Как найти плотность резервуара

Для
определения плотности нефти и нефтепродукта при температуре в резервуаре во
время измерения его объема используется ГОСТ 3900-85(Изм.№1).

Последовательность
определения плотности нефти и нефтепродуктов при температуре измерения объема
резервуара.

Пример: плотность нефтепродукта при
+20 °С равна 0,652. Температура нефтепродукта в резервуаре +27,5 °С. Определить
плотность нефтепродукта при температуре +27,5°С.

Для
пересчета плотности нефтепродукта, измеренной  при 200С, на
плотность +27,50С необходимо:

1.
По таблице ГОСТа 3900-85(Изм.№1) в столбце «Температура испытания, 0С»
найти значение температуры испытания — +27,50С;

2.
В строке «+27,50С» найти близкое к взятому в 5-ом цехе числовому
значению плотности продукта при 20 °С (0,652) это 0,647.

3.Отклонение
найденного в таблице значения от лабораторного составляет 0,652-0,647=0.005

4.
По столбцу найденного в таблице ближайшего значения (0,647) в строке «Плотность
по шкале ареометра, г/см3» находим показатель — 0,640. Этот
показатель является округленным значением плотности по ареометру.

5.
К округленному значению плотности по ареометру (0,640) прибавляем отклонение,
найденное в пункте 3 (0.005): 0,640+0,005=0,645. Найденное значение является
плотностью нефти или нефтепродукта при температуре измерения их объема.

3.5  РАСЧЕТ МАССЫ  НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТА В
РЕЗЕРВУАРЕ.

Масса нефти или
нефтепродукта определяется по формуле:

m = с*V       ( 2.1)

где: m – масса нефти
или нефтепродукта в резервуаре;

         с  — плотность нефти или нефтепродукта
в резервуаре при температуре измерения объема(погружении);

         V  — объем
нефти или нефтепродукта в резервуаре;

Пример:

§ 
замер резервуара – 650 см.;

§ 
лабораторная плотность при 200С
— 0,652 г/см3;

§ 
температура нефти или нефтепродукта в
резервуаре – +27,50С.

Определить
массу нефти или нефтепродукта в резервуаре:

§ 
Найти плотность нефти или нефтепродукта
в резервуаре при температуре измерения их объема (с):

§ 
в соответствии с пунктом 3.4 плотность
нефти или нефтепродукта при температуре 27,50С и лабораторной плотности
при 200С  0,652 равна 0,645 (с = 0,645).

§ 
найти объём нефти или нефтепродукта в
резервуаре (V):

§ 
в соответствии с пунктом 2.1 по
калибровочным таблицам находим объем нефти или нефтепродукта в резервуаре соответствующий
замеру 650см. – 755,726 м3.

§ 
найденные значения подставить в формулу
2.1:

          m = 0,645*755,726 = 487т

3.6.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ  МАССЫ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ С ПОМОЩЬЮ                    РАДАРА и
серводатчика.

3.6.1. Современные системы измерения
и контроля уровня, объёма, массы, температуры радарного типа « TANK SAAB
RADAR», «ВМ-100»  и серводатчики типа «Enraf»позволяют
передавать информацию на рабочую станцию распределенной системы управления, а
также посредством программного обеспечения контролировать, вести учет, сообщать
о неисправностях  и другие параметры необходимых для ведения технологического
процесса.

3.6.2. Оператор товарный  участков наблюдает за технологическим
процессом, а именно:

§ 
просматривает на мониторе рабочей станции группу резервуаров
находящегося под наполнением, контролирует скорость движения нефтепродукта, ср.
t , max и min  предел закачки;

§ 
просматривает по отдельности каждый резервуар и определяет:
название продукта , уровень , ср. t , расход м3/час, плотность при
200С, тоннаж;

§ 
имеется архив по каждому резервуару, где сохранены данные – это
уровень, ср. t , объём, время;

§ 
по мере поступления новых анализов на нефтепродукты заполняет
плотности при 200С всех резервуаров;

§ 
формирует отчет о наличии нефтепродукта во всех резервуарах.

3.7
   ТРЕБОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ МАССЫ
НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТА В РЕЗЕРВУАРАХ

Источник

Enter the inner diameter, outer diameter, density and height of the steel tank to calculate the total weight and capacity.

  • Cylinder Capacity Calculator
  • Column Volume Calculator
  • Grain Bin Capacity Calculator
  • Boulder Weight Calculator
  • Silo Capacity Calculator

Steel Tank Formula

The following formula is used to calculate the weight of a steel tank.

W = pi * (Do/12-Di/12)^2/4*h*d

  • Where W is the weight (lbs)
  • Do is the outer diameter (in)
  • Di is the inner diameter (in)
  • h is the height (ft)
  • d is the density (lbs/ft^3)

To calculate the steel tank weight subtract the volume of the inside of the tank from the volume of the total tank including walls, then multiply by the density.

What is the weight of a steel tank?

Definition:

The weight of a steel tank will depend on the height and wall thickness of the tank. This along with the density, which is 490 pounds per cubic foot, gives the weight of the steel tank.

How to calculate weight of a steel tank?

Example Problem:

The following example outlines how to calculate the weight of a steel tank.

First, determine the inner diameter. For this example, the inner diameter is measured to be 5 inches.

Next, determine the outer diameter. This outer diameter is 12 inches.

Next, determine the height of the tank. The height is measured to be 2ft.

Finally, using the information above, and the density of 490 pounds per cubic foot, calculate the steel tank weight.

W = pi * (Do/12-Di/12)^2/4*h*d

W = 3.14159* (12/12-5/12)^2/4*2*490

W = 261.908 lbs

steel tank calculator

Источник

4.2.3.1.
Плотность нефтепродуктов определяют
по ГОСТ 3900-85.

4.2.3.2.
При определении плотности нефтепродуктов
используют ареометры типа АН или АНТ 1
по ГОСТ 18481-81Е с ценой деления шкалы 0,5
кг/куб. м, при этом отсчет по шкале
ареометра проводят с точностью до одного
деления шкалы.

4.2.3.3.
Для определения плотности нефтепродуктов
в резервуарах и транспортных емкостях
отбирают пробы по ГОСТ 2517-85.

Отбор
проб производят одновременно с измерением
уровня нефтепродуктов.

Для
отбора проб в стационарных резервуарах
должны применять сниженные пробоотборники
по ГОСТ 13196-85, а в случае их отсутствия
— ручные пробоотборники по ГОСТ 2517-85 для
отбора точечных проб или пробоотборники
других типов, удовлетворяющие требованиям
стандарта.

4.2.3.4.
Для отбора точечных проб герметичный
пробоотборник опускают на заданный
уровень и выдерживают в течение 5 минут,
отбор точечных проб и их количество
производят в соотношении, принятом для
составления объединенной пробы по ГОСТ
2517-85.

4.2.3.5.
Плотность нефтепродуктов в трубопроводе
измеряют автоматическими плотномерами
или по ГОСТ 3900-85 по пробам, отобранным
в соответствии с ГОСТ 2517-85.

4.2.3.6.
Для определения плотности нефтепродуктов
в автоцистернах при их наливе пробы
следует отбирать не реже чем через
каждые два часа.

4.2.3.7.
Плотность нефтепродукта по отобранным
пробам определяют работники ТТО (ТТС)
в лаборатории или на месте отбора проб
по ГОСТ 3900-85.

4.2.3.8.
Для расчета массы нефтепродукта значение
плотности определяют по ГОСТ 3900-85 при
средней температуре нефтепродукта в
резервуаре или транспортной емкости.

4.2.4. Измерение температуры нефтепродуктов

в
резервуаре или транспортной емкости

4.2.4.1.
Среднюю температуру нефтепродукта в
емкостях определяют по показаниям
стационарных датчиков температуры
одновременно с измерением уровня или
путем измерения ее при отборе проб.

4.2.4.2.
Измерение средней температуры
нефтепродукта с помощью стационарных
датчиков температуры проводят в
соответствии с инструкцией по эксплуатации
этих устройств.

4.2.4.3.
При отборе объединенной пробы стационарным
пробоотборником в один прием по ГОСТ
2517-85 определяют среднюю температуру
нефтепродукта в емкостях путем измерения
температуры этой пробы. Для измерения
температуры применяют термометры по
ГОСТ 28498-90 и ГОСТ 400-80Е.

4.2.4.4.
При отборе точечных проб температуру
нефтепродукта в пробе определяют в
течение 1 — 3 минут после отбора, при этом
переносной пробоотборник выдерживают
на уровне отбираемой пробы не менее 5
минут. Термометр погружают в нефтепродукт
на глубину, указанную в техническом
паспорте на данный термометр, и выдерживают
в пробе до принятия столбиком ртути
постоянного положения.

Отсчет
температуры по шкале термометра берут
до 0,5 град. C, не вынимая его из нефтепродукта.

Среднюю
температуру нефтепродукта рассчитывают
по температуре точечных проб, используя
соотношения для составления объединенной
пробы из точечных по ГОСТ 2517-85.

5. Оформление учетных документов

при
приемо — сдаточных операциях

5.1.
Порядок приема (сдачи) нефтепродуктов
по нефтепродуктопроводам и оформление
приемо — сдаточных актов обуславливается
договорами (контрактами), заключенными
между заказчиками и исполнителями
(соисполнителями).

5.2.
При сдаче на трубопроводный транспорт
нефтепродукты сдаются владельцем или
иным юридическим лицом по доверенности
от владельца. Масса принятого на
трубопроводный транспорт нефтепродукта
измеряется в резервуарах исполнителя
(головных станций МНПП) или НПЗ
представителями заказчика и исполнителя
и передается исполнителю по акту
(Приложение 6). На основании указанных
актов возможно оформление единого акта
на всю партию продукта между заказчиком
и исполнителем по договору.

При
приеме — сдаче нефтепродуктов на экспорт
между АО (структурными подразделениями
АО) магистральных нефтепродуктопроводов,
входящих в систему АК «Транснефтепродукт»,
составляется акт по форме Приложения
7.

5.3.
Нефтепродукты, поступившие по
нефтепродуктопроводам, принимаются в
пунктах назначения по коммерческим
узлам учета (коммерческим счетчикам)
или по измерениям в резервуарах.

Результаты
приема (сдачи) нефтепродуктов по
нефтепродуктопроводам оформляются
актом формы Приложения 8.

5.4.
При приеме — сдаче нефтепродуктов в
железнодорожных и автотранспортных
цистернах или судах оформляется
отгрузочная ведомость и другие документы
установленной формы в соответствии с
правилами, действующими в системе
соответствующего вида транспорта.

5.5.
По результатам анализа пробы нефтепродукта
исполнитель заполняет паспорт качества
с информацией о сертификате соответствия.

По
согласованию сторон допускается не
проставлять в паспорте качества значения
показателей качества нефтепродуктов,
не определяемых исполнителем.

5.6.
Акты приема — сдачи и отгрузочные
ведомости нумеруются по каждому приемо
— сдаточному пункту по порядку с начала
каждого календарного года и регистрируются
в журнале по форме Приложения 11, а
отобранные пробы — в журнале по форме
Приложения 12.

5.7.
Акты приема — сдачи и отгрузочные
ведомости подписывают представители
исполнителя и заказчика (получателя) с
проставлением печатей или штампов.

5.8.
Должностные лица, ответственные за
прием нефтепродуктов от заказчика и
сдачу их получателям, назначаются, а
порядок составления и подписания актов
приема — сдачи и отгрузочных ведомостей
устанавливается приказом по организации.

Образцы
подписей представителей заказчика
(получателя) хранятся в бухгалтерии
исполнителя, а представителей исполнителя
— в бухгалтерии заказчика (получателя)
вместе с приказом об их назначении.

5.9.
Акты приема — сдачи и отгрузочные
ведомости составляют в пяти экземплярах
(а при необходимости и большем количестве)
с приложением паспорта качества с
информацией о сертификате соответствия.

В
случае поставки нефтепродуктов на
внутренний рынок один экземпляр
документов остается на приемо — сдаточном
пункте, один передается заказчику
(получателю), остальные высылаются в
вышестоящую организацию.

В
случае экспортной поставки один экземпляр
документов остается на приемо — сдаточном
пункте, один передается заказчику
(получателю), один высылается в вышестоящую
организацию, два экземпляра направляются
в АК «Транснефтепродукт» — один
экземпляр остается в АК «Транснефтепродукт»,
а второй передается заказчику и служит
основанием для производства финансовых
расчетов в соответствии с контрактом
или договорными отношениями.

Акты
приема — сдачи на экспортный груз должны
содержать сведения, указанные в маршрутных
телеграммах на прием (сдачу) нефтепродуктов,
и высылаться в АК «Транснефтепродукт».

В
случае отгрузки нефтепродуктов на
экспорт АО (структурные подразделения
АО) на основании реестра железнодорожных
накладных (Приложение 10) составляют
сводный акт по итогам за месяц (Приложение
9), два экземпляра которого направляются
в АК «Транснефтепродукт».

5.10.
Расчеты за оказанные услуги по транспорту,
сдаче и отгрузке нефтепродуктов
производятся заказчиком и исполнителем
в порядке, установленном договорными
отношениями между ними и соответствующими
нормативными документами.

5.11.
Журналы регистрации актов приема — сдачи
нефтепродуктов и регистрации проб
должны быть прошнурованы, пронумерованы
и заверены печатью. Количество листов
в журнале заверяется подписью руководства
организации.

5.12.
При отгрузке нефтепродуктов с НП МНПП
или сдаче на ПСП получателям паспорт
качества с информацией о сертификате
соответствия прилагается к акту приема
— сдачи нефтепродукта и заполняется по
показателям, определяемым лабораторией
перекачивающей станции, наливного
пункта или приемо — сдаточного пункта,
по количеству показателей, предусмотренных
Положением РД 112-РСФСР-040-91 или оговоренных
в договорах (контрактах).

5.13.
Регистрация выданных паспортов качества
производится лабораторией в журнале,
форма которого приведена в Приложении
14. Порядок оформления журналов учета
выдачи паспортов качества аналогичен
п. 5.11 настоящей Инструкции.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

  • #
  • #
  • #
  • #
  • #
  • #
  • #
  • #
  • #
  • #
  • #
Источник

Для нефти плотность выраается в двух величинах: абсолютной и относительной.

Абсолютная плотность — это величина массы в единице объема. В качестве единицы измерения применяют г/см3, кг/м3, т/м3. Измеряется при нормальной температуре, равной 20 °С.

Относительная плотность — это отношение плотностей нефти или нефтепродукта к плотности воды при определенных температурах. Величина относительной плотности безразмерная. В России принято определять плотность нефти или нефтепродукта при t = 20 °С по отношению к плотности дистиллированной воды при t = 4 °С. Обозначается р204.

Блок: 1/6 | Кол-во символов: 574
Источник: http://ros-pipe.ru/tekh_info/tekhnicheskie-stati/khranenie-i-transportirovka-nefteproduktov/opredelenie-plotnosti-nefti-i-nefteproduktov-/

Содержание

  • 1 Примеры решения задач
    • 1.1 Измерение плотности нефтепродукта с помощью ареометра и денсиметра
  • 2 Плотность как физическая величина
  • 3 Ппросгатический метод. 
  • 4 Характеристики ареометров
  • 5 Пикнометрический метод.
  • 6 Расчетный метод.

Примеры решения задач

ПРИМЕР 1

Задание Во сколько раз масса молекулы воды больше массы молекулы водорода и меньше массы атома неона?
Решение Вычислим молекулярные массы воды, неона и водорода:

M r (H 2) = 2 ×A r (H) = 2 × 1 = 2;

M r (Ne) = A r (Ne) = 20;

M r (H 2 O) = 2 ×A r (H) + A r (O) = 2 × 1 + 16 = 2 + 16 = 18.

Для расчетов, определяющих на сколько или во сколько раз масса молекулы одного вещества больше или меньше массы молекулы другого вещества, проще пользоваться величинами относительных молекулярных масс, которые выполняют роль истинных масс молекул. Все сказанное также справедливо и в отношении относительных атомных масс.

m(H 2 O) / m(H 2) = Mr(H 2 O) / Mr(H 2) = 18 / 2 = 9;

m(H 2 O) / m(Ne) = Mr(H 2 O) / Mr(Ne) = 18 / 20 = 0,9.
Ответ Масса молекулы воды в 9 раз превышает массу молекулы водорода и составляет 0,9 массы атома неона.

Дата публикации 09.01.2013 13:37

Современные требования, которые предъявляют к качеству нефти , достаточно высоки. Поэтому ее производство постоянно требует совершенства, чтобы нефтепродукты соответствовали всем стандартам и нормам. Соответствующие организации осуществляют контроль над производством и конечным продуктом.

Система стандартизации, которая разработана государством, является эталоном, на который равняются все производители. Соблюдение ее условий является обязательным для всех.

Нефть и прочие нефтепродукты — это жидкая смесь, имеющая сложный состав углеводородных соединений и близко кипящих углеводородов, а также гетероатомов кислорода, азота, серы, некоторых металлов и кислот.

Одним из качественных показателей является плотность нефти . Это количество покоящейся массы, находящейся в единице объема. Плотность нефтепродуктов и ее определение является необходимым условием для более легкого расчета их массового количества. Это связано с тем, что учет нефти в единицах объема не очень удобен, потому что этот показатель может меняться в зависимости от изменения температуры.

Плотность нефти измеряется в килограммах на один кубический метр. Можно легко определить массу, зная показатели объема и плотности. Масса в отличие от объема не имеет зависимости от температуры продукта.

Обычно применяют такой показатель, как относительная плотность нефти . Она определяется как отношение массы нефти к массе чистой воды, которая берется в том же объеме, имея температуру +4°. Такой температурный уровень выбран не случайно. Вода в этом случае имеет наибольшую плотность, которая равна 1000 килограмм на один кубический метр. Для того чтобы определить относительную плотность нефти, ее температура должна составлять +20°. В этом случае она может равняться от 0,7 до 1,07 килограмм на кубический метр.

Существуют и другие физические свойства нефти.

Удельный вес – это вес, который имеет одна единица объема. По-другому, это сила, с которой притягивается к земле одна единица объема этого вещества. То есть, это плотность, умноженная на ускорение силы тяжести.

Еще одним понятием является относительный удельный вес. Величина этого показателя равна численной величине, которую имеет относительная плотность. Ее и используем для расчета этого показателя.

Удельный вес и плотность нефти могут изменять свои значения при изменении температуры. Поэтому, чтобы рассчитать плотность, найденную при одной температуре на такой же показатель при других температурных данных, надо учитывать поправки на изменения плотности в зависимости от изменения температуры.

Плотность нефти, вычисленная на практике, считается аддитивной величиной. Это связано с тем, что этот показатель может быть получен в виде средней величины для нескольких нефтепродуктов.

Для каждого района добычи нефти характерны свои физические свойства этого продукта. Так, например плотность нефти в Тюменской области в среднем колеблется от 825 до 900 килограмм на кубический метр.

Изучение физических свойств этого продукта необходимо не только для ее рационального применения в хозяйственных целях и для продажи на мировом рынке. Иногда это бывает очень важным при устранении экологических катастроф, возникающих в результате выброса нефтепродуктов в окружающую среду, и позволяет избежать многих ошибок.

Так, при ликвидации аварии предпринимают попытки устранить нефтяное пятно при помощи поджога, не учитывая, что физические характеристики этого продукта могли измениться в результате взаимодействия с окружающей средой. Поэтому эти обстоятельства следует учитывать в случаях очистки водных поверхностей. Это очень важный фактор, который не следует игнорировать.

Современные требования, которые предъявляют к качеству нефти, достаточно высоки. Поэтому ее производство постоянно требует совершенства, чтобы нефтепродукты соответствовали всем стандартам и нормам. Соответствующие организации осуществляют контроль над производством и конечным продуктом.

Система стандартизации, которая разработана государством, является эталоном, на который равняются все производители. Соблюдение ее условий является обязательным для всех.

Нефть и прочие нефтепродукты — это жидкая смесь, имеющая сложный состав углеводородных соединений и близко кипящих углеводородов, а также гетероатомов кислорода, азота, серы, некоторых металлов и кислот.

Удельный вес — это вес, который имеет одна единица объема. По-другому, это сила, с которой притягивается к земле одна единица объема этого вещества. То есть, это плотность, умноженная на ускорение силы тяжести.

Еще одним понятием является относительный удельный вес. Величина этого показателя равна численной величине, которую имеет относительная плотность. Ее и используем для расчета этого показателя.

И плотность нефти могут изменять свои значения при изменении температуры. Поэтому, чтобы рассчитать плотность, найденную при одной температуре на такой же показатель при других температурных данных, надо учитывать поправки на изменения плотности в зависимости от изменения температуры.

Плотность нефти, вычисленная на практике, считается аддитивной величиной. Это связано с тем, что этот показатель может быть получен в виде средней величины для нескольких нефтепродуктов.

Для каждого района характерны свои физические свойства этого продукта. Так, например плотность нефти в Тюменской области в среднем колеблется от 825 до 900 килограмм на кубический метр.

Изучение физических свойств этого продукта необходимо не только для ее рационального применения в хозяйственных целях и для продажи на мировом рынке. Иногда это бывает очень важным при устранении возникающих в результате выброса нефтепродуктов в окружающую среду, и позволяет избежать многих ошибок.

Так, при ликвидации аварии предпринимают попытки устранить нефтяное пятно при помощи поджога, не учитывая, что физические характеристики этого продукта могли измениться в результате взаимодействия с окружающей средой. Поэтому эти обстоятельства следует учитывать в случаях очистки водных поверхностей. Это очень важный фактор, который не следует игнорировать.

Владимир Хомутко

Время на чтение: 4 минуты

А А

Как определить абсолютную и относительную плотность нефти и нефтепродуктов?

– одна из важнейших характеристик нефти и нефтепродуктов, поэтому так важна точность её определения.

Различают два показателя этого параметра – абсолютный и относительный.

Абсолютной плотностью нефти и нефтепродуктов называют количество массы в единице объема. Она измеряется в граммах, килограммах и тоннах на кубический сантиметр или метр (г/см3, кг/м3). Определение этого показателя производят при 20-ти градусах Цельсия.

Относительная плотность представляет собой отношение плотности светлых нефтепродуктов или плотности нефти и темных нефтяных фракций, к значению этого параметра для дистиллированной воды при определенных температурах обеих жидкостей. Единицы измерения этот показатель не имеет. В нашей стране его определяют при 20-и градусах, а дистиллированной воды – при 4-х.

Этот показатель можно определить следующими методами:

  • определение ареометром и денсиметром;
  • пикнометрический метод;
  • расчетный метод.

Измерение плотности нефтепродукта с помощью ареометра и денсиметра

Ареометры меряют как плотность нефти и нефтепродуктов, так и их температуру, а денсиметры – только плотность нефтепродуктов. Этот метод регламентируется ГОСТ-ом 3900 – 85 и заключается в том, что в исследуемый продукт погружают отградуированный ареометр, а затем производят отсчет показаний по шкале прибора при текущих условиях исследований. После этого полученный результат приводят к нормальному показателю при 20-ти градусах (для этого существует специальная таблица).

Эти измерительные средства имеют следующие пределы (г/см³):

  • авиационные бензины – от 0,65 до 0,71;
  • автомобильные бензины – от 0,71 до 0,77;
  • керосин – от 0,77 до 0,83;
  • дизтопливо и масла (индустриальные) – от 0,83 до 0,89;
  • темные масла и нефтепродукты – от 0,89 до 0,95.

Процесс исследования происходит следующим образом:

№ Полезная информация
1 стеклянный цилиндр устанавливается на ровную поверхность
2 затем в него наливают заранее взятую пробу исследуемого продукта таким образом, чтобы не образовались воздушные пузырьки, и не было потери объема от испарения
3 пузырьки, которые появляются на поверхности – убирают с помощью фильтровальной бумаги
4 замеряют температуру пробы перед замером и после него, используя тот же ареометр, или, в случае применения денсиметра, отдельным прибором (температура пробы должна быть постоянной с отклонениями не более 0,2 градуса)
5 осторожно опускают в сосуд сухой и чистый прибор, держа его за верхний конец
6 когда колебания измерителя прекратятся, считывают показания с верхнего или нижнего мениска (в зависимости от калибровки)
7 полученный результат является плотностью нефти или нефтепродукта при текущих условиях
8 температура проведения испытания округляется до ближайшей, которая есть в таблице
9 по той же таблице, используя полученные результаты, определяют показатель этого параметра нефтепродукта при 20° Цельсия

Суть метода в том, что в пикнометр, представляющий собой отградуированный сосуд, наливают пробу испытываемого продукта, затем нагревают (или охлаждают) его до 20° и проводят взвешивание на специальных весах, погрешность которых не больше, чем 0,0002 грамма. Полученный результат является относительным показателем.

Такой расчет основан на зависимости этого параметра от температуры нефтепродукта.

Последовательность расчетов:

  • из паспорта исследуемого продукта берут показатель его плотности при 20°;
  • замеряют среднюю температуру испытуемого продукта;
  • вычисляют разницу между полученным результатом и 20°, округляя её до целого;
  • в специальной таблице находят поправку на один градус отклонения, которая соответствует паспортному значению параметра при плюс 20°;
  • полученная определяющая поправка умножается на разницу температур;
  • полученный результат прибавляют к паспортному, если температура проведения исследования ниже 20°, или вычитают из него, если Т > 20-ти.

0,650…0,659 – 0,000962; 0,660…0,669 – 0,000949; 0,670…0,679 – 0,000936;

0,680…0,689 – 0,000925; 0,6900…0,6999 – 0,000910; 0,7000…0,7099 – 0,000897;

0,7100…0,7199 – 0,000884; 0,7200…0,7299 – 0,000870;0,7300…0,7399 – 0,000857;

0,7400…0,7499 – 0,000844; 0,7500…0,7599 – 0,000831; 0,7600…0,7699 – 0,000818;

0,7700…0,7799 – 0,000805; 0,7800…0,7899 – 0,000792; 0,7900…0,7999 – 0,000778;

0,8000…0,8099 – 0,000765; 0,8100…0,8199 – 0,000752; 0,8200…0,8299 – 0,000738;

0,8300…0,8399 – 0,000725; 0,8400…0,8499 – 0,000712; 0,8500…0,8599 – 0,000699;

0,8600…0,8699 – 0,000686; 0,8700…0,8799 – 0,000673; 0,8800…0,8899 – 0,000660;

0,8900…0,8999 – 0,000647; 0,9000…0,9099 – 0,000633; 0,9100…0,9199 – 0,000620;

0,9200…0,9299 – 0,000607; 0,9300…0,9399 – 0,000594; 0,9400…0,9499 – 0,000581;

0,9500…0,9599 – 0,000567; 0,9600…0,9699 – 0,000554; 0,9700…0,9799 – 0,000541;

0,9800…0,9899 – 0,000528; 0,9900…1,000 – 0,000515.

Для лучшего понимания этой методики рассмотрим пример.

Предположим, что паспортное значение равняется 0,7960 г/см³, а исследуемый продукт нагрет до плюс 25°. Разность составляет 25 – 20 = 5°. В указанных выше значениях находим количественное значение поправки. Для диапазона от 0,7900 до 0,7999 она равна 0,000778. Умножаем её на разницу и получаем 0,000778 х 5 = 0,00389 г/см³. Округляем до четырех знаков после запятой, получаем 0,0039. Поскольку 25 больше 20-ти, полученное значение необходимо отнять от паспортного. Искомый результат составит 0,7960 – 0,0039 = 0,7921 г/см³.

Плотность — один из основных физических параметров и качественных характеристик сырой и товарной нефти . Относительная плотность нефти обычно варьируется в пределах 0,83 – 0,96.

Зная плотность нефти, можно сделать некоторые выводы о ее химическом и фракционном составе, то есть предположить какие компоненты преобладают в смеси, что в свою очередь влияет на стоимость сырья . Чем легче нефть, тем выше в ней содержание наиболее ценных легких фракций, тем меньше требуется усилий для ее переработки, и, соответственно, тем она ценнее. Ярким представителем легкой нефти является американский сорт WTI , который по-другому так и называется — Light Sweet, что в переводе с английского языка означает «легкая и сладкая» (сладкая в данном случае означает малосернистая). Некоторые виды легкой нефти, например, так называемые «белые нефти», имеют плотность всего 0,75 – 0,77.

В тяжелой нефти, наоборот, содержится большое количество высокомолекулярных примесей, таких как, смолисто-асфальтеновые вещества , что делает переработку довольно ресурсно-затратной. Поэтому и стоят тяжелые сорта нефти существенно дешевле легких сортов. Такие нефти имеют плотность, близкую к единице.

Таким образом, плотность – неотъемлемая характеристика каждого сорта нефти .

Кроме этого плотность нефти нужно знать при пересчете ее количества из объемных единиц в массовые, и наоборот, что необходимо при приемке, учете и отгрузке на нефтеперерабатывающих заводах и при транспортировке. При этом учитывается температура окружающей среды, а также климатический пояс, время года и пр. Следовательно, данные о плотности нефти необходимы не только для расчетов технологических процессов, но и для экономического планирования.

Блок: 2/4 | Кол-во символов: 13968
Источник: https://www.ustnn.ru/plotnost-nefti-ravna-opredelit-ee-udelnyi-ves-opredelenie.html

Плотность как физическая величина

Плотность – это отношение массы тела к занимаемому им объему.

 ρ = M  

ρ — плотность вещества

M — масса вещества

V — занимаемый объем
V

Вычисляемое по данной формуле значение называют также абсолютной плотностью. В системе СИ данная величина выражается в кг/м3.

На практике же чаще всего прибегают к определению так называемой относительной плотности – отношению абсолютной плотности исследуемого вещества к абсолютной плотности какого-либо эталона при определенной температуре.

 ρ = M  

ρ — плотность вещества

M — масса вещества

M1 — масса эталона
M1

В большинстве случаев, в том числе в нефтяной индустрии, в качестве эталона используют дистиллированную воду. Измерения образцов нефти обычно проводят при 20 °С, и соответственно, относят полученные значения к плотности дистиллированной воды при 20 °С, либо при 4 °С (абсолютная плотность воды при данной температуре равна единице).

Установлено, что зависимость плотности большинства нефтей и нефтепродуктов от температуры имеет линейный характер (в интервале температур 0 – 50 °С) и выражается следующей формулой:

Опираясь на данную зависимость можно вычислить плотность нефти при какой-либо температуре, зная ее плотность при другой температуре. В частности, довольно распространенной характеристикой нефти является ее относительная плотность при 20 °С относительно воды при 4 °С:

ρ 20 = ρ t + γ (t — 20)
4 4

Блок: 2/4 | Кол-во символов: 1465
Источник: https://petrodigest.ru/info/neft/fizicheskie-svojstva-nefti/plotnost-nefti

Ппросгатический метод. 

При этом способе платность определяется с помощью приборов — ареометров и нефтеденсиметров. С помощью первого можно определять плотность и температуру продукта, второго — только плотность. Заключается в погружении отградуированного на нефтепродукты ареометра в стеклянный цилиндр, заполненный нефтепродуктом, и отсчете по шкале по нижнему мениску величины погружения ареометра при данной температуре. Ареометры выпускаются с пределами измерения плотности, приведенными в таблице.

Блок: 3/6 | Кол-во символов: 504
Источник: http://ros-pipe.ru/tekh_info/tekhnicheskie-stati/khranenie-i-transportirovka-nefteproduktov/opredelenie-plotnosti-nefti-i-nefteproduktov-/

Характеристики ареометров

Пределы измерения плотности

Предназначения для нефтепродуктов

0,65-0,71

Авиабензины,

0,71-0,77

Автобензины

0,77-0,83

Керосины

0,83-0,89

Керосины, дизельное топливо, масла индустриальные

0,89-0,95

Темные нефтепродукты и масла

Блок: 4/6 | Кол-во символов: 276
Источник: http://ros-pipe.ru/tekh_info/tekhnicheskie-stati/khranenie-i-transportirovka-nefteproduktov/opredelenie-plotnosti-nefti-i-nefteproduktov-/

Пикнометрический метод.

Заключается в том, что в отградуированный сосуд (пикнометр) заливают испытуемый нефтепродукт, доводят его температуру до 20 °С и взвешивают на аналитических весах с погрешностью не более 0,0002 г.

Блок: 5/6 | Кол-во символов: 222
Источник: http://ros-pipe.ru/tekh_info/tekhnicheskie-stati/khranenie-i-transportirovka-nefteproduktov/opredelenie-plotnosti-nefti-i-nefteproduktov-/

Расчетный метод.

Проводится на основании зависимости плотности нефтепродукта от его температуры. Для расчета используются паспортная плотность нефтепродукта при температуре 20 °С, определенная химической лабораторией НПЗ при его отгрузке. Заключается в отборе пробы нефтепродукта из резервуара или транспортного средства и измерении температуры с помощью термометра. Затем по таблице определяется величина изменения плотности на 1 °С, умножается на число градусов, отличающихся от 20 °С, и полученное число прибавляется или вычитается из значения паспортной плотности.

Блок: 6/6 | Кол-во символов: 568
Источник: http://ros-pipe.ru/tekh_info/tekhnicheskie-stati/khranenie-i-transportirovka-nefteproduktov/opredelenie-plotnosti-nefti-i-nefteproduktov-/

Кол-во блоков: 9 | Общее кол-во символов: 17577
Количество использованных доноров: 3
Информация по каждому донору:

  1. http://ros-pipe.ru/tekh_info/tekhnicheskie-stati/khranenie-i-transportirovka-nefteproduktov/opredelenie-plotnosti-nefti-i-nefteproduktov-/: использовано 5 блоков из 6, кол-во символов 2144 (12%)
  2. https://www.ustnn.ru/plotnost-nefti-ravna-opredelit-ee-udelnyi-ves-opredelenie.html: использовано 1 блоков из 4, кол-во символов 13968 (79%)
  3. https://petrodigest.ru/info/neft/fizicheskie-svojstva-nefti/plotnost-nefti: использовано 1 блоков из 4, кол-во символов 1465 (8%)

Поделитесь в соц.сетях:

Оцените статью:

Загрузка…

Источник

Что такое плотность нефтепродуктов

Светлые нефтепродукты

Нефть и нефтепродукты (Н и НП) — это жидкости, которые можно измерить единицах объема — литрах и кубических метрах. Но у Н и НП есть свойство расширяться и сжиматься под воздействием температуры, что снижает точность расчетов, основанных на единицах объема. Поэтому для данной категории веществ чаще применяют другие показатели.

Абсолютная плотность нефтепродуктов и их смесей — это отношение массы к объему.

Она определяет, сколько единиц массы помещается в данном объеме. Как и с другими физическими телами, веществами, массой выступают граммы, килограммы, тонны, а объемом — кубические миллиметры, сантиметры и метры. Наиболее точное и удобное для повседневных операций выражение абсолютной плотности нефти и нефтепродуктов — в килограммах на метр кубический, кг/м3.

Относительная плотность — отношение ρ вещества (Н и НП при температуре +20 °С) к ρ дистиллированной воды при температуре +4 градуса Цельсия. Это отношение принято обозначать как ρ4/20.

Как измерить плотность нефти и нефтепродуктов

Самый простой способ определить плотность любой жидкости или смеси — погрузить в нее запаянную стеклянную колбу с грузом на дне и шкалой, градуированной в г/см3 или кг/м3. Чтобы показатели были точными, элементы — колба, груз, шкала — должны быть откалиброваны в соответствии с Государственным стандартом.

Измерительные приборы для жидкостей регламентирует ГОСТ 3900-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности»

С помощью ареометра

Ареометр — прибор, который измеряет плотность и температуру жидкости.

Чтобы определить ρ для нефтепродуктов с помощью ареометра, нужно выполнить действия в следующем порядке:

  1. Налить испытуемую жидкость в устойчивую колбу, высота которой будет на 20% больше полной длины прибора.
  2. Поместить ареометр в колбу грузом вниз.
  3. Дождаться, пока прибор перестанет колебаться, и зафиксировать результат по шкале и температуру.
  4. Найти в таблице Приложения 1 указанного ГОСТа температуру — по вертикальной шкале, показания ареометра — по горизонтальной. На их пересечении будет плотность данного вещества в г/см3 при 20 °С.

Ареометры существуют буквально для каждого жидкого вещества — от морской воды до молока, включая соль, сахар, спирт и кислоты.

Оптический ареометр

С помощью денсиметра

Денсиметр — прибор, который измеряет плотность нефтепродуктов. Имеет аналогичное строение, но без термометра. Порядок действий по определению плотности такой же, как у ареометра, но температуру нужно измерять отдельно.

Оба прибора есть в электронном исполнении — стационарном, переносном и «карманном». Они стоят кратно дороже по сравнению со стеклянными, при этом намного удобнее, скорость получения результата и точность в разы выше.

С помощью пикнометра

Пикнометр — сосуд из стекла, устойчивого к температуре. Обычно имеет шкалу объема.
Порядок действий:

  1. Поместить заданный объем жидкости или смеси в сосуд.
  2. Довести температуру до 20 °С.
  3. Взвесить сосуд на точных весах (до 0,0002 г) и вычесть массу пустого сосуда.
  4. Массу вещества разделить на объем вещества.

Полученный результат будет относительной ρ4/20.

В роли пикнометра может выступить любой сосуд, необязательно лабораторный. Главное, чтобы он выдержал нагрев до заданной температуры. Важными факторами в данном методе будут точность определения объема и погрешность весов.

Пикнометр

Измерение плотности высоковязких нефтепродуктов

В НП добавляют аналогичный объем керосина, ρ которого известна. Затем измеряют приборами ρ смеси, которая получилась. Искомый показатель получают по формуле:

ρн = 2 × ρсмеси − ρк, где

  • ρн — искомый показатель НП;
  • ρсмеси — плотность смеси;
  • ρк — плотность керосина.

Высоковязкие НП также измеряют с помощью электронных средств.

Расчет плотности нефтепродуктов

Расчетный метод широко применяется для приемки и отпуска Н и НП там, где нет возможности обеспечить постоянную температуру 20 °С, — например, зимой или в жарких регионах. Также расчеты применяют для точной дозировки вещества в технологических цепочках.

Пикнометрический метод

Расчет на основе данных, полученных с помощью пикнометра.

Порядок действий:

  1. Подготовить пикнометр: промыть водой, спиртом, просушить и взвесить на лабораторных весах.
  2. Определить метку объема, подготовить дистиллированную воду и вещество. Заполнить сосуд дистиллированной водой до метки, взвесить.
  3. Вычислить объем дистиллированной воды по формуле:

    V = (m1 − m2) / 0,99823, где

    • m1 — масса пустого сосуда;
    • m2 — масса сосуда с дистиллированной водой;
    • 0,99823 — табличное значение массы эталонной жидкости — 1 мл дистиллированной воды при t = 20 °С.
  4. Опустошить пикнометр и добавить в него точный объем вещества до метки.
  5. Установить сосуд в нагревательную камеру на 20–30 минут.
  6. Взвесить подогретый сосуд с веществом.
  7. Рассчитать через формулу:

    ρ4/20 = (m1 − m2) / V, где

    • m1 — масса сосуда с веществом;
    • m2 — масса пустого сосуда;
    • V — объем сосуда.

Параметры, исходящие из показателя ρ4/20, дают представление и о других свойствах и качествах нефтепродуктов — происхождении, вязкости, температуре кипения.

Расчет через среднюю температурную поправку

Метод применяют, когда нет возможности корректировать температуру вещества.

Показатель определяют по формуле Менделеева:

ρ4/20 = ρ4t +α (t − 20), где

  • ρ4t — плотность образца при реальной температуре;
  • t — реальная температура во время опыта;
  • α — поправка температуры по Таблице 1 Методических указаний Минобрнауки РФ.

Чем выше температура, тем ниже ρ Н и НП.

Метод определения плотности по капле

Когда в распоряжении для опытов есть критически малое количество испытуемого вещества, в лабораторных условиях достаточно всего одной его капли или кусочка.

Порядок действий:

  • Заполнить стеклянный цилиндр или колбу слабым раствором спирта (для ρ < 1) или соли (для ρ > 1).
  • Поместить каплю вещества в колбу.
  • Добавлять в сосуд воду или соль до тех пор, пока капля не взвесится в растворе.
  • Измерить плотность раствора в колбе ареометром или денсиметром.

В этом методе ρ окружающего раствора доводится до ρ капли.

Определение плотности по капле в лаборатории

Есть более сложные способы, как определить характеристики нефти и нефтепродуктов. Например, с помощью осциллирующей (колеблющейся) U-образной трубки. Для этого потребуются лабораторные условия, сама трубка, электронный измеритель частоты колебаний и глубокие знания физики и химии. Метод широко применяется в современных электронных измерительных приборах.

Источник

Понравилась статья? Поделить с друзьями:
  • Дом книги как найти книгу
  • Как составить доверенность на получение груза образец
  • Как найти высоты треугольника с разными сторонами
  • Как можно найти часовой
  • Как исправить день рождения мамы