Руководство к лабораторным работам по курсу « фи�

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

САЛАВАТСКИЙ ФИЛИАЛ

Кафедра химико-технологических процессов

РУКОВОДСТВО

к лабораторным работам по курсу

« Физическая технология топлива »

Уфа 2000

В работе кратко рассмотрены теоретические основы процесса перегонки нефти на фракции, устройство и порядок проведения перегонки нефти на аппарате АРН - 2 и лабораторной установке по перегонке нефти, а также сущность и методика проведения наиболее важных методов анализа нефти и нефтепродуктов. Приведены также порядок оформления отчета, контрольные вопросы для сдачи коллоквиума, а также основные правила техники безопасности, которые необходимо соблюдать при выполнении работ.

Руководство предназначаю для студентов специальности 25.04.

Составители: Измайлов Р. Б. проф., к. т.н.

Рахимов М. Н. доц., к. т.н.

Рецензент Евдокимова Н. Г., доц., к. т.н.

©Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2000

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ РАБОТ

1.1 Правила работы с ЛВЖ

1.2 Правила работы с ядовитыми и едкими веществами

1.3 Правила работы с электроприборами и установками, снабженными электрооборудованием

1.4 Правила работы с приборами, находящимися под высоким давлением и под вакуумом

1.5 Оказание первой помогли при несчастных случаях

2 АТМОСФЕРНО - ВАКУУМНАЯ ПЕРЕГОНКА НЕФТИ

2.1 Теоретические основы процесса

2.2 Разгонка нефти на АРН (ГОСТ 11011-64)

2.2.1 Назначение аппарата АРН и его конструкция

2.2.2 Проверка аппарата на герметичность и проведение опыта

2.3 Атмосферно вакуумная перегонка нефти на лабораторной установке

2.3.1 Схема лабораторной установки и подготовка ее к опыту

2.3.2 Проведение опыта

2.3.3 Обработка результатов опыта

2.3.4 Анализ сырья и полученных продуктов

2.3.5 Оформление отчета по работе

3 ФИЗИКО - ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И НЕФТЯНЫХ ФРАКЦИЙ

3.1 Определение содержания воды по методу Дина и Старка (ГОСТ 2477-65)

3.2 Определение содержания хлористых солей (ГОСТ 21534 - 76)

3.3. Определение плотности нефтепродуктов ареометром (нефтединсиметром) (ГОСТ 3900-85)

3.4 Определение плотности пикнометром (ГОСТ 3900 – 85

3.5 Определение кинематической вязкости (ГОСТ 33-82)

3.6 Определение температуры застывания (ГОСТ 20287-74)

3.7 Определение температуры вспышки в закрытом тигле

(ГОСТ 6356-75)

3.8 Определение температуры вспышки и воспламенения в открытом тигле (ГОСТ 4333-48)

3.9 Определение фракционного состава (ГОСТ 2177-66)

3.10 Проба на медную пластинку (ГССТ 6321-52)

3.11 Определение давления насыщенных паров (ГОСТ 1756-52)

3.12 Определение зольности котельных топлив (ГОСТ 1461-75)

4 КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

ЛИТЕРАТУРА

ПРИЛОЖЕНИЯ

С.

4

4

4

5

6

6

6

7

7

10

10

10

12

12

12

14

15

16

16

16

17

19

21

22

23

24

25

27

28

29

30

31

32

33

ВВЕДЕНИЕ

Целью работы является научить студентов давать оценку нефти как источ­ни­ку получения товарных нефтепродуктов, а также ознакомить их с наиболее важны­ми стандартными методами анализа нефти и нефтепродуктов.

В работе кратко рассмотрены теоретические основы процесса перегонки нефти на фракции, устройство и порядок проведения перегонки нефти на аппарате АРН-2 и лабораторной установке по перегонке нефти, а также сущность и методи­ка проведения наиболее важных методов анализа нефти и нефтепродуктов осно­ванные, на соответствующих государственных стандартах. Кроме того, приведены порядок ведения записей при выполнении работ, оформления отчета, а также кон­трольные вопросы для сдачи коллоквиума. В ходе выполнения лабораторных работ по курсу "Физическая технология топлива" студенты впервые сталкиваются со многими, ранее неизвестными методами анализа нефтепродуктов и специфичными реагентами, поэтому в руководстве приведены основные правила техники безопас­ности, которые необходимо соблюдать при выполнении работ.

1 ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ РАБОТ

Работа в лаборатории связана с применением легковоспламеняемых жидко­стей (ЛВЖ), ядовитых веществ, кислот и щелочей, электроприборов, поэтому при выполнении работ необходимо соблюдать определенные правила техники безопас­ности.

Перед началом работы в лаборатории каждый студент должен ознакомиться с правилами и инструкцией по технике безопасности и расписаться в журнале учета инструктажа. Приступить к работе можно только с разрешения преподавателя или старшего лаборанта.

1.1 Правила работы с ЛВЖ

1. Перед началом работы необходимо убедиться в наличии огнетушительных средств: кошмы, ящика с песком и огнетушителя.

2. Количество анализируемого материала на рабочем месте должно быть ми­нимально необходимым для данного анализа (опыта).

3. При разгонке продуктов аппарат для разгонки должен быть установлен на противень с высокими бортиками.

4. Сосуды с ЛВЖ нельзя держать вблизи открытого огня. Запрещается, так­же, их переливать вблизи включенных электронагревательных приборов.

5. Нагрев ЛВЖ в стеклянных сосудах допускается только на закрытых элек­тронагревательных приборах и только в открытых сосудах, сообщающихся с атмо­сферой.

6. При сборке лабораторных установок необходимо обратить особое внима­ние на плотность соединений частей, чтобы не допустить утечки паров жидкостей и газов.

7. Во время перегонки необходимо постоянно следить за притоком воды в холодильник, отводом ее и работой нагревательного аппарата. Не следует допускать нагревание холодильника, время от времени необходимо холодильник трогать рукой и при обнаружении нагрева усилить приток воды или уменьшить нагрев.

8. При внезапном прекращении подачи воды, электроэнергии или при разливе нефтепродуктов немедленно прекратить работу. Краны воды перекрыть, электро­приборы обесточить. К работе приступить только после выявления и устранения неисправностей, предварительно поставив в известность преподавателя или лабо­ранта.

9. В случае воспламенения нефтепродуктов, отключить электроэнергию, вен­тиляцию, убрать находящуюся вблизи посуду с нефтепродуктами. Загоревшийся продукт нужно накрыть кошмой или тушить песком или струей углекислого газа из огнетушителя.

Для тушения нефтепродуктов нельзя пользоваться водой.

1.2 Правила работы с ядовитыми и едкими веществами

При выполнении лабораторной работы приходится иметь дело с растворите­лями (бензол, толуол, фенол, анилин и др.) а также со ртутью, бромом и другими ядовитыми веществами, а также кислотами и щелочами, которые при неосторож­ном обращении могут вызвать отравление или ожоги. Чтобы этого не произошло, необходимо соблюдать следующие правила:

1. Все работы, связанные с растворителями и ядовитыми веществами, прово­дить в вытяжном шкафу. В случае попадания их на кожу тотчас обмыть ее спир­том, а затем водой.

2. Наливать растворители и ядовитые вещества следует осторожно, не раз­брызгивая. Под сосуд, в который их наливают, нужно поставить противень.

3. Набирать вредные вещества (в том числе и нефтепродукты) в пипетки можно только при помощи груши или баллона, но не ртом.

4. Сильнодействующие и ядовитые вещества хранить в сейфе, соблюдать строгий учет получения, выдачи и списания их по акту. Их выдача производится только с разрешения заведующего кафедрой проинструктированному лицу, имеющему право допуска к работе с этим веществом.

5. Никакие вещества в лаборатории не пробовать на вкус, реактив по запаху определять осторожно, направляя к себе пары или газы движением руки, помня, что 3/4 применяемых в лаборатории веществ ядовиты.

6. Стеклянные приборы, заполненные ртутью (манометры, вакуумметры, термометры и др.), ставить в небольшой железный противень, чтобы устранить возможность разлива ртути. О разливе ртути необходимо немедленно сообщить преподавателю или лаборанту. Разлитую ртуть тщательно собрать, если ртуть по­пала в щели, откуда ее невозможно извлечь, рекомендуется засыпать ее серой, за­лить крепким раствором перманганата калия или 20 %-ным раствором хлорного железа.

7. Брать склянки с кислотами и щелочами нужно осторожно, поддерживая дно. При разбавлении кислоты нужно лить кислоту в воду, а не наоборот. При разбавлении щелочи воду к ней нужно приливать медленно, непрерывно перемешивая раствор во избежание его чрезмерного разогревания.

8. Использованные ядовитые вещества, кислоты и щелочи, а также нефтепро­дукты нужно выливать не в раковину, а в специально предназначенную посуду (слив).

1.3. Правила работы с электроприборами и установками снабженными электрооборудованием

1. В лабораториях, где применяются ЛВЖ, нефтепродукты и растворители, запрещается использовать электроприборы с нарушенной изоляцией проводов, не­исправными вилками. В случае их неисправности (нарушение изоляции, искрение, появление дыма) немедленно выключить установку (прибор) и сообщить об этом преподавателю или лаборанту.

2. Нагревательные приборы независимо от их мощности должны иметь дос­таточную тепловую изоляцию как снизу, так и со стороны стены.

3.Категорически запрещается производить самостоятельный ремонт электро­приборов и проводки.

4. При прекращении подачи тока, электроприборы и установки немедленно отключить. К работе можно приступить только при выявлении и устранении неис­правностей, предварительно поставив в известность преподавателя или лаборанта.

1.4 Правила работы с приборами, находящимися под высоким давле­нием и под вакуумом

1. Запрещается работать с вакуумом или под давлением в тонкостенных со­судах.

2. Для предохранения от порезов при аварии, стеклянные колбы должны быть обернуты прочной материей или металлической сеткой.

3. К нагреванию колбы или куба для разгонки можно приступать только по­сле создания вакуума.

4. Во время проведения вакуумной перегонки следует обязательно одеть за­щитные очки.

5. Вакуум следует подключать или отключать постепенно, не допуская рыв­ков.

1.5 Оказание первой помощи при несчастных случаях

При отравлениях:

- вынести пострадавшего на свежий воздух;

- расстегнуть стесняющую дыхание одежду;

- если дыхание ослаблено или прекратилось, немедленно применить искус­ственное дыхание, вызвать врача;

- при потери сознания лицо и грудь пострадавшего опрыскивать холодной водой и дать понюхать нашатырный спирт;

- при восстановлении дыхания пострадавшего следует тепло укрыть и пре­доставить полный покой;

- во всех случаях отравления, кроме отравления кислотами или щелочами, у пострадавшего следует вызвать рвоту, давая ему обильное количество во­ды.

При ожогах:

1-я степень - покраснение кожи и небольшое припухание;

2-я степень - образование пузырей на коже;

3-я степень - обугливание и омертвление кожи.

При ожогах 1-й степени, если кожа цела и нет заряжения, следует приклады­вать примочки с содой или смазать место ожога жирными веществами (мазь Вешневского, растительное масло и т. п.).

При ожогах 2-й степени нужно наложить повязку из стерильного материала.

При ожогах 3-й степени повязка не накладывается!

Применять мазь или жиры при ожогах 2-й и 3-й степени не следует. В каждом помещении, где ведутся работы с едкими веществами, должны быть нейтрализую­щие вещества:

- для кислот - сода 3 - 5 % - ная, водный аммиак, раствор пищевой соды;

- для щелочей - 5 % - ная уксусная кислота, 2 % - ная борная кислота или квас­цы.

При нейтрализации обожженное место следует промыть сильной струей хо­лодной воды.

2 АТМОСФЕРНО-ВАКУУМНАЯ ПЕРЕГОНКА НЕФТИ

2.1 Теоретические основы процесса

Перегонка нефти или продуктов ее переработки сопровождает практически каждый процесс на нефтеперерабатывающих заводах. В частности, прямая пере­гонка нефти на установках AT и АВТ является наиболее распространенным и мно­готоннажным процессом нефтепереработки, осуществляемым для разделения неф­ти на узкие фракции с целью получения на их основе основные товарные нефте­продукты. Немаловажное значение перегонка имеет и для лабораторных исследо­ваний: при товарной классификации нефти, определении оптимальных направлений ее использования, при оценке качества сырья и товарных нефтепродуктов и т. д. В основе этого процесса лежит физическое явление, основанное на различных темпе­ратурах кипения (соответственно и на различной летучести) отдельных компонен­тов смеси.

В лабораторной практике наибольшее распространение получила перегонка с однократным (равновесным) испарением (ОИ); перегонка с постепенным испарени­ем без ректификации; перегонка с постепенным испарением и ректификацией; пе­регонка под вакуумом; перегонка с испаряющим агентом (водяным паром, азотом).

Перегонка с однократным испарением

Перегонкой с однократным, или равновесным, испарением называется такой способ перегонки, при котором перегоняемая смесь нагревается до определенной конечной температуры, по достижении которой образовавшиеся паровая и жидкая фазы, находящиеся в равновесии и имеющие одинаковую температуру, разделяют­ся в один прием (однократно). Кривая, построенная в координатах "температура однократного испарения - % отгона", называется кривой ОИ. На практике чаще применяют аппараты с ОИ с непрерывной подачей сырья.

Несомненным достоинством такого метода перегонки является то, что он по­зволяет при одинаковой конечной температуре нагрева достичь максимальную до­лю отгона. Недостатком метода является низкое качество получаемых фаз.

Перегонка с постепенным испарением без ректификации

Принцип постепенного испарения без ректификации заключается в том, что пары по мере образования сразу отводятся из колбы или куба и не возвращаются обратно в виде флегмы (конденсата). В лабораторных условиях перегонка, близкая к постепенному испарению, осуществляется в стандартном приборе для разгонки светлых продуктов (см. п. 3.9 разгонка по Энглеру) и в колбах Вюрца и Кляйзена. Колбы Кляйзена применяют для перегонки в вакууме, когда не требуется особенно четкого разделения отгона и остатка, например при получении широкой фракции, идущей на крекинг или вторичную перегонку. Отсутствие насадки в горлышке кол­бы Кляйзена позволяет иметь в ней меньше остаточного давления и осуществлять более глубокий отбор, чем в колбе с ректификационной колонкой.

Перегонка с постепенным испарением и ректификации

Перегонка с ректификацией применяется для четкого разделения компонен­тов перегоняемой смеси, получения кривых истинных температур кипения (ИТК) и т. д. В зависимости от четкости разделения и затрат на него в данном случае под­бирается число теоретических тарелок и количество орошения. Перегонка нефти практически на всех современных установках AT и АВТ осуществляется данным методом. Широкое распространение получили и лабораторные установки такого типа, в частности, стандартизированные аппараты АРН-2.

Перегонка под вакуумом и в присутствии инерта

Перегонка под вакуумом применяется тогда, когда необходимо понизить температуру кипения разделяемых компонентов, например, с целью предотвраще­ния их разложения при ректификации. Примером заводских процессов перегонки под вакуумом является перегонка мазута с получением вакуумного газойля или масляных дистиллятов. Данный метод также широко применяется и в лаборатор­ных условия. В частности, в вышеописанных методах перегонки в колбах Кляй­зена и Богданова или установках АРН. При ограниченной температуре нагрева отбор продукта зависит от глубины вакуума в системе. Среди вакуумсоздающих уст­ройств наибольшее распространение получили барометрические конденса­торы, вакуум-насосы, пароэжекторные насосы и в последние годы инжекторные насосы. В лабораторных условиях наиболее широко применяют лабораторные ва­куумные насосы. Для приведения температур кипения, измеряемых в вакууме, к атмосфер­ному давлению можно пользоваться графиком, приведенным на рис.1.

Рис.1 Номограмма для пересчета температур кипения на атмосферное давление

Испаряющий агент (инерт), как и вакуум, применяют в тех случаях, когда пе­регрев перегоняемой жидкости может вызвать ее разложение, например, при полу­чении вакуумного газойля или масляных фракций из мазута, отгоне очищен­ных ароматических фракций от полимеров и т. д. В качестве испаряющего агента обыч­но используют водяной пар, азот или другие инерты.

2.2 Разгонка нефти на АРН (ГОСТ 11011-64)

2.2.1 Назначение аппарата АРН и его конструкция

Лабораторный аппарат АРН - 2 предназначен для перегонки нефти (нефте­продукта) с целью установления потенциального содержания отдельных фракций (компонентов), получения данных для построения кривых ИТК, а также для полу­чения узких фракций с целью исследования их состава и свойств.

Основным узлом аппарата АРН - 2 (рис.2) является стальная насадочная рек­тификационная колонна диаметром 50 и высотой 1016 мм. В качестве насадки ис­пользуют спирали из нихромовой проволоки. Погоноразделяющая способность ко­лонны составляет 20 теоретических тарелок. Аппарат АРН-2 имеет два пере­гонных куба на загрузку 1,9 и 3 дм3.

2.2.2 Проверка аппарата на герметичность и проведение опыта

Перед началом опыта все краны смазывают вакуумной смазкой. Затем при помощи вакуум-насоса из всей системы откачивается воздух до остаточного дав­ления 1-2 мм рт. ст. отключается насос и система выдерживается под вакуумом в течение одного часа. При отсутствии неплотностей давление в системе должно оставаться постоянным. После восстановления в системе атмосферного давления в куб заливается за­данное количество нефти, в холодильники подается проточная вода, температура которой не должна превышать 25 °С. В рубашки приемников 6 загружается лед.

Включают нагрев печи и колонки. При этом вакуумный шланг, соединяю­щий конденсатор с малой вакуумной ловушкой, должен быть пережат зажимом до ус­тановления равновесия в системе. При нормальном режиме разгонки перепад дав­ления в дифманометре не должен превышать 20 мм керосинового столба.

Перегонку при атмосферном давлении производят до температуры верха ко­лонны 200 °С. на что требуется от 6 до 7 часов.

После достижения температуры верха колонны 200°С выключают элек­тро­обогрев куба и колонны, печь опускают в нижнее положение и аппарат осту­жают до комнатной температуры.

Далее при остаточном давлении около 10 мм рт. ст. отбирают керосино-га­зойлевую фракцию, а фракции вакуумного газойля (или масляные фракции) - при 1-2 мм рт. ст. При достижении температуры верха колонны (в пересчете на нор­мальное давление) 320 °С. отгонку керосино-газойлевой фракции прекращают. Для этого отключают обогрев куба и колонны примерно на 10-15 мин. Затем оста­точ­ное давление доводят до 1-2 мм рт. ст., включают обогрев и начинают отгонку ва­куумного газойля (или масляной фракции), В рубашку холодильника при этом по­дают горячую воду. При температуре куба 360 °С перегонку прекращают.

Для того чтобы продукт, оставшийся в кубе, не подвергался крекингу сис­те­му оставляют под вакуумом, колонну и куб охлаждают до комнатной темпера­туры, отсоединяют куб от колонны и взвешивают вместе с остатком, остаток выливают.

Рис. 2 Схема аппарата АРН – 2:

1 – печь; 2 – куб; 3 – ректификационная колонна; 4, 5 – узлы конденсации; 6 – приемник; 7 – буферная емкость; 8, 9 – вакуумметры; 10 – дифманометр; 11, 12 - ловушки; 13 – 16 – накидные гайки; 17 – 21 – термопары; 22 – мани­фольд; 23 – вакуумный насос.

2.3 Атмосферно вакуумная перегонка нефти на лабораторной установке

2.3.1 Схема лабораторной установки и подготовка ее к опыту

Лабораторная установка перегонки нефти (рис. 3) представляет собой со­вмещенный с ректификационной колонной 2 перегонный куб 1, обогреваемый электрической спиралью. Установка снабжена холодильником 4, вакуум-насосом 15, приемниками для продукта 6, 7, 8, системой регулирования напряжения электри­ческого тока (ЛАТРы) и системой контроля температуры (термопары, потенцио­метр).

После сборки установки, согласно схеме, систему проверяют на герметич­ность. Перед началом перегонки подготавливают сухие и чистые колбы емкостью 200 мл для отбора фракций. Под куб устанавливают фарфоровый стакан емкостью не менее 1 дм3. В куб налить 1 дм3 нефти. В холодильник подать воду.

2.3.2 Проведение опыта

Атмосферная разгонка.

Включить электрообогрев куба 1 и довести в нем температуру до 100... 110°С. Нагрев производить со скоростью 2 - 3°С в минуту. Для этого начальное напря­жение электрического тока установить в пределах 120...130 В ЛАТРом. Обогрев колонны 2 включить при достижении температуры в кубе 1 50...60 С. Затем, при помощи ЛАТРов 18 разницу между температурами куба и верха колонны постоян­но поддерживать в пределах 70 °С.

Температура верха колонны, при которой в приемник упадет первая капля дистиллята, считается температурой начала кипения нефти. Дистиллят собирается в нижнем приемнике 7. Конец кипения фракции задается преподавателем. При дос­тижении заданной температуры (по температуре верха колонны) кран А закрыть и бензиновую фракцию слить в заранее взвешенную с пробкой колбу. Керосиновую фракцию во время слива бензиновой фракции набирать в верхний приемник 6, а затем через краник А перепускать в нижний. Аналогично отобрать керосиновую фракцию и фракцию дизельного топлива. Во избежания интенсивного крекинга уг­леводородов в кубе отбор фракции дизельного топлива можно вести лишь до тем­пературы верха, равной 360 – 90 = 270 °С. После отбора фракции дизельного топлива отключить обогрев куба и колонки и систему охлаждать до температуры 100 °С.

Вакуумная разгонка мазута.

При температуре в кубе около 100 °С включить вакуумный насос и в системе набирать вакуум. Остаточное давление должно быть в пределах 2...6 мм рт. ст. Температуру отбора дистиллятов при вакуумной перегонке определить по графику (рис. 1). Например, при заданном конце кипения фракции дизельного топлива 350 °С и давлении в системе 2 мм рт. ст. согласно графика температура верха составля­ет 150 °С. Температура низа, при этом, должна составить 150 + 90 = 240 °С. Для слива дистиллятов из приемника 7 перекрывают краны А и Б, через кран Д (зажим) сообщить его с атмосферой и через кран Г слить продукт в колбу. Вакуумную раз­гонку также провести до температуры в кубе не выше 360 °С.

Рисунок 3 – Схема лабораторной установки перегонки нефти

1 – куб; 2 – ректификационная колонка; 3 – насадка спиральная; 4 – водяной холодильник; 5 – воронка для промывки системы; 6 – верхний приемник; 7 - нижний приемник; 8 – колба; 9 – потенциометр; 10 – склянки Тищенко; 11 – термопара; 13 – вакуумметр ртутный; 14 – фарфоровый стакан; 15 – вакуумный насос.

При перегонке мас­ляных фракций или вакуумного газойля в холодильник холодную воду не подавать, а во избежание застывания продукта, приемники при необходимости обогревать горячей водой.

При достижении заданной температуры конца кипения отбираемых продук­тов, обогрев установки отключить и систему охлаждать под вакуумом. При дости­жении температуры не выше 120°С в системе постепенно повысить давление до атмосферного и остаток слить в предварительно взвешенный фарфоровый стакан. Во избежание лишних потерь остатка не допускать переохлаждения куба.

Промывка системы.

После слива остатка закрыть кран и в куб налить примерно 1 дм3 керосина. Примерно половину этого керосина отогнать через колонку аналогично перегонке нефти. Оставшуюся часть керосина, охладив куб до 40...50 °С, слить через сливной кран куба в фарфоровый стакан.

2.3.3. Обработка результатов опыта

Записи результатов взвешивания и замеров сырья и продуктов перегонки ве­дут в специальной тетради. Туда же записывают исходные данные: вид и количест­во сырья, пределы вскипания отгоняемых фракций, результаты взвешивания массы приемников.

Данные, полученные при перегонке нефти, следует записывать в виде табли­цы:

Таблица 1 - Режимный лист процесса перегонки

Время,

мин.

Давление в системе

мм. рт. ст.

Температура, °С

Примечания

куба

верха

разница

900

910

920

…….

Материальный баланс процесса также оформляется в виде таблицы. Пример составления материального баланса приведен в табл. 2.

Таблица 2 - Материальный баланс процесса

Наименование продукта

Масса, г

% масс.

Примечания

Взято:

100

Нефть

Получено:

бензиновая фракция

керосиновая фракция

фракция дизтоплива

вакуумный газойль

(масляные фракции)

остаток в кубе

потери

Итого

100

2.3.4 Анализ сырья и полученных продуктов

Для сырья и полученным продуктам определяют следующие показатели:

Сырье.

- плотность ареометром (п. п. 3.3);

- содержание воды по Дину и Старку (п. п. 3.1).

- содержание хлористых солей (п. п. 3.2).

Бензиновая фракция.

- плотность пикнометром (п. п. 3.4);

- фракционный состав по Энглеру (п. п 3.9);

- испытание на медную пластинку (п. п. 3.10);

- определение упругости паров по Рейду (п. п. 3.11).

Керосиновая фракция.

- плотность пикнометром (п. п. 3. 4);

- фракционный состав по Энглеру (п. п 3. 9);

- вязкость кинематическая при 20°С (п. п. 3. 5);

- температура вспышки в закрытом тигле (п. п. 3. 7).

Фракция дизельного топлива.

- плотность ареометром (п. п. 3. 3);

- температура застывания (п. п. 3. 6);

- вязкость кинематическая при 20°С (п. п. 3. 5);

- температура вспышки в закрытом тигле (п. п. 3. 7).

Вакуумный газойль (масляные фракции).

- плотность ареометром (п. п. 3. 3);

- температура вспышки в открытом тигле (п. п. 3. 8).

- температура застывания (п. п. 3. 6).

- вязкость кинематическая при 50°С.

Полугудрон:

- температура застывания (п. п. 3.6);

- температура вспышки в открытом тигле (п. п. 3. 8).

Полученные данные сопоставить с требованиями ГОСТ на соответствующие товарные нефтепродукты (см. приложения), и в случае несоответствия тех или иных показателей выявить причины и пути их устранения.

2.3.5 Оформление отчета по работе

Отчет должен включать следующие разделы:

- краткое изложение теоретической части;

- сущность методики, схему и описание установки (прибора);

- экспериментальные данные;

3 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ, И НЕФТЯНЫХ ФРАКЦИЙ

3.1 Определение содержания воды по методу Дина и Старка

(ГОСТ 2477-65)

Это наиболее распространенный и достаточно точный метод определения количественного содержания воды в нефтях. Он основан на азеотропной перегон­ке пробы нефти с растворителями и применяется во многих странах. Определение воды по этому методу проводят по ГОСТ 2477 - 65.

Приборы, лабораторная посуда, реактивы, материалы:

- колбонагреватель;

- приемник - ловушка;

- обратный холодильник;

- колба круглодонная вместимостью 0.5 дм3;

- мерный цилиндр;

- бензин-растворитель БР-1;

- кипелки.

Пробу нефти тщательно перемешать встряхиванием в склянке в течение 5 минут. Из перемешенной пробы нефти отмерить мерным цилиндром 100 см3 и на­лить в колбу.

Затем этим же цилиндром отмерить 100 см3 растворителя и также вылить в колбу. Для равномерного кипения в колбу бросить несколько кипелок. Колбу при помощи шлифа присоединить к отводной трубке приемника-ловушки, к верхней части приемника-ловушки на шлифе присоединить холодильник. Во избежание конденсации паров воды из воздуха верхний конец холодильника необходимо за­крыть ватой.

Проведение анализа.

Содержимое колбы нагреть с помощью колбонагревателя. Перегонку ведут так, чтобы из трубки холодильника в приемник-ловушку падали 2 - 4 капли в секун­ду. Нагрев прекратить после того, как объем воды в приемнике - ловушке переста­нет увеличиваться и верхний слой растворителя станет совершенно прозрачным. Продолжительность перегонки должна быть не менее 30 и не более 60 минут. Если на стенках холодильника имеются капельки воды, столкнуть их в приемник-ловушку стеклянной палочкой. После охлаждения испытуемого продукта до ком­натной температуры прибор разобрать. Если количество воды в приемнике-ловушке не более 0,3 см3 и растворитель мутный, то приемник необходимо помес­тить на 20 - 30 минут в горячую воду для осветления и снова охлаждают до комнат­ной температуры. После охлаждения определить объем воды в приемнике - ловушке с точностью до одного верхнего деления.

Массовую долю воды X, %, рассчитать по формуле:

, (1)

где V - объем воды, собравшейся в приемнике-ловушке, мл;

G - навеска нефти, г.

Количество воды в приемнике-ловушке 0,03 см3 и меньше считается следами.

3.2 Определение содержания хлористых солей (ГОСТ 21534-76)

Сущность метода заключается в извлечении хлористых солей из нефти водой и индикатором или потенциометрическом титровании их в водной вытяжке.

Аппаратура, реактивы, материалы :

При проведении анализа применяют:

- воронку делительную стеклянную с мешалкой;

- электродвигатель;

- цилиндры вместимостью 10, 25, 50, 00,. 250 мл;

- колбы;

- пипетки;

- бюретки;

- дифенилкарбозид по ГОСТ 5859-78, 1%-ный спиртовой раствор;

- кислоту азотную 0,2 н;

- воду горячую дистиллированную;

- бумагу фильтровальную:

- ацетон;

- раствор нитрата ртути 0,001 н;

- толуол.

Определение хлоридов осуществляется титрованием водной вытяжки рас­твором азотнокислой ртути.

Пробу анализируемой нефти хорошо перемешать в течение 10 минут встря­хиванием в склянке, заполненной не более чем на 2/3 объема. Сразу после встряхи­вания отобрать 25 см3 нефти и перенести в делительную воронку с мешалкой. Со стенок цилиндра остаток нефти смыть 20 см3 толуола и перенести в делительную воронку. Содержимое воронки перемешать 1 - 2 минуты мешалкой. К пробе анали­зируемой нефти прилить 100 см3 горячей дистиллированной воды и экстрагировать хлориды, перемешивая содержимое воронки 10 минут.

После экстракции отфильтровать водный слой через фильтр, помещенный в конусообразную воронку, в коническую колбу. Фильтр промыть 10-15 см3 горячей дистиллированной воды. Всего на промывку использовать 50 см3 воды.

Для полноты извлечения хлоридов приготовить несколько водных вытяжек, при этом каждую экстракцию проводить не менее 5 минут.

Наливают в коническую колбу 150 см3 охлажденной водной вытяжки, 2 см3 раствора 2 н азотной кислоты, 10 капель дифенилкарбозида и отфильтровать 0,01 н раствором нитрата ртути до слабо-розового окрашивания, не исчезающего в тече­ние 1 минуты.

Цвет анализируемого раствора сравнить с цветом дистиллированной воды.

При проведении контрольного опыта в коническую колбу налить 150 см3 дис­тиллированной воды, 2 см3 раствора 2 н азотной кислоты, 10 капель дифенилкарбо­зида и титровать 0,01 н раствором нитрата ртути до появления слабо-розового ок­рашивания, не исчезающего в течение 1 минуты.

Содержание хлоридов X1, см3, в расчете на NaCl, вычисляют по формуле:

Плотность

Поправка

Плотность

Поправка

0.6900-0.6999

0.000910

0.8500-0.8599

0.000699

0.7000-0.7099

0.000997

0.8600-0.8699

0.000686

0.7100-0.7199

0.000884

0.8700-0.8799

0.000673

0.7200-0.7299

0.000870

0.8800-0.8899

0.000660

0.7300-0.7399

0.000857

0.8900-0.8999

0.000647

0.7400-0.7499

0.000844

0.9000-0.9099

0.000633

0.7500-0.7599

0.000831

0.9100-0.9199

0.000620

0.7600-0.7699

0.000818

0.9200-0.9299

0.000607

0.7700-0.7799

0.000805

0.9300-0.9399

0.000594

0.7800-0.7899

0.000792

0.9400-0.9499

0.000581

0.7900-0.7999

0.000778

0.9500-0.9599

0.000567

0.8000-0.8099

0.000765

0.9600-0.9699

0.000554

0.8100-0.8199

0.000752

0.9700-0.9799

0.000541

0.8200-0.8299

0.000738

0.9800-0.9899

0.000528

0.8300-0.8399

0.000725

0.9900-0.1000

0.000515

0.8400-0.8499

0.000712

3.4 Определение плотности пикнометром (ГОСТ 3900-85)

Приборы, реактивы, материалы:

- пикнометр;

- термостат;

- хромовая смесь;

- вода дистиллированная;

- пипетка;

- бумага фильтровальная.

Стандартной температурой, при которой определяется плотность нефти и нефтепродукта, является 20°С. Для определения плотности применяют стеклянные пикнометры с меткой. Каждый пикнометр характеризуется так называемым "вод­ным числом", т. е. массой воды в объеме данного пикнометра при 20°С. Чистый и сухой пикнометр взвесить с точностью до 0,0002 г. С помощью пипетки наполнить его дистиллированной водой. Затем термостатировать при 20°С в течение 30 минут, удерживая пикнометр в термостате на пробковом поплавке. Когда уровень в шейке пикнометра перестанет изменяться, отобрать избыток воды пипеткой или фильтровальной бумагой, вытереть шейку пикнометра внутри и закрыть пробкой. Уровень воды в пикнометре установить по верхнему краю мениска. Пикнометр с установленным уровнем воды вытереть снаружи и взвесить.

Водное число m пикнометра вычислить по формуле:

, (5)

где m2, m1 - масса пикнометра соответственно с водой и пустого, г.

Сухой и чистый пикнометр наполнить с помощью пипетки анализируемым нефтепродуктом, стараясь не замазать стенки пикнометра. Затем пикнометр термоcтировать при 20°С до тех пор, пока уровень нефтепродукта не перестанет изме­няться.

Избыток нефтепродукта отобрать пипеткой или фильтровальной бумагой. Уровень нефтепродукта установить по верхнему краю мениска. Пикнометр выте­реть и взвесить.

"Видимую" плотность анализируемого нефтепродукта вычислить по форму­ле:

, (6)

где m3 - масса пикнометра с нефтепродуктом, г;

m1 - масса пустого пикнометра, г;

m - водное число пикнометра, г.

3.5 Определение кинематической вязкости (ГОСТ 33-82)

Приборы:

- вискозиметр стеклянный типа ВПЖТ, ВНЖТ или ВПЖ.

- ВНЖ;

- термостат;

- резиновая груша;

- секундомер.

Сущность метода заключается в измерении времени истечения определенно­го объема испытуемой жидкости под влиянием силы тяжести. Испытание проводят в капиллярных стеклянных вискозиметрах. Для проведения анализа подбирают вискозиметр с таким диаметром капилляра, чтобы время истечения жидкости со­ставляло не менее 200 с. При этом используют вискозиметры типов ВПЖТ-1, ВПЖТ-2, ВНЖТ (ГОСТ 10028-81). Допускается использование вискозиметров типов ВПЖ-1, ВПЖ-2, ВПЖ-4. ВНЖ (ГОСТ 10028-81). В лабораторной практике наи­более распространены вискозиметры Пинкевича типа ВПЖТ-4 и ВПЖТ-2.

Чистый сухой вискозиметр заполнить нефтепродуктом. Для этого на отвод­ную трубку 3 надеть резиновую трубку. Далее, зажав пальцем колено и перевер­нув вискозиметр, опустить колено 1 в сосуд с нефтепродуктом и засосать нефте­продукт с помощью резиновой груши до метки М2, следя затем, чтобы в нефте­продукте не образовывалось пузырьков воздуха. Вынуть вискозиметр из сосуда и быстро вернуть в нормальное положение. Снять с внешней стороны конца колена 1 избыток нефтепродукта и надеть на его конец резиновую трубку. Вискозиметр ус­тановить в термостат (баню). После выдержки в термостате не менее 15 минут за­сосать нефтепродукт в колено 1, примерно до 1/3 высоты расширения 4. Соединить колено 1 с атмосферной и определить время перемещения мениска нефтепродукта от метки M1 до М2. Если результаты трех последовательных измерений не отлича­ются более чем на 0,2 %, кинематическую вязкость, мм2/с, вычислить как среднее арифметическое по формуле:

, (9)

где Р – барометрическое давление при определенной температуре вспышки, кПа

t - наблюдаемая температура вспышки при давлении Р, °С.

Расхождение между двумя последовательными определениями при темпера­туре вспышки до 50°С не должно превышать 1°С, выше 50 °С - 2 °С.

3.8.Определение температуры вспышки и воспламенения в открытом тигле (ГОСТ 4333-48)

Приборы, реактивы:

- прибор типа ЛТВО;

- колбонагреватель;

- нефтепродукт.

Подготовка к анализу. Для определения температур вспышки и воспламене­ния берут обезвоженный нефтепродукт.

Аппарат ЛТВО устанавливают в таком месте, где нет заметного движения воздуха и попадания дневного света на поверхность тигля.

Для проведения анализа тигель охладить до 15 - 20°С и поставить в наружный тигель аппарата с прокаленным песком. При этом песок должен быть на высоте около 12 мм от края внутреннего тигля, а между дном этого тигля и наружным тиглем толщина песка должна быть 5 - 8 мм.

Анализируемый нефтепродукт наливают во внутренний тигель, чтобы его уровень отставал от края на 12 мм для нефтепродуктов со вспышкой до 210°С включительно и на 18 мм для нефтепродуктов со вспышкой выше 210°С. При на­ливании не допускается разбрызгивание нефтепродукта и смачивания стенок выше уровня жидкости.

Термометр установить во внутренний тигель с нефтепродуктом в строго вертикальном положении, так, чтобы ртутный шарик находился в центре тигля приблизительно на одинаковом расстоянии от дна тигля и уровня нефтепродукта.

Проведение анализа. При анализе наружный тигель аппарата нагреть так. что­бы нефтепродукт нагревался со скоростью 10°С/мин. За 40°С до ожидаемой тем­пературы вспышки скорость нагрева ограничить до 4°С/мин.

За 10°С до ожидаемой температуры вспышки провести медленно по краю тигля на расстоянии 10 - 14 мм от поверхности анализируемого нефтепродукта и па­раллельно этой поверхности пламенем зажигательного приспособления. Длина пламени должна быть 3 - 4 мм, время продвижения пламени от одной стороны тигля до другой 2 - 3 секунды. Определение повторить через 2°С подъема температуры.

За температуру вспышки принимать температуру, показываемую термомет­ром при появлении первого синего пламени над частью или над всей поверхностью анализируемого нефтепродукта. При этом не следует смешивать истинную вспыш­ку с отблеском пламени зажигательного приспособления. В случае появления неяс­ной вспышки она должна быть подтверждена последующей вспышкой через 2°С.

После установления температуры вспышки нефтепродукта, если требуется определить температуру его воспламенения, продолжить нагревание наружного тигля так, чтобы анализируемый нефтепродукт нагревался со скоростью 4°С/мин. Через каждые 2°С подъема температуры к нефтепродукту подносить пламя зажи­гательного приспособления.

За температуру воспламенения принимают температу­ру, показываемую термометром в тот момент, в который анализируемый нефте­продукт при поднесении к нему пламени загорается и продолжает гореть не менее 5 °С.

Расхождение между двумя последовательными определениями температуры вспышки не должны превышать при температуре вспышки до 150°С - 4°С, выше 150°С - 6°С. Расхождения между двумя последовательными определениями тем­пературами вспышки не должны превышать 6°С.

3.9 Определение фракционного состава (ГОСТ 2177-62)

Настоящий стандарт устанавливает метод определения перегонкой фракци­онного состава жидкого топлива, нефтяных растворителей и осветительных нефте­продуктов.

Приборы, реактивы, лабораторная посуда:

- аппарат Энглера;

- колбонагреватель;

- колба Вюрца;

- цилиндр на 100 см3;

- термометр;

- нефтепродукт.

Подготовка к испытанию. Для определения фракционного состава взять обезвоженный нефтепродукт. Сухим и чистым измерительным цилиндром отмерить 100 см3 нефтепродукта и осторожно перелить в колбу так, чтобы нефтепро­дукт не попал в отводную трубку колбы. В шейку колбы с продуктом вставить термометр на корковой пробке так, чтобы ось термометра совпадала с осью колбы, а верх ртутного шарика находился на уровне нижнего края отводной трубки в мес­те ее припая.

Собрать аппарат Энглера. Включить холодильник. Измерительный цилиндр поставить под нижний конец холодильника. На время перегонки отверстие цилинд­ра закрыть ватой.

Проведение испытания. После сборки аппарата включить обогрев так, чтобы до падения первой капли дистиллята с конца трубки холодильника в цилиндр про­шло: при перегонке бензина, керосина и легкого дизтоплива 10 - 15 минут, при пере­гонке тяжелого дизтоплива и газойля 10 - 20 минут.

Температуру, показываемую термометром в момент падения первой капли дистиллята с конца трубки холодильника в измерительный цилиндр, записывают как температуру начала перегонки (начала кипения). После определения начала кипения измерительный цилиндр подвинуть к концу трубки холодильника так, чтобы дистиллят стекал по стенке цилиндра. Далее разгонку вести с равномерной скоро­стью 4 - 5 см3 в минуту, что соответствует примерно 10 - 15 капель в 10 секунд. На­чальную перегонку тяжелого дизтоплива и газойля вести так, чтобы скорость отгона первых 8 - 10 см3 была 2 - 3 см3 в минуту. Далее перегонку вести со скоростью 4 - 5 см3 в минуту.

При перегонке неизвестного по фракционному составу нефтепродукта запи­сывать следующие температуры: н. к., 10%, 20%, 30%, 40%, 50%, 60%, 70%, 80%, 90%. и к. к.

3.10 Проба на медную пластинку (ГОСТ 6321-52)

Настоящее определение производится при испытании моторных топлив, а также смазочных масел.

Существует несколько вариантов данного способа, но в основу их положен общий принцип, заключающийся в том, что медную пластинку определенных раз­меров погружают в испытуемый продукт, нагретый до определенной температуры. По прошествии определенного времени пластинку вынимают и по изменению ее окраски судят о коррозионных свойствах продукта.

Проба на медную пластинку является весьма чувствительным испытанием на присутствие сероводорода и элементарной серы. Имеются данные, что медная пла­стинка, погруженная на 3 часа при 50°С в бензин, содержащий 0,0015 % элемен­тарной серы, покрывается слабо черным налетом: при содержании в бензине 0,0018 % элементарной серы, откладывается уже интенсивный черный налет. Сероводо­родная коррозия проявляется в этих условиях еще сильнее. Медная пластинка при­обретает стальной цвет с малиновыми разводами при действии бензина, содержа­щего только 0,0003 % сероводорода. При более высоких температурах медная пла­стинка повышает свою чувствительность.

Приборы, реактивы:

- пробирка диаметром 15 мм и длиной 150 мм;

- пластинка из чистой электролитической меди 40102 мм;

- шлифовальная шкурка;

- термостат;

- ацетон или этиловый спирт.

Проведение испытания.

В пробирку залить 60 см3 испытуемого нефтепродукта. Затем в пробирку вставить медную пластинку, очищенную шлифовальной шкуркой, промытую аце­тоном и высушенную на фильтровальной бумаге. Пробирку вставить в термостат и выдерживать при температуре 50°С.

По истечении 3 часов пластинку вынуть из пробирки. Если пробирка покры­лась черными, темно-коричневыми, серо-стальными налетами или пятнами, бензин считается не выдержавшим испытания. При всех других изменениях и при отсутст­вии изменения цвета пластинки продукт считается выдержавшим испытание.

3.11 Определение давления насыщенных паров (ГОСТ 1756-52)

Для определения давления насыщенных паров существует несколько мето­дов. В лабораторной практике чаще всего применяется статический метод. Он ос­нован на измерении давления насыщенных паров жидкости при заданной темпера­туре и в условиях равновесия. По такому методу, например, работает стандартная бомба Рейда.

Метод служит для условной характеристики интенсивности испарения и пус­ковых качеств моторных топлив и склонности их к образованию паровых пробок.

Давление насыщенных паров определяется при температуре 38°С и при от­ношении объема, занимаемым жидкостью, к объему, занимаемым парами топлива, равном 4:1.

Приборы:

- стандартный аппарат "бомба Рейда";

- термостат с водяной баней, позволяющий поддерживать постоянную темпе­ратуру 38 ± 0,3°С;

- термометры;

- ледяная ванна.

Проведение анализа. Перед испытанием пробу испытуемого топлива и топ­ливную камеру поставить в ледяную ванну (0...4°С). В воздушную камеру вставить термометр так, чтобы он входил в камеру на три четверти своей длины и чтобы ртутный шарик термометра не касался стенок камеры. Топливную камеру сполос­нуть 2 - 3 раза испытуемым топливом, а затем заполнить его топливом полностью так, чтобы топливо переливалось через верх камеры, и собрать аппарат.

Собранный аппарат опрокинуть и сильно встряхнуть, повторяя эту операцию несколько раз. Далее весь аппарат погрузить в водяную баню с температурой 38°С и выдерживать до установления постоянного давления (на это обычно требуется до 20 мин.).

Давление паров испытуемого топлива определяют по формуле:

Предполагаемая зольность, %

Масса пробы, г

Погрешность взвешивания, г

До 0,02

Свыше 0,02 до 0,1

Свыше 0,1 до 0,5

Свыше 0,5 до 2,0

Свыше 2,0

100

20

10

5

1

0,1

0,1

0,05

0,02

0,005

Тигель с плотно прилегающим ко дну и стенкам фильтром взвесить с точно­стью 0,01 г и внести в него навеску испытуемого нефтепродукта. Второй фильтр сложить вдвое, свернуть в виде конуса и отрезают его верхнюю часть на расстоя­нии 5 - 10 мм от верха. Этот фильтр поместить основанием вниз в тигель с нефте­продуктом и сжечь его до получения сухого углистого остатка. Тигель с остатком перенести в муфель, нагретый до 300°С, постоянно нагреть до 775 25°С и выдер­живать до полного озоления остатка. После озоления тигель вынуть из муфеля на асбест и довести до постоянной массы с точностью до 0,004 г.

Зольность испытуемого продукта (X) в процентах вычисляют по формуле:

, (10)

где m - масса испытуемого продукта;

m2 - масса золы, г;

m1 - масса золы двух бумажных фильтров (масса золы фильтра указана на упаковке) г.

4 КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. По качеству нефти.

1.1 Нежелательные примеси в нефти.

1.2 Допустимое содержание в нефти воды, солей и растворенных газов. Ме­тоды обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти.

1.3 Сущность методов определения воды и хлористых солей в нефти.

1.4 Определение плотности нефти. Значение плотности нефти для косвенной характеристики химического состава нефти.

1.5 Групповой химический состав нефти. Основные классы углеводородов и не углеводородные компоненты нефти.

1.6 Классификация нефтей по содержанию серы. Состав и распределение сернистых соединений по фракциям. Влияние сернистых соединений на дальней­шую переработку нефти и нефтяных фракций. Методы определения серы в нефти и нефтепродуктах.

1.7 Смолисто-асфальтеновые вещества (CAB) в нефти и методы их опреде­ления. Влияние CAB на дальнейшую переработку нефти и на качество нефтепро­дуктов.

2. По перегонке нефти.

2.1 Понятие об однократном и постепенном испарении и ректификации. Ла­бораторные аппараты для проведения постепенного, однократного испарения и ректификации. Кривые ИТК и ОИ.

2.2 Направления переработки нефти. Ассортимент нефтепродуктов, получае­мых при атмосферно-вакуумной перегонке нефти. Перегонка под вакуумом и в присутствии инертов.

2.3 Методы создания жидкого и парового орошения в ректификационных ко­лоннах. Температурный режим колонны. Регулирование основных показателей (пределов выкипания, давления насыщенных паров, температуры вспышки и т. д.) нефтяных фракций на установках АВТ.

2.4 Методы усовершенствования процессов подготовки нефти к переработке и первичной переработки нефти.

3. По физико-химическим свойствам нефти и нефтепродуктов.

3.1 Влияние физико-химических свойств нефтепродуктов на их эксплуатаци­онные свойства.

3.2 Лабораторные методы исследования физико-химических свойств нефте­продуктов. Сущность методов их преимущества и недостатки.

3.3 Марки основных видов топлив. Допустимые пределы физико-химических свойств товарных бензинов, реактивных, дизельных и котельных топ­лив.

ЛИТЕРАТУРА:

1 Гуревич И. Л. Технология переработки нефти и газа. Ч 1 - М.: Химия, 1972. -364 с.

2 Логинов В. И. Обезвоживание и обессоливание нефтей. - М.: Химия, 1979. -205 с.

3 Химия нефти. Руководство к лабораторным занятиям: Учеб. пособ. для ву­зов. /И. Н. Дияров, И. Ю. Батуев, А. Н. Садыков и др.- Л.: Химия, 1990. -240 с.

Приложение А

Характеристики автомобильных бензинов (ГОСТ 2084-77)

Показатель

А-76*

АИ-93*

АИ-98*

1

2

3

4

Детонационная стойкость,

октановое число, не менее:

ММ

ИМ

76

85

93

89

98

Содержание свинца, г/дм3, не более

—

— / 0,17

— / 0,37

Фракционный состав, °С:

Н. К., не ниже:

летний вид

зимний вид

10 % (об.), не выше:

летний вид

зимний вид

50 % (об.), не выше:

летний вид

* зимний вид

90 % (об.), не выше:

летний вид

зимний вид

КК, не выше:

летний вид

зимний вид

Остаток в колбе, %, не более

Остаток и потери, %, не более

35

не нормир.

70

55

115

100

180

160

195

185

1,5

4,0

35

70

55

115

100

180

160

195

185

1,5

4,0

35

70

—

115

—

180

—

195

—

1,5

3,5 / 4,0

Давление насыщенных паров бензина, кПа (мм рт. ст.):

летний вид, не более

зимний вид

66,7 / (500)

66,7-93,3

/ (500-700)

66,7 / (500)

66,7-93,3 /

(500-700)

66,7 / (500)

—

Кислотность,

мг КОН/100 см3, не более

1,0 / 3,0

0,8 / 3,0

1,0 / 3.0

Содержание фактических смол.

мг/100 см3, не более:

на месте производства

на месте потребления

3 / 5

8 / 10

Отсутст / 5

2 / 7

3 / 5

5 / 7

Продолжение приложения А

1

2

3

4

Индукционный период на месте производства бензина, мин, не менее

600

1200 / 900

1300 / 900

Содержание серы, %, не более

0,02 / 0,1

0,01 / 0,1

0,05 / 0,1

Испытания на медн. пласт.

Выдерж.

Выдерж.

Выдерж.

Содержание:

ВКЩ

мех. примесей и воды

Отсутствие

Отсутствие

Плотность при 200С

Не нормируется. Определение обязатель­но.

* Приведенные через дробь значения соответствуют: числитель - марке высшей категории качества, знаменатель - первой категории качества.

Приложение Б

Характеристика топлив для реактивных двигателей (ГОСТ 10227-86)

Показатель

ТС - 1*

Т - 1

Т - 2

РТ

1

2

3

4

5

Плотность при 20 °С, кг/м3,

не менее

780(785)

800

755

755

Фракционный состав, °С:

НК.

10 % (об.), не выше

50 % (об.), не выше

90 % (об.), не выше

98 % (об.), не выше

<150

165

195

230

250

<150

175

225

270

280

>60

145

195

250

280

135 - 155 175

225

270

280

Вязкость кинематическая. мм2/с: при 20 °С, не менее

при - 40°С, не более

1,3(1,25)

8

1,50

16