Пиротехническая химия
Главная Начинающим пиротехникам Статьи Добавить статью Добавить материалы на сайт Поиск по сайту Карта книг Карта сайта
Книги в помощь
Военная история Изготовление и применение ВВ Пиротехника в военном деле Разное по пиротехнике Физика в пиротехнике Химия ВВ и составов
Новые книги
Яковлев Г.П. "122 мм самоходная пушка образца 1944 г." (Военное дело)

Суворов С. "Бронированная машина пехоты БМП -3 часть 1" (Военное дело)

Суарес Г. "Тактическое преимущество " (Военное дело)

Стодеревский И.Ю. "Автобиография записки офицера спецназа ГРУ " (Военное дело)

Соколов А.Н. "Альтернатива. Непостроенные корабли Российского императорского флота" (Военное дело)
Теоретические основы технологии горючих ископаемых - Глушенко И.М.
Глушенко И.М. Теоретические основы технологии горючих ископаемых: Учебник для вузов — M.: Металлургия, 1990. — 296 c.
Скачать (прямая ссылка): glushenko.djvu
Предыдущая << 1 .. 24 25 26 27 28 29 < 30 > 31 32 33 34 35 36 .. 127 >> Следующая


Плотность горючих сланцев зависит от массовой доли органического вещества (OB) в нем: чем выше OB в сланце, тем ниже его плотность. Плотность сланцев с содержанием керогена > 30 % составляет 900— 1650 кг/м3, а сланцев высокозольных, т.е. с содержанием керогена < 25—30 %, более 1800 кг/м3. Четкая зависимость между содержанием OB и плотностью сланцев обусловили другую технологическую особенность —влияние плотности на теплоту сгорания и выход смолы.

Знания о плотности ТГИ, их петрографических составляющих и компонентах минеральных примесей имеет большое прикладное значение. Так, гравитационное обогащение углей основано на разности в плотности частично минерализованных их кусков, минеральных примесей и сростков органической массы с минеральными веществами. На различии в плотности петрографических микрокомпонентов основано так называемое петрографическое обогащение углей. Оно позволяет получить целевой продукт (концентрат), обогащенный спекающимися компонентами группы витринита и липтинита. Неспекающиеся

Рис. 11. Зависимость действительной плотности органической массы гумусовых углей от содержания в них углерода

60 80 100

и более минерализованные компоненты группы инертенита при этом концентрируются в промежуточном продукте, используемом для сжигания на ТЭЦ.

С плотностью разных ТГИ и в их числе углей связана такая важная характеристика, как насыпная плотность, т.е. масса единицы объема ТГИ при погрузке в различные емкости. Насыпная плотность углей в большей степени зависит от их гранулометрического состава, формы частичек, способа укладки и особенно от влаги. С изменением влаги углей их насыпная плотность изменяется по кривой с минимумом в области 10—12 % влажности.

Плотности жидких ГИ и газа. Для жидких топлив используют показатель относительной плотности, т.е. отношение их массы при 200C к массе дистиллированной воды при 4°С, взятой в том же объеме.

сСГ}кг/м3

1500 -

1300 -

1100 -

82 90

Рис. 12. Зависимость действительной плотности микрокомпонентов от стадии химической эре лости углей по содержанию углерода: 1 — инертинит; 2 — витринит; 3 — липтиниі

Поскольку плотность воды при принятых условиях равна единице, то значения относительной и абсолютной плотности совпадают. Плотность нефтей и нефтепродуктов измеряют ареометром. Более точные значения плотности дает пикнометрический метод. Плотность нефтей зависит от содержания в них легких фракций, группового углеводородного состава и содержания смолистых веществ. Чем больше содержит нефть тяжелых углеводородов, смолистых веществ и асфальтенов, тем больше ее плотность. Для большинства нефтей, добываемых в нашей стране, относительная плотность колеблется в пределах 0,830—0,940.

Плотность нефтей и нефтепродуктов с повышением температуры снижается. Плотность характеризует химическую природу, происхождение и товарное качество нефти. Так, плотность фракции с одинаковыми пределами кипения наиболее низкая из парафинистых нефтей и наибольшая из высокоароматизированных нефтей. Плотность фракций из нафтено-перафинистых нефтей занимает промежуточное положение. Как видно из формулы (4), чем выше температура кипения фракции, тем больше молекулярная масса ее компонентов, поэтому нефти с большей плотностью имеют и меньший отгон фракции до 3000C

Поскольку нефть и нефтепродукт представляют собой смесь индивидуальных углеводородов, то они характеризуются средней молекулярной массой, которая может быть рассчитана по формуле Б.П.Воинова для парафиновых углеводородов:

M00 = 60 + 0,3f + 0.001 f1; (4)

для нефтяных фракций:

M- (7/(-21,5) + (0,76 -0,04K) f + (0,0003K - 0,00245) t2, <5>

где t — средняя температура кипения нефтяной фракции, °С; К — характеризующий фактор, является функцией плотности и позволяет судить о химической природе нефтей и нефтепродуктов, определяется по формуле:

К = ХП^ 1,216/рЦ, , (6)

где ТСр — абсолютная средняя молекулярная температура кипения смеси. К:

т _ "1I + 1гтг + ¦¦¦ + {nmn (7)

CP /D1 + m2 + ... + mn

где f,, f,, ... , tn — температура кипения компонентов смеси, К; т,, т,, ... , тп — мольные доли компонентов в смеси, доли единиц; р Jl — относительная плотность нефтяных фракций при 15°С. Вместо средней молекулярной температуры кипения можно принимать температуры, при которых отгоняется 50 % нефтепродукта для узих фракций.

Молекулярную массу смеси нескольких нефтяных фракций можно находить как величину аддитивную:

M^3 = ZM1Cj. (8)

В связи с переработкой природных и нефтяных газов в сжиженные газы представляет интерес способ расчета их плотности. Для жидких углеводородов применяют формулу Крегерэ:

PJI = 1,03Af /(44.29 +/И), (91

где р[| — плотность жидкости при 150C

Плотность смеси при другой температуре определяют по уравнению:

P = р|| (1 + ait, -г,)], (10)

где f, — температура, равная 15°С; г, — заданная температура, 0C; а — коэффициент, определяемый из данных, приведенных ниже:

р\\........ 0,69-0,6999 0,7-0,7099 0,71-0,7199 0,72-0,7299
Предыдущая << 1 .. 24 25 26 27 28 29 < 30 > 31 32 33 34 35 36 .. 127 >> Следующая
Реклама
 
 
Авторские права © 2010 PiroChem. Все права защищены.