Зависимости плотности от температуры формула: Расчет плотности нефтепродуктов

Расчет плотности нефтепродуктов

Для того чтобы определить при помощи этой таблицы плотность нефтепродукта при данной температуре, необходимо:

1. найти по паспорту плотность нефтепродукта при +20 °С;
2. измерить среднюю температуру груза в цистерне;
3. определить разность между +20 °С и средней температурой груза;
4. по графе температурной поправки найти поправку на 1 °С, соответствующую плотность данного продукта при +20 °С;
5. умножить температурную поправку плотности на разность температур;
6. полученное в п. «д» произведение вычесть из значения плотности при +20 °С, если средняя температура нефтепродукта в цистерне выше +20 °С, или прибавить это произведение, если температура продукта ниже +20 °С.

Пример №1

Плотность нефтепродукта при +20 °С, по данным паспорта 0,8240. Температура нефтепродукта в цистерне +23 °С. Определить по таблице плотность нефтепродукта при этой температуре.

Находим:

1. разность температур 23 °С – 20 °С = 3 °С;
2. температурную поправку на 1 °С по таблице для плотности 0,8240, составляющую 0,000738;
3. температурную поправку на 3 °С: 0,000738 × 3 = 0,002214, или округленно 0,0022;
4. искомую плотность нефтепродукта при температуре +23 °С (поправку нужно вычесть, так как температура груза в цистерне выше +20 °С), равную 0,8240 – 0,0022 = 0,8218, или округленно 0,8220.

Пример №2

Плотность нефтепродукта при +20 °С, по данным паспорта, 0,7520. Температура груза в цистерне –12 °С. Определить плотность нефтепродукта при этой температуре.

Находим:

1. разность температур +20 °С – ( –12 °С) = 32 °С;
2. температурную поправку на 1 °С по таблице для плотности 0,7520, составляющую 0,000831;
3. температурную поправку на 32 °С, равную 0,000831 × 32 = 0,026592, или округленно 0,0266;
4. искомую плотность нефтепродукта при температуре –12 °С (поправку нужно прибавить, так как температура груза в цистерне ниже +20 °С), равную 0,7520 + 0,0266 = 0,7786, или округленно 0,7785.

Онлайн калькулятор: Плотность нефти

Калькулятор осуществляет приведение плотности нефти к задаваемым температуре, в частности к температуре 15 и 20 градусов Цельсия, и давлению. Формулы для расчета взяты из ГОСТ Р 8.610-2004. «Плотность нефти. Таблицы пересчета». Используемые формулы приведены под калькулятором.

Плотность нефти

Исходное избыточное давление, МПа

Поправка на расширениене применятьареометр градуирован при 15 градусахареометр градуирован при 20 градусах

Поправка на расширение стекла для исходных измерений

Температура, указанная для пересчета, С

Избыточное давление, указанное для пересчета, МПа

Точность вычисления

Знаков после запятой: 3

Плотность нефти при указанной температуре, кг/м3

Плотность нефти при температуре 15С

Плотность нефти при температуре 20С

Коэффициент объемного расширения нефти при исходной температуре

Коэффициент сжимаемости нефти при исходной температуре

Коэффициент объемного расширения нефти при указанной температуре

Коэффициент сжимаемости нефти при указанной температуре

 Ссылка  Сохранить  Виджет

Значение плотности нефти выражают через значение плотности при температуре 15 градусов Цельсия при избыточном давлении, равном нулю

— поправочный коэффициент, рассчитываемый по формуле

— поправочный коэффициент, рассчитываемый по формуле

Значение плотности нефти, приведенное к температуре 20 градусов Цельсия, вычисляют по формуле

Коэффициент объемного расширения нефти при температуре 15 градусов Цельсия , рассчитывают по формуле

,

где ,

Коэффициент объемного расширения нефти , рассчитывают по формуле

Коэффициент сжимаемости нефти , рассчитывают по формуле

При измерениях плотности ареометром показания ареометра корректируют путем введения коэффициента температурного расширения К стекла, из которого изготовлен ареометр. Таким образом плотность, пересчитанная из показаний ареометра, равна

,

где , = 20, если ареометр градуирован при 20 градусах Цельсия и 15, если ареометр градуирован при 15 градусах Цельсия.

Зависимость плотности топлива от температуры

Плотность топлива – это показатель, характеризующий число массы в единице объема. Другими словами – это удельный вес топлива.

Плотность топлива напрямую зависит от плотности сырья, из которого оно изготовлено. Она регламентируется ГОСТами: Р 52368-2005 и ГОСТ 305-82.

От чего зависит плотность

На плотность топлива влияет температура: с ее понижением плотность увеличивается, и, наоборот, с ростом температуры снижается плотность. Для расчета зависимости плотности топлива от температуры используются специальные таблицы.

Для дизельного топлива существует поправка изменения плотности по температуре: примерно 0,0007 г/см3 на 1°С.

Какие сложности могут возникнуть при изменении плотности

Плотность топлива – очень неоднозначный показатель, который становится частой причиной конфликтов между получателем и поставщиком. Это происходит потому, что на нефтеперерабатывающих заводах и базах учет топлива ведется по показателю массы, то есть в тоннах. А автотранспорту по топливным карточкам отпускается продукция уже в литрах.

Получается, что при неизменном показателе массы литраж топлива может варьироваться в зависимости от температуры.

Наглядный пример недоразумений, связанных с подсчетом

В теплый день с температурой воздуха 200С бензовоз перелил в подземную емкость автозаправочной станции 10 тонн дизельного топлива. Фактическая плотность продукта составляла 0,84 г/см3, а объем – 11950 литров.

Спустя несколько часов нахождения топлива в указанной емкости, его температура упала до 40С. Это привело к изменению плотности горючего: она увеличилась на 0,0112 г/см3. Поэтому изначальный объем с 11950 литров уменьшился до 11750 литров. То есть на 200 литров.

Поэтому на практике происходит расчет усадки топлива по упрощенной формуле «1литр х 1 тонну х 1 градус». Это позволит примерно подсчитать, насколько изменится объем горючего при изменении его температуры, а значит и плотности.

С наступающим Новым Годом и Рождеством!

Поздравление от коллектива «РусПетрол».

Изменения в сети обслуживания карт рублевой программы:

Проведение технических работ на АЗС «ПТК»

Информация о временных приостановках отпуска топлива, сопутствующих товаров и услуг на АЗС «ПТК».

Заправки НК «Роснефть» Москвы и МО приступили к реализации бензина «Евро-6»

Московские АЗС «Роснефть» начали переход на высокооктановое топливо высшего на сегодняшний день экологического класса.

Уникальный высокооктановый бензин от компании «Роснефть» увеличит пробег и сократит выбросы

По результатам проведенных испытаний топливо Pulsar-100 соответствует самым строгим мировым стандартам и подходит для использования в автомобилях с высокофорсированными двигателями.

Автозаправочная сеть «Роснефть» реализует зимнее топливо

В зависимости от регионах на АЗС поступают либо межсезонные сорта дизельного топлива, либо зимние классы.

© ООО «РусПетрол», 2007-2020

Воспроизведение материалов сайта
допускается с согласия владельца

Начать следует с того, что плотность дизельного топлива, как и любой другой жидкости, сильно зависит от его температуры. Поэтому для получения сравнимых результатов плотность дизельного топлива измеряется при 20 градусах по Цельсию. Дизельное топливо (ДТ) — это жидкие углеводороды, использующиеся в качестве горючего для дизельных двигателей внутреннего сгорания. Обычно под этим термином понимают горючее, получающееся из керосиново-газойливых фракций при помощи прямой перегонки нефти. Плотность топлива – это фактически его удельный вес. Измеряется эта величина в килограммах на кубический метр или в граммах на сантиметр в кубе.

Название «солярка» происходит от немецкого Solaröl (солнечное масло) — так за желтый цвет ещё в середине XIX века называли более тяжёлую фракцию, образующуюся при перегонке нефти.

Советская нефтеперерабатывающая промышленность выпускала горючее «Соляровое масло ГОСТ 1666-42 и ГОСТ 1666-51». Оно было предназначено для применения в качестве дизтоплива среднеоборотных (со скоростью вращения коленвала не выше 1000 об/мин.) дизелей. Использовалось, как правило, для сельскохозяйственной и другой специальной техники, и все знали ее под названием «солярка» или «соляра». Соляровое масло непригодно для заправки современных авто с высоко оборотистыми ДВС.

Разделение дизельного топлива по ГОСТ

Согласно ГОСТ 305-82 дизельное горючее делится в зависимости от сезона использования на следующие виды:

• Летнее – остается жидким всего до -5 ◦ C. Его рекомендуется использовать при температуре воздуха выше нуля по Цельсию.
• Зимнее – не должно густеть до -35 ◦ C. Используется при морозах ниже -20 ◦ С.
• Арктическое – застывает не выше -50 ◦ C. рекомендовано к использованию при морозах ниже -45 ◦ С.

Вес одного кубометра летнего дизельного горючего должен быть не более 860 кг. Вес кубометра зимней солярки должен быть не более 840 кг. Вес куба арктического дизельного топлива не должен превышать 830 кг. Измерять вес солярки ГОСТ предписывает при 20 градусах по Цельсию.

Измерение удельного веса

Плотность топлива измеряется при помощи ареометров. Плотность дизтоплива измеряется ареометрами для нефтепродуктов, названия которых начинаются с букв АН, к примеру, таких как АНТ-1 или АНТ-2. Чем больший процент дизтоплива приходится на углеводороды, имеющие высокий удельный вес, тем больше плотность этой солярки. С одной стороны, при сгорании такого дизтоплива выделяется больше энергии, с другой, оно хуже испаряется, тяжелее поджигается и не сгорает в цилиндрах без остатка. Так как летом испарение и воспламенение происходит проще у летней солярки, удельный вес выше, чем у зимнего дизельного топлива.

Поскольку ГОСТ предписывает измерять плотность ДТ при температуре 20 ◦ C, для правильного определения плотности нужно принести емкость с соляркой домой и дождаться, чтобы зимой она прогрелась, а летом остыла до +20 ◦ C. Если же вам некогда ждать, можно измерить интересующий вас параметр и температуру ДТ, а после пересчитать каков будет результат при 20 ◦ С. Для этого нужно знать, что уменьшение температуры солярки на 1 ◦ C увеличивает ее удельный вес в среднем на 0,0007 г/см 3 . А увеличение температуры соответственно уменьшает плотность на туже величину.

Вычисление удельного веса для 20 ◦ C

1. Измерить плотность и среднюю температуру солярки.
2. Вычислить разность фактической температуры и 20 ◦ С.
3. Умножить разность температур на поправочный коэффициент.
4. Если фактическая температура меньше 20 ◦ C, то отнять от значения плотности при данной температуре результат вычисления третьего пункта. Если же жидкость теплее +20 ◦ C, то эти значения нужно сложить.

Например, плотность горючего при температуре 0 ◦ C равна 0,997 г/см 3 . Разница между фактической температурой и 20 ◦ C равна 20. Тогда 20 × 0,0007 = 0,014 г/см. Так как при 20 ◦ C плотность горючего будет меньше, чем при 0 ◦ C, нужно от плотности при 0 ◦ C отнять величину поправки – 0,997-0,14=0,857 г/см 3 . Чтобы перевести результат из грамм на кубический сантиметр в килограмм на кубометр, нужно величину, выраженную в граммах на кубический сантиметр, умножить на 1000. То есть удельный вес нашей солярки при 20 ◦ C будет равен 857 кг/м 3 . Это позволяет нам сделать предположение о том, что она, судя по результатам вычисления, скорее летняя, чем зимняя. Точное же заключение о том, для какого сезона предназначено горючее, сделать на основании величины его плотности невозможно.

Связь плотности горючего и экономичности дизеля

Так как сгорание солярки, имеющей высокий удельный вес, сопровождается выделением большего количества энергии, чем сгорание менее плотного горючего, очевидно, что использование летнего топлива экономичнее. Однако его использование для повышения экономичности дизеля в холодное время года не представляется возможным. Это объясняется тем, что в его состав помимо керосиново-газойливых углеводородов, содержащих основной запас энергии топлива, входят и растворенные в них парафины. Последние даже при незначительном понижении температуры горючего, затвердевают, сгущая горючее и ухудшая проходимость фильтра тонкой очистки топлива. В результате этого ухудшается способность топлива прокачиваться по системе питания и распыляться в цилиндрах двигателя. Поэтому в состав зимних видов дизельного топлива вводят присадки, замедляющие застывание парафинов и сгущение солярки до состояния геля.

Эти добавки, снижая температуру сгущения горючего, совершенно не оказывают влияния на его плотность. Логично предположить, что если добавить присадку-антигель в летную солярку, то в результате получится экономичное зимнее топливо. Но это далеко не так. Потому что добавка только снизит температуру замерзания парафинов, растворенных в топливе.

Сама же солярка не станет менее плотной, а значит с понижением температуры, будет значительно густеть, что затруднит ее распыление в камерах сгорания и продвижение по топливопроводу. К тому же, ошибочно полагать, что залив присадку в замерзшую солярку, мы добьемся того, что парафины в ней растают, и она вновь обретет текучесть.

Подводя итог вышесказанному, нужно отметить, что плотность очень важна для зимнего топлива. Для летнего же важнее такие параметры, как содержание серы и цетановое число. В том, что дизель зимой менее экономичен, нежели летом, конечно, во многом «заслуга» менее плотной, чем летом солярки, но не только ее. Снег на дорогах тоже не способствует экономичности.

Метод экспресс-проверки дизельного топлива

Владельцу дизеля в повседневной жизни редко бывает нужно проверять качество горючего. Так как обычно он заправляет свой автомобиль на одних и тех же заправках, качество горючего на которых проверенно в процессе эксплуатации авто, и скорее всего устраивает автовладельца. Находясь же зимой в незнакомом месте, экспресс-анализ зимней солярки в морозную погоду можно провести описанным ниже нехитрым способом.

Нужно плеснуть немного горючего на промороженный кусок металла. Топливо не должно белеть, мутнеть и терять текучесть. Если горючее на глазах густеет и плохо стекает с металла – его качество в комментариях не нуждается. А вот если белеет и мутнеет – вам поможет знание того, что температура помутнения солярки должна быть всего на 5–10 градусов Цельсия выше температуры ее замерзания. Смотрите на градусник и делайте вывод. Устроит ли вас, если ваша солярка замерзнет, когда станет холоднее, чем сейчас всего на 10 ◦ С.

Плотность топлива – это его удельный вес, а именно количество массы в единице объема.

Плотность топлива во многом зависит от плотности нефти из которой оно получено. Согласно ГОСТ Р 52368-2005 плотность топлива при температуре +15 °С должна быть в пределах 0,820-0,845 г/см3, а по ГОСТ 305-82 не должна превышать 0,860 (при 20°С)

Плотность топлива зависит от температуры, впрочем, как и для любой другой жидкости: при повышении температуры плотность топлива снижается и наоборот – при снижении температуры плотность топлива увеличивается. Существуют специальные таблицы для пересчета плотности топлива в зависимости от температуры. Для дизельного топлива температурная поправка изменения плотности составляет, в среднем 0,0007 г/см3 на 1°С.

Точный расчет плотности нефтепродукта

Для того чтобы определить при помощи этой таблицы плотность нефтепродукта при данной температуре, необходимо:

таблица средних температурных поправок плотности нефтепродуктов.

а) найти по паспорту плотность нефтепродукта при +20 o С;

б) измерить среднюю температуру груза в цистерне;

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

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

д) умножить температурную поправку плотности на разность температур;

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

Примеры.

Плотность нефтепродукта при +20 o С, по данным паспорта 0,8240. Температура нефтепродукта в цистерне +23 o С. Определить по таблице плотность нефтепродукта при

а) разность температур 23 o — 20 o =3 o ;

б) температурную поправку на 1 o С по таблице для плотности 0,8240, состовляющую 0,000738;

в) температурную поправку на 3 o :

0,000738*3=0,002214, или округленно 0,0022;

г) искомую плотность нефтепродукта при температуре +23 o С (поправку нужно вычесть, так как температура груза в цистерне выше +20 o С), равную 0,8240-0,0022=0,8218, или округленно 0,8220.

2. Плотность нефтепродукта при +20 o С, по данным паспорта, 0,7520. Температура груза в цистерне -12 o С. Определить плотность нефтепродукта при этой температуре.

а) разность температур +20 o С — (-12 o С)=32 o С;

б) температурную поправку на 1 o С по таблице для плотности 0,7520, составляющую 0,000831;

в) температурную поправку на 32 o , равную 0,000831*32=0,026592, или округленно 0,0266;

г) искомую плотность нефтепродукта при температуре -12 o С (поправку нужно прибавить, так как температура груза в цистерне ниже +20 o С), равную 0,7520+0,0266=0,7786, или округленно 0,7785.

Пересчет плотности нефтепродуктов от температуры

Плотность нефти

Калькулятор осуществляет приведение плотности нефти к задаваемым температуре, в частности к температуре 15 и 20 градусов Цельсия, и давлению. Формулы для расчета взяты из ГОСТ Р 8.610-2004. «Плотность нефти. Таблицы пересчета». Используемые формулы приведены под калькулятором.

Поправка на расширениене применять ареометр градуирован при 15 градусах ареометр градуирован при 20 градусах

Поправка на расширение стекла для исходных измерений

Точность вычисления

Знаков после запятой: 3

Плотность нефти при указанной температуре, кг/м3

Плотность нефти при температуре 15С

Плотность нефти при температуре 20С

Коэффициент объемного расширения нефти при исходной температуре

Коэффициент сжимаемости нефти при исходной температуре

Коэффициент объемного расширения нефти при указанной температуре

Коэффициент сжимаемости нефти при указанной температуре

Значение плотности нефти выражают через значение плотности при температуре 15 градусов Цельсия при избыточном давлении, равном нулю — поправочный коэффициент, рассчитываемый по формуле

— поправочный коэффициент, рассчитываемый по формуле

Значение плотности нефти, приведенное к температуре 20 градусов Цельсия, вычисляют по формуле

Коэффициент объемного расширения нефти при температуре 15 градусов Цельсия , рассчитывают по формуле

,

где ,

Коэффициент объемного расширения нефти , рассчитывают по формуле

Коэффициент сжимаемости нефти , рассчитывают по формуле

При измерениях плотности ареометром показания ареометра корректируют путем введения коэффициента температурного расширения К стекла, из которого изготовлен ареометр. Таким образом плотность, пересчитанная из показаний ареометра, равна

,

где , = 20, если ареометр градуирован при 20 градусах Цельсия и 15, если ареометр градуирован при 15 градусах Цельсия.

Плотность нефтепродуктов

Плотность топлива – это его удельный вес, а именно количество массы в единице объема.

Плотность топлива во многом зависит от плотности нефти из которой оно получено. Согласно ГОСТ Р 52368-2005 плотность топлива при температуре +15 °С должна быть в пределах 0,820-0,845 г/см3, а по ГОСТ 305-82 не должна превышать 0,860 (при 20°С)

Плотность топлива зависит от температуры, впрочем, как и для любой другой жидкости: при повышении температуры плотность топлива снижается и наоборот – при снижении температуры плотность топлива увеличивается. Существуют специальные таблицы для пересчета плотности топлива в зависимости от температуры. Для дизельного топлива температурная поправка изменения плотности составляет, в среднем 0,0007 г/см3 на 1°С.

ПЛОТНОСТЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Точный расчет плотности нефтепродукта

Для того чтобы определить при помощи этой таблицы плотность нефтепродукта при данной температуре, необходимо:

таблица средних температурных поправок плотности нефтепродуктов.

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.

Примеры.

Плотность нефтепродукта при +20oС, по данным паспорта 0,8240. Температура нефтепродукта в цистерне +23oС. Определить по таблице плотность нефтепродукта при

этой температуре.

Находим:

а) разность температур 23o — 20o =3o;

б) температурную поправку на 1oС по таблице для плотности 0,8240, состовляющую 0,000738;

в) температурную поправку на 3o:

0,000738*3=0,002214, или округленно 0,0022;

г) искомую плотность нефтепродукта при температуре +23oС (поправку нужно вычесть, так как температура груза в цистерне выше +20oС), равную 0,8240-0,0022=0,8218, или округленно 0,8220.

2. Плотность нефтепродукта при +20oС, по данным паспорта, 0,7520. Температура груза в цистерне -12oС. Определить плотность нефтепродукта при этой температуре.

Находим:

а) разность температур +20oС — (-12oС)=32oС;

б) температурную поправку на 1oС по таблице для плотности 0,7520, составляющую 0,000831;

в) температурную поправку на 32o, равную 0,000831*32=0,026592, или округленно 0,0266;

г) искомую плотность нефтепродукта при температуре -12oС (поправку нужно прибавить, так как температура груза в цистерне ниже +20oС), равную 0,7520+0,0266=0,7786, или округленно 0,7785.

Расчет плотности нефтепродуктов

    При покупке,  продаже  дизельного топлива или любых нефтепродуктов пользуются различными единицами измерения – литры и килограммы. Эти два параметра взаимосвязаны, и зависят они от плотности топлива.

Плотность топлива – это его удельный вес, а именно количество массы в единице объема.

Плотность топлива во многом зависит от плотности нефти из которой оно получено. Согласно ГОСТ Р 52368-2005 плотность топлива при температуре +15 °С должна быть в пределах 0,820-0,845 г/см3, а по ГОСТ 305-82 не должна превышать 0,860 (при 20°С)

Плотность топлива зависит от температуры, впрочем, как и для любой другой жидкости: при повышении температуры плотность топлива снижается и наоборот – при снижении температуры плотность топлива увеличивается. Существуют специальные таблицы для пересчета плотности топлива в зависимости от температуры. Для дизельного топлива температурная поправка изменения плотности составляет, в среднем 0,0007 г/см3 на 1°С.

ПЛОТНОСТЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Для того чтобы определить при помощи этой таблицы плотность нефтепродукта при данной температуре, необходимо:

найти по паспорту плотность нефтепродукта при +20 °С;

1. измерить среднюю температуру груза в цистерне;
2. определить разность между +20 °С и средней температурой груза;
3. по графе температурной поправки найти поправку на 1 °С, соответствующую плотность данного продукта при +20 °С;
4. умножить температурную поправку плотности на разность температур;
5. полученное в п. «д» произведение вычесть из значения плотности при +20 °С, если средняя температура нефтепродукта в цистерне выше +20 °С, или прибавить это произведение, если температура продукта ниже +20 °С.

Пример №1

Плотность нефтепродукта при +20 °С, по данным паспорта 0,8240. Температура нефтепродукта в цистерне +23 °С. Определить по таблице плотность нефтепродукта при этой температуре.

Находим:

1. разность температур 23 °С – 20 °С = 3 °С;
2. температурную поправку на 1 °С по таблице для плотности 0,8240, составляющую 0,000738;
3. температурную поправку на 3 °С: 0,000738 × 3 = 0,002214, или округленно 0,0022;
4. искомую плотность нефтепродукта при температуре +23 °С (поправку нужно вычесть, так как температура груза в цистерне выше +20 °С), равную 0,8240 – 0,0022 = 0,8218, или округленно 0,8220.

Пример №2

Плотность нефтепродукта при +20 °С, по данным паспорта, 0,7520. Температура груза в цистерне –12 °С. Определить плотность нефтепродукта при этой температуре.

Находим:

1. разность температур +20 °С – ( –12 °С) = 32 °С;
2. температурную поправку на 1 °С по таблице для плотности 0,7520, составляющую 0,000831;
3. температурную поправку на 32 °С, равную 0,000831 × 32 = 0,026592, или округленно 0,0266;
4. искомую плотность нефтепродукта при температуре –12 °С (поправку нужно прибавить, так как температура груза в цистерне ниже +20 °С), равную 0,7520 + 0,0266 = 0,7786, или округленно 0,7785.

Расчет плотности нефтепродуктов

Для того чтобы определить при помощи этой таблицы плотность нефтепродукта при данной температуре, необходимо:

1. найти по паспорту плотность нефтепродукта при +20 °С;
2. измерить среднюю температуру груза в цистерне;
3. определить разность между +20 °С и средней температурой груза;
4. по графе температурной поправки найти поправку на 1 °С, соответствующую плотность данного продукта при +20 °С;
5. умножить температурную поправку плотности на разность температур;
6. полученное в п. «д» произведение вычесть из значения плотности при +20 °С, если средняя температура нефтепродукта в цистерне выше +20 °С, или прибавить это произведение, если температура продукта ниже +20 °С.

Пример №1

Плотность нефтепродукта при +20 °С, по данным паспорта 0,8240. Температура нефтепродукта в цистерне +23 °С. Определить по таблице плотность нефтепродукта при этой температуре.

Находим:

1. разность температур 23 °С – 20 °С = 3 °С;
2. температурную поправку на 1 °С по таблице для плотности 0,8240, составляющую 0,000738;
3. температурную поправку на 3 °С: 0,000738 × 3 = 0,002214, или округленно 0,0022;
4. искомую плотность нефтепродукта при температуре +23 °С (поправку нужно вычесть, так как температура груза в цистерне выше +20 °С), равную 0,8240 – 0,0022 = 0,8218, или округленно 0,8220.

Пример №2

Плотность нефтепродукта при +20 °С, по данным паспорта, 0,7520. Температура груза в цистерне –12 °С. Определить плотность нефтепродукта при этой температуре.

Находим:

1. разность температур +20 °С – ( –12 °С) = 32 °С;
2. температурную поправку на 1 °С по таблице для плотности 0,7520, составляющую 0,000831;
3. температурную поправку на 32 °С, равную 0,000831 × 32 = 0,026592, или округленно 0,0266;
4. искомую плотность нефтепродукта при температуре –12 °С (поправку нужно прибавить, так как температура груза в цистерне ниже +20 °С), равную 0,7520 + 0,0266 = 0,7786, или округленно 0,7785.

Объем, масса, плотность, удельный объем. Приведение к нормальным и стандартным условиям и пересчет

Приведение к нормальным и стандартным условиям

Единицей измерения объема газа является кубический метр (м³). Измеренный объем приводится к нормальным физическим условиям.

Нормальные физические условия: давление 101 325 Па, температура 273,16 К (0 °С).

Стандартные условия: давление 101 325 Па, температура 293,16 К (+20 °С).

В настоящее время эти обозначения выходят из употребления. Поэтому в дальнейшем следует указывать те условия, к которым относятся объемы и другие параметры газа. Если эти условия не указываются, то это значит, что параметры газа даны при 0 °С (273,16 °К) и 760 мм рт. ст. (1,033 кгс/см²). Иногда объем газа (особенно в иностранной литературе и нормах) при пользовании системой СИ приводится к 288,16 °К (+15 °С) и давлению 1 бар (105 Па).

Если известен объем газа при одних условиях, то пересчитать его в объемы при других условиях можно с помощью коэффициентов, приведенных следующей таблице.

Коэффициенты для пересчета объемов газа из одних условий в другие

Для приведения объемов газа к 0 °С (273,16 °К) и 760 мм рт. ст. (1,033 кгс/см²), а также к 20 °С (293,16 °К) и 760 мм рт. ст. (1,033 кгс/см²) могут быть применены следующие формулы:

где V_{0 °С и 760 мм рт. ст.}  — объем газа при 0 °С и 760 мм рт. ст., м³;

V_{20° С и 760 мм рт. ст.} — объем газа при 20 °С и 760 мм рт. ст., м³;

V_P — объем газа в рабочих условиях, м³;

р — абсолютное давление газа в рабочих условиях, мм рт. ст.;

Т — абсолютная температура газа в рабочих условиях, °К.

Пересчет объемов газа, приведенных к 0 °С и 760 мм рт. ст., а также к 20 °С и 760 мм рт. ст., в объемы при других (рабочих) условиях можно производить по формулам:

Любой газ способен расширяться. Следовательно, знание объема, который занимает газ, недостаточно для определения его массы, так как в любом объеме, целиком заполненном газом, его масса может быть различной.

Масса — это мера вещества какого-либо тела (жидкости, газа) в состоянии покоя; скалярная величина, характеризующая инерционные и гравитационные свойства тела. Единицы массы в СИ — килограмм (кг).

Плотность, или масса единицы объема, обозначаемая буквой p, — это отношение массы тела m, кг, к его объему, V, м³:

p = m/V

или с учетом химической формулы газа:

p = M/V_М = M/22,4,

где M — молекулярная масса,
V_М — молярный объем.

Единица плотности в СИ — килограмм на кубический метр (кг/м³).

Зная состав газовой смеси и плотность ее компонентов, определяем по правилу смешения среднюю плотность смеси:

p_см = (p₁V₁ + p₂V₂ + … + p_nV_n)/100,

где p₁, p₂, …, p_n — плотность компонентов газового топлива, кг/м³;
V₁, V₂, …, V_n — содержание компонента, об. %.

Величину, обратную плотности, называют удельным, или массовым, объемом (ν) и измеряют в кубических метрах на килограмм (м³/кг).

Как правило, на практике, чтобы показать, на сколько 1 м³ газа легче или тяжелее 1 м³ воздуха, используют понятие относительная плотность d, которая представляет собой отношение плотности газа к плотности воздуха:

d = p/1,293

и

d = M/(22,4×1,293).

Плотность Нефти — PetroDigest.ru

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.

Плотность как физическая величина

Плотность – это отношение массы тела к занимаемому им объему.

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.

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:

В отличие от России и стран СНГ, за рубежом принято выражать плотность нефти по шкале API, которая была разработана в 1921 году Американским институтом нефти.

Плотность в градусах API рассчитывается из относительной плотности, определяемой при стандартной температуре 15,6 °С (60 °F), по формуле:

Вычислить относительную плотность, зная значение плотности в градусах API можно по обратной формуле:

Таблица соответствия градусов API и относительной плотности нефти (при температуре 15,6 °С):

От чего зависит плотность нефти

Плотность нефтей зависит от множества факторов: в первую очередь от фракционного и химического состава, а также от содержания растворенных газов, условий образования и др.

В частности, чем глубже находятся залежи нефти, тем она легче. Дело в том, что чем глубже залегает нефть, тем она старше, и тем больше в ней накапливаются углеводороды, обладающие минимальной свободной энергией, такие как алканы.

Иногда из этого правила бывают исключения, которые, однако, объясняются вторичными явлениями, например миграцией нефти в верхние пласты.

Калькулятор плотности нефтепродуктов по ГОСТ 3900

Зависимость градиента плотности и температуры от температуры на основе …

Контекст 1

… S — соленость (г / кг), T — температура (° C). Это соотношение плотности (рис. 3) действительно для диапазона температур 0–180 ° C и диапазона солености 0–160 г / кг с точностью ± 0,1%. В предыдущих исследованиях моделирования потока подземных вод, зависящих от плотности, использовались другие уравнения состояния плотности (Таблица 1). Thorne et al. [40] и Langevin et al. [25] подтвердили SEAWATv4 путем моделирования задачи Генри – Хиллеке с диапазонами температуры и концентрации соли, показанными на рис.3. Их линейные приближения для зависимости плотности от температуры показаны на рис. 2. Holzbecher [15] и Tsang et al. [42] использовали нелинейную зависимость плотности от температуры (таблица 1), основанную на эмпирических соотношениях, полученных Тилтоном и Тейлором [41] и Вудингом [49], соответственно. Условия для потока грунтовых вод, зависящего от плотности, в нашем исследовании охватывают большие контрасты температур между обсадной колонной скважины (до 100 ° C) и фоновыми температурами грунтовых вод 15 ° C, а также большие контрасты концентраций солей (0–35 кг / м 3). ).Во-первых, мы исследовали эффект использования нелинейного уравнения плотности в коде SEAWATv4 для эталонного сценария (случай 1) и сравнили эти результаты со сценарием, выполненным с помощью обычного кода SEAWATv4 с использованием уравнения состояния для линейной плотности (случай 1.1. ). Приближение линейной плотности-температуры для условий, рассматриваемых в этом исследовании, было получено из уравнения (1). (8) линейной интерполяцией минимального и максимального значений плотности. Для линейной аппроксимации эталонного сценария (Случай 1.1) использовался диапазон температур 15–80 ° C и среднее значение солености системы водоносных горизонтов (17,5 г / кг). Это приводит к градиенту d ρ / dT, равному -0,434 (рис. 2, случай 1.1). Приближение линейной плотности в этом температурном диапазоне дает отклонение от нелинейной зависимости (уравнение (8) с S = 17,5 г / кг) как на нижнем, так и на верхнем концах, соответственно, с завышенной оценкой и заниженной оценкой градиент плотности-температуры примерно в 2 раза. Чтобы определить влияние отклонений, вызванных линеаризацией зависимости плотности, на моделирование потока, управляемого плотностью, мы также реализовали эмпирическое нелинейное уравнение (Ур.(8)), разработанный Sharqawy et al. [38] в коде SEAWATv4. Был реализован итерационный алгоритм для расчета плотности жидкости по концентрации соли (C s) и температуре (см. Рис. 4). Завершение итерационного процесса устанавливали при разнице относительных плотностей 1 10 — 3. Реализация исходного кода приведена в Приложении A. Мы рассмотрели однородный замкнутый песчаный водоносный горизонт с горизонтальной границей раздела пресных и соленых грунтовых вод на глубине 40 м (10 м над дном водоносного горизонта).Поток грунтовых вод моделировался акси-симметрично в соответствии с подходом Ланжевена [23], который был подтвержден для переноса растворенных веществ [47] и тепла [45]. Мы приняли постоянную эффективную температуру наружной обсадной трубы скважины, чтобы смоделировать тепловые потери из скважины. Аналитические и полевые исследования показали, что во многих случаях температуру забоя на заданной глубине можно считать постоянной [22,35]. Перенос тепла через элементы обсадной колонны скважины можно считать быстрым по сравнению с переносом тепла в окружающий водоносный горизонт и можно считать стационарным [35].Кроме того, мы предположили, что эффективная температура обсадной трубы (T c) постоянна на всей толщине водоносного горизонта, составляющей всего 50 м. Используя решение Рэми [35], это разумное предположение для этого ограниченного диапазона глубин. В осесимметричной переходной модели использовался радиус 500 м и толщина водоносного горизонта 50 м. Разрешение сетки в модельной области составляет r = 0,25 м на z = 0,5 м для [0,5

Контекст 2

… S — соленость (г / кг) ) и T — температура (° C). Это соотношение плотности (рис. 3) действительно для диапазона температур 0–180 ° C и диапазона солености 0–160 г / кг с точностью ± 0.1%. В предыдущих исследованиях моделирования потока подземных вод, зависящих от плотности, использовались другие уравнения состояния плотности (Таблица 1). Thorne et al. [40] и Langevin et al. [25] подтвердили SEAWATv4 путем моделирования задачи Генри – Хиллеке с диапазонами температуры и концентрации соли, показанными на рис. 3. Их линейные приближения для зависимости плотности от температуры показаны на рис. 2. Holzbecher [15] и Tsang et al. [42] использовали нелинейную зависимость плотности от температуры (таблица 1), основанную на эмпирических соотношениях, полученных Тилтоном и Тейлором [41] и Вудингом [49], соответственно.Условия для потока грунтовых вод, зависящего от плотности, в нашем исследовании охватывают большие контрасты температур между обсадной колонной скважины (до 100 ° C) и фоновыми температурами грунтовых вод 15 ° C, а также большие контрасты концентраций солей (0–35 кг / м 3). ). Во-первых, мы исследовали влияние использования нелинейного уравнения плотности в коде SEAWATv4 для эталонного сценария (случай 1) и сравнили эти результаты со сценарием, выполненным с помощью обычного кода SEAWATv4 с использованием уравнения состояния для линейной плотности (случай 1 .1). Приближение линейной плотности-температуры для условий, рассматриваемых в этом исследовании, было получено из уравнения (1). (8) линейной интерполяцией минимального и максимального значений плотности. Для линейной аппроксимации базового сценария (Случай 1.1) использовался диапазон температур 15–80 ° C и среднее значение солености системы водоносных горизонтов (17,5 г / кг). Это приводит к градиенту d ρ / dT, равному -0,434 (рис. 2, случай 1.1). Приближение линейной плотности в этом температурном диапазоне дает отклонение от нелинейной зависимости (уравнение.(8), с S = 17,5 г / кг) как на нижнем, так и на верхнем концах, соответственно, с завышением и недооценкой градиента плотности-температуры примерно в 2 раза. Чтобы определить влияние отклонений, вызванных линейным Для оценки зависимости плотности при моделировании потока, управляемого плотностью, мы также реализовали эмпирическое нелинейное уравнение (уравнение (8)), разработанное Sharqawy et al. [38] в коде SEAWATv4. Был реализован итерационный алгоритм для расчета плотности жидкости по концентрации соли (C s) и температуре (см.рис.4). Завершение итерационного процесса устанавливали при разнице относительных плотностей 1 10 — 3. Реализация исходного кода приведена в Приложении A. Мы рассмотрели однородный замкнутый песчаный водоносный горизонт с горизонтальной границей раздела пресных и соленых грунтовых вод на глубине 40 м (10 м над дном водоносного горизонта). Поток грунтовых вод моделировался акси-симметрично в соответствии с подходом Ланжевена [23], который был подтвержден для переноса растворенных веществ [47] и тепла [45]. Мы приняли постоянную эффективную температуру наружной обсадной трубы скважины, чтобы смоделировать тепловые потери из скважины.Аналитические и полевые исследования показали, что во многих случаях температуру забоя на заданной глубине можно считать постоянной [22,35]. Перенос тепла через элементы обсадной колонны скважины можно считать быстрым по сравнению с переносом тепла в окружающий водоносный горизонт и можно считать стационарным [35]. Кроме того, мы предположили, что эффективная температура обсадной трубы (T c) постоянна на всей толщине водоносного горизонта, составляющей всего 50 м. Используя решение Рэми [35], это разумное предположение для этого ограниченного диапазона глубин.В осесимметричной переходной модели использовался радиус 500 м и толщина водоносного горизонта 50 м. Разрешение сетки в модельной области составляет r = 0,25 м на z = 0,5 м для [0,5

Контекст 3

… лет (рис. 5). Два Появились отчетливые термоконвекционные ячейки: одна в плотной соленой воде на дне водоносного горизонта, а другая в пресной воде.Радиальная протяженность этих конвекционных ячеек со временем увеличивается из-за непрерывной передачи тепла от обсадной трубы скважины. После того, как горячие соленые грунтовые воды достигают верхней части водоносного горизонта, они переносятся в боковом направлении. Затем он постепенно охлаждается и разбавляется, смешиваясь с более прохладной пресной грунтовой водой. Общая масса соли в верхних 25 м, кажется, экспоненциально увеличивается со временем, пока через 30 лет не достигнет линейной тенденции со скоростью ~ 4000 кг / год (рис. 6A). Расстояние до центра солевой массы и максимальное латеральное распространение засоления (R max) показывают быстрое начальное увеличение, после которого увеличение сужается (рис.6B и C). Моделирование эталонного сценария (Случай 1) также было выполнено при разном размере сетки (dr = 0,33 м на dz = 0,33 м) для [0,5

Контекст 4

… ρ T — максимальное изменение плотности жидкости из-за температуры (кг / м 3), а ρ s — максимальное изменение плотность жидкости из-за концентрации растворенного вещества (кг / м 3). Безразмерный анализ чувствительности для всех сценариев приведен в Таблице 4. Во-первых, представлены результаты для эталонного сценария, смоделированного как с помощью стандартного уравнения состояния линейной плотности, так и недавно реализованного нелинейного уравнения.Далее представлены результаты анализа чувствительности (таблица 2). В эталонном сценарии (Случай 1) эффект теплопередачи от горячей обсадной трубы скважины с постоянной эффективной температурой 80 ° C в течение 40 лет моделируется для состояния пресных (0 кг / м 3) подземных вод, лежащих над грунтовыми водами с концентрация солей в морской воде (35 кг / м 3, таблица 2). Случай 1 — это моделирование эталонного сценария с нелинейным уравнением плотности (уравнение (8)). Результаты показывают, что зависящий от плотности восходящий поток грунтовых вод вдоль ствола скважины, вызванный теплопередачей от обсадной трубы скважины, привел к значительному засолению изначально свежей верхней части водоносного горизонта через 30 лет (Рис.5). Возникли две отдельные термоконвекционные ячейки: одна в плотной соленой воде на дне водоносного горизонта, а другая в пресной воде. Радиальная протяженность этих конвекционных ячеек со временем увеличивается из-за непрерывной передачи тепла от обсадной трубы скважины. После того, как горячие соленые грунтовые воды достигают верхней части водоносного горизонта, они переносятся в боковом направлении. Затем он постепенно охлаждается и разбавляется, смешиваясь с более прохладной пресной грунтовой водой. Общая масса соли в кровле 25 м, по-видимому, экспоненциально увеличивается со временем, пока через 30 лет не достигнет линейного тренда со скоростью ~ 4000 кг / год (рис.6А). Расстояние до центра солевой массы и максимальное латеральное распространение засоления (R max) показывают быстрое начальное увеличение, после которого увеличение спадает (рис. 6B и C). Моделирование эталонного сценария (Случай 1) также было выполнено при разном размере сетки (dr = 0,33 м на dz = 0,33 м) для [0,5

Контекст 5

… ρ T — максимальное изменение плотности жидкости из-за температуры (кг / м 3) и ρ s — максимальное изменение плотности жидкости из-за концентрации растворенного вещества (кг / м 3).Безразмерный анализ чувствительности для всех сценариев приведен в Таблице 4. Во-первых, представлены результаты для эталонного сценария, смоделированного как с помощью стандартного уравнения состояния линейной плотности, так и недавно реализованного нелинейного уравнения. Далее представлены результаты анализа чувствительности (таблица 2). В эталонном сценарии (Случай 1) эффект теплопередачи от горячей обсадной трубы скважины с постоянной эффективной температурой 80 ° C в течение 40 лет моделируется для состояния пресных (0 кг / м 3) подземных вод, лежащих над грунтовыми водами с концентрация солей в морской воде (35 кг / м 3, таблица 2).Случай 1 — это моделирование эталонного сценария с нелинейным уравнением плотности (уравнение (8)). Результаты показывают, что зависящий от плотности восходящий поток грунтовых вод вдоль ствола скважины, вызванный теплопередачей от обсадной трубы скважины, привел к значительному засолению первоначально свежей верхней части водоносного горизонта через 30 лет (Рис. 5). Возникли две отдельные термоконвекционные ячейки: одна в плотной соленой воде на дне водоносного горизонта, а другая в пресной воде. Радиальная протяженность этих конвекционных ячеек со временем увеличивается из-за непрерывной передачи тепла от обсадной трубы скважины.После того, как горячие соленые грунтовые воды достигают верхней части водоносного горизонта, они переносятся в боковом направлении. Затем он постепенно охлаждается и разбавляется, смешиваясь с более прохладной пресной грунтовой водой. Общая масса соли в верхних 25 м, кажется, экспоненциально увеличивается со временем, пока через 30 лет не достигнет линейной тенденции со скоростью ~ 4000 кг / год (рис. 6A). Расстояние до центра солевой массы и максимальное латеральное распространение засоления (R max) показывают быстрое начальное увеличение, после которого увеличение сужается (рис.6B и C). Моделирование эталонного сценария (Случай 1) также было выполнено при разном размере сетки (dr = 0,33 м на dz = 0,33 м) для [0,5

Context 6

… линейная форма уравнения состояния плотности используется во многих кодах потока грунтовых вод и теплопереноса, таких как SUTRA [46 ] и HST3D [20].Однако зависимость плотности от температуры на самом деле нелинейна (например, [26,37,38,41,49]). Его можно линеаризовать только с погрешностью δρ / δ T менее 5% для диапазонов температур порядка 2 ° C для низких температур воды (∼ 20 ° C) и для диапазонов температур порядка 10 ° C для более высоких температура воды (∼ 60 ° C) (см. рис. 2). Для широкого диапазона температуры и солености Sharqawy et al. [38] получили эмпирическую нелинейную зависимость плотности, основанную на экспериментально полученных наборах данных как для солености, так и для температуры при давлении 1 атм от Исдейла и Морриса [18] и Миллеро и Пуассона [26]: ρ (T, S) = ( 999.9 + 2. 034 · 10 — 2 т — 6. 162 · 10 — 3 т 2 + 2. 261 · 10 — 5 т 3 — 4. 657 · 10 — 8 т 4) + 802. 0 С — 2. 001 С Т + 1. 677 · 10 — 2 S T 2 1000 1000 …

Плотность Высота | SKYbrary Aviation Safety

Определение

Высота по плотности — это высота по давлению с поправкой на температуру. С точки зрения непрофессионала, это напрямую влияет на летно-технические характеристики любого самолета, и, по сути, это высота, эквивалентная той, на которой самолет «думает» о своих характеристиках.Чем выше высота по плотности, тем ниже летно-технические характеристики самолета, и наоборот.

Плотность и давление / температура

Закон идеального газа для сухого воздуха:

pV = RT

, где:

p = давление воздуха (гПа) (кг · м ^-1 с ^-2 ) V = объем воздуха (м ³ ) R = универсальная газовая постоянная для сухого воздуха (287 Дж кг ^-1 K ^-1 ) T = температура воздуха (K)

Однако для атмосферных применений объем не хорошо определен, и поскольку плотность — это масса на объем, используя массу и объем атмосферы, газовый закон может быть переформулирован:

p = ρRT, где ρ = плотность воздуха

Следовательно,

ρ = p R ^-1 T ^{— 1}

Плотность прямо пропорциональна давлению и косвенно пропорциональна температуре.

По мере увеличения давления при постоянной температуре увеличивается плотность. И наоборот, когда температура увеличивается, при постоянном давлении плотность уменьшается. Плотность воздуха снизится примерно на 1% при уменьшении давления на 10 гПа или повышении температуры на 3 ° C.

Уменьшение плотности приводит к увеличению высоты по плотности, тогда как увеличение плотности приводит к уменьшению высоты по плотности. Принимая во внимание представление о том, что летательный аппарат работает на основе высоты по плотности, на больших высотах с высокими температурами летно-технические характеристики самолета значительно снижаются по сравнению с его относительными характеристиками на этом уровне при стандартных температурах.И наоборот, на более низких высотах с более низкими температурами летно-технические характеристики самолета значительно улучшаются по сравнению с его относительными характеристиками на этом уровне при стандартных температурах.

Плотность воздуха в теплом воздухе уменьшается с высотой быстрее, чем в холодном. Общепринятое значение плотности для уменьшения высоты с высотой составляет 120 футов ° C ^-1 , а в некоторых публикациях статьи могут даже быть упрощены до 100 футов ° C ^-1 .

Плотность и водяной пар

Водяной пар менее плотен, чем сухой воздух.Следовательно, с увеличением количества водяного пара в воздухе при постоянных давлении и температуре плотность воздуха уменьшается. Следовательно, с увеличением количества водяного пара в воздухе при постоянных давлении и температуре высота плотности увеличивается. Однако это увеличение составляет менее одного процента от общей плотности, и поэтому, за исключением областей с низким уровнем в тропиках, влиянием водяного пара на плотность пренебрегают.

Расчет высоты по плотности с учетом барометрической высоты и температуры

Поскольку высота по плотности — это барометрическая высота, скорректированная с учетом температуры, отклонение температуры от значения ISA на этой барометрической высоте необходимо скорректировать, с более низкими температурами, чем стандартные, с понижением высоты по плотности и более высокими температурами повышение плотности по высоте.Будет использован поправочный коэффициент 120 футов ° C ^-1 .

DA = PA + CF (T _a — T _std )

где DA = высота по плотности (фут), PA = высота давления (фут), CF = поправочный коэффициент (120 футов oC ^-1 ) , T _a = фактическая температура (° C) и T _std = стандартная температура (° C)

Расчет высоты по плотности, зная только высоту QNH, температуру наружного воздуха и QNH

Высота по плотности определяется по барометрической высоте , поэтому высота QNH преобразуется в барометрическую высоту.Высота по давлению измеряется по изобарической поверхности среднего давления на уровне моря ISA (1013 гПа), и, таким образом, высота QNH преобразуется в соответствующую высоту по давлению. Будет использован коэффициент преобразования 27 футов гПа ^-1 :

PA = A + CV (1013 гПа — QNH)

, где A = высота QNH (футы), а CV = коэффициент преобразования (27 футов гПа ^{— 1} )

Далее:

DA = [A + CV (1013 — QNH)] + CF [T _a — T _std ]

Стандартная температура на барометрической высоте получается вычитанием 2 ° C для каждые 1000 футов барометрической высоты:

T _{стандарт} = 15 ° C — 2 ° C (1000 футов) ^-1 (PA)

DA = [A + CV (1013 — QNH)] + CF [T — [15 — 0.002 (A + CV (1013 — QNH)]

= A (1 + 0,002CF) + CF (T _a -15) + CV CF (2,026 — 0,002 QNH) — CV (QNH) + 1013 (CV)

= 1,24A + 120 T _a — 33,48 QNH + 32115,24

Связанные статьи SKYbrary

Зависимости поверхностного натяжения жидкости от плотности и температуры

[2] Ян-И Ян, И-Мин Чжу, Цзинь-Лонг Пэн, Цзинь-Цан Чен, Пей-Пей Фэн, Чжун-Ци Хуанг, Избыточные термодинамические функции, полученные из плотностей и поверхностного натяжения ( стр. — или О-ксилол + диметиловый эфир этиленгликоля) между температурами (298.15 и 308.15) К, Журнал химической термодинамики , 41 , стр. 1000 (2009).

[3] Ликема Дж., Флир Дж., Клейн Дж. М., Лермакерс Ф.А.М., Норде В., Ван Влит Т., «Основы взаимодействия и науки о коллоидах», Том III: Интерфейсы жидкость-жидкость, Academic Press (2000).

[4] Роло Л.И., Касо А.И., Кеймада А.Дж., Марручо И.М., Коутиньо Дж.А.П., Поверхностное натяжение гептана, декана, гексадекана, эйкозана и некоторых их бинарных смесей, Journal of Chemical & Engineering Data , 47 , p. 1442 (2002).

[7] Даубер Т.Э., Даннер Р. П., «Таблицы компиляции данных свойств чистых соединений», AIChE / DIPPR, Нью-Йорк (1984).

[9] Рид Р.Р., Праусниц Дж. М., Полинг Б. Е., «Свойства газов и жидкостей», McGraw-Hill, New York, (1988).

[10] ButlerJ.А.В., Термодинамика поверхностей растворов , Философские труды Королевского общества A , 135 , стр. 348 (1932 г.).

[12] Сорен Токсверд, Структура поверхности жидкости с квадратными лунками, Journal of Chemical Physics , 57 , p.4092 (1972).

[13] Тед Дэвис Х. Статистическая механика межфазных свойств многоатомных жидкостей. I. Поверхностное натяжение, Журнал химической физики , 62 , стр. 3412 (1975).

[15] Эберхарт Дж.Г., Поверхностное натяжение бинарных жидких смесей, Журнал химической физики , 70 ,
с. 1183 (1966).

[16] Спроу Ф. Б., Праусниц Дж. М., Поверхностная термодинамика жидких смесей , The Canadian Journal of Chemical Engineering , 45 , стр. 25 (1967).

[20] Джонатан Г.Huddleston, Ann E. Visser, W. Matthew Reichert, Heather D. Willauer, Grant A. Broker и Robin D. Rogers, Характеристика и сравнение гидрофильных и гидрофобных ионных жидкостей при комнатной температуре, содержащих катион имидазолия, Green Chemistery , 3 , стр. 156 (2001).

[21] Цзя-Чжэнь Ян, Син-Мэй Лу, Цзинь-Сон Гуй, Вэй-Го Сюй, Новая теория ионных жидкостей — модель промежутков, часть 1.Плотность и поверхностное натяжение ионной жидкости EMISE, Green Chemistery , 6 , стр. 541 (2004).

[22] В. Халка, Р. Цеков и В. Фрейланд, Особенности границы раздела жидкость / пар ионной жидкости: исследование поверхностного натяжения и вязкоупругости жидкого BMImPF6 при различных температурах, Physical Chemistry Chemical Physics , 7 , стр.2038 (2005).

[23] Гати М.Х., Заре М., Золгадр А.Р., Моосави Ф., Температурная зависимость вязкости и связь с поверхностным натяжением ионной жидкости, Fluid Phase Equilibrium , 291 , p. 188 (2010).

[24] Закон G., Р. Уотсон П., Измерение поверхностного натяжения ионных жидкостей N-алкилимидазолима, Ленгмюр , 17 , стр. 6138 (2001).

[25] Шу-Лян Цзан, Цин-Го Чжан, Мин Хуанг, Бинь Ван, Цзя-Чжэнь Ян, Исследования свойств ионной жидкости EMIInCl ₄ , Равновесия в жидкой фазе , 230 , стр. 192 (2005).

[26] Цин-Го Чжан, Цзя-Чжэнь Ян, Син-Мей Лу, Цзинь-Сун Гуй, Мин Хуанг, Исследования ионной жидкости на основе FeCl ₃ и ее свойств, Равновесия в жидкой фазе , 226 , стр. 207 (2004).

[27] Вандшнайдер А., Леманн Дж. К., Хайнц А., Поверхностное натяжение и плотность чистых ионных жидкостей и некоторых бинарных смесей с 1-пропанолом и 1-бутанолом, Journal of Chemical and Engineering Data, 53 , стр. 596 (2008).

[28] Каррера Г.В.С.М., Афонсо С.А.М., Бранко Л.С., Межфазные свойства, плотности и углы смачивания ионных жидкостей для конкретных задач, Journal of Chemical and Engineering Data , 55 , p.609 (2010).

[29] Луис П.Н. Ребело, Хосе Н. Канонгиа Лопес, Хосе М.С.С. Эсперанса и Эдуардо Филипе, О критической температуре, нормальной точке кипения и давлении паров ионных жидкостей, The Journal of Physical Chemistry B , 109 , стр. 6040 (2005).

[30] Парсафар Г.А., Мейсон Э.А., Линейные изотермы для плотных жидкостей: новая закономерность, The Journal of Physical Chemistry , 97 , стр. 9048 (1993).

[31] Нанда К.К., Объемная энергия когезии и поверхностное натяжение на основе исследования испарения наночастиц в зависимости от размера, Applied Physics Letter , 87 , p. 021909 (2005).

[32] Парсафар Г.А., Керманпур Ф., Наджафи Б., Прогнозирование температурных и плотностных зависимостей параметров среднего эффективного парного потенциала с использованием только уравнения состояния LIR, The Journal of Physical Chemistry B , 103 , п. 7287 (1999).

[33] Маршалл А.Л., Фотохимическое образование перекиси водорода, Журнал Американского химического общества , 54 , стр.4460 (1932 г.).

[35] Парсафар Г.А., Шпор Х.В., Пейти Г.Н., Точное уравнение состояния для жидкостей и твердых тел, The Journal of Physical Chemistry B , 113 , p. 11977 (2009).

[36] Парсафар Г.А., Калантар З., Распространение линейной изотермы на длинноцепочечные алканы, Иранский журнал химии и химической инженерии, 22 , стр. 1 (2003).

[37] Гати М.Х., Бахадори М., Новая термодинамическая закономерность для цезия во всем диапазоне жидкостей, Журнал физической химии B , 105 , стр.1125 (2001).

[38] Алави С., Применение регулярности линейной изотермы к выбранным жидкостным системам, International Journal of Thermophysics, 18 , p. 1035 (1997).

Зависимость показателя преломления чистых жидкостей от температуры и плотности

Показатели преломления и плотности бензола, метанола и четыреххлористого углерода были определены в диапазоне температур от 8 до 50 ° C.Данные были подогнаны к эмпирическому расширению ранее предложенного уравнения Лоренца-Лоренца, которое учитывает изменение поляризуемости α с температурой и плотностью. Зависимость от плотности α при постоянной температуре (пьезооптический эффект) для трех жидкостей очень похожа на ту, что ранее наблюдалась для воды и тяжелой воды, и может быть качественно понята с точки зрения изменений в электронной структуре молекул при сжатии. В отличие от воды и тяжелой воды, которые проявляют значительный термооптический эффект, α практически не зависит от температуры при постоянной плотности для всех трех исследуемых жидкостей.Модель, основанная на температурной зависимости либрационного движения в жидкости, по-видимому, объясняет то, что сейчас кажется аномально большим термооптическим эффектом в воде и тяжелой воде.

У вас есть доступ к этой статье

Подождите, пока мы загрузим ваш контент…

Что-то пошло не так. Попробуйте снова?

% PDF-1.4
%
5 0 obj
>
эндобдж
8 0 объект
(Абстрактный)
эндобдж
9 0 объект
>
эндобдж
12 0 объект
(Вступление)
эндобдж
13 0 объект
>
эндобдж
16 0 объект
(Измерения плотности)
эндобдж
17 0 объект
>
эндобдж
20 0 объект
(Метод подстановки)
эндобдж
21 0 объект
>
эндобдж
24 0 объект
(Материалы)
эндобдж
25 0 объект
>
эндобдж
28 0 объект
(Контрольная вода)
эндобдж
29 0 объект
>
эндобдж
32 0 объект
(Морская вода)
эндобдж
33 0 объект
>
эндобдж
36 0 объект
(Аппарат)
эндобдж
37 0 объект
>
эндобдж
40 0 объект
(Плотности замещения)
эндобдж
41 0 объект
>
эндобдж
44 0 объект
(Сопоставимость солености)
эндобдж
45 0 объект
>
эндобдж
48 0 объект
(Поправки на плотность)
эндобдж
49 0 объект
>
эндобдж
52 0 объект
(Изотопный состав)
эндобдж
53 0 объект
>
эндобдж
56 0 объект
(Химический состав)
эндобдж
57 0 объект
>
эндобдж
60 0 объект
(Содержание силикатов в стандартной морской воде)
эндобдж
61 0 объект
>
эндобдж
64 0 объект
(Содержание силикатов в образцах, использованных для измерения плотности)
эндобдж
65 0 объект
>
эндобдж
68 0 объект
(Поправка плотности к исходному содержанию силикатов)
эндобдж
69 0 объект
>
эндобдж
72 0 объект
(Насыщение воздухом)
эндобдж
73 0 объект
>
эндобдж
76 0 объект
(Соотношение плотности и солености)
эндобдж
77 0 объект
>
эндобдж
80 0 объект
(Физическая модель)
эндобдж
81 0 объект
>
эндобдж
84 0 объект
(Установка 0SW \ (p0 \))
эндобдж
85 0 объект
>
эндобдж
88 0 объект
(Установка 0SW \ (p-p0 \))
эндобдж
89 0 объект
>
эндобдж
92 0 объект
(Сравнение с ТЭОС-10)
эндобдж
93 0 объект
>
эндобдж
96 0 объект
(Атмосферное давление)
эндобдж
97 0 объект
>
эндобдж
100 0 объект
(Высокое давление)
эндобдж
101 0 объект
>
эндобдж
104 0 объект
(Резюме)
эндобдж
105 0 объект
>
эндобдж
108 0 объект
(Выводы)
эндобдж
109 0 объект
>
эндобдж
112 0 объект
(Доступность данных)
эндобдж
113 0 объект
>
эндобдж
116 0 объект
(Приложение A: Эталонная плотность воды)
эндобдж
117 0 объект
>
эндобдж
120 0 объект
(Приложение B: Неопределенность отношения)
эндобдж
121 0 объект
>
эндобдж
124 0 объект
(Конкурирующие интересы)
эндобдж
125 0 объект
>
эндобдж
128 0 объект
(Благодарности)
эндобдж
129 0 объект
>
эндобдж
132 0 объект
(Использованная литература)
эндобдж
133 0 объект
>
эндобдж
143 0 объект>
транслировать
x ڥ rF] _GJ 鼬 8] رڇ 8 8 дюймов (o38 (ޣ T% \} wjn / ^, bnVQdZ% a (Wɫˍ7e? n_57> pc ‘@ D% dC

Влияние температурных изменений плотности на измерение гидростатического уровня

При гидростатическом измерении уровня колебания температуры в среде влияют на точность результата измерения.Но почему это так и как минимизировать влияние температуры на измерение гидростатического уровня?

В сообщении блога «Измерение гидростатического уровня в открытых геометриях и резервуарах» расчет высоты заполнения объясняется более подробно. Измерение гидростатического уровня не зависит от формы сосуда и может быть рассчитано по формуле h = p / (ρ * g).

h: Высота заполнения
p: Гидростатическое давление
ρ: Средняя плотность
г: Плотность
м: Масса
V: Объем

Однако плотность среды (ρ = м / В) подвержена влиянию температуры.В основе этого лежит физический закон, согласно которому объем расширяется при повышении температуры при постоянном давлении. Это означает, что с повышением температуры плотность среды уменьшается и наоборот. Поскольку гидростатическое давление p в открытых сосудах остается постоянным, влияние температуры отрицательно влияет на результат измерения. Следовательно, измеренное гидростатическое давление жидкости всегда следует соотносить с температурой среды.

Пример случая: Отклонения в точности без температурной компенсации

Плотность воды при комнатной температуре (20 ° C) составляет 998.20 кг / м³. Если теперь для расчета теплой воды с температурой 80 ° C предполагается такое же значение плотности, то имеется ошибка измерения 2,7%, поскольку плотность теплой воды при 80 ° C составляет всего 971,79 кг / м³ (см. Основной рисунок). . Для масел и топлива изменение плотности в зависимости от температуры еще больше, и поэтому отклонение измерения составляет прибл. Для того же примера с моторным маслом ожидается 4,5%.

Если вы хотите контролировать только уровень заполнения, а точность играет второстепенную роль, температурная компенсация путем корректировки плотности (см. Основное изображение) не требуется.Этого также не требуется, если в процессе отсутствуют или преобладают небольшие колебания температуры. Если, однако, необходимо точное измерение гидростатического уровня при колебаниях температуры среды, тогда абсолютно необходима компенсация изменения плотности, связанного с температурой. Зная текущую температуру среды, фактическую плотность можно использовать для расчета высоты заполнения. Таким образом предотвращается ошибка измерения, связанная с температурой.

Примечание
Как ведущий производитель гидростатических датчиков уровня, WIKA предлагает большой выбор погружных датчиков давления, также со встроенными функциями измерения температуры.Ваше контактное лицо с удовольствием проконсультирует вас по выбору подходящего продукта.

Простые уравнения для приближенных изменений свойств сырой нефти при изменении температуры

22 апреля 2014 г.

В этой статье описаны простые уравнения для аппроксимации изменений свойств сырой нефти при изменении температуры. Изменения плотности сырой нефти и удельной теплоемкости или теплоемкости можно оценить с помощью графиков и / или более сложного компьютерного моделирования.Для последнего обычно требуется доступ к имитатору технологического процесса и характеристикам сырой нефти. Подходящая настроенная компьютерная модель, вероятно, является наиболее точным методом оценки свойств жидкости, но не всегда доступна. Прямые лабораторные измерения также возможны, если оборудование и пробы масла доступны и требуется высокая степень точности.

Графики, которые изначально были созданы на основе эмпирических данных, могут быть полезны, и их точность подходит для большинства инженерных приложений.Тем не мение; использование данных в последующих вычислениях требует, чтобы пользователи прервали вычисление, нашли число на графике, а затем продолжили вычисление. Представленные простые уравнения аппроксимации кривой обеспечивают необходимые данные, подходящие для использования в электронных таблицах или ручных расчетах.

Плотность сырой нефти

На рис. 1A (1) показано изменение удельного веса в зависимости от температуры для сырой нефти с различной плотностью в градусах API.

Рисунок 1A Зависимость удельного веса сырой нефти от температуры (1)

Этот график сравнивался с данными плотности-температуры из Таблицы D-1, Публикация API 421, «Монографии по экологическому контролю на нефтеперерабатывающих заводах — Управление сбросами воды» (2).Цветные линии на рисунке 1B показывают данные API, наложенные на исходный график. Эти двое показывают хорошее согласие.

Рисунок 1B Данные из публикации 421 API, наложенные на рисунок 1A (данные из (2))

Данные аппроксимации кривой из рисунка 1A привели к уравнению 1 для единиц FPS. Уравнение 2 дает эквивалент СИ.

На рис. 1С показан результат уравнения 1, наложенный в виде цветных линий на исходный график (рис. 1А). Хотя простое уравнение не совпадает идеально, результаты достаточно точны для большинства инженерных расчетов.По сравнению с данными из публикации 421 API, уравнение 1 дает максимальные ошибки + 0,25% и -0,3%.

Рисунок 1C Простое уравнение 1, наложенное на рисунок 1A

Тепловая мощность

Аналогичный подход был использован для разработки простого уравнения для изменения теплоемкости или удельной теплоемкости сырой нефти в зависимости от плотности и температуры в градусах API. Данные, извлеченные из рисунка 2A (1), подверглись регрессии для получения алгоритма, представленного в виде Уравнения 3 для единиц FPS: Уравнения 4 для единиц СИ.Обратите внимание, что алгоритм был разработан для сырой нефти с индексом UOP 11,8 (что указывает на промежуточную, парафино-нафтеновую нефть). Если индекс UOP известен, поправочный коэффициент, показанный на графике, может быть применен к выходным данным по уравнениям 3 или 4.

Рисунок 2A Зависимость теплоемкости сырой нефти от температуры (1)

Результирующее уравнение представлено как Уравнение 3 для единиц FPS и Уравнение 4 для единиц СИ.

Рисунок 2B Простое уравнение 3 наложено на рисунок 2A

Сводка

Простые уравнения обеспечивают приближения для изменения плотности и удельной теплоемкости сырой нефти с различной плотностью в градусах API.Ни один из алгоритмов не обеспечивает идеального совпадения с базовыми данными. Тем не мение; данные из разных источников не всегда коррелируют. На рис. 3A (1) показан альтернативный источник поправки на плотность сырой нефти для различных значений плотности в градусах API и температуры. На рисунке 3B показаны данные из публикации 421 API (цветные линии), наложенные на часть рисунка 3A. К сожалению, совпадение данных ограничено, но очевидно, что существует очень слабая корреляция — даже тенденция увеличения удельного веса в градусах API меняется на противоположную между данными API и данными, представленными на рисунке 3A.Обратите внимание, что тенденция, представленная на рисунке 1A, подтверждается данными из приложения D API 421. Эти данные (из публикации API 421) взяты здесь как наиболее надежные. В целом, рисунок 1A показывает довольно хорошее согласие с данными API, поэтому алгоритм (уравнения 1 и 2) был разработан с использованием данных с рисунка 1A в качестве источника.

Рисунок 3A Поправочный коэффициент плотности сырой нефти (Hankinson et al, 1979) (1)

Рисунок 3B Часть рисунка 3 A с наложенными данными из API 421

цитируемых работ

1.