Состав нефти и нефтепродуктов

Элементный состав нефти

Поскольку основными соединениями, которые входят в состав нефти, являются углеводороды, то главные химические элементы нефти – это углерод и водород. На долю первого приходится 83–87 % массы нефти, второго – 11, 5–14 %. Кроме того, в небольших количествах нефть содержит серу (до 8 % и более), азот (до 1, 7 %), кислород (0, 1–3, 6 %), а также мышьяк и другие неметаллы и ряд металлов, среди которых наиболее представлены в нефти ванадий и никель.

Следует отметить, что среди других горючих ископаемых нефть содержит наибольшее количество углерода. Сравнительные данные об элементном составе горючих ископаемых приведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1

Элементный состав горючих ископаемых

Наименование	Содержание элементов, % масс.
углерод	водород	другие элементы
Нефть Балаханская (Баку) Усть-Балыкская (Западная Сибирь)	87, 4	12, 5	0, 1
84, 95	12, 5	2, 55
Уголь каменный (Донбасс) бурый (Подмосковье)
81, 3	5, 2	13, 5
74, 8	5, 1	20, 1
Горючие сланцы (Эстония)	76, 6	9, 2	14, 2
Торф сухой (Подмосковье)	57, 7	6, 1	36, 1

 

Соотношение углерода и водорода (С/Н) может характеризовать структурно-групповой состав органической массы топлива. Для различных нефтей это соотношение колеблется в пределах 6–8. Чем выше значение С/Н, тем больше в нефти ароматических углеводородов. Другие элементы представлены в нефтях в основном в виде гетероциклических и метало­органических соединений.

Химический состав нефти

2.2.1. Углеводороды, как известно, составляют основу нефти. В нефтях они представлены алканами, циклоалканами, аренами и гибридными углеводородами (циклоалканоаренами). В редких случаях в малых количествах в нефти могут находиться алкены (Пенсильванская нефть, некоторые нефти бакинских месторождений). При этом соотношение этих углеводородов в нефтях различных месторождений может меняться в широких пределах.

2.2.2. Сернистые соединения встречаются практически во всех нефтях. 70 – 90 % этих веществ концентрируются в остатках – в мазутах и гудронах. Сера содержится в меркаптанах, алифатических сульфидах, моноцикли­ческих сульфидах, производных тиофена, полициклических сернистых соединениях.

2.2.3. Кислородные соединения представлены в нефтях кислотами, фенолами, спиртами, кетонами и эфирами. Они сосредоточены практически полностью в высококипящих фракциях. Нефтяные кислоты – это в основном циклопентан- и циклогексанкарбоновые нафтеновые кислоты. Отмечено также присутствие алифатических кислот с числом углеродных атомов до 21. Доля нефтяных кислот в бакинских и эмбенских нефтях – 0, 8 - 1, 7 %. Фенолы в нефти содержатся в количествах от 0, 01 до 0, 05 %.

2.2.4. Азотистые соединения делятся на основные и нейтральные. Основные представляют собой гетероциклические вещества, содержащие в кольце атом азота, например производные пиридина. Нейтральные соединения – это производные пиррола, индола и карбазола. По массе азотистые соединения в нефтях могут составлять до 3 % и больше.

Кроме перечисленных соединений, в нефтях могут содержаться вещества, включающие одновременно два или более гетероатомов.

Отдельной группой представлены в нефтях металлорганические содинения. Их доля в нефти не превышает тысячных долей процента.

Классификация нефтей

2.3.1. Классификация по структурно-групповому составу. Одной из общепринятых классификаций, отражающих структурно-групповой состав нефти, является классификация, предложенная Грозненским научно-иссле­довательским институтом нефти (ГрозНИИ). В ее основу положено преимущественное содержание в нефти одного или нескольких классов углеводородов. Поскольку из всего многообразия различных классов угле­водородов, известных в химии, в нефти практически присутствуют лишь ее насыщенные представители - алканы (парафины), циклоалканы (наф­тены) и арены (ароматические), - то представленные в этой классификации типы нефтей имеют названия, образованные различными сочетаниями названий перечисленных выше углеводородов.

Парафиновые нефти. Онисодержат значительные количества алканов во всех фракциях нефти. При этом их доля в бензиновых фракциях составляет не менее 50 %, а в масляных – не менее 20 %. Типичные представители – нефти полуострова Мангышлак в Казахстане ( Узеньское и Жетыбайское месторождения).

Парафино-нафтеновые нефти. Такие нефти наряду с алканами включают значительное количество циклоалканов. Содержание аренов в них невелико. Следует отметить, что парафино-нафтеновые, так и парафиновые нефти, содержат смолы и асфальтены в небольших количествах.Второй тип нефтей представляет основные месторождения России – Западную Сибирь (Самотлорское, Советское, Шаимское, Усть-Балыкское и др.) и меж­дуречье Волги и Урала( Ромашкинское, Туймазинское, Ставрополь­ское, А рланское ) и др.

Нафтеновые нефти. Для них характерно содержание циклоалканов во всех фракциях нефти до 60 % и более. Остальные углеводороды, а также смолы и асфальтены находятся в них в небольших количествах. Эти нефти содержат месторождения районов Баку ( Балаханское и Сураханское), реки Эмбы( Доссорское и Маскатское ) и Майкопа.

Парафино-нафтено-ароматические нефти. Такие нефти содержат перечисленные нефти в соизмеримых количествах. Доля твердых парафинов в них составляет до 1, 5 %, смол и асфальтенов до 10 %.

Нафтено-ароматические нефтисостоят в основном из циклоалканов и аренов, причем в более тяжелых фракциях концентрация последних выше. Алканы в таких нефтях присутствуют в незначительных количествах и прак­тически только в легких фракциях. Доля твердых парафинов здесь не пре­вышает 0, 3 %. Доля смол и асфальтенов в этих нефтях достигает 15 – 20 %.

Ароматические нефтисодержат много аренов во всех фракциях. Эти нефти имеют самую большую плотность. К ароматическим нефтям отно­сятся Прорвинская в Казахстане и Бугурусланская в Поволжье.

2.3.2. Классификация по плотности представляет собой первую попытку как-то различать нефти разных месторождений. Согласно этой классификации, выделяют следующие нефти:

легкие – с плотностью ₁₅ ¹⁵ < 828 кг/м³ ( Яринское месторождение);

утяжеленные – с плотностью 828 < < 884 кг/м³ ( Ромашкинское, Самотлорское, Арланское и другие месторождения);

тяжелые – с плотностью ₁₅ ¹⁵ > 884 кг/м³ ( Ярегское месторождение).

Другие авторы делят все нефти по плотности на пять типов:

0 – очень легкие, с плотностью ₄²⁰ 800кг/м³;

1 – легкие, с плотностью 800 < ₄²⁰ < 840 кг/м³;

2 – нефти со средней плотностью 840 < ₄²⁰ < 880 кг/м³;

3 – тяжелые, с плотностью 880 < ₄²⁰ < 920 кг/м³;

4 – очень тяжелые, с плотностью ₄²⁰ > 920 кг/м³.

В легких нефтях, как правило, больше бензиновых фракций, мало смол, асфальтенов и серы. Из них получают высококачественные смазочные масла. Тяжелые же нефти содержат большое количество смол и асфальтенов и являются отличным сырьем для производства битумов.

2.3.3. Классификация по содержанию серы. Такая классификация разделяет все нефти на четыре вида:

0 – малосернистые нефти (с содержанием серы < 0, 5 %);

1 – нефти средней сернистости (0, 5 < S < 1%);

2 – сернистые нефти (1< S < 3 %);

3 – высокосернистые нефти (S > 3 %).

В мире известны месторождения нефти с содержанием серы 9, 6 и даже 14 % масс. Такие нефти состоят почти исключительно из сернистых соединений.

2.3.4. Технологическая классификация. В настоящее время во всем мире, в т.ч. и России принята универсальная классификация, которую называют технологической. По ней все нефти делят на классы (по содержанию серы в самой нефти и в получаемых из нее при разгонке бензине, реактивном и дизельном топливе). Второе деление осуществляется по типам (характеризует выход светлых фракций из нефти, выкипающих до 350 ^оС). Отнесение нефти к той или иной группепроизводится по потенциальному содержанию в ней базовых масел, подгруппе – по индексу вязкости этих базовых масел. Наконец, рубрика вид определяет содержание твердых парафинов в нефти. В обобщенном виде данная классификация приведена в табл. 2.1

Анализируя данные табл. 2.1, можно сделать ряд выводов.

Малосернистая нефть содержит не более 0, 5 % серы при ограничении ее количества в бензиновой и реактивно-топливной фракции 0, 1 %, а в дизельной – 0, 2 %. Это нефть 1-го класса. Если доля серы превышает указанные ограничения хотя бы в одном виде дистиллятного топлива, нефть не может считаться малосернистой.

Сернистая нефть содержит 0, 5 – 2 % серы, при ограничении ее количества в бензине не более 0, 1 %, РТ – 0, 25 %, ДТ –1 %. Если превышен хотя бы один показатель, нефть следует отнести к высокосернистой.

Высокосернистая нефть содержит более 2 % серы при ее концентрации в бензине более 0, 1 %, РТ – более 0, 25 %, в ДТ – более 1 %. Если все

Таблица 2.2

дистиллятные фракции нефти содержат серы меньше, то ее относят к сернистой.

Данная классификация учитывает соотношение фракций в нефтях. По выходу светлых фракций нефти делятся на три типа, а по суммарному содержанию дистиллятных базовых масел – на четыре группы, в зависимости от значения индекса вязкости этих масел – на четыре подгруппы.

При доле твердых парафинов в нефтях < 1, 5 % из этой нефти без депарафинизации можно получить РТ, зимнее ДТ с пределами кипения
200–350 ^оС и температурой застывания < –45 ^оC, а также индустриальные базовые масла. Такую нефть называют малопарафинистой. Если в нефти имеется 1, 5–6 % твердых парафинов и из нее без депарафинизации получают РТ и летнее ДТ с пределами кипения 240–350 ^оС и температуре застывания ниже –10 ^оС, то эту нефть называют парафинистой. Остальная нефть является высокопарафинистой.

 

Контрольные вопросы

1. Назовите элементный состав нефти и содержание этих элементов в нефти.

2. В каких соединениях встречается сера в нефтях? Назовите примеры.

3. В каких соединениях встречается кислород в нефтях? Назовите примеры.

4. В каких соединениях встречается азот в нефтях? Назовите примеры.

5. Расскажите о классификации нефтей по структурно-групповому составу. Приведите примеры.

6. Изложите классификации нефтей по плотности и содержанию серы.

7. Приведите основные положения технологической классификации нефтей.

 

 

 

 

ТЕМА 3.

Физические свойства нефти и нефтепродуктов

Как уже отмечалось, нефть и продукты ее переработки представляют собой сложные смеси углеводородов и гетероорганических соединений. Анализ таких смесей с выделением индивидуальных соединений имеет ограниченные возможности и в практике далеко не всегда необходим. В технологических расчетах при оценке качества нефти и нефтепродуктов используют данные технического анализа, задачей которого является определение ряда физических, химических и эксплуатационных свойств нефтепродуктов.

Химические методы основаны на базе аналитической химии.

Физические методы включают определение плотности, вязкости, температур плавления, замерзания и кипения, оптической плотности, молекулярной массы, теплоты сгорания и некоторых условных показателей (пенетрация, дуктильность и др.).

Физико-химические методы используют, нефелометрию, рН-метрию, спектроскопию, хроматографию, колориметрию, потенциометриюи т.д.

Специальные методы позволяют определить октановое и цетановое числа моторных топлив, химическую стабильностьтоплив и масел, темпе-ратуры вспышки, воспламенения, самовоспламененияи др.

 

Фракционный состав нефтей

Известно, что нефть представляет собой сложную смесь большого количества органических соединений, главным образом углеводородов. Кроме того, в ее состав входит ряд гетероорганических соединений, содержащих серу, кислород, азот, металлы. Понятно, что полностью разделить нефть на индивидуальные соединения невозможно, да это из практических соображений и не требуется. Разделение нефти в промыш­ленных масштабах ведут на фракции, отличающиеся друг от друга преде­лами температур кипения погонов нефти, получаемых при ее перегонке.

В связи с этим важным показателем качества нефти является фрак­ционный состав. При атмосферной перегонке нефти выделяют следующие фракции:

начало кипения – 28 ^оС – углеводородный газ;

28–140 ^оС – бензиноваяфракция;

140–180 ^оС – лигроиноваяфракция (тяжелая нафта);

140–220 (180–240 ^оС) – керосиноваяфракция;

180–350 (220–350; 240–350) ^оC – дизельнаяфракция (легкийилиатмосферный газойль);

> 350 ^оС – мазут.

Фракции, выкипающие до 350 ^оС, называют светлыми. Остающийся в остатке после отгона светлых фракций мазут далее можно направить на дальнейшую перегонку в вакууме. При этом в зависимости от направления переработки нефти выделяют следующие фракции:

350–500 (350–550) ^оС – вакуумный газойль (дистиллят);

> 500 ^оC (> 550) ^оC – вакуумный остаток (гудрон).

300–400 (330–420) ^оС – легкая масляная фракция (трансформаторное
масло);

400 – 450 (420–490) ^оС – средняя масляная фракция (машинное масло);
450 – 490 ^оС – тяжелая масляная фракция (цилиндровое масло);

> 490 ^оC – гудрон.

Фракции, выкипающие, при температурах выше 350 ^оС, называют темными.

Нефти разных месторождений значительно различаются по содержанию тех или иных фракций (например, Самотлорская нефть содержит в среднем 58 % светлых фракций, а Ярегская – 19 %).

 

Плотность

В практике нефтепереработки обычно имеют дело с относительной плотностью. Это безразмерная величина, численно равная отношению массы нефтепродукта при температуре определения к массе дистиллированной воды при 4 или 15 ^оС, взятой в том же объеме. В России в качестве стандартной принята температура определения плотности 20 ^оС. Так как зависимость плотности от температуры в первом приближении имеет линейный характер, то можно записать:

 

= + (t – 20), (3.1)

 

где и - плотности при 20 ^оС и при температуре t^о соответственно;

- средняя температурная поправка к плотности на 1 ^оС.

Формула (3.1) дает хорошие результаты при температурах от 0 до 50 ^оС для нефтей и нефтепродуктов с небольшим содержанием твердых парафинов и ароматических углеводородов. В практике поправку находят по таблицам, где она приведена в зависимости от плотности нефтепродукта, или рассчитывают по формуле:

= 0, 001828 – 0, 00132 ₄²⁰. (3.2)

В России стандартизованы пикнометрический и ареометрическийметоды определения плотности (ГОСТ 3900–85). Существует также метод определения плотности с помощью весов Вестфаля.

В англо-американских странах относительную плотность определяют при одинаковой температуре анализируемого вещества и воды, равной 15, 6 ^оС. Относительную плотность при 20 ^оС в этом случае рассчитывают по формуле:

= - 5 . (3.3)

Плотность большинства нефтей колеблется в пределах 820 – 900 кг/м³. Однако существуют и более тяжелые нефти с плотностью 936 – 959кг/м³ ( Ярегская ), 911кг/м³ ( Вынгинская ), 965 кг/м³ ( Кара-Арнинская ) и более легкие нефти с плотностью 720кг/м³ ( Марковская ) и 783 кг/м³ ( Кулсаринская ). Из зарубежных нефтяных месторождений, имеющих значительные отклонения по плотности от средних значений, следует отметить нефти следующих месторождений:

тяжелые

Какаливо (Мексика) - = 972 кг/м³; Харуко (Куба) - = 977 кг/м³; Боскан (Венесуэла) - = 991 кг/м³; Джела (Италия) - = 1019 кг/м³; Атабаска (Канада) - = 1027 кг/м³.

легкие

Хидли (США) - = 775 кг/м³; Гуарируй (Боливия) - = 750 кг/м³.

Кроме прямых методов определения плотности нефти и нефте­продуктов, существуют также и опосредствованные, в которых рассчитывают по формулам:

 

= 2, 37п_D²⁰ – 2, 112 (для нефти); (3.4)

 

= 1, 9851п_D²⁰ – 2, 0666 (для фракций нефти), (3.5)

 

где п_D²⁰ – показатель преломления нефтепродукта при 20 ^оС.

Последняя формула пригодна для парафино-нафтеновых фракций со значениями п_D²⁰ 1, 5 и 880кг/м³.

Для ароматизованных фракций справедлива формула:

 

= 1, 1885п_D²⁰ - 0, 8775. (3.6)

 

Для узких нефтяных фракций предложена формула:

 

= 2, 841п_D²⁰ – 3, 468. (3.7)

 

Приведенные формулы дают менее точные результаты, чем стандартизованные. Поэтому они применяются для ориентировочной оценки качества нефти и нефтепродуктов.

Наиболее точным является пикнометрический метод определения плотности, а наиболее быстрым - ареометрический.

Плотность в сочетании с другими показателями применяют для определения углеводородного и структурно-группового состава различных фракций.

 

Молекулярная масса

Как и плотность, молекулярная масса является одним из важнейших показателей качества нефтепродуктов. Ее величина определяет среднее значение молекулярной массы тех или иных фракций и дает ориентир о составе этих фракций.

Молекулярная масса нефтей может изменяться в широких пределах и составляет, в основном, 220 – 300. Но известны нефти с отличающимися от этих значений величинами молекулярных масс. Высокие значения молекулярных масс из российских нефтей имеют Ярегская (452), Танатарская (384), Айяунская ( 470), Западно-Сургутская (312), Губ­кинская (180).

В аналитической практике молекулярная масса определяется тремя методами: криоскопическим, эбуллиоскопическим и осмометрическим.

Наиболее часто применяют первый метод с использованием в качестве растворителей нефтепродукта бензола или нафталина. Криоскопия основана на законе Рауля для разбавленных растворов:

 

М = , (3.8)

 

где К – криоскопическая постоянная для данного растворителя;

р – масса растворенного вещества в 1000 г растворителя (моляльная концентрация);

t – понижение температуры замерзания раствора по сравнению с чистым растворителем.

Методы расчета молекулярной массы, основанные на свойствах раз­бавленных растворов, имеют достаточную погрешность. Поэтому для опре­деления точного значения молекулярной массы прибегают к использованию масс-спектрометрического анализа.

При отсутствии возможности прямого определения молекулярной массы нефтепродукта привлекают косвенные методы. Широко известна формула Воинова:

 

М = а + bt +с t² , (3.9)

 

где М – молекулярная масса;

а, b, c – константы, зависящие от класса углеводорода;

t –средняя молекулярная температура кипения, ^оС.

Для парафиновых фракций эта формула принимает следующий вид:

 

М = 60+ 0, 3t +0, 001с t² , (3.10)

 

а с учетом химического состава нефтяной фракции:

 

М = (7К – 21, 5) + (0, 76 – 0, 04К)t - 0, 00245 t² , (3.11)

 

где К – характеризующий фактор, вычисляемый по формуле:

 

К = 1, 216 .(3.12)

Расчетная величина К обычно имеет значения в пределах 10–12, 5.

Молекулярную массу узких 10-градусных фракций сернистых и высокосернистых нефтей более точно можно рассчитать по формуле:

 

М = (160 – 5К) – 0, 075t +0, 000156Кt² . (3, 13)

 

Вязкость

Этот показатель характеризует текучесть нефтепродукта. Он применяется при оценке запасов нефти, проектировании разработки месторождений нефти, выбора условий транспортировки и схемы переработки нефти. Этот показатель также входит в стандарты таких нефтепродуктов, как дизельное топливо, смазочные масла и др. Для большинства нефтей кинематическая вязкость ( ₂₀) при 20 ^оС составляет от 4 до 40 мм²/с. Однако существуют и намного более вязкие нефти, например, Мартышинская ( ₂₀ = 106 мм²/с), Ярегская ( ₂₀=186 мм²/с). Из зарубежных нефтей высокую вязкость имеют венесуэльские нефти месторождений Бачекеро и Лагунильяс ( ₂₀ = 200 мм²/с), мексиканская нефть месторождения Наранхос ( ₂₀ = 178 мм²/с) и др.

Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость. Динамическая вязкость (обозначается ) – это отношение действующего касательного напряжения к градиенту скорости, которое возникает при движении жидкости. Единица измерения Па^.силиМПа^.с. Величина, обратная вязкости, называется текучестью. В основе измерения величины динамической вязкости путем измерения времени истечения жидкости через капиллярную трубку лежит формула Пуазейля:

 

= , (3.14)

 

где Р – давление, при котором истекает жидкость;

V – объем жидкости, протекающей через капилляр;

L – длина капилляра;

– время истечения жидкости;

r – радиус капилляра.

Определение динамической вязкости сопряжено с рядом технических трудностей, поэтому чаще проводят измерение кинематической вязкости, которая есть отношение динамической вязкости к плотности.

 

= / (3.15)

 

Единица кинематической вязкости м²/с или чащемм²/с.

Сущность метода определения кинематической вязкости состоит в замене давления (внешней силы) давлением столба жидкости, равным произведению высоты столба жидкости, плотности жидкости и ускорения силы тяжести. Эта замена упрощает методику определения вязкости и позволяет применить ее в стеклянных устройствах – вискозиметрах различ­ных конструкций.

Кинематическую вязкость обычно измеряют при 20, 50 и 100 ^оС по времени истечения жидкости через капилляр известной длины и сечения.

Определение условной вязкости также связано с истечением жидкости (через трубку сечением 5 мм) под действием силы тяжести. Условная вязкость – безразмерная величина, равная отношению времени истечения жидкости при 20 ^оС ко времени истечения воды при этой же температуре. Единица измерения – условные градусы (^оВУ). Метод применяют для жидкостей с непрерывной струей в течение всего испытания и для тех жидкостей, у которых нельзя определить кинематическую вязкость по
ГОСТ 33 – 82. Условную вязкость применяют для котельных топлив (мазута), кинематическую – для дизельных топлив и смазочных масел (ньютоновские жидкости), динамическую – для битумов, тяжелых нефтей, и нефтепродуктов (неньютоновские жидкости), ее определяют в ротационных вискозиметрах.

На вязкость существенно влияет температура. Между ними существует обратная зависимость. Вязкостно-температурные свойства зависят от фракционного и структурно-группового состава нефтепродукта. Наименьшей вязкостью и наиболее пологой кривой вязкости обладают алифатические углеводороды, а наиболее крутой – ароматические углеводороды, особенно би- и полициклические.

Известны эмпирические зависимости вязкости от температуры. Для узких фракций применима формула Вальтера:

 

lglg( + 0, 8) = 2, 98(3, 698 – lgT) (1 - ) – 4, 763, (3.16)

 

где - кинематическая вязкость при заданной температуре, мм²/ с;

t_кип – среднеобъемная температура кипения фракции, ^оС;

Т – температура опыта.

Кинематическую вязкость при 20 и 50 ^оС прямогонных керосиновых, дизельных и газойлевых фракций, имеющих плотность 770 – 900 кг/м³, а также сернистых и высокосернистых нефтей можно рассчитать по формулам:

 

lnln( ₂₀ +0, 5) = 14, 83 - 12, 035; (3.17)

 

lnln( ₅₀ +0, 5) = 17, 25 - 14, 535. (3.18)

 

Условную вязкость можно перевести в кинематическую и обратно по следующим формулам.

Для значений кинематической вязкости = 1 – 120 мм²/с:

_t = 7, 31(BУ) _t – 6, 31/(BУ) _t. (3.19)

 

Для значений кинематической вязкости > 120 мм² /с:

 

_t = 7, 84 (BУ) _t (3.20)

или

(BУ) _t = 0, 135 _t. (3.21)

 

Для оценки вязкостно-температурных свойств масел применяют показатель «индекс вязкости». Индекс вязкости (ИВ) – это отношение кинематических вязкостей нефтепродукта, измеренных при 50 и 100 ^оС.

 

ИВ = ₅₀ / ₁₀₀. (3.22)

 

Индекс вязкости характеризует пологость вязкостно-температурной кривой при высоких температурах, когда сама вязкость меняется мало.

В мировой практике широко используется индекс вязкости Дина и Дэ­ви­са. Он характеризует отношение вязкости исследуемого масла при 37, 8 ^оС (100 ^оF) и 98, 9 ^оС (210 ^оF) к вязкости при этих температурах эталонных масел, вязкость которых при 98, 9 ^оС была бы равна вязкости испытуемого масла в условных единицах (секунды Сейболта ). Индекс вязкости одного эталонного масла принят равным 100 ( Пенсильванская нефть парафинистая), а другой 0 (смолистая нефть Мексиканского побережья ). Далее по таблицам находят, чему равна вязкость этих эталонных масел при 37, 8 и 98, 9 ^оС, и подбирают для сравнения из двух наборов (серий) эталонных масел (с индексами вязкости 0 и 100) эталонные масла, у которых вязкость при 98, 9 ^оС равна вязкости испытуемого масла при этой же температуре. Затем по таблицам надо найти, чему равна вязкость этих эталонных масел при 37, 8 ^оС, и вычислить индекс вязкости Дина и Дэвиса по формуле:

 

ИВ = [(L –X)/(L – H)] 100, (3.23)

 

где L – вязкость эталонного масла при 37, 8 ^оС с ИВ = 0;

Н – вязкость эталонного масла при 37, 8 ^оС с ИВ = 100;

Х – то же для испытуемого масла.

Температурный коэффициент вязкости (ТКВ) характеризует зависимость вязкости от температуры в интервале от 0 до 100 ^оС. Исходными данными для расчета являются значения кинематической вязкости при 20, 50 и 100 ^оС. Расчет ведут по формулам:

 

ТКВ_0-100 = ; (3.24)

 

ТКВ_20-100 = . (3.25)

 

Следовательно, ТКВ представляет собой отношение градиента вязкости в пределах температур, принятых для оценки качества масла к абсолютному значению вязкости при 50 ^оС, т.е. при средней температуре принятого интервала температур.

 

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: