Главная -> Словарь

Определения заключается

Качественная точная оценка чистоты масла определяется микроскопическим подсчетом частиц по ISO 4407 и кодированием их числа по ISO 4406. Метод предназначен для определения загрязненности гидравлической жидкости. Код числа частиц загрязнений имеет вид соотношения х/у, где х - число частиц в 1 мл размером выше 5 мкм; у - число частиц в 1 мл размером выше 15 мкм, например 15/12. Частицы размером до 5 мкм составляют шлам, проходят через фильтр и не оказывают влияние на износ. Частицы выше 15 мкм уже участвуют в процессе изнашивания.

Полуколичественный контроль содержания загрязнений и воды в маслах непосредственно при заправке техники осуществляют с помощью прибора ПОЗ-Т, разработанного для определения загрязненности и обводненности авиационных топлив, Принцип работы прибо-

Все перечисленные выше стандартные методы определения загрязненности топлив механическими примесями и водой относятся к прямым методам. К кошенным методам относится измерение скорости фильтруемости топлив .в стандартных условиях. По ГОСТ 9278— 59 скорость фильтрации определяют при прохождении 2 л топлива через фетровый фильтр площадью 100 мм2 под давлением 29,4 кПа. По ГОСТ 19006—73, более простому методу, через бумажный фильтр пропускают определенное количество топлива при нормальном давлении. Оценочным показателем служит скорость фильтрации топлива, замеренная ротаметром. Косвенные методы применяются срав-Рис. 67. Аппарат для определения нительно редко.

Для определения загрязненности топлива и наличия воды в резервуаре берут пробу специальным прибором — пробоотборником. Наличие воды в резервуаре можно также определить измерительной рейкой, прикрепив к ней специальную водочувствительную ленту, которая при соприкосновении с водой изменяет окраску. Отрезок ленты с измененной окраской соответствует толщине слоя воды в резервуаре. Объем воды определяется по калибровочной таблице.

Начиная с 1964 г. автор совместно с В. Ф. Тимофеевым, И. И. Сибаровой и В. Л. Литвиновым интенсивно занимался раз-: работкой быстрого метода определения загрязненности нефтепродуктов. Была поставлена цель — разработать метод, который позволил бы определять загрязненность, не разрушая самой гетерогенной системы нефтепродукт — загрязнения. Первоначально был разработан метод определения среднего эффективного диаметра частиц загрязнений , с помощью которого успешно исследована кинетика образования твердой фазы в реактивных топливах . Затем разработаны методы, основанные на рассеивании света под малыми и большими углами . Первый метод позволяет определять число и размеры частиц загрязнений в пределах от 2 до 100 мкм, а второй — от 0,1 до 10 мкм.

Рис. 111. Цилиндрическая кювета для определения загрязненности нефтепродуктов.

Чувствительность методов определения загрязненности можно существенно повысить предварительным удалением газа из жидкости, а также концентрированием твердых частиц загрязнений в контролируемом потоке, проходящем через измерительное устройство прибора. Наиболее приемлем для этой цели вихревой метод, который можно реализовать в гидроциклоне. Эту предпосылку М. Н. Новичков, Г. Ф. Большаков и В. Ф. Тимофеев реализовали в приборе, который включает формирователь контрольного потока 1, измерительное 2 и регистрирующее 3 устройства . Прибор предназначен для непрерывного автоматизированного экспресс-контроля загрязненности рабочих жидкостей.

Испытания проводили на масле АМГ-10, искусственно загрязненном смесью 40 % злектрокорунда и 60 % карбида кремния с содержанием твердой фазы 0,0002—0,005 % и размерами частиц от 1 до 100 мкм. Чистоту модельных систем оценивали экспресс-анализом, микроскопическим счетом и весовым методом. Относительная погрешность определения загрязненности модельных систем не превышала 15 %. В результате исследований установлены оптимальные конструктивные параметры гидроциклона, мм: диаметр цилиндрической части 10; диаметр входного патрубка 2; диаметр патрубка верхнего слива 3; диаметр патрубка нижнего слива 1,5; длина сливной трубки 10; высота цилиндрической части 10. При скорости жидкости на входе в гидроциклон 110 м/с и производительности 0,33 л/с фактический размер граничного зерна составлял 2,5 мкм. При таком режиме 80—90 % механических загрязнений концентрируется в 15—20 % жидкости нижнего слива. В этом случае воздух из жидкости удаляется полностью.

5. Большаков Г. Ф., Тимофеев В. Ф., Сибарова И. И. Экспресс-методы определения загрязненности нефтепродуктов. Л., Химия, 1977. 167 с.

ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАГРЯЗНЕННОСТИ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Экспресс-методы определения загрязненности нефтепродуктов. Под ред. проф. Г. Ф.Большакова, Л., «Химия», 1977.

Температурой вспышки называется минимальная температура, при которой пары топлива, нагреваемого в стандартных условиях, образуют с окружающим воздухом смесь, вспыхивающую» при поднесении к ней пламени. Определение температуры вспышки топлив производится в приборе закрытого типа по» ГОСТ 6356—52. Сущность определения заключается в следующем:. прибор нагревают горелкой или электрическим ^, .

Для характеристики низкотемпературных свойств нефтепродуктов введены следующие условные показатели: для нефти, дизельных и котельных топлив — температура помутнения; для карбюраторных и реактивных топлив, содержащих ароматические •/глеводороды, — температура начала кристаллизации. Метод их определения заключается в охлаждении образца нефтепродукта в стандартных условиях в стандартной аппаратуре. Температура появления мути отмечается как температура помутнения. Причиной помугнения топлив является выпадение кристаллов льда и парафи — новых углеводородов. Температурой застывания считается температура, при которой охлаждаемый продукт теряет подвижность, "ютеря подвижности вызывается либо повышением вязкости нефтепродукта, либо образованием кристаллического каркаса из крис — •лаллов парафина и церезина, внутри которого удерживаются за — •устевшие жидкие углеводороды. Чем больше содержание парафи — 1ов в нефтепродукте, тем выше температура его застывания.

Принцип этого определения заключается в разделении катализатора на несколько частей — фракций путем просеивания через серию сит и взвешивания полученных фракций. Обычно содержание этих фракций в катализаторе выражается в процентах.

Теплопроизводительной способностью топлива принято называть то количество калорий, которое развивает 1 кг -горючего при сгорании до конца. То количество тепла, которое развивает 1 м3 -газа температурой 15° С и 1 am давления, называют теплопроизво-дительной способностью естественного газа. Эта способность газа зависит от состава естественного газа: чем больше в нем горючих элементов , тем эта теплопроизводительность, больше и, наоборот, чем больше в газе азота, кислорода и углекислоты , тем меньше теплопроизводительная способность газа. В нефтяном деле принято считать, что 1000 м3 газа эквивалентны 1 т нефти. Эта цифра, конечно, приближенная и действительную теплопроизводительность газа определяют посредством особых приборов, носящих название калориметров. Сущность определения заключается в том, что в данном приборе в продолжение 5 мин. сжигают К м3 газа. Развиваемая при горении. теплота уходит на нагревание В кг воды начальной температуры t до температуры Т, и, таким образом, определяют, что теплопроизводительность газа должна быть:

Фракционный состав дистиллятных топлив, содержащих фракции вакуумной разгонки нефти и выкипающих выше указанных температурных пределов, определяют по методике, разработанной группой авторов*. Сущность определения заключается в перегонке под вакуумом образца топлива на стеклянной лабораторной установке, показанной на рис. 75. Испытуемое топливо не должно содержать фракций, выкипающих ниже 160°С при анализе по ГОСТ 2177-82.

Методика определения заключается в следующем. Предварительно охлажденную пробу бензина объемом 1 мл вводят в адсорбционную колонку, заполненную силикагелем и флуоресцентным индикатором. Адсорбированный образец бензина вытесняют затем изопропиловым или этиловым спиртом и далее в свете ультрафиолетовой лампы с фильтром длиной волны видимой части спектра определяют границы зон различной флуоресценции. Зону насыщенных углеводородов отсчитывают, начиная от нижнего края фронта жидкости до первого максимума интенсивности желтой флуоресценции.

Содержание воды в сырой и обессоленной нефти определяют по ГОСТ 2477—65. Сущность определения заключается в нагревании пробы нефти с нерастворимым в воде растворителем и измерении объема сконденсированной воды. ГОСТ полностью соответствует стандарту СЭВ 2382—80. При низком содержании воды точность определения можно повысить до 0,05%, используя градуированный на 2 мл приемник.

Сущность определения заключается в определении адсорбции пека из бензольного раствора. Количество адсорбированного пека определялось по изменению оптической плотности раствора на приборе КФК после контактирования в течение заданного времени с навесками кокса.

Ход определения заключается в следующем. К чистому циклогексану добавляют навеску исследуемого продукта около 3 г, взвешенную с точностью 0,0002 г, и определяют температуру застывания раствора . Если известна температура замерзания растворителя , то нетрудно определить A t = t — tlt соответствующее 100% введенного продукта.

При техническом анализе нефтей применяют также сернокислотный способ определйния смол. Но содержание сернокислотных смол дает лишь приближенное представление о характере нефти. Условность этого определения заключается в том, что с серной кислотой реагируют не только смолистые вещества, но частично и асфальтены, а также некоторые высокомолекулярные углеводороды нефти; часть смолистых веществ может и не реагировать с серной кислотой. В итоге содержание сернокислотных смол в нефти, как правило, выше, чем силикагелевых: в ромашкинской нефти соответственно 34 и 10,24% . Однако определять содержание сернокислотных смол значительно проще и быстрее, чем силикагелевых . Этим и объясняется сохранение этого метода в качестве стандартного . Содержание смол в различных нефтях Советского Союза колеблется в весьма широких пределах: в малосмолистой бариновской нефти силикагелевых смол всего 2,33% , в радаевской нефти — 22% .

Способ разработан в Уфимском нефтяном институте. Сложность определения заключается в том, что парафины и депарафинат в некоторой степени растворяют в себе спирт, причем при добавлении к спирту воды растворимость спирта в углеводородах уменьшается. В то же время если парафины или депарафинат содержат спирт, то они приобретают способность растворять карбамид. Определение содержания спирта и карбамида в углеводородах основано на извлечении их из углеводородной смеси водой и на раздельном определении спирта и карбамида в водной вытяжке. Карбамид находят методом меркуримет-рического титрования. Затем определяют плотность промывных вод. Зная содержание карбамида и плотность промывных вод, находят по графику содержание спирта в смеси. Содержание спирта х и карбамида у в исследуемой жидкости вычисляют по формулам: