Электрические свойства нефти и нефтепродуктов

К важнейшим показателям, характеризующим электрические свойства нефтепродуктов, относятся: электропроводность, электровозбудимость, диэлектрическая проницаемость, диэлектрическая прочность и тангенс угла диэлектрических потерь. Все эти показатели влияют на эксплуатационные свойства нефтепродуктов при использовании их в качестве электроизоляционных материалов.

Электропроводность, как правило, для нефтепродуктов невелика и лежит в пределах 2·10^–10–0,3·10^–18 1/Ом×см. Она заметно снижается при наличии в нефтепродукте влаги или посторонних примесей. С понижением температуры электропроводность нефтепродуктов падает.

Электровозбудимость – связана со способностью нефтепродуктов удерживать на своей поверхности заряды статического электричества, возникающие при трении нефтепродукта о стенки резервуаров, трубопроводов. Величина такого заряда может достигать сотен вольт. Наличие же заряда может вызвать искру и воспламенение нефтепродукта. Предотвращают опасность возникновения пожара или взрыва путем заземления трубопроводов или оборудования, либо добавлением к нефтепродуктам антистатических присадок (органические соли хрома, кобальта) в очень малом количестве (тысячные доли процента).

Диэлектрическая проницаемость – для нефтепродуктов, по сравнению с другими диэлектриками, невелика и достаточно постоянна (имеет значения в пределах 2–2,5). Этот показатель имеет значение для бесперебойной работы масляных трансформаторов и масляных выключателей.

Диэлектрическая прочность или напряжение пробоя – выражается величиной наименьшего напряжения электрического тока, при котором, для стандартных электродов и определенного расстоянии между ними, происходит пробой нефтепродукта электрической искрой. Величина пробивного напряжения зависит от многих факторов: химсостава (наличия полярных молекул), наличия влаги, мехпримесей, температуры, давления.

Тангенс угла диэлектрических потерь (tg δ) – показатель, используемый для оценки изоляционных свойств нефтепродуктов, применяемых для заливки кабелей, конденсаторов. tg δ характеризует потери электроэнергии за счёт поляризации молекул полярных компонентов, входящих в состав нефтепродуктов (ароматических соединений, асфальто-смолистых веществ и др.). Наибольшую стабильность по электрическим свойствам имеют нефтепродукты, лишённые полярных компонентов.

 

Оптические свойства нефти и нефтепродуктов

 

К важнейшим оптическим свойствам нефти и нефтепродуктов относятся цвет, лучепреломление и оптическая активность.

 

Цвет

 

Нефти имеют различную окраску в зависимости от плотности: жёлтую при ρ < 0,79, янтарную при ρ в пределах 0,79–0,82, коричневую и чёрную при ρ > 0,82. Цвет нефтепродукта определяется его составом, а именно – содержанием ароматических и асфальто-смолистых веществ. Поэтому по цвету нефтепродукта можно косвенно судить о степени его очистки от смолистых соединений.

Для определения цвета нефтепродукта используют такие приборы, как колориметры ЦНТ и КНС–1 и КНС–2 для нефтяных парафинов.

 

2.6.2. Показатель или коэффициент лучепреломления
(коэффициент рефракции)

 

Он показывает отношение синуса угла падения луча (j_п) к синусу угла преломленного луча (j_пр) (рис. 2.3). Таким образом

                                                                                        (2.70)

Показатель преломления измеряется при прохождении светового луча из воздуха (или вакуума) в анализируемое вещество и является мерой оптической плотности вещества. Численное значение показывает во сколько раз скорость света в веществе меньше скорости света в вакууме (для которого n = 1), и, следовательно, не может быть меньше единицы.

Показатель преломления зависит от температуры (падает с ее повышением). Эту зависимость характеризует формула:

                                                                    (2.71)

Показатель преломления различен для лучей с разной длиной волны: большую величину n имеет для лучей с меньшей длиной волны и наоборот.

Стандартная температура измерения показателя преломления – 20 °С, при длине волны света, соответствующей желтой линии в спектре излучения атомов натрия (589,3 нм, обозначается D), поэтому стандартное значение показателя преломления обозначается как n ²⁰ _D.

Показатель преломления является аддитивной функцией и используется при косвенных определениях содержания в смеси компонентов с резко отличающимся значениями n. Для определения показателя преломления смеси используется выражение:

                                    ,                           (2.72)

где V_i – объёмное содержание i -го компонента;

       n_i – показатель преломления i -го компонента.

По величине n можно судить о групповом углеводородном составе нефтепродукта, а в сочетании с плотностью (ρ или d) и молекулярной массой (М) – о структурно-групповом составе (метод n - d - M). Показатель преломления углеводородов возрастает с повышением плотности, увеличением отношения С: Н и в ряду: парафины – олефины – нафтены – ароматика – полициклическая ароматика – смолы – асфальтены.

На различии в преломлении лучей с различной длиной волны основано явление дисперсии (разложения на цвета) света. Она определяется как разность показателей преломления нефтепродукта для двух лучей определённой длины волны (n _l1 – n _l2). Отношение дисперсии к плотности нефтепродукта называется удельной дисперсией (δ).

                                         ,                                (2.73)

где n²⁰ _{D ,l1} и n²⁰ _{D ,l2} – показатели преломления нефтепродукта для лучей фиолетовой (коротковолновой, с длиной волны l₁) и красной (длинноволновой, l₂) частей спектра.

Для парафиновых углеводородов удельная дисперсия лежит в пределах 149–158, для ароматических – 300–500.

Другим показателем, связывающим показатель преломления и плотность нефтепродукта, является удельная рефракция (R):

                                          .                                 (2.74)

Величина удельной рефракции возрастает в ряду ароматические – парафиновые – нафтеновые углеводороды. Этим показателем пользуются при определении структурно-группового углеводородного состава масел.

Удельная рефракция является свойством аддитивным, что используется при лабораторных измерениях состава смесей нефтепродуктов.

Показатель преломления определяют на приборах – рефрактометрах (ИРФ–22, ИРФ–23, УРЛ и др.).

 

Оптическая активность

 

Это свойство нефтепродуктов поворачивать вокруг оси плоскость поляризации луча поляризованного света. Измеряется с помощью поляриметра. Оптическая активность связана с присутствием в нефтях полициклических нафтенов и аренов. По оптической активности углеводороды располагаются в ряду (по убыванию) – полициклические циклоалканы – циклоалканоарены – полициклические арены – моноциклические арены – алканы.

 

2.7. Свойства нефтяных вяжущих (коллоидообразных нефтепродуктов)

 

К нефтяным вяжущим материалам относятся битумы, пеки, мастики. Из всех физико-химических свойств, характеризующих данные нефтепродукты, к наиболее важным показателям относятся: температура размягчения, пенетрация (глубина проникновения иглы) и растяжимость (дуктильность), а так же температура хрупкости по Фраасу.

За температуру размягчения битума принимают температуру, при которой битум переходит в капельно-текучее состояние в стандартных условиях определения. При определении температуры размягчения используют метод кольца и шара (КиШ), сущность которого состоит в следующем: расплавленный битум заливают в медные кольца, далее на них накладывают стальные шарики и помещают в стакан с водой на специальном штативе и нагревают. Температура, при которой стальной шарик продавит слой битума в кольце и коснется контрольного диска на дне стакана, принимают за температуру размягчения.

Степень твердости битума, его структурно-прочностные свойства, характеризуются глубиной проникновения иглы (пенетрацией) в стандартных условиях. Определение пенетрации проводят на приборе – пенетрометре при 25 и 0 °C. В соответствии с методикой расплавленный битум заливают в медную чашку, термостатируют и ставят на столик прибора. Пенетрация определяется как глубина проникновения иглы в битум в течение 5 с (при температуре определения 25 °С) или 60 с (при 0 °С) под действием стандартной нагрузки (100 г при температуре определения
25 °С и 200 г при 0 °С), в десятых долях мм.

Под растяжимостью (дуктильностью) понимают способность битума вытягиваться в тонкие нити под действием приложенной к нему силы. На этом свойстве основано использование битума для цементирования измельченных каменных материалов, применяемых при строительстве дорог. Определение дуктильности проводят на стандартном приборе – дуктилометре при 25 °C и 0 °C. По методике битум заливают в стандартные формы, которые термостатируют и устанавливают на салазки прибора. Одна половина салазок начинает движение со скоростью 5 см/мин. Расстояние пройденное салазками до момента разрыва нити (в см) отмечается как растяжимость.

Температура хрупкости характеризует низкотемпературные свойства битумов, склонность их к растрескиванию и ломке при низкой температуре. Сущность метода состоит в том, что на стандартную пластинку наносят слой битума, а после его отвердения, пластину помещают в аппарат Фрааса. В аппарате пластина с образцом битума охлаждается со скоростью 1 °C/мин. За 10 °C до ожидаемой температуры хрупкости пластину изгибают. Операцию по изгибу повторяют через каждую минуту и следят за состоянием поверхности битума. За температуру хрупкости по Фраасу принимают момент появления первой трещины на пленке битума.

 

Поверхностное натяжение

 

Поверхностное натяжение (s) – величина, характеризующая состояние поверхности жидкости на границе раздела фаз. Численно равна работе
(в Дж), которая затрачивается на преодоление сил притяжения молекул, выходящих на поверхность при образовании единицы поверхности (1 м²) (например, образование пузырей в жидкости требует затрат энергии на образование новой поверхности). Измеряется в Н/м (Дж/м²).

Поверхностное натяжение играет большое значение в процессах нефтепереработки. Оно зависит от многих факторов, а именно: от температуры, давления, химсостава жидкости и соприкасающихся с ней фаз. С повышением температуры s убывает, а при критической температуре равно нулю (т.к. энергия связи молекул жидкости равна нулю и не требуется никакой работы по ее преодолению). С увеличением давления поверхностное натяжение для системы газ-жидкость убывает.

Поверхностное натяжение в существенной степени определяется химсоставом жидкости – оно максимально для ароматических и минимально для парафиновых углеводородов, нафтены занимают промежуточное положение.

Поверхностное натяжение жидкой фазы может значительно изменяться при растворении в ней поверхностно-активных веществ (ПАВ), которые способны адсорбироваться на поверхности раздела фаз и изменять величину поверхностной энергии системы, не скомпенсированной взаимным притяжением молекул. С увеличением концентрации ПАВ поверхностное натяжение жидкости сначала интенсивно снижается, а затем стабилизируется, что говорит о полном насыщении поверхностного слоя молекулами ПАВ.

К естественным ПАВ, снижающим поверхностное натяжение системы (нефти или нефтепродуктов), относятся спирты, фенолы, смолы, асфальтены, нафтеновые и карбоновые кислоты и др.

Для измерения s нефти и нефтепродуктов применяется ряд методов: метод отрыва кольца, метод отрыва капли, метод наибольшего давления пузырька, капиллярный метод и др.

Поверхностное натяжение нефтепродуктов (Н×м) может быть найдено и расчетным путем:

                                        s = 10^–5 (5ρ²⁰₄ – 1,5).                               (2.75)

Перерасчет s с одной температуры на другую можно вести по соотношению:

                                      s _Т = s₀ – А (T – T ₀)×10^-3,                            (2.76)

где А – коэффициент (значения А находятся в пределах 0,07–1).

      s₀ – поверхностное натяжение при температуре Т ₀, Н×м.

 

Характерные температуры

 

Температуры вспышки

 

Температура вспышки – это температура, при которой, нефтепродукт, нагреваемый в стандартных условиях, выделяет такое количество паров, которое образует с окружающим воздухом горючую смесь, вспыхивающую при поднесении к ней открытого пламени.

Температура вспышки характеризует испаряемость нефтепродуктов и его огнеопасность. Чем фракция легче, тем ниже ее температура вспышки и наоборот. Бензиновые фракции имеют отрицательные температуры вспышки, керосиновые в пределах 35–60 °C, масляные 130–250 °C.

Присутствие влаги и продуктов распада оказывает значительное влияние на температуру вспышки, в связи с чем, этот показатель широко используется для характеристики чистоты получаемых при перегонке нефтяных фракций.

Стандартизованы два метода определения температуры вспышки: в открытом тигле и закрытом тигле. Разница в определениях этими методами для одного и того же нефтепродукта весьма значительна и зависит от величины температуры вспышки – чем она больше, тем выше эта разница. Это объясняется тем, что в закрытом тигле необходимое для вспышки количество нефтяных паров накапливается раньше (при меньшей температуре), чем в приборе открытого типа, в котором образующиеся пары могут свободно диффундировать в воздух.

По температуре вспышки нефтепродукта судят о возможности образования взрывчатых смесей его паров с воздухом. Смесь паров с воздухом становится взрывоопасной, когда концентрация паров нефтепродуктов достигает в ней определенных значений. В соответствии с этим, различают нижний предел взрываемости (концентрация паров нефтепродукта меньше, чем требуется для образования взрывчатой смеси) и верхний предел взрываемости (концентрация кислорода в смеси меньше, чем требуется для взрыва).

Нижний и верхний пределы взрываемости можно определить по формулам:

                                         ;                                (2.77)

                                            ,                                   (2.78)

где N _Н и N _В – концентрации, соответствующие нижнему и верхнему пределам взрываемости, об. %;

           m – число атомов кислорода, необходимое для сгорания одной молекулы углеводорода.

На величину нижнего и верхнего пределов взрываемости оказывают влияние молекулярная масса углеводорода, его класс, а также температура, давление и присутствие инертных примесей.

Для смеси газов пределы взрываемости (нижний или верхний) можно определить по формуле:

                                                                  (2.79)

где n_i – концентрация i -го компонента смеси, об. %;

      N_i – нижние или верхние пределы взрываемости i -го компонента смеси.