Здравствуйте!
Я проектировал емкости резервного хранения топлива (дизель) для котельной. От резервуаров до котельной около 50м. Проект был сдан и поступил на рассмотрение в экспертизу. Все нормально серьезных вопросов у экспертов нет кроме одного - требуют гидравлический расчет трубопроводов ДТ. У меня есть программка, все бы ни чего, но она требует задания свойств продукта хотя бы при двух значениях температуры. Кроме как в ГОСТе на ДТ я больше ничего не могу найти. Посоветуйте что-нибудь.

Зравствуйте, Алексей.
Здесь уже обсуждался этот вопрос - почитайте мой пост
http://forum.abok.ru/index.php?s=&show...st&p=368086
ну и за одно всю эту тему.
Для расчёта гидравлического режима трубопровода Вам нужны параметры - вязкость и плотность при соответствующей температуре, потом - цетановое число и температура застывания. Вот они:
Дизельное топливо летнее: цетановое число не ниже 45, плотность при 20С не более 860 кг/м3, вязкость при 20С от 3 до 6 мм2/с, температура застывания -10С.
Летнее дизельное топливо применяется до 0С.
Дизельное топливо зимнее: цетановое число 45, плотность при 20С не более 840 кг/м3, вязкость при 20С от 1,8 до 5 мм2/с, температура застывания -35С.
Зимнее дизельное топливо применяется до -30С.
Арктическое дизельное топливо: цетановое число 40, плотность при 20С не более 830 кг/м3, вязкость при 20С от 1,4 до 4 мм2/с, температура застывания -55С.
Аркт. дизельное топливо применяется до -50С.
Если нужен пересчёт на изменение состава-

Нажмите для просмотра прикрепленного файла

Большое спасибо, уважаемый Рубен.
Почитал. ГОСТ 305 я уже наизусть знаю. А вот химикофизический справочник, или еще что на эту тему, найти не могу.
Программка у меня требует весовой или объемный состав по компонентам.
Или явное задание свойств: теплоемкость, теплопроводность, кин. вязкость, давление насыщенных паров и плотность – все это при двух, а лучше трех, значениях температуры.

Ну раз Вы знаете ГОСТы наизусть, то обьяснять будет легче.
Итак, главное – дизтопливо – это не чистое вещество с определенной формулой, а смесь большого количества нефтепродуктов. Отличие в свойствах от остальных жидкостей заключается в температурах кипения. Нефтяники договорились дизтопливом называть смесь, (его ещё называют соляровым маслом или газойлем), 50% которого выкипает до 255(Марка Аркт)…280(Марка Л), а 96% - соотв до 330…360 град.В нефти дизтоплива прямого гона – примерно 17…20 %.
Итак Ваши вопросы

Весовой или объемный состав по компонентам.

Смесь совершенно невообразимая, зависящая от месторождения, однако средний состав примерно изучен – парафиновые УВ – (10-40%), нафтеновые УВ – (20-60%) и ароматические – УВ (14-30%) углеводородов и их производных средней молекулярной массы 110-230, выкипающих в переделах 170-360 градусов по Цельсию. Элементарный состав одного дизтоплива я уже приводил.


Или явное задание свойств: теплоемкость, теплопроводность, кин. Вязкость, давление насыщенных паров и плотность – все это при двух, а лучше трех, значениях температуры.


1.Плотность.

Если известна плотность при какой то температуре, то плотность любого нефтепродукта принято измерять из формулы:
R20=Rt+g*(t-20)
Здесь R20 – плотность дизтоплива при 20 градусах, берите по ГОСТу 860 кг/м3
Rt – искомая плотность
G – средняя температурная поправка, берется по таблицам по плотности, для плотности 860 G равно 0,000686
T – температура

2. Вязкость.

Я уже приводил файл с расчётом вязкости. Чтобы Вам было проще, привожу значения вязкости, вычисленные по этим формулам

Нажмите для просмотра прикрепленного файла



3.Давление насыщенных паров дизтоплива берите из таблицы


Темп, °С Давл. нас.пар.
-10 - - 74
-5 - - 105
0 - - 147
5 - - 203
10 - - 277
15 - - 375
20 - - 500
25 - - 661
30 - - 865
35 - - 1300

4.Теплоемкость, теплопроводность


Считается по таким формулам

Нажмите для просмотра прикрепленного файла


5. Вязкость ещё можно пересчитывать по формуле Вальтера (двойной логарифм) или по логорифмической диаграмме ( прямые 13(Л) и 15(З):

Нажмите для просмотра прикрепленного файла

Кажется всё. Удачи

ruben, по сообщению #3 можете что подсказать?
http://forum.abok.ru/index.php?showtopic=35763

Могу подсказать. Книга Равич М.Б. Эффективность использования топлива, 1977 г, стр.221 Таблица 104 - определяете состав продуктов сгорания дизтоплива
И в главе 8 приводится методика расчёта энтальпии (У Равича называется - Располагаемое тепло продуктов сгорания) по расчетным объемам продуктов сгорания.
Равич где-то на АВОКе был. Если у Вас его нет - я найду у себя и поделюсь.
Кроме этого подробно расчёт с таблицей энтальпий приводится в
http://www.ref.by/refs/81/18522/1.html

Спасибо ruben. Есина читал. Равича посмотрю

Может вот это сгодится?

Смотрите внимательно таблицу свойств диз. масла. Плотность при 20 град у диз.масла - 891,1 кг/м3, а по ГОСТу 305–82 плотность дизтоплив ограничена 830...860 км3. Все остальные свойства, как считают нефтянники, находятся в корреляции с величиной плотности. Продукт с плотностью 891,1 не может быть дизтопливом, поэтому этими данными пользоваться нельзя.

Огромное спасибо Рубен. Я очень долго все это искал.
Вы не подскажете, из какой книги, справочника взяты данные.
Заранее спасибо.

Подскажу.
Нажмите для просмотра прикрепленного файла
Нажмите для просмотра прикрепленного файла
Нажмите для просмотра прикрепленного файла
Нажмите для просмотра прикрепленного файла

Кроме этого, что-то из печатной работы С.Г. Каспарова "Свойства мазутов и других жидких топлив". Этой работы к сожалению в электронном виде нет, она была написана давно.

Определение теоретической плотности топлива по ГОСТ 3900-85 МИ -3632-2001
http://www.segail.ru/plotnost.html

До 1987 года плотность нефти и нефтепродуктов определялась по ГОСТ 3900-85 "Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности", сущность которого заключалась в погружении ареометра в испытуемый продукт, снятии показания по шкале ареометра при температуре определения и пересчете результатов на плотность при температуре 20°С с точностью до третьего знака после запятой. Сейчас этот ГОСТ уже отменили.
В 2003 году Государственной системой обеспечения единства измерений введен в действие ГОСТ Р 8.595-2002 "Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений". Согласно п.4.5, п.а) данного ГОСТ с 01.09.2003 года определение плотности нефтяного продукта производится по ГОСТ Р 51069-97 с приведением плотности при температуре 15°С с использованием таблиц пересчета ASTM Д 1250-80 "Стандартное руководство по применению таблиц измерения параметров нефти и нефтепродуктов".
Ну собственно говоря, это всё относится к расчёту объемов нефтепродуктов при перекачках, наливных операциях и т.д., где даже изменение в методике в четвертом знаке может знающего человека обогатить на миллион. А так, если Вам не нужно обогащаться, берите смело и по ГОСТу 3900-85. Кстати этот метод абсолютно не точен. Уже давно признано, что измерение плотности нефтепродуктов пикнометром намного точнее, из-за точного учёта относительных ошибок метода.
Резюме - не парьте себе мозги там, где это совершенно не нужно. Даблсорри.

Добрый день.

Уважаемый Ruben, подскажите, пожалуйста, где можно получить информацию по зависимости вязкости мазута от температуры. Я так понял можно применить формулу Вальтера, однако значения коэфициентов найти не удалось.

Буду очень признателен за любую помощь.

Смотря для чего Вам это нужно. Если вычисление температурного прироста вязкости делается для приблизительной оценки(например расчёт гидравлического режима мазутопровода или количества тепла с паром чтобы достичь необходим вязкости перед форсункой), то формула Вальтера подойдет.

Напомню lg lg (n*10^6 + 0,8)=A-B*lg(t+273)

n – кин. вязкость в мм2/сек

эти коэффициенты в формуле Вальтера равны

Для флотских мазутов также как и для солярки

А=-1,38 В=2,51

Для мазута М-40

А=-2,25 В=4,64

для мазута М-100

А=9,855 В=3,745

Если вычисления должны выполняться с требуемой точностью, то формула Вальтера не применима. Дело в том, что формула двойного логарифмирования даёт огромную погрешность (т.е. в теории погрешности относительная погрешность функции есть сумма производных функции по каждому аргументу) в вычислениях. Попробуйте дважды взять производную логарифма. Поэтому то и двойное логарифмирование выпрямляет в линию сильно вогнутую кривую.
И кроме этого. Как это не удивительно, вязкость мазута от температуры более или менее описывается в узком диапазоне температур 20…100 градусов. Ниже – мазут начинает вести себя как неньютоновская ( т.е. не подчиняющаяся закону Ньютона о вязкости) жидкость с реологическими свойствами и учитывать уже надо в большей степени скорость сдвига. А при больших температурах вязкость мазута практически от температуры не зависит. Вот так.
Поэтому самым лучшим методом описания зависимости вязкости от температуры есть натурный эксперимент с применением вискозиметра Пинкевича или ВПЖ(ГОСТ 33-2000). Если уж очень надо точно знать вязкость – засучите рукава, доставайте вискозиметр, если не Пинкевича то хотя бы кастрюльку Энглера, потом условную пересчитаете в кинематическую вязкость, и почувствуйте себя учёным нефтяником – изучайте вязкость мазута в любом температурном диапазоне.

Ruben, спасибо за ответ.

Эти данные мне необходимы для расчета расхода мазута методом переменного перепада давления, с применением специальных сужающих устройств по РД 50-411.

Подскажите, пожалуйста, какие еще средства измерений применяют при измерении расхода мазута? При каких параметрах (давление, температура) производится прокачка мазута?

Можно ли зная вязкость при одной температуре, пересчитать на другую температуру. По аналогии с плотностью: знаем плотность при 20 или 15 гр. Ц. можно расчитать плотность при рабочем давлении и температуре.

Спасибо.

Измерение расхода мазута с помощью сужающих устройств - это пальцем в небо.
Используйте массомеры на силе кориолиса - это будет намного точнее.

1. Давайте немного вспомним схемку мазутного хозяйства. Есть резервуары, где хранится мазут. Температура мазута M-100 в резервуарах поставленного на холодное хранение должна быть не менее 30°С. Это делается для предотвращения выпадения в осадок смол и асфальтенов и нормальной работы циркуляционных насосов в период пуска.
В режиме горячего резерва мазутопроводы заполнены мазутом и осуществляется постоянный проток мазута, подогретого до температуры 75-80 °С, через два неработающих насоса 2 подъема по главным напорным мазутопроводам, мазутному кольцу котельного отделения, трубопроводу рециркуляции, коллектору рециркуляции в расходный резервуар (в зависимости от протяженности трассы мазутопроводов для уменьшения гидравлических потерь температура мазута может быть повышена до 100 °С).
Наконец при работе мазутного хозяйства температура мазута М-100 перед форсунками должна быть не менее 100…130 градусов. Я встречал работы, где рекомендуется доводить температуру мазута до 200 градусов.
Ну, основным фактором Вашего нагрева конечно должна быть не температура, а вязкость мазута. Греть мазут надо так, чтобы вязкость мазута, подаваемого в котельную, была не более: для механических и паромеханических форсунок - 2,5°ВУ (16 мм2/с), для паровых и ротационных форсунок - 6°ВУ (44 мм2/с). При этом температура мазута в резервуаре и других приемных емкостях должна поддерживаться не ниже 80 градусов и не выше температуры на 15°С ниже температуры вспышки топлива (в закрытом тигле), но не выше 90°С.
Вот здесь и требуется знание свойств «вязкость – температура». Грамотный инженер будет греть мазут не более и не менее тех величин, которые обеспечат вязкость на необходимом уровне, соблюдая баланс потерь тепла на нагрев мазута и тепла для обеспечения распыла топлива.
Давления по трассе мазутопроводов зависят от исходного давления перед форсунками. Для паромеханических форсунок на ТЭЦ держат давления порядка 18...20 кгс/см2, для паровых - 6...8 кгс/см2. Тип форсунок может диктовать разные значения давления
Теперь Вы спрашиваете, можно ли зная вязкость при одной температуре, пересчитать на другую температуру
Да можно, по формуле Вальтера. Если Вы решите систему двух уравнений:

lg lg (n1*10^6 + 0,8)=A-B*lg(t1+273)
lg lg (n2*10^6 + 0,8)=A-B*lg(t2+273)

Легче это сделать с помощью логорифмической диаграммы ВТИ, которую я уже приводил. Приведу ещё раз.

Нажмите для просмотра прикрепленного файла

Теперь по поводу средств измерений. Если Вы измеряете вязкость мазута в пределах температур 20 и выше, то самым точным прибором определения динамической вязкости является вискозиметр Геплера – калиброванный шар падает в мазуте и замеряется время его падения. Кстати очень простой в работе и в расчётах. Есть масса приборов, уточняющих этот вискозиметр, но суть не изменяется. Причем теория этого метода достаточно не изучена, но прибор очень точен. На некоторых мазутных хозяйствах России (законодатели тут – челябинцы, по-моему инженер Мелехов, я фамилию могу и перепутать) внедрён автоматический вискозиметр на основе падающего шарика – гляньте в Инете.
Далее, по мере ухудшения точности идут капиллярные вискозиметры Пинкевича, ВПЖ, ВПН и так далее. И самым грубым, но в то же время удобным является вискозиметр Энглера – сосуд где измеряют скорость вытекания мазута и сравнивают со скоростью вытекания воды – так наз. Условная вязкость или ВУ.
Ну а если Вам повезет и Вы будете изучать реологическую вязкость мазута при температурах ниже 20 градусов, то тут приборов очень много, и самый лучший – немецкий Реотест -2 – вращающийся вертикальный цилиндр. Знакомый мне по бессонным ночам, проведённым в лаборатории нефти и химии.

Добрый день

Ruben, спасибо за развернутый ответ.

Номограмма, я так понимаю, из "Свойства мазутов и других жидких топлив" С.Г. Каспарова.

Если да, то где ее можно купить?

Пожалуйста.
Да Вы не ошиблись, такая диаграмма ВТИ как и всё о чём здесь было сказано есть в книге С.Г. Каспарова. К сожалению эту книгу можно найти только в технических библиотеках и в электронном виде её нет. То же - касательно большинства книг по жидким топливам, которые являются основополагающими в этой области - Геллер, "Мазут как топливо", Белоцерковский, "Сжигание высокосернистых мазутов" и т.д.
Но сама диаграмма конечно же была предложена Всесоюзным Теплотехническим Институтом ещё в 70-х годах и она есть во многих изданиях, в том числе и электронных. Например в книге Адамова, которой я с удовольствием поделюсь с форумчанами, см. стр. 12

Нажмите для просмотра прикрепленного файла

Здраствуйте Ruben

Есть ли уровнения прямых для получения функции зависимости плотности от температуры
по ГОСТу Р 51069-97
Как например по ГОСТу 3900-85 Статья Александра Игнатова
Современная АЗС.2005.№1,6.
Дизельное топливо зимнее (ДТ З)
p(t)=-0,00069 Х t + 0,83200

Ваш вопрос очень объёмен и на него однозначно и в рамках имеющего у меня времени ответить трудно.
Суть всех расчётов заключена в определении объёмных коэффициентов расширения с температурой и давлением – большого смысла тут нет, обычно все расчёты коррелируются только с величиной плоности нефтепродукта при стандартной температуре – 20 или 15.
Разделим измерения массы нефтепродукты на экспресс- методы, исследовательские и стандартные. Измерения при экспресс методах вполне достаточно делать по формуле, которую я приводил
R20=Rt+g*(t-20) g можно брать по таблице к примеру в приведенной мной книге
http://forum.abok.ru/index.php?act=attach&...st&id=25627
стр. 13 - 14
В исследовательских работах обычно сужают рамки изучения, выдавая формулы по месторождению нефти или по корреляции с химсоставом. Таких работ очень много, в частности в журнале «Химия и технология топлив и масел» такие формулы зависимости плотности от температуры попадаются очень часто.
И наконец измерения массы стандартными методами. ГОСТ Р 51069-97 не действует на территории Украины, и цифры и методики приведенные там мне как говорится не указ. Кроме этого в Росии основополагающим является ГОСТ Р 8.595-2002 - МАССА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К МЕТОДИКАМ ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ

Нажмите для просмотра прикрепленного файла

В этом ГОСТе измерения плотности делятся на :
- прямые методы динамических и статических измерений;
- косвенные методы динамических и статических измерений;
- косвенное методы, основанном на гидростатическом принципе.

Там нет готовых уравнений, опять таки принцип расчета связан с определением по таблицам объемных коэффициентов расширения нефтепродуктов в зависимости от плотности при стандартной температуре и методик измерения плотности
А вот таблицы в этом ГОСТе уже применены не российские а международные - ASTM Д 1250-80 Стандартное руководство по применению таблиц измерения параметров нефти и нефтепродуктов.

Резюме. Формула везде одна - поправка на температурное расширение нефтепродукта умноженная на разницу температур прибавляется к плотности измеренной при другой температуре. А поправка вычисляется при стандартной плотности. А вот значения этих коэффициентов следует брать в зависимости от точности, региона, методики и т.д.

Ruben мы ведем складской учет топлива по физическим изменениям применяя данную формулу
прошу Ваш коментарий

ГОСТ 3900-85 летний

m.гост=V.ттн*(-0,00068*t.ттн+0,84058)
Где:
m.гост-определение массы объема топлива по ГОСТ 3900-85 летний, при температуре указанной в таварной накладной.
V.ттн-объм топлива указанный в накладной.
t.ттн-температура топлива указанная в накладной.

P.гост=-0,00068*t.факт+0,84058
Где:
P.гост-определение плотности по ГОСТ 3900-85 при фактической температуре.
t.факт-фактическая температура топлива в емкости.

V.изм=m.гост/P.гост-V.ттн
Где:
V.изм-определение изменений объема топлива сжатие расширение

Прошу тайм-аут на раздумья до понедельника

Ruben для наглядности
Нажмите для просмотра прикрепленного файла

Значение в формуле 0.00068 должно быть -0.00068

Здравствуйте ув. resurs.
Дошли руки до Вашей АЗС. С удовольствием разобрался в Ваших расчётах и ничего криминального при этом я не обнаружил. Вы считаете абсолютно верно. Итак по порядку.
1.Ваша формула расчёта изменений верна. Она получается из выражений:
dV= Vфакт - Vтн
Vтн*ртн=Vфакт*рфакт=m (не изменяется с нагревом)
Vфакт = Vтн * ртн / рфакт
Наконец
dV= Vфакт - Vтн = Vтн * ртн / рфакт – Vтн

2. Далее. Цифры, которыми Вы пользуетесь я тоже получил независимо от Вас простым аппроксимированием данных ГОСТа 3900-85 стр. 19. Я рассуждал сл. образом.
Ваши данные – плотность при 20 град – 0,82698 это средняя между 5 и 6 й колонкой таблицы 19 ГОСТа 3900-85 (когда температура замера равна 0). Т.е. это колонка плотностей 0,84. При аппроксимировании более точно получается 0,842. То есть получается что при показании ареометра при 0 градусов 0,84 по таблице следовало бы пересчитать её до величины 0,8265 – первый ряд, при показании 0,84 при температуре 10 градусов величину следовало бы пересчитать на 20 градусов до 0,8333. И наконец если бы Вы делали замеры при 20 градусов, то показания таблицы -0,84 пересчитывать не надо было бы.
Затем я аппроксимировал в Excel ряд цифр значения плотностей колонки 0,84 и температур от 0 до 20 и получил формулу пересчёта в плотность при 20 градусов
р20 = 0,82698+0,000683*t =const=0,84
Аппроксимировать надо не линией, а полиномом 2 степени, тогда цифры получаются нужной точности, а лучше это сделать в Maple
В результате мы имеем две простенькие формулы:
1. Определение плотности дизтоплива на любую фактическую температуру
р20 = 0,82698+0,000683*t =const=0,84 откуда
pфакт+0,000683*tфакт =const=0,84 или 0,8402 (если аппроксимировать ещё и по плотности)
pфакт=0,8402-0,000683*tфакт
2. Пересчет любого значения плотности при фактической температуре до стандартной величины при 20 градусов
Р20 = 0,82698+0,000683*t
3. Ваши цифры более точны, поскольку уже аппроксимированы как по температуре, так и по плотности. График, который Вы привели, построен по этой формуле

pфакт=0,8402-0,000683*tфакт

Кнечно такая аппроксимация необходима для каждого отдельного случая нефтепродукта

4. Наконец последнее. Этот ГОСТ уже отменили. Сейчас расчёты ведутся по ГОСТ Р 51069-97, где таблиц пересчета нет. А таблицы пересчёта берут буржуйские - АSТМД 1250 Стандартное руководство по применению таблиц измерения параметров нефти и нефтепродуктов. Я их ещё не видел, но суть в том, что пересчёт идет не на 20 а на 15 градусов.

Здравствуйте Ruben.
Большое спасибо вам за детальную консультацию.
Со своей стороны хочу дополнить данную тему. Мы определились, что теоретическое определение физических изменений топлива это возможно исходя из выше указанных формул. Госты теряют статус, но не теряют сути. Например, ГОСТ 3900-85 определил теоретическое изменение объема (сжатие) на 0.016 куб.м. Возьмем ГОСТ Р 51069-97 какие даст он результаты, я не думаю что разнос в объемах будет велик (это я так предполагаю), пускай на литр меньше то есть 0.015 м.куб сжатия. Теперь произведем расчет, за текущий год было принято 500 м.куб топлива, учет велся по каждому приходу, 50 приходов по 10 м.куб с каждого прихода -0.016 м.куб итого потери составили 0.8 м.куб на основание ГОСТа 3900-85 значит потери по ГОСТу Р 51069-97 составят 0.75 м.куб. в данном случае мы не брали расширение которое тоже должно учитываться, но на данный момент разнос по ГОСТАм 0.05 м.куб. Разнос не большой а значит для нас нет большой разницы какими гостами определять физические изменения топлива, естественно отталкиваясь от какого либо норматива. При учете мы не затрагиваем массу, которую указываю в ТТН, если только недостача, тогда недостача выявленного объема на плотность по ТТН, для определения потери массы. А также нормативные потери или естественная убыль (объем прихода на процент и на плотность ТТН) m=V*%*P В некоторых организациях ведение учета топлива ведется спонтанно, к концу года они даже не знают сколько было оприходаванно массы объема топлива. Они решают проблему проще, берут относительную плотность и умножают на общий объем за год. В нашем случае мы даем полную информацию приход V m расход V m остаток V m. А также, полный отчет по физическим изменениям на основание ГОСТа 3900-85 и нормативным потерям в процентном соотношении, который определяется руководством. Определяем приписки поставщиков по отношению к тарировочной планке, например уровень выше планки 0.5 дцм., объем указан 02 м.куб на самом деле при расчета горловины объем должен быть 0.04 м.куб экспедитор говорит что это сжатие, определяем сжатие от общего объема (допустим 10 м.куб) указанного в накладной по формуле которую мы с Вами обсуждали, оказывается -0.01 м.куб на сжатие, где еще 0.15 м.куб вопрос, ну конечно же это не сжатие и какой бы ГОСТ не применялся он уже не поможет. Конечно, для контроля приходов, ведения учета и составления отчетов мы используем компьютерные программы иначе это рутинный труд Прошу Вашего дополнения к данному высказыванию, где наши ошибки естественно весь диалог на данный момент касается ГОСТа 3900-85

Ну первое. Не думаю, что новый ГОСТ, вернее таблицы, обозначат другие цифры. Физхимия продукта не меняется, цифры будут те же.
Мне лично импонирует Ваш подход расчёта по приходам топлива и ведение текущей статистики. Брать среднюю плотность за год не совсем верно. И тем более, как показали прикидки, Вы считаете совершенно правильно.
Второе. Определяющим при точности любых замеров всегда являлась суммарная погрешность вычисления величины. Например Вы измерили А и Б с абсолютной погрешностью 0,2. Вычисление суммы А+б или разницы А-Б будет иметь погрешность 0,4. Поэтому если есть время, посчитайте погрешность Вашего расчёта и поверьте многое будет иметь возможно неожиданный характер, к примеру Вы посчитали погрешность вычисления 0,01 м3 а в учёте или с экспедиторами обсуждаете 0,002 м3, что неправильно. Как бы там не было, эти знание - не лишни.
И вот что мне хотелось бы сказать. Какими бы правильными не были расчёты, они никогда не заменят натурного замера. Я имел дело с стандартизацией определения плотности мазутов и могу с полной уверенностью сказать - реальное температурное расширение нефтепродукта не всегда совпадает с расчётными по ГОСТам и при больших объёмах топлива это сказывается сильно. Если есть возможность измерить значения плотности при разных температурах и главное - согласовать легитимность этих замеров, то для правдоподобной картины следует плотность измерять. Как это сделать - вопрос второй, и кстати в этом ничего сложного нет. Вопрос первый - как согласовать с поставщиками эти замеры и вообще может быть это сделано намеренно, для того, чтобы стандартизировать для всех субъектов товарно-транспортных операций подобные расчёты.

Попробую разобраться на конкретном примере который представлен на рисунке выше.

h.т-Уровень по отношению к планке по накладной =0.4 дцм.
V.т-Объем уровня указанный в накладной = 278 л.
D-Диаметр заливной горловины=92 см.
На основание тарировочного паспорта объем емкости составляет 99З0 л.
На основание товарной накладной общий объем с учетом уровня по отношению к тарировочной планке составляет 10208 л.

1. Определяем фактический объем в заливной горловине по отношению к тарировочной планке на момент отправки транспорта поставщиком.
V.ф = Число пи * (D * 0.1 / 2 ) * (D * 0.1 / 2 ) * h.т
26.57 = 3.14 * ((92 * 0.1 / 2) * (92 * 0.1 / 2)) * 0.4

2. Определяем разницу:
V.р1 = V.ф – V.т
- 251.43 = 26.57 – 278

3. Зкспедитор утверждает что это процесс сжатия. Определяем сжатие по ГОСТ 3900-85 от общего (разница температур 2 градуса) объема указанного в накладной (10208 л.). Он уже у нас определен по формуле рисунок выше V.изм= -16.3
V.р2 = (V.р1) + (V.изм)
-235.13 = (- 251.43) + (-16.3)

Итог: Под вопросом -235.13 л. Даже если округлить до 230 тоже возникает вопрос.
Прошу вашего комментария.

Я так понимаю горловина у Вас цилиндрическая. И она связана объёмом со всей остальной ёмкостью и в ней измерительная планка. Если так, то Ваши рассуждения правильны. Разница в объеме емкости на основании товарной накладной и тарировочного паспорта в 278 литров завышена на 235.13 литров. В товарной накладной должна быть цифра примерно 9950 л. Похоже на приписку.

Нажмите для просмотра прикрепленного файла

Вы совершенно правы
Емкость имеет планку это граница тарировки, перевозчики имеют тарировочные паспорта, иначе эта емкость не действительна заливать ее на нефтебазе ни кто не будет также как и принимать. Но при заливе естественно бывают переливы и не доливы, фиксируется как уровень по отношению к тарировочной планке в дециметрах минус или плюс например 0.4 дцм 278 литров (как они это определяют мне не понятно). И если мы правы, то 235 умножаем на плотность ТТН 0.842 получаем недостачу или приписку массы в 198 кг и какие здесь могут быть физические изменения это рук человеческих изменения

Да. У меня появились кое-какие мысли, но это требует некого осмысления - прошу некоторый тайм-аут.

Мысли, уважаемый resurs заключались в том, что :
1. Погрешность замера температуры в нефтепродуктах ртутным или спиртовым термометром - примерно 1,5 градуса
2. Погрешность измерений связанных с равномерностью нагрева нефтепродукта по высоте - примерно 2...3 градуса
Общая погрешность вычислений не может быть лучше чем 4...5 градусов.
Мне кажется, что анализировать вычисления связанные с расностью температур 2 градуса можно с вероятностью ниже 30% ( если брать нормальный закон распределения вероятностей). Учтите это. Поставщик мог и не обманывать Вас.

Нажмите для просмотра прикрепленного файла
Не совсем понял Вас.
Я так понимаю если у нас температура 18 гр. то необходимо брать температуру 13 14 гр.
Но дело в том, что объем в 250 литров это почти полная горловина и где нам его брать и как его учитывать. А тем более на момент приемки уровень в горловине по отношению к тарированной планке был равен нулю.
Хочу показать Вам полный расклад данного прихода по пунктам.
Ваш комментарий.

Вы всё говорите правильно.
Я имею в виду, что замер температуры 18 градусов с погрешностью 4 градуса на языке теории погрешности вычислений означает следующее:
- самое вероятное измерение (вычисление) – 18 градусов
- самое маловероятное измерение (вычисление) – 18+4=22 и 18-4=14
- вероятные события вычислений температуры – 18…22 и 18…14
На графике нормального распределения вероятностей это выглядит вот так:

Нажмите для просмотра прикрепленного файла

Вы не измеряете температуру дизтоплива с нулевой погрешностью. Ваша погрешность складывается из погрешности прибора и полгрешности метода. Погрешность прибора – это погрешность термометра (1,5 градуса). А погрешность метода – к примеру у верхних слоёв температура может быть 18 а у нижнего слоя – и 16 и 20. Поэтому общая погрешность замера температур может быть до 4 градусов – 18+(-) 4 градуса.
Но опять таки повторяю, наиболее вероятным измерением температуры является 18 градусов. ( При измерениях температуру в горловине должны были бы померить не менее 5 раз.

По оси абсцисс отложена погрешность измерения температуры, максимальная - +4 и минимум -4. По оси ординат - вероятность события. Самая высокая вероятность - это 18 градусов(около 30%), но могут быть и маловероятные события - 14 и 22 градуса и соответственно значения между 18 и 14 18 и 22

В моем случае я так понимаю на нефтебазе температура была 20 г
На пункте приема температура верхнего была 18 а нижних слоев могла быть 14

Да. Вы поняли точно. Но опять таки эта вероятность - минимальная, то в то же время - она возможна.
Понимаете, эти знания никогда лишними не были. Всё вокруг нас, как и любые истины - субъективно, и Вы должны всегда иметь инструмент для доказания своей истины.

Здравствуйте Ruben.
Я попробовал подробней разобраться на своем примере.
Вероятность того что на пункте загрузки температура могла быть нижних слоев 25 г, а температура в горловине 20 г за основу была взята температура верхнего слоя 20 гр. По прибытию на пункт разгрузки температура верхнего слоя могла быть 18 а нижних слоев 14, с учетом погрешности на термометр и 13 гр. За основу была взята температура верхнего слоя. Тогда рассуждая образно разница в температуре могла быть около 12 г усадка с 10208 л около 70 л
Ваш комментарий.

Итак дошли руки до ответа.
Два слова из теории расчёта погрешностей. Я уже говорил, что если вычисляется скажем площадь фигуры по измеренным длине и ширине, то значение площади вычисляется с погрешностью, равной сумме погрешностей длины и ширины. Дл общего случая погрешность любой функции есть сумма производных функции по каждому из изменяющихся аргументов.
Для Вашего случай мы договорились, что :

1. Ёмкость откалибрована до величины 9930 л при температуре 20 град
2. По Вашим расчётам к этой величине надо прибавть 42,9 л в пересчете на 20 град
3. Поставщик утверждает, что надо прибавлять 278 л, разница получается 235,1 литра.

Теперь вернёмся к Вашим замерам. Вы и поставщик измеряете планкой высоту горловины и температуру. При замере высоты Вы ошибаетесь примерно на 1...2 см. При замере температуры Вы ошибаетесь ну например на 2 градуса. Пусть не 4, а 2 - потом пересчитаете.

Далее я посчитал ошибку замера объема горловины и ошибку вычичления изменения объема по правилу:
- погрешность функции есть сумма производных функции по каждому аргументу
К примеру, получилось, что объем горловины Вы замеряете с погрешностью 0,013м3 - т.е. довольно точно. А вот изменение объема Вы замеряете с погрешностью 34 л. Таким образом, Вы с вероятностью 95% можете утверждать, что объем ёмкости при нагреве на 2 градуса составило : 9930+(-) 34 литра. или поставщик может утверждать, что объем поставленного дизтоплива, которое он привез на АЗС составило 10208+(-)34 литра.

Нажмите для просмотра прикрепленного файла

В этом случае, как Вы расчитали объем расширившейся жидкости равен 16,3 литра, т.е меньше чем погрешность замера, что не имеет смысла. Поэтому Вы можете сказать, что максимальное количество жидкого топлива при Вашем замере может быть оценено как 9930 + 34 = 9964 литра.
Это лишь в том случае, если Вы замеряете температуру в ёмкости не хуже чем 2 градуса. По методикам замера. Если же учитывать что разные слои емкости могут иметь разную температуру, то погрешность может возрасти до 4 градусов и выводы будут другими.

И ещё добавление. 9930 + 34 = 9964 литра - это как бы емкость резервуара при калибровке. Если же жидкости налито больше, то соответственно 9930+количество жидкости+34(погрешность замера).
Повторюсь, что это - максимальная погрешность замера и наименее вероятная. Наиболее вероятная величина (вероятность около 30%) - это 9930 или 9930+количество жидкости. Поэтому всё, что Вы сказали раньше вполне справедливо с известной долей вероятности. И в принципе без моих выкладок Вы можете преспокойно существовать. А то что я Вам сказал - это как бы понимание того, в каких рамках Вы производите свои расчёты.

Здравствуйте Ruben.
Я что то запутался попробую последовательно.
1. Формула изменение объема по уровню (данной формулой пользуются на АЗС)
Делаем несколько замеров, объема по отношению к тарированной планке определяем средний показатель.
Производим вычисления.

V * (2 ×12,5 ×10−6 ) * (1t – 0t)+((3.14*d2*h)/4)*множитель

V - объем автоцистерны по паспорту
(2 ×12,5 ×10−6 ) – коэффициент линейного теплового расширения стенок цистерны.
1 t - температура продукта при приемке
0 t - температура продукта при отгрузке, указанная в товарно-транспортной накладной
h - изменение уровня в горловине
d - диаметр круглой горловины
множитель- 10 в минус шестой, перевода из кубических миллиметров в литры;
d – отрицательная величина, значение которой зависит от вида нефтепродукта,
дизельное топливо летнее -1185,13

Ваш комментарий Ruben что здесь не правильно.

1. Неясно, что такое d – отрицательная величина, значение которой зависит от вида нефтепродукта,
дизельное топливо летнее -1185,13
2. Причем тут коэффициент линейного теплового стенок расширения стенок? Почему 2? Объясните физ. смысл этой формулы.

Если при наливе объем продукта определен объемно-массовым методом с учетом
требований ГОСТ 8.595-2004, то применяется данная формула
V * (2 ×12,5 ×10−6 ) * (1t – 0t)+((3.14*d2*h)/4)*множитель

Если при наливе объем определен массовым методом, то
V * 2 ×12,5 ×10−6 * (1t – 20гр.С)+((3.14*d2*h)/4)*множитель

Извиняюсь значение -1185,13 в данных формулах не применяется.

Добрый день уважаемые форумчане!!!
Никак не могу разобраться в каких единицах измерения Ruben выложил таблицу для давления насыщенных паров ДТ.
И еще интересует такой вопрос как по давлению насыщенных паров и по температуре вспышке опредилить класс жидкости по Маршаллу?????
Буду признателен за любую помощь!!!!

В последнем пункте хотелось бы уточнить...из какого источника взята эта диаграмма и почему кривая вязкости летнего дизельного топлива ниже кривой вязкости зимнего???

Здравствуйте!Подскажите пожалуйста!Как определить изменения температуры топлива в пути следования от нефтебазы до АЗС,если даны: объём топлива по паспорту автоцистерны, плотность(при загрузке, по ТТН),диаметр горловины. Объём топлива в автоцистерне при приезде на АЗС уменьшился ниже контрольной метки на 55мм.