Что такое плотность нефтепродукта. Нефть удельный вес. Примеры решения задач

Дата публикации 09.01.2013 13:37

Современные требования, которые предъявляют к качеству нефти , достаточно высоки. Поэтому ее производство постоянно требует совершенства, чтобы нефтепродукты соответствовали всем стандартам и нормам. Соответствующие организации осуществляют контроль над производством и конечным продуктом.

Система стандартизации, которая разработана государством, является эталоном, на который равняются все производители. Соблюдение ее условий является обязательным для всех.

Нефть и прочие нефтепродукты - это жидкая смесь, имеющая сложный состав углеводородных соединений и близко кипящих углеводородов, а также гетероатомов кислорода, азота, серы, некоторых металлов и кислот.

Одним из качественных показателей является плотность нефти . Это количество покоящейся массы, находящейся в единице объема. Плотность нефтепродуктов и ее определение является необходимым условием для более легкого расчета их массового количества. Это связано с тем, что учет нефти в единицах объема не очень удобен, потому что этот показатель может меняться в зависимости от изменения температуры.

Плотность нефти измеряется в килограммах на один кубический метр. Можно легко определить массу, зная показатели объема и плотности. Масса в отличие от объема не имеет зависимости от температуры продукта.

Обычно применяют такой показатель, как относительная плотность нефти . Она определяется как отношение массы нефти к массе чистой воды, которая берется в том же объеме, имея температуру +4°. Такой температурный уровень выбран не случайно. Вода в этом случае имеет наибольшую плотность, которая равна 1000 килограмм на один кубический метр. Для того чтобы определить относительную плотность нефти, ее температура должна составлять +20°. В этом случае она может равняться от 0,7 до 1,07 килограмм на кубический метр.

Существуют и другие физические свойства нефти.

Удельный вес – это вес, который имеет одна единица объема. По-другому, это сила, с которой притягивается к земле одна единица объема этого вещества. То есть, это плотность, умноженная на ускорение силы тяжести.

Еще одним понятием является относительный удельный вес. Величина этого показателя равна численной величине, которую имеет относительная плотность. Ее и используем для расчета этого показателя.

Удельный вес и плотность нефти могут изменять свои значения при изменении температуры. Поэтому, чтобы рассчитать плотность, найденную при одной температуре на такой же показатель при других температурных данных, надо учитывать поправки на изменения плотности в зависимости от изменения температуры.

Плотность нефти, вычисленная на практике, считается аддитивной величиной. Это связано с тем, что этот показатель может быть получен в виде средней величины для нескольких нефтепродуктов.

Для каждого района добычи нефти характерны свои физические свойства этого продукта. Так, например плотность нефти в Тюменской области в среднем колеблется от 825 до 900 килограмм на кубический метр.

Изучение физических свойств этого продукта необходимо не только для ее рационального применения в хозяйственных целях и для продажи на мировом рынке. Иногда это бывает очень важным при устранении экологических катастроф, возникающих в результате выброса нефтепродуктов в окружающую среду, и позволяет избежать многих ошибок.

Так, при ликвидации аварии предпринимают попытки устранить нефтяное пятно при помощи поджога, не учитывая, что физические характеристики этого продукта могли измениться в результате взаимодействия с окружающей средой. Поэтому эти обстоятельства следует учитывать в случаях очистки водных поверхностей. Это очень важный фактор, который не следует игнорировать.

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/м 3 .

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:

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.

Плотность – важнейшая характеристика нефти во многом определяющая ее качество.

Плотностью жидкости называется масса вещества, заключенная в единице объема.

Единицей измерения плотности в системе СИ служит кг/м 3 .

Вес единицы объема вещества называется удельным весом.

Единицей измерения удельного веса в системе СИ служит Н/м 3 .

Плотность и удельный вес вещества связаны между собой соотношением

где g – ускорение силы тяжести, 9,81 м/с 2 .

Относительная плотность
является безразмерной величиной, представляющей собой отношение массы объема данного вещества при температуре определения к массе равного объема воды при стандартной температуре. В США и Англии стандартная температура дляводы и нефти принята t ст = 15,6 °С (60 °F). В России была принята стандартная температура t ст = +4 °С, а температура определения t опр = 20 °С. Относительная плотность обозначалась
С 1 января 2004 г. введенв действие ГОСТ Р51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» и стало обязательным определение плотности нефти при 15 °С. Поэтому ГОСТ Р 51069-97 дает следующее определение: относительная плотность (удельный вес) – отношение массы данного объема жидкости при температуре 15 °С (60 °F) к массе равного объема чистой воды при той же температуре. При записи результатов указывают стандартную температуру

Нефти различных месторождений России характеризуются широким диапазоном плотности: от 770 до 970 кг/м 3 . Плотность нефтей изменяется в пределах каждого нефтегазоносного района. Это объясняется тем, что большинство разрабатываемых нефтяных месторождений представлено многопластовыми залежами, для которых, как правило, с увеличением глубины залегания продуктивного горизонта плотность нефти снижается .

Плотность нефти зависит:

от химического состава, в частности, от содержания тяжелых смолисто-асфальтеновых и сернистых компонентов, парафинов (табл. 1.1, 1.2) ;

от фракционного состава (табл. 1.3) .

Таблица 1.1

Характеристика нефтей по плотности и содержанию смол и асфальтенов

Таблица 1.2

Характеристика нефтей по плотности и содержанию парафинов

Сравнивая плотности товарных нефтей с примерно равным содержанием асфальтенов и смол, можно получить ориентировочные представления об их углеводородном составе: парафиновые нефти имеют плотность в пределах 750–800, нафтеновые 820–860 и ароматические 860–900 кг/м 3 .

Плотность нефтяных фракций увеличивается по мере возрастания температурных пределов их выкипания.

Таблица 1.3

Плотность фракций нефти Ишимбаевского месторождения

Плотность нефтепродуктов, вырабатываемых из определенных фракций нефти, соответственно составляет:

бензины – 730–760 кг/м 3 ;

керосины – 780–830 кг/м 3 ;

дизельные топлива – 840–850 кг/м 3 ;

мазут – 950 кг/м 3 ;

масла – 880–930 кг/м 3 .

Изменение плотности нефти в процессе ее добычи, сбора и подготовки, транспорта и хранения зависит от:

температуры;

давления;

Плотность нефти является классификационным параметром. В табл. 1.4 приведены типы нефти по плотности согласно .

В мировой торговой практике принято измерять добываемую и продаваемую нефть в баррелях, а ее плотность определять в градусах Американского нефтяного института – American Petroleum Institute (API) – при 60 °F, что соответствует 15,56 °С.

Плотность в градусах API – специальная функция относительной плотности (удельного веса), которую вычисляют по формуле :

(1.2)

Для России традиционно применение массовых единиц при расчетных операциях с подготовленной нефтью и нефтепродуктами.

Таблица 1.4

Плотность, относительная плотность (удельный вес) или плотность в градусах API необходимы для пересчета измеренных объемов в объемы при стандартной температуре, при товарно-коммерческих операциях с нефтью, подготовленной к транспортированию по магистральным нефтепроводам, наливным транспортом для переработки и/или поставки на экспорт. Чем меньше плотность нефти, тем выше ее стоимость на мировом рынке.

В зависимости от требуемой точности плотность нефти определяют ареометром (точность до 0,001 г/см 3), гидростатическими весами Вестфаля-Мора (точность до 0,0005 г/см 3), пикнометром (точность до 0,00005 г/см 3) или автоматическими цифровыми плотномерами (точность от 0,0001 до 0,00001 г/см 3).

Плотностью называется масса единицы объема вещества (нефти, нефтепродукта). Единицей плотности в системе СИ является кг/м 3 .

В исследовательской практике определяется относительная плотность.

Относительной плотностью называется отношение плотности (массы) нефти или нефтепродукта при 20ºС к плотности (массе такого же объема) дистиллированной воды (эталонного вещества) при 4ºС. Относительную плотность обозначают ρ 20 4 . Умножив значение относительной плотности на 1000 получаем плотность в кг/м 3 .

Плотность нефти и нефтепродукта зависит от температуры. С повышением температуры их плотность снижается. Зависимость плотности от температуры основана на линейном законе:

ρ t 4 = ρ 20 4 – γ (t-20),

Эта зависимость справедлива для интервала температур 0…50ºС и для нефтей (нефтепродуктов), не содержащих большого количества твердого парафина и ароматических углеводородов.

Методы определения плотности нефтепродуктов:

1.определение плотности пикнометром (ГОСТ 3900-85);

2.определение плотности ареометром (нефтеденсиметром).

Определение плотности пикнометром (ГОСТ 3900-85):

Приборы, реактивы, материалы: пикнометр, термостат, хромовая смесь, вода дистиллированная, этиловый спирт, пипетка, бумага фильтровальная.

Стандартной температурой, при которой определяется плотность нефти и нефтепродукта, является 20ºС. Для определения плотности применяют стеклянные пикнометры (графины с крышкой) с меткой и капиллярной трубкой различной емкости. Каждый конкретный пикнометр характеризуется «водным числом », т.е. массой воды в объеме данного пикнометра при 20ºС. Перед определением водного числа пикнометр промывают последовательно хромовой смесью, дистиллированной водой, этиловым спиртом и сушат. Чистый и сухой пикнометр взвешивают с точностью до 0,0001г. С помощью пипетки наполняют пикнометр дистиллированной свежекипяченой и охлажденной до комнатной температуры водой (пикнометры с меткой – выше метки, а капиллярные – доверху). Затем пикнометр с водой термостатируют при (20±0,1)ºС в течение 30 мин, удерживая пикнометр в термостате на пробковом поплавке. Когда уровень воды в шейке пикнометра перестанет изменяться, отбирают избыток воды пипеткой или фильтровальной бумагой, вытирают шейку пикнометра внутри и закрывают пробкой. Уровень воды в пикнометре устанавливают по верхнему краю мениска. В капиллярных пикнометрах избыток воды из капилляра отбирают фильтровальной бумагой. Пикнометр с установленным уровнем воды при (20±0,1)ºС тщательно вытирают снаружи и взвешивают с точностью до 0,0001г.

«Водное число » m пикнометра вычисляют по формуле:

m = m 2 – m 1 ,

где m 2 , m 1 – массы пикнометров соответственно с водой и пустого, г.

«Водное число» пикнометра проверяют обязательно после 20 определений плотности нефти (нефтепродукта).

Плотность нефти (нефтепродукта ) с вязкостью при 50ºС не более 75 мм 2 /с определяют пикнометром следующим образом:

Сухой и чистый пикнометр наполняют с помощью пипетки анализируемой нефтью (нефтепродуктом) при 18…20ºС (пикнометр с меткой – немного выше метки, а капиллярный - доверху), стараясь не замазать стенки пикнометра. Затем пикнометр с нефтью (нефтепродуктом) закрывают пробкой и термостатируют при (20±0,1)ºС до тех пор, пока уровень нефти (нефтепродукта) не перестанет изменяться. Избыток нефти (нефтепродукта) отбирают пипеткой или фильтровальной бумагой. Уровень нефти (нефтепродукта) в пикнометре устанавливают по верхнему краю мениска. Пикнометр с установленным уровнем вынимают из термостата, тщательно вытирают и взвешивают с точностью до 0,0001г.

«Видимую » плотность ρ"

ρ" = (m 3 – m 1) / m,

где m 3 – масса пикнометра с нефтью (нефтепродуктом), г; m 1 – масса пустого пикнометра, г; m – «водное число» пикнометра, г.

«Видимую» плотность пересчитывают в при 20ºС по формуле:

ρ 20 4 = (0,99823-0,0012)ρ" + 0,0012 = 0,99703ρ" + 0,0012,

где 0,99823 – значение плотности воды при 20ºС; 0,0012 – значение плотности воздуха при 20ºС и давлении 0,1МПа (760 мм.рт.ст.).

Вычисленные по этой формуле поправки к «видимой» плотности сведены в таблицу «Поправки к «видимой» плотности». Для получения относительной плотности ρ 20 4 при 20ºС анализируемой нефти (нефтепродукта) поправку вычитают из значений «видимой» плотности. Расхождение 0,0004 .

Плотность нефти (нефтепродукта ) с вязкостью при 50ºСболее 75 мм 2 /с и твердых нефтепродуктов при комнатной температуре определяют пикнометром с меткой . Сухой и чистый пикнометр наполняют примерно наполовину нефтью (нефтепродуктом) так, чтобы не замазать его стенки. При наполнении пикнометра очень вязким нефтепродуктом последний предварительно нагревают до 50…60ºС. После заполнения пикнометра примерно наполовину его нагревают в термостате до 80…100ºС (в зависимости от вязкости нефтепродукта) в течение 20…30мин для удаления пузырьков воздуха и затем охлаждают до 20ºС.

Если нефтепродукт при комнатной температуре находится в твердом состоянии (например, остаточный или окисленный битум), пикнометр заполняют примерно до половины мелкими кусочками нефтепродукта и затем термостатируют при температуре на 10ºС выше его температуры плавления, но не ниже 100ºС, для удаления воздуха и полного расплавления. Затем пикнометр охлаждают до 20ºС, вытирают и взвешивают с точностью до 0,0001г.

После этого пикнометр с нефтепродуктом заполняют дистиллированной водой и термостатируют при (20±0,1)ºС до тех пор, пока уровень воды не перестанет изменяться. Избыток воды отбирают пипеткой или фильтровальной бумагой и вытирают шейку пикнометра внутри. Уровень воды в пикнометре устанавливают по верхнему краю мениска. Пикнометр вынимают из термостата, тщательно вытирают снаружи и взвешивают с точностью до 0,0001г.

«Видимую » плотность ρ" анализируемой нефти (нефтепродукта) вычисляют по формуле:

ρ" = (m 3 – m 1) / ,

где m 4 – масса пикнометра с нефтепродуктом и водой, г; m 3 – масса пикнометра с нефтепродуктом, г; m 1 – масса пустого пикнометра, г; m - «водное число» пикнометра, г.

Полученное значение «видимой» плотности пересчитывают в относительную плотность ρ 20 4 при 20ºС. Расхождение между параллельными определениями плотности не должно превышать 0,0008 .

Результаты определения плотности искажаются при наличии в исходной пробе нефти (нефтепродукта) воды и механических примесей.

Определение плотности ареометром (нефтеденсиметром ):

Приборы, реактивы: ареометр; цилиндр стеклянный или металлический диаметром не менее 5см; керосин.

Ареометром определяют плотность нефтей, светлых и темных нефтепродуктов и масел, имеющих вязкость при 50ºС не более 200 мм 2 /с , а также более вязких нефтепродуктов, не выделяющих осадка при разбавлении. Определение плотности летучих нефтепродуктов (например, петролейного эфира, газового конденсата) ареометром не рекомендуется.

Ареометры подбирают таким образом, чтобы при погружении в анализируемые нефти (нефтепродукты) они не тонули и не всплывали бы выше той части, где нанесена градуировочная шкала плотности. Определение плотности ареометром основано на законе Архимеда.

Перед определением плотности анализируемую пробу нефти (нефтепродукта) выдерживают при температуре окружающей среды, с тем чтобы проба приняла эту температуру.

Плотность нефти (нефтепродукта) с вязкостью при 50ºС не более 200 мм 2 /с определяют ареометром следующим образом:

В чистый сухой стеклянный (или металлический) цилиндр диаметром не менее 5см, установленный на прочной подставке, осторожно по стенке или по стеклянной палочке наливают нефть (нефтепродукт) с таким расчетом, чтобы при погружении ареометра анализируемая проба не переливалась через края цилиндра. Затем чистый и сухой ареометр медленно и осторожно опускают в нефть (нефтепродукт), держа его за верхний конец. После того как ареометр установится и прекратятся его колебания, проводят отсчет значения плотности по верхнему краю мениска. При этом глаз исследователя должен находиться на уровне мениска. Одновременно определяют температуру нефти (нефтепродукта) по термометру ареометра или дополнительному термометру (ареометры бывают с термометром и без термометра).

Отсчет по шкале ареометра дает плотность нефти (нефтепродукта) при температуре анализа. Для приведения найденной плотности к относительной плотности ρ 20 4 при нормальной температуре (20ºС) пользуются формулой:

ρ t 4 = ρ 20 4 – γ (t-20),

где ρ t 4 – относительная плотность при температуре анализа; ρ 20 4 – относительная плотность при 20ºС; γ – средняя температурная поправка плотности на 1ºС (по таблице: «Средние температурные поправки плотности на 1ºС для нефтей и нефтепродуктов»); t – температура, при которой проводится анализ, ºС.

расхождение между параллельными определениями плотности не должно превышать 0,001…0,002 .

Для определения плотности высоковязких нефтей и нефтепродуктов, имеющих вязкость при при 50ºС более 200 мм 2 /с , их необходимо предварительно разбавить керосином. Вязкие нефти (нефтепродукты) разбавляют равным (точно) объемом керосина с известной плотностью. Если плотность керосина неизвестна, ее можно определить тем же ареометром.

Плотность анализируемой вязкой нефти (нефтепродукта) вычисляют по формуле:

ρ = 2ρ 1 – ρ 2 ,

где ρ 1 – плотность смеси; ρ 2 – плотность керосина.

В зависимости от типа ареометра расхождение между параллельными определениями плотности вязких нефтей и нефтепродуктов не должно превышать 0,004…0,008 .

Владимир Хомутко

Время на чтение: 4 минуты

А А

Как определить абсолютную и относительную плотность нефти и нефтепродуктов?

– одна из важнейших характеристик нефти и нефтепродуктов, поэтому так важна точность её определения.

Различают два показателя этого параметра – абсолютный и относительный.

Абсолютной плотностью нефти и нефтепродуктов называют количество массы в единице объема. Она измеряется в граммах, килограммах и тоннах на кубический сантиметр или метр (г/см3, кг/м3). Определение этого показателя производят при 20-ти градусах Цельсия.

Относительная плотность представляет собой отношение плотности светлых нефтепродуктов или плотности нефти и темных нефтяных фракций, к значению этого параметра для дистиллированной воды при определенных температурах обеих жидкостей. Единицы измерения этот показатель не имеет. В нашей стране его определяют при 20-и градусах, а дистиллированной воды – при 4-х.

Этот показатель можно определить следующими методами:

• определение ареометром и денсиметром;
• пикнометрический метод;
• расчетный метод.

Измерение плотности нефтепродукта с помощью ареометра и денсиметра

Ареометры меряют как плотность нефти и нефтепродуктов, так и их температуру, а денсиметры – только плотность нефтепродуктов. Этот метод регламентируется ГОСТ-ом 3900 – 85 и заключается в том, что в исследуемый продукт погружают отградуированный ареометр, а затем производят отсчет показаний по шкале прибора при текущих условиях исследований. После этого полученный результат приводят к нормальному показателю при 20-ти градусах (для этого существует специальная таблица).

Эти измерительные средства имеют следующие пределы (г/см³):

• авиационные бензины – от 0,65 до 0,71;
• автомобильные бензины – от 0,71 до 0,77;
• керосин – от 0,77 до 0,83;
• дизтопливо и масла (индустриальные) – от 0,83 до 0,89;
• темные масла и нефтепродукты – от 0,89 до 0,95.

Процесс исследования происходит следующим образом:

Суть метода в том, что в пикнометр, представляющий собой отградуированный сосуд, наливают пробу испытываемого продукта, затем нагревают (или охлаждают) его до 20° и проводят взвешивание на специальных весах, погрешность которых не больше, чем 0,0002 грамма. Полученный результат является относительным показателем.

Такой расчет основан на зависимости этого параметра от температуры нефтепродукта.

Последовательность расчетов:

• из паспорта исследуемого продукта берут показатель его плотности при 20°;
• замеряют среднюю температуру испытуемого продукта;
• вычисляют разницу между полученным результатом и 20°, округляя её до целого;
• в специальной таблице находят поправку на один градус отклонения, которая соответствует паспортному значению параметра при плюс 20°;
• полученная определяющая поправка умножается на разницу температур;
• полученный результат прибавляют к паспортному, если температура проведения исследования ниже 20°, или вычитают из него, если Т > 20-ти.

0,650…0,659 – 0,000962; 0,660…0,669 – 0,000949; 0,670…0,679 – 0,000936;

0,680…0,689 – 0,000925; 0,6900…0,6999 – 0,000910; 0,7000…0,7099 – 0,000897;

0,7100…0,7199 – 0,000884; 0,7200…0,7299 – 0,000870;0,7300…0,7399 – 0,000857;

0,7400…0,7499 – 0,000844; 0,7500…0,7599 – 0,000831; 0,7600…0,7699 – 0,000818;

0,7700…0,7799 – 0,000805; 0,7800…0,7899 – 0,000792; 0,7900…0,7999 – 0,000778;

0,8000…0,8099 – 0,000765; 0,8100…0,8199 – 0,000752; 0,8200…0,8299 – 0,000738;

0,8300…0,8399 – 0,000725; 0,8400…0,8499 – 0,000712; 0,8500…0,8599 – 0,000699;

0,8600…0,8699 – 0,000686; 0,8700…0,8799 – 0,000673; 0,8800…0,8899 – 0,000660;

0,8900…0,8999 – 0,000647; 0,9000…0,9099 – 0,000633; 0,9100…0,9199 – 0,000620;

0,9200…0,9299 – 0,000607; 0,9300…0,9399 – 0,000594; 0,9400…0,9499 – 0,000581;

0,9500…0,9599 – 0,000567; 0,9600…0,9699 – 0,000554; 0,9700…0,9799 – 0,000541;

0,9800…0,9899 – 0,000528; 0,9900…1,000 – 0,000515.

Для лучшего понимания этой методики рассмотрим пример.

Предположим, что паспортное значение равняется 0,7960 г/см³, а исследуемый продукт нагрет до плюс 25°. Разность составляет 25 – 20 = 5°. В указанных выше значениях находим количественное значение поправки. Для диапазона от 0,7900 до 0,7999 она равна 0,000778. Умножаем её на разницу и получаем 0,000778 х 5 = 0,00389 г/см³. Округляем до четырех знаков после запятой, получаем 0,0039. Поскольку 25 больше 20-ти, полученное значение необходимо отнять от паспортного. Искомый результат составит 0,7960 – 0,0039 = 0,7921 г/см³.