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10/06/13 Método de prueba para la densidad relativa o gravedad API del petróleo crudo y productos petrolíferos líquidos por el método del hidrómetro

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Designación: D1298 - 12b ASTM Cliente: Intertek (Intertek) 10/06/2013

Derecho de Autor. © ASTM International, 100 Barr Harbour Dr. PO cuadro C-700 WestConshohocken, Pennsylvania UnitedStates

Manual de Normas de Medición de Petróleo (SMP), capítulo 9.1

Método de prueba estándar para la densidad relativa o gravedad depetróleo crudo y productos petrolíferos líquidos API por método delhidrómetro 1

Esta norma ha sido publicada bajo la designación fija D1298, el número inmediatamente siguiente a la designación indica el año deadopción original o, en el caso de revisión, el año de la última revisión. Un número entre paréntesis indica el año de la últimaprobación. Un exponente épsilon ( ε ) indica un cambio editorial desde la última revisión o reaprobación.

En esta norma:

Sección 1. Alcance

Sección 2. Documentos de referenciaSección 3. Terminología

Sección 4. RESUMEN DEL MÉTODO

Sección 5. IMPORTANCIA Y USO

Sección 6. Aparato

Sección 7. Muestreo

Sección 8. Verificación Aparatos o Certificación

Sección 9. ProcedimientoArtículo 10. Cálculo

Artículo 11. Informe

Artículo 12. Precisión y sesgo

Artículo 13. Palabras clave

ANEXO

A1. APARATO

RESUMEN DE CAMBIOS

Notas al pie

1. Ámbito de aplicación * Una sección Resumen de Cambios aparece al final de esta norma.

1.1 Este método de ensayo cubre la determinación en el laboratorioutilizando un hidrómetro de vidrio en conjunción con una serie de cálculos, de la densidad,densidad relativa, o la gravedad de crudo de petróleo, productos derivados del petróleo, omezclas de petróleo y de productos no petroleros normalmente manejados como líquidosAPI, y que tiene una presión de vapor Reid de 101.325 kPa (14.696 psi) o menos. Losvalores se determinan a temperaturas existentes y corregidos a 15 ° C o 60 ° C por medio

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de una serie de cálculos y tablas estándar internacionales.

1.2 Las lecturas iniciales hidrómetro obtenidos están sin corregir lecturas del hidrómetro yno medidas de densidad. Las lecturas se midieron en un hidrómetro, ya sea en latemperatura de referencia o a otra temperatura conveniente, y las lecturas se corrigen parael efecto de menisco, el efecto de expansión térmica de vidrio, efectos de la temperatura decalibración alternativas y a la temperatura de referencia por medio de las tablas demedición de petróleo; valores obtenido en que no sea la temperatura de referencia siendolecturas del hidrómetro y no medidas de densidad.

1.3 Lecturas determinados como la densidad, densidad relativa o gravedad API se puedenconvertir en valores equivalentes en las otras unidades o temperaturas de referenciaalternativos por medio de procedimientos de interconversión (API MPMS Capítulo 11.5), Oadjunto a D1250 Guía para las tablas de medición de Petróleo (API MPMS Capítulo 11.1), Oambos, o tablas, según sea el caso.

1.4 Las lecturas iniciales hidrómetro determinados en el laboratorio se registrarán antes derealizar ningún cálculo. Los cálculos necesarios en la Sección 10 se aplicarán a la lectura dehidrómetro inicial con las observaciones y los resultados reportados como es requerido pola sección 11 antes de su uso en un procedimiento de cálculo subsiguiente (billete de cálculocálculo del factor de metro, o la determinación del volumen de base cámara de

fermentación).1.5 El anexo A1 contiene un procedimiento para la verificación o certificación de los equipopara este método de ensayo.

1.6 Los valores indicados en unidades SI deben ser considerados como los estándares. Lovalores entre paréntesis son proporcionados a título indicativo.

1.7 Esta norma no pretende dirigir todas las inquietudes sobre seguridad, si las hayasociadas con su uso. Es la responsabilidad del usuario de esta norma establecer prácticasapropiadas de seguridad y salud y determinar la aplicabilidad de las limitacionesreglamentarias antes de su uso.

2. Documentos de referencia

2.1 Normas ASTM: 2

D1250 Guía para el uso de las tablas de medición de petróleoD4057 Práctica para muestreo Manual de Petróleo y Derivados,D4177 Práctica para el muestreo automático de Petróleo y Derivados,D5854 Práctica para la mezcla y manipulación de muestras líquidas de petróleo y productoderivados del petróleoE1 Especificaciones de ASTM termómetros de líquido en vidrioE100 Especificaciones para Densímetros ASTM

2.2 Normas API:

3

MPMS Capítulo 8.1 Manual de Muestreo de Petróleo y Derivados (ASTM PrácticaD4057 )MPMS Capítulo 8.2 Muestreo automático de Petróleo y Derivados (ASTM PrácticaD4177 )MPMS Capítulo 8.3 Mezcla y manipulación de muestras líquidas de petróleo y productosderivados del petróleo (ASTM PrácticaD5854 )MPMS Capítulo 11.1 de temperatura y presión del volumen Factores de corrección paraCrudos generalizados, productos refinados y aceites lubricantes (adjunto a la normaASTMD1250 )MPMS Capítulo 11.5 Densidad / Peso / Volumen Intraconversion

2.3 Energy Standards Institute: 4

IP 389 Determinación de la temperatura de aparición de cera (WAT) de los combustibles


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destilados medios por análisis térmico diferencial (DTA) o calorimetría diferencial de barrido(DSC)IP Métodos Estándar libro, Apéndice A, Especificaciones - Termómetros estándar IP

2.4 Normas ISO: 5

ISO 649-1 de vidrio para laboratorio - hidrómetros densidad para uso general - Parte 1Especificaciones

2.5 ASTM Adjuntos:

Adjunto a D1250 Guía para las tablas de medición de Petróleo (API MPMS Capítulo 11.1) 6

3. Terminología

3.1 Definiciones de los términos específicos de esta Norma:

3.1.1 gravedad API , n -una función especial de la densidad relativa (gravedad específica60/60 ° F, representado por:

3.1.1.1 Discusión -No se requiere una declaración de la temperatura de referenciacomo 60 ° F se incluye en la definición.

3.1.2 punto de enturbiamiento , n -temperatura a la que una nube de cristales de ceraaparece primero en un líquido cuando se enfría en condiciones específicas.

3.1.3 densidad , n -la masa de líquido por unidad de volumen a 15 ° C y 101,325 kPa conla unidad estándar de medición que se kilogramos por metro cúbico.

3.1.3.1 Discusión -Otras temperaturas de referencia, tales como 20 ° C, se puedenusar para algunos productos o en algunos lugares. Menos unidades de medidapreferidas (por ejemplo, en kg / l o g / ml) se encuentran todavía en uso.

3.1.4 lectura del hidrómetro , n -el punto en la escala del hidrómetro en la que lasuperficie del líquido corta la escala.

3.1.4.1 Discusión -En la práctica para los fluidos transparentes esto puede sefácilmente determinada por la alineación de la superficie del líquido en ambos lados dela hidrómetro y la lectura de la escala del hidrómetro donde estas lecturas superficiede corte de la escala (lectura del hidrómetro - observado). Para fluidos notransparentes el punto en el que la superficie del líquido corta la escala del hidrómetrono se puede determinar directamente y requiere una corrección (corrección demenisco). El valor representado por el punto (menisco de lectura) en la que la muestrade líquido se eleva por encima de la superficie principal del líquido restado del valorepresentado por la que la superficie principal del líquido corta la escala del hidrómetroes la cantidad de corrección de la corrección o menisco. Esta corrección menisco se

documenta y luego resta del valor representado por el menisco de lectura para dar electura del hidrómetro corregido para el menisco (lectura del hidrómetro - Observadomenisco Corregido).

3.1.5 valores observados , n -valores observados a temperaturas distintas de latemperatura de referencia especificada. Estos valores son sólo lecturas del hidrómetro yno la densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API en esa otratemperatura.

3.1.6 punto de fluidez , n -más baja temperatura a la que una porción de muestra depetróleo crudo o producto derivado del petróleo seguirá fluyendo cuando se enfría encondiciones especificadas.












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3.1.7 densidad relativa (gravedad específica) , n -la relación de la masa de un volumendado de líquido a una temperatura específica a la masa de un volumen igual de agua puraa la misma o diferente temperatura. Ambas temperaturas de referencia deberánmanifestarse explícitamente.

3.1.7.1 Discusión temperaturas de referencia-comunes incluyen 60/60 ° F, 20/20 ° C20/4 ° C. El histórico obsoleto plazo gravedad específica aún se pueden encontrar.

3.1.8 temperatura de aparición de cera (WAT) , n -temperatura a la cual los sólido

cerosos se forman cuando un petróleo crudo o producto derivado del petróleo se enfría encondiciones especificadas.

4. RESUMEN DEL MÉTODO

4.1 La muestra se lleva a una temperatura especificada y una porción de muestra setransfiere a un cilindro hidrómetro que se ha traído a aproximadamente la mismatemperatura. El hidrómetro y un termómetro apropiado, también a una temperaturasimilar, se bajan a la porción de ensayo y se dejan reposar. Una vez alcanzado el equilibriotérmico, se lee la escala del hidrómetro, y la temperatura de la muestra problema setoma. La lectura del hidrómetro observada se corrige para el efecto de menisco, el efectode expansión térmica de vidrio, efectos de la temperatura de calibración alternativas y

después se redujo a la temperatura de referencia por medio de los factores de corrección devolumen o tablas como aplicable mediante el uso del complemento apropiado aD1250 Guíapara las tablas de medición de Petróleo (API MPMS capítulo 11.1) y la temperaturaobservada en el termómetro.

4.2 Si es necesario, el cilindro hidrómetro y su contenido se colocan en un baño detemperatura constante para evitar la excesiva variación de temperatura durante la prueba.

5. IMPORTANCIA Y USO

5.1 La determinación precisa de la densidad, densidad relativa (gravedad específica), o lagravedad de petróleo y sus productos de API es necesaria para la conversión de volúmenesmedidos a los volúmenes o masas, o ambos, a las temperaturas de referencia estándar de15 ° C o 60 ° F durante la transferencia de custodia.

5.2 Este procedimiento es más adecuado para la determinación de la densidad, densidadrelativa (gravedad específica), o la gravedad de líquidos transparentes de baja viscosidadAPI. Este procedimiento también se puede utilizar para líquidos viscosos al permitir tiemposuficiente para que el hidrómetro para alcanzar el equilibrio de temperatura, y para líquidoopacos mediante el empleo de una corrección adecuada menisco. Adicionalmente paralíquidos transparentes y opacos dichas lecturas corregidas del efecto de expansión de vidriotérmico y efectos de la temperatura de calibración alternativos antes de corregir a latemperatura de referencia.

5.3 Cuando se utiliza en conexión con las mediciones de aceite a granel, errores decorrección del volumen se reducen al mínimo mediante la observación de la lectura dehidrómetro a una temperatura próxima a la de la temperatura del aceite a granel.

5.4 Densidad, densidad relativa o gravedad API es un factor determinante de la calidad y eprecio del petróleo crudo. Sin embargo, esta característica de petróleo es un indicio segurode su calidad a menos correlacionada con otras propiedades.

5.5 La densidad es un indicador importante de la calidad de los combustibles de automociónaviación y marina, donde afecta el almacenamiento, la manipulación y combustión.

6. Aparato


















6.1 Indicadores de humedad, de vidrio, graduadas en unidades de densidad, densidadrelativa o gravedad API según sea necesario, conforme a la EspecificaciónE100 o ISO 649-1Ylos requisitos que se indican en la Tabla 1 .

CUADRO 1 Indicadores de humedadrecomendados

Unidades Alcance Escala A Menisco

TotalCada

UnidadIntervaloUn Error A Corrección

Densidad, kg / m 3 a los 15 °

C

600 - 1100

600 - 1100

600 - 1100

20

50

50

0,2

0,5

1,0

± 0,2

± 0,3

± 0,6

0,3

0,7

1,4

Densidad relativa, 60/60 ° F 0,600-1,100

0,600-1,100

0,600-1,100

0.020

0.050

0.050

0.0002

0.0005

0.001

± 0.0002

± 0.0003

± 0.0006

0,0003

0,0007

0,0014

Densidad relativa, 60/60 ° F 0,650-1,100 0.050 0.0005 ± 0.0005 0.0007

Gravedad API -1-101 12 0.1 ± 0,1 -0.1

Un intervalo de error y se refieren a Escala.

6.1.1 El usuario debe asegurarse de que los instrumentos que se utilizan para esteprocedimiento se ajustan a los requisitos establecidos más arriba con respecto a lomateriales, dimensiones, y los errores de escala. En caso de que el instrumento estáprovisto de un certificado de calibración expedido por un organismo de normalizaciónreconocido, el instrumento se clasifica como certificados y las correcciones apropiadapara el efecto de menisco, el efecto de la expansión térmica de cristal, y los efectosalternativos de temperatura de calibración se aplicarán a la observada lecturas antes de lacorrección. Instrumentos que cumplen los requisitos de este método de ensayo, pero noestán provistos de un certificado de calibración reconocido, se clasifican como nocertificadas.

6.2 Termómetros, que tiene rango, intervalos de graduación y el error máximo de la escalase indica en la Tabla 2 , y conforme a la EspecificaciónE1 Apéndice A o IP.

TABLA 2 Termómetros recomendadosEscala Alcance Intervalo de graduación Error de escala

° C -1-38 0.1 ± 0,1

° C -20 Hasta 102 0.2 ± 0,15

° F -5-215 0.5 ± 0,25

6.2.1 Los dispositivos o sistemas de medición alternativos pueden ser utilizados, siempreque la incertidumbre total del sistema calibrado no es mayor que la especificadaen 6.2 . La repetibilidad declarado y los valores de reproducibilidad no son aplicables si lofluidos alternativos se utilizan en los termómetros de vidrio relleno de líquido.

6.3 Hidrómetro Cilindro de vidrio transparente o de plástico (ver 6.3.1 ). El diámetrointerior del cilindro será de al menos 25 mm mayor que el diámetro exterior del hidrómetro

y la altura deberá ser tal que el hidrómetro adecuado flota en la porción de ensayo de lamuestra con al menos 25 mm entre la parte inferior del hidrómetro y el parte inferior decilindro.

6.3.1 cilindros Hidrómetro construidas con materiales plásticos deben ser resistentes a ladecoloración o el ataque por las muestras de aceite y no afectarán el material se estáprobando. No podrán opaca bajo la exposición prolongada a la luz solar.

6.4 baño de temperatura constante, si es necesario, de dimensiones tales que puedeacomodar el cilindro hidrómetro con la porción de ensayo completamente sumergido podebajo de la superficie del líquido porción de ensayo, y un sistema de control detemperatura capaz de mantener la temperatura del baño dentro de 0,25 ° C de la prueba




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temperatura durante toda la duración de la prueba.

6,5 varilla de agitación, opcional, de vidrio o de plástico, aproximadamente 400 mm delongitud.

7. Muestreo

7.1 A menos que se especifique lo contrario, las muestras de petróleo no volátil y productoderivados del petróleo se adoptarán por los procedimientos descritos en laPráctica D4057 (API MPMS Capítulo 8.1) yD4177 (API MPMS Capítulo 8.2).

7.2 Las muestras de petróleo crudo o productos petrolíferos volátiles se tomanpreferiblemente por Práctica D4177 (API MPMS Capítulo 8.2), utilizando un volumen variable(pistón flotante) receptor de la muestra para minimizar cualquier pérdida de componentesde la luz que pueden afectar a la exactitud de la medición de la densidad. En ausencia deeste servicio, se tendrá mucho cuidado para minimizar estas pérdidas, incluyendo latransferencia de la muestra a un recipiente refrigerado inmediatamente después demuestreo.

7.3 Ejemplo de mezcla y puede ser necesario para obtener una porción representativa deprueba de la muestra global para ser probado, pero se deben tomar precauciones paramantener la integridad de la muestra durante esta operación. La mezcla de petróleo crudo

volátil o productos derivados del petróleo que contienen agua o sedimentos, o ambos, o ecalentamiento de cera de petróleo crudo volátil o productos derivados del petróleo puederesultar en la pérdida de componentes de la luz. Las siguientes subsecciones ( 7.3.1 a7.3.4 dará alguna orientación sobre el mantenimiento de la integridad de la muestra.

7.3.1 volátiles del petróleo crudo y productos petrolíferos Tener una RVP Más de 50kPa- Mezclar la muestra en su envase original cerrado, con el fin de minimizar la pérdidade componentes ligeros.

NOTA 1 - muestras volátiles de mezcla en recipientes abiertos conducirá a la pérdida de los componentes de la luz y por lo tanto afectar elvalor de la densidad obtenida.

7.3.2 Waxy Petróleo Crudo- Si el petróleo tiene un punto de fluidez esperada por encimade 10 ° C, o un punto de enturbiamiento o WAT por encima de 15 ° C, calentar la muestraa una temperatura que es suficiente para asegurar que el material es lo suficientementefluido para proporcionar una adecuada mezclar sin calentar excesivamente el material quede otro modo comprometer la integridad de la muestra.Las muestras calentadas a 9 ° Cpor encima de su punto de congelación, o 3 º C por encima han encontrado su punto deenturbiamiento o WAT ser temperaturas adecuadas a las muestras calientes antes de lamezcla. Siempre que sea posible, mezclar la muestra en su envase original cerrado con efin de reducir al mínimo la pérdida de componentes de la luz.

7.3.3 destilado ceroso- caliente la muestra a una temperatura que es suficiente paraasegurar que el material es lo suficientemente fluido para proporcionar una mezcla

adecuada sin calentar excesivamente el material que de otro modo comprometer laintegridad de la muestra. Las muestras calentadas a 3 ° C por encima de su punto deenturbiamiento o WAT se han encontrado para ser adecuados a temperaturas cálidamuestras antes de la mezcla.

7.3.4 combustible aceites residuales de- Calentar la muestra a la temperatura de ensayoantes de la mezcla (ver 9.1.1 y Nota 4 ).

7.4 Información adicional sobre la mezcla y manipulación de muestras líquidas seencontrará en la práctica D5854 (API MPMS Capítulo 8.3).

8. Verificación Aparatos o Certificación


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8.1 hidrómetros y termómetros se comprobarán de acuerdo con los procedimientosestablecidos en el Anexo A1 .

9. Procedimiento

9.1 Temperatura de prueba:

9.1.1 Llevar la muestra a la temperatura de ensayo, que deberá ser tal que la muestra elo suficientemente fluida, pero no tan alta como para causar la pérdida de componentesde la luz, ni tan bajo como para dar lugar a la aparición de sólidos cerosos en la porción de

ensayo.NOTA 2 - La densidad, densidad relativa o gravedad API determinada por el hidrómetro es más exacta en o cerca de la temperatura dereferencia.

NOTA 3 - El volumen y la densidad, la densidad relativa, y las correcciones del API en las tablas de corrección de volumen se basan en lasexpansiones promedio de una serie de materiales típicos. Dado que los mismos coeficientes se utilizaron en la compilación de cada conjuntode tablas, las correcciones hechas durante el mismo intervalo de temperatura de minimizar los errores derivados de las posibles diferenciasentre el coeficiente del material bajo prueba y los coeficientes estándar. Este efecto se vuelve más importante ya que las temperaturasdivergen de la temperatura de referencia.

NOTA 4 - La lectura del hidrómetro se obtiene a una temperatura adecuada a las características físico-químicas del material bajo prueba. Estatemperatura está preferiblemente cerca de la temperatura de referencia, o cuando el valor se utiliza en conjunción con las mediciones deaceite a granel, a menos de 3 ° C de la temperatura de la masa (véase 5.3 ).

9.1.2 Para petróleo crudo, llevar la muestra cerca de la temperatura de referencia o, si la

cera está presente, a 9 ° C por encima de su punto de fluidez esperada o 3 ° C por encimade su punto de enturbiamiento esperado o WAT, el que sea mayor.

NOTA 5 - Para pe tróleo crudo una indicación de la WAT se puede encontrar utilizando IP 389, Con la modificación de la utilización de 50 l ± 5 de muestra. La precisión de WAT para el petróleo crudo usando esta técnica no se ha determinado.

9.2 Densidad de medición:

9.2.1 Llevar el cilindro hidrómetro y un termómetro con una precisión deaproximadamente 5 ° C de la temperatura de ensayo.

9.2.2 Transferir la muestra al cilindro hidrómetro limpio, estabilización de temperatura sinsalpicaduras, para evitar la formación de burbujas de aire, y minimizar la evaporación de

los componentes de bajo punto de ebullición de las muestras mávolátiles. (Advertencia: Extremadamente inflamable. Los vapores pueden causar unincendio instantaneo! )

9.2.3 Transferencia de muestras altamente volátiles por sifón o agua dedesplazamiento. ( Advertencia- No desviar por vía oral, ya que podría dar lugar a laingestión de la muestra! )

9.2.3.1 Las muestras que contienen alcohol u otros materiales solubles en agua sedeben colocar en el cilindro con un sifón.

9.2.4 Eliminar las burbujas de aire formadas después de haber recogido en la superficie dela muestra problema, tocándolos con un trozo de papel de filtro limpio u otro medio

adecuado antes de insertar el hidrómetro.9.2.5 Coloque el cilindro que contiene la muestra en una posición vertical en un lugar librede corrientes de aire y donde la temperatura del medio que lo rodea no cambia más de 2° C durante el tiempo necesario para completar la prueba. Cuando la temperatura de lamuestra problema difiere en más de 2 ° C de temperatura ambiente, utilice un baño detemperatura constante para mantener una temperatura uniforme en toda la duración deensayo.

9.2.6 Inserte el termómetro o dispositivo de medición de la temperatura apropiada y seagita la muestra de ensayo con una varilla de agitación, usando una combinación demovimientos verticales y de rotación para asegurar temperatura y densidad uniformes en











todo el cilindro hidrómetro. Anotar la temperatura de la muestra a la más cercana 0,1 ° Cy retirar el termómetro / dispositivo de medición de temperatura y la varilla de agitacióndesde el cilindro del hidrómetro.

NOTA 6 - Si se utiliza un termómetro de líquido en vidrio, se utiliza comúnmente como la varilla de agitación.

9.2.7 Baje el hidrómetro adecuado en el líquido y suelte cuando se encuentra en unaposición de equilibrio, con cuidado de no mojar el tallo por encima del nivel en el que flotalibremente. Por baja viscosidad líquidos transparentes o translúcidos observar la forma de

menisco cuando se pulsa el hidrómetro debajo del punto de equilibrio deaproximadamente 1 a 2 mm y se dejó volver al equilibrio. Si los cambios de meniscolimpie el vástago del hidrómetro y repetir hasta que la forma del menisco se mantieneconstante.

9.2.8 Para líquidos viscosos opacos, permita que el hidrómetro se asiente lentamente enel líquido.

9.2.9 Para líquidos transparentes o translúcidas de baja viscosidad deprimen ehidrómetro de dos divisiones de la escala en el líquido, y luego soltarlo, impartir un ligeroincremento para el hidrómetro en libertad para ayudar a llevarlo a descansar flotandolibremente de las paredes del hidrómetro cilindro. Asegúrese de que el resto del vástago

hidrómetro, que está por encima del nivel de líquido, no se humedece en forma de líquidoen el vástago afecta a la lectura obtenida.

9.2.10 Permitir tiempo suficiente para que el hidrómetro para venir a descansar, y paratodas las burbujas de aire que llegan a la superficie. Eliminar las burbujas de aire antes dtomar una lectura (véase 9.2.12 ).

9.2.11 Si el cilindro del hidrómetro está hecho de plástico, disipar cualquier carga estáticapor limpiar el exterior con un paño húmedo. (Las cargas estáticas a menudo se acumulanen cilindros de plástico y pueden prevenir el hidrómetro flote libremente.)

9.2.12 Cuando el hidrómetro ha llegado a descansar flotando libremente lejos de lasparedes del cilindro, leer la escala del hidrómetro la lectura con una precisión de una

quinta parte o una décima parte de una división de la escala completa, dependiendo denúmero de subdivisiones (es decir, 5 y 10, respectivamente) que existen entre unadivisión de escala de conformidad con 9.2.12.1 y 9.2.12.2 .

9.2.12.1 Para líquidos transparentes, grabar la lectura de hidrómetro como el punto enla escala del hidrómetro en la que la superficie principal del líquido corta la escalamediante la colocación de los ojos ligeramente por debajo del nivel del líquido y elevalentamente hasta la superficie, visto primero como una elipse distorsionada, queparece convertirse en una línea recta cortando la escala del hidrómetro (ver fig. 1).

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. Figura 1 Hidrómetro Lectura de escala para líquidos transparentes

9.2.12.2 Para líquidos opacos grabar la lectura del hidrómetro en el punto en la escalade hidrómetro para que la muestra se eleva por encima de su superficie principalmediante la observación con el ojo ligeramente por encima del plano de la superficiedel líquido (véase la fig. 2 ). Esta lectura requiere una corrección del menisco. Estacorrección puede ser determinada por uno de dos métodos: 1) observar la altura poencima de la superficie principal del líquido a la que la muestra se eleva en la escala

del hidrómetro cuando el hidrómetro en cuestión se sumerge en un líquidotransparente que tiene una tensión superficial similar a la que de una muestra bajoprueba; 2) utiliza los valores nominales que se muestran en la Tabla 1 .Documentaeste valor como la corrección del menisco.


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. Figura 2 hidrómetro Lectura de escala para fluidos opacos

NOTA 7 - Al probar líquidos opacos utilizando un hidrómetro cilindro metálico, lecturas precisas de la escala de l hidrómetro sólo puedegarantizarse si la super ficie del líquido está dentro de 5 mm de la parte superior del cilindro.

9.2.13 Inmediatamente después de grabar la lectura de la escala del hidrómetro, levantecuidadosamente el hidrómetro del líquido, inserte el termómetro o dispositivo de mediciónde la temperatura y se agita la muestra de ensayo en posición vertical con lavarilla. Registre la temperatura de la muestra problema con precisión de 0.1 ° C. Si esta

temperatura es diferente de la lectura anterior ( 9.2.6 ) por más de 0,05 ° C, repetir laobservaciones del hidrómetro y observaciones termómetro hasta que la temperatura llegaa ser estable dentro de 0,05 ° C. Si una temperatura estable no se puede obtener, colocael cilindro hidrómetro en un baño de temperatura constante y repetir el procedimientodesde el 9.1 .

9.2.14 Si la temperatura de ensayo es superior a 38 ° C, permiten que todos loshidrómetros del plomo tipo de disparo en cera para escurrir y enfriar en una posiciónvertical.

10. Cálculo

10.1 Aplicar las correcciones pertinentes termómetro a la lectura de temperatura observadoen 9.2.6 y 9.2.13 y registrar el promedio de las dos temperaturas precisión de 0.1 ° C.

10.2 Grabar las lecturas de la escala del hidrómetro observadas al 0.1 más cercano kg m3 de densidad 0,0001 g / ml, kg / L o densidad relativa, o 0,1 ° API para líquidostransparentes.

10.2.1 Para muestras opacas, se aplica la corrección del menisco correspondiente quefigura en la tabla 1 o determinar como se indica en 9.2.12.2 a la lectura del hidrómetroobservado ( 9.2.12.2 ) como densímetros son calibrados para ser leído en la superficieprincipal del líquido.

10.3 Aplicar las correcciones hidrómetro identificada en un certificado de calibración a la
















lectura observada y registrar la escala del hidrómetro corregido la lectura con una precisiónde 0,1 kg / m 3 de densidad 0,0001 g / ml, kg / L o la densidad relativa, o 0,1 ° API.

10.4 Aplicación de la corrección de la expansión térmica de vidrio depende de qué versiónde Adjunto a D1250 Guía para tablas de medición de Petróleo (API MPMS Capítulo 11.1) sepuede utilizar para calcular la densidad de base.

(A) La versión 1980 del Adjunto alD1250 Guía para las tablas de medición de Petróleo(API MPMS Capítulo 11.1) tiene el vidrio corrección de expansión térmica hidrómetro

incluidos. Entrada en el software VCF requiere la lectura del hidrómetro - Lecturaobservado o hidrómetro - Observado, menisco corregido en API, RD, o kg / m 3 unidadesde 9.2.12.2 , observó la temperatura de la muestra, y la incorporada en el hidrómetrocorrección térmica de vidrio Poner el conmutador de encendido (0) o apagado (1).VolveráAPI o RD 60 ° F o kg / m 3 @ 15 ° C.

(B) La versión 2004 del Adjunto alD1250 Guía para tablas de medición de Petróleo(APIMPMS Capítulo 11.1) no incluye la corrección de la expansión térmica de vidriohidrómetro, por lo que la corrección se debe hacer antes de entrar en elsoftware.Dependiendo del uso final específico de los resultados del cálculo, el valor final sepuede dejar redondeada o no redondeados.

Se requieren los siguientes pasos para implementar 10,4 b:Paso 1. Convertir la escala del hidrómetro corregido la lectura de la densidad en kg / m 3sies necesario, utilizando la ecuación 2 o 3 Eq .Escala Unidades Conversión

Gravedad API

Escala Unidades Conversión

Densidad relativa

Deje el resultado sin redondear.Paso 2. Calcular el factor de corrección hidrómetro expansión térmica de vidrio usando laecuación correspondiente a continuación (t se observa la temperatura).Corrección de Temperatura Base (T b ) de 60 ° C:

Corrección de Temperatura Base (T b ) de 15 ° C:

Corrección de una temperatura base (T b ) de 20 ° C:

Deje el resultado sin redondeada.Paso 3. Multiplicar la densidad en kg / m 3 de la Etapa 1 por el HYC adecuada de la Etapa 2para obtener la expansión térmica de vidrio corregida lectura de densidad hidrómetro.

http://portal.astm.org/EDIT/html_annot.cgi?D1298+12b#e00004











Si la temperatura es en grados Celsius, vaya al Paso 5.Paso 4a. Convertir las densidades calculadas en el Paso 3, que comenzó como la gravedadAPI o de densidad relativa (DR) y RD (densidad relativa).

NOTA 8 - El código fuente C actual compilado dll y Excel Add-in tiene una omisión y no se puede utilizar un kg / m 3 llamada con grados F.

Paso 4b. RD entrada y grados F en la sección 11.1.6.2 del Adjunto alD1250 -04 Guía paratablas de medición de Petróleo (API MPMS Capítulo 11,1 a 2004), que devuelve RD @ 60 °C.

NOTA 9 - Presión tendrá que ser de calibre atmosférica, o 0 psig como el adjunto aD1250 Guía para las tablas de medición de Petróleo(API MPMS Capítulo 11.1) los valores sólo son válidos a la presión atmosférica.

Paso 4c. convertir el valor calculado RD @ 60 ° F a una Gravedad API calculado @ 60 ° Cutilizando la ecuación 9 , si la entrada original estaba en unidades de API.

Paso 5. entrada de la densidad calculada en el Paso 3 en kg / m 3 HYC, grado C,temperatura en la base (15 ° C o 20 ° C) en la Sección 11.1.7.2 de la adjunto aD1250 -04Guía para tablas de medición de Petróleo (API MPMS Capítulo 11,1 a 2004), que devolveráuna densidad calculada en kg / m 3 unidades a la temperatura de base seleccionada.

NOTA 10 - Presión tendrá que ser de calibre atmosférica, 0 psig, 101,325 kPa o 0 bar en el adjunto aD1250 Guía para las tablas de medición dePetróleo (API MPMS Capítulo 11.1) los valores sólo son válidos a la presión atmosférica.

c. Las futuras versiones del complemento deD1250 Guía para tablas de medición de Petróleo(API MPMS Capítulo 11.1) código se corrige de forma que se puede aceptar cualquiercombinación de unidades de entrada y devolver cualquier combinación de unidades desalida. Cuando esté disponible, el adjunto alD1250 Guía para tablas de medición de Petróleo(API MPMS Capítulo 11.1) código se puede acceder directamente desde el Paso 3 y elretorno de la API @ 60 ° C, RD @ 60 ° C, y kg / m 3 a cualquier temperatura baseseleccionada.

Ejemplo 1:

Ejemplo: Petróleo crudo

Temperatura Observado: 77 ° F

Observado lectura del hidrómetro: 33.2 Gravedad API

Temperatura Base: 60 ° F

Paso 1: 858.2924347298 ... Ecuación 2 , la ecuación 3

Paso 2: 0.999780948 ... Ecuación 4 , la ecuación 5 ,la

ecuación 6

Paso 3: 858.104424227 Eq 7

Paso 4a: 0.858949631 ... Ec. 8

Paso 4b: 0.865678279 ...

Paso 4C1: 31.955643312 ... Ec. 9 redondeados

Paso 4c2: 32.0 ° API Ec. 9 redondeado

Ejemplo 2:


Temperatura Observado: 25.0 ° C

Observado lectura del hidrómetro: 858,29 kg / m 3

Presión Observado: 0 bar

Temperatura Base: 15 ° C

Paso 1: 858.290000000 ... ninguna conversión necesaria

Paso 2: 0.999768000 ... Eq 4

Paso 3: 858.090876720 ... Eq 7

Paso 5.1: 865.207470082 ... unrounded

Paso 5.2 865,21 kg / m 3 redondeado

Ejemplo 3:


Temperatura Observado: 77.0 ° F

Lectura del hidrómetro Observado (RD): 0.859138























Top Bottom

Top Bottom

Presión observada 0 psig

Temperatura Base: 60 ° F

Paso 1: 858.292608208 ... Ecuación 2 , la ecuación 3

Paso 2: 0.999780948 ... Ecuación 4 , la ecuación 5 ,la

ecuación 6

Paso 3: 858.104597667 ... Eq 7

Paso 4a: 0.858949804 ... Ec. 8

Paso 4b 0.865678451 ... unrounded

Paso 4c 0.8657 ... redondeado

10.5 Si el hidrómetro está calibrado a una temperatura distinta de la temperatura de

referencia, utilice la siguiente ecuación para corregir la lectura de la escala del hidrómetro:

donde: ρ r = lectura del hidrómetro a la temperatura de referencia, r ° C, y ρ t = lectura del hidrómetro en la escala del hidrómetro cuya referencia es la temperatura t ° C.

11. Informe

11.1 Indique el valor final como la densidad, en kilogramos por metro cúbico, a latemperatura de referencia, con una aproximación de 0,1 kg / m 3 .

11.2 Informe del valor final como la densidad, en kilogramos por litro o gramos por mililitroen la temperatura de referencia, hasta el 0,0001 cercano.

11.3 Indique el valor final de la densidad relativa, sin dimensiones, en las dos temperaturasde referencia, hasta el 0,0001 cercano.

11.4 Informe del valor final como API gravedad a la aproximación de 0,1 ° API.

11.5 Los valores de presentación de informes no tienen precisión o determinación sesgo.Eresponsabilidad del usuario para determinar si este método de ensayo proporciona

resultados de una precisión suficiente para la finalidad prevista.11.6 hidrómetros certificado de un organismo de normalización reconocido, como el NISTinforman de la densidad de salida como "densidad al vacío."

12. Precisión y sesgo

12.1 Precisión- La precisión del método de ensayo tal como se determina mediante eexamen estadístico de los resultados entre laboratorios es la siguiente:

12.1.1 Repetibilidad La diferencia entre los resultados de dos pruebas, obtenidos por emismo operador con el mismo aparato en condiciones de funcionamiento constante tomade muestra, sería en el largo plazo, en el funcionamiento normal y correcto del método de

ensayo, superar los valores en el cuadro 3 sólo en 1 caso en el 20.TABLA 3 Valores de precisión

Producto: Líquidos de baja viscosidad transparentes

Parámetro

Rango de

Temperatura,

° C (° F)

UnidadesRepeat-

capacidad

Repro-

cibilidad

Densidad -2-24,5

(29 a 76)kg / m 3

kg / L og / ml

0.5

0.0005

1.2

0.0012

Densidad relativa -2-24,5

(29 a 76)

NINGUNO 0.0005 0.0012

Gravedad API (42 a 78) ° API 0.1 0.3

Producto: Líquidos Opacos

Parámetro

Rango de

Temperatura,

° C (° F)

UnidadesRepeat-

capacidad

Repro-

cibilidad





















Top Bottom

Top Bottom

Top Bottom

Top Bottom

Densidad -2-24,5

(29 a 76)kg / m 3

kg / L og / ml

0.6

0.0006

1.5

0.0015

Densidad relativa -2-24,5

(29 a 76)

NINGUNO 0.0006 0.0015

Gravedad API (42 a 78) ° API 0.2 0.5

12.1.2 Reproducibilidad La diferencia entre dos resultados individuales e independienteobtenidos por diferentes operadores en laboratorios diferentes con un material problemaidéntico sería, a largo plazo, en el funcionamiento normal y correcto del método deensayo, superan los siguientes valores sólo en 1 caso en 20.

12.1.3 Los valores de repetibilidad y reproducibilidad proporcionados en el Cuadro 3 no sebasan en ningún resultado del round robin entre laboratorios. No se deben considerar losnúmeros históricos, la fuente de la que no puede ser verificada por ASTM o API y hanestado en este documento antes de la pizarra actual de aceites crudos mezclados, RFG degasolina y destilados reformulados. Estos valores no se aplican a los procedimientos decálculo actual y es responsabilidad del usuario para determinar si este método de ensayoproporciona resultados de precisión suficiente para la finalidad prevista.

12.2 SESGO sesgo de este método de ensayo no se ha determinado. Sin embargo, nodebería haber ningún sesgo de medidas absolutas, si la calibración del hidrómetro y e

termómetro es compatible con los estándares internacionales, como suministrado por eInstituto Nacional de Estándares y Tecnología.

13. Palabras clave

13,1 gravedad API, el petróleo crudo, la densidad; hidrómetro; tablas de medición depetróleo, productos derivados del petróleo, la densidad relativa, densidad relativa

ANEXO

(Información obligatoria)

A1. APARATO

A1.1 Verificación Aparatos y CertificaciónA1.1.1 Densímetros, deberán bien ser certificados o verificados. Verificación será, o bienpor comparación con un hidrómetro certificada (ver 6.1.1 ) o por el uso de un material dereferencia certificado (CRM) específica a la temperatura de referencia utilizado.

A1.1.1.1 La escala del hidrómetro será correctamente situado dentro del vástagohidrómetro por referencia a la marca de referencia. Si la balanza se ha movido, serechaza el hidrómetro.

A1.1.2 Termómetros, se comprobarán a intervalos de no más de seis meses para laconformidad con las especificaciones. Cualquier comparación con un sistema de medición dela temperatura de referencia trazable a un estándar internacional, o una determinación depunto de congelación, es adecuado.

RESUMEN DE CAMBIOS

Subcomité D02.02 ha identificado la ubicación de cambios seleccionados para estaespecificación desde la última publicación (D1298-12a) que pueda afectar el uso de esteestándar. (Aprobada el 1 de junio de 2012)

(1) Alta 3.1.4 .

Subcomité D02.02 ha identificado la ubicación de cambios seleccionados para estaespecificación desde la última publicación (D1298-12), que pueden afectar el uso de este























Top Bottom

estándar. (Aprobado el 15 de mayo de 2012)

(1) Revisada 9.2.12.2 .

(2) revisión de la Sección 10 .

Subcomité D02.02 ha identificado la ubicación de cambios seleccionados para estaespecificación desde la última publicación (D1298-99 (2005)) que pueda afectar el usode este estándar. (Aprobado el 1 de abril de 2012)

(1) Alta 10,4 para representar la corrección cristal térmico ahora se requiere en esta norma.

(2) Hecho aclaraciones y correcciones de las secciones 9 , 11 y 12 .

Notas al pie

1Este método de ensayo se encuentra bajo la jurisdicción del Comité ASTM D02 sobre productos y lubricantes y de la Comisión sobre e

petróleo API de medición de petróleo, y es responsabilidad directa del Subcomité D02.02 / COMQ, el Comité ASTM-API conjunto sobre Medicióde Hidrocarburos para transferencia de custodia (Joint ASTM-API).Edición actual aprobado el 1 de junio 2012. Publicado en octubre de 2012. Originalmente aprobado en 1953. Última edición anterior aprobado e2012 D1298-12a. DOI: 10.1520/D1298-12B.

2Para las normas ASTM citadas, visite el sitio web de ASTM, www.astm.org , o contacte con Atención al Cliente e

[email protected] . Para Annual Book of ASTM Normas información sobre el volumen, consulte la página Resumen del documento de lnorma en el sitio web de ASTM.

3 Publicado como Manual de Normas de Medición de Petróleo. Disponible desde el Instituto Americano del Petróleo (API), 1220 L St., NWWashington, DC 20005.

4Disponible a partir del Instituto de Energía, 61 New Cavendish Street, London, W1M 8AR, Reino Unido.

5Disponible en el Instituto Amer icano de Estándares Nacionales (ANSI), 25 W. 43rd St., 4th Floor, New York, NY 10036.

6Disponible en las oficinas de ASTM International. Orden Adjunto No. ADJD1250 . Adjunto original producida en 1983.

ASTM International no toma posición respecto a la validez de los derechos de patente declarados en relación con cualquier artículo mencionado en esta norma. Se advierte expresamente a los usuarios de esta norma que la determinación de la validez decualquiera de esos derechos de patentes, y el riesgo de lesión de sus derechos, son enteramente su propia responsabilidad.

Esta norma está sujeta a revisión en cualquier momento por el comité técnico responsable y debe ser revisado cada cinco años y sno es revisada, reaprobada o retirada. Los invitamos a realizar comentarios para la revisión de esta norma o para normas adicionales

deberán dirigirse a las oficinas de ASTM International. Sus comentarios serán atentamente examinados en una reunión del comitétécnico responsable, a la que usted puede asistir. Si usted siente que sus comentarios no han recibido una audiencia justa, pued presentar sus puntos de vista con el ASTM Committee on Standards, a la dirección que se muestra a continuación.

Esta norma es propiedad intelectual de ASTM International, 100 Barr Harbor Drive, PO Box C700, West Conshohocken, PA 194282959, Estados Unidos.

Derechos permiso para fotocopiar la norma también puede obtenerse de la página web de la ASTM( www.astm.org/COPYRIGHT/ ).

Copias (simples o múltiples) de esta norma se pueden obtener contactando a ASTM en la dirección dada o a610-832-9585 (teléfono), 610-832-9555 (fax) o [email protected] (e- electrónico), oa través de la página web de la ASTM( www.astm.org ).

http://www.astm.org/COPYRIGHT/

http://www.astm.org/

mailto:[email protected]

http://www.astm.org/BOOKSTORE/ADJUNCT/ADJD1250.htm

mailto:[email protected]

http://www.astm.org/

http://www.astm.org/COMMIT/SUBCOMMIT/D0202.htm

http://www.astm.org/COMMIT/COMMITTEE/D02.htm










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