Гост 2177: Библиотека государственных стандартов

Содержание

ГОСТ 2177-82 Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава

Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава

В документе освещены следующие темы:

Настоящий стандарт устанавливает методы (А и Б) определения фракционного состава автомобильных и авиационных бензинов, авиационных топлив для турбореактивных двигателей, лигроинов, уайт-спирита, керосина, газойлей, дизельных топлив и аналогичных нефтепродуктов. Фракционный состав нефти и темных нефтепродуктов определяют методом Б. Сущность метода заключается в перегонке 100 куб.см испытуемого нефтепродукта при условиях, предусмотренных стандартом. При разногласиях в оценке качества нефтепродуктов применяют метод А


В нашем каталоге актов, вы сможете загрузить документ ГОСТ 2177-82. Величина документа составляет 1 стр. Мы храним широкую базу документов ГОСТы. Для более удобного просмотра мы оформили все файлы в распространенные форматы PDF и DOC и оптимизировали файл до объема 24.9 КБ. Текущий нормативно правовой акт издан 01.05.1997. В нашем электронном каталоге всего 23156 документов. Если, вы удалите документ или запланируете проверить его актуальность, он при необходимости будет находиться по ссылке: /media/new/regulation/gost-2177-82-nefteprodukty-metody-opredeleniia.pdf

Информация о файле

Статус: отменен

Дата публикации:

26 января 2020 г.

Дата введения: 1 мая 1997 г.

Количество страниц: 1

Имя файла: gost-2177-82-nefteprodukty-metody-opredeleniia.pdf

Размер файла: 24,9 КБ

Скачать

ГОСТ 2177-82 «Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава»

БЗ 11-96

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

НЕФТЕПРОДУКТЫ

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФРАКЦИОННОГО СОСТАВА

ГОСТ 2177-82 (СТ СЭВ 758-77)

Издание официальное

ИПК ИЗДАТЕЛЬСТВО СТАНДАРТОВ Москва

Группа Б09

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

НЕФТЕПРОДУКТЫ

Методы определения фракционного состава

Petroleum products.

Methods for determination of distillation characteristics

ГОСТ 2177-82 (CT СЭВ 758-77)

ОКСТУ 0209

Дата введения 01.01.83

Настоящий стандарт устанавливает методы (А и Б) определения фракционного состава автомобильных и авиационных бензинов, авиационных топлив для турбореактивных двигателей, лигроинов, уайт-спирита, керосина, газойлей, дизельных топлив и аналогичных нефтепродуктов.

Фракционный состав нефти и темных нефтепродуктов определяют методом Б.

Сущность метода заключается в перегонке 100 см3 испытуемого нефтепродукта при условиях, предусмотренных стандартом.

Термины, применяемые в стандарте, и пояснения к ним приведены в приложении 1.

При разногласиях в оценке качества нефтепродуктов применяют метод А.

1. МЕТОДА

1.1. Аппаратура, материалы и реактивы Аппараты типов 1 и 2 (черт. 1 и 2) или другие типы аппаратов, обеспечивающие получение результатов в соответствии с точностью метода (п. 1.4.10). Требования к конструкции узлов аппаратов изложены в приложении 2.

* ★

Издание официальное    Перепечатка    воспрещена

О Издательство стандартов, 1982 © ИПК Издательство стандартов, 1997 Переиздание с Изменениями

С. 10 ГОСТ 2177-82

Р{ — барометрическое давление во время испытания, мм рт. ст.;

t0 — наблюдаемые показания термометра, *С.

Скорректированную температуру округляют до 0,5 °С.

1.4.5.    После внесения в показания термометра поправок на барометрическое давление записывают скорректированные значения температуры начала и конца кипения, температуры выпаривания и разложения, объем отгона, восстановленный общий объем, каждый кратный 10 %-ный отгон (объемы отогнанного продукта) и соответствующие им температуры.

Потери и остаток определяют в соответствии с приложением 1.

1.4.6.    Для нефтепродуктов группы I по табл. 1 и 2 и тех нефтепродуктов, которые при перегонке дают потери 2 % и более, для которых нормируется объем выпаривания, записывают результаты по показаниям термометра и объему выпаривания (см. приложение 1), а рассчитывают по пп. 1.4.7 и 1.4.8. Для остальных нефтепродуктов запись результатов производят по показаниям термометра и объему отгона. Если обработка результатов проводилась по объему выпаривания (с учетом потерь), то об этом указывают при записи данных.

1.4.5; 1.4.6. (Измененная редакция, Изм. № 3).

1.4.7.    Для определения объема выпаривания при заданной температуре к полученному объему отгона при этой температуре прибавляют потери.

1.4.8.    Для определения температуры при заданном объеме выпаривания применяют один из методов, приведенных в пп. 1.4.8.1, 1.4.8.2, который указывают при записи результатов.

1.4.8.1.    Графический метод

Для построения графика на миллиметровую бумагу по оси ординат наносят значения температур, полученные по п. 1.4.5, а по оси абсцисс — соответствующие объемы отгона. Температура начала кипения должна соответствовать объему отгона 0.

Для получения температуры, соответствующей заданному объему выпаривания, из заданного объема выпаривания вычитают потери и получают объем отгона. По графику находят температуру, соответствующую объему отгона. Значения, полученные этим методом, зависят от точности построения графика.

В приложении 3 приведен пример, иллюстрирующий графический метод.

1.4.8.2.    Расчетный метод

Температуру (/) в °С при заданном объеме выпаривания вычисляют по формуле

Аппарат типа 1 (с газовой горелкой)

/ — охлаждающая баня; 2 — вентиляционные отверстия; 3 — горелка; 4 — кожух; 5 — асбестовая прокладка; 6 — колба для перегонки; 7— термометр; 8 — крышка бани; 9 — фильтровальная бумага;

10— подставка; 11 — мерный цилиндр; 12— газопровод

Черт. 1

ГОСТ 2177-82 С. 3

Аппарат типа 2 (с электронагревателем)

! \lir—-’>V/

J

1 — мерный цилиндр; 2 — фильтровальная бумага; 3 — термометр; 4 — колба для перегонки; 5 — асбестовая прокладка; 6 — элемент электрического нагревателя; 7— подставка; 8— ручка для регулирования положения колбы; 9 — диск для регулирования нагрева; 10 — выключатель; 11 — открытое дно кожуха; 12 — охлаждающая баня; 13 — трубка холодильника; 14 — кожух

Черт. 2

Колба для перегонки    Мерный    цилиндр

Колбы для перегонки вместимостью 125 см3 из термостойкого стекла (черт. 3), края пароотводной трубки и горловины колбы должны быть оплавлены.

Цилиндр мерный с носиком и оплавленной поверхностью, вместимостью 10 см3, с ценой деления 0,1 см

3.

Цилиндр мерный с носиком и оплавленной поверхностью, вместимостью 100 см3, с ценой деления 1 см3, форма основания которого произвольная, обеспечивающая устойчивое положение пустого цилиндра, установленного на поверхности при угле наклона к горизонту 15* (черт. 4).

Баня охлаждающая для цилиндра, представляющая прозрачный сосуд из стекла или пластмассы, обеспечивающая погружение мерного цилиндра в охлаждаемую жидкость до отметки 100 см3.

Термометр стеклянный ртутный по ГОСТ 400, типа ТИН4-1 (для нефтепродуктов 4-й группы) и ТИН4-2 (для нефтепродуктов 1, 2 и 3-й групп).

ГОСТ 2177-82 С. 5

Обезвоживающие вещества: натрий сернокислый безводный (сульфат натрия) по ГОСТ 4166; кальций хлористый; натрий хлористый по ГОСТ 4233.

Бумага фильтровальная по ГОСТ 12026.

Секундомер не ниже 2-го класса точности.

Барометр.

(Измененная редакция, Изм. № 1, 3).

1.2. Подготовка к испытанию

1.2.1.    Подготовка проб

1.2.1.1.    В зависимости от давления насыщенных паров и температур начала и конца кипения нефтепродукты подразделяют на четыре группы (табл. 1).

Таблица 1

Группа

Давление насыщенных паров, при 37,8 вС Па (мм рт. ст.)

Температура, “С

начала кипения

конца кипения

I

*65 103С>488)

<250

II

<65 103(<488)

<250

III

<65 103(<488)

<100

>250

IV

<65 103(<488)

>100

>250

1.2.1.2.    Пробу нефтепродукта 1-й группы наливают при минимальном перемешивании в предварительно охлажденную до 13—18 °С склянку (емкость для отбора пробы). Если возможно, заполняют склянку (емкость для отбора пробы) погружением ее в нефтепродукт; при этом первую налитую порцию выливают.

Склянку (емкость для отбора пробы) немедленно закрывают пробкой и помещают в баню со льдом или холодильник и хранят до начала испытания при температуре не выше 15 °С.

Нефтепродукты 2, 3 и 4-й групп обработке не подвергают.

1.2.1.3.    Пробы, содержащие воду, для испытаний непригодны.

Нефтепродукты с температурой начала кипения ниже 66 ‘С, содержащие влагу, не обезвоживают. Для проведения испытания следует взять другую пробу, в которой отсутствует взвешенная вода.

Нефтепродукты с температурой начала кипения 66 °С и выше, содержащие влагу, обезвоживают встряхиванием с безводным сульфатом натрия или другим соответствующим обезвоживающим реагентом после отстаивания и отделяют пробу от осушителя декантацией.

С. 6 ГОСТ 2177-82

1.2.1.2; 1.2.1.3. (Измененная редакция, Изм. № 3).

1.2.2. Подготовка аппаратуры

1.2.2.1.    Температура пробы нефтепродукта и аппаратуры перед испытанием должна соответствовать требованиям табл. 2.

1.2.2.2.    Заполняют баню так, чтобы трубка холодильника была покрыта охлаждающим агентом. Охлаждающий агент (колотый лед, вода, лед с солью и др.) выбирают в зависимости от температуры, приведенной в табл. 2.

Таблица 2

Наименование

Норма для группы

показателя

I

II

III

IV

Подготовка аппаратуры

Температура в начале испытания, °С:

колбы и термометра

прокладки для колбы и кожуха

мерного цилиндра и 100 см3 пробы

От 13 до 18

Не выше температуры окружающей среды

От 13 до 18

Условия проведения испытания

Температура охлаждающей бани, *С

От 0 до 1

От 0 до 4

Температура среды, окружающей мерный цилиндр, вС

От 13 до 18

Время от начала нагревания до температуры начала кипения, мин

Время, прошедшее от достижения температуры начала кипения до получения 5 %-ного отгона, с

От 5 до 10

Не выше температуры окружающей среды

От 13 до температуры окружающей среды

От 0 до 60*

Температура с отклонениями +3 °С от температуры пробы, подготовленной для перегонки

От 5 до 15

От 60 до 75

ГОСТ 2177-82 С. 7

Продолжение табл. 2

Наименование

Норма для группы

показателя

I

II

III

IV

Время от образования 95 см3 отгона до конца кипения, мин

От 3 до 5

<5

<5

♦Температура бани должна быть минимальной, обеспечивающей удовлетворительное проведение испытания.

В колотый лед добавляют достаточное количество воды для того, чтобы покрыть трубку холодильника.

При необходимости проводят циркуляцию, перемешивание или продувку воздухом для сохранения требуемой температуры в охлаждающей бане во время проведения испытания.

Аналогичные меры предусматривают для поддержания температуры охлаждающей бани для цилиндра (см. табл. 2).

(Измененная редакция, Изм. № 1).

1.2.2.3.    Удаляют оставшуюся жидкость из трубки холодильника кусочком мягкой ткани без ворса, прикрепленной к медной проволоке или жгуту.

1.2.2.4.    Температуру пробы доводят до значений, указанных в табл. 2.

Отмеряют 100 см3 пробы мерным цилиндром и переносят ее в

колбу для перегонки, соблюдая меры предосторожности для того, чтобы жидкость не попала в пароотводную трубку.

1.2.2.5.    Термометр с плотно прилегающей пробкой устанавливают в горловину колбы так, чтобы шарик термометра располагался по центру горловины и нижний конец капилляра находился на уровне самой высокой точки нижней внутренней стенки пароотводной трубки.

1.2.2.6.    Колбу с пробой устанавливают на подставку и соединяют с трубкой холодильника при помощи пробки, через которую проходит пароотводная трубка. Колбу устанавливают в вертикальном положении, при этом пароотводная трубка входит в трубку холодильника на расстояние 25—50 мм.

(Измененная редакция, Изм. № 2).

1.2.2.7.    Мерный цилиндр, в котором измеряли пробу для испытания, без высушивания помещают в баню и ставят под нижний конец трубки холодильника так, чтобы конец трубки был опущен по центру цилиндра на 25 мм, но не ниже отметки 100 см3.

Цилиндр накрывают куском фильтровальной бумаги или аналогичным материалом, который должен плотно прилегать к трубке холодильника.

Уровень жидкости в бане для цилиндра поддерживают до отметки не менее 100 см3.

1.2.2.8. Записывают барометрическое давление.

1’3. Проведение испытания

1.3.1.    Нагревают пробу в колбе для перегонки так, чтобы период времени между началом нагревания и температурой начала кипения соответствовал табл. 2.

1.3.2.    Отмечают температуру начала кипения и ставят цилиндр так, чтобы конденсат стекал по стенке.

Регулируют нагрев так, чтобы скорость перегонки от 5 %-ного отгона до получения 95 см3 отгона бьша для всех групп нефтепродуктов от 4 до 5 см3/мин.

1.3.3.    В период между температурами начала и конца кипения топлива отмечают и записывают данные, необходимые для вычисления и записи результатов испытания (пп. 1.4.1—1.4.9). Объем измеряют с погрешностью не более 0,5 см3, а температуру — с погрешностью не более 0,5 °С.

(Измененная редакция, Изм. № 3).

1.3.4.    Если при перегонке температура поднимается до 370 °С или наблюдается разложение пробы, нагревание прекращают и продолжают испытание, как указано в п. 1.3.7. Во всех других случаях руководствуются требованиями п. 1.3.5.

1.3.5.    Регулируют нагрев так, чтобы время от образования 95 смотгона до температуры конца кипения соответствовало указанному в табл. 2.

1.3.6.    Отмечают температуру конца кипения или температуру выпаривания, а если это требуется, то записывают оба значения и прекращают нагревание.

Если по достижении температуры конца кипения не вся жидкость испарилась со дна колбы, то объем этой жидкости записывают как остаток.

1.3.7.    По мере заполнения цилиндра конденсатом записывают его объем с интервалом 2 мин до тех пор, пока два последовательных измерения не дадут одинаковых результатов. Измеряют объем конденсата, записывают его значение как объем отгона (выхода). Если перегонка прекращена (см. п. 1.3.4), записывают остаток и потери, вычитая из 100 выход конденсата, и не проводят испытание по пп. 1.3.8 и 1.3.9.

ГОСТ 2177-82 С. 9

1.3.8.    После охлаждения колбы содержимое выливают в конденсат, собранный в цилиндре, и дают стечь до тех пор, пока объем в мерном цилиндре не будет увеличиваться. Записывают этот объем как восстановленный общий объем.

Примечание. Допускается измерять объем охлажденного остатка в колбе, сливая его в цилиндр с ценой деления 0,1 см3. За восстановленный общий объем принимают сумму значений установленного объема и выхода конденсата в процентах.

1.3.9.    Для вычисления объема потерь вычитают общий объем отгона из 100.

(Измененная редакция, Изм. № 2).

1.4. Обработка результатов

1.4.1.    По каждому проведенному испытанию пробы нефтепродукта записывают и вычисляют все данные и значения, установленные в нормативно-технической документации на нефтепродукты.

Если в нормативно-технической документации нет конкретных указаний, записывают температуру начала кипения, температуру конца кипения или температуру выпаривания, или оба эти значения, показания термометра при 5 и 95 %-ном отгоне и при каждом кратном 10 %-ном отгоне (объеме отогнанного продукта) в интервале от 10 до 90 % включительно.

1.4.2.    Значения всех объемов в процентах записывают с погрешностью не более 0,5, показания термометра с погрешностью не более 0,5 °С, а барометрическое давление с погрешностью не более 0,05-103 Па (0,38 мм рт. ст.).

1.4.3.    При испытании авиационных топлив для турбореактивных двигателей и подобных продуктов некоторые заданные температуры могут оказаться в той части шкалы термометра, которая закрыта пробкой. В этом случае перегонку проводят в соответствии с требованиями группы 3(табл. 1, 2) и п. 1.3.2 с применением термометра типа ТИН4-2, что указывают в результатах испытания.

1.4.4.    При давлении выше или ниже 101,3103 Па (760 мм рт. ст.) вводят поправку на барометрическое давление к каждому показанию термометра. Поправку (С) “С вычисляют по формулам (1) или (2), или используют данные табл. 3.

С= 0,00009(101,3 103—/) (273+/0),    (1)

С = 0,00012(760—/*,) (273+Г0),    (2)

где Р — барометрическое давление во время испытания, Па;

РАСЧЕТ ФРАКЦИОННОГО СОСТАВА КОМПАУНДИРОВАННЫХ ТОПЛИВ

Раздел: Наука

С.С. Демченко


Товарные топлива, производимые на НПЗ, представляют собой смесь тех или иных компонентов – продуктов различных технологических установок. Например, в состав товарного бензина могут входить следующие компоненты: алкилат, изомеризат, риформат (катализат), бензин каталитического крекинга и гидрокрекинга, олигомеризат, оксигинаты и т.д. При составлении рецептуры товарного топлива стоит непростая задача подбора количественного соотношения исходных компонентов, при котором значения всех регламентируемых нормами свойств топлива будут соответствовать требованиям этих норм. Поиск правильных рецептур экспериментальным методом является трудоемкой задачей, поэтому целесообразным представляется определение соотношения исходных компонентов расчетным способом, заключающемся в прогнозировании свойств товарных топлив на основе количества и свойств исходных компонентов.

 Многие свойства товарных топлив достаточно просто рассчитать, используя правило аддитивности; одним из наиболее сложных для расчета свойств, которое регламентируется в нормативно-технической документации, является фракционный состав по ГОСТ 2177 или ASTM D86. Сложность расчетного определения фракционного состава для компаундированного топлива по ГОСТ 2177 заключается в том, что непосредственно данные о фракционном составе исходных компонентов не могут быть использованы и должны быть вначале трансформированы. Необходимость трансформации обсусловлена двумя основными причинами:

  • фракционный состав по ГОСТ 2177 не позволяет судить об истинном количественном содержании веществ, входящих в состав компонентов моторных топлив;
  • исходные компоненты имеют различные интервалы кипения.

 Соответственно определение фракционного состава компаундированного топлива по ГОСТ 2177 на основании данных о фракционном составе исходных компонентов, применяя правило аддитивности, будет некорректным. Однако эту задачу можно решить, если перевести данные по фракционному составу по ГОСТ 2177 исходных компонентов к виду, когда можно будет применить правило адитивности.

 В литературе [1] приводятся несколько методов расчета фракционного состава компаундированных топлив. В практике наибольшее распространение получили два метода:

  • графический метод суммации;
  • метод Эдмистера.
Графический метод суммации подразумевает собой постепенное определение фракционного состава компаундированного топлива. То есть вначале определяется фракционный состав смеси из двух компонентов, потом к ней добавляется третий компонент, потом четвертый и так далее. Учитывая, что в состав компаундированных топлив может входить 7 и более компонентов, определение фракционного состава таким методом представляет непростую и очень трудоемкую работу, которая к тому же плохо поддается машинной обработке.

 По мнению автора, метод Эдмистера является наиболее удобным, так как он легко поддается машинной обработке, несмотря на большое количество вычислений, которое необходимо провести. Этот метод предполагает расчет фракционного состава по ГОСТ 2177, через фракционный состав по ИТК. Фракционный состав по ИТК позволяет определить «истинное» количество каждого компонента с узким интервалом кипения, входящего в состав нефтепродукта, что делает результаты расчета более точными. Зная общее количество компонентов с определенной температурой кипения, входящих в состав компаундированного топлива, можно рассчитать фракционный состав самого топлива по ИТК, а потом фракционный состав по ИТК перевести в фракционный состав по ГОСТ 2177.b (1)

 ИТК – истинная температура кипения, °С;
ГОСТ 2177 – температура кипения по ГОСТ 2177, °С:
a и b – константы.

 Константы для уравнения (1) представлены в табл. 1.

 Таблица 1

% об.

a

b

Диапазон по ГОСТ 2177, °С

1

0

0,9177

1,0019

20-320

2

10

0,5564

1,0900

35-305

3

30

0,7617

1,0425

50-315

4

50

0,9013

1,0176

55-320

5

70

0,8821

1,0226

65-330

6

90

0,9552

1,0110

75-345

7

95

0,8177

1,0355

75-400

Метод Риази-Дауберта был протестирован на 559 точках, полученных из 80 различных нефтяных фракций. Отклонение рассчитанного значения ИТК от экспериментального значения не превышает 5°С.

 При дроблении исходных компонентов на узкие фракции рекомендуется разбивать на фракции с интервалом кипения не более 5-10°С. Определение фракционного состава по ИТК компаундированного топлива на основании состава по ИТК исходных компонентов осуществляется по правилу аддитивности. То есть для того, чтобы определить какое количество компаундированного топлива выкипает при температуре 100°С, необходимо сложить содержание всех узких фракций в исходных компонентах, которые выкипают до 100°С. Количество точек, для которых определяется фракционный состав по ИТК компаундированного топлива, должно быть не менее 10.

 Как видно из табл. 1, константы a и b в уравнении (1) зависят от доли выкипания нефтепродукта, поэтому для пересчета фракционного состава из ИТК в ГОСТ 2177 необходимо знать значения ИТК для определенных процентов выкипания. При определении фракционного состава по ИТК компаундированного топлива получить все необходимые значения сразу не представляется возможным и чаще всего необходимо использовать один из методов прогнозирования поведения кривой разгонки нефтяных фракций. Более подробно данные методы рассмотрены в статье [3].

На основании предложенного алгоритма был проведен расчет фракционного состава компаундированных бензинов, сравнение с данными лабораторного контроля [4] и результатами расчета в системе математического моделирования SIMSCI Pro/II.

 Фракционные составы исходных компонентов представлены в таблице 2, рецептуры компаундированных бензинов представлены в таблице 3.

 Таблица 2

Наименование

Ед.изм.

Фракционный состав по ГОСТ 2177

НК

5%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

КК

Легкий алкилат

°С

38

62

72

83

91

96

99

102

104

107

115

157

Тяжелый алкилат

°С

148

159

163

167

171

174

179

183

189

199

219

269

Риформат

°С

47

76

89

107

118

126

132

138

144

151

161

201

Средний риформат

°С

107

111

111

111

111

112

112

113

114

116

122

158

Тяжелый риформат

°С

156

163

164

166

168

171

173

177

181

188

199

252

Бензин КК №1

°С

43

62

70

79

89

102

116

132

149

169

191

222

Бензин КК №2

°С

44

61

68

77

87

100

115

132

150

169

193

223

Легкий бензин КК

°С

35

47

51

54

59

65

73

83

93

107

125

169

Легкий прямогонный бензин

°С

33

41

45

47

49

52

56

59

65

73

84

126

Изомеризат

°С

48

55

57

57

57

58

58

58

58

59

59

63


  Таблица 3

Рецептура

А

Б

В

Г

Компонент

% об.

% об.

% об.

% об.

Бензин КК №1

0,0

19,8

0,0

3,1

Бензин КК №2

0,0

0,0

6,3

0,0

Легкий бензин КК

11,2

30,7

11,2

40,4

Легкий алкилат

28,0

0,0

2,7

18,3

Тяжелый алкилат

3,1

0,0

0,0

0,0

Риформат

18,0

0,0

24,4

24,1

Средний риформат

8,8

13,8

0,0

0,0

Тяжелый риформат

0,0

22,7

0,0

0,0

Легкий прямогонный бензин

14,6

5,9

20,3

10,6

Изомеризат

9,7

0,0

17,2

0,0

н-Бутан

5,4

6,3

2,3

2,9

МТБЭ

0,0

0,0

15,0

0,0

Бензол

1,1

0,8

0,7

0,6

  
  Результаты расчета фракционного состава по ГОСТ 2177 (ASTM D86) компаундированных бензинов (по методу Эдмистера), а также сравнение с данными лабораторного анализа и результатами расчета в SIMSCI Pro/II представлены на рисунках 1-4.

  На основании представленных результатов можно утверждать следующее:

  • метод Эдмистера для расчета фракционного состава по ГОСТ 2177 компаундированных топлив позволяет рассчитать фракционный состав с высокой степенью точности;
  • точность результатов расчета снижается с увеличением доли индивидуальных веществ (МТБЭ и д.р.) или узких фракций вовлекаемых при производстве моторных топлив (рис. 3).
По мнению автора, снижение точности результатов расчета при увеличении доли индивидуальных веществ, вовлекаемых в компаундированные топлива, связано с погрешностью методов перерасчета фракционного состава из ИТК в ГОСТ 2177. Данные методы разрабатывались и тестировались на моторных топливах, в состав которых индивидуальные компоненты не вовлекались вовсе или же их доля была незначительна. То есть методы разработаны для кривых ИТК, которые монотонно возрастают и не имеют участков параллельных оси координат. При вовлечении в моторные топлива индивидуальных веществ на кривой ИТК появляются подобные участки, каждый такой участок соответствует температуре кипения индивидуального вещества, а его ширина соответствует его количеству.

  Для увеличения точности расчета необходима доработка существующих или разработка новых методов пересчета фракционного состава ИТК в ГОСТ 2177 для топлив, в состав которых вовлекается значительное количество индивидуальных веществ.

Рисунок 1 – Рецептура А




Рисунок 2 – Рецептура Б


Рисунок 3 – Рецептура В


Рисунок 4 – Рецептура Г




Литература:
Surinder Parkash. Refining Process Handbook – ISBN: 0-7506-7721-X
Riazi M.R. Characterization and properties of petroleum fractions/ M.R. Riazi – 1 st ed. P. cm.-(ASTM manual series: MNL50)
Демченко С.С., Ткачев С.М. «Модификация метода Риази для прогнозирования кривых разгонки нефти и нефтяных фракций» — Вестник Полоцкого государственного университета Серия B. Промышленность. Прикладные науки. ISSN 2070-1616 2012, № 11
Pahl, R. and McNally, M., «Fuel Blending and Analysis for the Auto/Oil Air Quality Improvement Research Program,» SAE Technical Paper 902098, 1990

Поделиться в соцсетях:

Лабораторная работа № 7 Метод определения фракционного состава нефтепродуктов по гост 2177-99

Цель работы: определить фракционный состав нефтепродуктов.

Теоретические сведения

Фракционный состав нефтепродукта – состав нефтепродукта, определяющий количественное содержание фракций, выкипающих в определенных температурных пределах, остаток и потери при перегонке в заданных условиях.

С фракционным составом связаны важнейшие эксплуатационные свойства топлив, поэтому фракционный состав строго нормируется стандартами.

Нормируемыми показателями фракционного состава авиационных топлив являются: температура начала кипения, температура выкипания 10%, 50%, 90% и температура конца кипения (или выкипания 97,5 … 98% топлива). Эти показатели указываются в паспортах на топливо. Фракционный состав топлив и отдельные параметры, характеризующие работу двигателя и топливной системы, находятся в определенной зависимости.

Температура начала кипения указывает на присутствие в топливе легких фракций и характеризует «высотность» топлива, его пусковые свойства при низких температурах и склонность к образованию газовых пробок в системе подачи горючего. Температура выкипания 50 объемных % топлива определяет плавность перехода работы двигателя с одно режима на другой и устойчивость в работе. Температура выкипания 97,5 … 98 объемных % характеризует полноту испарения топлива. Фракционный состав можно представить в виде кривых фракционного состава (рис.2)

Рис. 3. Кривые фракционного состава

Аппаратура, реактивы и материалы

1.Колба для перегонки.

2.Цилиндр мерный вместимостью 100 см3 с ценой деления 1,0 см3

3.Термометр стеклянный ртутный

4.Вата хлопчатобумажная или безводный сульфат натрия.

5.Фильтровальная бумага.

6.Кипелки.

7.Водопроводная вода в количестве 6 дм3.

8. Безводный сульфат натрия

Рис.4.Прибор для определения фракционного состава

Прибор для определения фракционного состава: 1 – охлаждающая баня; 2 – вентиляционные отверстия; 3 – горелка; 4 – кожух; 5 – асбестовая прокладка;

6 – колба для перегонки; 7 – термометр; 8 – крышка бани; 9 – фильтровальная бумага; 10 – подставка; 11 – мерный цилиндр; 12 – газопровод.

Подготовка к испытанию.

Пробы топлив, содержащие воду, к испытанию не допускаются. Если в топливе обнаружена вода, то ее можно удалить, профиль­тровав пробу авиационного топлива через хлопчатобумажную вату или с помощью безводного сульфата натрия, который помещают в склянку с пробой топлива и перемешивают в течение несколь­ких минут. После этого пробе топлива дают отстояться и отфильт­ровывают обезвоженное топливо в чистую сухую посуду.

Температура пробы топлива перед испытанием должна быть доведена до температуры окружающей среды и отличаться от нее не более чем на ±3 °С.

Заполнять баню холодильника водой следует так, чтобы ее уровень был несколько выше трубки холодильника. Необходимо поддерживать температуру воды в бане не более, чем на 3° С выше температуры окружающей среды.

Внутреннюю поверхность холодильника перед испытанием не­обходимо протереть тампоном из мягкой ткани, не оставляющей ворса, прикрепленным к медной или алюминиевой проволоке.

Пробу топлива, подлежащую испытанию, в количестве 100 см3 следует отмерить мерным цилиндром вместимостью 100 см3 и пе­релить в перегонную колбу, держа последнюю отводной трубкой вверх. После заполнения перегонной колбы в нее необходимо бро­сить несколько кипелок для предотвращения перегрева жидкости, а затем закрыть плотно подогнанной пробкой, в которую предварительно вставлен термометр. Вставляют термометр через отверстие плотно пригнанной пробки в горловину колбы так, чтобы ртутный шарик термометра располагался по центру горловины колбы и нижний конец капилляра находился на одном уровне с самой высокой точкой нижней внутренней стенки пароотводной трубки (рис. 4).

Рис. 5. Положение термометра в перегонной колбе.

Далее следует соединить пере­гонную колбу с холодильником. Для этого необходимо пароотводную труб­ку колбы с помощью пробки с отвер­стием вставить в трубку холодильни­ка, при этом пароотводная трубка должна входить в трубку холодильни­ка на 25—30 мм.

Мерный цилиндр, которым отмеря­ли пробу авиационного топлива, необ­ходимо без высушивания поместить под свободным концом трубки холо­дильника так, чтобы нижний конец трубки холодильника был погружен в цилиндр на 25 мм, но не ниже отметки «100 см3», и не касался его стенок. После этого цилиндр необходимо накрыть куском фильтровальной бумаги или аналогичным материалом, который должен плотно прилегать к трубке холодильника. Затем следует измерить барометрическое давление, записать результат с погрешностью не более ±0,5 гПа (±0,4 мм рт. ст.).

Проведение испытания

После подготовки прибора для определения фракционного состава к проведению перегонки начинают нагрев колбы. Время начала нагрева перегонной колбы до момента начала кипения должно составлять 5—15 мин, поэтому следует провести несколько предварительных определений при различной мощности нагревателя и подобрать нужную.

В момент, когда из холодильника упадет первая капля конденсата, записывают показание термометра в лабораторный журнал и принимают его за температуру начала перегонки. Мерный цилиндр переставляют так, чтобы его стенка касалась края трубки холодильника и конденсат стекал по стенке цилиндра. Если этого не сделать, то падающие капли не дадут возможности точно определить уровень жидкости.

Далее перегонку производят с таким нагревом, чтобы перегонка от 5 до 95 % конденсата составляла 4—5 см3 в 1 мин (20—25 капель в 10 с).

В моменты, когда уровни конденсата в мерном цилиндре достигают 10, 50, 90 см3, отсчитывают показания термометра и записывают их в лабораторный журнал. При этом объем конденсата определяют с погрешностью не более ±0,5 см3, а температуру — с погрешностью не более ±0,5 °С.

После перегонки 90 см3 конденсата нагрев перегонной колбы регулируют так, чтобы время от момента образования 95 см3 конденсата до момента образования 98 см3 конденсата составило не более 5 мин. В момент, когда уровень конденсата в мерном цилиндре достигнет 98 см3, отсчитывают показания термометра и записывают их в лабораторный журнал. После этого нагрев прекращают и дают перегонной колбе остыть.

Авиационные бензины перегоняются при более низких температурах, чем топлива, поэтому существует ряд отличий в проведении испытаний.

Температура колбы, термометра, кожуха, мерного цилиндра и пробы авиационного бензина перед испытанием должна составлять 13—18 °С, температура охлаждающей бани — 0—1 °С. Для охлаждающей бани можно использовать снег, лед с солью, охлажденную воду и т. д.

Для уменьшения потерь при перегонке от испарения приемный цилиндр погружают в водяную баню так, чтобы уровень жидкости был выше отметки «100 см3».

Пробы авиационных бензинов, содержащие воду, для испыта­ний не пригодны. Для проведения испытаний следует брать про­бу, в которой отсутствует взвешенная вода.

Для уменьшения потерь при перегонке места соединений колбы с термометром и холодильником следует плотно подгонять друг к другу и уплотнять их коллодием или другими составами (напри­мер, раствором целлулоидной пленки в ацетоне или бензоле).

Нагрев пробы регулируют так, чтобы время от начала нагрева перегонной колбы до момента падения первой капли конденсата в приемный цилиндр составляло 5—10 мин. В дальнейшем перегонка авиационных бензинов осуществляется аналогично перегонке топлив, но за температуру конца перегонки принимается температура пара в момент накопления 97,5 см3 конденсата.

Обработка результатов

Температура кипения авиационных топлив зависит от давления, поэтому если барометрическое давление в момент проведения испытаний отличается от давления 1 013 гПа (760 мм рт. ст.), то ко всем измеренным температурам необходимо ввести температур­ную поправку на изменение барометрического давления

t = t 0 ± ∆t .

При барометрическом давлении меньше 1 013 гПа (760 мм рт. ст.) температурную поправку прибавляют, при давлении больше 1013 гПа (760 мм рт. ст.) — вычитают. Температурную поправку (∆t) в градусах Цельсия вычисляют по формулам:

∆t = 0,00009 (1013—Р) (273 + t 0),

∆t = 0,00012 (760—Р1) (273 + t 0),

где Р, Р1 — барометрическое давление во время испытания, гПа и мм рт. ст. соответственно;

t 0 — показания термометра, °С.

Поправки обычно составляют 0,5 – 2,0 0С.

Контрольные вопросы

1. Что такое фракционный состав, фракция?

2. Какими показателями нормируется фракционный состав топлив?

3. Что характеризуют температура начала перегонки, температуры выкипания 10%, 50%, 90% (объемных) топлива, температура конца перегонки?

4. Метод определения.

5. Какое эксплуатационное свойство характеризуют по фракционному составу?

6. Изобразить кривую перегонки. На какие три части условно подразделяют фракции бензина?

Исследование продукции (в том числе для последующей сертификации)

Объект испытания

Показатели

Нормативный документ

на методы и методики исследований (испытаний)

и измерений

Газы горючие природные

Теплота сгорания низшая

ГОСТ 31369–2008

Значение числа Воббе

ГОСТ 31369–2008

Массовая концентрация сероводорода

ГОСТ 22387.2–2014, п. 4, ГОСТ Р 53367–2009

Массовая концентрация меркаптановой серы

ГОСТ 22387.2–2014

Масса механических примесей

ГОСТ 22387.4–77

Компонентный состав газа:

— метан

— этан

— пропан

— и-бутан

— н-бутан

— и-пентан

— н-пентан

— гексан

— гептан

— октан

— азот

— диоксид углерода

— кислород

ГОСТ 31371.1-31371.7-2008

Газ природный топливный компримированный для двигателей внутреннего сгорания

Теплота сгорания низшая

ГОСТ 31369–2008

Относительная плотность к воздуху

ГОСТ 31369–2008

Расчетное октановое число

ГОСТ 27577–2000, п.6.4

Концентрация сероводорода

ГОСТ 22387.2–2014

Концентрация меркаптановой серы

ГОСТ 22387.2–2014

Масса механических примесей

ГОСТ 22387.4–77

Суммарная объемная доля негорючих компонентов

ГОСТ 31371.1-31371.7-2008

Компонентный состав газа:

— метан

— этан

— пропан

— и-бутан

— н-бутан

— и-пентан

— н-пентан

— гексан

— гептан

— октан

— азот

— диоксид углерода

— кислород

ГОСТ 31371.1-31371.7-2008

Конденсат газовый стабильный

Давление насыщенных паров

ГОСТ 1756–2000

Массовая доля воды

ГОСТ 2477–65

Массовая доля механических примесей

ГОСТ 6370–83

Массовая концентрация хлористых солей

ГОСТ 21534–76, метод А

Массовая доля общей серы

ГОСТ 19121–73,

ГОСТ Р 51947–2002

Плотность при температуре

15 °С и 20 °С

ГОСТ 3900–85,

ГОСТ Р 51069–97

Выход фракций:

объем отгона при температуре 100 °С, 200 °С, 300 °С, 360 °С

ГОСТ 2177–99,

AСTM D86–04b

Массовая доля индивидуальных углеводородов до нонана

ГОСТ Р 527-14-2007,

AСTM D 5134–98

Массовая доля алкановых углеводородов С10—С40

МВИ 12897202.02.99 

Температура застывания

ГОСТ 20287–91

Массовая доля сероводорода, метил- и этилмеркаптанов

ГОСТ Р 50802–95

Массовая доля парафина

ГОСТ 11851–85

Массовая доля хлорорганических соединений

ГОСТ Р 52247–2004

Кинематическая вязкость при температуре 20 °С и 50 °С

ГОСТ 33–2000

Кислотность

ГОСТ 5985–79

Кислотное число

ГОСТ 5985–79

Испытание на медной пластине

ГОСТ 6321–92

Нефть

Массовая доля воды

ГОСТ 2477–65

Массовая доля механических примесей

ГОСТ 6370–83

ГОСТ 9965–76

Массовая концентрация хлористых солей

ГОСТ 21534–76, метод А

Давление насыщенных паров

ГОСТ 1756–2000

Массовая доля серы

ГОСТ Р 51947–2002

Плотность при температуре

15 °С и 20 °С 

ГОСТ 3900–85,

ГОСТ Р 51069–97 

Выход фракций:

объем отгона при температуре

100 °С, 200 °С, 300 °С, 360 °С

ГОСТ 2177–99,

ГОСТ 11011–85

Массовая доля парафина

ГОСТ 11851–85

Содержание хлорорганических соединений

ГОСТ Р 52247–2004

Массовая доля сероводорода, метил- и этилмеркаптанов

ГОСТ Р 50802–95

Кинематическая вязкость при температуре 20 °С и 50 °С

ГОСТ 33–2000

Температура застывания

ГОСТ 20287–91

Кислотность

ГОСТ 5985–79

Кислотное число

ГОСТ 5985–79

Испытание на медной пластине

ГОСТ 6321–92

Бензины автомобильные

Массовая доля серы

ГОСТ Р 51947–2002

Объемная доля бензола

ГОСТ 29040–91,

ГОСТ Р 51930–2002

Давление насыщенных паров

ГОСТ 1756–2000

Испытание на медной пластине

ГОСТ 6321–92

Плотность при температуре 15 оС

ГОСТ Р 51069–97

Топливо дизельное

Массовая доля серы

ГОСТ 19121–73,

ГОСТ Р 51947–2002

Фракционный состав

ГОСТ 2177–99

Кинематическая вязкость при температуре 20 °С

ГОСТ 33–2000

Температура застывания

ГОСТ 20287–91

Испытание на медной пластине

ГОСТ 6321–92

Содержание водорастворимых кислот и щелочей

ГОСТ 6307–75

Кислотность

ГОСТ 5985–79

Массовая доля воды

ГОСТ 2477–65

Массовая доля механических примесей

ГОСТ 6370–83

Плотность при температуре

15 оС и 20 оС

ГОСТ 3900–85,

ГОСТ Р 51069–97

Мазут топочный

Массовая доля серы

ГОСТ Р 51947–2002

Содержание сероводорода и летучих меркаптанов

ГОСТ 10585–99

Условная вязкость при температуре 50 °С 

ГОСТ 33–2000

Массовая доля воды

ГОСТ 2477–65

Температура застывания

ГОСТ 20287–91

Массовая доля механических примесей

ГОСТ 6370–83

Плотность при температуре 20 оС

ГОСТ 3900–85

Фракции бензиновые

Давление насыщенных паров

ГОСТ 1756–2000

Фракционный состав:

температура начала перегонки

пределы перегонки

10%

50%

90%

ГОСТ 2177–99

Массовая доля серы

ГОСТ Р 51947–2002

Испытание на медной пластине

ГОСТ 6321–92

Содержание механических примесей и воды

ТУ 0251-001-52466357-2009, п.5.3

Кислотность

ГОСТ 5985–79

Углеводородный состав:

массовая доля ароматических углеводородов

массовая доля парафиновых углеводородов

массовая доля нафтеновых углеводородов

массовая доля олефиновых углеводородов

объемная доля бензола

ГОСТ Р 52714–2007

Плотность при температуре

15 оС и 20 оС

ГОСТ 3900–85,

ГОСТ Р 51069–97

АРН-ЛАБ-1 Аппарат для разгонки нефтепродуктов по ГОСТ 2177-99

Обеспечивает проведение испытаний нефтепродуктов в соответствии с ГОСТ 2177-99 (ИСО 3405-88). «Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава».

Аппарат прошел добровольную сертификацию (сертификат соответствия № РОСС RU.ME35.H00188). Совместно с ГНМЦ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» разработана программа и методика аттестации аппарата.

Предназначен для разгонки автомобильных бензинов, авиационных топлив, нефтепродуктов со специальной точкой кипения, лигроинов, уайт-спирита, керосина, газойлей, дизельных топлив и аналогичных нефтепродуктов.

Особенности конструкции: Бесступенчатый регулятор мощности нагрева. Регулятор высоты стола для размещения колбы с пробой. Охлаждающая ванна из нержавеющей стали с штуцерами для подключения внешнего циркуляционного охладителя. Электробезопасная система нагрева. Цанговый зажим для перегонной колбы, исключающий потери на испарение и поломку колбы при установке-снятии из аппарата. Подсветка приемного (мерного) цилиндра. Перемещающаяся по высоте подставка для приемного цилиндра. Регулируемые опоры.

технические характеристики

АРН-ЛАБ-1

Температура разгонки

от 35°С до 400°С

Время от начала нагревания до начала кипения

от 5 до 10 минут

Скорость отгона дистиллята

4-5 мл/мин. в диапазоне

от 5 до 95% отгона

Напряжение питания

220 В

Мощность нагревательного элемента

700 Вт

Потребляемая мощность, не более

800 Вт

Габаритные размеры

480х380х530 мм

Масса

18 кг

Orbis STARDist | Lazar Scientific, Inc.

Методы: ASTM D86, D1078, D850, E123, IP195, DIN51751, ISO 3405, ГОСТ 2177, JIS K2254.

Пользовательский интерфейс: iPad с программным обеспечением STARDist. Доступно в App Store. Приложение и обновления бесплатны.

Функции поддержки оператора:
Управляемая настройка: простая процедура запуска, чтобы гарантировать, что все операторы действуют одинаково (обязательное включение / выключение в настройках пользователя)
PreScan: измеряет объем образца и температуру в приемной камере перед каждым тестом.Фактический измеренный объем затем нормализуется до 100% объема, а температура принимающей камеры. автоматически устанавливается на температуру образца. (предоставляется в пределах метода).
Валидация результатов: быстрая валидация теста «прошел / не прошел» по ограничениям метода, таким как «время до IBP», «FBP temp.» И т. Д.
Оптимизация: автоматически оптимизирует настройки программы с фиксированными настройками InHeat и Final Heat после первого теста дистилляции.
Держатель для колб: обеспечивает простую и правильную установку колб как для колб на 125 мл, так и для 200 мл.Положение парового зонда по высоте относительно бокового кронштейна колбы всегда правильное благодаря конструкции парового зонда в сочетании со строгими размерами колбы.

Управление нагревом: Интеллектуальный алгоритм, основанный на нескольких параметрах, рассчитывает и применяет требуемые настройки нагревателя для регулирования IBP, FBP и (4-5
мл / мин) в реальном времени. Подходит для неизвестных образцов и / или сложных смесей, таких как E20. Диапазон регулирования скорости
: 2-11 мл об / мин.

Система нагрева: Маломассовый / низковольтный нагреватель.2 регулируемых пользователем вентилятора для сверхбыстрого охлаждения после теста. Автоматический подъем нагревателя с правильным давлением и расположением колбы. Автоматическое отключение при пожаре.

Охлаждение конденсатора: Твердотельное: на основе элементов Пельтье с радиаторами с тепловыми трубками и бесшумными вентиляторами для отвода тепла. Никаких жидкостей. Температура конденсатора может быть увеличена во время перегонки, чтобы иметь дело с продуктами «легкий старт / тяжелый конечный продукт», чтобы предотвратить как потери при испарении, так и парафинирование продукта в трубке конденсатора.Диапазон температур: 0 — 65 ° C. Разрешение 0,1 ° C.

Определение объема: Smart HD CCD-камера для точного измерения объема. Обнаруживает фактическое дно мениска. Подходит для продуктов, «выделяющих дым». Автоматическая калибровка камеры после каждого теста по калиброванным кольцевым меткам на цилиндре приемника. Разрешение: 0,01 мл, точность: 0,01 мл, объем заряда: 0-105%.

Приемная камера: Встроенный каплеотражатель. Охлаждение: аналогично охлаждению конденсатора. 1 датчик температуры приемной камеры и 1 датчик температуры пробы.Автоматический подъемник перемещает цилиндр приемника вверх, чтобы его герметично закрыли наверху, где небольшое отверстие обеспечивает воздействие атмосферного давления. Небольшая трубка, проложенная вдоль трубки конденсатора и соединенная с этим отверстием, действует как «ловушка холода ЛОС», предотвращая выход паров из приемника (потери). В конце этой трубки может быть подключен экстрактор ЛОС для рассеивания выбросов ЛОС. Диапазон температур: 0 — 45 ° C. Разрешение 0,1 ° C.

Остаток и потеря: Различные варианты: автоматическое прогнозирование, автоматическое измерение, ручное измерение и предварительно установленное значение.К показаниям температуры автоматически применяется коррекция потерь.

Измерение температуры пара: Датчик PT-100 класса A с хранением данных калибровки по 10 точкам и автоматическим определением идентификатора датчика. Поставляется стандартный сертификат калибровки
. Истинное динамическое моделирование поведения стеклянных термометров ASTM 7 и 8 (время запаздывания и выступающий стержень).
Диапазон: 0 — 450 ° C ASTM / 0 — 500 ° C абсолютно. Единицы: ºC, ºF.

Обнаружение сухой точки: Оптическая сухая точка: ИК-датчик для автоматического определения сухой точки.Зонд сухой точки не требуется. (Обычный зонд dp все еще доступен)

Давление: Встроенный датчик давления. Автоматическая корректировка результатов температуры до атмосферного давления. Диапазон: от 70 до 110 кПа, рез. 0,1 кПа.

Цетановый индекс: Встроенная функция для автоматического расчета цетанового индекса.

Пожарная безопасность: УФ-датчик для обнаружения пожара. Встроенный огнетушитель. Требуется подача азота или CO2 из лаборатории (соединительный шланг входит в комплект).

Состояние системы: Автоматическая быстрая проверка состояния системы перед каждым циклом дистилляции, чтобы убедиться, что все компоненты находятся в отличном состоянии.

Возможности подключения: 1 x RJ45 (LAN) для подключения к LIMS, ПК с Windows, FTP-серверу, киоск-принтеру и / или соединения между несколькими устройствами STARDist.

Размеры: 40см x 40см x 63см (ШхГхВ), вес: 40 кг

Аксессуары: Принтер для киосков

Напряжение: 100-240 В переменного тока, 50/60 Гц

Мощность: 1200 Вт

Лабораторные условия: Температура окружающей среды 10–30 ° C.Влажность окружающей среды до 80% при 30 ° C.

Дистилляция :: Anton-Paar.com

Интуитивное и простое управление

Настраиваемый пользовательский интерфейс, напоминающий смартфон, управляется стойким к растворителям 10-дюймовым сенсорным экраном, на котором достаточно места для отображения всех необходимых данных для анализа результатов дистилляции. Любимые пункты меню и часто используемые методы доступны прямо из главного экрана.

Используя самые современные технологии и интеллектуальную регулировку нагревателя, прибор автоматически применяет оптимальные настройки нагревателя для обеспечения атмосферной перегонки в соответствии с заданным стандартом даже для сложных образцов, таких как смеси этанола и бензина.

Высочайший уровень безопасности

Соблюдение высочайших стандартов безопасности — необходимое условие для работы Anton Paar.Поэтому мы выбрали только высококачественные компоненты, чтобы сделать дистилляционную установку надежным и безопасным инструментом. Конструкция анализатора дистилляции Anton Paar предлагает многочисленные функции активной и пассивной безопасности для защиты не только оператора, но также окружающей среды и самого прибора в любых ситуациях.

Интеллектуальная система мониторинга состояния контролирует все требования, необходимые для выполнения дистилляции в соответствии с данным стандартом. Он показывает предупреждение и рекомендует конкретные действия, если условия не верны.

Компактная конструкция с быстрой системой охлаждения

Дистилляционный анализатор Anton Paar, отвечающий требованиям пользователей, стандартам и современным технологиям, спроектирован таким образом, чтобы быть как можно более компактным и прочным. Благодаря не требующему обслуживания и энергосберегающему нагреву и охлаждению Пельтье, прибор можно эксплуатировать круглосуточно, без выходных, с непревзойденно низкими эксплуатационными расходами.Эти элементы Пельтье также гарантируют быстрый и точный отпуск конденсатора и охлаждающей камеры, что позволяет менять методы менее чем за 5 минут.

Соответствие международным стандартам

Поведение нефтепродуктов, таких как топливо, растворители и другие летучие органические жидкости, при перегонке точно определяется в соответствии с международными промышленными лабораторными стандартами.Автоматическая перегонная установка выполняет измерения в полном соответствии со стандартами ASTM D86 (группы от 0 до 4), ASTM D850 и ASTM D1078, ISO 3405, ISO 918, IP 123, IP 195, DIN 51751 и ГОСТ 2177.

Широкий выбор принадлежностей для максимальной гибкости

Ряд полезных функций и принадлежностей расширяют диапазон приложений и помогают обеспечить удобную и безопасную работу.

Дистилляционный анализатор

Anton Paar может быть дополнительно оснащен мобильным датчиком сухой точки, который расширяет функции прибора до автоматического определения сухой точки. Для получения высокоточных результатов дистилляции доступны все необходимые инструменты для калибровки. Программное обеспечение уже включает руководство по процедуре калибровки.

Ссылка на объект не указана для экземпляра объекта.

Ссылка на объект не установлена ​​на экземпляр объекта.

Ссылка на объект не установлена ​​на экземпляр объекта. Описание: Необработанное исключение во время выполнения текущего веб-запроса. Просмотрите трассировку стека для получения дополнительных сведений об ошибке и ее происхождении в коде.

Сведения об исключении: System.NullReferenceException: ссылка на объект не соответствует экземпляру объекта.

Ошибка источника:

Исходный код, создавший это необработанное исключение, может быть показан только при компиляции в режиме отладки.Чтобы включить это, выполните один из следующих шагов, затем запросите URL-адрес:

1. Добавьте директиву «Debug = true» в верхнюю часть файла, вызвавшего ошибку. Пример:

<% @ Page Language = "C #" Debug = "true"%>

или:

2) Добавьте следующий раздел в файл конфигурации вашего приложения:





Обратите внимание, что этот второй метод приведет к компиляции всех файлов в данном приложении в режиме отладки.Первый метод приведет к компиляции только этого конкретного файла в режиме отладки.

Важно: Запуск приложений в режиме отладки вызывает накладные расходы на память / производительность. Перед развертыванием в производственном сценарии необходимо убедиться, что в приложении отключена отладка.


Трассировка стека:
[NullReferenceException: ссылка на объект не установлена ​​на экземпляр объекта.]
   Боковая панельMenuDisplayControl.FillUL () +157
   System.Web.UI.Control.OnLoad (EventArgs e) +105
   System.Web.UI.Control.LoadRecursive () +67
   System.Web.UI.Control.LoadRecursive () +161
   System.Web.UI.Control.LoadRecursive () +161
   System.Web.UI.Control.LoadRecursive () +161
   System.Web.UI.Control.LoadRecursive () +161
   System.Web.UI.Control.LoadRecursive () +161
   System.Web.UI.Control.LoadRecursive () +161
   System.Web.UI.Page.ProcessRequestMain (логическое includeStagesBeforeAsyncPoint, логическое includeStagesAfterAsyncPoint) +3784
 


Информация о версии: Microsoft.Версия .NET Framework: 4.0.30319; Версия ASP.NET: 4.7.3770.0

Экспортные данные ND в соответствии с кодом HS, который Россия экспортирует в Lps 8h

ee *
ДАТА HS_CODE Описание продукта Торговая марка Страна Вес нетто Статистическая стоимость Место отправителя Название грузоотправителя 9018 Наименование
2017-11-03 2710194210 Товар согласно приложенному списку, ВЕС КГ 20000000 *** УКРАИНА 20000000 10170000 LPS 8H *****
2017-11-03 2710194210 .Газойль ДРУГОГО НАЗНАЧЕНИЯ с содержанием серы С не более 0,05 мас.%; DIESEL EURO с содержанием серы 10 ppm MAX, качество по ГОСТ 32511-2013, летний, темп. 250 ° C перегоняется менее 65 об.% (По методике ISO 3405, *** УКРАИНА 10000000 5085000 LPS 8H ***** *****
2017-11-03 2710194210 Товар по приложенному списку, ВЕС КГ 80000000 *** УКРАИНА 80000000 40680000 LPS 8H 9014 ***** *****
03.11.2017 2710194210 .Газойль ДРУГОГО НАЗНАЧЕНИЯ с содержанием серы С не более 0,05 мас.%; DIESEL EURO с содержанием серы 10 ppm MAX, качество по ГОСТ 32511-2013, летний, темп. 250 ° C перегоняется менее 65 об.% (По методике ISO 3405, *** УКРАИНА 40000000 20340000 LPS 8H ***** *****
2017-11-14 2710194210 . Газойль прочие с содержанием серы, мас.%: 0.00070-0,00075; темп. . 250 градусов С дистиллированный, об.%: 36 (ПО ГОСТ 2177-99, эквивалент метода ISO 3405) при темп. 350 градусов С дистиллированный ВКЛ.%: 94 95 (ПО ГОСТ 2177, эквивалентные методы ISO *** УКРАИНА 1119609 499887,12 LPS 8H ***** *** **
2017-11-14 2710194210 . Газойль для других целей с содержанием серы, мас.%: 0,00072, 0,00075, при темп.250 градусов С дистиллированный, об.%: 36 (ПО ГОСТ 2177-99, эквивалент метода ISO 3405) при темп. 350 ° C дистиллированный, ВКЛ.%: 94, 95 (ГОСТ 2177, эквивалентные методы *** УКРАИНА 2532142 1130560,01 ЛПС 8H ***** ** ***
2017-11-14 2710194210 . Газойль прочие с содержанием серы, мас.%: 0,00070-0,00079; темп. 250 ° С дистиллированный, об.%: 36 (ПО СООТВЕТСТВИЮ ГОСТ 2177-99, эквивалент метода ISO 3405) при темп.350 градусов С дистиллированный ВКЛ.%: 94 95 (ПО ГОСТ 2177, эквивалентные методы ISO *** УКРАИНА 6329282 2825920,19 ЛПС 8H ***** *** **
2017-11-15 2710194210 Товар согласно приложенному списку, ВЕС КГ

000

*** УКРАИНА

000

46372500 LPS14 8H *****
15.11.2017 2710194210 .Газойль ДРУГОГО НАЗНАЧЕНИЯ с содержанием серы С не более 0,05 мас.%; DIESEL EURO с содержанием серы 10 ppm MAX, качество по ГОСТ 32511-2013, летний, темп. 250 ° C перегоняется менее 65 об.% (По методике ISO 3405, *** УКРАИНА 45000000 23186250 LPS 8H ***** *****
2017-11-20 2710194210 . Газойль прочие с содержанием серы, мас.%: 0.00071-0.00079; Темп. 250 градусов С дистиллированный, ВКЛ.%: 39, 40 (по ГОСТ 2177-99, эквивалент метода ISO 3405) при темп. 350 градусов С дистиллированный, ВКЛ.%: 94-96 (ГОСТ 2177-99, эквивалент *** УКРАИНА 64804788 31963665,57 ЛПС 8H ***** *****

Анализ и испытания нефти, нефтепродуктов и газов.

.
Наименование объекта контроля Название параметра Метод испытаний
Масло товарное ( ГОСТ Р 51858- 2002)

Плотность при 20 0 С (15 0 С) ГОСТ 3900-85 «Нефть и нефтепродукты.Метод определения плотности »
Фракционный состав ГОСТ 2177-99 «Нефтепродукты. Метод определения фракционного состава »
Массовая доля парафина ГОСТ 11851 «Нефть. Метод определения парафина »
Массовая доля воды ГОСТ 2477 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения влажности »
Концентрация хлорной соли ГОСТ 21534 «Нефть.Метод определения содержания солей хлора »
Массовая доля механических примесей ГОСТ 6370 «Масла, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей »
Давление насыщенного пара ГОСТ 1756-2000 «Нефтепродукты. Определение насыщенных паров »
Массовая доля сероводорода, метил- и этилмеркаптанов ГОСТ Р 50802 «Нефть. Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов »
Массовая доля серы ГОСТ Р 51947 «Нефть и нефтепродукты.Определение серы методами энергодисперсионной и рентгенофлуоресцентной спектрометрии »
Бензин автомобильный Октановое число по исследовательскому методу ГОСТ 8226-2015 «Топливо моторное. Методика определения октанового числа ». Ссылка на фото УИТ-85.
Октановое число двигателя ГОСТ 511-2015 «Топливо моторное. Моторный метод определения октанового числа ». Ссылка на фото УИТ-85.
Концентрация собственно камедей ГОСТ 8489-85 «Топливо моторное.Метод определения собственно десен (по Бударову) »
Массовая доля серы ГОСТ Р 51947 «Нефть и нефтепродукты. Определение серы методами энергодисперсионной и рентгенофлуоресцентной спектрометрии »
Объемная доля бензола ГОСТ Р 52714 «Бензины автомобильные. Определение индивидуального и группового углеводородного состава методом капиллярной газовой хроматографии »
Объемная доля углеводородов:

— олефин,

-— ароматический

ГОСТ Р 52714 «Бензины автомобильные.Определение индивидуального и группового углеводородного состава методом капиллярной газовой хроматографии »

Бензин автомобильный Объемная доля оксигенатов ГОСТ Р 54275 «Топлива моторные. Газохроматографический метод определения отдельных компонентов на высокоэффективной 100-метровой капиллярной колонке »
Тест медной пластины ГОСТ 6321 «Топливо моторное. Медно-пластинчатый тест »
Плотность при 20 0 С (15 0 С) ГОСТ 3900-85 «Нефть и нефтепродукты.Метод определения плотности »
Давление насыщенного пара ГОСТ 1756 «Нефтепродукты. Определение давления насыщенного пара »
Фракционный состав ГОСТ 2177-99 «Нефтепродукты. Метод определения фракционного состава »
Дизельное топливо,

Низковязкое судовое топливо (LVMF)

Цетановое число ГОСТ 3122-67 «Топливо дизельное.Метод определения цетанового числа ». Ссылка на фото ИДТ-90.
Фракционный состав ГОСТ 2177-99 «Нефтепродукты. Метод определения фракционного состава »
Кинематическая вязкость ГОСТ 33-2016 «Нефть и нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической и динамической вязкости »
Температура вспышки в закрытом тигле ГОСТ 6356-75 «Нефтепродукты.Метод определения температуры вспышки в закрытом тигле »
Массовая доля серы ГОСТ Р 51947 «Нефть и нефтепродукты. Определение серы методами энергодисперсионной и рентгенофлуоресцентной спектрометрии »
Массовая доля меркаптановой серы ГОСТ 17323 «Топливо моторное. Метод определения меркаптановой и сероводородной серы потенциометрическим титрованием ».
Дизельное топливо,

Низковязкое судовое топливо (LVMF)

Массовая доля сероводорода ГОСТ 17323 «Топливо моторное.Метод определения меркаптановой и сероводородной серы потенциометрическим титрованием »
Содержание водорастворимых кислот и щелочей ГОСТ 6307 «Нефтепродукты. Метод определения содержания водорастворимых кислот и щелочей »
Плотность при 20 0 С (15 0 С) ГОСТ 3900-85 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности »
Зольность ГОСТ 1461 «Нефть и нефтепродукты.Метод определения зольности »
Эффективность коксования 10% остатка ГОСТ 19932 «Нефтепродукты. Определение эффективности коксования методом Конрадсона »
Температура текучести и текучести ГОСТ 20287-91 «Нефтепродукты. Методы испытаний для определения температуры текучести и текучести »
Точка помутнения, точка охлаждения и точка замерзания ГОСТ 5066 «Топлива моторные. Методы определения температуры помутнения, застывания и замерзания »
Тест медной пластины ГОСТ 6321 «Топливо моторное.Медно-пластинчатый тест »
Остаток масла

Кинематическая вязкость

ГОСТ 33-2016 «Нефть и нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической и динамической вязкости »
Расчетная вязкость при 100 0 С ГОСТ 6258 «Нефтепродукты. Метод определения предполагаемой вязкости »
Зольность ГОСТ 1461 «Нефть и нефтепродукты.Метод определения зольности »
Массовая доля механических примесей ГОСТ 6370 «Масла, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей »
Остаток масла Массовая доля воды ГОСТ 2477 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения влажности »
Содержание водорастворимых кислот и щелочей ГОСТ 6307 «Нефтепродукты.Метод определения содержания водорастворимых кислот и щелочей »
Массовая доля серы ГОСТ Р 51947 «Нефть и нефтепродукты. Определение серы методами энергодисперсионной и рентгенофлуоресцентной спектрометрии »
Температура вспышки в закрытом тигле ГОСТ 6356-75 «Нефтепродукты. Метод определения температуры вспышки в закрытом тигле »
Температура вспышки в открытом тигле ГОСТ 4333-2014 «Нефтепродукты.Метод определения температуры вспышки в открытом тигле »
Эффективность коксования ГОСТ 19932 «Нефтепродукты. Определение эффективности коксования методом Конрадсона »
Температура застывания ГОСТ 20287-91 «Нефтепродукты. Методы испытаний для определения температуры текучести и текучести »
Плотность при 20 0 С (15 0 С) ГОСТ 3900-85 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности »
Масла моторные для карбюраторных двигателей

Масла моторные для дизельных двигателей

Отработанные масла

Кинематическая вязкость

ГОСТ 33-2016 «Нефть и нефтепродукты.Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической и динамической вязкости »
Индекс вязкости ГОСТ 25371 «Нефтепродукты. Расчет индекса вязкости по кинематической вязкости »
Зольность ГОСТ 1461 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения зольности »
Сульфатная зола ГОСТ 12417 «Нефтепродукты. Метод определения сульфатной золы »
Массовая доля механических примесей ГОСТ 6370 «Масла, нефтепродукты и присадки.Метод определения механических примесей »
Масла моторные для карбюраторных двигателей

Масла моторные для дизельных двигателей

Отработанные масла

Плотность при 20 0 С (15 0 С) ГОСТ 3900-85 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности »
Температура застывания ГОСТ 20287-91 «Нефтепродукты.Метод определения температуры текучести и застывания »
Температура вспышки в открытом тигле ГОСТ 4333-2014 «Нефтепродукты. Метод определения температуры вспышки в открытом тигле »
Эффективность коксования ГОСТ 19932 «Нефтепродукты. Определение эффективности коксования методом Конрадсона »
Содержание водорастворимых кислот и щелочей ГОСТ 6307 «Нефтепродукты. Метод определения содержания водорастворимых кислот и щелочей »
Газ углеводородный сжиженный Массовая доля компонентов ГОСТ 10679 «Газы углеводородные сжиженные.Метод определения углеводородного состава »
Манометр насыщенного пара ГОСТ ISO 8973 «Газы углеводородные сжиженные. Расчет плотности и давления насыщенного пара »
Массовая доля сероводорода

Массовая доля меркаптановой серы

ГОСТ 22985 «Газы углеводородные сжиженные. Метод определения сероводорода и меркаптановой серы »
Массовая доля серосодержащих компонентов FR.1.31.2015.19929
Плотность

Манометр насыщенного пара @:

— минус 35 0 С

— минус 30 0 С

— минус 20 0 С

— плюс 45 0 С

ГОСТ 28656 «Газы углеводородные сжиженные. Расчетный метод определения плотности и давления насыщенных паров »
Объемная доля жидкого остатка @ 20 0 С ГОСТ Р 52087 «Газы углеводородные топливные сжиженные.Технические характеристики, поз. 8.2 »

Экспериментальное исследование неокисленного и окисленного битума, полученного из тяжелой нефти

  • 1.

    Наваз, С.М. Н. и Алви, С. Энергетическая безопасность для социально-экономической и экологической устойчивости в Пакистане. Heliyon 4 (10), e00854 (2018).

    Артикул Google ученый

  • 2.

    Карре, Д. Ле Битум, Un Matériau Pour Le Développement Durable. RGRA-Revue Generale des Routes et des Aerodromes 2010 , No.883, 47

  • 3.

    Де Кастро, К., Мигель, Л. Дж. И Медиавилла, М. Роль нетрадиционного масла в ослаблении пика масла. Энергетическая политика 37 (5), 1825–1833 (2009).

    Артикул Google ученый

  • 4.

    Джаякоди, С., Галлаж, К. и Рамануджам, Дж. Рабочие характеристики переработанного заполнителя бетона в качестве несвязанного материала дорожного покрытия. Heliyon 5 (9), e02494 (2019).

    CAS PubMed PubMed Central Статья Google ученый

  • 5.

    Sun, F. et al. Характеристики потока и теплопередачи перегретого пара в морских скважинах и анализ характеристик перегретого пара. Comput. Chem. Англ. 100 , 80–93 (2017).

    CAS Статья Google ученый

  • 6.

    Sun, F. et al. Анализ эффективности закачки перегретого пара для извлечения тяжелой нефти и моделирование тепловой эффективности ствола скважины. Energy 125 , 795–804 (2017).

    Артикул Google ученый

  • 7.

    Джимасбе, Р., Аль-Мунтасер, А. А., Сувайд, М. А., В и арфоломеев, М. А. Сравнение обогащения тяжелой нефти и остатков вакуумной перегонки водой в сверхкритическом состоянии. В серии конференций IOP: Науки о Земле и окружающей среде ; IOP Publishing, 2019; Vol.282, p. 12044

  • 8.

    Djimasbe, R. et al. Исследование технологии производства модифицированных серных битумных вяжущих. Bull. Воронежский гос. Ун-т. Англ. Technol. 80 (2), 76 (2018).

    Google ученый

  • 9.

    Sun, F., Yao, Y. & Li, X. Характеристики тепломассопереноса перегретого пара в сочетании с неконденсирующимися газами в горизонтальных скважинах с многоточечной закачкой. Energy 143 , 995–1005 (2018).

    Артикул Google ученый

  • 10.

    Лю П., Му, З., Ли, В., Ву, Ю. и Ли, X. Новая математическая модель и экспериментальная проверка течения пенистой нефти при разработке пластов тяжелой нефти. Sci. Отчет 7 (1), 1–13 (2017).

    ADS Статья Google ученый

  • 11.

    Chengzao, J., Чжэн, М. и Чжан, Ю. Нетрадиционные углеводородные ресурсы в Китае и перспективы разведки и разработки. Pet. Explor. Dev. 39 (2), 139–146 (2012).

    Артикул Google ученый

  • 12.

    Аллен Р. Г., Литтл Д. Н., Бхасин А. и Гловер К. Дж. Влияние химического состава на микроструктуру асфальта и их связь с характеристиками дорожного покрытия. Внутр. J. Pavement Eng. 15 (1), 9–22 (2014).

    CAS Статья Google ученый

  • 13.

    Абаев Г. Н., Кушнир Ю. В., Дубровский А. В., Михайлова О. Н., Андреева Р. А., Димуду И. А., Клюев А. И. Развитие методов испытаний для перегонки нефтепродуктов. Ind. Serv. 2013 48 (3)

  • 14.

    Саней Х. Генезис твердого битума. Sci. Отчет 10 (1), 1–10 (2020).

    ADS Статья Google ученый

  • 15.

    Фулчер, К., Стейси, Р. и Спенсер, Н. Битум из мертвого моря в раннем железном веке Нубии. Sci. Отчет 10 (1), 1–12 (2020).

    Артикул Google ученый

  • 16.

    Рудык С. Взаимосвязь между SARA фракциями обычной нефти и тяжелой нефти. Natl. Остатки битума. Топливо 216 , 330–340 (2018).

    CAS Google ученый

  • 17.

    Туробова М.А., Данилов В.Э., Айзенштадт А.М. Использование отходов деревообрабатывающей промышленности для модификации битума. В Серия конференций IOP: Материаловедение и инженерия ; IOP Publishing, 2020; Vol. 945, p 12061

  • 18.

    Морозов В.А., Старов Д.С., Шахова Н.М., Колобков В.С. Производство дорожных асфальтов из нефтей с высоким содержанием парафина. Chem. Technol. Топливные масла 40 (6), 382–388 (2004).

    CAS Статья Google ученый

  • 19.

    Чжан, Х., Чжу, К., Ю, Дж., Тан, Б. и Ши, С. Влияние нано-оксида цинка на свойства ультрафиолетового старения битума со степенью пенетрации 60/80. Mater. Struct. 48 (10), 3249–3257 (2015).

    CAS Статья Google ученый

  • 20.

    Курлыкина А., Денисов В., Кузнецов Д., Лукаш Е. А. Щебеночно-мастичный асфальтобетон с применением серововмещающих технологий. Вестник Белгородского государственного технологического университета.Шухов В.Г. 2020 , № 1

  • 21.

    Абдуллин А.И., Идрисов М.Р., Емельянычева Е.П. Повышение термоокислительной устойчивости нефтяных битумов с использованием технологии «пероксидирование – разбавление» и введение антиоксидантных присадок. Pet. Sci. Technol. 35 (18), 1859–1865 (2017).

    CAS Статья Google ученый

  • 22.

    Соенен, Х., Лу, X. и Лаукканен, О.-V. Окисление битума: молекулярная характеристика и влияние на реологические свойства. Rheol. Acta 55 (4), 315–326 (2016).

    CAS Статья Google ученый

  • 23.

    Чаала А., Чиочина О. Г. и Рой К. Вакуумный пиролиз остатков автомобильного измельчителя: использование пиролитического масла в качестве модификатора дорожного битума. Resour. Консерв. Recycl. 26 (3–4), 155–172 (1999).

    Артикул Google ученый

  • 24.

    Чаала А., Рой К. и Айт-Кади А. Реологические свойства битума, модифицированного пиролитической сажей. Топливо 75 (13), 1575–1583 (1996).

    CAS Статья Google ученый

  • 25.

    Shah, A. et al. Обзор новых технологий добычи и обогащения тяжелой нефти и битума. Energy Environ. Sci. 3 (6), 700–714 (2010).

    CAS Статья Google ученый

  • 26.

    Лодерер, К., Партл, М. Н. и Пуликакос, Л. Д. Влияние технологии производства резиновой крошки на характеристики модифицированного битума. Констр. Строить. Матер. 191 , 1159–1171 (2018).

    Артикул Google ученый

  • 27.

    Мардупенко, А., Григоров А., Синкевич И., Тульская А. Технология производства модифицированного битума для дорожного строительства. 2019

  • 28.

    Cheraghian, G. & Wistuba, M.P. Исследование ультрафиолетового старения битума, модифицированного композитом из глины и наночастиц коллоидального кремнезема. Sci. Отчет 10 (1), 1–17 (2020).

    Артикул Google ученый

  • 29.

    Кок М.В. Термические исследования сейитомерного горючего сланца. Thermochim. Acta 369 (1–2), 149–155 (2001).

    CAS Статья Google ученый

  • 30.

    Ришвана С.С., Махендран А. и Виджаякумар С.Т. Исследования структурно различных бензоксазинов на основе дифенолов и диаминов: кинетика термического разложения и исследования TG-FTIR. Thermochim. Acta 618 , 74–87 (2015).

    Артикул Google ученый

  • 31.

    Саванчук Р.А. Анализ влияния группового состава нефтепродуктов на показатели качества дорожных битумов. Альманах World Sci. 6 , 20–23 (2019).

    Google ученый

  • 32.

    Абдуллин А., Идрисов М., Ганиева Т., Емельянычева Е. Водно-битумные эмульсии ; Литров, 2017

  • 33.

    Волков В.Ю., Аль-Мунтасер А.А., Варфоломеев М.А., Хасанова Н.М., Сахаров, Б. В., Сувайд, М. А., Джимасбе, Р., Галеев, Р. И., и Нургалиев, Д. К. Низкополевая ЯМР-релаксометрия как быстрый и простой метод определения SARA-состава сырой нефти на месте. J. Pet. Sci. Англ. 196 , 107990

  • 34.

    Ядыкина В.В., Акимов А.Е., Траутвайн А.И., Холопов В.С. Влияние понижающей температуры добавки ДАД-ТА на физико-механические свойства битума и уплотнение асфальтобетона. В Серия конференций IOP: Материаловедение и инженерия ; IOP Publishing, 2018; Vol.327, p 32006.

  • 35.

    Мошреф Х.С., Кутьин Ю.А., Теляшев Е.Г. Нефтяные дорожные битумные материалы. Стандарты, качество, технологии, перспективы. Нефтегазовый бизнес 2012 , № 6

  • 36.

    Кемалов А.Ф., Кемалов Р.А., Абдрафикова И.М., Фахретдинов П.С., Валиев Д.З. Полифункциональные модификаторы битумов и битумных материалов с высокими эксплуатационными характеристиками. Достижения в области материаловедения и инженерии 2018 , 2018

  • 37.

    Pereira, L. et al. Экспериментальное исследование влияния наполнителя на пластичность наполнительно-битумных мастик. Констр. Строить. Матер. 189 , 1045–1053 (2018).

    Артикул Google ученый

  • 38.

    Чжан, Дж., Эйри, Г. Д. и Гренфелл, Дж. Р. А. Экспериментальная оценка прочности когезионного и адгезионного сцепления и энергии разрушения систем битум-заполнитель. Mater. Struct. 49 (7), 2653–2667 (2016).

    CAS Статья Google ученый

  • 39.

    Хамидуллин Р., Ковальчук Д., Галиуллин Е. А. Экспериментальные исследования перегонки тяжелых нефтяных остатков в среде инертного газа. Казань Технол. Univ. Бык. 2015 , 18 (20).

  • 40.

    Забродин А., Алибеков С. Ю., Забродина Н., Салманов Р., Марьяшев А. Анализ физико-механических свойств мазута М100. Вестник Казанского технологического университета 2013 , 16 (7).

  • 41.

    Дедов А.Г., Марченко Д.Ю., Зрелова Л.В., Иванова Е.А., Санджиева Д.А., Пархоменко А.А., Будинов С.В., Лобакова Е.С., Дольникова Г.А. органических соединений серы в углеводородных средах. Pet. Chem. 2018 , 58 (8), 714–720.

  • 42.

    Хомаюни, Ф., Хамиди, А.А. и Ватани, А. Экспериментальное исследование снижения вязкости при транспортировке по трубопроводу тяжелой и сверхтяжелой сырой нефти. Pet. Sci. Technol. 30 (18), 1946–1952 (2012).

    CAS Статья Google ученый

  • Оборудование для контроля качества жидких углеводородов нефти и природного газа

    ГОСТ Р 54389-2011 «Конденсат газовый стабильный. Технические условия »вступили в силу с 1 июля 2012 года. Это первый нормативный документ, регулирующий качество конденсата, получивший статус государственного стандарта.В качестве спецификаций на данный продукт предполагается перечень анализов, идентичный анализу стоковой танковой нефти по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Технические характеристики », мы считаем правильным продвигать одну из наших линий как оборудование для анализа стабильного газового конденсата и нефтеотдачи.

    Очевидно, что в ближайшее время ожидается переоснащение лабораторий газоперерабатывающего завода. Поэтому будем рады, если наши технические решения станут не только источником полезной информации, но и основой для составления заявок на оборудование.

    Перечисленные ниже пакеты предлагались в 2001-2002 гг. Как готовые решения для реализации стандартных методик анализа запасов нефти в резервуарах. Пакеты появились непосредственно перед введением в действие новой спецификации масел ГОСТ Р 51858-2002 и постепенно стали классическими примерами реализации методов контроля качества, включенных в этот стандарт. За последние годы комплектации не претерпели существенных изменений — появились новые модели, усовершенствовались технические решения. Постепенно эти методы стали эталоном оснащения производственных лабораторий нефтедобывающих предприятий Западной Сибири.

    Все исследования по контролю качества масел можно разделить на несколько групп:

    1. Посменно — выполняется для каждой партии нефти:

    • Проверка плотности, относительной плотности и удельного веса в градусах API плотномером по ГОСТ 3900-85, ГОСТ Р 51069-97
    • Тест на плотность нефти и нефтепродуктов с помощью цифрового анализатора согласно ASTM D 5002
    • Испытание на серу методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии по ГОСТ Р 51947-2002, ASTM D 4294
    • Определение массовой доли воды в нефти и нефтепродуктах по ГОСТ 2477-65, метод Дина-Старка
    • Тест на содержание воды в сырой нефти согласно ASTM D 4377, метод Карла Фишера
    • Испытание на содержание солей хлора в баковой масле по ГОСТ 21534-76

    2.Десятилетие — выполняется не реже одного раза в 10 дней:

    • Испытание на содержание механических примесей в масле основной цистерны по ГОСТ 6370-83
    • Испытание на давление насыщенных паров масла по ГОСТ 1756-200, ASTM D 323
    • Определение сероводорода, метил- и этилмеркаптана в масле хроматографическим методом по ГОСТ Р 50802-95
    • Тест на содержание хлорорганических соединений в масле по ASTM D 4929, ГОСТ Р 52247-2004
    • Проба на парафин по ГОСТ 11851-85
    • Испытание на фракционное содержание масел по ГОСТ 2177-99, ASTM D 86

    3.Дополнительно — выполняется по запросу принимающей стороны или по мере необходимости для процесса:

    • Тест для расчета кинематической вязкости и динамической вязкости согласно ASTM D 445, ГОСТ 33-2000
    • Испытание на температуру текучести и температуру застывания согласно ASTM D5949


    4. Технологические или промысловые — выполняемые для контроля способа производства:

    • Тест на воду и осадок в сырой нефти методом центрифуги согласно ASTM D 4007, D 97
    • Испытание на содержание воды и отложений в сырой нефти методом горячего разрыва в водяной бане
    • Шестикомпонентный анализ пластовых и закачиваемых вод по РД 39-23-1055-84

    Многие российские нефтегазовые компании оснастили свои лаборатории пакетами контроля качества нефти.Среди крупных реализованных проектов — поставка оборудования на предприятия ОАО «Газпромнефть», ОАО НК «ЛУКОЙЛ», ОАО «ТНК-ВР», ОАО «Роснефть».

    Добавить комментарий

    Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *