- •§ 2. Отбор пробы газа
- •§ 3. Теплота сгорания газа и ее определение
- •§ 4. Волюмометрический анализ газов
- •§ 5. Общие сведения о хроматографии газов
- •§ 6. Анализ газовых смесей на учебном газоадсорбционном хроматографе
- •§ 7. Определение углеводородов с2—с5 в сухом газе
- •Глава 2
- •§ 8. Основные показатели, характеризующие состав и свойства нефти
- •§ 9. Определение фракционного состава
- •§ 10. Определение плотности
- •§ 11. Определение кислотности
- •§ 12. Определение минеральных примесей
- •§ 13. Определение низкотемпературных свойств нефтепродуктов
- •§ 14. Определение содержания серы и серусодержащих соединений
- •Глава 3
- •§ 15. Общие сведения о нефтяных топливах
- •§ 16. Определение давления насыщенных паров
- •§ 17. Определение индукционного периода и фактических смол в моторных топливах
- •§ 18. Определение люминометрического числа и высоты некоптящего пламени реактивных топлив
- •§ 19. Определение теплоты сгорания жидких топлив
- •§ 20. Определение непредельных и ароматических углеводородов в светлых нефтепродуктах
- •§ 21. Определение тетраэтилсвинца в бензинах
- •Глава 4
- •§ 22. Общие сведения о маслах
- •§ 23. Определение вязкости нефтепродуктов
- •§ 24. Зависимость вязкости от температуры
- •§ 25. Определение стабильности нефтяных масел
- •§ 26. Определение коксуемости
- •§ 27. Определение температур вспышки
- •§ 28. Определение натровой пробы
- •§ 29. Испытание масел на коррозионную активность
- •§ 30. Испытание масел на присутствие селективных растворителей
- •§ 31. Определение показателя преломления
- •§ 32. Определение цвета масел
- •Глава 5
- •§ 33. Анализ смазок
- •§ 34. Отбор проб твердых нефтепродуктов
- •§ 35. Анализ нефтяного кокса
- •§ 36. Анализ нефтяных битумов
- •§ 37. Анализ парафинов товарные сорта парафинов
- •Глава 6
- •§ 38. Анализ синтетических жирных кислот
- •§ 39. Анализ ароматических продуктов
- •§ 40. Анализ присадок
- •Глава 7
- •§ 41. Краткие сведения
- •§ 42. Определение гранулометрических характеристик
- •§ 43. Определение некоторых примесей в катализаторах
- •Глава 8
- •§ 44. Состав природной воды и требования, предъявляемые к технической воде
- •§ 45. Анализ технической воды
- •§ 46. Анализ сточных вод
§ 10. Определение плотности
Плотностью вещества называется масса вещества, содержащаяся в единице объема. В системе СИ плотность выражается в кг/м3. За единицу плотности принимается масса 1 м3 дистиллированной воды. при температуре 4°С.
В практической работе часто пользуются относительной плотностью вещества — отношением массы нефти или нефтепродукта к массе чистой воды при 4°С, взятой в том же объеме. Относительная плотность — величина безразмерная. Поскольку плотность зависит от температуры, а нефтепродукты и вода имеют разные коэффициенты расширения, необходимо при определении плотности указывать температуры воды и нефтепродукта, при которых проводилось определение. В СССР относительную плотность нефти и нефтепродуктов определяют при температуре 20 °С и относят к плотности воды при 4°С. Относительную плотность принято обозначать через ρ20. На практике очень часто приходится определять плотность при температуре, отличающейся от 20 °С. Чтобы получить сравнимые результаты, проводят пересчет плотности в ρ20 по формуле:
ρ20 = ρt + γ(t – 20) (1)
где ρt — относительная плотность при температуре испытания; γ — средняя температурная поправка плотности на 1 °С (см. Приложение 1); t — температура, при которой проводится определение, °С.
Формула (1) была предложена Д. И. Менделеевым. Она. показывает, что плотность нефти и нефтепродуктов уменьшается с повышением температуры и увеличивается с ее понижением. Однако следует отметить, что результат пересчета плотности по формуле получается правильным только в том случае, когда определение плотности нефти и нефтепродуктов проводится при температуре не ниже 0°С и не выше 50 °С. Чтобы получить значение абсолютной плотности в кг/м3, надо численное значение относительной плотности умножить на 1000.
Определение плотности нефти и нефтепродуктов весьма облегчает всевозможные расчеты, связанные с расчетом их массового количества, Учет количества нефти и нефтепродуктов в объемных единицах вызывает некоторые неудобства, так как объем жидкости зависит от температуры, которая может изменяться в довольно широких пределах. Зная же объем и плотность, можно при приеме, отпуске и учете нефти и нефтепродуктов выражать их количества в массовых единицах. Плотность входит также составной частью в различные комбинированные константы: удельную рефракцию, вязкостно-массовую константу и другие, характеризующие химический состав и свойства нефтепродуктов. Кроме того, плотность является нормируемым показателем для некоторых нефтепродуктов. К ним относятся: топлива Т-1, Т-2, РТ, ТС-1, топливо котельное и для газотурбинных установок, некоторые марки мазутов, бензины-растворители, бензол, толуол, ксилол, сольвент нефтяной, авиационные и отдельные марки дизельных масел, вазелиновое медицинское масло и некоторые нефтяные масла, применяемые в качестве рабочей жидкости (масла РМ, РМЦ и др.).
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ НЕФТЕДЕНСИМЕТРАМИ
Применение нефтеденсиметров основано на законе Архимеда, согласно которому на тело, погруженное в жидкость, действует выталкивающая сила, направленная вертикально вверх и равная весу вытесненной жидкости в объеме погруженной части тела. Устройство нефтеденсиметра показано на рис. 17. Иногда в среднюю часть нефте-денсиметра (поплавок) впаивают термометр, ртутный шарик которого одновременно является частично и грузом. За счет груза и симметричной формы нефтеденсиметр всегда находится в жидкости в вертикальном положении. Нефтеденсиметры выпускаются с ценой деления шкалы от 0,0005 до 0,005, с термометрами и без термометров.
Вес нефтеденсиметров подбирается таким образом, чтобы при погружении в испытуемые жидкости они не тонули и не всплывали бы выше той части, где нанесена градуировочная шкала плотности. Таким образом, по закону Архимеда, плавая в жидкости, нефтеденсиметр будет погружаться на большую глубину в более легкой жидкости и на меньшую в более тяжелой. В равновесном состоянии по верхнему краю, мениска отсчитывают на шкале плотность жидкости.
Методика определения
В стеклянный цилиндр, диаметр которого в два и более раз больше диаметра поплавка нефтеденсиметра, осторожно по стенке или по стеклянной Палочке наливают испытуемый нефтепродукт, причем в таком количестве, чтобы при погружении в него нефтеденсиметра уровень жидкости не поднялся выше края цилиндра. Чистый и сухой нефтеденсиметр, берут за верхний конец и осторожно помещают в жидкость. После того как нефтеденсиметр установится и прекратятся его колебания, производят отсчет по верхнему краю мениска. Глаз наблюдателя при этом должен находиться на уровне мениска. Одновременно с этим отмечают температуру нефтепродукта. Если плотность определяют не при 20 °С, а при какой-нибудь другой температуре, то полученную так называемую видимую плотность пересчитывают по формуле (1) в ρ20. При этом значение температурной поправки для нефтепродуктов берут из Приложения I.
В очень вязкие нефтепродукты — более 200 мм2/с (более 200 сСт) при 50 °С— нефтеденсиметр не погружается.
Рис. 17. Нефтеденсиметр.
Предварительное нагревание нефтепродукта выше 40 °С не дает должного эффекта, так как погрешность при вычислении действительной плотности по формуле (1) может превысить допускаемую. Поэтому перед определением плотности очень вязкие нефтепродукты предварительно разбавляют равным объемом тракторного или осветительного керосина. Плотность разбавителя должна быть определена тем же нефтеденсиметром.
Принимая, что плотности испытуемого вязкого продукта ρ1 и разбавителя ρ2 подчиняются правилу аддитивности, т. е. плотность смеси ρ3 равна среднему арифметическому из плотности компонентов
ρ3= (ρ1+ ρ2)/2, находим ρ1 по формуле:
ρ1= 2ρ3 – ρ2 (2)