Определение молекулярной массы нефтяных фракций и нефтепродуктов
Молекулярная
масса (М.М.) является важнейшей
физико-химической характеристикой
всякого вещества. М.М. нефтепродуктов
как смеси дает понятие об относительной
молекулярной массе ‘средней’ молекулы
из числа молекул, входящих в состав
нефтепродукта. М.М. как и плотность
является опорной характеристикой,
используемой для расчета других
показателей, таких например, как
молекулярная рефракция. Знание М.М.
необходимо при определении
структурно-группового состава нефтяных
фракций и н/продуктов. В случае смесей
химических соединений, каковыми
являются фракции нефти и нефтепродукты,
М.М.. складывается из М.М. отдельных
компонентов. М.М. широко используется
для расчетов аппаратуры НП-рабатывающих
заводов. М.М. сырых нефтей колеблется
в довольно широких пределах, но чаще
всего значение ее соответствует
интервалу 220-300 а.е.м. М.М. нефтяных фракций
увеличивается с повышением температуры
кипения фракции. М.М.нефтяных остатков
и их составных частей определить с
большей вероятностью трудно, т.к. они
склонны к структурообразованию и
образованию устойчивых надмолекулярных
структур.
Существует
ряд методов определения М.М., однако в
нефтяной практике наиболее широкое
распространение получил криоскопический
метод,
основанный на измерении понижения
температуры замерзания растворителя
при добавлении к нему исследуемого
вещества. Для разбавленных растворов
справедливо правило Рауля – Вант –
Гоффа, согласно которому осмотическое
давление прямо пропорционально молярной
концентрации, а между концентрацией
молекул растворенного вещества С
(г-моль вещества на 1000 г чистого
растворителя) и понижением температуры
начала кристаллизации t
бесконечно разбавленного раствора
существует зависимость: t=K*C
где:
t
– разность
между температурами замерзания чистого
растворителя и раствора нефтепродукта
в растворителе,
оС;
K
– криоскопическая
константа,
или молекулярная депрессия, определяемая
свойствами только одного растворителя
и зависящая от его абсолютной температуры
затвердевания и скрытой теплоты
плавления.
Если
в 1000 г чистого растворителя растворено
Р
г вещества,
то Р=
С*М,
тогда
t
= K*
Р/ М,
а
молекулярная масса М=
K*
Р/t
Величину
t
определяют
экспериментально, как разность между
температурой замерзания раствора
исследуемой фракции нефти в растворителе
и температурой замерзания чистого
растворителя. В нефтяной практике
наиболее часто используют бензол и
нафталин, к чистоте которых предъявляются
очень жесткие требования. В криоскопическом
методе используется дифференциальный
термометр Бекмана, позволяющий определять
не саму температуру, а ее изменение (до
0,01 оС).
Криоскопический метод определения
М.М.
не свободен от погрешностей, т.к. в
основе лежит закон Рауля, применимый
к сильно разбавленным растворам. Поэтому
истинную М.М.
можно определять в сильно разбавленных
растворах, что не освобождает от
погрешностей.
Более
перспективным является электрометрический
метод измерения температурной депрессии,
где исключены погрешности, связанные
с использованием термометра Бекмана.
Применение полупроводникового
сопротивления (термистора) позволяет
регистрировать изменение температуры
в зависимости от изменения сопротивления
(1
оС
= 100
Ом), т.е. изменение сопротивления на 0,1
Ом позволяет регистрировать изменение
температуры на 0,001 оС.
Рис.
Прибор Бекмана для определения
молекулярной массы
Рис.
Кривые зависимости молекулярной
массы нефтепродуктов (М)
от концентрации (С)
последних
в растворителе (бензоле)
Относительную
молекулярную массу при нулевой
концентрации в растворителе (бензоле)
можно получить, если найденные
экспериментальные значения ее нанести
на ось ординат, а концентрации
нефтепродуктов в растворителе – на
ось абсцисс, и продолжить полученную
линию до пересечения с осью ординат
(рис. ).
Молекулярная
масса парафино – нафтеновых углеводородов
(ПНУ) с увеличением концентрации не
возрастает из-за отсутствия ассоциации
молекул. Поэтому для ПНУ можно пользоваться
экспериментально найденными значениями
молекулярной массы, не экстраполируя
их до нулевой концентрации.
Расчетные
методы определения молекулярной массы.
Для определения молекулярной массы
нефти и нефтепродуктов используют ряд
эмпирических формул.
Формула
Воинова для нефтяных фракций парафинового
основания (алканов):
Мср
= 60 + 0,3 tср
+ 0,001 tср2
Где:
tср
– средняя температура кипения
нефтепродукта.
Формула
Воинова для циклоалканов, моторных
топлив (бензинов, керосинов и т.п.):
Мср
= ( 7К – 21,5) + (0,76 – 0,04К) tср
+ (0,0003К – 0,00245) tср
2
К
– характеристический фактор, учитывает
влияние химической природы нефтей и
нефтепродуктов на их физико-химические
свойства.
Средняя величина
К:
А)
для парафиновых нефтепродуктов 12,5-13;
Б)
для нафтеновых и ароматических
нефтепродуктов 10-11;
В)
для крекинг-бензинов 11,5-11,8;
С)
для сильно ароматизированных фракций
10 и ниже.
В
тех случаях, когда не требуется очень
точных измерений М.М.. можно использовать
формулу Херша-Фенске, в которой
молекулярная масса связана с температурой
кипения и показателем преломления:
lg
M= 1,939436+0,0019764 * tср
+ lg (2,1500-nD20
)
Где:
tср
– средняя
температура кипения фракции
nD20
–показатель
преломления фракции
Формула
Крега для нефтяных фракций:
М
= 44,29
*ρ
288/(1,03
–
ρ
288)
Где:
ρ
288 –
плотность нефтепродукта при Т = 288К. (tC
= tK
− 273=
288-273=15)
Разработано
устройство для определения среднего
молекулярной массы нефтяных фракций
методом депрессии паров. Устройство
включает в себя систему вакуумирования,
термостатирования, ввода в измерительную
ячейку двух жидкостей, регистрирующее
устройство.
Семинар
3
Соседние файлы в папке СЕМИНАРЫ
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
|
РАСЧЕТ МОЛЕКУЛЯРНОЙ МАССЫ
|
Расчет молекулярной массы
В расчетной практике молекулярную массу часто определяют по эмпирическим формулам. Наибольшее применение нашла формула Б. П. Воинова:
Для парафиновых углеводородов:
Для нефтяных фракций:
Результаты вычислений по формуле для нефтяных фракций отличаются от экспериментально полученных данных на 3-5 %. А. С. Эйгенсон уточнил формулу Б. П. Воинова для нефтяных фракций подбором постоянных
величин а, b, с в зависимости от характеризующего фактора К.
Для узких нефтяных фракций более точной, чем формула Воинова, является формула БашНИИНП:
В приведенных выше формулах в качестве параметра, характеризующего химический состав, выступает характеризующий фактор, зависящий от плотности. В формуле, предложенной Р. Хершем, в качестве такого
параметра использован коэффициент лучепреломления:
Связь между молекулярной массой и относительной плотностью нефтяных фракций устанавливается формулой Крэга:
Молекулярная масса – величина аддитивная, и для смеси нескольких нефтяных фракций ее можно определять по формуле:
По формуле аддитивного определения молекулярной массы можно рассчитать также молекулярную массу нефти, если известны массы и молекулярные массы составляющих ее узких фракций. Этой же формулой
пользуются для определения молекулярной массы остатка от перегонки нефти, если заранее известны молекулярные массы нефти и отогнанных от нее фракций.
Зависимость молекулярной массы нефтепродуктов от плотности и средней молекулярной
температуры кипения.
Зависимость молекулярной массы нефтепродукта от характеризующего фактора и средней молекулярной температуры кипения.
| Не нашли нужную информацию? Воспользуйтесь поиском по сайту |
Управление физическими и физико-химическими процессами лежит в основе переработки нефти и получения товарных продуктов. Для грамотного управления этими процессами необходимо знать физико-химические, физические, коллоидные свойства нефти, а также состав ее фракций и их остатков.
Свойство, которое рассматривается первым во всех образовательных учебниках по химической технологии переработки нефти – плотность. Именно она позволяет в совокупности с другими константами оценить химический и фракционный состав нефти и нефтепродуктов.
Выделяют два вида плотности:
– абсолютнаяплотность;
– относительная плотность.
К первому относится абсолютная плотность, которая выражается как масса единицы объема нефтепродукта/нефти. Также выделяют еще и относительную плотность – это безразмерная величина, которая показывает отношение плотности нефтепродукта при t2 к плотности дистиллированной воды при t1=4 оС. Обозначается она есть р420, р1515, р2020 (для лабораторных исследований). В индексе и в степени указываются температуры. Так, например, для р420 можно сказать, что мы имеем отношение плотности нефти при 20 оС к плотности воды при 4 оС.
Для газов принимается отношение плотности газа к плотности воздуха. Стандартными условиями является давление 0,1 МПа и температура 0 оС.
Ниже приведена зависимость плотности жидких нефтей от температуры.
Методы определения плотности нефти
Существует три основных метода определения плотности:
– ареометрический – позволяет определить плотность с помощью денсиметра/ареометра, градуировка на которых приведена относительно плотности воды. Точность измерения может варьироваться от 0,001 до 0,005 в зависимости от вязкости нефтепродукта.
– метод взвешенной капли (уравнивания плотности) – используется в случаях малого количества анализируемого продукта или же в случае исследования твердого нефтепродукта. Каплю нефтепродукта вводят в раствор (водно-соляной или водно-спиртовый в зависимости от плотности нефтепродукта) и добиваются, чтобы нефтепродукт перешел во взвешенное состояние. Таким образом, плотность нефтепродукта уравнивается с плотностью раствора.
– пикнометрический – проводится с помощью пикнометров. Точность измерения может быть достаточно высокой. В его основе лежит сравнение массы дистиллированной воды с нефтепродуктом. Объем и температура должны быть одинаковы.
Молекулярная масса
Молекулярная масса – весьма важный показатель, широко применимый для расчета теплоты парообразования, объема паров, давления парциального и при определении химического состава нефтяных фракций. На самом деле вернее всего использовать понятие «средняя молекулярная масса», но первое слово зачастую опускают по причине того, что нефть и ее производные состоят из смеси индивидуальных углеводородных соединений.
С повышением температуры кипения нефтяных фракций соответственно увеличивается и их молекулярная масса.
Для определения молекулярной массы продуктов нефти широко используется криоскопический метод, который основан на изменении температуры замерзания растворителя при добавлении к нему навески нефтепродукта. В качестве растворителя используют бензол или нафталин.
На рисунке показано устройство прибора, используемого в криоскопическом методе определения молекулярной массы нефти и ее продуктов. В криоскоп 1, который плотно закрывается пробкой, наливают исследуемый раствор или растворитель. Через специальное отверстие вставляется разностный/дифференциальный термометр и перемешивающее устройство. Мешалка имеет форму кольца, что позволяет ей свободно охватывать термометр. Пробирка большего размера 4 выполняет роль рубашки, что позволяет равномерно проводить процесс охлаждения. Всю описанную конструкцию помещают в толстостенный стакан 5, который заполнен холодной водой/льдом. Имеется также мешалка из толстой проволоки (на рисунке не подписана). Ее применяют для перемешивания охладительной смеси.
Известен также второй метод – эбулиоскопический. Он основывается на измерении приращения температуры кипения растворителя после того, как в него введут навеску нефти или нефтепродукта.
Стоит отметить, что молекулярная масса является аддитивной величиной.
Давление насыщенных паров – такое давление, которое развивают пары при данной температуре в условиях равновесия с жидкостью. Данный показатель определяет испаряемость продуктов. В случае равенства ДНП (давления насыщенных паров) давлению системы, то температура, при которой это равенство осуществимо, именуется температурой кипения вещества.
Для определения ДНП используется статический метод. Он основан на измерении Рнас жидкости при заданной температуре в условиях равновесия.
При технических определениях рассматриваемого свойства используется бомба рейда. Она представляет собой емкость, состоящую из двух камер: паровая камера и жидкостная. Их соотношение 4 к 1 соответственно. Продукт нефти заливают в жидкостную камеру, а к ней присоединяют паровую камеру с манометром. Далее помещают всю емкость в баню при 100 градусах по Фаренгейту с целью установления постоянного значения на манометре. Этот факт скажет о том, что равновесие между паром и жидкостью достигнуто.
Бомба Рейда показана на изображениях ниже.
Вязкость
Вязкость – свойство газа или жидкости оказывать сопротивление перемещению одного слоя относительно другого под действием внешней силы. Данный показатель позволяет определить, как нефть будет прокачиваться по трубопроводам, как будут проходить топлива в системе питания, а также характеризует поведение масел в узлах трения механизмов.
Выделяют динамическую вязкость. Она характеризует усилие, которое необходимо для перемещения двух слоев вещества с площадью 1 м2, на расстоянии 1 м и со скоростью 1 м/с.
Как правило, в технологических расчетах применяют кинематическую вязкость. Она является частным от деления вязкости динамической на плотность.
Также определяют и условную или относительную вязкость. Ее определение применимо только к тяжелым и высоковязким продуктам; она показывает отношение времени истечения из стандартного вискозиметра 200 мл жидкости при температуре испытания ко времени истечения 200 мл дистиллированной воды при 20 оС. Относительная влажность измеряется в градусах условной вязкости или градусах Энглера.
Чтобы провести взаимный перерасчет вязкости различных нефтепродуктов, применяют различные графики, номограммы и формулы.
Стоит отметить, что вязкость продуктов нефти напрямую зависит от фракционного состава и химического состава. Так, для более тяжелых фракций значение вязкости соответственно выше. Меньшая же вязкость соответствует парафинов, а большая – для нафтенов. Среднее между ними значение вязкости характерно для ароматики.
С увеличением давления вязкость жидких и газообразных продуктов нефти возрастает. С практической точки зрения, этот факт весьма значим, потому что в различных механических соединениях на масла оказывается достаточно высокое давление.
С изменением давления вязкость различных углеводородных соединений изменяется по-разному. Меньше всего давление влияет на значения вязкости парафиновых углеводородов, в большей степени показатель вязкости зависит от давления в случае ароматических углеводородов и нафтенов. Отметим, что чем выше температура, тем в меньшей степени давление оказывает влияние на значение вязкости.
Что касается аддитивности, она имеет место лишь для смеси из двух компонентов. Если же компонентов больше, то вязкость меньше, чем определенная по правилу смешения.
Для газов вязкость возрастает с увеличением температуры.
Измерение вязкости проводят на вискозиметрах, которые имеют три разных вида действия.
1. Капиллярные вискозиметры – принцип работы заключается на определении времени, спустя которое жидкость вытечет через капилляры. Среди них самые известные ВПЖ-2,3,4 и Пинкевича.
2. Вискозиметры, которые основаны на измерении времени истечения строго определенного объема жидкости сквозь отверстие. Вязкость, определенная именно таким образом, именуется условной.
3. Вискозиметры, принцип работы которых основан на определении усилия, которое прилагается для вращения внутреннего цилиндра по отношению к наружному. Свободное пространство между этими цилиндрами заполнено нефтью или ее производными. Измерения проводят при определенной температуре. Также выделяют вискозиметры, основанные на падении калиброванного шарика и времени, через которое этот шарик упадет. Эта группа вискозиметров позволяет определить вязкость продуктов нефти, способных к фазовым переходам в коллоидные и кристаллические структуры.
Электрические свойства нефтепродуктов
Среди важнейших показателей, характеризующих электрические свойства нефтепродуктов, выделяют:
– электропроводность;
– диэлектрическую проницаемость;
– электровозбудимость;
– диэлектрическая прочность;
– тангенс угла диэлектрических потерь.
Эти показатели играют весьма важную роль в случае использования нефтепродуктов в качестве материалов для электроизоляции.
Электропроводность – является небольшой для нефтепродуктов и составляет от 2*10-10 до 0,3*10-18 1/Ом*см. Если в нефтепродукте присутствует влага или примеси, значение электропроводности снижается.
Электровозбудимость – связана со способностью продуктов нефти удерживать статические электрозаряды на своей поверхности. Такие заряды образуются при трении нефти о стенки аппаратуры: нефтепроводов, резервуаров и т.д. Образование такого заряда вполне может привести к образовании искры, а в последующем, и к воспламенению. Чтобы избежать всевозможных возгораний и взрывов, необходимо заземлять все оборудование или добавлять в продукты нефти специальные присадки, именуемые антистатическими.
Диэлектрическая проницаемость – достаточно постоянная величина и относительно невысока для нефтепродуктов в сравнении с другими диэлектриками. Данный показатель значим для работы масляных выключателей и трансформаторов.
Диэлектрическая прочность или напряжение перебоя – определяется величиной наименьшего напряжения электрического тока, при котором для стандартных электродов и при определенном расстоянии между ними случается пробой нефтепродукта электрической искрой. Величина пробивного напряжения зависит от наличия полярных молекул, механических примесей, давления, температуры, наличия влаги.
Тангенс угла диэлектрических потерь – используется для оценки изоляционных свойств продуктов нефти, используемых для заливки конденсаторов и кабелей. Данный показатель характеризует потери электроэнергии за счет поляризации молекул полярных компонентов, входящих в состав продуктов нефти (асфальто-смолистых веществ, ароматики и пр.). Нефтепродукты, не содержащие полярных компонентов, обладают наибольшей стабильностью.
Оптические свойства нефти и нефтепродуктов.
Выделяют оптические свойства нефти и нефтепродуктов, такие как:
1. Цвет. Окраска нефти варьируется в зависимости от плотности. Например, желтую окраску имеют нефти с плотностью меньше 0,79 , янтарную – в диапазоне плотности от 0,79 до 0,82, коричневую и черную – при плотности больше 0,82. Цвет напрямую зависит от состава нефтепродукта, а если точнее, то от наличия асфальто-смолистых и ароматических веществ. Для определения цвета применяют колориметры ЦНТ, КНС-1 и КНС-2.
2. Коэффициент рефракции или показатель лучепреломления – показывает отношение синуса угла падения луча к синусу угла преломленного луча. Измеряется при прохождении светового луча из воздуха в анализируемое вещество и является мерой оптической плотности вещества. Численно показывает, в сколько раз скорость света в веществе меньше скорости света в вакууме.
Данный показатель зависит от температуры: падает с ее превышением; его определяют на рефрактометрах.
3. Оптическая активность – показывает свойство нефтепродуктов поворачивать вокруг оси плоскость поляризации луча поляризованного света. Определяется с помощью поляриметра. Показатель связан напрямую с наличием в нефти аренов и полициклических нафтенов.
Свойства нефтяных вяжущих
К вяжущим нефтепродуктам относятся пеки, битумы, мастики. Наиболее важные их свойства:
– температура размягчения;
– пенетрация;
– дуктильность;
– температура хрупкости по Фаарсу.
Температура размягчения битума – температура, при которой битум переходит в капельно-текучее состояние в стандартных условиях. Обычно определяется методом КиШ (кольцо и шар). Согласно методу, расплавленный битум заливается в кольца, сделанные из меди, после на эти кольца кладут шарики из стали и нагревают. Та температура, при которой шарик продавливает битум и касается контрольного диска, принимается за температуру размягчения.
Пенетрация – глубина проникновения иглы – позволяет определить структурно-прочностные свойства битума. Определение глубины проникновения иглы проводится на пенетрометре. Битум, предварительно расплавленный, заливается в медную чашу, термостатируют и помещают на столик прибора. Пенетрация осуществляется проникновением иглы в битум в течение 5 секунд. Обязательное условие – температура 25 градусов по Цельсию.
Дуктильность – способность битума растягиваться в нити при приложении к нему силы. На этом свойстве основывается применение битума с целью цементирования мелких каменных материалов, используемых в дорожном строительстве. Растяжимость проводят на дуктилометре при 25 оС и 0 оС. Битум, согласно методике, заливают в стандартные формы, которые ставятся на салазки прибора, помещенные в воду. Одна половина салазок начинает движение, растягивая битум со скоростью 5см/мин. То расстояние, которое проходят салазки до момента разрыва, определяют как растяжимость битума.
Температура хрупкости – показывает низкотемпературные свойства битумов, склонность ломаться, трескаться. На пластинку наносят битум, после чего ее помещают в аппарат Фаарса. Пластина охлаждается, а за 10 оС до предполагаемой температуры хрупкости пластинку подвергают изгибу. За температуру хрупкости принято считать появление первой трещины.
Температура вспышки – та температура, при которой нефтепродукт выделяет при нагревании такое количество паров, которое образует с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении открытого пламени. Этот показатель характеризует испаряемость продуктов нефти и их огнеопасность. Чем более легкая фракция, тем соответственно ниже ее температура вспышки.
Температура вспышки широко используется для определения чистоты фракций нефти, получаемых при перегонке.
Существует два стандартных метода определения данной характеристики: в открытом и закрытом тигле. Разница между ними весьма значительна: чем выше температура вспышки, тем и больше разница. В закрытом тигле необходимое количество паров накапливается значительно быстрее, чем в приборе открытого типа, где пары диффундируют в воздух.
По температуре вспышки судят о возможности образования взрывчатых смесей паров нефтепродукта с воздухом. Опасность представляет смесь, когда концентрация паров нефти достигает определенных значений. Таким образом, различают верхний и нижний пределы взрываемости.
Температура воспламенения и самовоспламенения – если при определении температуры вспышки нагревать нефтепродукт и дальше, можно пронаблюдать, как пары вспыхивают, но сам нефтепродукт горит еще некоторое время. Наименьшая такая температура и есть температура воспламенения. Ее тоже определяют в открытом тигле.
Также существует температура самовоспламенения – такая температура, при которой нефтепродукт, соприкасаясь с воздухом, воспламеняется и продолжает гореть без внешнего источника огня.
Температура застывания – та температура, при которой продукт теряет свою подвижность из-за фазовых превращений вещества и перехода его из обычной вязкости к структурной. Подвижность нефтепродукт теряет при увеличении вязкости или при образовании в объеме твердой фазы (кристаллизации).
Температура застывания определяется при проведенной заранее термической подготовке: образовавшиеся кристаллы полностью растворяются или расплавляются. После этого нефтепродукт охлаждают до примерной температуры застывания, а при ее достижении наклоняют пробирку на 45 о и смотрят за уровнем. В качестве температуры застывания применяется такая температура, при которой уровень продукта нефти остается неименным в течение некоторого времени.
Температура плавления – та температура, при которой случается переход из твердого кристаллического состояния в жидкое. Температуру плавления определяют по методу Жукова. Таким образом, в прибор заливают расплавленный парафин и охлаждают его, записывая температуру каждую минуту. По полученным данным выстраивают график с осями время-температура. Температура, которой соответствует горизонтальный участок на кривой охлаждения, принимается за температуру плавления. Прямая образуется в тот момент, когда поддерживается постоянная температура за счет выделения тепла при кристаллизации. Нефтепродукты, не содержащие парафин, не определяются на температуру плавления.
Температура каплепадения – показатель, который нормируется для мазеобразных нефтепродуктов вместо температуры плавления. Ее нельзя отождествлять с температурой плавления, потому что падение первой капли вовсе не означает, что при данной температуре вся смазка потеряла пластичность и начала течь. Температура каплепадения характеризует не только термическую устойчивость смазки, но и ее стабильность против расслоения. Показатель определяют с помощью термометра Уббелоде, в нижней части которого расположена металлическая гильза. В эту гильзу ввинчивается металлическая трубка с отверстием, куда вставляется капсюль с испытуемой смазкой. Такой термометр вставляют в пробирку и греют на водяной или глицериновой бане.
За температуру каплепадения принимают такую температуру, при которой падает первая капля или дна пробирки, куда вставлен термометр, касается столбик продукта нефти, выступившего из отверстия капсюля.
Тепловые свойства нефтепродуктов
К тепловым свойствам нефтепродуктов относят:
Теплоемкость. Количество тепла, которое необходимо для нагрева 1 кг продукта нефти от температуры t1 до температуры t2, называют средней удельной теплоемкостью. Она зависит от температуры определения, а в расчетах используют значение средней удельной теплоемкости для интервала температур. Для разных нефтепродуктов она различна: зависит от химического состава, определяется по формулам как для жидких, так и для газообразных продуктов (для них различают теплоемкость при постоянном давлении или при постоянном объеме). Является аддитивным свойством;
Теплота испарения. Количество энергии, необходимое для испарения единицы массы вещества при постоянных температуре и давлении. Для чистых веществ определяется по справочнику. Для нефтепродуктов теплоту испарения рассчитывают по эмпирическим формулам, возможно определение по графикам и номограммам;
Теплота плавления. Количество энергии, необходимое для разрушения кристаллической решетки единицы массы вещества и перевода его в жидкое состояние. Определяется для твердых нефтепродуктов. Определяется по формулам. С увеличением молекулярной массы теплота плавления и температура плавления нефтепродуктов повышаются. Температура плавления и теплота плавления также возрастают позже с ростом давления.
Теплота сгорания. Характеризует теплотворную способность топлива. Выделяют низшую и высшую теплоту сгорания, отличающиеся на величину полной конденсации водяных паров, образующихся при сгорании топлива. Определяется экспериментально или по формулам, является аддитивным свойством;
Энтальпия. Количество тепла, необходимое для нагрева 1 кг жидкости от 0 до температуры t (для жидких нефтепродуктов). Для парообразных нефтепродуктов понимают количество тепла, которое необходимо для нагрева жидкого нефтепродукта и нагрева паров до температуры t. На энтальпию для паров продуктов нефти характерно влияние и давления: энтальпия снижается с повышением давления. Является аддитивным свойством;
Теплопроводность. Характеризует способность нефтепродуктов проводить тепло. Зависит данный показатель от химического состава, температуры, давления и фазового состояния. Твердые нефтепродукты обладают наибольшей теплопроводностью, а наименьшей – газы. Определяется по формулам и номограммам.
