Таблица температурных поправок плотности нефтепродуктов. Температурная поправка плотности нефти


Плотность температурные поправки - Справочник химика 21

    Средние температурные поправки относительной плотности нефтепродуктов [c.289]     Средняя температурная поправка плотности может быть опре-делен а по формуле [c.39]

    УДЕЛЬНЫЙ ВЕС, ТЕМПЕРАТУРНЫЙ КОЭФИЦИЕНТ ПЛОТНОСТИ, ТЕМПЕРАТУРНАЯ ПОПРАВКА ПЛОТНОСТИ И КОЭФИЦИЕНТ [c.42]

    Пример Плотность азотной кислоты при 23 С равна 1,28 е/смЗ. Для такой плотности температурная поправка на один градус а=0,00Ю. Следовательно, р1б=1,28-4-0,0010 (23—15)= = 1,28-1-0,008 = 1,29 г/сжЗ. По табл.З находим, что эта плотность при 15 °С соответствует 46%-НОЙ азотной кислоте. [c.366]

    Плотность Температурная поправка на 1°С Плотность Температурная поправка на 1°С [c.257]

    Температурная поправка плотности  [c.107]

    Здесь а — средняя температурная поправка относительной плотности на один градус (ГС) в пределах температур от до /. Эта поправка численно совпадает с температурной поправ кой плотности, входящей в формулу (2.20), в случаях, когда в последней плотность выражена в г/см или т/м . Поэтому для нефтепродуктов можно использовать поправки, приведенные в табл. 2.3. Поправка может быть вычислена также непосреД ственно по формуле М. М. Кусакова, на основе которой и была составлена табл. 2.3 [31]  [c.36]

    Так как объем и плотность жидкостей различной плотности изменяются не одинаково при изменении температуры, то для каждой плотности температурная поправка плотности а различна она колеблется от 0,000897 для нефтепродуктов плотностью 0,700—0,710 до 0,000515 для нефтепродуктов плотностью 0,990—1,000 .  [c.22]

    Плотность Температурная поправка на 1° Y 10 Плотность Температурная поправка на I Y 10  [c.36]

    Таким образом, для любой нефти, зная ее вязкостную характеристику, плотность и температурную поправку, можно расчетом определить температуру, при которой скорость отстоя будет максимальной. [c.44]

    Отметим, что если для нефтей с различной плотностью температурная поправка колеблется в пределах от 0,000897 до 0,000581, то для индивидуальных ароматических углеводородов она гораздо выше (для бензола 0,001067). Поэтому для сильно ароматизованных продуктов стандартными табличными данными пользоваться нельзя. [c.69]

    Температурная поправка плотности на 1 С 75-10- 80-10 83-10-5 [c.86]

    Средние температурные поправки плотности нефтей и нефтепродуктов на 1°С [c.8]

    С учетом величины температурной поправки плотность масла, впрыскиваемого в цилиндр компрессора, уменьшается от рм=0,87 (при =50°С) до рм=0,80 (при /=180°С), что не может оказать существенного влияния на численные значения критерия Лапласа. [c.289]

    Средние температурные поправки плотности на 1° С для нефтей и нефтепродуктов [c.91]

    Р —средняя температурная поправка плотности, кг/(мЗ-К) [c.8]

    Плотность масла, кг/м Температурная поправка [c.80]

    Можно определять плотность нефтепродукта при любой температуре а затем путем вычисления привести ее к плотности при 20°. Для итого вводят температурную поправку плотности, т. е. величину изменения плотности на 1°. Определяют плотность по следуюш,ей формуле  [c.18]

    По таблице находим температурную поправку для плотности 0,846 она равна 0,000712. Подставляем ее в приведенную выше формулу и находим = 0,846 0,000712 (16—20) = =0,846 -0,002846 = 0,8432. [c.18]

    Испытуемый продукт наливают в цилиндр внутренним диаметром не менее 5 см и погружают в него ареометр. Плотность отсчитывают по шкале, после того как ареометр придет в положение равновесия. При необходимости вводят температурную поправку по формуле [2]  [c.9]

    СРЕДНЯЯ ТЕМПЕРАТУРНАЯ ПОПРАВКА (а) ДЛЯ ПОДСЧЕТА ПЛОТНОСТИ ЖИДКИХ НЕФТЕПРОДУКТОВ К ФОРМУЛЕ (8) [c.214]

    Считая, что при 170° С продукт остается в жидком состоянии и распро-стр няя температурные поправки а (с некоторым приближением) на область вне пределов О—50° С, используем найденное выше значение поправки а = (1,000772, ио увеличенное в 1000 раз, так как плотность берется не в г/см, а в кг м, тогда  [c.37]

    Относительная плотность Температурная поправка на 1 С Относительная плотность Теипературиая поправка не 1 С [c.289]

    Р —средняя темпд)атурная поправка, кг/(м -К). Значения средней температурной поправки, приведенные в табл. 2.4, вычислены по экспериментальным данным плотности расчеты с погрешностью не более 1 кг/(м -К) проводились по формуле  [c.33]

    Согласно исследованиям [33, 34], плотность нефти в интервале 0-100 °С изменяется почти прямолинейно. Температурная поправка плотности в этом интервале имеет практически постоянное значение и в зависимости от плотности нефти колеблется в пределах 0,0006—0,0008 на 1 °С. По данным [35], линейную зависимость плотности от температуры можно с некоторым приближением распространить и на более высокие температуры, вплоть до 160 °С. Поэтому зависимость плотности нефти от температуры в интервале 0—160 °С можно в первом приближении представить в виде линейной функщш [c.41]

    Подставляя в выражения (22) характерные тя дшыоа нефти вязкостные коэффициенты с , ее плотность о при Г =0 С и температурную поправку плотности а, находим значения а, ЬнК. Подставляем их в выражение (21), получаем конкретное кубическое уравнение. Решая его, находим для данной нефти температуру, выше которой отстой замедляется. [c.44]

    Следовательно, для выполнения неравенства (25) при температуре ниже 160 °С требуется, чтобы скорость снижения разности плотностей при этой температуре была выше 0,5-1,5%. Такая большая скорость снижения разности плотностей возможна лишь для весьма тяжелых нефтей. Преобразуя левую часть неравенства (23) с учетом (11), (12) и (13), принимая характерную для таких нефтей температурную поправку плотности 0,0006 и подставляя поочередно температуры 120, 140 и 160 °С, находим соответствующие этим температурам зависимости значений указанной части неравенства от плотности нефти (рис. 10). [c.45]

    Из приведенных в табл. 7 значений плотности нефтей при разных температурах видно, что изменение плотности нефти при подогреве (температурная поправка) в широком диапазоне температур приблизительно постоянно и составляет 0,0006—0,0008 на 1 С. Плотность воды (дистиллированной) с изменением температуры меняется не-равиомерпо. Если в интервале температур 10—30° С температурная поправка на 1° С составляет в среднем всего 0,0002, а при 30—50° С — 0,0004, то с каждым следующим интервалом в 20° С ее среднее значение увеличивается примерно на 0,0001, составляя 0,0007 при 100° С и 0,0009 при 140° С. Таким образом, разница в плотностях воды и нефти увеличивается лишь до 80—100° С. [c.38]

    По принятой методике расчета плотности газированных нефтей при заданных давлениях и температуре требовалось знать величину температурной поправки, которая вычиталась из экспериментального значения — плотности этой нефти, получ ённого для заданного давления и температуры 20° С, Эта поправка представляла собой произведение термического градиента плотности. на разность температур пласта и 2№ С. С этой целью термические градиенты определялись как по экспериментальной кривой, так и по диаграмме Стендинга. Из сравнения расчетных данных с экспериментальными выяснилось, что значения плотности пластовых нефтей, рассчитанные по Стендингу, меньше экспериментальных данных. Средняя величина этих отклонений оказалась равной 0,67%. Причина наблюдаемого расхождения между экспериментальными И литературными данными пока не ясна и требует выяснения в последующий период. [c.43]

chem21.info

Таблица температурных поправок плотности нефтепродуктов

Плотность при 20oС Температурная поправка на 1oС Плотность при 20oС Температурная поправка на 1oС
0,650-0,659 0,000962 0,8300-0,8399 0,000725
0,660-0,669 0,000949 0,8400-0,8499 0,000712
0,670-0,679 0,000936 0,8500-0,8599 0,000699
0,680-0,689 0,000925 0,8600-0,8699 0,000686
0,6900-0,6999 0,000910 0,8700-0,8799 0,000673
0,7000-0,7099 0,000897 0,8800-0,8899 0,000660
0,7100-0,7199 0,000884 0,8900-0,8999 0,000647
0,7200-0,7299 0,000870 0,9000-0,9099 0,000633
0,7300-0,7399 0,000857 0,9100-0,9199 0,000620
0,7400-0,7499 0,000844 0,9200-0,9299 0,000607
0,7500-0,7599 0,000831 0,9300-0,9399 0,000594
0,7600-0,7699 0,000818 0,9400-0,9499 0,000581
0,7700-0,7799 0,000805 0,9500-0,9599 0,000567
0,7800-0,7899 0,000792 0,9600-0,9699 0,000554
0,7900-0,7999 0,000778 0,9700-0,9799 0,000541
0,8000-0,8099 0,000765 0,9800-0,9899 0,000528
0,8100-0,8199 0,000752 0,9900-1,000 0,000515
0,8200-0,8299 0,000738

     ПОРЯДОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТАБЛИЦЫ

а) найти по паспорту плотность нефтепродукта при +20oС;

б) измерить среднюю температуру груза в цистерне;

в) определить разность между +20oС и средней температурой груза;

г) по графе температурной поправки найти поправку на 1oС, соответствующую плотность данного продукта при +20oС;

д) умножить температурную поправку плотности на разность температур;

е) полученное в п. "д" произведение вычесть из значения плотности при +20oС, если средняя температура нефтепродукта в цистерне выше +20oС, или прибавить это произведение, если температура продукта ниже +20oС.

www.neftemarket.net

Температурные поправки к плотности нефтепродуктов — Мегаобучалка

Дополнительного профессионального образования

«Институт «ПРОФИКЛАСС»

____________________________________________________________________

 
 

 

Дополнительная образовательная программа дополнительного профессионального образования

повышения квалификации / профессиональной переподготовки

«Сливщик-разливщик»

 

Учебное пособие

 

 

Москва

2018

ОГЛАВЛЕНИЕ

 

ВВЕДЕНИЕ......................................................................................................... 6

1. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ............................... 8

2. НЕФТЬ И ЕЕ ПЕРЕРАБОТКА..................................................................... 18

3. ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ТОПЛИВ.................................................................... 29

3.1. Бензины................................................................................................ 29

3.1.1. Процесс сгорания бензина......................................................... 31

3.1.2. Методика определения октанового числа................................. 34

3.2. Дизельные топлива.............................................................................. 35

3.2.1. Процесс сгорания дизельного топлива..................................... 39

3.2.2. Методика определения цетанового числа................................. 40

3.3. Газообразные топлива........................................................................ 43

3.3.1. Сжиженные и сжатые газы......................................................... 43

4. МАСЛА И СМАЗКИ.................................................................................... 45

4.1. Моторные масла.................................................................................. 45

4.2. Трансмиссионные масла...................................................................... 47

4.3. Пластичные смазки.............................................................................. 49

5. ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ...................................................... 52

5.1. Влияние нефтепродуктов на человека и окружающую среду........... 52

5.2. Пожарная и взрывная опасность нефтепродуктов1 Методика определения цетанов. ............................ 56

6. ТРАНСПОРТ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ......................................... 61

6.1. Общие сведения о транспорте нефтепродуктов................................. 61

6.2. Железнодорожный транспорт............................................................ 61

6.3. Водный транспорт............................................................................... 63

6.4. Автомобильный транспорт................................................................. 66

6.5. Правила перевозки опасных грузов автомобильным транспортом. 70

6.5.1. Общие положения....................................................................... 70

6.5.2. Организация перевозок.............................................................. 71

6.6. Трубопроводный транспорт............................................................... 82

7. ПЕРЕКАЧКА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ......................................... 89

7.1. Гидравлический расчет трубопроводов............................................. 89

7.2. Расчет на прочность трубопроводов ................................................. 94

7.3. Насосная установка............................................................................. 97

7.3.1. Совмещенная характеристика насоса и трубопровода.......... 101

7.3.2. Регулирование режимов работы насоса.................................. 102

7.3.3. Выбор основных параметров центробежного насоса............ 104

7.3.4. Пример расчета колеса центробежного насоса...................... 108

7.4. Насосные станции для перекачки нефтепродуктов.......................... 112

8. СЛИВ НЕФТЕПРОДУКТОВ...................................................................... 116

8.1. Истечение жидкости через отверстия.................................................. 116

8.2. Истечение жидкости через насадки..................................................... 118

8.3. Истечение жидкости при переменном напоре..................................... 120

8.4. Истечение жидкости через сифонные трубопроводы......................... 123

9. ПОДОГРЕВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ.......................................... 127

9.1. Назначение, способы подогрева и теплоносители............................. 127

9.2. Конструкции подогревателей.............................................................. 128

9.3. Основы расчета и выбора теплообменных аппаратов....................... 133

9.3.1. Расчет подогревателей для неподвижных нефтепродуктов..... 137

9.3.2. Выбор основных параметров теплообменника типа «труба в трубе»........................................................................... 141

9.3.3. Пример расчета теплообменного аппарата типа «труба в трубе»........................................................................... 143

10. НЕФТЕБАЗЫ............................................................................................ 148

10.1. Классификация нефтебаз и их размещение..................................... 148

10.2. Выбор района для строительства нефтебазы.................................. 149

10.3. Выбор площадки под строительство нефтебазы............................ 151

10.4. Генеральный план нефтебазы.......................................................... 152

10.5. Резервуарные парки......................................................................... 157

10.5.1. Общие требования к резервуарным паркам........................ 157

10.5.2. Определение основных размеров вертикальных цилиндрических резервуаров................................................ 163

10.5.3. Расчёт на прочность стенок резервуара.............................. 165

10.5.4. Дыхательные клапаны резервуаров..................................... 170

10.5.5. Вместимость резервуарного парка нефтебазы.................... 176

10.5.6. Расчет количества сливных и наливных устройств............. 180

10.5.7. Контроль качества нефтепродуктов..................................... 187

10.5.8. Молниезащита и автоматическое пожаротушение резервуарных парков............................................................ 189

11. НОРМИРОВАНИЕ РАСХОДА ТОПЛИВ И СМАЗОЧНЫХ МАТЕРИАЛОВ............................................................................................... 193

12. ХРАНЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ И ИХ ПОТЕРИ.............................. 270

12.1. Потери нефтепродуктов от испарения............................................. 270

12.2. Уменьшение утечек топлива из резервуаров путем применения хлопушек............................................................................................ 282

ЗАКЛЮЧЕНИЕ............................................................................................... 286

 

 

Введение

 

Развитие транспорта связано со значительным ростом потребления нефти, нефтепродуктов и газа. Промышленность, транспорт и сельское хозяйство потребляют около 200 сортов нефтепродуктов в виде топлив и масел. Газ используют в металлургии, на электростанциях, в двигателях внутреннего сгорания как наиболее дешевый вид топлива. Бесперебойная работа всех отраслей народного хозяйства зависит от своевременной по­ставки нефтепродуктов.

Доставка и распределение нефтепродуктов осуществляется трубопроводным, водным, железнодорожным и автомобильным транспортом, а также сетью нефтебаз, газохранилищ, раздаточных станций.

Каждый вид транспорта используется в зависимости от развития соответствующих транспортных путей, объема перевозок, характера нефтегрузов, расположения нефтепромыслов, нефтеперерабатывающих заводов, нефтебаз и основных потребителей. При этом во всех случаях выбора вида транспорта преследуется цель – при минимальных затратах сократить сроки доставки нефти и нефтепродуктов.

При выборе вида транспорта во внимание принимаются как его недостатки, так и преимущества. Нельзя пренебрегать и такими факторами, как сезонность работы и расстояние перевозки. Например, водным транспортом, который дешевле железнодорожного, можно перевозить только в навигационный период, автомобильным (в некоторых районах) – до наступления распутицы, а железнодорожным и трубопроводным практически круглый год. При перевозках нефтепродуктов на короткие расстояния целесообразно использовать автомобильный транспорт.

Современная нефтебаза – это сложное и многообразное хозяйство. Оно включает резервуарные парки, разветвленную сеть трубопроводов, насосное оборудование, наливное и сливное оборудование, лаборатории анализа качества нефтепродуктов. От правильного проектирования и эксплуатации нефтебазы зависит её эффективность.

Основными строительными нормами и правилами при проектировании и эксплуатации нефтебаз и АЗС, руководящими документами, государственными стандартами являются: СНиП 2.11.03 – 93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы», РД 153 – 39.2 – 080 – 01 «Правила технической эксплуатации автозаправочных станций»,РД153 – 39.4 – 078 – 01 «Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз», ГОСТ 1510-84 «Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение».

В России эксплуатируется более 40 млн. мобильных транспортных машин c двигателями внутреннего сгорания, среди которых около 30 млн. автомобилей. На автомобильный транспорт приходится более 50 % грузовых и пассажирских перевозок. Для обеспечения движения автомобилей и другой техники используют двигатели внутреннего сгорания, которые в качестве топлива используют, в основном, нефтепродукты.

В учебном пособии рассмотрены вопросы от производства нефтепродуктов до их реализации. На пути к потребителю нефтепродукты транспортируются до нефтебаз, сливаются, хранятся, подвозятся к станциям по заправке техники жидким и газообразным топливом.

Сливщик-разливщик должен знать новейшие технологии получения качественных топлив, смазочных материалов, отечественную и зарубежную маркировку, эксплуатационные, экологические свойства нефтепродуктов, требования к ним и их анализ; перевозку нефти и нефтепродуктов водным, железнодорожным и автомобильным транспортом; передовой опыт, нормативные документы, способы экономии, правила хранения, учет нефтепродуктов, технику безопасности.

 

1. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ

 

Плотность – это физическая величина, характеризующая содержание массы вещества в единице объёма. Плотность (кг/м3) определяется как отношение массы вещества к единице объема:

(1.1)

Для воды при 20 °С плотность равна 1000 кг/м3, плотность моторного масла – примерно 900 кг/м3, дизельного топлива – 850 кг/м3, бензина – 750 кг/м3. По плотности, приведенной к 20 °С, определяют массу вещества.

Плотность жидких нефтепродуктов (бензина, дизельного топлива, масла) определяют при 20 °С ареометрами с различной шкалой. По плотности определяют вид нефтепродукта и его массу, что очень важно при получении нефтепродукта большого объема. Методика определения плотности следующая [3, 23].

В стеклянный цилиндр, установленный на прочный горизонтальный стол, осторожно наливают испытуемый нефтепродукт, температура которого не должна отличаться от температуры окружающей среды более чем на ± 5 °С. В нефтепродукт медленно и осторожно опускают чистый и сухой ареометр, держа его за верхний конец, до момента его свободной плавучести (рис. 1.1). Отсчет показаний производится по верхнему краю мениска, глаза должны находиться на уровне мениска.

Температуру нефтепродукта определяют по термометру нефтеденсиметра или измеряют дополнительным термометром.

Обработка результатов. Если температура нефтепродукта в момент определения плотности отличалась от 20 °С, необходимо ввести температурную поправку. Тогда плотность, приведенная к 20 °С, будет равна

(1.2)

где и - плотность нефтепродукта при 20 °С и при температуре измерения; k – температурная поправка; t – температура испытаний, °С.

Средняя величина температурных поправок на плотность нефтепродуктов приведена в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Температурные поправки к плотности нефтепродуктов

Плотность топлива ρ20, кг/м3 Поправка, к
710 – 720 0,884
720 – 730 0,870
730 – 740 0,857
740 – 750 0,844
750 – 760 0,831
760 – 770 0,818
770 – 780 0,805
780 – 790 0,793
790 – 800 0,778
800 – 810 0,765
810 – 820 0,752
820 – 830 0,738
830 – 840 0,725
840 – 850 0,712
850 – 860 0,699
860 – 880 0,676
880 – 900 0,655
900 – 920 0,630

 

Плотность бензинов стандартами не нормируется. Она используется для ориентировочной оценки вида топлива, при пересчете нефтепродуктов из массовых в объёмные единицы, для обеспечения их учета при транспортировках и отпуске при заправке в бак. Плотность основных нефтепродуктов при 20 °С может лежать в следующих пределах:

1. Бензины 726 - 785 кг/м3.

2. Дизельные топлива 830 - 860 кг/м3.

3. Моторные масла 880 - 915 кг/м3.

4. Мазуты 940 – 970 кг/м3.

5. Реактивные топлива 755 – 840 кг/м3.

6. Котельные топлива 870 – 900 кг/м3.

Удельным объемом называют величину, обратную плотности (м3/кг):

(1.3)

Удельным весом называют вес жидкости (газа), приходящийся на единицу объема (Н/м3):

(1.4)

Между удельным весом и плотностью существует следующая связь (g = 9,81 м/с2– ускорение свободного падения):

(1.5)

Давление – это физическая величина, характеризующая интенсивность сил, действующих на поверхность тела. Давление (Н/м2, Па) определяется отношением нормальной силы к единице площади:

(1.6)

1 техническая атмосфера = 1 кгс/см2 = 0,98·10 5 Па = 0,1 МПа = 736 мм рт. ст. = = 10 м водяного столба. На рис. 1.2 показаны виды давлений.

Давление различают как атмосферное, избыточное, абсолютное, вакуумметрическое. Недостаток давления до атмосферного называют вакуумметрическим. Давление больше атмосферного является избыточным.

Давление насыщенных паров– давление, при котором жидкость и газ находятся в термодинамическом равновесии, жидкость не испаряется, газ не конденсируется. Его можно определить как давление, при котором при данной температуре жидкость вскипает.

 

Ризб.

 

 

Рвакуум.

 

Ратм.

 

Рабс.

 

Рис. 1.2. Виды давлений

 

Для бензинов при температуре t = 38 °С давление насыщенных паров должно быть не более 0,067 МПа (летний бензин) и не более 0,093 МПа (зимний). ГОСТ Р 51105 – 97 разделяет бензины на 5 групп по величине давления насыщенных паров (табл. 1.2).

Таблица 1.2

megaobuchalka.ru

Температурные поправки плотностей нефтепродуктов — КиберПедия

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 8Следующая ⇒
Пределы плотности Температурные поправки на 10С Пределы плотности Температурные поправки на 10С
0,70 – 0,71 0,000897 0,85 – 0,86 0,000699
0,71 – 0,72 0,000884 0,86 – 0,87 0,000686
0,72 – 0,73 0,000870 0,87 – 0,88 0,000673
0,73 – 0,74 0,000857 0,88 – 0,89 0,000660
0,74 – 0,75 0,000844 0,89 – 0,90 0,000647
0,75 – 0,76 0,000831 0,90 – 0,91 0,000633
0,76 – 0,77 0,000818 0,91 – 0,92 0,000620
0,77 – 0,78 0,000805 0,92 – 0,93 0,000607
0,78 – 0,79 0,000792 0,93 – 0,94 0,000594
0,79 – 0,80 0,000778 0,94 – 0,95 0,000581
0,80 – 0,81 0,000765 0,95 – 0,96 0,000567
0,81 – 0,82 0,000752 0,96 – 0,97 0,000554
0,82 – 0,83 0,000738 0,97 – 0,98 0,000541
0,83 – 0,84 0,000725 0,98 – 099 0,000528
0,84 – 0,85 0,000712 0,99 – 1,00 0,000515

 

С повышением температуры плотность нефтепродуктов уменьшается. Поэтому в случае измерений плотности при температурах выше 200С следует поправку, умноженную на число градусов отклонения, прибавить к значению измеренной плотности; при измерениях плотности при температурах ниже 200С это произведение надо вычесть из значения измеренной плотности.

Плотности нефтепродуктов, как правило, увеличиваются с увеличением молекулярного веса углеводородов и с переходом от парафинов к олефинам, нафтенам и ароматическим углеводородам (таблица 2).

 

Таблица 2

Относительные плотности некоторых углеводородов

 

Углеводороды Число атомов углерода в молекуле
Парафины 0,659 0,703 0,730
Олефины 0,675 – 0,681 0,715 – 0,719 0,744
Нафтены (шестичленные) 0,778 0,784 0,800
Бензольные 0,879 0,864 0,866

Плотности сырых нефтей колеблются между 0,730 – 1,000; плотности отдельных фракций возрастают с увеличением температуры кипения и содержание в них ароматических углеводородов; плотности разветвлённых углеводородов ниже по сравнению с плотностями линейных изомеров.

 

Оптические характеристики дистиллятов. При исследовании нефтяных фракций часто определяют их оптические свойства – показатель преломления, удельную и молекулярную рефракцию, удельную дисперсию и интерцепт рефракции. Подобно плотностям эти параметры могут служить для количественного и качественного определения индивидуальных углеводородов или узких фракций.

Показатели преломления углеводородов изменяются подобно их плотностям. Они возрастают в гомологических рядах при переходе от низшего гомолога к высшему. Наибольшие значения показателей преломления имеют ароматические углеводороды, затем идут нафтены, олефины и парафины; полициклические ароматические и нафтеновые углеводороды имеют более высокие показатели преломления, чем соответствующие моноциклические.

Значения показателей преломления обычно уменьшаются с увеличением температуры. За стандартное значение принимают величину показателя преломления, определённую при 200С. При отклонении температуры опыта от стандартной вводят поправку на температуру. Для большинства органических жидкостей при повышении температуры на 10С показатель преломления понижается в среднем на величину 4,5 ∙ 10-4.

В смесях углеводородов показатели преломления подчиняются закону аддитивности, что позволяет пользоваться ими для количественного определения отдельных групп углеводородов в смеси.

Во многих случаях кроме показателя преломления определяют также еще некоторые характеристики, являющиеся его функциями – удельную и молекулярную рефракции, удельную дисперсию и интерцепт рефракции.

Удельная рефракция (R) – величина , связывающая показатель преломления (nD) с плотностью; определяется по формуле Лорентца – Лоренца

где ρ – плотность жидкости, измеренная при той же температуре, что и показатель преломления.

Подобно показателям преломления удельные рефракции во многих случаях являются аддитивными величинами для смесей углеводородов. В гомологических рядах удельная рефракция возрастает с увеличением молекулярного веса углеводородов.

Произведение удельной рефракции на молекулярный вес дает новую характеристику – молекулярную рефракцию Rм.

Rм = R∙M

Величина молекулярной рефракции может быть проверена расчетом, если известен элементарный состав фракции.

Экспериментально установлено, что разность между показателем преломления и половиной относительной плотности является постоянной величиной для углеводородов одного и того же ряда. Эта величина была названа интерцептом рефракции:

Интерцепты рефракции углеводородов представлены в таблице 3.

Таблица 3



cyberpedia.su

Средние температурные поправки плотности нефти и нефтепродуктов

 

Плотность Температурная поправка α на 10С Плотность Температурная поправка α на 10С
0,7000-0,7099 0,000897 0,8500-0,8599 0,000699
0,7100-0,7199 0,000884 0,8600-0,8699 0,000686
0,7200-0,7299 0,000870 0,8700-0,8799 0,000673
0,7300-0,7399 0,000857 0,8800-0,8899 0,000660
0,7400-0,7499 0,000844 0,8900-0,8999 0,000647
0,7500-0,7599 0,000731 0,9000-0,9099 0,000633
0,7600-0,7699 0,000818 0,9100-0,9199 0,000620
0,7700-0,7799 0,000805 0,9200-0,9299 0,000607
0,7800-0,7899 0,000792 0,9300-0,9399 0,000594
0,7900-0,7999 0,000778 0,9400-0,9499 0,000581
0,8000-0,8099 0,000765 0,9500-0,9599 0,000567
0,8100-0,8199 0,000752 0,9600-0,9699 0,000554
0,8200-0,8299 0,000738 0,9700-0,9799 0,000541
0,8300-0,8399 0,000725 0,9800-0,9899 0,000522
0,8400-0,8499 0,000712 0,9900-1,0000 0,000515

Приложение 3

Номограмма пересчета температур под вакуумом

в температуры при 1 атм.

 

Приложение 4

Требования к характеристикам автомобильного бензина

 

Таблица 1 - Технические условия ГОСТ 2084-77

Наименование показателя Норма для марки
А-72 А-76 АИ-91 АИ-93 АИ-95
неэтилирован. неэтилирован. этилирован. неэтилирован. неэтилирован. неэтилирован.
Детонационная стойкость, октановое число не менее: по моторному методу                 82,5        
по исследо-вательскому методу   Не нормируется      
Концентрация свинца, г/дм3 бензина, не более     0,013     0,013     0,17     0,013     0,37     0,013
Фракционный состав: температура начала перегонки бензина, 0С, не ниже: Летнего                        
Зимнего Не нормируется
  10 % бензина перегоняется при температуре, 0С, не выше: Летнего                        
Зимнего
  50 % бензина перегоняется при температуре, 0С, не выше: Летнего                        
  Зимнего
             
             
             
Продолжение табл. 1
  90 % бензина перегоняется при температуре, 0С, не выше: Летнего                        
Зимнего
  Конец кипения бензина, 0С, не выше: Летнего            
Зимнего
  Остаток в колбе, %, не более     1,5     1,5     1,5     1,5     1,5     1,5
  Остаток и потери, %, не более     4,0     4,0     4,0     4,0     4,0     4,0
Давление насыщенных паров бензина, кПа (мм рт.ст.), не более: летнего   зимнего   66,7 (500)   66,7–93,3 (500–700)
Кислотность, мг КОН на 100 см3 бензина, не более   3,0   1,0   3,0   0,8   3,0   2,0
Концентрация фактических смол, мг на 100 см3 бензина, не более: на месте производства   5,0   10,0
на месте потребления
Индукционный период бензина на месте производства, мин, не менее                        
                 

Окончание табл. 1

Массовая доля серы, %, не более     0,10
Испытание на медной пластинке   Выдерживает
Содержание водорастворимых кислот и щелочей   Отсутствие
Содержание механических примесей и воды   Отсутствие
Цвет - - Желтый - - -
Плотностьпри 20°С, кг/м3   Не нормируется. Определение обязательно

 

ГОСТ Р 51105-97.Топлива для двигателей внутреннего сгорания.

Неэтилированный бензин

Таблица 2 - Физико-химические и эксплуатационные показатели автомобильных бензинов Нормаль 80 и Регуляр 92

Наименование показателя Значение для класса  
 
Октановое число, не менее: по моторному методу   76для Нормаль 80; 83для Регуляр 92  
по исследовательскому методу   80 для Нормаль 80; 92 для Регуляр 92  
   
Концентрация свинца, г/дм3, не более   отсутствие  
Концентрация марганца, г/дм3, не более   отсутствие  
Концентрация фактических смол, мг на 100 см3 бензина, не более     5,0  
Индукционный период бензина, мин, не менее    
Концентрация серы, мг/кг, не более   500,0   150,0   50,0   10,0  
Окончание табл. 2  
Объемная доля бензола, %, не более   5,0   1,0  
    Объемная доля углеводородов, %, не более      
-олефиновых -   18,0   18,0  
-ароматических -   42,0   35,0    
Массовая доля кислорода,%, не более - 2,7  
Объемная доля оксигенатов, %, не более      
-метанола - Отсутствие  
- этанола - 5,0  
-изопропилового спирта - 10,0  
- изобутилового спирта - 10,0  
- третбутилового спирта - 7,0  
- эфиров С5 и выше   15,0  
- других оксигенатов   10,0  
Испытание на медной пластинке Класс I  
Внешний вид Чистый, прозрачный  
Плотностьпри 15 0С, кг/м3 725–780  
Концентрация железа,г/дм3, не более Отсутствие  
Объемная доля монометиланилина (N-метиланилина), % не более 1,3 1,0 Отсутствие  
                       

 

Технические условия ГОСТ Р 51866-2002 (EH 228-2004)

Топлива моторные. Бензин неэтилированный.

Таблица 3 - Требования к к бензинам марок Премиум Евро-95 и Супер Евро-98

  Наименование показателя Значение для марки  
Премиум Евро-95 Супер Евро-98  
Октановое число, не менее: по моторному методу   95,0     98,0  
по исследовательскому методу   85,0   88,0  
   
Концентрация свинца, г/дм3, не более   отсутствие  
Плотностьпри 15 0С, кг/м3 720-775  
Концентрация серы, мг/кг, не более    
Вид I  
  Вид II  
  Вид III  
Устойчивость к окислению , мин, не менее  
Концентрация смол, промытых растворителем, мг на 100 см3 бензина, не более     5,0  
Коррозия медной пластинки(3ч при 50°С), единицы по шкале Класс 1  
Внешний вид Чистый, прозрачный  
    Объемная доля углеводородов, %, не более    
-олефиновых 18,0  
-ароматических    
Вид I 42,0  
Вид II 35,0  
Вид III 35,0  

Окончание табл. 3

Объемная доля бензола, %, не более   1,0
Массовая доля кислорода,%, не более   2,7
Объемная доля оксигенатов, %, не более    
-метанола Отсутствие
- этанола 5,0
-изопропилового спирта 10,0
- изобутилового спирта 10,0
- третбутилового спирта 7,0
- эфиров С5 и выше 15,0
- других оксигенатов 10,0
Объемная доля монометиланилина (N-метиланилина), % не более  
Вид I и Вид II 1,0
  Вид III Отсутствие

Таблица 4 - Классы испаряемости по ГОСТ Р 51105-97 и ГОСТ Р 51866-2002

Наименование показателя Значение для класса
А B C и С1 D и D1 Е и Е1 F и F1
Давление насыщенных паров, кПа Не менее Не более Для марок Нормаль 80, Регуляр-92 и Премиум Евро-95 и Супер Евро-98  
45,0 60,0 45,0 70,0 50,0 80,0 60,0 90,0 65,0 95,0 70,0 100,0
Фракционный состав            
Объем испарившегося бензина, %, при температуре     Для марок Нормаль 80, Регуляр-92
70°С (И70) 15,0-48,0 15,0-50,0
100°С И(100) 40,0-70,0
150°С И(150), не менее 75,0
Температура конца кипения, °С, не выше
Остаток в колбе, % (по объему), не более 2,0 Для марок Премиум Евро-95 и Супер Евро-98
Окончание табл. 4
70°С (И70) 20,0-48,0 22,0-50,0
100°С И(100) 46,0-71,0
150°С И(150), не менее 75,0
Конец кипения °С, не выше
Остаток в колбе, % (по объему), не более 2,0
Максимальный индекс паровой пробки (ИПП) ИПП=10ДНП+7 - -

 

 

Приложение 5

Требования к дизельному топливу

Таблица 1 - ГОСТ 305-2013. Топливо дизельное

Показатель Значение для марки
Л Е З А
1. Цетановое число, не менее
2. Фракционный состав:  
50 % перегоняется при температуре, °С, не выше
95 % перегоняется при температуре, °С, не выше
3. Кинематическая вязкость при 20 °С, мм2/с (сСт) 3,0-6,0 3,0-6,0 1,8-5,0 1,5-4,0
4. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле для дизелей общего назначения, °С, не ниже:
5. Массовая доля серы, мг/кг, не более Вид 1 Вид 2  
6. Массовая доля меркаптановой серы, %, не более 0,01
7. Массовая доля сероводорода Отсутствие
8. Испытание на медной пластинке Выдерживает. Класс 1
9. Содержание водораст-воримых кислот и щелочей Отсутствие
10. Кислотность, мг КОН на 100 см3 топлива, не более
11. Йодное число, г йода на 100 г топлива, не более
12. Зольность, %, не более 0,01
13. Коксуемость, 10%-ного остатка, %, не более 0,20
14. Общее загрязнение, мг/кг, не более      
Окончание табл. 1
15. Содержание воды, мг/кг, не более
16. Плотность при 15 °С, кг/м3, не более 863,4 863,4 843,4 833,5
17. Предельная температура фильтруемости, °С, не выше минус 5 минус 15 минус 25 -
- - минус 35 минус 45

 

ГОСТ Р 52368-2005 (ЕН 590:2009).

 

Таблица 2 - Топливо дизельное ЕВРО. Технические условия.

Показатель Значение для марки
 
1. Цетановое число, не менее 51,0
2. Цетановый индекс , не менее 46,0
3. Плотность при 15 °С, кг/куб.м 820 - 845
4. Полициклические ароматические углеводороды, % (по массе), не более 8,0
5. Содержание серы, мг/кг, не более, для топлива: вид I  
350,0
вид II 50,0
вид III 4) 10,0
6. Температура вспышки в закрытом тигле, °С, выше
7. Коксуемость 10%-ного остатка разгонки, % (по массе), не более 0,30
8. Зольность, % (по массе), не более 0,01
9. Содержание воды, мг/кг, не более
10. Общее загрязнение, мг/кг, не более
11. Коррозия медной пластинки (3 ч при 50 °С) 6), единицы по шкале Класс 1
12. Окислительная стабильность: общее количество осадка, г/куб. м, не более
13. Смазывающая способность: скорректированный диаметр пятна износа при 60 °С, мкм, не более
14. Кинематическая вязкость при 40 °С, кв. мм/с 2,00 - 4,50
15. Фракционный состав:  
при температуре 250 °С , % (по объему), менее
при температуре 350 °С, % (по объему), не менее  
Окончание табл. 2  
95% (по объему) перегоняется при температуре, °С, не выше
16. Содержание метиловых эфиров жирных кислот, % (по объему), не более 7,0
17. Предельная температура фильтруемости °С, не выше    
Для сорта А
Для сорта B
Для сорта C -5
Для сорта D -10
Для сорта E -15
Для сорта F -20

Приложение 6

Номограммы для определения индекса вязкости

Приложение 7

Читайте также:

lektsia.info

Относительная плотность температурная поправка - Справочник химика 21

    Средние температурные поправки относительной плотности нефтепродуктов [c.289]

    Температурные поправки плотности приведены в табл. 1. 12. Значения у для топлив с относительной плотностью больше 1,0 получены путем экстраполяции экспериментальных данных ВИМСа. В табл. 1. 12 приведены также значения коэффициентов объемного расширения р. [c.29]

    Здесь а — средняя температурная поправка относительной плотности на один градус (ГС) в пределах температур от до /. Эта поправка численно совпадает с температурной поправ кой плотности, входящей в формулу (2.20), в случаях, когда в последней плотность выражена в г/см или т/м . Поэтому для нефтепродуктов можно использовать поправки, приведенные в табл. 2.3. Поправка может быть вычислена также непосреД ственно по формуле М. М. Кусакова, на основе которой и была составлена табл. 2.3 [31]  [c.36]

    ПРИЛОЖЕНИЕ I. Температурные поправки при определении относительной плотности [c.181]

    Однако для введения температурной поправки к относительной плотности удобнее пользоваться приведенной ниже номограммой (рис. 441). [c.469]

    За рубежом плотность и относительную плотность определяют при одинаковой температуре анализируемого вещества и воды, равной 15,56°С, в России - при температуре вещества 20°С, воды 4°С, Пересчет относительных плотностей ведуг но формуле 420=1515-5, где - средняя температурная поправка плотности на ГС, [c.187]

    Относительная плотность жидких топлив при температуре, отличающейся от нормальной (20 °С), определяется по формуле р = р 4 + р (20 - /), где р — относительная плотность при данной температуре р — относительная плотность при стандартной температуре / — температура, при которой определяется плотность, °С Р — температурная поправка плотности на 1 °С. [c.65]

    Значения температурной поправки даны в прил.1 Формула Д.И.Менделеева применима в сравнительно узком интервале температур от О до 50°С для нефтепродуктов, содержащих относительно небольшие количества твердых парафинов и ароматических углеводородов. Плотность жидких нефтепродуктов при высоких температурах можно определить по графику (рис. 1.1) и номограммам (прил.2 и 3). Указанные номограммы дают хорошие результаты при давлении до 1,5 Мпа. [c.6]

    Рассмотрим более общий случай, когда сличают два ареометра с различной нормальной температурой, причем шкалы их градуированы в разных единицах относительной плотности. Предположим, что при погружении в жидкость ареометры показали соответственно значения и д , где /1 и 2 — нормальные температуры ареометров, /01 и 2 — температуры, при которых плотность воды принята в качестве единицы. Тогда [5] температурная поправка к показанию второго ареометра при сличении его с первым [c.542]

    Как видно из формулы 1.46, для вычисления критерия Рг необходимо знать при температуре перекачки (100°С) кроме кинематической вязкости также значения р, с и Температурную поправку относительной плотности находим по формуле 1.5  [c.19]

    Определив массу воды, находящейся в сосуде, вычисляют его истинную вместимость путем деления массы воды на ее исправленную плотность. Исправленная плотность воды — плотность при заданной температуре с учетом поправки на взвешивание в воздухе латунными разновесами при давлении 101 325 Па (760 мм рт. ст.) и относительной влажности воздуха 50% (а также поправки на температурное расширение стекла). Величины исправленной плотности находят по табл. 99. [c.161]

    Относительная плотность Температурная поправка на 1 С Относительная плотность Теипературиая поправка не 1 С [c.289]

    Здесь а — средняя температурная поправка относительной плотности на один К, вычисляемая по формуле Кусакова а = 0,001828 + 0,00132р з [c.293]

chem21.info

Таблица температурных поправок плотности нефтепродуктов

ТАБЛИЦА ТЕМПЕРАТУРНЫХ ПОПРАВОК ПЛОТНОСТИ НЕФТЕПРОДУКТОВ

 

Плотность при 20oС Температурная поправка на 1oС Плотность при 20oС Температурная поправка на 1oС
0,650-0,659 0,000962 0,8300-0,8399 0,000725
0,660-0,669 0,000949 0,8400-0,8499 0,000712
0,670-0,679 0,000936 0,8500-0,8599 0,000699
0,680-0,689 0,000925 0,8600-0,8699 0,000686
0,6900-0,6999 0,000910 0,8700-0,8799 0,000673
0,7000-0,7099 0,000897 0,8800-0,8899 0,000660
0,7100-0,7199 0,000884 0,8900-0,8999 0,000647
0,7200-0,7299 0,000870 0,9000-0,9099 0,000633
0,7300-0,7399 0,000857 0,9100-0,9199 0,000620
0,7400-0,7499 0,000844 0,9200-0,9299 0,000607
0,7500-0,7599 0,000831 0,9300-0,9399 0,000594
0,7600-0,7699 0,000818 0,9400-0,9499 0,000581
0,7700-0,7799 0,000805 0,9500-0,9599 0,000567
0,7800-0,7899 0,000792 0,9600-0,9699 0,000554
0,7900-0,7999 0,000778 0,9700-0,9799 0,000541
0,8000-0,8099 0,000765 0,9800-0,9899 0,000528
0,8100-0,8199 0,000752 0,9900-1,000 0,000515
0,8200-0,8299 0,000738    
 

    

                                                                 ^

 

а) найти по паспорту плотность нефтепродукта при +20oС;

б) измерить среднюю температуру груза в цистерне;

в) определить разность между +20oС и средней температурой груза;

г) по графе температурной поправки найти поправку на 1oС, соответствующую плотность данного продукта при +20oС;

д) умножить температурную поправку плотности на разность температур;

е) полученное в п. "д" произведение вычесть из значения плотности при +20oС, если средняя температура нефтепродукта в цистерне выше +20oС, или прибавить это произведение, если температура продукта ниже +20oС.

bal.znaimo.com.ua