бітуми.

Середня молекулярна маса нафти 220—300 г/моль. Густина 0,65-1,05 (звичайно 0,82-0,95 г/см³); нафта, густина якої нижче 0,83, — легка, 0,831-0,860 — середня, вище за 0,860 — важка. Вона містить велике число різних органічних речовин і тому характеризується не температурою кипіння, а температурою початку кипіння рідких вуглеводнів (звичайно >28 °C, рідше > 100 °C — для важких нафт) і фракційним складом — виходом окремих фракцій, що переганяються спочатку при атмосферному тиску, а потім під вакумом у певних температурних межах, як правило, до 450—500 °С (википає

80 % об'єму проби), рідше 560—580 °С (90-95 %). Температура застигання від — 60 до + 30 °C; залежить переважно від вмісту в нафті парафіну і легких фракцій. В'язкість змінюється в широких межах (від 2 до 266 мм²/с для різних нафт), визначається фракційним складом нафти та її температурою, а також вмістом смолисто-асфальтенових речовин. Питома теплоємність 1,7-2,1 кДж/(кг•К); діелектрична проникність 2,0-2,5; електрична провідність від 2•10−10 до 0,3•10-18 Ом−1•см−1.

Колір нафти змінюється від жовтого до чорного забарвлення з ростом її густини. Нафтові вуглеводні (бензин, лігроїн, гас і деякі висококиплячі продукти), як правило, безбарвні, якщо добре очищені. Однак найчастіше крекінг-бензини, гаси, висококиплячі продукти прямої перегонки нафти в залежності від ступеня очищення мають ясно-жовтий і жовтий колір.

Для більшості нафт і їхніх фракцій характерна флуоресценція: вони мають синюватий чи зеленуватий колір у відбитому світлі, що пов'язано з присутністю в них хризену, октилнафталіну й інших багатоядерних вуглеводнів ароматичного ряду.

Нафти і нафтові фракції з температурою кипіння понад 300 °C проявляють люмінесценцію — світіння, що виникає при їхньому опроміненні ультрафіолетовими променями. До люмогенних речовин входять нафтенові кислоти, поліциклічні ароматичні вуглеводні та смоли.

Хімічний скалад нафти— хімічні сполуки й елементи, які входять до складу нафти: вуглеводні метанові, нафтенові, рідше ароматичні, невеликі кількостікисневих, сірчистих, азотистих органічних сполук (нафтових кислот, асфальтенів, смол і ін.); мінеральні речовини — при елементарному складі — вуглець (в середньому 86 %), водень (в середньому 13 %), сірка, азот, кисень, зола з великим переліком мікрокомпонентів.

Елементний склад (%): вуглець 80-88, водень 11,0-14,5, сірка 0,01-6 (рідко до 8), кисень 0,005-0,7(рідко до 1,2), азот 0,001-1,8. Основу технологічної класифікації нафти складають: вміст сірки (клас I — малосірчисті Н., що включають до 0,5 % S; клас II — сірчисті Н. з 0,5-2 % S; клас III — високосірчисті Н., що містять понад 2 % S).

Всього в нафті виявлено понад 50 хімічних елементів. Так, нарівні зі згаданими в нафті присутні V (10−5 — 10−2%), Ni(10−4 — 10−3%), Cl (від слідів до 2•10−2%) і т. д.

Мікроелементи нафти – хімічні елементи, наявні в нафтах у невеликих концентраціях (у тисячних або сотих частках процента) і виділяються в золі, що отримується після перегонки нафти (S, Mg, Na, O2, N2, Wn, P, Ni, J, Si, Ca, Fe, Al, Mn, Ag, Cu, Ti, U, Sn, As та ін.).У нафтах виявлено понад 40 мікроелементів, загальний вміст яких рідко перевищує 0,02 – 0,03% від маси нафти. Син. – мікрокомпоненти нафти, мінеральні речовини нафти.

Вуглеводневий склад. У нафті представлені парафінові (30-35, рідше 40-50 об'ємних %) і нафтенові (25-75 %), ароматичні (10-20, рідше до 35 %) і змішаної (гібридної) будови — парафіно-нафтенові, нафтено-ароматичні тощо.

Груповий склад вуглеводнів нафти — кількісна характеристика складу нафти або її фракцій за класами вуглеводнів, що входять до них — метанових, нафтенових і ароматичних. Син. — груповий склад нафти, вуглеводневий склад нафти.

Поверхнево-активні речовини нафти — нафтенові кислоти, смоли, асфальтени і інші речовини, вміст яких у нафті зменшує її поверхневий натяг на межі з водою і сприяє утворенню абсорбційних шарів цих речовин на стінках порожнин.

Технологічні властивості

Нафта — легкозаймиста рідина, температура спалаху від −35 до +120 °C (залежить від фракційного складу і вмісту в ній розчинених газів). Питома теплота згоряння (нижча) 43,7-46,2 МДж/кг. Нафта розчинна в органічних розчинниках, у звичайних умовах не розчинна у воді, але може утворювати з нею стійкі емульсії. У технології для відділення від нафти води і розчинених у ній солей проводять зневоднення і знесолювання.

Видобуток нафти супроводжується вилученням із природних підземних резервуарів значних кількостей газу, води, механічних домішок і солей. При надходженні на поверхню газ, розчинений у нафті, відокремлюють від неї за допомогою системи сепарації. Найбільш легкі компоненти вуглеводних газів відокремлюють від нафти в нафтових трапах, колонках і мірниках. Найважчі вуглеводні гази відокремлюють від нафти в газових сепараторах. У трапі також відбувається очищення газу від нафтового пилу. Відділення газу від нафти і пилу в трапі відбувається за рахунок зміни тиску і швидкості нафтового потоку, що рухається. Для поліпшення процесу сепарації суміш, що надходить у трап, розприскують, для чого в трапах установлюють ґрати, відбійники, тарілки й ін. пристосування. Для поділу продуктів фонтанування високого тиску (вище 20 атм.) застосовують східчасту сепарацію, при якій досягається грубе фракціонування газу і використовується пластовий тиск для транспорту газу. Відділена від газу нафта спрямовується в промислові резервуари, а звідти на нафтопереробні заводи.

При відділенні газу від нафти в трапах і інших пристроях відокремлюється й основна маса води і механічних домішок. Відділення домішок і води відбувається також при відстоюванні і збереженні нафти в промислових резервуарах. Присутність у нафті механічних домішок утруднює її транспортування по трубопроводах і переробку, викликає ерозію внутрішніх поверхонь труб нафтопроводів і утворення відкладень у теплообмінниках, печах і холодильниках, що приводить до зниження коефіцієнту теплопередачі, підвищує зольність залишків від перегонки нафти (мазуту і гудронів), сприяє утворенню стійких емульсій. Крім того, у процесі видобутку й транспортування нафти відбувається вагома втрата легких компонентів нафти — (метан, етан, пропан і т. д. включаючи бензинові фракції) — приблизно до 5 % від фракцій, що википають до 100°С. З метою зниження витрат на переробку нафти, викликаних втратою легких компонентів і надмірним зношуванням нафтопроводів і апаратів переробки, нафта піддається попередній обробці. Для скорочення втрат легких компонентів здійснюють стабілізацію нафти, а також застосовують спеціальні герметичні резервуари зберігання нафти. Від основної кількості води й твердих частинок нафту звільняють шляхом відстоювання в резервуарах на холоді або при підігріві. Остаточно їх збезводнюють і знесолюють на спеціальних установках. Однак вода й нафта часто утворюють важко роздільну емульсію, що сильно сповільнює або навіть перешкоджає зневоднюванню нафти. У загальному випадку емульсія — це система із двох взаємно нерозчинних рідин, у яких одна розподілена в іншій у зваженому стані у вигляді дрібних крапель. Існують два типи нафтових емульсій: нафта у воді, або гідрофільна емульсія, і вода в нафті, або гідрофобна емульсія. Частіше зустрічається гідрофобний тип нафтових емульсій. Утворенню стійкої емульсії передують зниження поверхневого натягу на границі розділення фаз і створення навколо частинок дисперсної фази міцного адсорбційного шару. Такі шари утворюють треті речовини — емульгатори. До гідрофільних емульгаторів належать лужні мила, желатин, крохмаль. Гідрофобними є добре розчинні в нафтопродуктах лужноземельні солі органічних кислот, смоли, а також дрібнодисперсні частинки сажі, глини, оксидів металів тощо.

Усі процеси переробки нафти пов'язані з нагріванням чи охолодженням, що вимагає всебічного вивчення теплових властивостей нафти і нафтопродуктів.

Чим легша нафта чи її фракція, тим більше значення її коефіцієнта теплового розширення. Питома теплоємність нафт при температурах від 0 до 50 °C коливається у вузьких межах — від 1,7 до 2,1 Дж/кг. Найчастіше з підвищенням густини нафти вона зменшується. Теплоємність окремих відгонів однієї і тієї ж нафти зменшується в міру підвищення густини, молекулярної маси фракцій і залежить від хімічного складу нафтопродукту і температури.

Теплота випару нафтових дистилятів при атмосферному тиску становить 160—320 кДж/кг. Теплота згоряння нафт коливається від 40 до 45 МДж/кг, причому вона тим більше, чим менше густина нафти чи фракцій.

При переробці нафти основна маса процесів супроводжується хімічними реакціями, розчиненням, адсорбцією, абсорбцією і змочуванням поверхонь реакторів, що протікають з поглинанням чи виділенням тепла. Тепловий ефект процесу в цілому складається з теплот цих етапів.

Розчинення вуглеводневих газів і нафтової пари у рідких нафтопродуктах супроводжується виділенням тепла, яке дорівнює теплоті їхньої конденсації. Розчинення твердих вуглеводнів у рідких нафтопродуктах звичайно супроводжується поглинанням тепла.

При адсорбції газів і нафтової пари на поверхні твердих тіл виділяється теплота, кількість якої залежить від природи речовини, яка адсорбується, й адсорбенту. При зануренні твердої речовини в рідкий нафтопродукт виділяється теплота змочування, величина якої залежить від природи речовини і хімічного складу нафтопродукту.

Для різних нафт поверхневий натяг на границі з повітрям коливається в межах 25-30 мН/м. Нафтопродукти, погано очищені від полярних домішок, також мають низький поверхневий натяг на границі з водою. Для добре очищених бензинів і олій поверхневий натяг становить до 50 мН/м. Найбільший поверхневий натяг при температурі 20 °C мають ароматичні вуглеводні, найменший — алкани, а нафтени й олефіни займають проміжне положення.

Поверхневий натяг вуглеводнів і нафтових фракцій лінійно зменшується з підвищенням температури і при критичній температурі дорівнює нулю. Зі збільшенням тиску поверхневий натяг у системі газ-рідина зменшується.

Для нафт і нафтопродуктів, як для складних сумішей, немає однієї точки затвердіння чи точки плавлення, а характерна наявність температурних інтервалів затвердіння і плавлення. Рідка нафта звичайно застигає при температурі близько −20 °C, але іноді і при +10 °C, що залежить від вмісту в ній твердих парафінів. Найнижчу температуру затвердіння (до −80 °C) мають бензини.

Температурою спалаху називають температуру, при якій з нафтопродукту, що нагрівається в стандартних умовах, виділяється стільки пари, що вони при піднесенні відкритого полум'я і доступності повітря загоряються з коротким спалахом, утворюючи легке полум'я, що перебігає, й відразу ж гасне. Чим вище температура кипіння нафтопродуктів, тим вище температура їхнього спалахування. Бензинові фракції мають температуру спалаху до −40 °C, гасові — понад 28 °C, масляні від 130 до 350 °C. Температура спалахування дає уявлення про те, наскільки дані продукти багаті легколеткими фракціями, і вказує на ступінь пожежонебезпеки і вибухонебезпеки стосовно нафтопродуктів.

Температура самозаймання — це та температура, при якій нафтопродукт при наявності кисню повітря загоряється без зіткнення рідини чи її пари з полум'ям або іскрою, а тільки внаслідок підігріву ззовні (через стінку). Для бензину вона дорівнює 420—530 °C, гасу — 380—440 °C, газойлю — 340—360 °C й реактивного палива — 380 °C. Алкани мають найнижчу температуру самозаймання (пентан — 284,4 °C), нафтени — середню (циклопентан — 385 °C) і арени — найвищу (бензол — 591,7 °C).

Показник заломлення нафтопродуктів визначають при проходженні світлового променя з повітря в нафтопродукт, і тому він завжди більше одиниці. Для вуглеводнів різних класів, при однаковій кількості атомів вуглецю в молекулах, найменшою рефракцією володіють алкани, потім ідуть олефіни, нафтени й арени. Показник заломлення суміші вуглеводнів є адитивною функцією її складу і тому використовується при визначенні структурно-групового вуглеводного складу олій.

Майже усі нафти і їх важкі відгони мають здатність обертати площину поляризації променів світла, причому для більшості з них характерне слабке праве обертання. Оптична активність зростає з підвищенням температури кипіння фракції. Штучні нафти, на відміну від природних, оптичної активності не виявляють. Оптичну активність природних нафт пояснюють наявністю в них продуктів розкладання холестерину і фітостерину, тобто характерних стеринів, що містяться в рослинах і тваринах. Це приводиться як один з доказів органічного походження нафти.

Безводні нафти і нафтопродукти є діелектриками, і деякі з них застосовуються як електроізоляційний матеріал (парафін) чи ізолююче середовище (трансформаторна олія) у трансформаторах, масляних реостатах і вимикачах. Діелектрична проникність нафт і нафтопродуктів у порівнянні з іншими діелектриками невелика і їх діелектрична постійна коливається в межах 1,86-2,5. Вивчення діелектричних властивостей олій різного групового складу показало, що найстійкішими електричними параметрами володіють олії, що не мають ароматичних вуглеводнів, асфальто-смолистих речовин і твердих парафінів.

Нафта і нафтопродукти при терті (заповненні сховищ і перекачуванні з великою швидкістю по трубах, а також фільтрації) сильно електризуються і на їхній поверхні можуть накопичуватися заряди статичної електрики, у зв'язку з чим можуть відбуватися вибухи і пожежі. Найнебезпечніші в цьому відношенні світлі нафтопродукти, що особливо сильно електризуються. Для запобігання вибухів і пожеж апаратуру, трубопроводи і резервуари заземлюють, а також застосовують спеціальні антистатичні присадки до нафтопродуктів. З водою ані нафти, ані нафтопродукти практично не змішуються, а їхня взаємна розчинність дуже мала і не перевищує сотих часток відсотка. У нафтових вуглеводнях вода розчиняється в невеликих кількостях — від 0,003 до 0,13 % при 40 °C. Розчинність води підвищується з ростом температури і зниженням молекулярної маси вуглеводнів. Взаємна розчинність води і нафтопродуктів має велике практичне значення в зв'язку з можливістю виділення з моторного палива мікрокрапельок чи кристаликів води, що може ускладнювати роботу двигунів.

Важливе значення в хімії нафти має питання про дію на нафту і нафтопродукти різних органічних розчинників. Аполярні розчинники цілком розчиняють нафту і нафтопродукти крім твердих парафінів і церезинів. Спирти розчиняють нафтопродукти вибірково. Полярні органічні розчинники (анілін, нітробензол, фенол) добре розчиняють ароматичні вуглеводні і не розчиняють алкани і нафтени. Повна розчинність нафтових вуглеводнів настає тільки при певній температурі, яку називають критичною температурою розчинення (КТР). У практиці дослідження хімічного складу нафтопродуктів велике поширення одержали КТР у аніліні — так звані анілінові точки (АТ). Найнижчі анілінові точки в аренів, середні в нафтенів і олефінів і максимальні в алканів.

Вибірковість дії розчинників покладена в основу методу холодного фракціонування нафти". Метод вибірного дробового холодного розчинення й осадження застосовується при очищенні олій.

Нафтопродукти є добрими розчинниками жирів, олій, йоду, сірки, каучуку, причому розчинна здатність до жирів тим вище, чим більше в них аренів.

Нафта — найважливіше джерело рідкого палива, мастил, сировина для синтетичних матеріалів тощо. Нафта займає провідне місце в світовому паливно-енергетичному господарстві. Її частка в загальному споживанні енергоресурсів безперервно зростає: 3 % в 1900 р., 5 % перед Першою світовою війною 1914—1918 рр., 17,5 % напередодні Другої світової війни 1939—1945 рр., 24 % у 1950 р., 41,5 % у 1972 р., 48 % в 2004 р., 33,6 % в 2010 р. У перспективі ця частка буде меншати внаслідок зростання застосування атомної і інших видів енергії, а також збільшення вартості видобутку.

За оцінками Управління з енергетичної інформації США в 2016 році році світовий попит на нафту складе 105,3 млн барелів на добу .

1.2. Транспортування нафти

Трубопровідний транспорт нафти й нафтопродуктів та природного газу забезпечує їх транспортування у великих об'ємах на будь-які відстані. Загальна протяжність магістральних нафтопроводів у нашій державі становить 2,5 тис. кілометрів, продуктопроводів — близько 3 тис. кілометрів. Залізничним транспортом сирі нафти перевозяться лише в цистернах, а нафтопродукти — в цистернах та дрібній тарі (в бочках тощо). Водний транспорт залежно від використовуваних шляхів сполучення поділяється на морський і річний. Сиру нафту перевозять у самохідних наливних судах (танкерах) та в несамохідних судах (баржах, ліхтерах). Під час автомобільних перевезень нафтопродукти з великих нафтобаз доставляються на невеликі нафтобази й окремим споживачам. При цьому нафтопродукти перевозяться в автоцистернах, а також у дрібній тарі.

Найекономічнішим видом транспорту нафти і нафтопродуктів на далекі відстані є трубопровідний.

Основні переваги трубопровідного транспорту перед іншими видами такі:

висока економічність транспортування нафти і нафтопродуктів у великих кількостях та на далекі відстані; собівартість трубопровідного транспорту приблизно в 2—4 рази нижча за собівартість залізничних перевезень;
можливість повної герметизації нафти і нафтопродуктів на всьому шляху транспортування від пунктів відправлення до пунктів призначення, що дозволяє значно знизити їх втрати;
можливість прокладання трубопроводу в будь-якому напрямку та на будь-яку відстань — це найкоротший шлях між початковим і кінцевим пунктами;
безперебійність роботи та відповідно гарантоване постачання споживачів незалежно від погоди, пори року й доби;
високий ступінь механізації та автоматизації транспорту, що дозволяє мінімізувати чисельність обслуговуючого персоналу;
висока надійність і простота в експлуатації;
розвантаження традиційних видів транспорту.

Нафтопроводами транспортується переважна частина нафти, що видобувається, з промислів до нафтопереробних заводів. Також продуктопроводами транспортується значна частина продуктів переробки нафти від заводів до нафтобаз.

До недоліків трубопровідного транспорту належать:

великі початкові витрати на спорудження магістрального трубопроводу, що робить доцільним застосування трубопроводів лише при великих, стабільних вантажопотоках;
певні обмеження на кількість сортів (типів, марок) енергоносіїв, що транспортуються по одному трубопроводу;
для організації постачання енергоносіїв до нових споживачів потрібні додаткові капіталовкладення.

Залежно від виду продукту, що транспортується розрізняють такі типи вузькоспеціалізованих трубопровідних систем: нафтопроводи, нафтопродуктопроводи, газопроводи і трубопроводи для транспортування нетрадиційних вантажів.

За призначенням трубопровідні системи поділяються на три групи: внутрішні, місцеві й магістральні. Внутрішні знаходяться всередині промислів, нафтобаз, нафто- або газопереробних заводів. Протяжність їх невелика. Місцеві з'єднують різні елементи транспортного ланцюжка: промисел і головну станцію магістрального нафто- чи газопроводу, нафтопромисел та пункт наливання залізничних цистерн або суден. Протяжність місцевих трубопровідних систем більша, ніж внутрішніх.

До магістральних нафтопроводів відносять трубопроводи протяжністю понад 50 км і діаметром від 219 до 1420 мм, призначені для транспортування товарної нафти з районів видобутку до місць споживання чи перевалки на інший вид транспорту. Товщина стінок труб визначається проектним тиском у трубопроводі.

Автотранспортом можна перевозити всі типи вуглеводневих рідин. Його застосовують для транспортування нафтопродуктів і зріджених вуглеводневих газів. Автомобільний транспорт широко використовується при перевезеннях нафтопродуктів з розподільних нафтобаз безпосередньо споживачам. Цей вид транспорту найефективніше використовується в районах, у які неможливо доставити нафтопродукти залізницею або водним шляхом, для завезення нафтовантажів споживачам, віддаленим на невелику відстань від джерел постачання (наливних пунктів, складів і баз). Наприклад, автотранспортом відвантажуються нафтопродукти з нафтобаз в автогосподарства, на автозаправні станції, в сільські склади пального.

Автоперевезення нафтовантажів здійснюються в автомобільних цистернах, а також у тарі (нафтопродукти – в контейнерах, бочках, каністрах, бідонах; зріджені вуглеводневі гази – в балонах).

Автоцистерни, у котрих перевозять нафтопродукти, оснащуються таким обладнанням: патрубком для наливання нафтопродукту, дихальним клапаном, покажчиком рівня, клиновою швидкодіючою засувкою для зливання палива, двома шлангами з наконечниками і насосами з механічним приводом. Об’єм окремих автоцистерн досягає 25 м3. Усередині цистерни встановлені поперечні й поздовжні хвилерізи для зменшення сили ударної хвилі рідини під час руху автомобіля.

Для забезпечення пожежної безпеки на автоцистернах установ-люють вогнегасники і пристрої для заземлення цистерн і шлангів з метою відведення статичної електрики, яка може утворитися під час зливно-наливних операцій з нафтопродуктами.

У практиці нафтонавантажувального автотранспорту широко застосовують цистерни на автопричепах, що підвищує ефективність використання цього виду транспорту.

Для заправки паливом автотранспортних засобів, які функціонують на віддалі від нафтобаз і заправних станцій, а також сільсько-господарських машин та літаків застосовують спеціальні автоцистерни, обладнані комплектом насосно-роздавальних пристроїв. Такі автоцистерни називаються автопаливозаправниками.

1.3. Асортимент, склад і якість дизельних палив

Ди́зельне па́ливо (скорочено ди́зель, соля́р, соля́ра, соля́рка) — рідка речовина, що є головним видом палива для дизельних двигунів.

Зазвичай під цим терміном розуміють паливо, що виходить з гасово-газойлевих фракцій прямої перегонки нафти.

Як і бензин, дизельне паливо є сумішшю парафінових, нафтенових і ароматичних вуглеводнів, які виділяються з нафтової ропи шляхом дистиляції з додаванням (не більш 20 %) компонентів каталітичного крекінгу.

Основний показник дизельного палива — цетанове число . Цетанове число характеризує здатність палива до займання в камері згорання і рівне об'ємному вмісту цетану в суміші з α-метилнафталіном.

Густина дизельного палива 0,79 — 0,97 г/см³, температура спалаху 35—80°С (температура спалаху, визначена по ASTM D93, для дизельного палива повинна бути не вище 70 °C).

Температура перегонки, визначена по ASTM D86(стандартний метод перегонки нафтопродуктів), для дизельного палива не повинна бути нижче 200 і вище 350 °C.

Температура помутніння — якісна температурна характеристика рідинного палива, яка свідчить про наявність у ньому парафіну, випадання парафіну. Крім того, ТПП залежить від вмісту в паливі води. Методи визначення ТПП регламентуються ГОСТ 5066-91. Температура помутніння для літніх сортів дизельного палива не вище −5 °C, а для зимових — від −25 до −30 °C. Температура застигання повинна бути на 5—10°С нижча температури помутніння.

Основними виробниками українського дизельного палива є Кременчуцький НПЗ і Шебелинський ГПЗ. Ввезення дизельного палива для продажу на українському ринку здійснюється головним чином з Білорусії, Польщі, Росії, Литви, а також з країн Чорноморського та Середземноморського регіонів (Румунії, Болгарії).

Якість дизельного палива відповідає стандартам – ДСТУ 3868-99, ДСТУ 4840:2007 і ДСТУ 7688:2015. ДСТУ 7688:2015 «Дизельне паливо Євро. Технічні умови» введено в дію з 01.01.2016 р. Цей стандарт скасовує з 01.07.2016 р. дію усіх попередніх стандартів та технічних умов.

Нафтопереробні заводи України виробляють за ДСТУ 3868-99 дизельне паливо двох марок:

Л (літнє) - для експлуатації дизелів за температури навколишнього повітря не нижче -5°С;

З (зимове) - для експлуатації за температури не нижче -15°С. За вмістом сірки дизельні палива поділяються на чотири види:

I - масова частка сірки не більше як 0,05 %, (500 мг/кг);

II - масова частка сірки не більше як 0,10 %, (1000 мг/кг);

III - масова частка сірки не більше як 0,2 %, (2000 мг/кг);

IV - масова частка сірки не більше як 0,5%, (5000 мг/кг).

Приклади умовного позначення палив за ДСТУ 3868-99:

«Паливо дизельне Л-0,1-40 ДСТУ 3868-99» означає, що це літнє паливо з масовою часткою сірки 0,1 % і температурою займання 40 °С

. «Паливо дизельне 3-0,1(-25) ДСТУ 3868-99» означає, що це зимове паливо з масовою часткою сірки 0,1 % і температурою застигання -25 °С.

Дизельне паливо за ДСТУ 4840:2007 екологічного класу Євро 4 відповідає загальним технічним вимогам, встановленим у європейських стандартах EN 590:2009.

За вмістом сірки дизельні палива ділять на два види:

I - вміст сірки не більше ніж 10 мг/кг, (0,001 %);

II - вміст сірки не більше ніж 50 мг/кг, (0,005 %).

Залежно від умов використовування встановлюють такі марки та класи дизельного палива:

а) для експлуатування в умовах помірного клімату:

марка А - гранична температура фільтрованості не вище ніж 5°С;

марка В - гранична температура фільтрованості не вище ніж 0°С;

марка С - гранична температура фільтрованості не вище ніж мінус 5°С;

марка D - гранична температура фільтрованості не вище ніж мінус 10°С;

марка E - гранична температура фільтрованості не вище ніж мінус 15°С;

марка F - гранична температура фільтрованості не вище ніж мінус 20°С.

б) для експлуатування в умовах арктичного клімату:

клас 0 - гранична температура фільтрованості не вище ніж мінус 20°С;

клас 1 - гранична температура фільтрованості не вище ніж мінус 26°С.

Умовна познака дизельного палива охоплює його марку або клас залежно від граничної температури фільтрованості.

Дизельне паливо використовується в двигунах, установлених на великовантажних автомобілях, тракторах і дорожніх машинах, на водному і залізничному транспорті, у різних енергетичних установках і випускається двох видів: легке, малов'язке паливо — для швидкохідних дизелів і важке, високов'язке паливо — для тихохідних дизелів.

Основні споживачі дизельного палива — залізничний транспорт, вантажний автотранспорт і сільськогосподарська техніка. Розрізняють так зване зимове і літнє дизельне паливо. Виробництво зимового палива є дорожчим, але без попереднього підігріву неможливо використовувати літнє паливо при -20 °C, наприклад.

Альтернативою дизельному паливу є біодизель і емульговане дизельне паливо.

Дизельне паливо має значний недолік: порівняно з бензином його сировинна база набагато обмеженіша. Дизельне паливо отримують переважно атмосферною (прямою) перегонкою та каталітичним крекінгом, після чого здійснюють його очищення. А бензин виготовляють не лише з нафти, але й з газів, вугілля, важких нафтопродуктів, у тому числі й дизельного палива.

Собівартість експлуатації машини залежить не тільки від витрат палива, але й від його якості. Якість дизельного палива впливає також на надійність роботи двигуна, отже, на витрати для його обслуговування та ремонту.

Щоб паливо повністю випаровувалось і згоряло, його треба розпилювати на найдрібніші краплинки й рівномірно розподіляти їх по всьому об'єму камери згоряння.

Найголовнішими експлуатаційними вимогами, які має задовольняти паливо для забезпечення повного та якісного згоряння є:

надійне самозаймання;
повне згоряння;
м'ягка робота двигуна;
мінімальне утворення нагару та відкладень у зоні розпилювачів форсунок та в камері згоряння;
мінімальна корозійна активність;
висока стабільність у разі тривалого зберігання та під час транспортування;
низька токсичність.

Якість дизельного палива в країнах Європейської спільноти (специфікація EN 590) нормується за такими мірками:

Таблиця 1.1 – Показники якості дизельного палива в країнах Європейської спільноти

	Введена	Масова частка сірки, %, не більше	Цетановий індекс, не менше	Вміст поліароматичних вуглеводнів, %, не більше
Євро-2	з 1996	0,05	49	11
Євро-3	з 2000	0,035	51	11
Євро-4	з 2005	0,005	51	11
Євро-5	з 2010	0,001	51	11

1 2 3

скачати