CC BY
272
УДК 681.2:003.13.001.24
А.А. Мамонов, В.Я. Черепанов, Г.В. Шувалов, О.А. Ясырова СГГА, ФГУП «СНИИМ», Новосибирск
ИЗМЕРЕНИЕ ПЛОТНОСТИ НЕФТЕПРОДУКТОВ И СОЗДАНИЕ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ КОЭФФИЦИЕНТОВ ОБЪЕМНОГО РАСШИРЕНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ
В статье рассмотрены вопросы метрологического обеспечения измерения плотности нефтепродуктов и создания средств измерений плотности и коэффициентов объемного расширения.
A.A. Mamonov, VJa. Tcherepanov, G.V Shuvalov, O.A. Jasyrova
Siberian State Academy of Geodesy (SSGA), Siberian Scientific Research Institute of
Metrology (FGUP SNIIM)
10 Plakhotnogo Ul., Novosibirsk, 630108, Russian Federation pr. Dimitrova 4, Novosibirsk 630004, Russian Federation
MEASUREMENT OF DENSITY OF OIL PRODUCTS AND CREATION OF MEASURING APPARATUSES OF FACTORS OF VOLUME EXPANSION OF OIL PRODUCTS
In article questions of metrological maintenance of measurement of density of
011 products and creation of measuring apparatuses of density and factors of volume expansion are considered.
Плотностью однородного вещества называется физическая величина, определяемая массой вещества в единице объема.
В некоторых отраслях науки и техники в качестве характеристики вещества применяют относительную плотность, которая представляет собой отношение плотности рассматриваемого вещества к плотности другого (условного) вещества при определенных физических условиях. Следовательно, эта величина является безразмерной.
Плотность является одним из наиболее универсальных и доступных для измерения качественных показателей нефтепродуктов. Значение ее необходимо как для оптимизации режимов эксплуатации двигателей внутреннего сгорания, так и учете массы нефтепродуктов. Плотность характеризует химические свойства топлива, фракционный состав, испаряемость. Плотности нефтепродуктов существенно зависят от фракционного состава и изменяются в пределах указанных в табл. 1.
Таблица 1 Значение плотности некоторых нефтепродуктов
Вид нефтепродукта Плотность нефтепродукта, кг/м3
Бензин 710 - 750
Дизельное топливо 800 - 850
Нефть 800 - 950
Мазут ~ 950
Гудрон 990 - 1000
Смолы > 1000
Для нефти и нефтепродуктов плотность является нормируемым показателем качества и на практике подлежит обязательному определению согласно ГОСТ 3900-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности» и ГОСТ Р 51069-97 «Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах АР1 ареометром». Требования к измерительным процедурам при определении массы нефтепродуктов изложены в ГОСТ 8.595-2004 «Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».
Поскольку плотность нефтепродуктов меняется от температуры, то для сравнительных оценок значение плотности принято приводить к стандартной температуре (плотность при температурах 15 или 200 С). Наиболее
распространенными методами измерения плотности ареометрический, пикнометрический и метод гидростатического взвешивания. В последнее время успешно развиваются автоматические методы: вибрационные, ультразвуковые, радиоизотопные, гидростатические. Все методы измерения плотности являются косвенными, в которых об измеряемом параметре судят по результатам, полученным путем прямых измерений массы и объема.
В России стандартизированы два метода определения плотности: ареометрический и пикнометрический по ГОСТ 3900-85.
Рекомендуемые стандартные методы, хотя и обеспечивают необходимую точность, по своему конструктивному исполнению и условиям применения не всегда удовлетворяют требованиям практики, так как в большинстве случаев могут использоваться лишь в условиях стационарных лабораторий . Вместе с тем зачастую возникает необходимость оперативного определения плотности нефтепродуктов в местах их хранения и использования , особенно в полевых условиях. Это обусловливает необходимость создания современных экспресс-методов определения плотности нефтепродуктов.
В настоящей работе рассматривается барботажно-пузырьковый метод определения плотности нефтепродуктов, особенностью которого является то, что информация о плотности снимается в виде количества пузырьков воздуха, выходящих из измерительных трубок, и пропорционального разности давлений. Преимуществом метода является преобразование непрерывной неэлектрической величины - разности давлений - в последовательность дискретного счета пузырьков воздуха при барботаже его через исследуемую жидкость. Измерительная систем состоит из двух измерительных трубок, помещенных в исследуемую жидкость (рис. 1).
В трубки под избыточным давлением подается воздух от компрессора так, чтобы он барботировался через измерительные трубки в режиме одиночных пузырей.
Для указанной системы было получено выражение для определения плотности в виде:
і
Рис. 1. Измерительная система для определения плотности жидкости
Были проведены экспериментальные исследования, в результате которых была подтверждена работоспособность барботажно - пузырькового метода и определены плотности некоторых судовых топлив (табл. 2).
Таблица 2 Плотность нефтепродуктов
Наименование жидкости Плотность жидкости, кг/м3 Плотность жидкости, рассчитанная по экспериментальным данным, кг/м3
Бензин А-80 740 468
Бензин А-92 760 493
Дизельное топливо 3-0,2-40 840 523
Дизельное топливо Л-0,2-40 860 530
Смесь рапсового масла и дизельного топлива 0,5ДТ+0,5РМ 872 554
Моторное масло МС-20сп 905 572
Из таблицы видно, что хотя количественные значения плотности отличаются от реальных значений примерно на 30 %, тем не менее, существует явно выраженная функциональная зависимость разности частот от плотности.
Различие между расчетными значениями и реальными показателями жидкости можно объяснить тем, что в расчетной формуле не учитывается влияние некоторых факторов, которые трудно учесть аналитически: испаряемости жидкости, растворяемости газа в жидкости, охлаждении жидкости при пропускании через нее газа. При измерениях эти факторы можно исключить градуировкой прибора по эталонным жидкостям.
С учетом проведенных исследований была разработана конструкция прибора, предназначенного для измерения плотности ГСМ, и разработана методика его применения для контроля плотности судовых топлив [1,2].
Плотность вещества, как правило, уменьшается с ростом температуры (вследствие теплового расширения) и увеличивается с повышением давления. Зависимость плотности от температуры при постоянном давлении в общем случае выражается уравнением
(2)
где рх - плотность при температуре /|, р2- плотность при температуре ь, р - средний коэффициент объемного теплового расширения в интервале от ^ до
г2 ■
Численно коэффициент р совпадает с относительным изменением плотности при изменении температуры на 1°С, то есть
1
V у эт
р
?др' зт
(3)
где Р - давление.
У многих жидкостей, в том числе нефтепродуктов, не содержащих парафина, наблюдается линейная зависимость плотности от температуры, так что для них справедливо соотношение
Р\ ~ р2
= а
(4)
где а - постоянная для данной жидкости величина, равная тангенсу угла наклона (к оси температур) прямой линии, выражающей зависимость плотности от температуры.
Из соотношения (4) находим:
Ръ= Р\~ ^2 “О _ (5)
Величина а представляет собой среднюю температурную поправку к плотности, показывающую, насколько изменяется плотность данной жидкости при изменении температуры на 1°С.
Сравнивая (2) и (5) получаем, что
Как видно из (6) температурная поправка в некотором интервале температур равна произведению плотности жидкости на средний коэффициент объемного расширения в том же интервале температур.
Для пересчета плотности рг жидкости, измеренной при некоторой температуре ?, на плотность рг0 при нормальной температуре используется зависимость, полученная из уравнения (4):
р20=р1-а( 20-0 ^
Значения а для нефтепродуктов приведены в ГОСТ 3900-85 Поскольку значения поправок являются средними, пересчеты по формулам (2) и (5) могут дать значительные погрешности, если разность температур ^ и г2 велика. Поэтому для определения плотности с большей точностью формулу (5) рекомендуется применять только в тех случаях, когда температура измерения ^ отличается от температуры £2, при которой требуется определить плотность, не более чем на ± 10°С
Между тем большинство месторождений нефти в России находятся за полярным кругом. Температурный фон в зимнее время в этих районах достигает минус (50-60)°С. В этих условиях точный учет массы нефтепродуктов становится невозможным, так как ГОСТ 3900-85 не учитывает влияние сортности нефтепродуктов, вследствие чего нефти из разных месторождений существенно отличаются по своим теплофизическим свойствам, что вносит значительную погрешность в результат определения массы нефтепродукта. Предлагается решение этой задачи путем создания эталонных средств воспроизведения единицы температурного коэффициента объемного расширения, которые позволят определять плотность нефтепродуктов на основе данных по коэффициенту объемного расширения.
В основе предлагаемой работы по обеспечению единства измерений свойств нефтепродуктов в диапазоне низких температур от минус 25°С до минус 60°С лежит метод измерения объемного расширения электрическим методом. При этом дополнительный объем расширенного нефтепродукта измеряется путем измерения емкости эталонного конденсатора, между электродами которого находится жидкость, коэффициент объемного расширения которой измеряется.
Таким образом, проводимые измерения коэффициента объемного расширения нефтепродуктов будут жестко увязаны с единицей электрической емкости, которая воспроизводится Государственным первичным эталоном единицы электрической емкости ГЭТ 107-77.
На основе этих измерений будут создаваться государственные стандартные образцы плотности нефтепродуктов в низкотемпературной области. Это обеспечит обеспечение единства измерений свойств нефтепродуктов в диапазоне низких температур от минус 25°С до минус 60°С
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Ясырова, О.А., Шувалов, Г.В., Жуков, А.Ю. Исследование метрологических характеристик приборов для определения плотности жидкости [Текст] // Специализированное приборостроение, метрология, теплофизика, микротехника: Сборник материалов 4-го Международного
конгресса «ГЕО-СИБИРЬ-2008», 22-24 апреля 2008. - Новосибирск, 2008. - Том 4. - Часть 2. - С. 109-112.
2. Ясырова, О.А., Шувалов, Г.В. Разработка метода определения плотности нефтепродуктов [Текст] // Сборник научных трудов: вып. 6 / сост.
В.А. Глушец. - Омск: Иртышский филиал НГАВТ, 2008. - С. 367 - 370.
© А.А. Мамонов, В.Я. Черепанов, Г.В. Шувалов, О.А. Ясырова, 2011
