Фактор псевдокритический

Псевдокритическая температура, коэффициент теплового расширения жидкостей Средняя молекулярная масса, характеризующий фактор, псевдокритическое давление, теплота сгорания [c.61]

С, и Сг—корреляционные факторы (безразмерные), которые находят по графикам (рис. 2.3), соответственно при T , P и Ti, Р2, используя не критические, а псевдокритические значения температуры и давления погрешность расчета для смесей углеводородов обычно составляет 3—5%. [c.37]

Псевдокритические параметры нефтяных фракций находят по кривым на рис. 1.14 [20] в зависимости от их молекулярной массы н характеризующего фактора К, определяемого по формуле Крэга — уравнение (1.35). [c.59]

Таблица 1.8. Расчет псевдокритических параметров и фактора ацентричности для неочищенного газа

Расчет псевдокритических параметров и фактора ацентричности для газовой смеси при входе в аппарат приведен в табл. 1.8. [c.12]

Псевдокритические параметры для нефтяных фракций можно определить по ее молекулярной массе М и характеризующему фактору К (рис. ХП1-3). [c.233]

Рис. 5. График для определения псевдокритических параметров нефтяных фракций с различным характеризующим фактором К-

Рис. 3.6. Псевдокритические параметры нефтяных фракций в зависимости от среднего молекулярного веса и характеризующего фактора К

Рис. 1.14. График для определения псевдокритических параметров нефтяных фракций в зависимости от их молекулярной массы М и характеризующего фактора К

Для смесей углеводородов фактор ацентричности можно определить по номограмме, приведенной на рис. 11.12 [35]. От точки, соответствующей значению псевдокритической температуры системы, проводят горизонталь до пересечения с линией среднемольной температуры кипения данной смеси. Из точки пересечения проводят вертикаль до пересечения с линией, соответствующей значению псевдокритического давления смеси. Из полученной точки пересечения проводят горизонталь до линии значений фактора ацентричности и определяют его значение для данной смеси. [c.78]

Для чистых углеводородов фактор ацентричности определяют по той же номограмме, но вместо псевдокритических параметров смесей берут значения критических параметров компонентов, а вместо среднемольной температуры кипения смеси — значения нормальной температуры кипения индивидуального углеводорода. [c.78]

Графики зависимости псевдокритической температуры и давления от средней мольной массы фракции для разных значений характеризующего фактора (7(=10—13) и от плотности газа (в с учае отсутствия сведений о составе газа) приведены в работе [38, с. 84—85]. [c.144]

Псевдокритический фактор сжимаемости смеси [c.145]

Рис. 1-88. Зависимость ацентрического фактора нефтяных фракций от псевдокритического давления, псевдокритической температуры и средней мольной температуры кипения.

Ацентрический фактор можно найти по средней мольной температуре кипения и псевдокритическим па раметрам (рис. 1-88) [7, с. 28]. [c.156]

Рис. П-19, Зависимость псевдокритических констант нефтяных фракций от нх относительной плотности и характеризующего фактора

Уравнения (16.141) с условиями (16.142) решались численно. В качестве примера рассматривается бинарная смесь, состоящая из метана (90 %) и пропана (10%). Молекулярная масса такой смеси Mg= 18,84 кг/кмоль. Ее теплофизические свойства нетрудно найти, используя методы для многокомпонентных смесей [9—11]. В частности, для смесей критические значения температуры и давления (они называются псевдокритическими), а также ацентрический фактор определяются из следующих выражений [c.423]

В разделе 3.3. обсуждались два метода, в которых используется принцип соответственных состояний. Коэффициент сжимаемости связывается с приведенной температурой, приведенным давлением и по уравнению (3.3.1) с фактором ацентричности. Для использования того же метода для смесей, необходимо сформулировать правила, связывающие псевдокритические постоянные смеси с составом. Известно большое количество таких правил [И, 15, 21]. [c.76]

Рис. 1.2. График для определения псевдокритических параметров давления и температуры Рп. кр И Т . кр нефтяных фракций в зависимости от их средней молекулярной массы /М и характеризующего фактора /((Гп. кр, °С) [c.11]

Знание закономерностей теплообмена в около- и сверхкритической области параметров состояния вещества имеет особое значение для теплоэнергетики в связи с применением воды при сверхкритическом давлении в качестве рабочего тела на тепловых электрических станциях. Известно также, что на АЭС эффективно использовать воду при сверхкритических параметрах в первом контуре реакторов с естественной циркуляцией. Напомним, что для воды = 22,12 МПа, = 547,3 К, а в критической точке энтальпия /г р = 2150 кДж/кг. Специфика гидродинамики и теплообмена в около- и сверхкритической области параметров состояния вещества состоит в том, что здесь своеобразно и немонотонно изменяются физические свойства теплоносителей в зависимости от температуры и давления (рис. 10.9). Теплоемкость с , число Прандтля Рг имеют максимум при псевдокритической температуре Т . Как указывалось выше (см. 10.5), при Т = Г р коэффициент объемного расщирения р также имеет максимальное значение. Изменение свойств теплоносителя по радиусу и длине обогреваемой (или охлаждаемой) трубы приводит к тому, что внутри потока из-за разности плотностей в различных точках среды развивается свободная конвекция (см. 10.5), изменяется характер турбулентных переносов теплоты и количества движения, деформируется профиль скорости, что в конечном счете сказывается на интенсивности теплоотдачи. Кроме того, в той части потока, где температура близка к Т , вследствие резкого изменения плотности среды происходит ускорение теплоносителя (это ускорение называется термическим) при его нагревании и замедление при его охлаждении. Таким образом, термогравитационная конвекция и термическое ускорение — два фактора, которые могут оказывать существенное влияние на гидродинамику и теплообмен в случае применения теплоносителей при [c.278]

Тг=Т1Трс — приведенная температура Т — температура, К Трс — псевдокритическая температура К — обобщенный фактор Уотсона (см. 4.2.1) р, — относительная плотность. [c.176]

Основанный на принципе соответственных состояний обобщенный метод расчета термодинамических свойств индивидуальных газов может быть применен и к вычислению свойств газовых смесей. Важным положительным фактором является то обстоятельство, что при определении свойств газовых смесей можно использовать такие параметры, как коэффициент сжимаемости, остаточный объем или соответственно уравнение состояния в приведенной форме, сохранив неизменной обобщенную методику, разработанную для чистых газов. Однако опыт показывает, что использование истинных критических параметров смесей приводит к значительным отклонениям кривых, выражающих свойства газовых смесей, от кривых, представляющих свойства чистых газов. Поэтому при вычислении свойств смесей применяются такие специально подобранные значения исправленных критических пара.метров, при использовании которых могут применяться те же соотношения, что и для индивидуальных газов. Эти усредненные критические параметры называются псевдократаяескими. Если, например, известны значения псевдокритической температуры и псевдо-критического давления для сложной углеводородной смеси, то при помощи этих параметров по обобщенному графику коэффициента сжимаемости может быть найдено значение последнего и простым расчетом по уравнению (II. 6) вычислен удельный объем газовой смеси. [c.64]

Величина коэффициента сжимаемости г для углеводородной смеси может быть найдена также при помощи фиг. 14, но при этом в формулы (I, 96) и (I, 97) при подсчете приведенных параметров х и я следует вместо критических параметров Гкр и Якр подставлять так называемые псевдокритические дараметры. В случае нефтяных паров псевдокритические параметры определяются из фиг, 15, где Я—характеризующий фактор, подсчитываемый по формуле (I, 33). [c.57]

По уравнениям (15) исходя из состава смеси и критических параметров чистых компонентов рассчитываются псевдокритические параметры смеси рпкр и Тпкр, а также сосм = с использованием данных табл. 1 или уравнений (10) и (11) для определения фактора эксцентричности отдельных компонентов смеси. [c.21]

Для смесей коэффициент 2 также определяется с помощью графиков рнс. 1.1, однако при расчете т и л в выражении 1.12 вместо критических параметров Гкр и Ркр подставляют значения так называемых псевдокритнческой температуры Гп. кр и псевдокритического давления кр. Последние для паров нефтяных фракций определяются из рис. 1,2 в зависимости от характеризующего фактора К, а для смесей индивидуальных газов— по правилу аддитивности [c.11]

Для нефтяных фракций сложного углеводородного состава расчет по (1.39) п (1.40) невозможен. Наиболее удобным путем корреляции опытных псевдонрпведенных данных является их представление в функции некоторых определяющих свойств нефтяной фракции. Если в качестве таких свойств принять среднюю точку кипения фракции, ее удельный п молекулярный веса, то можно получить удобную графическую корреляцию, представленную на рис. (1.3). Семейства кривых на графике дают значения псевдокритических констант в функции среднего молекулярного веса рассматриваемой фракции с характеризующим фактором [c.19]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология