Главная -> Словарь

Плотности нефтепродукта

Определение плотности нефтяного сырья можно проводить при любой температуре , а затем вычислить значение pf по формуле Д.И.Менделеева:

эксплуатационных свойств кокса. Значения Кн. д. и объемной усадки при этих температурах соответствуют экстремумам истинной плотности нефтяного кокса.

Как показала практика, величина плотности характеризует особенности переходных форм углеродистых материалов, в частности нефтяного кокса при нагревании его вплоть до графита-ции. В связи с этим методика определения плотности нефтяного кокса приобретает исключительно большое значение.

В СССР в 1947 г. были предложены проект методики определения истинной плотности нефтяного кокса и нормы по величине ее. А. Ф. Красюков и Е. П. Бойкова уточнили предложенную методику в опытах с коксом из тяжелых остатков малосернистых нефтей. Был выбран классический — пикнометрический метод определения истинной плотности , как наиболее простой и приемлемый для исследовательских и производственных целей. Метод заключается в том, что испытуемое вещество помещают в пикнометр, а воздух из пор вещества вытесняют жидкостью.

\/На основании многократных -лабораторных проверок, за стандартные условия для определения истинной плотности нефтяного кокса были приняты: прокалка в течение 5 ч при 1300 °С; степень измельчения — до полного прохождения через сито с размером ячеек 0,10 мм; насыщающая жидкость — этиловый спирт. Эта методика принята в СССР в качестве стандартной, у

На практике метод оказался приемлемым для установления принципиальных изменений в молекулярной структуре,кокса, полученного из различного сырья, при нагревании его. Расхождения между результатами параллельных определений обычно не превышают 0,001—0,003 г/см3. 1 Изучение истинной плотности нефтяного кокса позволило

Экстремумы плотности нефтяного кокса 201 ел:1

ности зависит от степени трехмерной упорядоченности молекул этого вещества и тем ближе к плотности кристаллического углерода — графита , чем более упорядочена структура кокса. Наиболее близок по структуре к графиту электродный кокс, истинная плотность которого равна 2,10—2,12 г/см3. Для определения истинной плотности материал вначале подвергают тонкому измельчению. При этом разрушается только часть пор, но остаются еще замкнутые поры, недоступные для жидкости, которой заполняют поры при определении истинной плотности. Замкнутые поры могут быть учтены только при рентгенографическом исследовании. За стандартные условия для определения истинной плотности нефтяного кокса приняты: длительность прокаливания 5 ч, температура 1300 °С; степень измельчения — до полного прохождения через сито с ячейками размером 0,1 мм; насыщающая жидкость — этиловый спирт.

Карбонизация и прокаливание сопровождаются увеличением размеров кристаллитов и межкристаллитной упорядоченностью, в результате чего ^оо2 снижается до 3,43 А). Внутрикристаллитные и межкристал-литные изменения приводят к повышению плотности нефтяного углерода . На свойства углерода оказывает влияние вид сырья. Так, в зависимости от качества гудрона и его компонентов изменяется исходный размер кристаллитов кокса и их склонность к дальнейшему упорядочению.

На основе этих результатов составлена номограмма для перевода значений плотности нефтяного пека, измеренной при любой рабочей температуре, в значения температуры размягчения пака, которая является его основной характеристикой. Эти данные учтены при выборе марки плотномеров и будут использованы при их эксп-л} зтащш.

Карбонизация и прокаливание сопровождаются увеличением размеров кристаллитов и межкристаллитной упорядоченностью, в результате чего Joo2 снижается до 3,43 А). Внутрикристаллитные и межкристал-литные изменения приводят к повышению плотности нефтяного углерода . На свойства углерода оказывает влияние вид сырья. Так, в зависимости от качества гудрона и его компонентов изменяется исходный размер кристаллитов.кокса и их склонность к дальнейшему упорядочению.

а — коэффициент объемного расширения, зависящий от температуры и плотности нефтепродукта

При необходимости определения плотности нефтепродукта немедленно после отбора пробы измеряют его температуру, которую определяют как среднее арифметическое из температур отдельных проб, установленных немедленно после их отбора.

В практике нефтяного дела чаще определяют относительную плотность р-. Это безразмерная величина, показывающая отношение плотности нефтепродукта при температуре ?2 к плотности дистиллированной воды при температуре t1. Стандартными температурами в некоторых странах приняты: для воды f х = 4 °С, для нефтепродукта fa = 20 °С, в других странах стандартной температурой нефтепродукта и воды является 1г = ?2 = 60 °F, что примерно соответствует 15 °С. Таким образом обычно определяют р° или р\55.

Для газообразных нефтепродуктов за стандартные условия приняты давление 760 мм рт. ст. и температура О °С. Обычно определяют относительную плотность их, т. е. отношение плотности нефтепродукта к плотности воздуха . Плотность любого газа при стандартных условиях может быть найдена как частное от деления его молекулярного веса на объем 1 кмоля, т. е. 22,4 м3. Плотность газа при условиях, отличных от стандартных , можно определить по формуле:

При помощи табл. I и II по известным теплосодержанию и плотности нефтепродукта можно определить температуру последнего.

Отношение плотности нефтепродукта при 20° С к плотности дистиллированной воды при 4° С называется относительной плотностью. Относительная плотность нефтепродуктов при температуре t°C Q4 определяется по формуле Д. И. Менделеева:

Для пересчета относительной плотности р^° в плотности нефтепродукта при любой температуре наиболее широко используют формупу

Отсчет по шкале ареометра соответствует плотности нефтепродукта при температуре испытания.

Определение количества отгруженных в автоцистерны нефтепродуктов осуществляется измерением по одному из следующих методов: прямым взвешиванием на автомобильных весах порожней и груженой автоцистерны, объемно-массовым статическим по полной вместимости калиброванной автоцистерны с учетом плотности нефтепродукта, объемно-массовым динами-

где А — число резервуаров для данного сорта нефтепродукта, включенных в технологические операции приема—отпуска; *— погрешность определения массы в А-м резервуаре за счет погрешности метода измерения уровня нефтепродукта Н; но*— погрешность определения массы, обусловленная погрешностью определения объема заполненной нефтепродуктом части k-ro резервуара по градуировочной таблице на начало приема или отпуска и па момент сведения баланса; рн* и poh — погрешности определения массы, за счет погрешности метода определения плотности нефтепродукта в л-м резервуаре; рн* и ро*—погрешности определения массы, обусловленные погрешностью определения коэффициента объемного расширения нефтепродукта; pHft к ро* — погрешности определения массы, вызванные погрешностями измерения температуры; i.\Afp)TP*— погрешность определения массы из-за погрешности измерения плотности нефтепродукта в трубопроводной обвязке k-ro резервуара; •ноь — погрешность определения массы, обусловленная погрешностью калибровки трубопроводной обвязки /г-го резервуара; три л и )троь—погрешности определения массы, вызванные погрешностями определения коэффициента объемного расширения нефтепродукта в трубопроводной обвязке; трй — погрешность в определении массы нефтепродукта в трубопроводной обвязке k-ro резервуара, обусловленная погрешностью измерений температуры; .\т — абсолютная погрешность обработки результатов измерений.

Число галлонов и баррелей в 1 метрической т в зависимости от плотности нефтепродукта