Газы
<<  Особенности анализа состава сжиженных углеводородных газов Снижения токсичности ог дизельными автомобилям  >>
По данным ФГУП «УНИИМ»
По данным ФГУП «УНИИМ»
4
4
6
6
ФЗ РФ № 102 ОТ 26 ИЮНЯ 2008 г
ФЗ РФ № 102 ОТ 26 ИЮНЯ 2008 г
Во исполнение второго положения ФЗ № 102 «Об обеспечении единства
Во исполнение второго положения ФЗ № 102 «Об обеспечении единства
Во исполнение второго положения ФЗ № 102 «Об обеспечении единства
Во исполнение второго положения ФЗ № 102 «Об обеспечении единства
Во исполнение второго положения ФЗ № 102 «Об обеспечении единства
Во исполнение второго положения ФЗ № 102 «Об обеспечении единства
ООО «Серволаб» получило признание статуса провайдера проверок
ООО «Серволаб» получило признание статуса провайдера проверок
Фгуп «униим»
Фгуп «униим»
Форма паспорта на СО, введена с 01
Форма паспорта на СО, введена с 01
Форма паспорта на СО, введена с 01
Форма паспорта на СО, введена с 01
Пример паспорта на СО
Пример паспорта на СО
Влияние свойств нефти на процесс переработки и на качество получаемых
Влияние свойств нефти на процесс переработки и на качество получаемых
Линейка КОМПЛЕКСНЫХ СО состава и свойств нефти на ЕСТЕСТВЕННОЙ основе
Линейка КОМПЛЕКСНЫХ СО состава и свойств нефти на ЕСТЕСТВЕННОЙ основе
Линейка КОМПЛЕКСНЫХ СО состава и свойств нефти на ЕСТЕСТВЕННОЙ основе
Линейка КОМПЛЕКСНЫХ СО состава и свойств нефти на ЕСТЕСТВЕННОЙ основе
Линейка КОМПЛЕКСНЫХ СО состава и свойств нефти на ЕСТЕСТВЕННОЙ основе
Линейка КОМПЛЕКСНЫХ СО состава и свойств нефти на ЕСТЕСТВЕННОЙ основе
Линейка КОМПЛЕКСНЫХ СО состава и свойств нефти на ЕСТЕСТВЕННОЙ основе
Линейка КОМПЛЕКСНЫХ СО состава и свойств нефти на ЕСТЕСТВЕННОЙ основе
Линейка КОМПЛЕКСНЫХ СО состава и свойств нефти на ЕСТЕСТВЕННОЙ основе
Линейка КОМПЛЕКСНЫХ СО состава и свойств нефти на ЕСТЕСТВЕННОЙ основе
ЛИНЕЙКА ГСО фракционного состава и массовой доли парафина на
ЛИНЕЙКА ГСО фракционного состава и массовой доли парафина на
ЛИНЕЙКА ГСО фракционного состава и массовой доли парафина на
ЛИНЕЙКА ГСО фракционного состава и массовой доли парафина на
ЛИНЕЙКА ГСО фракционного состава и массовой доли парафина на
ЛИНЕЙКА ГСО фракционного состава и массовой доли парафина на
ЛИНЕЙКА ГСО фракционного состава и массовой доли парафина на
ЛИНЕЙКА ГСО фракционного состава и массовой доли парафина на
ЛИНЕЙКА ГСО фракционного состава и массовой доли парафина на
ЛИНЕЙКА ГСО фракционного состава и массовой доли парафина на
ЛИНЕЙКА ГСО фракционного состава и массовой доли парафина на
ЛИНЕЙКА ГСО фракционного состава и массовой доли парафина на
Линейка СО массовой доли хлорорганических соединений в нефти и
Линейка СО массовой доли хлорорганических соединений в нефти и
Линейка СО массовой доли хлорорганических соединений в нефти и
Линейка СО массовой доли хлорорганических соединений в нефти и
Линейка СО массовой доли хлорорганических соединений в нефти и
Линейка СО массовой доли хлорорганических соединений в нефти и
Линейка ГСО массовой доли воды
Линейка ГСО массовой доли воды
Линейка ГСО массовой доли воды
Линейка ГСО массовой доли воды
Линейка ГСО массовой доли воды
Линейка ГСО массовой доли воды
Линейка ГСО массовой доли воды
Линейка ГСО массовой доли воды
Линейка ГСО массовой концентрации хлористых солей
Линейка ГСО массовой концентрации хлористых солей
Линейка ГСО массовой концентрации хлористых солей
Линейка ГСО массовой концентрации хлористых солей
Линейка ГСО массовой концентрации хлористых солей
Линейка ГСО массовой концентрации хлористых солей
Линейка ГСО массовой концентрации хлористых солей
Линейка ГСО массовой концентрации хлористых солей
ГОСТ 21534-76
ГОСТ 21534-76
Линейка СО массовой концентрации хлористых солей
Линейка СО массовой концентрации хлористых солей
Линейка СО массовой концентрации хлористых солей
Линейка СО массовой концентрации хлористых солей
Линейка СО массовой концентрации хлористых солей
Линейка СО массовой концентрации хлористых солей
Линейка СО массовой концентрации хлористых солей
Линейка СО массовой концентрации хлористых солей
Линейка КОМПЛЕКСНЫХ СО состава и свойств нефти на ЕСТЕСТВЕННОЙ основе
Линейка КОМПЛЕКСНЫХ СО состава и свойств нефти на ЕСТЕСТВЕННОЙ основе
СО плотности нефтепродуктов
СО плотности нефтепродуктов
Линейка СО вязкости кинематической
Линейка СО вязкости кинематической
Линейка СО вязкости кинематической
Линейка СО вязкости кинематической
Линейка СО вязкости кинематической
Линейка СО вязкости кинематической
Линейка СО вязкости кинематической
Линейка СО вязкости кинематической
Линейка СО вязкости кинематической
Линейка СО вязкости кинематической
Линейка СО вязкости кинематической
Линейка СО вязкости кинематической
Линейка СО массовой доли серы
Линейка СО массовой доли серы
Линейка СО массовой доли серы
Линейка СО массовой доли серы
Линейка СО массовой доли серы
Линейка СО массовой доли серы
Линейка СО массовой доли серы
Линейка СО массовой доли серы
Линейка СО давления насыщенных паров
Линейка СО давления насыщенных паров
Линейка СО давления насыщенных паров
Линейка СО давления насыщенных паров
Линейка СО давления насыщенных паров
Линейка СО давления насыщенных паров
Линейка СО давления насыщенных паров
Линейка СО давления насыщенных паров
Линейка СО давления насыщенных паров
Линейка СО давления насыщенных паров
Линейка СО давления насыщенных паров
Линейка СО давления насыщенных паров
Нефтепродукты отдельные и их смесь
Нефтепродукты отдельные и их смесь
Нефтепродукты отдельные и их смесь
Нефтепродукты отдельные и их смесь
СО состава и свойств бензина автомобильного по ГОСТ Р 51866 и ГОСТ Р
СО состава и свойств бензина автомобильного по ГОСТ Р 51866 и ГОСТ Р
СО состава и свойств бензина автомобильного по ГОСТ Р 51866 и ГОСТ Р
СО состава и свойств бензина автомобильного по ГОСТ Р 51866 и ГОСТ Р
Дизельное топливо
Дизельное топливо
Замена комплекта ГСО СТ-ДТ на ГСО разъединенных типов Образец
Замена комплекта ГСО СТ-ДТ на ГСО разъединенных типов Образец
СО состава и свойств - МАСЛА МОТОРНОГО на естественной основе (СТ-ММ)
СО состава и свойств - МАСЛА МОТОРНОГО на естественной основе (СТ-ММ)
Замена комплекта ГСО СТ-МТ на ГСО разъединенных типов Образец
Замена комплекта ГСО СТ-МТ на ГСО разъединенных типов Образец
122
122
122
122
Картинки из презентации «Свойств газового бензина» к уроку физики на тему «Газы»

Автор: Ельдецова. Чтобы познакомиться с картинкой полного размера, нажмите на её эскиз. Чтобы можно было использовать все картинки для урока физики, скачайте бесплатно презентацию «Свойств газового бензина.ppsx» со всеми картинками в zip-архиве размером 3010 КБ.

Свойств газового бензина

содержание презентации «Свойств газового бензина.ppsx»
Сл Текст Сл Текст
1ГОСУДАРСТВЕННЫЕ СТАНДАРТНЫЕ ОБРАЗЦЫ 71структурой углеводородов, составляющих
различного состава, свойств и назначения нефть и нефтепродуктов, т.е. их природой и
нефти, нефтепродуктов и газового соотношением. Среди различных групп
конденсата производства ЗАО углеводородов, наименьшую вязкость имеют
«Сибтехнология» и ООО «Серволаб». 1. парафиновые, наибольшую – нафтеновые
2Контакты. Ооо «серволаб». Зао углеводороды. Можно добавить, что чем
«сибтехнология». Генеральный директор больше вязкость нефтяных фракций, тем
Анатолий Федорович Колесников больше температура их выкипания. 71.
www.sthim72.ru E-mail: gso@sthim72.ru 72Вязкость масел. Вязкость масла должна
Тел/факс: (3452) 496667 Менеджер по обеспечивать надежную смазку и минимальный
продажам СО Чуклина Марина Петровна. износ трущихся поверхностей при всех
Генеральный директор Алексей Анатольевич эксплуатационных режимах. При этом роль
Колесников www.servolab72.ru E-mail: вязкости неоднозначна: для обеспечения
gso@servolab72.ru Тел/факс: (3452) 496932 несущей способности масляного слоя,
Менеджер по продажам СО Каминская уплотнения деталей и уменьшения расхода
Александра Валентиновна. ОТВЕТСТВЕННЫЕ ЗА требуется повышенная вязкость масла; в то
РАЗРАБОТКУ И КАЧЕСТВО СО: Специалист по же время очистка трущихся деталей от
научно-производственным вопросам Ельдецова продуктов окисления и прочих загрязнений,
Светлана Никифоровна Специалист по охлаждение деталей лучше обеспечиваются
производству СО Шут Дмитрий Анатольевич, маловязким маслом, к тому же легче
Начальник лаборатории производства СО Шут фильтруемым. Поэтому для смазки двигателей
Ирина Владимировна Тел/факс (3452) 496667, выбирают масло по возможности небольшой
496932, E-mail gso@servolab72.ru, вязкости, но такое, которое надежно
gso@sthim72.ru. 2. обеспечивало бы жидкостное трение в
3По данным ФГУП «УНИИМ». 3. главных узлах даже при высокой
44. температуре. При выборе масла учитывают
5Группа компаний «ИНТЕГРСО», АНО НПО также, в какой степени изменяется его
«ИНТЕГРСО», ООО «ИНТЕГРСО» ООО вязкость при изменении температуры, так
«Нефть-Стандарт» ООО «Экохим» ООО «НПЦ как от этого зависит степень отклонения
МАРСО» ЗАО «Сибтехнология», ООО «Серволаб» фактического режима смазки от требуемого,
ФГУ «Тюменский ЦСМ». Производители гсо а также возможность прокачки масла при
нефтепродуктов. 5. низких температурах. Различия в
66. вязкостно-температурных свойствах масел
7Нормативная база применения зависят от их группового углеводородного
стандартных образцов в испытательных состава. Наиболее пологая кривая вязкости
лабораториях. ФЗ РФ № 102 ОТ 26 ИЮНЯ 2008 у масел, состоящих преимущественно из
г. «Об обеспечении единства измерений» алкановых углеводородов, наиболее крутая —
ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025-2006 «Общие у масел, содержащих полициклические
требования к компетентности испытательных углеводороды. Масла на основе циклановых и
и калибровочных лабораторий» Технический ароматических углеводородов занимают
регламент о требованиях к автомобильному и промежуточное положение. С повышением
авиационному бензину, дизельному и вязкости вязкостно-температурные свойства
судовому топливу, топливу для реактивных масла ухудшаются при любом групповом
двигателей и топочному мазуту, утвержден составе. Отсюда возникает важный
Постановлением Правительства РФ № 118 от практический вывод: носителями хороших
27 февраля 2008 г. 7. вязкостно-температурных свойств являются,
8ФЗ РФ № 102 ОТ 26 ИЮНЯ 2008 г. 8. как правило, маловязкие масла. Для оценки
9Государственное регулирование. вязкостно-температурных характеристик
Государственное регулирование в области масел используют так называемый индекс
обеспечения единства измерений вязкости, являющийся безразмерным числом.
осуществляется в следующих формах: Оценка конкретного масла по индексу
утверждение типа стандартных образцов или вязкости основана на сравнении его
типа средств измерений в соответствии с вязкостно-температурных свойств с
Приказом № 1081 от 30 ноября 2009 г (Об подобными же свойствами двух групп
утверждении Порядка проведения испытаний специальных масел, принятых за эталонные.
стандартных образцов или средств измерений При этом индекс вязкости определяют по
в целях утверждения типа, Порядка специальной номограмме. У большинства
утверждения типа стандартных образцов или современных масел, применяемых на судах,
типа средств измерений, Порядка выдачи индекс вязкости в среднем измеряется
свидетельств об утверждении типа числом 90. Пример такой номограммы дан на
стандартных образцов или типа средств рис. 55. 72.
измерений, установления и изменения срока 73Линейка СО вязкости кинематической.
действия указанных свидетельств и Мсо 1547:2009. Мсо 1574:2009. На
интервала между поверками средств экспертизе. На экспертизе. На экспертизе.
измерений, требований к знакам утверждения На экспертизе. Газовый конденсат. Нефть.
типа стандартных образцов или типа средств Нефтепродукты (нефтепродукт или смесь
измерений и порядка их нанесения); нефтепродуктов). Нефтепродукты
государственный метрологический надзор за (нефтепродукт или смесь нефтепродуктов).
производством СО. 9. Нефтепродукты (нефтепродукт или смесь
10Во исполнение первого положения ФЗ № нефтепродуктов). Нефтепродукты
102 «Об обеспечении единства измерений». С (нефтепродукт или смесь нефтепродуктов).
целью выработки единой политики в области Гост 33-2000. Гост 33-2000. Гост 33-2000.
комплексного обеспечения стандартными Гост 33-2000. Гост 33-2000. Гост 33-2000.
образцами лабораторий занимающихся Гсо 8942-2008 гк-в. Гсо 9267-2008 ст-н-вк.
испытаниями нефти и нефтепродуктов и Гсо 9325-2009 ст-нп-вк. ГСО 9517-2010
создания достаточной СТ-НП-ВК40 (при 40оС). ГСО 9518-2010
научно-производственной базы ООО СТ-НП-ВК50 (при 50оС). ГСО 9519-2010
«Серволаб» и ЗАО «Сибтехнология», сохраняя СТ-НП-ВК100 (при 100оС). 73.
юридическую и финансовую 74ГОСТ 33-2000. Нефтепродукты.
самостоятельность, заключили договор о Прозрачные и непрозрачные жидкости.
совместной деятельности, исключающую Определение кинематической вязкости и
дублирование разработок. 10. расчет динамической вязкости. вопрос. ASTM
11Разработаны и предлагаются к D 445 Определение, к какому типу жидкости
применению. 20 типов государственных принадлежит нефть – ньютоновскому или нет,
стандартных образцов (ГСО) нефти на может быть проведено, исходя из самого
естественной основе: Сертификаты 11 типов определения свойств жидкостей. Если при
СО действительны до 25 декабря 2013 г, использовании двух вискозиметров с
Свидетельства 9 типов СО действительны до капиллярами разного диаметра получаются
24 декабря 2014 г 16 из них признаны в различные значения вязкости, это
ранге межгосударственных стандартных однозначно говорит о том, что жидкость
образцов восемью странами СНГ на 35 является неньютоновской. Для
заседании Межгосударственного совета по неньютоновских жидкостей в ASTM приведены
стандартизации, метрологии и сертификации данные, которые соответствуют «Остаточным
(10-11 июня 2009 г. в г. Минске) 14 типов жидким топливам» (ОЖТ) в ГОСТ 33.
государственных стандартных образцов Определяемость для ОЖТ – 1,7% Сходимость
нефтепродуктов, находящихся на этапе для ОЖТ – 1,5% Воспроизводимость для ОЖТ –
признания в ранге МСО. Свидетельства 14 7,4% (статистические данные подтверждающие
типов СО действительны до 31 марта 2016 г. эти значения будут показаны в слайде 121 и
11. 122 Итоги МСИ) Погрешность измерений
12Предлагаются к применению От обусловлена не маркой или принципом
единственных производителей в России. 11 действия устройства отсчета времени.
типов ГСО газового конденсата на Основной вклад в погрешность вносит
естественной основе также признанных в субъективный фактор, время реакции
ранге МСО Свидетельства СО действительны оператора. Эта погрешность весьма велика.
до 24 декабря 2014 г 4 типа комплексных Один из путей повышения точности –
образцов ГСО состава и свойств использование автоматических устройств,
нефте-продуктов на естественной основе которые точно фиксируют прохождение
(образцы находятся на этапе признания в границы жидкости через метку вискозиметра.
ранге МСО): Бензина автомобильного по 8 В примечании п. 1.1. ГОСТ 33-2000 указано,
показателям, Дизельного топлива по 16 что вязкость значительно изменяется со
показателям, Моторного масла по 9 скоростью сдвига, и при использовании
показателям, Турбинного масла по 8 вискозиметров с различным диаметром
показателям. Свидетельства СО капилляров могут быть получены различные
действительны до 24 декабря 2014 г. 12. результаты. В стандарт также включена
13(СО производства ООО «Серволаб» имеют методика и показатели точности для
начальные литеры ГК- или Н-, например остаточных жидких топлив, которые в
ГК-С, Н-ПВ) (СО производства ООО определенных условиях проявляют свойства
«Сибтехнология» имеют начальные литеры «неньютоновских» жидкостей. Ньютоновская
СТ-, например СТ-Н-С, СТ-НП-П, СТ-Б) жидкость — жидкость, вязкость которой не
Информация об утвержденных типах СО зависит от касательного напряжения и
размещена на сайтах: www.servolab72.ru, градиента скорости. Если отношение
www.sthim72.ru. 13. касательного напряжения к градиенту
14КОМПЛЕКСНЫЕ ГСО НА ЕСТЕСТВЕННОЙ скорости непостоянно, жидкость не является
ОСНОВЕ: СТ-МТФ Состав и свойства масла ньютоновской. В ГОСТ не прописано,
трансформаторного СТ-МИ Состав и свойства является ли нефть ньютоновской жидкостью
масла индустриального СТ-М Состав и или нет. А также, в ГОСТ, термин
свойства масла трансмиссионного СТ-МК "нефть" не встречается. В п.
Состав и свойства масла компрессорного 6.5. Устройство для измерения времени,
СТ-М Состав и свойства мазута топочного дающее возможность отсчета времени до 0,1
СТ-Н-МСН Содержание меркаптанов и с (или с меньшим делением) и имеющее
сероводорода в нефти СТ-НП-МСН Содержание погрешность с точностью ±0,07 %, когда
меркаптанов в нефтепродуктах. В СТАДИИ снимают показания в интервале от 200 до
РАЗРАБОТКИ НАХОДЯТСЯ ГСО НЕФТИ И 900 с. Допускается использование
НЕФТЕПРОДУКТОВ С ПЕРСПЕКТИВОЙ УТВЕРЖДЕНИЯ секундомеров с ценой деления 0,2 с. Однако
ТИПОВ 2012-2013 гг.. 14. механические секундомеры 2 класса точности
15Во исполнение второго положения ФЗ № не обеспечивают измерение с точностью
102 «Об обеспечении единства измерений» ±0,07 % в диапазоне температур, типичном
ЗАО «Сибтехнология» прошло без замечаний для помещений лабораторий. Электронные
проверку в сфере государственного секундомеры, обеспечивающие необходимую
регулирования обеспечения единства точность, в настоящее время не имеют
измерений деятельности, связанной с сертификата утверждения типа средства
изготовлением стандартных образцов на измерений (прежний закончил свой срок, а
основании распоряжения от 11.08.2011 № на новый срок продления нет). 74.
514/288 Руководителя УМТУ Росстандарта. 75ГОСТ 33-2000. Нефтепродукты.
15. Прозрачные и непрозрачные жидкости.
16ООО «Серволаб» получило признание Определение кинематической вязкости и
статуса провайдера проверок квалификации расчет динамической вязкости. вопрос. По
лабораторий посредством межлабораторных п. 7.2. "Постоянная вискозиметра С
сравнительных испытаний в соответствии с зависит от гравитационного ускорения в
ГОСТ Р ИСО/МЭК 17043-2010 «Оценка месте калибровки…", "Если
соответствия. Общие требования к проверкам ускорение силы тяжести g отличается более
квалификации лабораторий» Свидетельство чем на 0,1 %, постоянную калибровки
К01.022 до 08.08.2016 г. 16. корректируют по формуле…". В ASTM и в
17Стандартные образцы. Термины и ГОСТ четко указано, что в формуле C2 = (G1
определения Стандартный образец материала / G2) * C1 G1 – соответствует лаборатории
[вещества] (стандартный образец, СО): стандартизации G2 – тестовой (testing)
Образец материала [вещества], одно или лаборатории А Вы корректируете постоянную
несколько свойств которого установлены вискозиметра при измерениях в лаборатории?
метрологически обоснованными процедурами, По п. 7.1. "Калибровку поверенных
к которому приложен документ, выданный вискозиметров проводят в условиях
уполномоченным органом, содержащий лаборатории по указанной в стандарте
значения этих свойств с указанием методике." Однако, какова
характеристик погрешностей правомочность проведения калибровки в
(неопределенностей) и утверждение о лаборатории не аккредитованной на этот вид
прослеживаемости. [Р 50.2.056-2007 пункт деятельности сомнительна. По п. 7.2.
2.1] Испытания стандартных образцов в "Постоянная вискозиметра С зависит от
целях утверждения типа (испытания СО): гравитационного ускорения в месте
Работы по определению метрологических и калибровки…", "Если ускорение
технических характеристик стандартных силы тяжести g отличается более чем на 0,1
образцов. Метрологические характеристики %, постоянную калибровки корректируют по
стандартного образца: Характеристика формуле…". Однако при калибровке
стандартного образца материала [вещества], постоянная вискозиметра только
используемая для получения результатов подтверждается, а не присваивается заново,
измерений (испытаний), выполняемых с следовательно гравитационное ускорение в
применением стандартного образца материала месте калибровки не имеет значения. Кроме
[вещества], и/или для оценивания точности того, при показателе воспроизводимости для
этих результатов. К метрологическим "прочих нефтепродуктов" равном +
характеристикам СО относятся: - 0,72% от среднего значения отличие g на
аттестованное значение стандартного 0,1 % вносит значимый вклад в
образца, - диапазон аттестованных значений неисключаемую систематическую погрешность
стандартного образца (для комплекта), - результата испытания. 75.
неопределенность (характеристика 76ГК-В (газовый конденсат). ГК-В
погрешности) аттестованного значения (газовый конденсат). ГК-В (газовый
стандартного образца. 17. конденсат). (нефтепродукты) СТ-НП-ВК,
18Аттестованное значение стандартного СТ-НП-ВК(40,50,100). (нефтепродукты)
образца: Значение величины, СТ-НП-ВК, СТ-НП-ВК(40,50,100).
характеризующей свойства материала (нефтепродукты) СТ-НП-ВК,
стандартного образца, приводимое в СТ-НП-ВК(40,50,100). СТ-Н-ВК (нефть).
паспорте с установленной при испытаниях СТ-Н-ВК (нефть). СТ-Н-ВК (нефть). Перед
характеристикой погрешности вскрытием ГСО необходимо путем внешнего
(неопределенностью). Характеристика осмотра проверить герметичность бутылки,
погрешности аттестованного значения наличие этикетки. При повреждении бутылки
стандартного образца: Параметр, или отсутствии этикетки экземпляр ГСО не
определяющий возможные отклонения может быть использован. Перед вскрытием
аттестованного значения стандартного бутылки материал ГСО тщательно
образца материала [вещества] от перемешивают в течение 10 минут. Для
действительного значения аттестуемой выполнения параллельных определений
характеристики стандартного образца (количество определяется числом мест в
материала [вещества]. Неопределенность термостате) при каждом испытании, отбор в
аттестованного значения стандартного вискозиметры производят из порции образца,
образца: Параметр, характеризующий помещенной в стаканчик одномоментным
рассеяние значений, которые могли бы быть заполнением вискозиметров (в течение не
обосновано приписаны аттестуемой более 2 мин), остатки из стаканчика
характеристике. Обязательные выливаются в слив. Интервал допускаемых
метрологические требования к стандартным аттестованных значений. Допускаемая
образцам, подлежащим испытаниям в целях относительная погрешность при Р=0,95, %.
утверждения типа: а) стандартные образцы Интервал допускаемых аттестованных
должны иметь установленные при испытаниях значений СО. Границы допускаемой
следующие метрологические характеристики: относительной погрешности СО при Р=0,95,
аттестованное значение стандартного %. 0,4. Интервал допускаемых аттестованных
образца; неопределенность (характеристика значений СО. Допускаемая относительная
погрешности) аттестованного значения погрешность СО при Р=0,95, %.
стандартного образца, включающая Кинематическая вязкость при 20 оС, мм2/с.
неопределенность установления 0,3 - 40. Кинематическая вязкость при
аттестованного значения, обусловленная 40оС, мм2/с. 10-70. ± 0,2. Кинематическая
неоднородностью материала, обусловленная вязкость при 50оС, мм2/с. 8-40. ± 0,2.
нестабильностью материала. б) Кинематическая вязкость при 100оС, мм2/с.
аттестованные значения стандартного 8-23. ± 0,2. Кинематическая вязкость при
образца должны быть выражены в значениях 20 оС, мм2/с. 1 - 70. ±0,4. Кинематическая
единиц величин, допущенных к применению в вязкость при 20 оС, мм2/с. 2 - 100. 0,4.
Российской Федерации в условиях 76. Аттестуемая характеристика СО.
обеспечения прослеживаемости к ним. 18. Аттестуемая характеристика СО. Аттестуемая
19Стандартные образцы применимы в характеристика СО.
лабораториях: В соответствии с 77Содержание серы. Сера и ее соединения
Государственной поверочной схемой для являются постоянными составляющими частями
средств измерения, в случае если передача сырой нефти. Соединения серы токсичны,
размеров единиц СИ невозможна и/или имеют неприятный запах, способствуют
нецелесообразна, то прослеживаемость, отложению смол, в соединениях с водой
устанавливается к стандартным вызывают интенсивную коррозию оборудования
образцам……….. (п. 5.6.2.2.2 ГОСТ Р ИСО/МЭК НПУ и топливной арматуры двигателей.
17025-2006). К таким методикам относится Особенно в этом отношении опасны
большинство методов определения состава и сероводород и меркаптаны. Кроме того,
свойств нефти и нефтепродуктов, за соединения серы в топливе приводят к
исключением плотности. Для градуировки загрязнению окружающей среды. При
средств измерений в межповерочный интервал высоком содержании серы в нефти высока
(манометры для определения давления вероятность получения дизельного топлива с
насыщенных паров) или проверки недопустимо высоким содержанием серы. На
работоспособности комплекса оборудования больших заводах такое топливо подвергают
(комплекс для испытаний вязкости: сложному процессу сероочистки. По ГОСТ
термостат, вискозиметры, секундомеры). При 305-82 дизельное топливо делится на два
выявлении адекватности применения методики вида. Вид 1 содержит не более 0,2 % вес.
в необходимом диапазоне в лаборатории и серы. Вид 2 содержит не более 0,5 % вес.
для оценки их точности таких как : серы. В соответствии с технологической
неопределенность результатов, предел классификацией нефти при содержании в ней
повторяемости и/или воспроизводимости, не более 0,5 % серы (нефть первого класса)
устойчивость к внешним воздействиям в дизельном топливе должно содержаться не
чувствительность к влиянию матрицы более 0,2 % серы. Это соответствует
пробы/объекта испытаний и СО. Для первому виду дизельного топлива. В этом
выявления источников неопределенности при случае из нефти можно прямо на НПУ
испытаниях которыми могут являться …. получать товарное дизельное топливо с
стандартные образцы, применяемые методы и допустимым содержанием серы. В
оборудование, окружающая среда, свойства и соответствии с технологической
состояние объекта испытания или классификацией нефти при содержании в ней
калибровки, а также оператор (5.6.3.2, от 0,5 до 2,0 % серы (нефть второго
5.4.5.3 ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025-2006). класса) в дизельном топливе будет
Контроля стабильности результатов содержаться не более 1,0 % серы. В этой
измерений. 19. ситуации возможны самые различные
20Система контроля качества результатов варианты, так как сера может быть
измерений. Фгуп «униим». Внутренний распределена по фракциям нефти очень
контроль качества результатов измерений. неоднородно. И только точный анализ может
Проверка приемлемости: аналитических дать ответ на возможность получение
сигналов результатов параллельных товарного дизельного топлива. Поэтому
определений. Внутрен- ний аудит. Контроль самым простым вариантом является
со стороны руководства. Контроль наличия разбавление нефти с содержанием серы более
условий для про- ведения измерений. 0,5 % газовым конденсатом и доведение
Внешний контроль. Проверка квалификации содержания серы в получаемой смеси до
лабораторий. Проверка соблюдения уровня 0,5 %. Как правило, газовый
требований НД на методики измерений. конденсат практически не содержит серы и
Проверка приемлемости результатов его добавление к нефти приводит к снижению
измерений в условиях воспроизводимости. общего содержания серы. Например, при
Контроль стабильности результатов содержании в нефти 1,2 % серы для
измерений. Экспериментальный контроль получения сырья с содержанием серы не
значимых составляющих бюджета более 0,5 %, на одну тонну нефти нужно
неопределенности (для методик с постадийно добавить 1,4 тонны газового конденсата.
оцененным значением показателя точности). 77.
Опера- тивный контроль процедуры 78Линейка СО массовой доли серы. Гсо
измерений. С использованием контрольных 9265-2008 ст-н-с. Гсо 9323-2009 ст-нп-с.
карт (КК). В форме периодиче- ской Газовый конденсат. Нефть. Нефть.
проверки подконтрольности процедуры выпол- Нефтепродукты (белое масло, в которое в
нения измерений. В форме выбороч- ного добавлены серу содержащие добавки). Гсо
статистическо- го контроля по альтернатив- 8948-2008 гк-с. Гсо 9085-2008 н-с. Мсо
ному признаку. КК Шухарта. КК кумуля- 1553:2009. На признании. Мсо 1572:2009. На
тивных сумм. 20. признании. Гост 1437-75, гост р
21Для обеспечения качества результатов 51947-2002, гост 19121-73. Гост 1437-75,
испытаний в соответствии с п. 5.9 ГОСТ Р гост р 51947-2002, гост 19121-73. Гост
ИСО/МЭК 17025-2006. Лаборатория должна 1437-75, гост р 51947-2002, гост 19121-73.
располагать процедурами управления Гост 1437-75, гост р 51947-2002, гост
качеством с тем, чтобы контролировать 19121-73. 78.
достоверность проведенных испытаний и 79ГОСТ 1437-75 Нефтепродукты темные.
калибровки. Результаты должны Ускоренный метод определения серы. ГОСТ Р
регистрироваться так, чтобы можно было 51947-2002. Нефть и нефтепродукты.
выявить тенденции, и там, где это Определение серы методом
рационально, применить статистические энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной
методы для анализа результатов. Этот спектрометрии. В ASTM D 4294 определена
контроль должен планироваться и может процедура подготовки пробы - воду удаляют
включать, в частности, следующее: центрифугированием - образец встряхивают и
регулярное использование аттестованных сразу проводят измерение во избежание
стандартных образцов и/или внутренний осаждения воды на пленке По ASTM при
контроль качества с использованием измерении летучих образцов нужно протыкать
стандартных образцов; участие в иглой отверстие вверху ячейки с образцом.
межлабораторных сравнительных испытаниях С 01.01.2006 г. арбитражным методом
или программах проверки квалификации; является определение серы в нефти по ГОСТ
дублирование испытаний или калибровки с Р 51947-2002, который ограничивает его
использованием тех же или других методов; использование при содержании воды более
повторные испытания или повторная 0,5%. При этом не определена процедура
калибровка сохраняемых объектов; подготовки проб к испытанию при содержании
корреляция результатов на разные воды более 0,5%. В этом случае остается
характеристики объекта. * Выбранные методы использовать ГОСТ 1437-75. Кроме того, при
должны соответствовать виду и объему испытаниях нефтей с большим давлением
выполняемой работы. * Данные контроля насыщенных паров по Рейду, герметичные
качества должны анализироваться. При кюветы с натянутой пленкой просто
выявлении случаев отклонения от заранее распирает и , как следствие, искажается
установленного значения (критерия) должны результат измерений. 79.
быть предприняты спланированные действия 80Перед вскрытием бутылки материал ГСО
для решения проблемы и предупреждения тщательно перемешивают в течение 10 минут.
опубликования неправильных результатов. Затем определения серы (с перемешиванием
21. 10 мин и без перемешивания, по указанию в
22Требования к точности измерений. инструкции). Образец содержит воды менее
Аттестация МВИ. Внедрение методик 0,2%. Ст-нп-с. Ст-нп-с. Ст-нп-с. Ст-н-с,
измерений в лаборатории. Внутренний гк-с, н-с. Ст-н-с, гк-с, н-с. Ст-н-с,
контроль качества результатов измерений. гк-с, н-с. Интервал допускаемых
Рабочие измерения. Обеспечение аттестованных значений СО. Допускаемая
прослеживаемости результатов измерений. относительная погрешность СО при Р=0,95,
Система менеджмента, в т.ч.: 22. %. Интервал допускаемых аттестованных
23Прослеживаемость. - это свойство значений СО. Допускаемая относительная
результата измерения или значения эталона, погрешность СО при Р=0,95, %. От 0,005 до
заключающееся в возможности его 0,010 вкл. 25. Свыше 0,010 до 0,020 вкл.
соотнесения с принятыми реперами 20. Свыше 0,02 до 0,05 вкл. 15. Свыше 0,05
посредством непрерывной цепи калибровок до 0,10 вкл. 10. Свыше 0,1 до 1,0 вкл. 5.
или сличений с установленными Свыше 1,0 до 2,0 вкл. 3. Свыше 2,0 до 5,0
неопределенностями Прослеживаемость вкл. 2,5. Аттестуемая характеристика СО.
аттестованного значения СО: это свойство Аттестуемая характеристика СО. Массовая
аттестованного значения СО, заключающееся доля серы, %. От 0,1 до 1,0 вкл. 5. Свыше
в возможности его соотнесения с реперами с 1,0 до 2,0 вкл. 3. Свыше 2,0 до 5,0 вкл.
установленными неопределенностями, 2,3. 80. Массовая доля серы, %. Массовая
использованными при характеризации СО. доля серы, %. Массовая доля серы, %.
Установление прослеживаемости Массовая доля серы, %. Массовая доля серы,
аттестованного значения СО: соотнесение %. Массовая доля серы, %. Массовая доля
аттестованного значения аттестуемой серы, %.
характеристики СО с принятыми реперами и 81Давление насыщенных паров. Способность
оценивание вклада от неопределенностей молекул жидкости выходить через свободную
этих реперов в неопределенность от поверхность наружу, образуя пар, называют
характеризации СО. до аттестованных испаряемостью. Над поверхностью каждой
значений СО, предоставленных жидкости вследствие испарения находится
производителем СО, компетентность которого пар, давление которого может возрастать до
подтверждена независимым органом; до определенного предела, зависящего от
результатов измерений, полученных по температуры и называемого давлением
установленным методикой измерений, или до насыщенного пара. При этом давление пара и
согласованных эталонов, четко описанных и жидкости будет одинаковым, пар и жидкость
принятых всеми заинтересованными оказываются в равновесии и пар становится
сторонами; до согласованных результатов, насыщенным. При этом, число молекул,
полученных при межлабораторных переходящих из жидкости в пар равно числу
сравнительных испытаниях. 23. молекул, совершающий обратный переход.
24Фгуп «униим». 24. Давление насыщенных паров с повышением
25Прослеживаемость СО нашего температуры растет. Образование насыщенных
производства. все испытания СО проводятся паров приводит к тому, что давление на
с использованием поверенных средств свободной поверхности не может быть ниже
измерений и аттестованного испытательного давления насыщенных паров. Для нефти и
оборудования в аккредитованных нефтепродуктов и других сложных
лабораториях. расчет аттестованного многокомпонентных систем давление
значения СО проводится путем регулярного насыщенного пара при данной температуре
проведения межлабораторных сравнительных является сложной функцией состава и
испытаний (МСИ) в аккредитованных зависит от соотношения объемов
лабораториях. Данные о прослеживаемости и пространств, в которых находится пар и
результатах МСИ приведены в Паспорте на жидкость. Давление насыщенных паров
СО. 25. характеризует интенсивность испарения,
26Форма паспорта на СО, введена с пусковые качества моторных топлив и
01.01.2012. 26. склонность их к образованию паровых
27Пример паспорта на СО. 27. пробок. 81.
28Алгоритмы оперативного контроля 82Линейка СО давления насыщенных паров.
процедуры анализа. С использованием СО *До Гсо 8943-2008 гк-днп. Гсо 9021-2008 н-днп.
оценки характеристик погрешности методики Гсо 9269-2008 ст-н-днп. Гсо 9327-2009
в лаборатории. 28. ст-нп-днп. Мсо 1548:2009. Мсо 1556:2009.
29Классификация стандартных образцов по Мсо 1576:2009. На признании. Газовый
матрице. Имитатор состава и свойств конденсат. Нефть. Нефть. Нефтепродукты
объекта– стандартный образец на стабильной (отдельные и их смесь). Гост 1756-2000,
основе одной матрицы, лишенной влияющих гост р 52340-2005, astm 323-99a. Гост
факторов на определение показателя по 1756-2000, гост р 52340-2005, astm
утвержденной методике измерений 323-99a. Гост 1756-2000, гост р
(используются чистые вещества со 52340-2005, astm 323-99a. Гост 1756-2000,
свойствами адекватными объекту гост р 52340-2005, astm 323-99a. 82.
показателями: АДНП-20 –циклогексан 21,6 83Объем СО 0,25 дм3 – для определения по
кПа АДНП-30 – гексан 33,7 кПа АДНП-40 – ГОСТ Р 52340-2005, Объем 0,4 и 0,8 дм3 для
ацетон 42,9 кПа АДНП-60 – всех методов на два параллельных
2-хлор-2-метилпропан 62,4 кПа ПЛ-730-ЭК – определения. СО применимы для проверки
н-декан 730,2 кг/м3 ПЛ-810-ЭК – бутанол-1 правильности результатов измерения и
809,6-814,3 кг/м3 ПЛ-850-ЭК - повышения точности определения Если
2-хлор-2-метилпропан 843,3-849,1 кг/м3 разность между результатом, полученным при
ПЛ-870-ЭК - толуол 867,0-871,5 кг/м3 испытании ГСО, и аттестованной
ПЛ-880-ЭК - о-ксилол 879,4-883,8 кг/м3 характеристикой, приведенной в
РЭВ-20 - трансформаторное масло (является свидетельстве на ГСО, превышает абсолютную
ньютоновской жидкостью) 17,29 мм2/с РЭВ-10 погрешность, приведенную в свидетельстве,
- осветительный керосин по ГОСТ 4753 рассчитывают поправочный коэффициент по
(является ньютоновской жидкостью) 11,32 формуле ГОСТ 1756-2000. Гк-днп, н-днп,
мм2/с или масло (трансформаторное или ст-н-днп, ст-нп-днп. Гк-днп, н-днп,
«белое» с добавками механических примесей, ст-н-днп, ст-нп-днп. Гк-днп, н-днп,
хлорид-ионов, воды в виде устойчивой ст-н-днп, ст-нп-днп. Проверить
эмульсии, серосодержащих веществ). Все эти герметичность бутылки, наличие этикетки
вещества очень далеки от матрицы нефть путем внешнего осмотра. При повреждении
Стандартный образец на естественной основе бутылки или отсутствии этикетки СО не
– стандартный образец на основе матрицы, могут быть использованы. Пробу тщательно
максимально приближенной к составу и встряхнуть. После вскрытия СО используется
свойствам определяемого объекта согласно любому НД на метод определения
(используется нефть, газовый конденсат, давления насыщенных паров нефти и
бензин, дизельное топливо, конкретные нефтепродуктов (ГОСТ 1756-2000, ГОСТ Р
масла). 29. 52340-2005, ASTM 323-99A) с соблюдением
30Испытание пробы нефти или следующих рекомендаций: Определение
нефтепродукта происходит по схеме. Отбор давления насыщенных паров из емкости -
проб. Арбитражное хранение образца. образца проводить в один день, после
Измерение на приборе. Перевод сигнала в каждого отбора пробку бутылки быстро
измеряемое содержание. Пробо- подготовка. закрывать. Заполнение топливной камеры
Результат измерения. Проба. Построение проводить прямо из емкости образца,
градуировочной зависимости. 30. используя приспособление для переливания
31Погрешность измерений на этапах пробы, внутренний диаметр сливной трубки
испытаний объекта. НА МАТРИЧНОЙ ОСНОВЕ: должен быть не менее 6 мм. Для удаления
нефть, нефтепродукты, газовый конденсат. пузырьков воздуха из топливной камеры, при
НА ОСВОБОЖДЕННОЙ ОТ ВЛИЯЩИХ ФАКТОРОВ ее заполнении, следует увеличить время
ОСНОВЕ: Масло, индивидуальные вещества. постукивания о стол. При подготовке
отбор проб ?1.1, ?1.2 ДА достижение воздушной и топливной камер после
внутриэкземпларной однородности ?2.1, ?2.2 промывки, их следует промыть ацетоном и
ДА отбор аликвоты ?3.1, ?3.2 ДА просушить. Интервал допускаемых
пробоподготовка ?4.1, ?4.2 ДА извлечение аттестованных значений. Допускаемая
действующего вещества из матрицы ?5.1, относительная погрешность при Р=0,95, %.
?5.2 ДА измерение аналитических сигналов Давление насыщенных паров, кПа. Давление
?6.1, ?6.2 ДА расчет измерений ?7.1, ?7.2 насыщенных паров, кПа. Давление насыщенных
ДА градуировка, поверка приборов ?8.1, паров, кПа. От 0 до 35 вкл. 1,4. Свыше 35
?8.2 – НЕТ (из-за меняющейся матрицы). до 110 вкл. 1,1. Свыше 110 до 180 вкл.
Отбор проб ?1.1, ?1.2 нет достижение 0,5. 83. Аттестуемая характеристика.
внутриэкземпларной однородности ?2.1, ?2.2 84Нефтепродукты отдельные и их смесь.
нет отбор аликвоты ?3.1, ?3.2 нет (чаще Нефтепродукты отдельные и их смесь.
всего на 1 измерение или проба однородная) Линейка СО температуры вспышки в тигле СО
пробоподготовка ?4.1, ?4.2 нет извлечение годности 3 года. СТ-НП-ТВОТ (температура
действующего вещества из матрицы ?5.1, вспышки в открытом тигле). СТ-НП-ТВЗТ
?5.2 нет измерение аналитических сигналов (температура вспышки в закрытом тигле).
?6.1, ?6.2 да расчет измерений ?7.1, ?7.2 ГСО 9521-2010 На этапе экспертизы в ранге
да градуировка, поверка приборов ?8.1, МСО. ГСО 9522-2010 На этапе экспертизы в
?8.2 да. 31. ранге МСО. Гост 4333-87. Гост 6356-75.
32Применимость со. НА МАТРИЧНОЙ ОСНОВЕ: Испытания проводить в строгом соответствии
нефть, нефтепродукты, газовый конденсат. с методикой. 84.
НА ОСВОБОЖДЕННОЙ ОТ ВЛИЯЩИХ ФАКТОРОВ 85Меркаптаны. Существенное влияние на
ОСНОВЕ: Масло, индивидуальные вещества. коррозионный процесс при первичной
Функцией лаборатории является обеспечение переработке нефти оказывают соединения
аналитической информацией о продукции, серы, встречающиеся в нефтях, из них
заявленной в области деятельности наиболее агрессивными являются
лаборатории. Аналитическая информация сероводород, элементарная сера и
должна быть достоверной, а значит все меркаптаны. Сернистые соединения является
методы испытаний (измерений) должны быть нежелательными компонентами нефти, т.к.
проведены с определенной в методике вследствие своей способности к распаду с
точностью. Проверка точности измерений выделением сероводорода и элементарной
проводится с помощью стандартных образцов. серы, сильно коррозирующих и разрушающих
При этом лаборатория должна воспроизводить аппаратуру, они значительно затрудняют
аттестованные значения СО, утвержденных нефтепереработку. Нежелательно наличие
типов любых производителей. Не применимы сернистых соединений и в готовых
для поверки и градуировки приборов по нефтепродуктах. Коррозионная активность
Государственной поверочной схеме (не сернистых соединений зависит от их
прописаны в этой схеме, меняющаяся строения. Наиболее агрессивны сероводород,
матрица). Не применимы для сера и меркаптаны. Сероводород коррозирует
внутрилабораторного контроля из-за цинк, железо, медь, латунь и алюминий.
заниженной неопределенности измерений, не Сера, если она имеется в свободном
охватывающих большую часть стадий состоянии в топливе, почти мгновенно
измерений. 32. взаимодействует с медью и ее сплавами,
33Особенности производства гсо. образуя сульфиды, вследствие чего наряду с
Приоритетным направлением деятельности ЗАО коррозией металла, приводящей к потере его
«Сибтехнология» и ООО «Серволаб» является массы, наблюдается образование отложений
производство ГСО на естественной основе. В на металле. Коррозия металлов меркаптанами
качестве объекта для производства ГСО определяется их концентрацией в топливе и
используется только натуральная матрица строением. Ароматические меркаптаны более
(ассортимент матриц). Образцы коррозионно-агрессивны, чем алифатические,
предназначены для параллельных определений при этом бициклические меркаптаны
показателя для всех заданных диапазонов агрессивнее моноциклических. СО содержания
методики. Достигается это путем смешивания меркаптановой серы в нефти и
матриц разного состава и свойств или нефтепродуктах прошли первый этап МСИ,
внесением добавок компонентов, устанавливается срок годности экземпляра.
присутствующих в матрице в естественном Будет утвержден в 2012 г. 85.
виде и описание условий достижения 86Правила подачи заявок на ГСО. В связи
внутриэкземплярной однородности. 33. с тем, что СО на естественной основе
34Особенность аттестации гсо на применимы для контроля погрешности и
естественной основе. Методики испытаний аттестации методик измерений, а аттестация
нефти и нефтепродуктов относят к СО производится методом межлабораторной
эмпирическим, то есть к методикам, аттестации, просим обратить внимание на
результаты измерений по которым получают в правила составления заявки спецификации на
условных единицах применительно к СО нефти, нефтепродуктов и газового
используемому методу измерений. Для таких конденсата: 1. Количества СО должно быть
методик в качестве опорного значения необходимым и достаточным для обеспечения
используют математическое ожидание внутрилабораторного контроля по всей
результатов множества измерений. области деятельности лаборатории (в
Результаты измерений должны быть соответствии с РМГ 76 и серией ГОСТ Р ИСО
прослеживаемы только к их общему среднему, 5725) 2. При внутрилабораторном контроле
полученному по результатам измерений по предполагается демонстрация адекватности
данной методике для большого числа методики измерения показателя по
лабораторий. В связи с этим расчет соответствующему нормативному документу в
аттестованного значения СО проводится лаборатории и проверка стабильности,
путем регулярного проведения получаемых по этой методике результатов
межлабораторных сравнительных испытаний аттестованное для расчета берутся
(МСИ) в аккредитованных лабораториях, отклонения от аттестованного значения (при
желательно удаленных регионально друг от расчете систематической составляющей
друга (с целью исключения сверок погрешности) и разность средних значений
полученных результатов). 34. (при расчете случайной составляющей
35производитель СО (ЗАО «Сибтехнология» погрешности), поэтому значение ГСО должно
и ООО «Серволаб»): Технически компетентная лежать в проверяемом диапазоне значений
организация, полностью отвечающая за методики, которому приписаны значения
аттестацию СО, которые она производит и повторяемости и воспроизводимости. 3. С
поставляет потребителям. соисполнитель СО целью приближения ГСО по матрице к объекту
(соисполнитель) (рейтинговые лаборатории испытаний в лаборатории необходимо
участники МСИ): Технически компетентная указывать некоторые параметры матрицы
организация, которую производитель СО (нефти, нефтепродуктов (бензин, дизельное
привлекает для выполнения определенных или реактивное топливо, масло, газовый
этапов производства СО. Р 50.2.061 общие конденсат): Например: плотность с размахом
критерии компетентности производителей в 3 кг/дм3, ДНП – 10 кПа, вязкость – 10
стандартных образцов предполагает см2/с, температура начала кипения – 10оС.
делегирование части работ по производству 86.
со соисполнителю. 35. 87Взимозаменяемыми являются со разных
36Особенность аттестации гсо на производителей. СО массовой доли воды в
естественной основе. Лаборатории, нефтепродуктах, СО массовой концентрации
участники межлабораторных сравнительных хлористых солей в нефтепродуктах, СО
испытаний (МСИ) разрабатываемых и массовой доли механических примесей в
производимых СО должны быть достаточно нефтепродуктах: Матрица – трансформаторное
квалифицированными. Для этих целей масло, Добавки идентичные, Отличие СО ЗАО
отбираются лаборатории высокого рейтинга «Сибтехнология» от имеющихся на рынке –
по итогам МСИ прошлого периода. Заключено позволяют проведение испытаний в строгом
более 75 договоров с лабораториями соответствии с методикой измерений –
нефтяных и нефтепродуктовых компаний от проведение 2 параллельных определений, при
Санкт-Петербурга до Дальнего Востока, условии выполнения прописанной в паспорте
включая страны СНГ – Казахстан, Киргизия. на СО инструкции, а не количественное
36. смывание образца растворителем, что
37Проблемы реализации гсо. Отсутствие методикой не предусмотрено! 87.
национального стандарта на газовый 88Взимозаменяемыми явлаются со разных
конденсат. Недостаточная квалификация производителей. СО массовой доли серы в
сотрудников УМТС приводящая к нефтепродуктах: Матрица и добавки
несоответствию заказанной и отгруженной идентичные. Отличие СО ЗАО «Сибтехнология»
продукции в соответствии с заявкой от имеющихся на рынке – ограничены нижним
Заказчика Заказ СО производится в мл!, а пределом диапазона – 0,005% СО
не в штуках, Не учитываются пожелания фракционного состава нефтепродуктов:
лабораторий на предмет замены СО Матрица и добавки идентичные. Отличие СО
производства одной фирмы на другую, ЗАО «Сибтехнология» от имеющихся на рынке
Незнание номенклатуры и назначения СО, – позволяют проведение испытаний в строгом
Неправильная идентификация СО при приеме соответствии с методикой измерений –
(сопоставление диапазона СО аттестованному проведение 2 параллельных определений, при
значению), отсюда и распределение СО условии выполнения прописанной в паспорте
подразделениям Недостаточный опыт на СО инструкции, а не количественное
применения лабораториями образцов на смывание образца растворителем, что
естественной основе. Несоблюдение методикой не предусмотрено! 88.
транспортными компаниями условий 89Условно заменяемые со. СО давления
перевозки. Разночтения в методиках насыщенных паров нефтепродуктов, СО
измерений нефти и нефтепродуктов. кинематической вязкости нефтепродуктов, СО
*Подробно на этом вопросе остановимся при плотности нефтепродуктов других фирм
рассмотрении типов СО на отдельные производителей разработаны на основе
показатели. 37. чистых веществ, не теряющих свойств при
38Особенности упаковки СО фирмами испарении. АДНП-20 –циклогексан 21,6 кПа
производителями ЗАО «Сибтехнология» и ООО АДНП-30 – гексан 33,7 кПа АДНП-40 – ацетон
«Серволаб». Фирмы, имея многолетний опыт 42,9 кПа АДНП-60 – 2-хлор-2-метилпропан
отгрузок СО во все регионы России и страны 62,4 кПа ПЛ-730-ЭК – н-декан 730,2 кг/м3
СНГ придерживаются отработанного порядка ПЛ-810-ЭК – бутанол-1 809,6-814,3 кг/м3
отгрузок: 1. Образцы комплектов СО, ПЛ-850-ЭК - 2-хлор-2-метилпропан
состоящих из 2 бутылок упаковываются в 843,3-849,1 кг/м3 ПЛ-870-ЭК - толуол
сетку, для предотвращения 867,0-871,5 кг/м3 ПЛ-880-ЭК - о-ксилол
разукомплектования образца. 2. Экземпляры 879,4-883,8 кг/м3 РЭВ-20 -
СО упаковываются в картонную коробку, на трансформаторное масло (является
верхней крышке которой наносится ньютоновской жидкостью) 17,29 мм2/с РЭВ-10
фломастером маркировка наименования, № - осветительный керосин по ГОСТ 4753
партии и количества отгруженного образца. (является ньютоновской жидкостью) 11,32
Например СТ-Н-ВХМ п. 12 10 шт. 3. Коробку мм2/с Все эти вещества очень далеки от
и ящик, куда помещаются документы, матрицы СО давления насыщенных паров,
маркируют фломастером «Документы или кинематической вязкости, плотности ЗАО
Паспорта» 4. СО в картонных коробках «Сибтехнология» разработаны на
проложены упаковочным материалом, во естественной основе и соответствуют нефти
избежание контакта экземпляров между или нефтепродукту, имеющему
собой. 5. Картонные коробки упакованы в соответствующую характеристику, СО
деревянные ящики, на которые наносится применимы во внутрилабораторном контроле.
маркировка предприятия Заказчика и 89.
конкретного Заказчика СО (лаборатории, 90Взаимозаменяемость со массовой доли
подразделения и т.д.), знаки особых воды. Сибтехнология & Серволаб.
условий транспортировки. 6. Ящик с Сибтехнология & Серволаб.
документами также маркируется «Документы». Сибтехнология & Серволаб.
7. Каждый экземпляр СО сопровождается Сибтехнология & Серволаб. Образцы НПО
паспортом. 8. В комплект документов входит "ИНТЕГРСО" Образцы НПО
упаковочный лист. 38. "ИНТЕГРСО" Образцы НПО
39Порядок подачи рекламаций. Претензии "ИНТЕГРСО" Образцы НПО
по оформлению бухгалтерских документов "ИНТЕГРСО" Образцы ВНИИМ.
(счет, счет-фактура, накладная) адресовать Образцы ВНИИМ. Образцы ВНИИМ. Образцы
менеджерам лаборатории производства СО – ВНИИМ. Образцы "Экохим" Образцы
Чуклиной Марине Петровне и Каминской "Экохим" Образцы
Александре Валентиновне тел/факс (3452) "Экохим" Образцы
49-66-67, Е-mail GSO@SERVOLAB72.RU, "Экохим" Нефть и нефтепродукты.
GSO@STHIM72.RU, Все претензии по не Метод определения содержания воды. Масс.
качественной отгрузке просим отправлять по доля, %. Нефть и нефтепродукты. Метод
электронной почте Дмитрию Анатольевичу Шут определения содержания воды. Масс. доля,
или Ирине Владимировне Шут: Тел/факс %. Нефть и нефтепродукты. Метод
3452-496932 , Е-mail GSO@SERVOLAB72.RU, определения содержания воды. Масс. доля,
GSO@STHIM72.RU Все претензии по качеству %. Нефть и нефтепродукты. Метод
СО адресовать Ельдецовой Светлане определения содержания воды. Масс. доля,
Никифоровне по тем же адресам. Данные %. Нефть и нефтепродукты. Метод
рекламации должны быть оформлены в определения содержания воды. Масс. доля,
таблицу: Число значений представленных в %. Нефть и нефтепродукты. Метод
рекламации должно быть не менее 3. На определения содержания воды. Масс. доля,
рекламации достаточно подписи лица %. 2477. 2477. 2477. 2477. 2477. 2477.
ответственного за приемку товара или Нефтепродукты. Определение воды. Метод
начальника лаборатории. Наименование СО. кулонометрического титрования по Карлу
Дата выработки. Наименование показателя, Фишеру. Масс.доля воды, %. Нефтепродукты.
применяемое оборудование, его Определение воды. Метод кулонометрического
прослеживаемость. Аттестованное значение. титрования по Карлу Фишеру. Масс.доля
Полученный результат. Характеристики воды, %. Нефтепродукты. Определение воды.
метода. Проверка применимости СО. Метод кулонометрического титрования по
Исполнитель дата. 39. Карлу Фишеру. Масс.доля воды, %.
40Влияние свойств нефти на процесс Нефтепродукты. Определение воды. Метод
переработки и на качество получаемых кулонометрического титрования по Карлу
нефтепродуктов. Нефть - это смесь Фишеру. Масс.доля воды, %. Нефтепродукты.
разнообразных углеводородных соединений. Определение воды. Метод кулонометрического
Нефть из различных скважин может титрования по Карлу Фишеру. Масс.доля
значительно отличаться по химическому и воды, %. Нефтепродукты. Определение воды.
фракционному составу. При оценке Метод кулонометрического титрования по
пригодности нефти для переработки на Карлу Фишеру. Масс.доля воды, %. EN ISO
нефтеперерабатывающих установках с целью 12937-2000. EN ISO 12937-2000. EN ISO
получения товарных нефтепродуктов 12937-2000. EN ISO 12937-2000. EN ISO
необходимо учитывать свойства нефти. 12937-2000. EN ISO 12937-2000. Метод
Наиболее важными с практической точки анализа. Гост. 90. Ст-нп-в. Ст-нп-в.
зрения свойствами являются следующие: Ст-нп-в. Ст-нп-в. Ст-нп-в. Ст-нп-в.
Содержание воды Содержание хлористых солей 9324-2009. 9324-2009. 9324-2009.
Содержание механических примесей Плотность 9324-2009. 9324-2009. 9324-2009. 0,25.
Кинематическая вязкость Содержание серы 0,25. 0,25. 0,25. 0,25. 0,25. 0,03-2,0.
Давления насыщенных паров Фракционный 0,03-2,0. 0,03-2,0. 0,03-2,0. 0,03-2,0.
состав Содержание парафинов Содержание 0,03-2,0. В-1. 5760-90. 100. 0,11.
хлорорганических соединений Содержание Вн-0,1-эк. 7928-2001. 100. 0,095-0,105.
меркаптанов и сероводорода Параметры Вн-0,1-эк. 7928-2001. 100. 0,095-0,105.
4,5,6,8,9 важны для получения В-2. 5761-90. . 0,46. Вн-0,5-эк.
нефтепродуктов, регламентированного 7929-2001. . 0,45-0,55. Вн-0,5-эк.
качества. Параметры 1,2,3,7,10,11 важны 7929-2001. . 0,45-0,55. В-3. 5762-90. .
для нормальной и длительной эксплуатации 1,02. Вн-1,0-эк. 7930-2001. . 0,9-1,1.
установки по переработке нефти. 40. Вн-1,0-эк. 7930-2001. . 0,9-1,1. В-4.
41Первые комплексные со. В связи с тем, 5763-90. . 1,50. Вн-1,5-эк. 7931-2001. .
что реально добываемая и транспортируемая 1,35-1,65. Вн-1,5-эк. 7931-2001. .
нефть это сложный по составу объект, а 1,35-1,65. . . . . Вн-2,0-эк.
содержание балластных веществ напрямую 7932-2001. . 1,8-2,2. Вн-2,0-эк.
влияет на ее стоимость . В 1998 году, 7932-2001. . 1,8-2,2. . . . .
появились 3 комплексных СО нефти на Вн-5,0-эк. 7933-2001. . 4,5-5,5.
естественной основе ССН-1 , ССН-2, ССН-3 Вн-5,0-эк. 7933-2001. . 4,5-5,5. Ст-нп-в.
(1998-2003 гг.). СО имели узкий диапазон Ст-нп-в. Ст-нп-в. Ст-нп-в. Ст-нп-в.
определяемых показателей и использовались Ст-нп-в. 9324-2009. 9324-2009. 9324-2009.
до 2003 года в качестве образцов для 9324-2009. 9324-2009. 9324-2009. 0,25.
контроля при инспекционном контроле 0,25. 0,25. 0,25. 0,25. 0,25. 0,03-2,0.
нефтяных лабораторий. С выходом в 2002 0,03-2,0. 0,03-2,0. 0,03-2,0. 0,03-2,0.
году серии ГОСТ Р ИСО 5725, прописавшим 0,03-2,0. Вмкт-1/1. 8913-07. . 0,004. .
правила внутрилабораторного контроля, . . . . . . . Вмкт-1/3. 8913-07. .
дальнейшее развитие деятельности в этом 0,002. . . . . . . . . . . . .
направлении предполагало расширение . . . . . . . . . . . . . .
диапазонов СО, корректировку объема . . . . . . . . . . . . . .
образца, способа аттестации и допускаемой . . . . . . . . . . . . . .
погрешности аттестованного значения. . .
Разработка проводилось группой 91Взаимозаменяемость со хлористых солей.
сотрудников, на сегодняшний день Сибтехнология & Серволаб.
занимающихся производством СО в фирмах Сибтехнология & Серволаб.
партнерах ЗАО «Сибтехнология» и ООО Сибтехнология & Серволаб.
«Серволаб». Так в 2007 году появились Сибтехнология & Серволаб. Образцы НПО
дополнительные типы СО фракционного "ИНТЕГРСО" Образцы НПО
состава, массовой доли парафина, массовой "ИНТЕГРСО" Образцы НПО
доли хлорорганических соединений и "ИНТЕГРСО" Образцы НПО
раздельных типов СО состава и свойств "ИНТЕГРСО" Образцы ВНИИМ.
нефти (всего 10 типов). С 2008 года Образцы ВНИИМ. Образцы ВНИИМ. Образцы
началась разработка СО в фирмах ООО ВНИИМ. Образцы "Экохим" Образцы
«Серволаб» и ЗАО «Сибтехнология» На "Экохим" Образцы
сегодняшний день фирмами разработано 47 "Экохим" Образцы
типов, из них 16 типам аналогов в России "Экохим" Нефть. Метод
нет. 41. определения содержания хлористых солей,
42Линейка КОМПЛЕКСНЫХ СО состава и мг/дм3. Нефть. Метод определения
свойств нефти на ЕСТЕСТВЕННОЙ основе содержания хлористых солей, мг/дм3. Нефть.
Аттестованное значение устанавливается Метод определения содержания хлористых
посредством МСИ, образец рассчитан на солей, мг/дм3. Нефть. Метод определения
выполнение параллельных определений содержания хлористых солей, мг/дм3. Нефть.
каждого показателя. ГСО 9273-2008 СТ-Н-ВХМ Метод определения содержания хлористых
состава нефти (содержание воды, хлористых солей, мг/дм3. Нефть. Метод определения
солей, механических примесей). Аналога нет содержания хлористых солей, мг/дм3. Нефть.
ГСО 9020-2008 Н-Б состава нефти Метод определения содержания хлористых
(содержание воды, хлористых солей, солей, мг/дм3. 21534. 21534. 21534. 21534.
механических примесей и серы). Мсо 21534. 21534. 21534. . . . . . . .
1579:2009. Мсо 1555:2009. по ГОСТ 2477-65, Метод анализа. Гост. Гост. 91. Ст-нп-хс.
ASTM D 4377-93a; ГОСТ 21534-76; ГОСТ Ст-нп-хс. Ст-нп-хс. Ст-нп-хс. Ст-нп-хс.
6370-83; ГОСТ Р 51947-2002, ГОСТ 1437-75. Ст-нп-хс. Ст-нп-хс. 9322-2009. 9322-2009.
по ГОСТ 2477-65, ASTM D 4377-93a; ГОСТ 9322-2009. 9322-2009. 9322-2009.
21534-76; ГОСТ 6370-83; ГОСТ Р 51947-2002, 9322-2009. 9322-2009. 0,22. 0,22. 0,22.
ГОСТ 1437-75. Для достижения 0,22. 0,22. 0,22. 0,22. 0,5-1000.
внутриэкземпларной однородности 0,5-1000. 0,5-1000. 0,5-1000. 0,5-1000.
рекомендуется пробу тщательно перемешать в 0,5-1000. 0,5-1000. Хс-1. 8183-2002. 100.
течение 30 мин. После вскрытия СО 5,3. Хсн-5-эк. 7897-2001. 100. 4,5-5,5.
используется согласно ГОСТ на любой из Хсн-5-эк. 7897-2001. 100. 4,5-5,5. Хс-2/2.
перечисленных методов в строгом 8184-2002. 8184-2002. . 8,1. Хсн-10-эк.
соответствии с прописью методики 7898-2001. . 9,5-10,5. Хсн-10-эк.
проведения испытаний. С каждой частью 7898-2001. . 9,5-10,5. Хс-2/3. . 10,5.
проводятся испытания согласно методике Хсн-50-эк. 7899-2001. . 47,5-52,5.
измерений. Для достижения Хсн-50-эк. 7899-2001. . 47,5-52,5. Хс-3.
внутриэкземпларной однородности 8185-2002. . 39,9. Хсн-100-эк. 7900-2001.
рекомендуется пробу тщательно перемешать в . 95-105. Хсн-100-эк. 7900-2001. .
течение 30 мин. После вскрытия СО 95-105. Хс-4. 8186-2002. . 106,9.
используется согласно ГОСТ на любой из Хсн-300-эк. 7901-2001. . 291-309.
перечисленных методов в строгом Хсн-300-эк. 7901-2001. . 291-309. Хс-5.
соответствии с прописью методики 8187-2002. . 196,0. Хсн-900-эк.
проведения испытаний. С каждой частью 7902-2001. . 891-909. Хсн-900-эк.
проводятся испытания согласно методике 7902-2001. . 891-909. Хс-6. 8188-2002. .
измерений. При проведении испытаний на все 473,3. . . . . . . . .
три показателя, после перемешивания проба 92Взаимозаменяемость со механических
сначала отбирается на: 1. массовую долю примесей. Сибтехнология & Серволаб.
механических примесей в нефти по ГОСТ Сибтехнология & Серволаб.
6370-83; 2. затем на массовую доли воды в Сибтехнология & Серволаб.
нефти и по ГОСТ 2477-65 3. затем на Сибтехнология & Серволаб. Образцы НПО
массовую концентрацию хлористых солей в "ИНТЕГРСО" Образцы НПО
нефти и нефтепродуктах по ГОСТ 21534-76. "ИНТЕГРСО" Образцы НПО
При проведении испытаний на все три "ИНТЕГРСО" Образцы НПО
показателя, после перемешивания проба "ИНТЕГРСО" Образцы ВНИИМ.
сначала отбирается на: 1. массовую долю Образцы ВНИИМ. Образцы ВНИИМ. Образцы
механических примесей в нефти по ГОСТ ВНИИМ. Образцы "Экохим" Образцы
6370-83; 2. затем на массовую доли воды в "Экохим" Образцы
нефти и по ГОСТ 2477-65 3. затем на "Экохим" Образцы
массовую концентрацию хлористых солей в "Экохим" Нефть, нефтепродукты и
нефти и нефтепродуктах по ГОСТ 21534-76, присадки. Метод определения механических
4. затем на массовую долю серы по ГОСТ Р примесей. Масс.доля, %. Нефть,
51947-2002 (при массовой доле воды до нефтепродукты и присадки. Метод
0,5%) или ГОСТ 1437-75 (во всем интервале определения механических примесей.
измерения серы). 42. Масс.доля, %. Нефть, нефтепродукты и
43Ст-н-вхм. Н-б. Интервал допускаемых присадки. Метод определения механических
аттестованных значений СО. Границы примесей. Масс.доля, %. Нефть,
допускаемой относительной погрешность СО нефтепродукты и присадки. Метод
при Р=0,95, %. Массовая доля механических определения механических примесей.
примесей, %. Массовая доля механических Масс.доля, %. Нефть, нефтепродукты и
примесей, %. Массовая доля механических присадки. Метод определения механических
примесей, %. Массовая концентрация примесей. Масс.доля, %. 6370. 6370. 6370.
хлористых солей, мг/дм3. Массовая 6370. 6370. ASTM D 473. ASTM D 473. ASTM D
концентрация хлористых солей, мг/дм3. 473. ASTM D 473. ASTM D 473. Метод
Массовая концентрация хлористых солей, анализа. Гост. Гост. 92. Ст-нп-мп.
мг/дм3. Массовая концентрация хлористых Ст-нп-мп. Ст-нп-мп. Ст-нп-мп. Ст-нп-мп.
солей, мг/дм3. Диапазоны содержания 9326-2009. 9326-2009. 9326-2009.
массовой доли воды связаны с разной ценой 9326-2009. 9326-2009. 0,25. 0,25. 0,25.
деления АКОВ (на 10 см3), общепринятый при 0,25. 0,25. 0,0005-1,0. 0,0005-1,0.
испытаниях нефти по методу Дина-Старка (от 0,0005-1,0. 0,0005-1,0. 0,0005-1,0. Мп-1.
0 до 0,3 – 0,03 см3, от 0,3 до 1,0 – 0,1 6460-92. 100. 0,005. Мпн-0,005-эк.
см3, от 1,0 до 10,0 – 0,2 см3). Диапазоны 7855-2000. 100. 0,0040-0,0060.
содержания массовой доли механических Мпн-0,005-эк. 7855-2000. 100. 0,004-0,006.
примесей, серы (в Н-Б) и массовой Мп-2. 6461-92. . 0,0365. Мпн-0,015-эк.
концентрации серы соответствуют таковым в 7856-2000. . 0,012-0,018. Мпн-0,015-эк.
методиках измерений. Заказ СО производится 7856-2000. . 0,012-0,018. Мп-3. 6462-92.
в соответствии с указанными диапазонами. . 0,212. Мпн-0,050-эк. 7857-2000. .
Например: СТ-Н-ВХМ со значениями: воды 0,045-0,055. Мпн-0,050-эк. 7857-2000. .
(0,03 до 0,3), хлористых солей (2 до 10 ), 0,045-0,055. Мп-4. 6463-92. . 1,12.
мех. примесей (0,003 до 0,01 ). Свыше 0,03 Мпн-0,250-эк. 7858-2000. . 0,200-0,300.
до 0,3 вкл. Свыше 0,3 до 1,0 вкл. Свыше Мпн-0,250-эк. 7858-2000. . 0,2-0,3. . .
1,0 до 10,0 вкл. Массовая доля . . Мпн-1,000-эк. 7859-2000. .
механических примесей, %. Массовая доля 0,900-1,100. Мпн-1,000-эк. 7859-2000. .
механических примесей, %. Массовая доля 0,9-1,1.
механических примесей, %. От 0,003 до 0,01 93Взаимозаменяемость со серы. Метод
вкл. ± 12. ± 12. Свыше 0,01 до 0,1 вкл. ± анализа. Метод анализа. Гост. Гост. Гост.
2,5. ± 2,5. От 0,05 до 1,0 вкл. ± 5. ± 7. Гост. ЗАО Сибтехнология & ООО
Свыше 1,0 до 2,0 вкл. ± 3. ± 3. Свыше 2,0 Серволаб. ЗАО Сибтехнология & ООО
до 5,0 вкл. ± 2,3. ± 1,5. Массовая Серволаб. Образцы НПО "ИНТЕГРСО"
концентрация хлористых солей, мг/дм3. Образцы НПО "ИНТЕГРСО" Образцы
Массовая концентрация хлористых солей, ООО «Нефтестандарт». Образцы ООО
мг/дм3. Массовая концентрация хлористых «Нефтестандарт». Образцы ООО «Экохим».
солей, мг/дм3. Массовая концентрация Образцы ООО «Экохим». 93. Название. Гсо. Р
хлористых солей, мг/дм3. От 2 до 10 вкл. ± 50442 51947. Р 50442 51947. Р 50442 51947.
7. ± 1,2. Свыше 10 до 50 вкл. ± 3. Свыше Р 50442 51947. Р 50442 51947. Р 50442
50 до 200 вкл. ± 1,5. Свыше 200 до 1000 51947. Р 50442 51947. Р 50442 51947. Р
вкл. ± 1,2. Аттестуемая характеристика СО. 50442 51947. Р 50442 51947. Р 50442 51947.
Границы допускаемой относительной Р 50442 51947. Р 50442 51947. Р 50442
погрешность СО при Р=0,95, %. ±30 51947. Р 50442 51947. Р 50442 51947. Р
(0,03-0,1) ±10 (0,1-0,3). Массовая доля 50442 51947. Р 50442 51947. ASTM D 4294.
воды, %. Массовая доля воды, %. Массовая ASTM D 4294. ASTM D 4294. ASTM D 4294.
доля воды, %. Свыше 0,03 до 0,3 вкл. ±30 ASTM D 4294. ASTM D 4294. ASTM D 4294.
(0,03-0,1) ±10 (0,1-0,3). ±5. Свыше 0,3 до ASTM D 4294. ASTM D 4294. ASTM D 4294.
1,0 вкл. ±5. ±0,5. Свыше 1,0 до 10,0 вкл. ASTM D 4294. ASTM D 4294. ASTM D 4294.
±0,5. От 0,003 до 0,01 вкл. Свыше 0,01 до ASTM D 4294. ASTM D 4294. ASTM D 4294.
0,1 вкл. Свыше 0,1 до 1,0 вкл. ±0,5. Свыше ASTM D 4294. ASTM D 4294. Ст-нп-с.
0,1 до 1,0 вкл. ±0,5. От 2 до 10 вкл. 9323-2009. Срф-1. 6666-93. Ссн-0,02-эк.
Свыше 10 до 50 вкл. Свыше 50 до 200 вкл. 7993-2002. Ссн-0,02-эк. 7993-2002. Гк-с.
Свыше 200 до 1000 вкл. 43. Аттестуемая 8943-2008, мсо 1548. Срф-2. 6667-93.
характеристика СО. Интервал допускаемых Ссн-0,05-эк. 7994-2002. Ссн-0,05-эк.
значений. Массовая доля воды, %. Массовая 7994-2002. . . Срф-3. 6668-93.
доля воды, %. Массовая доля воды, %. Ссн-0,1-эк. 7995-2002. Ссн-0,1-эк.
Массовая доля серы, %. Массовая доля серы, 7995-2002. . . Срф-4. 6669-93.
%. Массовая доля серы, %. Ссн-0,2-эк. 7996-2002. Ссн-0,2-эк.
44Линейка КОМПЛЕКСНЫХ СО состава и 7996-2002. . . Срф-5. 6670-93.
свойств нефти на ЕСТЕСТВЕННОЙ основе Ссн-0,5-эк. 7997-2002. Ссн-0,5-эк.
Аттестованное значение устанавливается 7997-2002. . . Срф-6. 6671-93.
посредством МСИ. 44. Аналога нет ГСО Сн-0,010-эк. 8172-2002. Сн-0,010-эк.
9022-2008 Н-ПВ (плотность, вязкость). ГСО 8172-2002. . . Срф-7. 6672-93.
9273-2008 СТ-Н-ПВС (плотность, вязкость, Сн-0,030-эк. 8173-2002. Сн-0,030-эк.
сера). Мсо 1557:2009. Мсо 1580:2009. по 8173-2002. . . . . Сн-0,060-эк.
ГОСТ 3900-85, ГОСТ Р 51069-97, ASTM 8174-2002. Сн-0,060-эк. 8174-2002. . .
5002-89, ASTM 1298-85, ГОСТ Р 8.599-2003, . . Сн-0,100-эк. 8175-2002. Сн-0,100-эк.
ГОСТ 33-2000; ГОСТ 1437-75, ГОСТ Р 8175-2002. . . . . Сн-0,200-эк.
51947-2002. по ГОСТ 3900-85, ГОСТ Р 8494-2003. Сн-0,200-эк. 8494-2003. . .
51069-97, ASTM 5002-89, ASTM 1298-85, ГОСТ . . Сн-0,500-эк. 8176-2002. Сн-0,500-эк.
Р 8.599-2003, ГОСТ 33-2000; ГОСТ 1437-75, 8176-2002. . . . . Сн-1,000-эк.
ГОСТ Р 51947-2002. 3. Затем определения 8177-2002. Сн-1,000-эк. 8177-2002. . .
серы (с перемешиванием 10 мин и без . . Сн-1,500-эк. 8495-2003. Сн-1,500-эк.
перемешивания, как указано в инструкции). 8495-2003. . . . . Сн-2,000-эк.
44. Перед вскрытием бутылки материал СО 8496-2003. Сн-2,000-эк. 8496-2003. . .
тщательно перемешивают в течение 10 минут. . . Сн-2,500-эк. 8178-2002. Сн-2,500-эк.
Отбор проб на испытания проводят в 8178-2002. . . . . Сн-3,000-эк.
следующей последовательности: 1. Сначала 8497-2003. Сн-3,000-эк. 8497-2003. . .
для определения параллельных определений . . Сн-4,000-эк. 8498-2003. Сн-4,000-эк.
вязкости, для выполнения параллельных 8498-2003. . . . . Сн-5,000-эк.
определений при каждом испытании отбирают 8179-2002. Сн-5,000-эк. 8179-2002. 1437.
пробы из различных экземпляров СО, отбор в 1437. 1437. 1437. Ст-нп-с. 9323-2009.
вискозиметры (количество определяется Су-1. 5482-90. Су-1. 5482-90. . . Гк-с.
числом мест в термостате) производят 8943-2008, мсо 1548. Су-2. 5483-90. Су-2.
одномоментное заполнение вискозиметров (не 5483-90. . . . . Су-3. 5484-90. Су-3.
более 2 мин) из порции образца, помещенной 5484-90. . . . . Су-4. 5485-90. Су-4.
в стаканчик, остатки из стаканчика 5485-90. . . 19121. 19121. 19121. . .
выливаются в слив. 2. Затем для . Ст-нп-с. 9323-2009. Сл-1. 5479-90. . .
определения плотности ареометрами АНТ-1 и . . Гк-с. 8943-2008, мсо 1548. Сл-2.
АНТ-2, результаты представляются с 5480-90. . . . . . . Сл-3. 5481-90.
указанием средства измерения. . . . . Название. Гсо. Название. Гсо.
45Н-ПВ СО свойств нефти. СТ-Н-ПВС Название. Гсо. Нефть и нефтепродукты.
состава и свойств нефти. Интервал Рентгено-флуоресцентный метод определения
допускаемых аттестованных значений СО. серы. Масс. доля серы,%. Нефть и
Допускаемая относительная погрешность СО нефтепродукты. Рентгено-флуоресцентный
при Р=0,95, %. Интервал допускаемых метод определения серы. Масс. доля серы,%.
аттестованных значений СО. Допускаемая Нефть и нефтепродукты.
относительная погрешность СО при Р=0,95, Рентгено-флуоресцентный метод определения
%. У показателей этих типов СО, за серы. Масс. доля серы,%. Нефть и
исключением серы отсутствуют диапазоны нефтепродукты. Рентгено-флуоресцентный
измерений, однако ареометры АНТ-2 имеют метод определения серы. Масс. доля серы,%.
шкалу измерений. Заказ СО может быть Нефть и нефтепродукты.
установлен в соответствии с этой шкалой. Рентгено-флуоресцентный метод определения
ГОСТ 33-2000. Нефтепродукты. Прозрачные и серы. Масс. доля серы,%. Нефть и
непрозрачные жидкости. Определение нефтепродукты. Рентгено-флуоресцентный
кинематической вязкости …… термин метод определения серы. Масс. доля серы,%.
"нефть" отсутствует, в связи с Нефть и нефтепродукты.
этим применять характеристики погрешности Рентгено-флуоресцентный метод определения
приписанные «другим нефтепродуктам» как серы. Масс. доля серы,%. Нефть и
минимум не корректно! Единственно, что нефтепродукты. Рентгено-флуоресцентный
принято во внимание при расчете допустимых метод определения серы. Масс. доля серы,%.
характеристик СО – это показатель Нефть и нефтепродукты.
воспроизводимости между двумя Рентгено-флуоресцентный метод определения
вискозиметрами. Аттестуемая характеристика серы. Масс. доля серы,%. Нефть и
СО. Аттестуемая характеристика СО. нефтепродукты. Рентгено-флуоресцентный
Плотность при 15 оС, г/см3. 0,7770 – метод определения серы. Масс. доля серы,%.
0,8934. ±0,04. Плотность при 15 оС, г/см3. Нефть и нефтепродукты.
0,7770 – 0,8934. ± 0,04. Плотность при 20 Рентгено-флуоресцентный метод определения
оС, г/см3. 0,7770 – 0,8934. ±0,04. серы. Масс. доля серы,%. Нефть и
Плотность при 20 оС, г/см3. 0,7770 – нефтепродукты. Рентгено-флуоресцентный
0,8934. ±0,04. Кинематическая вязкость при метод определения серы. Масс. доля серы,%.
20 оС, мм2/с. 2 - 100. ±0,4. Нефть и нефтепродукты.
Кинематическая вязкость при 20 оС, мм2/с. Рентгено-флуоресцентный метод определения
2 - 100. ±0,4. Массовая доля серы, %. От серы. Масс. доля серы,%. Нефть и
0,1 до 1,0 вкл. ±5. Свыше 1,0 до 2,0 вкл. нефтепродукты. Рентгено-флуоресцентный
±3. Свыше 2,0 до 5,0 вкл. ±2,3. 45. метод определения серы. Масс. доля серы,%.
46Фракционный состав нефти. Фракционный Нефть и нефтепродукты.
состав определяется при лабораторной Рентгено-флуоресцентный метод определения
перегонке, в процессе которой при серы. Масс. доля серы,%. Нефть и
постепенно повышающейся температуре из нефтепродукты. Рентгено-флуоресцентный
нефти отгоняют фракции, отличающиеся друг метод определения серы. Масс. доля серы,%.
от друга пределами выкипания. Каждая из Нефть и нефтепродукты.
фракций характеризуется температурами Рентгено-флуоресцентный метод определения
начала и конца кипения. Как правило, сырая серы. Масс. доля серы,%. Нефть и
нефть содержит следующие фракции: нефтепродукты. Рентгено-флуоресцентный
Температура кипения фракции выше 430°C метод определения серы. Масс. доля серы,%.
Мазут 230-430°С Газойль (объем отгона при Нефтепродукты темные. Ускоренный метод
300оС) 160-230°С Керосин (объем отгона при определения содержания серы. Масс. доля
200оС) 105-160°С Нафта 32-105°С Бензин серы,%. Нефтепродукты темные. Ускоренный
менее 32°С Углеводородные газы Фракция, метод определения содержания серы. Масс.
выкипающая выше 350оС является остатком доля серы,%. Нефтепродукты темные.
после отбора светлых дистиллятов и Ускоренный метод определения содержания
называется мазутом. Различные нефти сильно серы. Масс. доля серы,%. Нефтепродукты
отличаются по составу. В легкой нефти темные. Ускоренный метод определения
обычно больше бензина, нафты и керосина, в содержания серы. Масс. доля серы,%. . .
тяжелых - газойля и мазута. Наиболее . . Нефтепродукты. Метод определения
распространены нефти с содержанием бензина содержания серы сжиганием в лампе. Масс.
20-30%. Наиболее предпочтительны для доля серы,%. Нефтепродукты. Метод
переработки на НПУ нефти с содержанием определения содержания серы сжиганием в
светлых фракций не менее 60%. Нефти с лампе. Масс. доля серы,%. Нефтепродукты.
меньшим содержанием светлых содержат Метод определения содержания серы
большое количество парафинов, которые сжиганием в лампе. Масс. доля серы,%.
ухудшают качество дизельного топлива. Если 94Взаимозаменяемость со фракционного
нефть содержит недостаточное количество состава. Сибтехнология & Серволаб.
светлых фракций, ее переработка возможна Сибтехнология & Серволаб.
при смешении с газовым конденсатом. 46. Сибтехнология & Серволаб.
47Содержание парафинов в нефти. В Сибтехнология & Серволаб. Образцы НПО
соответствии с технологической "ИНТЕГРСО" Образцы НПО
классификацией (ОСТ 38.01197.80 Нефти СССР "ИНТЕГРСО" Образцы НПО
Технологическая индексация нефти) при "ИНТЕГРСО" Образцы НПО
содержании в нефти парафинов не более 1,5 "ИНТЕГРСО" Образцы ВНИИМ.
% (нефть 1 класса) гарантированно Образцы ВНИИМ. Образцы ВНИИМ. Образцы
получение качественного летнего и зимнего ВНИИМ. Образцы "Экохим" Образцы
дизельного топлива. При содержании в нефти "Экохим" Образцы
парафинов от 1,5 до 6,0 % (нефть второго "Экохим" Образцы
класса) становится маловероятным получение "Экохим" Нефтепродукты. Метод
товарного зимнего дизельного топлива без определения фракционного состава. °С.
дополнительных процедур с нефтью, например Нефтепродукты. Метод определения
разбавление нефти газовым конденсатом, фракционного состава. °С. Нефтепродукты.
добавление специальных депрессорных Метод определения фракционного состава.
присадок, которые улучшают температуру °С. 2177 Метод А. 2177 Метод А. 2177 Метод
помутнения и застывания дизельного А. ASTM D 86. ASTM D 86. ASTM D 86. Нефть
топлива. 47. и нефтепродукты. Метод определения
48ЛИНЕЙКА ГСО фракционного состава и фракционного состава на аппарате АРН-2. %
массовой доли парафина на естественной отгона. 11011. . Нефтепродукты.
основе. Нефть. Газовый конденсат. Нефть. Фракционный состав нефти. ° С, отгона.
Бензин. Реактивное топливо. Нефть. ГСО Нефтепродукты. Фракционный состав нефти. °
9023-2008 Н-ФСП (СО фракционного состав и С, отгона. Нефтепродукты. Фракционный
массовой доли парафина в нефти (во всех состав нефти. ° С, отгона. 2177 Метод Б.
диапазонах метода)). ГСО 8944-2008 ГК-ФС 2177 Метод Б. 2177 Метод Б. . . . Метод
(СО фракционного состава газового анализа. Гост. Гост. 94. Ст-нп-фс1.
конденсата). ГСО 9271-2008 СТ-Н-ФС(СО 9520-2010. 0,4. 20-250. Фс-1. 7947-01.
фракционного состава нефти). ГСО 9520-2010 100. 39,2… 185,5. Фс-1. 7947-01. 100.
СТ-НП-ФС1(СО фракционного состава 40…176. Фс-б-эк. 8785-2006. 100. 40 - 200
бензина). ГСО 9520-2010 СТ-НП-ФС2 (СО с. Гк-фс 8944-2008 мсо 1549. Гк-фс
фракционного состава реактивного топлива). 8944-2008 мсо 1549. Гк-фс 8944-2008 мсо
ГСО 9270-2008 СТ-Н-П (СО массовой доли 1549. Гк-фс 8944-2008 мсо 1549. Гк-фс
парафина в нефти(во всех диапазонах 8944-2008 мсо 1549. Гк-фс 8944-2008 мсо
метода)). Мсо 1558:2009. Мсо 1549:2009. 1549. Гк-фс 8944-2008 мсо 1549. Гк-фс
Мсо 1578:2009. На утверждении. На 8944-2008 мсо 1549. Фс-2. 7948-01. .
утверждении. Мсо 1577:2009. ГОСТ 2177-99, 138,3… 238,3. Фс-2. 7948-01. . 145…248.
ГОСТ 11851-85 (метод А). Гост 2177-99. Фс-рт-эк. 8787-2006. . 145 - 250 с. Фс-3.
Гост 2177-99. Гост 2177-99. Гост 2177-99. 7949-01. . 172… 300. Фс-3. 7949-01. .
ГОСТ 11851-85 (метод А). 48. 181…360. Фс-дт-эк. 8786-2006. . 180 - 350
49Порядок применения гсо фракционного с. Гк-фс 8944-2008 мсо 1549. Гк-фс
состава. Образец рассчитан на 8944-2008 мсо 1549. Гк-фс 8944-2008 мсо
предварительный анализ по установлению 1549. Гк-фс 8944-2008 мсо 1549. Фс-арн.
параметров аппарата и на два параллельных 9459-2003. . 200-28,5 300-48,0 350-56,5.
определения показателя СО. Перед вскрытием Фс-арн. 9459-2003. 2000. 62-390. . . .
необходимо СО тщательно перемешать. . Ст-нп-фс2. Ст-нп-фс2. Ст-нп-фс2.
Видимое количество воды и механических 9520-2010. 9520-2010. 9520-2010. 0,4. 0,4.
примесей исключает возможность применения 0,4. 20-250. 20-250. 20-250. Фс-тн. Фс-тн.
образца. После вскрытия используется Фс-тн. 8700-2005. 8700-2005. 8700-2005. .
согласно ГОСТ на любой из перечисленных . . . . . Фс-б-эк. 8785-2006. 100.
методов в строгом соответствии с прописью 40…200. . . . . . . Фс-рт-эк.
методики проведения испытаний (за 8787-2006. . 145 - 250 с. . . . . .
исключением п. 6.2.2 ГОСТ 2177-99). При . Фс-дт-эк. 8787-2006. . 145-250.
проведении испытаний, согласно ГОСТ 2177 95Новые комплексные со нефтепродуктов.
на метод А строго соблюдать методику. При Новое направление разработки комплексных
проведении испытаний, согласно ГОСТ 2177 ГСО нефтепродуктов началось в 2010 году.
на метод Б, выдерживаются средние По инициативе Провайдера проверок
диапазоны времени до падения первой капли квалификации лабораторий посредством
(6-7 мин) и скорости нагрева (2-2,5 мм3/с межлабораторных сравнительных испытаний
на весь период отгонки). Нефть считать ФГУП «УНИИМ» группой разработчиков ЗАО
парафинистой (массовая доля парафина от «Сибтехнология» разработаны и утверждены 4
1,5% и выше ОСТ 38.01197.80) . Желательно комплексных образца СО нефтепродуктов
проводить испытания при нормальном (сначала СО для МСИ) на естественной
атмосферном давлении, во исключение основе: Бензина автомобильного по 8
применения поправок, искажающих показателям, Дизельного топлива по 16
аттестованные значения СО. Образец показателям, Моторного масла по 9
рассчитан на предварительный анализ по показателям, Турбинного масла по 8
установлению параметров аппарата и на два показателям. 95.
параллельных определения показателя СО. 96Бензин. Основные свойства бензина. В
Перед вскрытием необходимо СО тщательно переводе с французского языка, бензин
перемешать. Видимое количество воды и (benzine) обозначает различную по своему
механических примесей исключает строению углеводородную смесь, жидкость,
возможность применения образца. После не имеющую цвета, предел кипения у которой
вскрытия используется согласно ГОСТ на составляет 33-205 °С. плотность этой
любой из перечисленных методов в строгом жидкости 700-780 кг/м2, замерзает бензин
соответствии с прописью методики при температуре – 60 °С и ниже.
проведения испытаний (за исключением п. температура вспышки составляет меньше 0
6.2.2 ГОСТ 2177-99). При проведении °С. при концентрировании паров бензина в
испытаний, согласно ГОСТ 2177 на метод А газовые объёмы плотностью 74-123 г/м3
строго соблюдать методику. При проведении образуется взрывчатая смесь. Главным
испытаний, согласно ГОСТ 2177 на метод Б, свойством, которое характеризирует бензин
выдерживаются средние диапазоны времени до как топливо для инжекторных и
падения первой капли (6-7 мин) и скорости карбюраторных двигателей внутреннего
нагрева (2-2,5 мм3/с на весь период сгорания является его высокая летучесть.
отгонки). Нефть считать парафинистой Это свойство напрямую зависит от
(массовая доля парафина от 1,5% и выше ОСТ фракционных составляющих и определяет
38.01197.80) . Желательно проводить устойчивость к детонации. Чем лучше
испытания при нормальном атмосферном испаряется бензин, тем более полноценная
давлении, во исключение применения горючая смесь образуется, в результате
поправок, искажающих аттестованные облегчается запуск двигателя, в цилиндрах
значения СО. Аттестованные значения. уменьшается конденсация топливных паров,
Дополнительно аттестованные значения. и, соответственно, меньше разжижается
Нефть. Нефть. Температура начала кипения, масло. Каждый сорт бензина имеет свои
Температура 10% отгона , Объем отгона при показатели плотности, температуры
200 оС, Объем отгона при 300 оС. объемы замерзания и горения. Бензин имеет
отгона при температурах: 100, 120, 150, следующие характеристики: точное
160, 180, 220, 240, 260, 280 оС. Газовый соответствие заявленному октановому числу
конденсат. Газовый конденсат. Температура сгорание топливной смеси с минимальным
начала кипения, Температура 10% 50% 90% избытком бензина отсутствие детонации при
отгона Объем отгона при 200 оС и 300 оС. использовании обязательное наличие
Температура 5% 20% 30% 40% 60% 70% 80% 95% антидетонационных присадок низкое
отгона оС, Температура конца кипения оС, содержание свинца и серы соответствие
Остатка в колбе, %. Бензин. Бензин. высокооктанового бензина европейским
Температура начала кипения, Температура стандартам качества. 96.
10% 50% 90% отгона, Температура конца 97СО состава и свойств бензина
кипения, Объемная доля испарившегося автомобильного по ГОСТ Р 51866 и ГОСТ Р
бензина при 70оС, 100оС, 150оС, 180оС, 51105 на естественной основе (СТ-Б)
Объем остатка в колбе. Температура 95% 96% Регистрационный номер: ГСО 9495-2010 МСО
отгона, оС. Дизельное топливо. Дизельное 1746:2011. Комплект. Аттестуемые
топливо. Температура 50% 96% отгона. характеристики одного комплекта образца
Температура 95% отгона. Фс1. Фс1. (2литровых бутылки в комплекте) Плотность
Температура начала кипения, Температура 5% при 15оС ГОСТ 51069-97, Массовая доля серы
10% 20% 30% 40% 50% 60% 80% 90% 95% 96% ГОСТ 19121, ГОСТ Р 51859-2002, ГОСТ Р
отгона, Объемная доля отгона при 70°С 51947-2002, ГОСТ Р 50442-92, ГОСТ Р
100°С 150°С 180°С, Температура конца 52660-2006, Концентрация фактических смол
кипения, Объемная доля остатка в колбе. ГОСТ 1567-97, Давление насыщенных паров
Фс2. Фс2. Температура начала кипения, ГОСТ 1756-2000, Индекс испаряемости ГОСТ Р
Температура 10% 50% 90% 96% 98% отгона, 51105-97, Детонационная стойкость -
оС. 49. октановое число (моторный метод) ГОСТ
50Хлорорганические соединения. В 511-82, ГОСТ Р 52946, - (исследовательский
последнее время на нефтеперерабатывающих метод) ГОСТ 8226-82, ГОСТ Р 52947,
заводах увеличилось число выхода из строя Объемная доля бензола ГОСТ 29040-91, ГОСТ
оборудования блоков предварительной Р 51941-2002, т Фракционный состав:
гидроочистки сырья установки риформинга, температура начала и конца кипения,
гидроочистки реактивного и дизельного температура 10%, 50%, 90% отгона,
топлива вследствие образования хлористого температуры испарения при 70°С, 100°С,
водорода в процессе их гидрирования. 150°С, 180°С, объема остатка в колбе по
Проверка качества в лабораториях г. ГОСТ 2477-99. Взаимозаменяемость комплекта
Вентспилса и г. Клайпеды подтвердила ГСО СТ-Б на ГСО разъединенных типов
наличие в экспортируемом прямогонном Образцы плотности при 15оС ГОСТ 51069-97,
бензине повышенного содержания Образцы массовой доли серы ГОСТ 19121,
хлорорганических соединений. Источником ГОСТ Р 51859-2002, ГОСТ Р 51947-2002, ГОСТ
повышенного содержания хлорорганических Р 50442-92, ГОСТ Р 52660-2006, Образцы
соединений в продуктах переработки нефти концентрации фактических смол ГОСТ
является перерабатываемая нефть, в которую 1567-97, Образцы давления насыщенных паров
такие соединения вовлекаются с химическими ГОСТ 1756-2000, Образцы детонационной
реагентами, используемыми при добыче. стойкости - октановое число (моторный
ПРИКАЗ МИНИСТЕРСТВА ЭНЕРГЕТИКИ РФ№ 294 от метод) ГОСТ 511-82, ГОСТ Р 52946, -
18 октября 2001 г. «О ЗАПРЕЩЕНИИ (исследовательский метод) ГОСТ 8226-82,
ПРИМЕНЕНИЯ ХЛОРОРГАНИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ В ГОСТ Р 52947, Образцы объемной доли
ПРОЦЕССЕ ДОБЫЧИ НЕФТИ». 50. бензола ГОСТ 29040-91, ГОСТ Р 51941-2002
51Линейка СО массовой доли Образцы фракционного состава: температура
хлорорганических соединений в нефти и начала и конца кипения, температура 10%,
нефтепродуктах Аттестованное значение 50%, 90% отгона, температуры испарения при
устанавливается посредством МСИ. 51. 70°С, 100°С, 150°С, 180°С, объема остатка
АНАЛОГА НЕТ ГСО 8946-2008 ГК-ХО (массовая в колбе. 97.
доля хлорорганических соединений в газовом 98Правила обращения с СО. СО состава и
конденсате). ГСО 9024-2008 Н-ХО (массовая свойств бензина автомобильного (СТ-Б)
доля хлорорганических соединений в нефти). предназначен для контроля погрешности
ГСО 9263-2008 СТ-Н-ХО (массовая доля методики выполнения измерений и для
хлорорганических соединений в нефти). Мсо аттестации методик выполнения измерений на
1551:2009. Мсо 1559:2009. Мсо 1570:2009. показатели: плотности при 15оС ГОСТ
Гост р 52247-2004. Гост р 52247-2004. Гост 51069-97, массовой доли серы ГОСТ 19121,
р 52247-2004. Не корректно применение ГОСТ Р 51859-2002, ГОСТ Р 51947-2002, ГОСТ
добавки хлорбензола в нефть, так как Р 50442-92 ГОСТ Р 52660-2006, концентрации
хлорбензол образует азеотроп с водой и 75% фактических смол ГОСТ 1567-97, давления
его не извлекается при отгоне. Образец насыщенных паров ГОСТ 1756-2000, индекса
рассчитан на получение двух отгонов нафты. испаряемости ГОСТ Р 51105-97,
Пробу тщательно перемешать. После вскрытия детонационной стойкости - октановое число
КО используется согласно ГОСТ Р (моторный метод) ГОСТ 511-82, ГОСТ Р
52247-2004. Аттестованное значение – 52946, детонационной стойкости -
массовая доля хлорорганических соединений (исследовательский метод) ГОСТ 8226-82,
в нефти (газовом конденсате). ГОСТ Р 52947, объемной доли бензола ГОСТ
Дополнительно аттестована массовая доля 29040-91, ГОСТ Р 51941-2002, Температура
хлорорганических соединений в нафте. начала и конца кипения, температура 10%,
Допускается неоднократное определение 50%, 90% отгона, температуры испарения при
хлорорганических соединений в нафте. 51. 70°С, 100°С, 150°С, 180°С, объема остатка
52В связи с большими вариациями состава в колбе по ГОСТ 2477-99) . Общие указания
и свойств нефти на различных Перед вскрытием СО необходимо путем
месторождениях возникла необходимость внешнего осмотра проверить герметичность
создания стандартных образцов на единичные бутылки, наличие этикетки. При повреждении
показатели в различных диапазонах бутылки или отсутствии этикетки экземпляр
аттестованных значений. Стандартные СО не может быть использован. Перед
образцы единичных показателей нефти и отбором пробы на испытания экземпляр СО
газового конденсата. 52. необходимо тщательно перемешать в течение
53Содержание воды в нефти. Содержание 5 минут. СО на все показатели используют
воды в нефти, направляемой на НПУ, должно после вскрытия бутылки следующим образом:
быть минимальным и не должно превышать Сначала проводят испытания давление
0,1-0,5% вес. При большом содержании воды насыщенных паров в условиях повторяемости.
в нефти, поступающей на НПУ, нарушается Далее определяют плотности при 15оС в
технологический режим работы, повышается условиях повторяемости и воспроизводимости
давление в аппаратах, начинаются (используя разные средства измерений…).
микровзрывы, снижается производительность Все остальные показатели определяют в
ректификационной колонны и теплообменных произвольном порядке, каждый раз плотно
аппаратов, а также расходуется закрывая бутылки с ОК. Единожды вскрытый
дополнительное количество тепла на образец подлежит хранению не более 2
подогрев нефти. Негативное влияние суток. Испытания материала СО проводят в
содержания воды в нефти также тесно строгом соответствии с прописью методики
связано с содержанием солей (особенно проведения испытаний. Возможно применение
хлористых). При нагревании нефти вода образцов на испытание выборочных
растворяет хлористые соли и это при показателей, например фракционный состав.
высокой температуре приводит к образованию 98.
хлористого водорода, который вызывает 99Дизельное топливо. В настоящее время
коррозию оборудования. Вода в нефти требования к качеству дизельного топлива,
может содержаться в чистом виде и в или соляровому маслу (солярке), становятся
составе эмульсий. Чистая вода может быть все более строгими. В разных странах
отделена от нефти путем отстаивания. имеются определенные расхождения, но четко
Водные эмульсии нефти являются чрезвычайно обозначилась ориентация - на снижение
стойкими образованиями и могут быть количества серы в составе ГСМ. В
разрушены только с помощью специальных наибольшей степени требования ужесточила
методов, например, при обработке на Швеция: в 1991 г. были введены требования
электродигидраторах. 53. к качеству солярки первого и второго
54Линейка ГСО массовой доли воды. класса, согласно которым содержание серы
Газовый конденсат. Нефть. Нефть. устанавливалось на уровне 10 мг/кг и 50
Нефтепродукты (однородная суспензия мг/кг на соответственно для первого и
водного раствора ПАВ в трансформаторном второго классов. - дизельное топливо Евро
масле по ГОСТ 982-80). Аналога нет ГСО подразделено на классы и сорта для
8947-2008 ГК-МВ. Гсо 9087-2008 н-мв. Гсо регионов разной климатической зоны и
9266-2008 ст-н-в. Гсо 9324-2009 ст-нп-в. предельной температурой фильтруемости.
Мсо 1552:2009. На этапе экспертизы. Мсо высокое цетановое число – главный
1573:2009. На этапе экспертизы. показатель производительности и
Аттестованное значение устанавливается экономичности солярки; максимальная
посредством МСИ по ГОСТ 2477-65, ASTM D степень очистки, позволяющая максимально
4377-93a. Аттестованное значение продлить ресурс дизельных двигателей;
устанавливается посредством МСИ по ГОСТ строго нормированная вязкость, которая
2477-65, ASTM D 4377-93a. Аттестованное гарантирует максимальную прокачиваемость
значение устанавливается посредством МСИ всей топливной системы дизельных
по ГОСТ 2477-65, ASTM D 4377-93a. двигателей; оптимальный фракционный
Аттестованное значение устанавливается состав, обеспечивающий минимальную
посредством МСИ по ГОСТ 2477-65, ASTM D дымность и токсичность отработанных газов.
4377-93a. 54. 99.
55ГОСТ 2477-65 массовая доля воды в 100Замена комплекта ГСО СТ-ДТ на ГСО
нефти вопрос. В соответствии с п. 3.4. разъединенных типов Образец плотности при
(четвертый абзац) ГОСТ 2477-65, 20°С ГОСТ 3900-85, Образец массовой доли
"записывают объем воды, собравшийся в серы ГОСТ 19121-73, ГОСТ Р 51947-2002,
приемнике – ловушке, с точностью до одного Образец концентрации фактических смол ГОСТ
верхнего деления, занимаемой водой части 8489-85, фракционного состава: 50%, 96%
приемника – ловушки", даже если он перегоняется при температуре ГОСТ 2477-99,
занимает меньше половины деления. При ГОСТ Р ЕН ИСО 3405-2007, Образец массовой
содержании воды более 1%, и цене деления доли меркаптановой серы ГОСТ 17323-71 ГОСТ
приемника – ловушки 0,2 см3 , такое снятие Р 52030-2003, Образец цетанового числа
показаний приводит к выходу за предел ГОСТ Р 52709-2007, ГОСТ 3122-67, Образец
предупреждения (предел повторяемости по п. кинематической вязкости при 20°С ГОСТ
4.4.1. r=0,1 см3, предел воспроизводимости 33-2000, Образец температуры застывания
по п.4.2.2. R=0,2 см3). п.4.2. ГОСТ 20287-91, с дополнениями ГОСТ 305-82,
"Результат испытания округляют с Образец температуры помутнения, ГОСТ
точностью до 0,1 %". Однако 5066-91, Образец температуры вспышки в
содержание воды в товарной нефти нередко закрытом тигле ГОСТ Р ЕН ИСО 2719-2008,
составляет менее 0,1 %. Таким образом, при ГОСТ 6356-75, Образец йодного числа ГОСТ
реальном содержании воды 0,031% с учетом 2070-82, Образец кислотности ГОСТ 5985-79,
снятия показаний "с точностью до Образец коксуемости 10%-ного остатка ГОСТ
одного верхнего деления" (0,06) и 19932-99, Образец зольности ГОСТ 1461-75,
округлении результата получаем содержание Образец коэффициента фильтруемости ГОСТ
воды по данному методу равным 0,1 %. 19006-73, Образец предельной температуры
Исходя из изложенного выше, как бы не фильтруемости ГОСТ 22254-92. СО состава и
изменялось реальное содержание воды в свойств дизельного топлива по ГОСТ 305-82,
диапазоне (свыше 0,03 - 0,14 )% результат ГОСТ Р 52368-2005 или ТУ на естественной
измерения будет один и тот же 0,1 %. В основе (СТ-ДТ) Регистрационный номер: ГСО
этом случае теряется смысл проведения 9493 – 2010 МСО 1744:2011. Комплект.
контроля стабильности по алгоритмам ГОСТ Р Аттестуемые характеристики одного образца
ИСО 5725. Кроме того невозможно оценить (2литровых бутылки в комплекте) Плотность
показатели качества методики при ее при 20°С ГОСТ 3900-85, Массовая доля серы
реализации в лаборатории, т.к. ГОСТ 19121-73, ГОСТ Р 51947-2002,
среднеквадратичное отклонение Концентрация фактических смол ГОСТ
внутрилабораторной прецизионности в 8489-85, Фракционный состав: 50%, 96%
указанном диапазоне всегда будет равно перегоняется при температуре ГОСТ 2477-99,
нулю. При низком содержании воды (менее ГОСТ Р ЕН ИСО 3405-2007, Массовая доля
0,1%) приобретает актуальность содержание меркаптановой серы ГОСТ 17323-71 ГОСТ Р
воды в растворителе (например, в толуоле). 52030-2003, Цетановое число ГОСТ Р
Паспортное содержание воды в толуоле может 52709-2007, ГОСТ 3122-67, Кинематическая
достигать 0,05%, что приводит к завышению вязкость при 20°С ГОСТ 33-2000,
результата. ГОСТ 2477-65 никак это не Температура застывания ГОСТ 20287-91, с
учитывает. 55. дополнениями ГОСТ 305-82, Температура
56ОТВЕТ В ASTM D 4006-81 (2000) помутнения, ГОСТ 5066-91, Температура
Количество пробы при содержании влаги вспышки в закрытом тигле ГОСТ Р ЕН ИСО
менее 1% равно 200 г. Т.е. относительная 2719-2008, ГОСТ 6356-75, Йодное число ГОСТ
погрешность при прочих равных условиях 2070-82, Кислотность ГОСТ 5985-79,
ниже в 2 раза. проводится холостой анализ Коксуемость 10%-ного остатка ГОСТ
содержания воды в растворителе (ксилол), 19932-99, Зольность ГОСТ 1461-75,
при этом количество растворителя - 400 мл. Коэффициент фильтруемости ГОСТ 19006-73,
Типичное содержание воды в ксилоле (не в Предельная температура фильтруемости ГОСТ
нашем, а в их) равно 0,02%. В нашем м.б. 22254-92. 100.
больше. В соответствии с требованиями ASTM 101Правила обращения с СО. СО состава и
необходимо проводить: А) градуировку свойств дизельного топлива (СТ-ТД)
ловушки При помощи микробюретки на 5 мл предназначен для контроля измерений и для
(по 0,05 мл воды) Б) калибровку аппарата. аттестации методик выполнения измерений:
Добавляется вода (сначала 1,00 ± 0,01 мл, плотности при 20°С ГОСТ 3900-85, массовой
затем 4,50 ± 0,01 мл) непосредственно в доли серы ГОСТ 19121-73, ГОСТ 1437-75,
дистилляционную колбу, после дистилляции ГОСТ Р 51947-2002, концентрации
количество воды в ловушке должны быть 1,00 фактических смол ГОСТ 8489-85,
± 0,025 мл и 4,50 ± 0,025 мл По ASTM D фракционного состава: 50%, 96%
4006 используются ловушки объемом 5 см3, с перегоняется при температуре ГОСТ
ценой деления 0,05 см3. Результаты 2477-99,ГОСТ Р ЕН ИСО 3405-2007, массовой
фиксируются с точностью 0,025 см3 Для доли меркаптановой серы ГОСТ 17323-71 ГОСТ
предотвращения потерь влаги аппараты Р 52030-2003, цетанового числа ГОСТ Р
должны ежедневно очищаться от пленочных 52709-2007, ГОСТ 3122-67, кинематическая
загрязнений У нас в повседневной практике вязкость при 20°С ГОСТ 33-2000,
–металлическая проволочка, стеклянная температуры застывания ГОСТ 20287-91, с
палочка Вверху холодильника – осушитель дополнениями ГОСТ 305-82, температуры
для предотвращения потерь влаги и помутнения, оС, ГОСТ 5066-91, температуры
конденсации из воздуха. По ASTM вспышки в закрытом тигле ГОСТ Р ЕН ИСО
предпочтительнее использовать окрашенный 2719-2008, ГОСТ 6356-75, йодного числа
осушитель. А у нас? Осушитель будет мешать ГОСТ 2070-82, кислотности ГОСТ 5985-79,
стряхиванию воды стеклянной палочкой, коксуемости 10%-ного остатка ГОСТ
поэтому он неудобен Значения, выходящие за 19932-99, зольности ГОСТ 1461-75,
допустимые пределы, говорят о: утечках при коэффициента фильтруемости ГОСТ 19006-73,
испарении слишком интенсивном кипении предельной температуры фильтруемости ГОСТ
неточностях при градуировке ловушек 22254-92. Общие указания Перед вскрытием
попадании влаги снаружи Все эти моменты СО необходимо путем внешнего осмотра
могут быть выявлены только при выполнении проверить герметичность бутылки, наличие
калибровки аппарата (обсуждалось выше) По этикетки. При повреждении бутылки или
ASTM нагрев в начальной стадии анализа отсутствии этикетки экземпляр СО не может
проводят осторожно, в течение 0,5 – 1 быть использован. Перед отбором пробы на
часа, для предотвращения потерь воды при испытания экземпляр СО необходимо
испытаниях По ASTM перегонку прекращают, тщательно перемешать в течение 5 минут. СО
если в течение 5 мин не происходит на все показатели используют после
увеличение объема воды в ловушке. Если в вскрытия бутылки следующим образом:
холодильнике наблюдается вода, ее смывают Сначала определяют плотности при 20оС в
ксилолом из промывалки. В крайнем случае – условиях повторяемости и воспроизводимости
используют скребСО из TFE (разновидность (используя сначала одно и то же, затем
тефлона), но не стеклянную палочку и не разные средства измерений…). Все остальные
проволоку!! 56. показатели определяют в произвольном
57Предложение разработчиков ЗАО порядке, каждый раз плотно закрывая
«Сибтехнология». Предложить разработчикам бутылки с ОК. Единожды вскрытый образец
(ВНИИ НП) ввести в ТУ на нефть более подлежит хранению не более 2 суток.
точный метод определения воды по Фишеру Испытания материала СО проводят в строгом
ГОСТ Р 54284-2010 «Нефти сырые. соответствии с прописью методики
Определение воды кулонометрическим проведения испытаний. Возможно применение
титрованием по Фишеру», позволяющий образцы на определение выборочных
определять содержание воды от 0,02 до 5% с показателей, например температуры вспышки
установленной воспроизводимостью. В ГОСТ в закрытом тигле. 101.
2477-65 хотелось бы видеть, четко 102Характеристики масел. К
обозначенным округление содержания характеристикам масел относятся вязкость,
количества воды. Например, если индекс вязкости, кислотное число, щелочное
сконденсированная вода в ловушке находится число, содержание водорастворимых кислот и
до половинной границы от одного деления до щелочей, коксуемость, зольность,
другого, то округляют в меньшую сторону и коррозионность, термоокислительная
наоборот. Для этого необходимо, чтобы на стабильность, температура вспышки,
ловушке проставлялась температура застывания, содержание
заводом-изготовителем серединная метка, механических примесей, содержание воды,
более меньшего размера, чем основные стойкость при хранении. 102.
деления. Содержание воды в растворителе 103Другие характеристики масел. Очень
тоже должно учитываться. Хотелось бы низкие температуры вспышки и воспламенения
видеть прописанным в ГОСТ 2477-65 характеризуют огнеопасность масел и
процедуру определения воды в растворителе указывают на наличие в них случайных
и затем вычитание объема этой воды из примесей, главным образом топлива.
полученного результата испытания. Говоря о Температура застывания вместе с вязкостью
приписанных характеристиках метода, вопрос характеризует поведение масел при низких
необходимо ставить таким образом: что если температурах, прокачиваемость, коэффициент
содержание воды в нефти составляет до 0,5 трения в момент пуска дизеля. Содержание
% , то повторяемость результатов двух золы в маслах должно быть минимальным.
параллельных (последовательных) Присутствие значительного количества золы
определений не должна отличаться более чем указывает на плохую очистку масел, на
на 0,05 %. Свыше 0,5 до 1 % - 0,1 % наличие в них различных солей и
соответственно. Далее по тексту ГОСТ минеральных механических примесей.
2477-65 пункты 4.4.1., 4.4.2. п. 4.1. Содержание механических примесей и воды
(примечание) разъясняет и упрощает приводит к повышенному изнашиванию
процедуру расчета содержания воды в трущихся деталей и интенсивному
исследуемой нефти. Пункт 2.4 ГОСТ 2477-65 нагарообразованию. Кроме того, присутствие
предлагает уменьшать количество образца механических примесей в масле искажает
для испытания при использовании ловушки со результаты анализа по определению
шкалой 10 см3 так, чтобы объем воды в содержания кокса и золы. Недопустима вода
приемнике-ловушке не превышал 10 см3. в трансформаторном масле. Свободные
Каким образом узнать, что в испытуемом органические кислоты, содержащиеся в масле
образце воды больше чем 10 см3? На наш и определяющие его кислотность, вызывают
взгляд, данный пункт из ГОСТ 2477-65 коррозию металлов, особенно цветных.
должен быть исключен, так как даже если и Разрушительное действие органических
допустить, что ожидаемая вода в продукте кислот усиливается при наличии воды.
больше, чем 10 см3, то при разделении на Кислотность рассматривается как основной
равные части не исключается возможность показатель коррозионной агрессивности
того, что в этих разделенных частях будет масла по отношению к металлам, поэтому
иметь одинаковое содержание воды, так как начальное ее значение должно быть возможно
вода имеет свойство быстро осаждаться меньшим. Щелочное число характеризует
после того, когда продукт перемешен и способность масла нейтрализовать
разливается на разделяется на одинаковые появляющиеся в нем кислоты, предотвращая
части. 57. коррозию и износ смазываемых поверхностей.
58Для достижения внутриэкземплярной Щелочные свойства обеспечивают введением в
однородности перед делением образца на масло специальных присадок. Начальное
параллельные определения рекомендуется щелочное число масла подбирают с учетом
пробу тщательно перемешать в течение 30 возможности образования кислот в среде,
мин. Данные из описания типов ГК-МВ, Н-МВ, где будет применяться данное масло.
СТ-Н-В. Данные из описания типов ГК-МВ, Наибольшие щелочные числа имеют
Н-МВ, СТ-Н-В. Данные из описания типов цилиндровые масла, используемые в дизелях,
ГК-МВ, Н-МВ, СТ-Н-В. Данные из описания работающих на сернистых топливах. В таких
типов ГК-МВ, Н-МВ, СТ-НП-В. Данные из маслах (со щелочными присадками) наличие
описания типов ГК-МВ, Н-МВ, СТ-НП-В. щелочи обусловлено характером присадки и
Данные из описания типов ГК-МВ, Н-МВ, не является признаком непригодности масла.
СТ-НП-В. Интервал допускаемых Предельная щелочность современных
аттестованных значений СО. Допускаемая цилиндровых масел (около 100 мг КОН на 1 г
относительная погрешность СО при Р=0,95, масла) достаточна для нейтрализации
%. Интервал допускаемых аттестованных сернистых соединений, образующихся при
значений СО. Допускаемая относительная сгорании топлива с содержанием серы до 4
погрешность СО при Р=0,95, %. От 0,03 до %. 103.
0,10 вкл. ±30. Свыше 0,1 до 0,3 вкл. ±10. 104СО состава и свойств - МАСЛА МОТОРНОГО
Свыше 0,3 до 1,0 вкл. ±5. Свыше 1,0 до 2,0 на естественной основе (СТ-ММ)
вкл. ±4. Массовая доля воды, %. От 0,03 до Регистрационный номер: ГСО 9494-2010
0,1 вкл. ±30. Массовая доля воды, %. Свыше МСО1745:2011. Аттестуемые характеристики
0,1 до 0,3 вкл. ±10. Свыше 0,3 до 1,0 вкл. одного образца (1 литр) Плотность при 20оС
±5. Свыше 1,0 до 10,0 вкл. ±0,5. 58. ГОСТ 3900-85, Вязкость кинематической при
Аттестуемая характеристика СО. Аттестуемая 100оС и при минус 18оС, ГОСТ 33-2000,
характеристика СО. Температура вспышки в открытом тигле, ГОСТ
59Содержание солей в нефти. Присутствие 4333-87, Зольность сульфатной ГОСТ
в нефти солей, особенно хлористых, и воды 12417-94, Цвет на колориметре ЦНТ, ГОСТ
приводит в результате нагрева к сильной 20284-74, Массовая доля механических
коррозии оборудования НПУ. Поэтому примесей, ГОСТ 6370-83, Температура
содержание солей в нефти не должно застывания ГОСТ 20287-91, Щелочное число
превышать 5-20 мг/л. При более высоком ГОСТ 11362-96. Замена комплекта ГСО СТ-ММ
содержании солей в нефти срок службы на ГСО разъединенных типов Образцы
оборудования значительно снижается. Для плотности при 20оС ГОСТ 3900-85, Образцы
снижения концентрации солей в нефти на вязкости кинематической при 100оС и при
промыслах и на больших перерабатывающих минус 18оС, ГОСТ 33-2000, Образцы
заводах используют специальные процессы температуры вспышки в открытом тигле, ГОСТ
обессоливания нефти. 59. 4333-87, Образцы зольности сульфатной ГОСТ
60Линейка ГСО массовой концентрации 12417-94, Образцы цвета на колориметре
хлористых солей. Гсо 9264-2008 ст-н-хс. ЦНТ, ГОСТ 20284-74, Образцы массовой доли
Гсо 9324-2009 ст-нп-хс. Газовый конденсат. механических примесей, ГОСТ 6370-83,
Нефть. Нефть. Нефтепродукты Образцы температуры застывания ГОСТ
(трансформаторное масло с добавкой хлорида 20287-91, Образцы щелочного числа ГОСТ
лития в октаноле). Гсо 8949-2008 гк-хс. 11362-96. 104.
Гсо 9084-2008 н-хс. Мсо 1554:2009. На 105Правила обращения с СО. СО состава и
этапе экспертизы. Мсо 1571:2009. На этапе свойств масла моторного (СТ-ММ)
экспертизы. ГОСТ 21534-76 устанавливает предназначен для контроля измерений и для
два метода определения хлористых солей аттестации методик выполнения измерений На
нефти: А — титрованием водного экстракта; показатели плотность при 20оС ГОСТ
Б — неводным потенциометрическим 3900-85, вязкость кинематическая при 100оС
титрованием для анализа нефтей, для и при минус 18оС, ГОСТ 33-2000, индекс
которых имеется скачок потенциала в вязкости ГОСТ 25371-97, температура
эквивалентной точке (при массовой вспышки в открытом тигле, ГОСТ 4333-87,
концентрации хлористых солей свыше 10 зольность сульфатная, ГОСТ 12417-94, цвет
мг/дм3). ГОСТ 21534-76 устанавливает два на колориметре ЦНТ, ГОСТ 20284-74,
метода определения хлористых солей нефти: массовая доля механических примесей, ГОСТ
А — титрованием водного экстракта; Б — 6370-83, температура застывания, ГОСТ
неводным потенциометрическим титрованием 20287-91, щелочное число ГОСТ 11362-96 в
для анализа нефтей, для которых имеется моторном масле по ГОСТ 8581-78, ГОСТ
скачок потенциала в эквивалентной точке 10541-78, ГОСТ 4333-87, ГОСТ 12337-84,
(при массовой концентрации хлористых солей ГОСТ 23497-79, ГОСТ 6370-83, ГОСТ
свыше 10 мг/дм3). ГОСТ 21534-76 20287-91, ГОСТ 11362-96, ГОСТ Р 51907-2002
устанавливает два метода определения Перед вскрытием СО необходимо путем
хлористых солей нефти: А — титрованием внешнего осмотра проверить герметичность
водного экстракта; Б — неводным бутылки, наличие этикетки. При повреждении
потенциометрическим титрованием для бутылки или отсутствии этикетки экземпляр
анализа нефтей, для которых имеется скачок СО не может быть использован. Перед
потенциала в эквивалентной точке (при отбором пробы на испытания экземпляр СО
массовой концентрации хлористых солей необходимо тщательно перемешать в течение
свыше 10 мг/дм3). ГОСТ 21534-76 5 минут. СО на все показатели используют
устанавливает два метода определения после вскрытия бутылки следующим образом:
хлористых солей нефти: А — титрованием Сначала определяют плотности при 20оС в
водного экстракта; Б — неводным условиях повторяемости и воспроизводимости
потенциометрическим титрованием для (используя разные средства измерений…).
анализа нефтей, для которых имеется скачок Все остальные показатели определяют в
потенциала в эквивалентной точке (при произвольном порядке, каждый раз плотно
массовой концентрации хлористых солей закрывая бутылки с СО. Испытания материала
свыше 10 мг/дм3). 60. СО проводят в строгом соответствии с
61ГОСТ 21534-76. Нефть. Методы прописью методики проведения испытаний.
определения хлористых солей. Конечная Возможно применение образцы на определение
точка определяется просто. Для этого нужно выборочных показателей, например
минимизировать субъективный фактор температуры вспышки в закрытом тигле. 105.
(следующий слайд) да, действительно, 106Замена комплекта ГСО СТ-МТ на ГСО
конечную точку титрования хлористых солей разъединенных типов Образец плотности при
нитратом ртути в присутствии индикатора 20оС по ГОСТ 3900-85, Образец массовой
дифенилкарбазида от бесцветной окраски до доли серы в безводном масле по ГОСТ Р
слабо-розовой определить трудно. Чаще 51947-2002, ГОСТ Р 50442-92, Образец
всего наблюдается перетитровка водных вязкости кинематической при 50оС по ГОСТ
вытяжек. При использовании импортных 33-2000, Образец температуры вспышки в
индикаторов, цвет вообще не слабо-розовый, открытом тигле по ГОСТ 4333-87, Образец
а слабо фиолетовый. Так как титрование кислотного числа по ГОСТ 5985-79, Образец
производится в присутствии представителей зольности по ГОСТ 1461-75, Образец цвета в
заказчика, то спор о цвете возникает колориметре ЦНТ по ГОСТ 20284-74, Образец
постоянно. Одному кажется, что уже температуры застывания по ГОСТ 20287-91.
достаточно, другому – раствор еще СО состава и свойств МАСЛА ТУРБИННОГО на
бесцветный. Это приводит к тому, что естественной основе(СТ-МТ) Регистрационный
перетитрованный раствор в течении 1 минуты номер: ГСО 9496-2010 МСО1747:2011.
и последующего времени цвет сохраняет. при Аттестуемые характеристики одного образца
использовании водного раствора (1 литр) Плотность при 20оС по ГОСТ
деэмульгатора тоже наблюдается некоторое 3900-85, Массовая доля серы в безводном
увеличение содержания хлористых солей. масле по ГОСТ Р 51947-2002, ГОСТ Р
Также возникают вопросы при приготовлении 50442-92, Вязкость кинематическая при 50оС
водного раствора деэмульгатора в следствии по ГОСТ 33-2000, Температура вспышки в
его взаимодействия с водой. При открытом тигле по ГОСТ 4333-87, Кислотное
разбавлении водой раствор приобретает число по ГОСТ 5985-79, Зольность по ГОСТ
молочный цвет. Пример кривой титрования 1461-75, Цвет в колориметре ЦНТ по ГОСТ
хлористых солей в нефти (ГОСТ 21534, метод 20284-74, Температура застывания по ГОСТ
А) с использованием титратора T50 Mettler 20287-91. 106.
Toledo Дополнительный вопрос: пункт 1.6. 107Правила обращения с СО. СО состава и
ГОСТ 21534-76 в точности метода указывает свойств масла турбинного (СТ-МТ)
только повторяемость результатов двух предназначен для контроля измерений и для
определений. Почему не указывается аттестации методик выполнения измерений на
воспроизводимость метода? Ведь этот показатели: плотности при 20оС по ГОСТ
показатель, как правило, гораздо больше, 3900-85, массовой доли серы в безводном
чем показатель повторяемости. масле по ГОСТ 1437-75, вязкости
Соответственно и показатель погрешности кинематическая при 50оС по ГОСТ 33-2000,
метода тоже должен быть больше. Необходимо индекса вязкости по ГОСТ 25371-97,
бы было предложить о введении в ГОСТ температуры вспышки в открытом тигле по
21534-76 необходимой поправки. Конечную ГОСТ 4333-87, кислотного числа по ГОСТ
точку титрования хлористых солей нитратом 5985-79, зольности по ГОСТ 1461-75, цвета
ртути в присутствии индикатора в колориметре ЦНТ по ГОСТ 20284-74,
дифенилкарбазида от бесцветной окраски температуры застывания по ГОСТ 20287-91в
"до появления слабо розового турбинном масле по ГОСТ 9972-74, ГОСТ
окрашивания, не исчезаюшего в течение 1 32-74. Общие указания Перед вскрытием СО
минуты" в соответствии с п.1.4.5. необходимо путем внешнего осмотра
определить трудно. Чаще всего наблюдается проверить герметичность бутылки, наличие
перетитровка водных вытяжек. В п. 1.6. этикетки. При повреждении бутылки или
недостаточно информации о точности метода. отсутствии этикетки экземпляр СО не может
Даны только характеристики повторяемости. быть использован. Перед отбором пробы на
61. испытания экземпляр СО необходимо
62Для достижения внутриэкземплярной тщательно перемешать в течение 5 минут. СО
однородности рекомендуется пробу тщательно на все показатели используют после
перемешать в течение 30 мин. Окраска вскрытия бутылки следующим образом:
рабочей пробы по методу А должна Сначала определяют плотности при 20оС в
соответствовать цвету контрольной пробы. условиях повторяемости и воспроизводимости
Использовать деэмульгатор в случае (используя сначала один, затем разные
необходимости (деэмульгаторы, способные средства измерений…). Все остальные
разрушать эмульсию нефти с водой : показатели определяют в произвольном
диссольван 4411, проксанол 305(186) или порядке, каждый раз плотно закрывая
ОЖК,2% водные растворы). Ст-н-хс, н-хс, бутылки с ОК. Испытания материала СО
ст-нп-хс. Ст-н-хс, н-хс, ст-нп-хс. проводят в строгом соответствии с прописью
Ст-н-хс, н-хс, ст-нп-хс. Границы методики проведения испытаний. Возможно
допускаемой относительной погрешности при применение образцы на определение
Р=0,95. Гк-хс. Гк-хс. Гк-хс. Интервал выборочных показателей, например
допускаемых аттестованных значений СО. температуры вспышки в закрытом тигле. 107.
Интервал допускаемых аттестованных 108Пути улучшения качества гсо. -
значений. Границы допускаемой Внесение изменений в регламент
относительной погрешности при Р=0,95. производства ГСО. - Увеличение
Аттестуемая характеристика СО. Массовая эффективности процесса изготовления СО. -
концентрация хлористых. От 2 до 10 вкл. ± Взаимосвязь с потребителями. - Выработка
7. Массовая концентрация хлористых солей, единых подходов проведения измерений для
мг/дм3. Массовая концентрация хлористых производителей и для потребителей. -
солей, мг/дм3. От 2 до 10 вкл . ± 7 %. Подтверждение качества выпущенных СО
Солей, мг/дм3. Свыше 10 до 50 вкл. ± 3. проведением МСИ провайдерами других
Свыше 10 до 50 вкл. ± 3 %. Свыше 50 до 200 регионов на предоставленных нами образцах.
вкл. ± 1,5. Свыше 200 до 1000 вкл. ± 1,2. 108.
62. Аттестуемая характеристика. 109Благодарю за внимание. 109.
63ГОСТ 6370-83 НЕФТЬ,НЕФТЕПРОДУКТЫ И 110ИТОГИ МЕЖЛАБОРАТОРНЫХ СРАВНИТЕЛЬНЫХ
ПРИСАДКИ Содержание механических примесей. ИСПЫТАНИЙ 2004-2011 гг. 110.
Присутствие механических примесей 111ISO/IEC 17043 Оценка соответствия -
объясняется условиями залегания нефтей и Общие требования к проверке квалификации
способами их добычи. Механические примеси лабораторий. ISO (Международная
нефти состоят из взвешенных в ней организация по стандартизации) и IEC
высокодисперсных частиц песка, глины и (Международная электротехническая
других твердых пород, которые, комиссия) образуют специализированную
адсорбируясь на поверхности глобул воды, систему для всемирной стандартизации.
способствуют стабилизации нефтяной Межлабораторные сравнительные испытания
эмульсии. При перегонке нефтей примеси широко используются для ряда целей.
могут частично оседать на стенках труб, Наиболее типичными являются: а)
аппаратуры и трубчатых печей, что приводит приписывание значений стандартным образцам
к ускорению процесса износа аппаратуры. В и оценка их пригодности для конкретных
отстойниках, резервуарах и трубах при испытательных или измерительных процедур;
подогреве нефти часть высокодисперсных б) валидация заявленной неопределённости;
механических примесей коагулирует, в) обеспечение эффективности и сравнимости
выпадает на дно и отлагается на стенках, методов испытаний или измерений; г) оценка
образуя слой грязи и твердого осадка. При рабочих характеристик метода – часто
этом уменьшается производительность описывается как совместные испытания; д)
аппаратов, а при отложении осадка на оценка деятельности лабораторий по
стенках труб уменьшается их конкретным испытаниям или измерениям и
теплопроводность. Содержание механических мониторинг непрерывной деятельности
примесей и воды в маслах приводит к лабораторий; е) выявление проблем в
повышенному изнашиванию трущихся деталей и лабораториях и инициирование действий по
интенсивному нагарообразованию. Кроме их устранению, которые могут быть связаны,
того, присутствие механических примесей в например, с неадекватными методиками
масле искажает результаты анализа по испытания и измерения, эффективностью
определению содержания кокса и золы. 63. обучения и контроля персонала или
64Линейка СО массовой концентрации калибровкой оборудования; ж) обеспечение
хлористых солей. Гсо 9268-2008 ст-н-мп. дополнительного доверия со стороны
Гсо 9326-2009 ст-нп-мп. Газовый конденсат. клиентов лаборатории; з) выявление
Нефть. Нефть. Нефтепродукты расхождений между лабораториями; и)
(трансформаторное масло по ГОСТ 982-80, в обучение участвующих лабораторий на основе
которое в добавлен тонкоизмельченный результатов таких сравнительных испытаний;
кварцевый песок). Гсо 8945-2008 гк-мп. Гсо к) поддержка указаний об эквивалентности
9086-2008 н-мп. Мсо 1550:2009. На этапе измерений Национальных метрологических
экспертизы. Мсо 1578-2009. На этапе институтов через «ключевые сличения» и
экспертизы. Гост 6370-83. Гост 6370-83. дополнительные сличения, проводимые от
Гост 6370-83. Гост 6370-83. 64. имени Международного бюро мер и весов
65ГОСТ 6370-83. Нефть, нефтепродукты и (МБМВ) и соответствующих региональных
присадки. Метод определения механических метрологических организаций. 111.
примесей. вопрос ответ. В соответствии с 112Цель межлабораторных сличений. Для
ГОСТ 6370-83 п.2.5. "При провайдера Оценить результаты участия
необходимости фильтр промывают 50 см3 лабораторий, осуществляющих анализ
горячей дистиллированной воды, нагретой до однотипных объектов. Для лабораторий
температуры 80 °С". Однако не Демонстрация компетентности в части
определен термин "при экспериментальной проверки. Для
необходимости". При малом содержании производителя ГСО Корректировка
механических примесей в анализируемой деятельности и оценка качества
пробе нефти невыполнение этого пункта утвержденных и разрабатываемых СО. 112.
нередко приводит к занижению результата 113Проблемы проведения мси. Неэффективное
испытаний. п.3.2. "остаток на стакане проведение МСИ с использованием единого
смывают на фильтр чистым бензином образца для МСИ в близко регионально
(толуолом) до тех пор, пока капля расположенных лабораториях из-за искажения
фильтрата, помещенная на фильтровальную данных путем сверок полученных результатов
бумагу, не будет оставлять масляного пятна Неадекватность матрицы образца. Нарушение
после испарения. Остатки нефтепродукта или правил испытания образца для МСИ (согласно
твердые примеси, приставшие к стенкам прилагаемой инструкции) Причины
стакана, снимают стеклянной палочкой и неудовлетворительного участия лабораторий
смывают на фильтр горячим чистым бензином в МСИ нужно искать не только в
(толуолом), нагретым до 40 С (80 некомпетентности лабораторий при
°С)." В случае, если механические выполнении испытаний образца, но и в
примеси представляют собой глиноземные возможных ошибках, связанных с качеством
взвеси, приставшие к стенкам стакана, образца или отступлением от порядка
применение стеклянной палочки не помогает. исследования образца. 113.
В ГОСТ 6370-83 однозначно не прописана 114Рейтинговый подход. Для увеличения
необходимость полного смыва механических эффективности проведения МСИ группой
примесей со стакана. п.2.1. "Пробу сотрудников рабочего аппарата МСИ
нефтепродукта хорошо перемешивают вручную разработаны и усовершенствуются: Программа
встряхиванием в течение 5 мин в емкости, оценки результатов МСИ по всем объектам
заполненной не более 3/4 ее испытаний (от введения результатов
вместимости". Однако при испытаниях параллельных определений показателя в
проб, снятых с арбитражного хранения или каждой лаборатории до Свидетельства об
ГСО этого времени недостаточно. В ASTM D участии в МСИ), Рейтинговый подход участия
4807 определено, что проба нефти должна лабораторий в МСИ, основанный на расчете
быть тщательно перемешана в течение 15 мин отношения суммы квадратов Z индексов к
непосредственно до испытания. Для этого числу выполненных испытаний. Рейтинг –
используется скоростной миксер, не соревновательный показатель для
разбрызгивающий перемешиваемую жидкость и лаборатории (показывает динамику участия в
не аэрирующий нефть. ASTM D 4807 МСИ лаборатории на протяжении нескольких
Оборудование: - вакуумный насос (ост. лет). Позволяет увидеть лаборатории место
вакуум 200 мм рт.ст.) - аппарат для в общем рейтинге. Рейтинг нельзя принимать
фильтрования (воронка, колба для как показатель компетентности по следующим
фильтрата, подложка для фильтра, причинам: Объем образца рассчитан только
крепление) - нейлоновый фильтр (0,45 мкм) на 2 параллельных измерения определяемого
Вопросы, возникающие при анализе по ГОСТ показателя. В случае расхождения значений
отпадают при рассмотрении конструкции невозможно определить приемлемость
аппарата и процедуры промывки. В ASTM измерений, Возможна неадекватная основа
приведены требования к осадку на фильтре объекту лаборатории, Некорректность
(критерий качества промывки): - осадок получения среднеаттестованного значения в
должен быть светло-серым или желтоватым лабораториях, расположенных в одном
(не черным или темно-коричневым) В ASTM не регионе. Сегодня рейтинг устанавливается
проводится промывание горячей водой. 65. на добровольной основе. 114.
66Образец рассчитан на выполнение двух 115Итоги мси. По данным опубликованным в
параллельных определений. 1. Для Журнале «Методы оценки соответствия» № 7,
достижения внутриэкземпларной однородности 2008 год авторами (сегодня сотрудниками
рекомендуется 2. Пробу тщательно ЗАО «Сибтехнология») С.Н. Ельдецова, Шут
перемешать в течение 30 мин. 3. Емкость с И.В., Шут Д.А., Шпаков С.В. (ФГУП «УНИИМ»)
СО, заполненной не более 3/4 ее и данным МСИ в ООО «Серволаб» 2004 год
вместимости. 4. В соответствии с ГОСТ (нефть) из 23 предприятий – только 1 со
6370-83 п.2.5. фильтр всегда промывают 50 всеми удовлетворительными результатами
см3 горячей дистиллированной воды, (4,3%) 2005 год (нефть) из 42 предприятий
нагретой до температуры 80 °С. 5. п.3.2. – 14 со всеми удовлетворительными
остаток на стакане смывают на фильтр результатами (33,3%) 2006 год (нефть) из
чистым бензином (толуолом) до тех пор, 52 предприятий – 31 со всеми
пока капля фильтрата, помещенная на удовлетворительными результатами (59,6%)
фильтровальную бумагу, не будет оставлять 2007 год (нефть) из 58 предприятий – 41 со
масляного пятна после испарения. 6. всеми удовлетворительными результатами
Остатки нефтепродукта или твердые примеси, (70,7%) Опыт работы рабочего аппарата
приставшие к стенкам стакана, снимают координатора МСИ в ООО «Серволаб» 2008 год
стеклянной палочкой и смывают на фильтр (нефть и газовый конденсат) из 64
горячим чистым бензином (толуолом), предприятия - 52 со всеми
нагретым до 40 ° С (80 °С). Гк-мп, удовлетворительными результатами (81,25%)
ст-н-мп, н-мп, ст-нп-мп. Гк-мп, ст-н-мп, 2009 год (нефть, газовый конденсат и
н-мп, ст-нп-мп. Гк-мп, ст-н-мп, н-мп, нефтепродукты) из 52 предприятий (по
ст-нп-мп. Аттестуемая характеристика СО. образцам для МСИ разного профиля) со всеми
Интервал допускаемых Аттестованных удовлетворительными результатами
значений СО. Границы допускаемой участвовали 42 лаборатории (82,69%) 2010
относительной погрешности СО при Р=0,95, год (нефть, газовый конденсат и
%. Массовая доля механических примесей, %. нефтепродукты) 54 предприятия (по образцам
Массовая доля механических примесей, %. для МСИ разного профиля) со всеми
Массовая доля механических примесей, %. От удовлетворительными результатами
0,003 до 0,01 вкл. ±12. Свыше 0,01 до 0,1 участвовали 54 (84,38%) 2011 год (первый
вкл. ±2,5. Свыше 0,1 до 1,0 вкл. ±0,5. 66. тур) (нефть, газовый конденсат и
67Плотность. Плотность нефти зависит от нефтепродукты) 72 предприятия (по образцам
соотношения количества легкокипящих и для МСИ разного профиля) со всеми
тяжелых фракций. Как правило, в легкой удовлетворительными результатами
нефти преобладают легкокипящие компоненты участвовали 61 предприятие (84,8%). 115.
(бензиновая и дизельная фракции). Для 116Бензин автомобильный - по 8
того, чтобы получать на показателям. Дизельное топливо - по 16
нефтеперерабатывающих установках товарные показателям. Моторное масло - по 9
топливные фракции, необходимо использовать показателям. Турбинное масло - по 8
нефть с плотностью 0,78-0,85 кг/м3. Более показателям. Масло компрессорное - по 6
тяжелые нефти содержат меньшее количество показателям. Мазут топочный - по 5
светлых фракций и много парафинов, которые показателям. КОНРОЛЬНЫЕ ОБРАЗЦЫ
ухудшают качество дизельного топлива. КОМПЛЕКСНОГО СОСТАВА И СВОЙСТВ ДЛЯ МСИ
Легкая нефть: 0,800-0,839 Средняя: НЕФТЕПРОДУКТОВ в 2010г. 116.
0,840-0,879 Тяжелая: 0,880-0,920 Очень 117КОНТРОЛЬНЫЕ ОБРАЗЦЫ ДЛЯ МСИ ГАЗОВОГО
тяжелая: более 0,920 Плотность – КОНДЕНСАТА, НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ в 2010,
характеристика свойства нефтепродукта. 67. 2011 гг. ГАЗОВЫЙ КОНДЕНСАТ - по 7
68Линейка КОМПЛЕКСНЫХ СО состава и показателям. НЕФТЬ - по 10 показателям (3
свойств нефти на ЕСТЕСТВЕННОЙ основе комплекта контрольных образцов в
Аттестованное значение устанавливается зависимости от свойств нефти) 1 комплект -
посредством МСИ. 68. Аналога нет ГСО плотность до 830 кг/м3, вязкость менее 7
9022-2008 Н-ПВ (плотность, вязкость). ГСО мм2/с; 2 комплект - плотность более 830
9273-2008 СТ-Н-ПВС (плотность, вязкость, кг/м3, вязкость менее 7-15 мм2/с; 3
сера). Мсо 1557:2009. Мсо 1580:2009. по комплект- плотность более 830 кг/м3,
ГОСТ 3900-85, ГОСТ Р 51069-97, ASTM вязкость более 15 мм2/с 18 видов
5002-89, ASTM 1298-85, ГОСТ Р 8.599-2003, нефтепродуктов на отдельные показатели.
ГОСТ 33-2000; ГОСТ 1437-75, ГОСТ Р 117.
51947-2002. по ГОСТ 3900-85, ГОСТ Р 118Масло трансмиссионное - по 6
51069-97, ASTM 5002-89, ASTM 1298-85, ГОСТ показателям. Масло трансформаторное - по 8
Р 8.599-2003, ГОСТ 33-2000; ГОСТ 1437-75, показателям. Масло индустриальное - по 8
ГОСТ Р 51947-2002. 3. Затем определения показателям. 2 вида нефтепродуктов на
серы (с перемешиванием 10 мин и без отдельные показатели. КОНТРОЛЬНЫЕ ОБРАЗЦЫ
перемешивания, как указано в инструкции). ДЛЯ МСИ ДОБАВЛЕННЫЕ в 2011 г. 118.
68. Перед вскрытием бутылки материал СО 119Число участников мси. Итого: 231. 270.
тщательно перемешивают в течение 10 минут. Наименование объекта. Число участников
Отбор проб на испытания проводят в 2010г 64 предприятия ( Россия). Число
следующей последовательности: 1. Сначала участников 2011г 72 предприятия (7
для определения параллельных определений Киргизия, 1 Казахстан, 64 Россия). Бензин.
вязкости, для выполнения параллельных 18. 32. Дизельное топливо. 20. 34. Масло
определений при каждом испытании отбирают моторное. 14. 22. Масло турбинное. 7. 5.
пробы из различных экземпляров СО, отбор в Масло трансмиссионное. -----. 5. Масло
вискозиметры (количество определяется компрессорное. 5. 5. Мазут топочный. 11.
числом мест в термостате) производят 5. Масло трансформаторное. -----. 5.
одномоментное заполнение вискозиметров (не Газовый конденсат. 12. 9. Нефть. 31. 50.
более 2 мин) из порции образца, помещенной Нефтепродукты. 113. 98. 119.
в стаканчик, остатки из стаканчика 1201. Итоги мси. Прирост востребованости,
выливаются в слив. 2. Затем для разработанных Провайдером, образцов для
определения плотности ареометрами АНТ-1 и МСИ лабораториями различных регионов
АНТ-2, результаты представляются с России и странах СНГ В процессе проведения
указанием средства измерения. проверок квалификации лабораторий
69СО плотности нефтепродуктов. Смесь заключены договора на 2012 гг. по
нефтепродуктов. Гсо 9328-2009 ст-нп-п. На проведению МСИ на ГСО одной и той же
этапе экспертизы. ГОСТ 3900-85, ГОСТ Р партии (производство ЗАО «Сибтехнология»)
51069-97, ASTM 5002-89, ASTM 1298-85, ГОСТ провайдерами других регионов: ФГУП
Р 8.599-2003 (заменен на 8.595-2010). «УНИИМ», ФБУ «Татарстанский ЦСМ» и
Ст-нп-п. Ст-нп-п. Ст-нп-п. Образец экспертной организацией «Удмуртский
представляет собой нефтепродукт или смесь государственный университет» по объектам
нефтепродуктов, с заданным аттестованным бензин, дизельное топливо, мазут топочный,
значением. Свойства СО соответствуют что позволяет корректно проводить сличения
нефтепродукту. Применим для контроля образцов. На основании анализа полученных
измерений плотности объекта с заданными данных МСИ Провайдером вносятся
свойствами: газовый конденсат, бензин, корректировки в ранее утвержденные типы
дизельное топливо, реактивное топливо, (сроки хранения, объем образца, замена
масла и др. Аттестуемая характеристика СО. тары) и утверждаются новые типы ГСО. 120.
Интервал допускаемых аттестованных 1212. Итоги мси. Набранная статистика
значений СО. Допускаемая относительная среднеквадратичных отклонений результатов
погрешность СО при Р=0,95, %. Плотность испытаний нефти и нефтепродуктов в
при 15 оС, г/см3. 0,6642 – 0,8940. 0,04. различных диапазонах методик, обоснованно
Плотность при 20 оС, г/см3. 0,6600 – позволяет обоснованно просить разработчика
0,8820. 0,04. 69. нормативной документации ВНИИНП внести
70ГОСТ 3900-85. Нефть и нефтепродукты. корректировку в методики измерений.
Методы определения плотности. ГОСТ Р Например: Таблицы распределения
51069-97. Нефть и нефтепродукты. Метод результатов измерений вязкости
определения плотности, относительной кинематической легкой нефти и дизельного
плотности и плотности в градусах API топлива показывают метрологически
ареометром. вопрос. ASTM D 1298 Сущность необоснованное занижение приписанных
метода: образец продукта доводится до характеристик в ГОСТ 33-2000 для «других
заданной температуры (15 или 20оС), нефтепродуктов». Использование СКО
переносится в цилиндр, имеющий воспроизводимости метода для оценки
приблизительно такую же температуру, результатов измерений этого показателя
погружается ареометр, имеющий приводит к 50% неудовлетворительному
приблизительно такую же температуру, После участию лабораторий в МСИ. СКО,
достижения равновесия считываются рассчитанное посредством МСИ превышает
показания ареометра В ГОСТ не придается допустимое в 3,5 раза, что не противоречит
значение времени установления равновесия характеристикам приведенным в ASTM D 445
!!! ( улетучивание легких фракций ) 1. для неньютоновских жидкостей в ASTM,
Процедура перемешивания. Таблицы которые соответствуют «Остаточным жидким
приведения плотности к 20 оС в ГОСТ топливам» (ОЖТ) в (другим нефтепродуктам)
3900-85 и других документов не совпадают. по ГОСТ 33. Определяемость для ОЖТ – 1,7%
При применении ареометров типа АНТ-1 Сходимость для ОЖТ – 1,5%
приходится применять цилиндры объемом 1 Воспроизводимость для ОЖТ – 7,4%. 121.
дм3 , что приводит к проблеме получения 122122.
параллельных измерений при работе с ГСО 1233. Итоги мси. Представленные таблицы
(максимальный объем упаковки ГСО 1,05 распределения результатов измерений
дм3). В ГОСТ Р 51069-97 и МИ 2153-2004 показателей дизельного топлива показывают
"считывают показания шкалы ареометра недостаточную уверенность лабораторий при
с точностью до 0,0001 г/см3", при определении показателей кислотности,
этом ареометр имеет цену деления 0,0005 щелочности и йодного числа. Лаборатории
г/см3. Визуально разделить деление на пять комментируют это неадекватностью
частей очень сложно. Параметр. Гост р применяемых ГСО по матрице объекта
51069. ASTM D 1298. - ДНП пробы. 179 кПа и испытаний. 123.
менее. 101 кПа и менее. Тип образца. 124124.
Характеристика образца. Перемешивание. 125125.
Высоколетучая сырая нефть. ДНП по Рейду 126126.
> 50 кПа. Перемешивать в закрытом 1274. Итоги мси. Оптимально высокие
контейнере. Парафинистая сырая нефть. Т результаты МСИ достигнуты при определении
заст. > 10 oC. Нагреть до температуры показателей нефти и бензина
на 9 оС выше Т застывания или на 3 оС выше автомобильного, за исключением отгонов при
точки потери текучести. Перемешивать в разных температурах. Связано это с тем,
закрытом контейнере. Парафинистый что образец состава и свойств бензина
дистиллят. Нагреть до температуры на 3 оС автомобильного разработан достаточно
выше точки потери текучести. Перемешивать недавно и в качестве СО лабораториями
перед испытанием. Тяжелые мазуты. Нагреть применялся мало. 127.
до температуры испытаний. Перемешивать 128128.
перед испытанием. 70. 129129.
71Вязкость нефти. Вязкость является 130Выводы. Ответы на подавляющее
важнейшей физической константой, большинство указанных методических
характеризующей эксплуатационные свойства вопросов содержатся в оригинальных текстах
котельных, дизельных топлив и других ASTM Предлагаем оформить от предприятия
нефтепродуктов. Особенно важна эта данные для внесения корректив в
характеристика для определения качества отечественные стандарты для решения данных
масленых фракций, получаемых при вопросов (рекомендации ЗАО «Сибтехнология»
переработке нефти и качества стандартных и ООО «Серволаб», рекомендации лаборатории
смазочных масел. По значению вязкости и отправить ходатайство во ВНИИ НП и
судят о возможности распыления и Росстандарт и т.д.) Ряд вопросов,
перекачивания нефтепродуктов, при основанных на влиянии человеческого
транспортировке нефти по трубопроводам, фактора, легко исключить использованием
топлив в двигателях и т.д. Определяется автоматических анализаторов. 130.
Свойств газового бензина.ppsx
http://900igr.net/kartinka/fizika/svojstv-gazovogo-benzina-209639.html
cсылка на страницу

Свойств газового бензина

другие презентации на тему «Свойств газового бензина»

«Переработка нефти» - Пути повышения глубины переработки нефти. Резкое удорожание строительства. В основном деньги, заработанные за сырье, уходят за границу. Анализ российского периода работ по глубокой переработке нефти. Остаточный принцип инвестиций в российские нефтяные компании. Заказчик. Объект нефтепереработки или нефтехимии.

«Образец презентации» - Погоня за внешними эффектами. Образец сохранить. Картинки, иллюстрации должны соответствовать эпохе! Изображение на картинке всегда должно «смотреть» на слайд, а не в другую сторону. Никакой анимации! Оформление слайда. Один слайд – один факт! Анимация. Звуковое сопровождение. N.B. В заголовке ТОЧКА не ставится!

«Ликвидация разливов нефти и нефтепродуктов» - Средства ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов. Дамбы. Анализ методов ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов. Также древесные опилки обладают свойством впитывать различные жидкости. В проекте, в качестве сорбента предлагается использовать древесные опилки. Анализ средств ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов.

«Образец портфолио» - «Портфель работ». Структура комплексного портфолио. «Портфель отзывов». Оценочный лист проектной работы (20 возможных баллов). Оценочная рубрика исследовательской работы (35 возможных баллов). Современный ученик: Овладевает умениями коммуникации, анализа, понимания, принятия решений. Достижения в системе дополнительного образования, довузовской подготовки и иных образовательных учреждениях.

«Законы газов» - Материя. Сжиженные газы. Единицы давления. Закон Avogadro (1811, «молекулярная гипотеза»): Сжатые газы. Закон Boyle-Mariott (1661-1676): Условие: T=const PV = const или P1/P2 = V2/V1. Электрическое Магнитное Гравитационное Торсионное Биологическое Информационное. Поле. Измерение объемов. Твердое. Почему редуктор замерзает?

«Добыча нефти» - Рынок производимых вибраторов. Скважинная аппаратура ЭГИС. «Ростовский Центр Трансфера Технологий». Два варианта наших гидровибраторов. Главное экономическое преимущество нашего гидровибратора. Устройство и принцип работы вибратора (вариант «для интенсификации добычи»). Инициаторы проекта. Этап деятельности №1– опытное производство и скважинные испытания гидровибратора.

Газы

19 презентаций о газах
Урок

Физика

134 темы
Картинки
900igr.net > Презентации по физике > Газы > Свойств газового бензина