Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний 2007 №8

Подождите немного. Документ загружается.

введением оптимальных количеств специальных добавок.

Например, при введении в мазут смеси западносибирских

нефтей 3% масс. экстракта селективной очистки масляных

фракций наблюдается повышение выхода вакуумного дистил

лята и снижение содержания в гудроне парафинонафтеновых

углеводородов с 9,5 до 3,4% [2]. Другой технологический спо

соб – компаундирование «сухого» гудрона с концентратами

полиароматических углеводородов, асфальтами деасфальтиза

ции, тяжелыми прямогонными и каталитическими вакуумными

газойлями, асфальтитами и др. Для получения «сухого» гудро

на необходимо использование эффективных контактных

устройств, систем тепло и массообмена и обеспечение оста

точного давления наверху колонны 20–30 мм рт.ст. [2].

Эффективнейшим способом повышения качества товарных

нефтепродуктов является компаундирование. Его используют

для получения практически всех смешиваемых продуктов –

автомобильных бензинов, дизельных и котельных топлив, сма

зочных материалов и др. Теоретически возможно и целесооб

разно использование компаундирования как для подготовки

сырья, так и для модификации свойств уже готовых битумов.

Для производства неокисленных остаточных битумов

необходим особый вид сырья – тяжелые высокосмолистые

нефти типа венесуэльской и тяжелой арабской [3]. В миро

вой практике применяются как остаточные, так и компаун

дированные битумы. Последние представляют особый

интерес: это стабильные мелкодисперсные системы, харак

теризующиеся хорошими адгезионными свойствами [4, 5].

Однако для получения остаточных и компаундированных

битумов требуется коренное изменение технологии.

Для изучения возможности получения компаундирован

ного битума на Мозырском НПЗ были проанализированы

смеси из четырех образцов окисленного битума (с различ

ной температурой размягчения) с гудроном вакуумного

блока установки производства битума (УПБ). Качество

гудрона с УПБ соответствовало нормам СТП: вязкость услов

ная при 80°С – 33 с, температура размягчения по КиШ –

28°С. В табл. 2 представлены результаты компаундирова

ния – качество полученных образцов битума.

С увеличением количества битума в смеси растет темпера

тура размягчения при одновременном снижении растяжимо

сти и пенетрации, причем изменение этих показателей доволь

но значительно. Ориентируясь на показатели качества товар

ных окисленных битумов (см. табл.1), можно выделить образ

цы: партия № 2 – 8, 9, партия № 3 – 14, 15, партия № 4 – 20, 21,

каждый из которых может соответствовать определенной

марке. Например, образцы 8, 14 не только укладываются в

нормы наиболее распространенных дорожных битумов БНД

90/130, но и значительно их превосходят. Если температура

размягчения товарного битума, изготовленного по окислитель

ной технологии, редко превышает 45°С, то рассматриваемые

компаунды характеризуются таковой 47–49°С. Но к основным

их достоинствам относится высокая растяжимость (> 100 см),

что говорит о хороших пластичных свойствах. В целом полу

ченные композиции представляют собой аналоги окисленных

дорожных БНД 60/90 (образцы 6, 7 и 13, 18, 19), БНД 90/130

(образцы 8, 9) и БНД 130/200 (образцы 9, 10), производство

которых иными способами затрудненно. Компаундированные

битумы характеризуются большей растяжимостью и интерва

лом пластичности, чем битумы, получаемые в промышленных

условиях методом окисления нефтяного сырья. Таким образом,

для получения компаундированных битумов можно рекомен

довать утяжеленный гудрон и переокисленный компонент

(битум БН 90/10) в соотношениях от 40 : 60 до 60 : 40.

Список литературы

1. Белоконь Н.Ю., Компанеец В.Г. и др. Исследование влияния

группового состава гудронов на качество промышленных окислен

ных битумов // Нефтепереработка и нефтехимия. 2001. № 1. С. 21.

2. Кутьин Ю.А., Хайрудинов И.Р., Биктимирова Т.Г. и др.

Рациональные направления производства дорожных битумов //

Башкирский химический журнал. Т. 3. Вып. 3. С. 27.

3. Кутьин Ю.А., Хайрудинов И.Р., Мингаев С.С. и др. Произ'

водство и применение неокисленных дорожных битумов // Химия

и технология топлив и масел. 2000. № 4. С. 20.

4. Грудников И.Б., Пранович А.А., Ипполитов Е.В. и др. Ком

паундированные дорожные битумы улучшенного качества // Неф

тепереработка и нефтехимия. 2001. № 4. С. 34.

5. Гуреев А.А., Сомов В.Е., Луговской И.А., Иванов А.В.

Новое в технологии производства битумных материалов // Химия

и технология топлив и масел. 2000. № 2. С. 49.

Л.В. ВАВУЛА, С.М. ТКАЧЕВ, канд. техн. наук, И.П. ЕЛЬЦОВ

(ОАО «Мозырский НПЗ

, Полоцкий государственный универ

ситет)

2. Качество полученных компаундированием образцов битума

Показатель

Битум

исходный

Смесь битум : гудрон, % масс.

95:5 90:10 80:20 70:30 60:40 50:50 60:40

Партия № 1

Номер образца – 1 2 3 4 5 – –

Температура размягчения по КиШ, °С 45 41 38,5 37,5 35 32 – –

Пенетрация при 25°С, х 0,1 мм 107 128 134 164 199 – – –

Дуктильность при 25°С, см Выше 100 – –

Партия № 2

Номер образца – 6 7 8 9 10 – –

Температура размягчения по КИШ, °С 57 55 53 47 43 41 – –

Пенетрация при 25°С, х 0,1 мм 67 64 72 88 136 165 – –

Дуктильность при 25°С, см Выше 100 – –

Партия № 3

Номер образца – – 11 12 13 14 15 16

Температура размягчения по КИШ, °С 75 – 74 74 58 49 46 35

Пенетрация при 25°С, 0,1мм 33 – 34 35 62 103 137 225

Дуктильность при 25°С, см, не менее 6 – 6 60 62 Выше 100

Партия № 4

Номер образца – – 17 18 19 20 21 22

Температура размягчения по КИШ, °С 101 – 93,5 77 56 43,5 35 30

Пенетрация при 25°С, х 0,1 мм 20 – 46 60 68 111 150 –

Дуктильность при 25°С, см 10 – 25 28 50 110 Выше 100

Рынок продуктов

и технологий

МИР НЕФТЕПРОДУКТОВ

ММааттееммааттииччеессккооее ммооддееллииррооввааннииее

Рынок продуктов

и технологий

8#2007

современных условиях разработка новых химикотех

нологических процессов и эксплуатация действующих

производств должны выполняться с использованием

стратегии системного анализа и применением метода мате

матического моделирования на основе экспериментальных

данных с лабораторных и промышленных установок. Следу

ет отметить, что экспериментальные данные становятся

объективными знаниями только в том случае, если они

обработаны на математической модели. Только после этого

возможен системный анализ и прогнозирование нестацио

нарного каталитического процесса в реакторе с целью даль

нейшего совершенствования реакторного блока и техноло

гии установки, завода, объединения в целом. Как следствие,

в практике проектирования реакторов для каталитических

процессов имели место ошибки по причине отсутствия

математических моделей, а значит, и системности знаний.

Так, все отечественные и зарубежные реакторы радиально

го типа для процесса каталитического риформинга бензи

нов были спроектированы с направлением газосырьевого

потока от периферии к центру. И только с использованием

метода математического моделирования появилась воз

можность выполнения системного анализа и обоснования

изменения направления движения на противоположное

[1]. Аналогично появлялись ошибки при выборе каталити

ческой системы, загружаемой в реакторы риформинга без

учета специфики технологии и состава перерабатываемого

сырья. Очевидно, что каждый катализатор эффективен в

определенном интервале технологического режима по тем

пературе, давлению, скорости подачи сырья и кратности

циркуляции ВСГ, а также по содержанию хлора и воды как

астехиометрических компонентов в системе. За пределами

этого интервала эффективность снижается, что приводит к

уменьшению глубины риформирования.

Регулирование активности катализатора в промышлен

ных условиях требует высокой квалификации технологиче

ского персонала и длительной заводской практики. Исполь

зуемый метод компьютерного прогнозирования [2, 3] учи

тывает эффекты модифицирования и изменения каталити

ческой активности поверхности Ptконтакта и позволяет

оптимизировать процесс каталитического риформинга в

различных реакционных условиях при эксплуатации биме

таллических платинорениевых катализаторов риформинга

различных марок. Вместе с тем учитывается влияние

«жесткости» процесса (высокая температура и низкое

давление) на активность, селективность и стабильность

катализаторов. Возможно также моделирование с исполь

зованием каталитической системы в других условиях

риформинга (на любом из НПЗ), а также на другом типе

сырья.

При этом программнореализованная методика компью

терного прогнозирования (система контроля работы ката

лизатора) моделирует работу установок риформинга, рабо

тающих на производство как бензинов, так и ароматических

углеводородов. Для расчетов требуются данные обычного

промышленного пробега установки риформинга: хромато

графический анализ сырья и катализата, а также режимные

параметры.

В настоящее время технологическая компьютерная

система контроля, разработанная на кафедре химической

технологии топлива и химической кибернетики Томского

политехнического университета, проходит промышленные

испытания на установке ЛЧ3511/1000 в ООО «КИНЕФ».

Система представляет собой программный продукт для рас

чета основных показателей работы катализатора и напря

Оценка стабильности работы катализаторов риформинга

методом математического моделирования

с использованием единой тематической витрины данных

Выполнен анализ работы установки ЛЧ3511/1000 с использованием про

граммнореализованного метода компьютерного прогнозирования. Сделан

вывод, что непрерывный мониторинг установки ЛЧ3511/1000 с использо

ванием компьютерной системы позволяет анализировать режимы эксплуа

тации катализатора, выдавать в процессе работы рекомендации по их опти

мизации и тем самым повышать эффективность производства бензинов.

Рис. 1. Изменение активности катализатора на установке

ЛЧ!35!11/1000 в течение последнего межрегенерацион!

ного цикла

Оптимальная активность Текущая активность

ММааттееммааттииччеессккооее ммооддееллииррооввааннииее

Рынок продуктов

и технологий

МИР НЕФТЕПРОДУКТОВ

мую взаимодействует с общезаводской базой данных

АСУТП, реализованной через единую тематическую витрину

данных (ЕТВД) [4].

Основными технологическими параметрами, используе

мыми для контроля работы катализатора, являются текущая

и оптимальная активность

катализатора, а также ста

бильность работы Ptконтак

та (рис. 1).

Мониторинг работы уста

новки с применением этой

системы выявил тенденцию к

снижению активности ката

лизатора в начальный

период нового сырьевого

цикла. Было установлено, что

данный факт обусловливает

ся неисправностью теплооб

менного оборудования блока

стабилизации гидрогенизата,

результатом чего стало

частичное попадание неста

бильного гидрогенизата в

сырьевой поток реакторного

блока риформинга бензи

нов. Падение активности произошло изза присутствия

относительно больших количеств сероводорода в стабиль

ном гидрогенизате (табл. 1), который является каталитиче

ским ядом для металлов, используемых в промышленных

катализаторах риформинга бензинов.

В результате попадания сероводорода в реакторный блок

активность катализатора стала снижаться и к началу января

2007 г. упала практически до 0,9. Однако к концу января ее

удалось поднять до 1 за счет увеличения кратности цирку

ляции ВСГ (табл. 2).

Данные по мольному соотношению водород : сырье пред

ставлены на рис. 2.

В этот период времени установка работала с расходом по

сырью 130 м

/ч, и для данного расхода кратность циркуля

ции ВСГ обычно держат на уровне 1300 нм

/м

. Увеличение

кратности циркуляции привело к удалению сернистых сое

динений с поверхности катализатора и к гидрированию

части коксовых отложений.

Кроме того, в период неудовлетворительной работы

теплообменника временами наблюдается увеличение

активности, что объясняется присутствием относительно

высокого количества хлорорганических соединений в дан

ный период (рис. 3).

2. Зависимость оптимальной активности катализатора и

октанового числа риформата от кратности циркуляции ВСГ

Показатели

21.01.2007

22.01.2007

23.01.2007

24.01.2007

25.01.2007

Кратность циркуляции

ВСГ, нм

/м

1525,1 1513,2 1528,9 1522,4 1520,8

Оптимальная актив

ность катализатора,

отн.ед.

1,01 1,01 1,01 1,01 1,03

Октановое число

риформата (по и. м.)

96,8 96,8 96,3 96,8 97,2

1. Зависимость оптимальной активности катализатора от

содержания сероводорода

(присутствие сероводорода считается со значения 400 мВ)

Дата

Оптимальная

активность,

отн.ед.

Показания прибора,

мВ

19.11.2007 0,99 398

20.11.2007 0,97 435

21.11.2007 0,95 470

22.11.2007 0,93 479

23.11.2006 0,94 493

24.11.2006 0,93 542

26.11.2006 0,94 470

27.11.2006 0,95 465

28.11.2006 0,96 494

Рис. 2. Изменение мольного соотношения водород : сырье

Отклонение фактического расхода хлорорганики от расчетного, ppm

Активность катализатора, отн.ед.

Рис. 3. Оптимальная активность катализатора и отклонение фактического расхода хлорор!

ганических соединений от расчетного в процессе работы ЛЧ!35!11/1000

ММааттееммааттииччеессккооее ммооддееллииррооввааннииее

Рынок продуктов

и технологий

8#2007

Хлорорганика, превращаясь в НСl, способствует де

сорбции сероводорода с поверхности активных центров

катализатора, что приводит к повышению его активно

сти (рис. 4) и увеличению октанового числа бензина на

1–2 пункта.

К одной из важнейших функций компьютерной систе

мы контроля работы катализатора относится прогнози

рование его активности. Результатом данного расчета

может быть срок регенерации катализатора или опреде

ление величины основных технологических показате

лей, позволяющих продлить межрегенерационный

период.

В результате проведения прогнозных расчетов работы

установки ЛЧ3511/1000 ООО «КИНЕФ» были получены

результаты, приведенные в табл. 3.

Анализируя данные результаты, можно сделать вывод,

что при работе установки при максимальной нагрузке по

сырью и заданном ОЧи – 96,5 регенерацию катализатора

придется проводить уже в январе 2008 г. Однако желаемый

срок остановки – апрель 2008 г. Этого можно добиться сни

жением расхода сырья до 150 м

/ч.

Таким образом, непрерывный мониторинг установки

ЛЧ3511/1000 с использованием компьютерной системы с

элементами искусственного интеллекта позволяет анализи

ровать режимы эксплуатации катализатора для разных

сырьевых циклов, выдавать в процессе работы рекоменда

ции по их оптимизации и тем самым повышать эффектив

ность производства бензинов. При этом эксплуатацию

такой установки должны осуществлять квалифицированные

инженерытехнологи, получившие соответствующее обра

зование [3].

Список литературы

1. Костенко А.В. Совершенствование конструкции и повыше

ние эффективности работы реакторного блока процесса каталити

ческого риформинга углеводородного сырья // Диссертация на

соискание уч. ст. канд. техн. наук. Томск, 2006.

2. Костенко А.В., Кравцов А.В., Иванчина Э.Д., Полубоярцев Д.С.

Оценка технологических параметров Ptкатализаторов риформин

га методом математического моделирования // Нефтепереработка

и нефтехимия, 2005. №12. С.26.

3. Кравцов А.В., Иванчина Э.Д. Управление качеством подго

товки инженеровтехнологов для нефтеперерабатывающей про

мышленности // Нефтепереработка и нефтехимия, 2004. №10. С.9.

4. Гершберг А.Ф., Безручко О.А. Автоматизация: шаг за шагом

// Нефтепереработка и нефтехимия, 2006. № 2. С.45.

А.В. КОСТЕНКО, канд. техн. наук,

А.В. КРАВЦОВ, д*р техн. наук,

К.В. МОЛОТОВ,

Э.Д. ИВАНЧИНА, д*р техн. наук,

С.А. ФАЛЕЕВ,

Е.Н. ИВАШКИНА

(Томский политехнический университет, ООО «КИНЕФ»)

3. Прогноз работы установки ЛЧ!35!11/1000

Дата

Температура входа в реактор, °С

Р'102 Р'103 Р'104

Расход сырья 170 м

/ч; ОЧи риформата – 96,5

1.05.2007 490 491 491

1.06.2007 492 492 492

1.07.2007 493 494 494

1.10.2007 496 496 496

1.12.2007 498 499 499

1.02.2008 501 502 502

Расход сырья 160 м

/ч; ОЧи риформата – 96,5

1.05.2007 490 491 491

1.06.2007 492 492 492

1.02.2008 497 497 497

1.04.2008 499 500 500

Расход сырья 150 м

/ч; ОЧи риформата – 96,5

1.05.2007 490 491 491

1.06.2007 492 492 492

1.02.2008 495 495 495

1.04.2008 497 497 497

Сырье: парафиновые/(нафтеновые+ароматические) = 1,23;

iпарафиновые/nпарафиновые = 1,05.

Рис. 4. Влияние содержания хлорорганических соедине!

ний на активность катализатора в присутствии сероводо!

рода

МИР НЕФТЕПРОДУКТОВ

В ноябре 2007 г. исполнилось 80 лет со дня выхода в свет первого номера журнала, который назы

вался «Журнал резиновой промышленности». Задачи журнала, изложенные в обращении редакции к

читателям, которым открывался журнал, сохраняют свою актуальность и сегодня. Первым главным

редактором был назначен М.Г. Рошаль, членами редколлегии – М.А. Лурье и И.Г. Бачурин.

Свое нынешнее название «Каучук и резина» журнал получил в

1937 г., в результате объединения двух журналов «Журнал рези

новой промышленности» и «Синтетический каучук». Главным

редактором стал Л.С. Кроль. Проходившие тогда в стране слож

нейшие процессы находили отражение на страницах нового жур

нала. Так, в первом номере за 1937 г было помещено выступле

ние заместителя наркома тяжелой промышленности О.П. Осипо

ва – «Поднять важнейший участок обороны страны», где жестко

критиковались работники Ярославского шинного завода за

подрыв обороноспособности страны.

После перерыва, связанного с периодом Великой Отечествен

ной войны, 50 лет назад возобновился выпуск журнала «Каучук

и резина» и главным редактором в 1957 г. был назначен

С.П. Богаевский. В первом же после перерыва номере была опу

бликована статья министра химической промышленности

С.М. Тихомирова о необходимости технического прогресса в

отрасли.

Журнал является одним из старейших российских научнотех

нических журналов. На его страницах публикуются работы,

посвященные ключевым проблемам науки об эластомерах и эко

номики производства материалов и изделий из них. Это синтез

каучуков и их свойства, ингредиенты и их влияние на свойства

резин, физические и механические, в том числе реологические

свойства резиновых смесей и вулканизованных резин, расчет и

конструирование резиновых деталей, в том числе шин.

Авторы статей – это ведущие специалисты в области эластомеров, ученые из научноисследователь

ских и учебных институтов, специалисты заводов отрасли, зарубежных и российских фирм. Весьма акту

альным является участие журнала в различного уровня специализированных, отраслевых отечественных

и зарубежных форумах, выставках, конференциях. Это позволяет своевременно информировать специа

листов о новейших достижениях в отрасли, в полной мере соответствуя требованиям времени.

Сегодня главным редактором журнала является С.В. Резниченко. Журнал входит в перечень ВАК, и

размещаемые в нем научные статьи проходят строгое рецензирование. Основная часть материалов

переводится на английский язык издательством RAPRA Великобритании и публикуется в журнале «Inter

national Polymer Science and Technology».

В день 80летнего юбилея журнала примите, дорогие коллеги, наши поздравления и пожелания

дальнейших творческих успехов, интересных статей, здоровья и благополучия.

Редакция журнала «Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний»

Журналу «Каучук и резина» – 80 лет

Оборудование

и приборы

В настоящее время в Российской Федерации качество

автомобильных бензинов регламентировано следующими

нормативными документами:

1. ГОСТ 2084–77. Бензины автомобильные. Технические

условия;

2. ГОСТ Р 51105–97. Топлива для двигателей внутреннего

сгорания. Неэтилированный бензин. Технические условия;

3. ГОСТ Р 51313–99. Бензины автомобильные. Общие тех

нические требования;

4. ГОСТ Р 51866–2002 (EN 22899). Топлива моторные.

Бензин неэтилированный. Технические условия.

Технические условия на бензин неэтилированный (ГОСТ

Р 51866) в наибольшей степени соответствуют междуна

родным требованиям к качеству моторных топлив – евро

пейской нормали EN 228 и Европейской Директиве по

топливам 98/70/Ес. Соответствие требованиям техниче

ских и экологических характеристик бензинов обеспечива

ется контролем качества вырабатываемых промышленно

стью бензинов с использованием соответствующих мето

дов испытаний.

Гармонизация требований к качеству бензинов с между

народными нормами обусловила необходимость гармониза

ции методов испытаний, применяемых в отечественной

практике, с широко используемыми и признанными метода

ми ISO, ASTM и EN.

Вместе с тем резкой отмены действующих в РФ методов

испытаний, предусмотренных для продукции, вырабатывае

мой по первым трем Государственным стандартам, не плани

руется. Переход к преимущественному применению между

народно признанных методов испытаний неизбежен, но

осуществляться будет достаточно плавно – по мере сниже

ния производства продукции старых марок.

При возникновении разногласий в оценке качества бензи

нов используют процедуры решения по ISO 4259, ГОСТ Р 8.580

(ISO 4259). Как правило, в международных стандартах – спе

цификациях (технических условиях) на бензины – указывают

единственный метод испытаний, применяемый при разреше

нии спорных ситуаций. Так, в EN 228–04 указано, что при раз

решении спора в оценке качества бензинов как арбитражные

методы используют EN ISO 20847 (массовая доля серы),

EN 12177 (объемная доля бензола), EN 1601 (содержание окси

генатов и кислорода), ASTM D 1319 (содержание групп углево

дородов), EN ISO 3675 (плотность при 15°С). На практике, как

следует из ГОСТ Р 51105–97 и ГОСТ Р 51866–2002 (EN 22899),

допускается применение нескольких альтернативных методов

испытаний. Достоверность получаемых результатов обеспе

чивается точностью используемых методов испытаний.

В таблице приведены характеристики точности (преци

зионности) методов испытаний, допущенных к применению

при контроле качества бензинов.

Методы испытаний, регламентированные нормативными документами на автомобильные бензины

Нормативная документация на метод испытаний

Измеряемый диапазон,

ед. измерения

Прецизионность метода испытаний

Повторяемость

(сходимость) r

Воспроизводимость R

ДЕТОНАЦИОННАЯ СТОЙКОСТЬ

ГОСТ 511'82

Топливо для двигателей. Моторный метод определения

октанового числа

до 110 ед. 0,5 ед. 1,6 ед.

ASTM D 2700'02(ISO 5163'90, EN 25163'93)

Моторные и авиационные топлива. Определение антидетона

ционных характеристик. Моторный метод

40120 ед.

MON 8090 – 0,2;

MON < 80; 90102 –

r не указана

MON 8090 – 0,9;

MON 102103 – 2,0;

MON 90101;

> 103 –R не указана

ГОСТ 8226'82

Топливо для двигателей. Исследовательский метод определения

октанового числа

до 110 ед. 0,5 ед. 1,0 ед.

АSTM D 2699'02

(ISO 5164'90, EN 25164'93)

Моторные топлива. Определение антидетонационных

характеристик. Исследовательский метод

40120 ед.

RON 90100 – 0,2;

RON < 90 и >100 –

r не указана

RON 90100 – 0,7;

RON 101 – 1,0;

RON 102 – 1,4;

RON 103 – 1,7;

RON 104 – 2,0

МАССОВАЯ ДОЛЯ СЕРЫ

ГОСТ 19121'73

Нефтепродукты. Метод определения содержания серы

сжиганием в лампе

> 0,01 %

> 100 ppm

при 100 ppm – 40 ppm;

при 200 ppm – 55 ppm;

при 500 ppm – 75 ppm

При 100 ppm – 60 ppm;

при 200 ppm – 80 ppm;

при 500 ppm – 145 ppm

ГОСТ Р 51859'2002 (ASTM D 1266'2003)*

Нефтепродукты. Определение серы ламповым методом

0,010,4 %

1004000 ppm

≤ 0,005%

(50 ppm)

≤ (0,01 + 0,025 S) %,

S – содержание серы, %

ГОСТ Р 51947'2002 (ASTM D 4294'98)*

Нефть и нефтепродукты. Определение серы методом

энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии

0,01505 %

15050000 ppm

0,02894 (Х + 0,1691) % 0,1215 (Х + 0,05555) %

Х – среднее значение двух определений, %

8#2007

Сопоставительные характеристики стандартных

отечественных и зарубежных методов испытаний

качества автомобильных бензинов

*Аутентичный перевод стандарта, приведенного в скобках.

Оборудование

и приборы

МИР НЕФТЕПРОДУКТОВ

Методы испытаний, регламентированные нормативными документами на автомобильные бензины (продолжение)

Нормативная документация на метод испытаний

Измеряемый диапазон,

ед. измерения

Прецизионность метода испытаний

Повторяемость

(сходимость) r

Воспроизводимость R

ASTM D 4294'03

Определение серы в нефти и нефтепродуктах методом энер

годисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии

0,0155 %

15050000 ppm

≤ 0,029 (S + 0,17) % ≤ 0,12 (S + 0,053) %

S – среднее значение двух определений, %

ISO 20847'2004 (IP 496'05)

Нефтепродукты. Определение содержания серы в автомо

бильных топливах методом энергодисперсионной рентгено

флуоресцентной спектрометрии

30500 мг/кг 1,230 мг/кг 4,630 мг/кг

ISO 8754'2003 (IP 336)

Нефтепродукты. Определение содержания серы методом

энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной

спектрометрии

0,015 %

10050000 ppm

≤ 0,017 (S + 0,8) % ≤ 0,055 (S + 0,8) %

S – среднее значение двух определений, %

EN ISO 14596'05

Нефтепродукты. Определение содержания серы методом

волнодисперсионной рентгенофлуоресцентной

спектрометрии

0,0012,5 %

1025000 ppm

1029 ppm – 3 ppm;

3049 ppm – 6 ppm;

5099 ppm – 10 ppm;

100290 ppm –20 ppm;

300490 ppm –30 ppm

1029 ppm – 5 ppm;

3049 ppm – 10 ppm;

5099 ppm – 20 ppm;

100290 ppm – 50 ppm;

300490 ppm – 100 ppm

EN ISO 20884'2004

Нефтепродукты. Определение содержания серы в автомо

бильных топливах методом волнодисперсионной рентгено

флуоресцентной спектрометрии

5500 мг/кг 1,85 мг/кг 2,55 мг/кг

ASTM D 2622'2003

Нефтепродукты. Определение серы методом волнодисперси

онной рентгенофлуоресцентной спектрометрии

353000 мг/кг

0,02651·S

0,9

0,0913·S

0,9

S – измеренная концентрация серы, мг/кг

при < 60 мг/кг – 1,5 мг/кг –

EN ISO 20846'2004 (IP 490'95)

Нефтепродукты. Определение содержания серы в автомо

бильных топливах методом ультрафиолетовой флуоресценции

3500 мг/кг 110 мг/кг 2,410 мг/кг

EN 24260'94 (IP 243, ISO 4260'87)

Нефтепродукты и углеводороды. Определение содержания

серы методом сжигания по Викбольду

110000 ppm

10 ppm –0,1·S ppm;

100 ppm – 0,05·S ppm;

1000 ppm –0,035·S ppm

10 ppm – 0,2·S ppm;

100 ppm – 0,12·S ppm;

1000 ppm – 0,13·S ppm

S – измеренная концентрация серы, ppm

ASTM D 3120'03

Жидкие нефтяные углеводороды. Определение серы мето'

дом окислительной кулонометрии

3100 ppm

28%·S 38%·S

S – измеренная концентрация серы, ppm

КОНЦЕНТРАЦИЯ СМОЛ

ГОСТ 1567'97 (ISO 6246'95)*

Нефтепродукты. Бензины автомобильные и топлива авиа

ционные. Метод определения смол выпариванием струей

Диапазон не указан

Для промытых смол:

0,882 + 0,2746·Х 1,06 + 0,567·Х

Для непромытых смол:

0,42·Х 1,333·Х

Х – среднее значение концентрации смол, мг/100 см

ASTM D 381'04

Метод определения смол в топливах выпариванием струей

Диапазон не указан

Для промытых смол:

1,298·Х

0,3

2,494·Х

0,3

Для непромытых смол:

0,997·Х

0,4

1,928·Х

0,4

Х – среднее значение концентрации смол, мг/100 см

Оборудование

и приборы

Методы испытаний, регламентированные нормативными документами на автомобильные бензины (продолжение)

Нормативная документация на метод испытаний

Измеряемый диапазон,

ед. измерения

Прецизионность метода испытаний

Повторяемость

(сходимость) r

Воспроизводимость R

МАССОВАЯ (ОБЪЕМНАЯ) ДОЛЯ БЕНЗОЛА

ГОСТ 29040'91

Бензины. Метод определения бензола и суммарного содержа

ния ароматических углеводородов (газовая хроматография)

Бензол – 110 %

1 % – 0,083 %;

5 % – 0,23 %

Для всего диапазона 0,4 %

EN 12177'98

Жидкие нефтепродукты. Неэтилированное топливо. Опреде

ление содержания бензола газохроматографическим методом

0,056% об.

0,050,15 % –0,005 %;

> 0,151,5 % –0,03 %;

> 1,56 % –0,05 %

0,050,15 % – 0,01 %;

> 0,151,5 % – 0,1 %;

> 1,56 % – 0,25 %

ASTM D 5580'02

Определение бензола, толуола, этилбензола, п*, м*, о*ксилола,

и более тяжелой ароматики, общей ароматики в товарном

бензине методом газовой хроматографии

Бензол – 0,15 %

0,141,79 % – 0,0265·Х

0,65

0,141,79 % – 0,1229·Х

0,65

Х – измеренная концентрация бензола, % об.

ГОСТ Р 51941'2002 (ASTM D 4420)*

Бензины. Газохроматографический метод определения

ароматических углеводородов

Бензол

0,15% об. 0,171·Х 0,408·Х

Толуол

120% об.; 0,089·Х 0,156·Х

Ароматика

1080% об. 0,078·Х 0,141·Х

Х – среднее значение показателя, %

ASTM D 3606'04а

Определение содержания бензола и толуола в товарном

автомобильном и авиационном бензине методом газовой

хроматографии

Бензол –

0,15% об.

0,11,5 % – (0,03·Х + 0,01) %;

> 1,5 % – 0,03 %

0,11,5 % – (0,13·Х + 0,05) %;

> 1,5 % – 0,28·%

Х – среднее значение показателя, %

ГОСТ Р 51930'2002 (ASTM D 4053'98)*

Бензины автомобильные и авиационные. Определение

бензола методом инфракрасной спектроскопии

0,15% об. 0,08 % 0,18 %

EN 238'96

Жидкие нефтепродукты. Бензин. Определение содержания

бензола методом инфракрасной спектрометрии

0,120 % об. 0,1% 0,3%

ASTM D 6277'01

Определение бензола в топливах для двигателей с искровым

зажиганием методом средневолновой инфракрасной

спектроскопии

0,15% об.

(0,021 + 0,027·Х)% об. (0,013 + 0,052 Х) % об.

Х – измеренная концентрация бензола, % об.

СОДЕРЖАНИЕ АРОМАТИЧЕСКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ

ГОСТ Р 51941'2002 (ASTM D 4420)*

Бензины. Газохроматографический метод определения арома

тических углеводородов

1080% об.

0,078·Х 0,141·Х

Х – измеренная концентрация бензола, % об.

ГОСТ 29040'91

Бензины. Метод определения бензола и суммарного содержа'

ния ароматических углеводородов (газовая хроматография)

Диапазон не указан 1 % 2 %

ASTM D 5580'02

Определение бензола, толуола, этилбензола, п*, м*, о*ксилола,

и более тяжелой ароматики, общей ароматики в товарном

бензине методом газовой хроматографии

Общая ароматика – 1080 %

1649 % –0,0899·Х

0,5

0,141,79 % – 0,1229·Х

0,65

Х – измеренная концентрация, %

EN 14517'04

Жидкие нефтепродукты. Определение типов

углеводородов и оксигенатов методом многомерной газовой

хроматографии

До 50% об.

(0,0095·Х + 0,1952) % об. (0,0450·Х + 0,1384) % об.

Х – измеренная концентрация, % об.

8#2007

Методы испытаний, регламентированные нормативными документами на автомобильные бензины (продолжение)

Нормативная документация на метод испытаний

Измеряемый диапазон,

ед. измерения

Прецизионность метода испытаний

Повторяемость

(сходимость) r

Воспроизводимость R

ГОСТ Р 52063'03 (ASTM D 1319)*

Нефтепродукты жидкие. Определение группового углево'

дородного состава методом флуоресцентной индикаторной

адсорбции

599% об. 0,71,6% об. 1,53,5% об.

ASTM D 6293'03

Топливо для ДВС. Газохроматографический метод определе

ния группового углеводородного состава – парафиновых,

олефиновых, нафтеновых, ароматических углеводородов и

оксигенатов (ОПОНА) – в топливах с низким содержанием

олефиновых углеводородов

Ароматика –1240 % 0,41,1 % 25,5 %

ASTM D 6729'04

Топливо для ДВС. Газохроматографический метод определе

ния индивидуальных компонентов с использованием 100м

капиллярной колонки высокого разрешения (пригоден для

бензинов, содержащих менее 25% олефинов)

Общую ароматику определяют

расчетным методом

0,98% отн. 2,7% отн.

ASTM D 6733'01

Топливо для ДВС. Газохроматографический метод определе

ния индивидуальных компонентов с использованием 50м

капиллярной колонки высокого разрешения (ограничение

по содержанию олефинов до 20%)

Общую ароматику определяют

расчетным методом

(0,05 + 0,02·Х) % (0,1 + 0,06·Х) %

Х – измеренная концентрация, %

ASTM D 6839'02

Определение типов углеводородов, оксигенатов и бензола

в топливах для двигателей с искровым зажиганием методом

газовой хроматографии

Общая ароматика – до 50 %

0,012 (10 + Х) % 0,036 (10 + Х) %

Х – измеренная концентрация, %

ГОСТ Р 52714'07, метод Б

Бензины автомобильные. Определение индивидуального

и группового углеводородного и компонентного соста'

ва моторных топлив методом капиллярной газовой хро

матографии

145 %

< 1,0 % – 0,1 %;

110 % – 0,4 %;

1045 % – 1,2 %

< 1,0 % – 0,3 %;

110 % – 0,8 %;

1045 % – 1,6 %

СОДЕРЖАНИЕ ОЛЕФИНОВЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ

ГОСТ 2070'82

Нефтепродукты светлые. Методы определения йодных чисел

и содержания непредельных углеводородов

Олефины – 0100 %

15% от измеренного значения

йодного числа

Не нормировано

ГОСТ 8997'89

Нефтепродукты. Электрометрический метод определения

бромных чисел и непредельных углеводородов

По бромному числу

0,5100

5 – 0,4;

10 – 0,6;

20 – 1,0;

50 – 1,15

5 – 1,05;

10 – 1,2;

20 – 1,3;

50 – 5,0

ГОСТ Р 52063'03 (ASTM D 1319)*

Нефтепродукты жидкие. Определение группового углево'

дородного состава методом флуоресцентной индикаторной

адсорбции

Олефины – 0,355% об.

1 % – 0,4 %;

5 % – 0,9 %;

10 % – 1,2 %;

20 % – 1,6 %;

25 % – 1,8 %

1 % – 1,7 %;

5 % – 3,7 %;

10 % – 5,1 %;

20 % – 6,8 %;

25 % – 7,4 %

EN 14517'04

Жидкие нефтепродукты. Определение типов углеводоро'

дов и оксигенатов методом многомерной газовой хромато

графии

Олефины – до 50% об. (0,0185·Х + 0,1415) % об. (0,1176·Х + 0,5118) % об.

ASTM D 6293'03

Топливо для ДВС. Газохроматографический метод определе

ния группового углеводородного состава – парафиновых,

олефиновых, нафтеновых, ароматических углеводородов и

оксигенатов (ОПОНА) – в топливах с низким содержанием

олефиновых углеводородов

Олефины – 0,213 % 0,10,3 % 0,11,7 %

ASTM D 6729'04

Топливо для ДВС. Газохроматографический метод определе

ния индивидуальных компонентов с использованием 100м

капиллярной колонки высокого разрешения

Олефины – до 25 % 0,2% отн. 1,0% отн.

Оборудование

и приборы

МИР НЕФТЕПРОДУКТОВ

Оборудование

и приборы

8#2007

Методы испытаний, регламентированные нормативными документами на автомобильные бензины (продолжение)

Нормативная документация на метод испытаний

Измеряемый диапазон,

ед. измерения

Прецизионность метода испытаний

Повторяемость

(сходимость) r

Воспроизводимость R

ГОСТ Р 52714'07, метод Б

Бензины автомобильные. Определение индивидуально

го и группового углеводородного и компонентного

состава моторных топлив методом капиллярной газо

вой хроматографии

Олефины – до 25 %

< 1,0 % – 0,1 %;

110 % – 0,4 %;

1045 % – 1,2 %

< 1,0 % – 0,3 %;

110 % – 0,8 %;

1045 % – 1,6 %

ASTM D 6839'02

Определение типов углеводородов, оксигенатов и бен

зола в топливах для двигателей с искровым зажиганием

методом газовой хроматографии

Олефины – до 30%

0,13·Х

0,46

0,72·Х

0,46

Х – измеренная концентрация, %

СОДЕРЖАНИЕ НАФТЕНОВЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ

ASTM D 6293'03

Топливо для ДВС. Газохроматографический метод опре

деления группового углеводородного состава – пара

финовых, олефиновых, нафтеновых, ароматических

углеводородов и оксигенатов (ОПОНА) – в топливах с

низким содержанием олефиновых углеводородов

Нафтены – 215 % 0,10,4 % 0,32,5 %

ASTM D 6729'04

Топливо для ДВС. Газохроматографический метод опре

деления индивидуальных компонентов с использова

нием 100 м капиллярной колонки высокого разрешения

Нафтены – до 30 % 0,1% отн. 0,6% отн.

ГОСТ Р 52714'07, метод Б

Бензины автомобильные. Определение индивидуально

го и группового углеводородного и компонентного

состава моторных топлив методом капиллярной газо

вой хроматографии

145 %

До 1,0 % – 0,1 %;

110 % – 0,4 %;

1045 % – 1,2 %

До 1,0 % – 0,3 %;

110 % – 0,8 %;

1045 % – 1,6 %

СОДЕРЖАНИЕ ОКСИГЕНАТОВ

ГОСТ Р 52256'2004 (ASTM D 5845'2000)*

Бензины. Определение МТБЭ, ЭТБЭ, ТАМЭ, ДИПЭ,

метанола, этанола и третбутанола методом

инфракрасной спектроскопии

МТБЭ, ДИПЭ, ТАМЭ – 0,120 %;

метанол – 0,16 %;

этанол – 0,111 %

МТБЭ – 0,13 %;

метанол – 0,13 %;

этанол – 0,07 %;

кислород – 0,05 %

МТБЭ – 0,98 %;

метанол – 0,37 %;

этанол – 0,59 %;

кислород – 0,30 %

EN 1601'97

Жидкие нефтепродукты. Определение кислородсодер'

жащих соединений и общего содержания связанного

кислорода методом газовой хроматографии (ОFID)

Оксигенаты – 0,1715 %;

кислород – до 3,7 %

Оксигенаты:

15 % – 0,1 %;

511 % – 0,62 %;

1115 % – 0,63 %.

Общий кислород:

1,53 % – 0,08 %

Оксигенаты:

13 % – 0,3 %;

57 % – 0,5 %;

911 % – 0,8 %;

1315 % – 1,0 %.

Общий кислород:

1,53 % – 0,3 %

ASTM D 5599'00

Определение оксигенатов в бензине методом газовой

хроматографии с пламенноионизационным детектором

кислорода (ОFID)

МТБЭ –0,0220 %;

спирты – 0,0212 %

МТБЭ – 0,05·Х

0,58

;

метанол – 0,07·Х

0,49

;

этанол – 0,03·Х

0,92

;

третбутанол –0,05·Х

0,65

;

кислород – 0,03·Х

0,93

МТБЭ – 0,1·Х

0,95

;

метанол – 0,25·Х

0,86

;

этанол – 0,27·Х

0,8

;

третбутанол – 0,2·Х

0,8

;

кислород – 0,13·Х

0,93

Х – измеренная концентрация, %

ASTM D 4815'99

Определение МТБЭ, ЭТБЭ, ТАМЭ, ДИПЭ, третамилово

го спирта и спиртов С

'С

в бензине методом газовой

хроматографии

Эфиры – 0,120% масс.; спир

ты – 0,112% масс.

МТБЭ – 0,054·Х

0,56

; метанол –

0,09·Х

0,59

; этанол – 0,06·Х

0,61

МТБЭ – 0,12·Х

0,67

; метанол –

0,37·Х

0,61

; этанол – 0,23·Х

0,57

Х – измеренная концентрация, %

ASTM D 6729'04

Топлива для ДВС. Газохроматографический метод опре

деления индивидуальных компонентов с использова

нием 100 м капиллярной колонки высокого разрешения

Оксигенаты – 130 % 0,06% отн. 0,2% отн.

EN 14517'04

Жидкие нефтепродукты. Определение типов углеводо

родов и оксигенатов методом многомерной газовой

хроматографии

Оксигенаты – до 15% об.

(0,0193·Х + 0,0024) % (0,0251·Х + 0,3515) %

Х – измеренная концентрация, % об.

ASTM D 6839'02

Определение типов углеводородов, оксигенатов и бен

зола в топливах для двигателей с искровым зажиганием

методом газовой хроматографии

Оксигенаты – до 15 %

По кислороду

0,02 % 0,10 %

EN 13132'01

Жидкие нефтепродукты. Неэтилированный бензин.

Определение органических оксигенатов и общего

содержания органически связанного кислорода мето

дом газовой хроматографии с переключением колонок

Оксигенаты – 0,1715 %;

кислород – до 3,7 %

Оксигенаты: 15 % – 0,1 %;

511 % – 0,62 %;

1115 % – 0,63%.

Кислород:1,53 % – 0,08 %

Оксигенаты:13 % – 0,3 %;

57 % – 0,5 %; 911 % – 0,8 %;

1315 % – 1,0 %.

Кислород:1,53 % – 0,3 %