ПРИМЕНЕНИЕ СТАТИСТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА НЕФТИ Джумагазиева Ш.К. Методы определения качества нефти


Способ определения качества жидких нефтепродуктов

Изобретение относится к измерительной технике. Сущность изобретения: пробу тестируемого нефтепродукта помещают в реакционный огнестойкий сосуд, указывают вычислительному устройству заявляемую марку нефтепродукта, нагревают до определенной температуры металлическую частицу фиксированных размеров, после разогрева частицы до установленной температуры вычислительное устройство вырабатывает управляющий сигнал, по которому разогретая частица падает на поверхность нефтепродукта и зажигает его, по значению времени задержки воспламенения нефтепродукта определяют его соответствие или несоответствие заявляемой марке и оценивают содержание в нем ненормированных примесей. Технический результат - ускорение и упрощение способа при устранении неоднозначности определения. 1 табл.

 

Изобретение относится к технике контроля качества жидких нефтепродуктов по численным значениям показателей качества, характеризующих уровень эксплуатационных свойств. Оно может быть использовано на объектах нефтеперерабатывающей, нефтехимической, автомобильной и других отраслей промышленности для быстрой оценки качества жидких нефтепродуктов, в частности углеводородных топлив по времени задержки их воспламенения.

Известен способ определения фракционного состава углеводородного топлива по характеристикам процесса его испарения (патент РФ №2078326). Согласно этому способу пробу жидкого углеводородного топлива помещают в реакционный сосуд, измеряют интенсивность света с помощью волоконно-оптического датчика с внешней амплитудной модуляцией и измеряют первоначальный уровень жидкости. Нагревают пробу до температуры кипения и выдерживают ее. Затем измеряют интенсивность света и по величине изменения интенсивности света в волоконно-оптическом датчике определяют фракционный состав топлива.

К недостаткам этого способа для определения фракционного состава углеводородного топлива можно отнести длительность проведения анализа, сложность способа и конструкции устройства для его реализации, отсутствие мобильности.

Известен и другой способ определения фракционного состава углеводородных топлив, взятый за прототип (патент РФ №2088908). Согласно этому способу анализируемое жидкое вещество помещают в реакционный сосуд и погружают в него термочувствительный элемент. Затем термочувствительный элемент нагревают до полного испарения жидкого топлива и определяют зависимость температуры термочувствительного элемента от времени испарения, по которой судят о фракционном составе анализируемого вещества.

К недостаткам этого способа можно отнести длительность определения фракционного состава, существенную нелинейность и неоднозначность процессов испарения жидкостей, по интенсивности которых делают вывод о фракционном составе, сложность способов и конструкций устройств для их реализации, отсутствие мобильности.

Задача изобретения - быстро и качественно определить соответствие или несоответствие жидкого нефтепродукта заявляемой марке и оценить процентное содержание в нем ненормированных примесей.

Решение задачи достигается тем, что определяют время задержки воспламенения нефтепродукта при его зажигании нагретой до высоких температур металлической частицей малых размеров.

В способе определения качества жидких нефтепродуктов пробу выбранного нефтепродукта заливают в реакционный огнестойкий сосуд и указывают марку тестируемого нефтепродукта вычислительному устройству. Разогревают до фиксированной температуры Тч металлическую частицу в подогревательной камере, расположенной над поверхностью нефтепродукта. По сигналу вычислительного устройства в подогревательной камере открывается заслонка и частица падает на поверхность нефтепродукта. Далее тестируемый нефтепродукт разогревается за счет тепла металлической частицы, происходит его испарение и воспламенение. Вычислительное устройство фиксирует время с момента начала теплового контакта металлической частицы с нефтепродуктом до его воспламенения, которое представляет собой время задержки воспламенения tз. По рассчитанной величине tз и хранящемуся в памяти вычислительного устройства эталонному значению tз для тестируемого нефтепродукта вычислительное устройство определяет соответствие или несоответствие тестируемого нефтепродукта заявляемой марке и содержание в нем ненормированных примесей.

Рассматриваемый способ определения качества жидких нефтепродуктов основан не на тщательном анализе компонентов исследуемого нефтепродукта, а на оценке процентного содержания ненормированных примесей в его составе. Для этого определяют характеристики нефтепродукта, полностью отражающие его соответствие заявляемой марке. Такой характеристикой, например, является время задержки воспламенения нефтепродукта. На основе известных эталонных значений времени задержки воспламенения типичных жидких нефтепродуктов и полученных при тестировании оценивается качество нефтепродукта и его соответствие заявляемой марке.

Так, например, в результате экспериментальных исследований установлена зависимость времени задержки зажигания tз дизельного топлива от начальной температуры металлической частицы Тч из стали Ст3 в форме диска фиксированных размеров (табл.1).

Таблица 1.
Зависимость времени задержки зажигания дизельного топлива от начальной температуры частицы Тч при d=6 мм, h=3 мм
Тч, К 1308 1354 1391 1433 1476
tз, с 0,157 0,123 0,092 0,078 0,076
tз*, с 0,164 0,128 0,096 0,081 0,079
Δ, % 4,27 3,91 4,16 3,72 3,79

где: d - диаметр металлической частицы, мм;

h - высота металлической частицы, мм;

Тч - начальная температура металлической частицы, К;

tз - время задержки воспламенения нефтепродукта без примесей, с;

tз* - время задержки воспламенения нефтепродукта с примесями, с;

Δ - отклонения , %.

В исследуемый нефтепродукт - дизельное топливо после серии экспериментов добавлена вода (около 10% от всего объема, занимаемого нефтепродуктом). После повторных исследований установлено, что время задержки tз* воспламенения дизельного топлива увеличивается по сравнению с ранее полученными значениями tз (табл.1).

Вычислительное устройство после обработки результатов исследований (табл.1) показало, что отклонения времен задержки воспламенения Δ составляют величину, характеризующую наличие 8÷11% ненормированных примесей в составе нефтепродукта.

При условии, что в тестируемый нефтепродукт введено 10% воды, можно сделать вывод о достаточной для практического применения точности работы предлагаемого способа.

Способ определения качества жидких нефтепродуктов, при котором пробу нефтепродукта помещают в реакционный огнестойкий сосуд, отличающийся тем, что металлическую частицу нагревают до температуры 1300-1500 К, разогретая частица по сигналу вычислительного устройства падает из подогревательной камеры на поверхность тестируемого нефтепродукта и зажигает его, а по значению времени задержки воспламенения нефтепродукта определяют его соответствие или несоответствие заявляемой марке и содержание в нем ненормированных примесей.

www.findpatent.ru

Лабораторные методы определения качества нефти

Исследование маслянистого горючего вещества при помощи особых приборов на потоке в трубопроводе либо в химико-аналитических лабораториях посредством анализа проб позволяет определить качество нефти. Как правило, для тестирования различных веществ специалисты используют специальное профильное оборудование, в том числе и сушильные шкафы. Нефть, поставляемая на перерабатывающие заводы, обязана соответствовать ГОСТу 9965—76.

Методы определения хлористых солей

Наличие этих веществ в нефти должно быть не более 100, 300, 1800 мг/л для первой, второй, третьей групп маслянистых жидкостей соответственно. Используя титрование раствора реактива, устанавливают наличие солей. Для реализации этого может применяться один из двух методов. Первый предполагает извлечение хлоридов из пробы водой, а также титрование вытяжки смесью азотнокислого серебра. Второй способ основан на погружении навески нефти в растворитель с последующим проведением потенциометрического титрования готового раствора. Обработка результатов осуществляется при помощи специальных формул.

Методы определения содержания воды

Жидкости в готовой для продажи нефти должно быть не более 0,5% для веществ первой группы и 11% для второй и третьей. Метод Дина-Старка применяется для определения количественного содержания воды в нефти. Суть способа состоит в нагреве навески исследуемого маслянистого вещества в смеси с растворителем в специальном приборе. Правильная подготовка к тестированию и точное следование определённым правилам являются основополагающими факторами достижения достоверного результата. Так, важно использовать тщательно просушенную металлическую колбу и проконтролировать, чтобы ее нагрев был равномерным.

Согласно методу Дина-Старка образуемые в ходе реакции пары увлекают находящуюся в пробе влагу. В холодильнике они конденсируются, оседая на дно приёмника. Важно, чтобы определение собранной в ловушке воды, а также загрузка смеси для исследования осуществлялись при одинаковой комнатной температуре. Сегодня купить оборудование для так лабораторных тестов, а также сушильные шкафы, фотометры и прочую узкопрофильную технику для исследований, можно через наш сайт.

ulabrus.ru

ПРИМЕНЕНИЕ СТАТИСТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА НЕФТИ

Каспийский государственный университет технологий и инжиниринга имени Ш. Есенова

Номер: 5-1

Год: 2015

Страницы: 62-66

Журнал: Актуальные проблемы гуманитарных и естественных наук
Ключевые слова

показатели качества нефти, статистические методы, автокорреляционная функция, indexes of quality of oil, statistical methods, autocorrelation function

Аннотация к статье

Применение статистических методов, а именно, автокорреляционной функции, для характеристики процессов изменения контролируемых показателей нефти - весьма действенный путь разработки новой технологии и контроля качества продукции и производственных процессов нефтедобывающих предприятий.

Текст научной статьи

Нефть - это смесь свыше 1000 разных веществ (правда, большинство из них представлено в ничтожных количествах). В первую очередь в состав нефти входят различные насыщенные, ненасыщенные, алициклические, ароматические углеводороды разнообразного строения. Кроме того, в состав нефти могут входить и кислородсодержащие соединения (прежде всего, кислоты, фенолы), а также соединения серы (сульфиды, дисульфиды, меркаптаны R-SH, тиофен и его производные), азота (различные азотсодержащие гетероциклы, например пиридин C5H5N), других элементов. В химическом отношении нефть - сложная смесь углеводородов (УВ) и углеродистых соединений. Она состоит из следующих основных элементов: углерод (84-87%), водород (12-14%), кислород, азот, сера (1-2%), показано на рисунке 1. Содержание серы может доходить до 3-5%. В нефти выделяют следующие части: углеводородную, асфальто-смолистую, порфирины, серу и зольную. В каждой нефти имеется растворенный газ, который выделяется, когда она выходит на земную поверхность. Рис. 1. Химический состав нефти Повышение качества нефти - является основным направлением деятельности нефтедобывающих предприятий. Одна из основных задач контроля - это определение показателей качества нефти. Определение показателей качества - обычная измерительная задача, которая может решаться инструментальным или экспертным методом. Все методы определения показателя качества нефти указаны в СТ РК 1347-2005 «Нефть. Общие технические условия». К показателям качества нефти относятся: Плотность - один из наиболее общих показателей, характеризующий свойства нефти, измерение которого предусмотрено стандартами различных стран. По плотности можно ориентировочно судить об углеводородном составе различных нефти, поскольку ее значение для углеводородов различных групп различна. Например, более высокая плотность указывает на большее содержание ароматических углеводородов, а более низкая - на большее содержание парафиновых УВ. Плотность используется при расчете массы продукта, занимающего данный объем, и наоборот, объема продукта, имеющего определенную массу. Массовая доля механических примесей - присутствие механических примесей объясняется условиями залегания нефти и способами их добычи. Механические примеси нефти состоят из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины и других твердых пород, которые, адсорбируясь на поверхности глобул воды, способствуют стабилизации нефтяной эмульсии. При перегонке нефти примеси могут частично оседать на стенках труб, аппаратуры и трубчатых печей, что приводит к ускорению процесса износа аппаратуры. В отстойниках, резервуарах и трубах при подогреве нефти часть высокодисперсных механических примесей коагулирует, выпадает на дно и отлагается на стенках, образуя слой грязи и твердого осадка. При этом уменьшается производительность аппаратов, а при отложении осадка на стенках труб уменьшается их теплопроводность. Массовая доля механических примесей до 0.005% включительно оценивается как их отсутствие. СТ РК 1312-2004 также устанавливает массовую болю механических примесей в нефти, которая может быть не более 0.05%. Сера и ее соединения - постоянные составляющие части сырой нефти. По химической природе - это соединения сульфидов, гомологов тиофана и тиофена. Кроме указанных соединений, в некоторой нефти встречаются сероводород, меркаптаны и дисульфиды. Меркаптаны или тиоспирты - легколетучие жидкости с чрезвычайно отвратительным запахом; сульфиды или тиоэфиры - нейтральные вещества, нерастворяющиеся в воде, но растворяющиеся в нефтепродуктах; дисульфиды или полисульфиды - тяжелые жидкости с неприятным запахом, легко растворяющиеся в нефтепродуктах, и очень мало в воде; тиофен - жидкость, не растворяющаяся в воде. Соединения серы в нефти, как правило, являются вредной примесью. Они токсичны, имеют неприятный запах, способствуют отложению смол, в соединениях с водой вызывают интенсивную коррозию металла. Особенно в этом отношении опасны сероводород и меркаптаны. Они обладают высокой коррозийной способностью, разрушают цветные металлы и железо. Поэтому их присутствие в товарной нефти не допустимо. Точность метода определения серы согласно СТ РК 1321-2004. Вязкость - важнейшей физической константой, характеризующей эксплуатационные свойства котельных, дизельных топлив и других нефтепродуктов. Особенно важна эта характеристика для определения качества масленых фракций, получаемых при переработке нефти и качества стандартных смазочных масел. По значению вязкости судят о возможности распыления и перекачивания нефтепродуктов, при транспортировке нефти по трубопроводам, топлив в двигателях и т.д. В процессе добычи нефти имеется множество факторов, способных оказать влияние на ее качество. Возможны отклонения в дозировке материалов, вариации температуры и многое другое. Нельзя исключать из рассмотрения и субъективный фактор со стороны исполнителей. Для обеспечения повышения качества нефти, а также оптимального расходования средств, необходима система контроля и испытаний нефти и нефтепродуктов. Применение статистических методов - весьма действенный путь разработки новой технологии и контроля качества продукции и производственных процессов. Статистические методы являются основой для эффективного распознавания проблем и их анализа. Таким образом, можно добиться полной картины о возможных причинах проблем. Устанавливаются приоритеты и на основе фактов принимаются решения. Основной задачей статистических методов контроля является обеспечение производства пригодной к употреблению продукции и оказание полезных услуг с наименьшими затратами. Одним из основных принципов контроля качества при помощи статистических методов является стремление повысить качество продукции, осуществляя контроль на различных этапах производственного процесса. При осуществлении контроля качества производится обязательный сбор данных, а затем их обработка. Для этого необходимо [1]: а) определить состав производственных проблем, подлежащих решению с помощью статистических методов. б) определить цель сбора информации: • контроль и регулирование производственного процесса; • анализ отклонений от установленных требований; • контроль продукции. в) выявить характер сравнений, которые нужно произвести, и типа данных, которые нужно собрать: • необходимо определить назначение собираемых данных; • определить количество и размер выборок используемых данных; • проводить разделение данных на несколько подгрупп по определенному признаку (стратификация). г) упорядочить данные для облегчения их последующей обработки. д) провести регистрацию данных должна происходить таким образом, чтобы их легко было использовать. В случае необходимости постоянного сбора данных нужно заранее разработать стандартные формы регистрации данных. Систематизация, обработка и исследование такого большого числа данных с помощью различных методов с целью выявления определенных закономерностей, которым они подчиняются, называется статистической обработкой; данные при этом называются статистическими данными, а применяемые методы - статистическими методами. Обычно для обработки и анализа данных используют не один, а несколько статистических методов. Это иногда позволяет получить ценную информацию, которая при анализе разброса данных только одним методом может ускользнуть. Решение проблемы осуществляется в ходе следующих семи этапов: 1. Поиск проблемы: выявление конкретной проблемы; 2. Наблюдения: внимание в суть проблемы; 3. Анализ: отыскание главных причин; 4. Проведение мероприятий: осуществление действий по устранению причин; 5. Проверка: подтверждение эффективности действий; 6. Стандартизация: постоянное устранение причин; 7. Окончание работы: оценка действий и планирование дальнейшей работы. Как уже отмечалось выше, показатели качества нефти зависят от многочисленных факторов, которые подвержены случайным колебаниям, меняются в процессе производства и, следовательно, приводят эти показатели случайным и систематическим изменениям. Это вызывает необходимость в постоянном контроле показателей качества. Особое значение приобретает постоянный контроль большого количества показателей при внедрении средств вычислительной техники и автоматизированных систем управления. К тому же, отбор проб для испытаний и сами испытания достаточно длительные процессы. Как правило, результаты испытаний становятся известными через 1,5-2 ч после отбора проб. Таким образом, управление качеством нефти может осуществляться только со значительным запаздыванием. Чтобы уменьшить составляющие погрешности определения показателя качества, обусловленную запаздыванием. Нужно определять не только мгновенные значения показателя качества, но и оценивать тенденцию их изменения во времени. Иными словами, в связи с трудоемкостью и длительностью испытания нефти очень важно производить оценку возможных значений показателей качества в будущие моменты, т.е. прогнозировать значения показателей до следующего испытания путем экстраполяции. При этом возникают следующие задачи: - установление связи характеристик точности экстраполяции с частотой контроля; - определение необходимой частоты контроля. Последняя задача обусловлена тем, что завышенная частота контроля ведет к непроизводительному увеличению затрат труда на испытания, а заниженная частота контроля может свести к минимуму результаты экстраполяции. Экстраполяция производится на основании результатов испытаний по определению показателя качества нефти и характеристик изменения этого показателя во времени [2]. Как указывалось в ряде работ, изменение во времени любых параметров (в том числе и показатели качества нефти) непрерывных технологических процессов могут быть описаны с помощью стационарных случайных функций. Для таких процессов изменение контролируемого параметра во времени принято характеризовать автокорреляционной функцией. Автокорреляционная функция характеризует степень зависимости между значениями контролируемого показателя качества в различные моменты времени t . Вопросы определения необходимой частоты контроля, гарантирующей требуемую точность контроля, рассмотрены. Однако для всех разработанных методов характерен недостаток: в них не учитывается зависимость между точностью измерения (или результата испытания) контролируемого параметра (показателя качества) и точностью его экстраполяции. Установим подобную связь для общего случая контроля любых параметров технологических процессов (в том числе измерение с помощь промышленных анализаторов), а затем покажем возможность применение выведенных зависимостей для случая контроля показателей качества нефти с помощью стандартизованных методов испытаний. За критерий при оценке точности экстраполяции принимается среднеквадратическое отклонение результата экстраполяции от действительного значения параметра в момент, на который производится экстраполяция. Обычно статистическая экстраполяция параметров технологического процесса осуществляется по формуле [3]: где, = - ; - ; - прогнозируемое значение параметра; - математическое ожидание значения параметра; - центрированное значение параметра; - результат измерения параметра; - коэффициенты уравнения; - число измерений параметра, на основании которых дается прогноз; =1, 2, ….,. Следовательно, период между определениями значений параметра должен находиться в пределах θ=0,5 - 4 ч. Осуществлять такую периодичность контроля качества нефти с помощь длительных стандартных методов испытаний, как правило, не представляется возможным. Поэтому эффективное управление качеством нефти возможно только при широком внедрении разнообразных по назначению автоматических анализаторов качества нефти.

publikacia.net

РАЗДЕЛ 4. ОБЗОР ПРИБОРОВ И МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА ОСНОВНЫХ ВИДОВ СЫРЬЯ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

4.1. Приборы и методы для определения параметров качества нефти

Основные параметры качества товарной нефти и методы их определения согласно ГОСТ Р 51858 приведены в Таблице 4.1. Также для сравнения приведены другие методы испытания.

Таблица 4.1 Основные параметры качества товарной нефти и методы их определения согласно ГОСТ Р 51858

Определяемый

Допустимое

Методы анализа

Время

параметр качества

значение

 

анализа

 

(диапазон

 

 

 

измерений)

 

 

Массовая доля серы,

Не

Метод сжигания в лампе по

30-40мин

%

нормируется

ГОСТ 1437

 

 

(0-6)

Рентгенофлуоресцентный

30-60сек

 

 

энергодисперсионный по

 

 

 

ASTM D 4294

 

Плотность, кг/м3

 

Метод определения

5-10мин

при температуре 15оС

830,0-895,0

плотности ареометрами по

 

при температуре 20оС

 

ГОСТ 3900

 

834,5-899,3

Метод определения

5-10мин

 

плотности электронным

 

 

 

плотномером по ГОСТ

 

 

 

51069

 

Выход фракций, %

 

 

 

при температуре

21-30

Атмосферная разгонка по

30-40мин

200оС

 

ГОСТ 2177

 

при температуре

42-52

 

 

300оС

53-62

 

 

при температуре

 

 

 

350оС

 

 

 

Массовая доля

6

Экстракционный по ГОСТ

2-3часа

парафина. %

 

11851

 

Не более

 

 

 

Массовая доля воды,

1,0

Метод дистилляции по

2-3часа

% не более

 

ГОСТ 2477

 

 

 

Центрифужное разделение,

15-30мин

 

 

Титрование по Карлу

5-10мин

 

 

Фишеру

 

 

 

Микроволновой

5-10сек

45

Концентрация

 

Титрационный по ГОСТ

30-40мин

хлористых солей,

900

21534

 

мг/дм3 не более

 

 

 

 

Электрометрический по

5-10мин

 

 

ASTM 3230

 

 

 

Рентгенофлуоресцентный

30-60сек

 

 

волнодисперсионный

 

Массовая доля меха-

0,05

Фильтрация по ГОСТ 6370

20-30мин

нических примесей,

 

 

 

% не более

 

 

 

Давление

66,7

Манометрический по Рейду

20-30мин

насыщенных паров,

 

по ГОСТ 1756

 

кПа не более

 

Метод тройного

5-10мин

 

 

расширения в камере

 

Содержание

Не

Титрационный с

60-90мин

хлорорганических

нормируется

предварительным отгоном и

 

соединений, ppm

(0-10ррм)

сжиганием пробы по ASTM

 

 

 

D 4929

 

Массовая доля

100

Хроматографический по

15-20мин.

сероводорода, ррм не

 

ГОСТ Р 50802

 

более

 

 

 

Массовая доля

100

Хроматографический по

15-20мин

сероводорода, ррм не

 

ГОСТ Р 50802

 

более

 

 

 

*) жирным шрифтом выделены арбитражные методы измерения.

4.2. Приборы и методы для определения параметров качества моторных топлив

Основные параметры качества моторных топлив согласно ПЕРЕЧНЯ национальных стандартов, содержащих правила и методы исследований (испытаний) и измерений, в том числе правила отбора образцов, необходимые для применения и исполнения технического регламента "О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту" и осуществления оценки соответствия приведены в Таблицах 4.2-4.3.

Таблица 4.2 Основные параметры качества автомобильных бензинов

Определяемый

Допустимое

Методы анализа

Время

параметр

значение

 

анализа

качества

(диапазон

 

 

 

измерений)

 

 

Октановое

 

Исследовательский метод по

30-60мин

число по

 

ГОСТ 8226

 

исследовательск

91-100

 

 

46

Объемная доля

 

Метод газовой хроматографии

 

углеводородов:

 

 

 

по ГОСТ Р 52714-2007

 

Ароматических,

 

20-30мин

 

Методом флуоресцентной

% не более

35

 

индикаторной адсорбции по ГОСТ

 

олефиновых, %

 

 

 

Р 52063-2003

 

не более

21

 

 

 

Давление паров,

 

Манометрический метод Рейда

15-20мин

 

 

(0-180)

по ГОСТ 1756-2000

 

кПа

 

Автоматизированный метод по

 

 

 

 

 

 

ГОСТ Р ЕН 13016-1-2008

3-5мин

 

 

 

Объемная доля

 

Метод газовой хроматографии

 

оксигенатов

(0-10)

по ГОСТ Р ЕН 13132-2008

20-30мин

(МТБЭ, ЭТБЭ,

 

Метод газовой хроматографии по

 

ТАМЭ, ДИПЭ,

 

ГОСТ Р ЕН 1601-2007

 

метанол, этанол

 

 

 

и трет-бутанол),

 

Метод инфракрасной

5-10сек

%

 

спектроскопии по ГОСТ Р 52256-

 

 

 

2004

 

Плотность, кг/м3

(720-775)

Метод определения плотности

5-10мин

ареометрами по ГОСТ 3900

 

 

Метод определения плотности

 

 

 

электронным плотномером по

 

 

 

ГОСТ 51069

 

Фракционный

 

 

 

состав

 

 

 

% выкипания

20-50

 

 

при 70 оС

46-71

Атмосферная разгонка по ГОСТ Р

30-40мин

% выкипания

не менее 75

ЕН ИСО 3405-2007и ГОСТ 2177

 

при 100 оС

2

 

 

% выкипания

210

 

 

при 150 оС

 

 

 

% остатока, не

 

 

 

более

 

 

 

Конец кипения,

 

 

 

оС не выше

 

 

 

Окислительная

 

Термоокисление по ГОСТ 4039,

6 часов

способность,

360

ЕН ИСО 7536

 

мин не менее

 

 

 

Испытание на

Класс 1

Термоокисление по ЕН ИСО 2160

3 часа

медной

 

 

 

пластинке (3

 

 

 

часа при 50оС)

 

 

 

Содержание

5

Метод выпаривания по ГОСТ

1-2часа

смол, мг/100мл

 

1567, ЕН ИСО 6246

 

не более

 

 

 

*) жирным шрифтом выделены арбитражные методы измерения.

48

Таблица 4.3 Основные параметры качества дизельных топлив

Определяемый

Допусти-

Методы анализа

Время

параметр

мое

 

анализа

качества

значение

 

 

 

(диапазон

 

 

 

измерений)

 

 

 

 

Моторные методы по ГОСТ 52709

30-60мин

Цетановое

51

и ГОСТ 3122

 

число, не менее

 

Спектрофотометрия в среднем или

5-10сек

 

 

 

 

ближнем ИК-диапазонес

 

 

 

последующим расчетом на основе

 

 

 

регрессионного анализа и

 

 

 

калибровочных моделей

 

 

 

Рентгенофлуоресцентниый

 

 

 

энерго-дисперсионныйпо ГОСТ Р

 

 

более 150

51947

 

 

 

Метод ультрафиолетовой

 

Массовая доля

 

флуоресценции по ГОСТ Р ЕН

3-5мин

 

ИСО 2084

 

серы, ррм

 

 

 

Рентгенофлуоресцентниый волно-

 

 

 

 

 

 

дисперсионный по ГОСТ 52660

 

 

менее 150

(ЕН ИСО 20884)

 

 

 

Метод ультрафиолетовой

 

 

 

флуоресценции по ГОСТ Р ЕН

 

 

 

ИСО 20846

 

 

 

 

 

Температура

 

"Методы определения темпера-

 

вспышки в зак-

55

туры вспышки в закрытом тигле

10-20мин

рытом тигле, оС

 

Пенски-Мартенса"по ГОСТ Р ЕН

 

не менее

 

ИСО 2719-2008и ГОСТ 6356-75

 

Вязкость при 40

(1,5-4,5)

Метод определения вязкости с

10-20мин

помощью капиллярных

 

оС, мм2/с

 

 

 

вискозиметров по ГОСТ 33-2000

 

Плотность, кг/м3

(800-845)

Метод определения плотности

5-10мин

ареометрами по ГОСТ 3900

при 15 оС

 

Метод определения плотности

 

 

 

электронным плотномером по

 

 

 

ГОСТ 51069

 

Фракционный

 

 

 

состав

 

Атмосферная разгонка по ГОСТ Р

30-40мин

 

 

% выкипания

не более 65

ЕН ИСО 3405-2007и ГОСТ 2177

 

при 250 оС

не менее 85

 

 

% выкипания

360

 

 

при 350 оС

 

 

 

49

выход 95% при

 

 

 

оС не выше

 

 

 

Массовая доля

 

Метод высокоэффективной

 

полициклически

 

жидкостной хроматографии с

20-30мин

х ароматических

11

детектированием по

 

углеводородов,

 

коэффициенту рефракции

 

% не более

 

ГОСТ Р ЕН 12916-2008

 

Предельная тем-

(-67…+5)

Метод определения предельной

20-30мин

пература фильт-

 

температуры фильтруемости на

 

 

холодном фильтре по ГОСТ

 

руемости, оС

 

 

 

 

22254-92

 

 

 

 

 

Температура

(-60…+15)

Метод определения

20-30мин

помутнения, оС

 

температуры помутнения по

 

 

 

ГОСТ 5066

 

 

 

 

 

Смазывающая

не более

Метод испытаний на аппарате

20-30мин

способность,

460

 

диаметр износа,

 

HFRR. Часть 1 по ГОСТ Р ИСО

 

 

12156-1-2006

 

мкм при 60оС

 

 

 

 

 

 

Окислительная

 

 

 

способность, г/м

25

Термоокисление по ГОСТ 23175,

6 часов

не более

 

ЕН ИСО 12205

 

Испытание на

 

 

3 часа

медной

Класс 1

Термоокисление по ЕН ИСО 2160

 

пластинке (3

 

 

 

часа при 50оС)

 

 

 

Общее

 

 

 

загрязнения мех.

24

Фильтрация по ЕН 12662

10-20мин

примесями,

 

 

 

 

 

мг/кг не более

 

 

 

Содержание

200

Титрование по Карлу Фишеру

5-10мин

воды, мг/кг не

 

 

более

 

 

 

 

 

 

 

Зольность, % не

0,01

Метод сжигания в тигле

 

более

 

20-30мин

 

 

Микрококсовый

0,3

Метод пиролиза в инертной

20-30мин

остаток,% не

более

 

атмосфере

 

 

 

 

*) жирным шрифтом выделены арбитражные методы измерения.

50

studfiles.net

Способ измерений показателей качества нефтепродуктов

 

Изобретение относится к контрольно-измерительной технике. Его использование при оперативном измерении показателя качества нефтепродуктов без сжигания позволяет обеспечить технический результат в виде повышения точности измерений и обеспечения оперативной калибровки соответствующих приборов. Способ состоит в том, что выбирают несколько образцов нефтепродуктов с эталонными значениями определяемого показателя качества, калибруют средства измерений путем осуществления соответствующих косвенных измерений электрофизических параметров в выбранных образцах нефтепродукта, осуществляют такие же косвенные измерения совокупности электрофизических параметров контролируемого нефтепродукта и определяют искомый показатель качества контролируемого нефтепродукта по результатам этих косвенных измерений с использованием результатов упомянутой калибровки средств измерений. Технический результат достигается благодаря тому, что строят калибровочную модель процесса измерения путем сопоставления эталонных значений определяемого показателя качества в выбранных образцах нефтепродукта с отсчетами совокупности косвенных измеряемых электрофизических параметров, причем минимальное число выбранных образцов нефтепродуктов должно быть не меньше числа этих косвенных измеряемых электрофизических параметров, а искомый показатель качества контролируемого нефтепродукта определяют по оригинальной формуле. 3 ил.

Способ относится к контрольно-измерительной технике и может быть использован для оперативного измерения показателей качества нефтепродуктов без сжигания и анализа компонентного состава, например октанового числа бензинов, цетанового числа дизельных топлив, содержания серы, плотности, вязкости и других.Известны оптические, спектрометрические и диэлектрические способы измерений показателей качества топлив, основанные на измерении коэффициента поглощения оптического излучения и диэлектрической проницаемости на разных частотах, косвенно связанных с определяемым показателем качества [патент РФ №2112956 МКИ: G 01 N 21/35; патент РФ №2091758 МКИ: G 01 N 21/35; а.с. SU №1689817 МКИ: G 01 N 23/00; полезная модель RU №10463 G 01 N 25/20]. Известны также способы косвенных и совокупных измерений, заключающиеся в том, что измеряется совокупность параметров, косвенно связанных с измеряемым параметром, который затем определяется в результате вычисления по известной функциональной зависимости, либо в результате решения системы алгебраических уравнений. Наиболее близким предлагаемому является способ измерения, основанный на использовании образцовых мер, когда на вход измерительного устройства подаются образцовые значения измеряемого параметра, и в результате решения системы уравнений исключаются аддитивная и мультипликативная составляющие ошибки [Куликовский К.Л., Купер А.О. Методы и средства измерений. – М.: Высшая школа, 1987].Недостатки указанных способов заключаются в том, что для их реализации необходимы знания функции преобразования, либо уравнений, связывающих измеряемые параметры с искомым показателем качества нефтепродукта, что не всегда точно известно, так как нефтепродукты имеют разнообразный компонентный состав, определяемый составом исходного углеводородного сырья.Поставлена задача: повысить точность измерений в тех случаях, когда функция преобразования или уравнения, связывающие измеряемые параметры с искомым показателем, неизвестны. Кроме того, ставится задача обеспечения оперативной калибровки приборов, реализующих предлагаемый способ, под региональные особенности используемого углеводородного сырья.Решение поставленной задачи достигается тем, что в известном способе, заключающемся в измерении косвенных параметров, связанных с искомым показателем качества нефтепродукта, согласно изобретению в процессе калибровки измеряют совокупность параметров, соответствующих эталонным значениям определяемого показателя качества, запоминают в устройстве обработки, а в процессе измерения искомая величина определяется по формуле: где Qx - искомое значение показателя качества нефтепродукта;qk,x - совокупность измеренных электрофизических параметров конролируемого нефтепродукта: Qi - совокупность эталонных значений показателя качества нефтепродукта,qki - совокупность электрофизических параметров, соответствующих эталонным значениям показателя качества нефтепродукта, первый индекс соответствует номеру используемого косвенного параметра, второй индекс - номеру эталонного значения определяемого показателя, используемого при калибровке.За счет этого достигается положительный эффект, то есть в устройство обработки заранее, в процессе калибровки, закладываются значения, позволяющие создать математическую модель объекта измерения. По мнению авторов наличие указанных отличительных признаков на ряду с формулой (1) дают существенные отличия предложенного способа от известных.Сущность изобретения заключается в следующем. В общем случае какой-либо искомый показатель качества нефтепродукта Q связан с косвенными измеряемыми электрофизическими параметрами обобщенной функциональной зависимостью: где qk - совокупность электромагнитных, акустических, оптических, спектрометрических параметров (коэффициенты поглощения, преломления, рефракции, проводимость, диэлектрическая проницаемость, акустическое затухание, температура, плотность и другие, которые можно оперативно измерить известной датчиковой аппаратурой).В общем случае функция F неизвестна. Ее поиск является важнейшей задачей математического описания измерительного процесса. Учитывая, что любой измерительный процесс по определению подразумевает в себе, кроме сбора и обработки информации, также операцию калибровки по эталонам, для решения поставленной задачи предложен обобщенный алгоритм измерений, показанный на фиг.1. Сущность алгоритма состоит в том, что при неизвестной функции F составляется калибровочная модель процесса измерения. Для этого берутся несколько образцов нефтепродукта с известными значениями определяемого показателя качества, и ставится им в соответствие столько же отсчетов измеряемых косвенных параметров. Необходимо, чтобы образцовые объекты полностью перекрывали ожидаемый диапазон изменения определяемого показателя. Минимальное количество эталонов должно быть не меньше числа измеряемых косвенных параметров, используемых при определения искомого показателя.Пусть имеется n калибровочных образцов нефтепродукта с известными значениями показателя качества Q1, Q2,...Qn. При построении калибровочной модели для произвольных значений измеряемых параметров всегда можно подобрать такие нормирующие коэффициенты bk, что будут выполняться равенства: Здесь в qk,i первый индекс соответствует номеру используемого косвенного параметра, второй индекс - номеру эталона. Система имеет n уравнений для неизвестных b1...bn. Решение этой системы дает совокупность коэффициентов bk, которые в средневзвешенной форме определяют искомый показатель качества. Система (4) имеет единственное решение, если главный определитель отличен от нуля. Решением этого уравнения являются соотношения (2). Учитывая независимость получения измерительной информации и возможность варьирования сигналов датчиков всегда можно исключить равенство нулю главного определителя в заданном диапазоне измерения. Выражение (1) составляет в общем виде математическую модель измерительного процесса определения показателей качества по калибровочной модели.Проанализируем частный случай определения значения показателя качества Q по двум измеряемым параметрам с калибровкой по двум эталонам, полностью перекрывающим диапазон ожидаемых значений Qmin Qmax, Q1=Qmin, Q2=Qmax. Тогда выражение (1) примет вид: Численный эксперимент показывает, что при любых значениях min<max искомое значение исследуемого показателя качества находится в интервале Qmin<Q<Q, что полностью подпадает под определение измерительного процесса, как фактора уменьшения неопределенности. Методом численного эксперимента доказано, что при любом количестве отсчетов, равных числу калибровочных образцов, искомый показатель качества будет находиться в интервале Qmin-Qmax. Таким образом, предложенный способ измерений не требует точного знания функции, связывающей искомый показатель качества с измеряемыми косвенными параметрами. Он предполагает создание математической модели на основе эталонных образцов нефтепродуктов с известными показателями качества. Чем больше параметров мы измеряем, и чем больше число калибровочных эталонов, тем выше точность измерений. Одним из измеряемых параметров может и должна быть температура.Частным случаем реализации указанного способа измерений является методика определения показателей качества по дискретным отсчетам спектрометрической характеристики, которая поясняется рисунком на фиг.2. Здесь показаны спектрометрические характеристики нефтепродуктов с известными Q1, Qi,...Qp значениями показателя качества в калибровочных образцах нефтепродуктов, р - число калибровочных образцов, Qx - спектр исследуемого нефтепродукта с неизвестным значением показателя качества, величина которого определяется по формуле: где x(k) - коэффициент поглощения контролируемого топлива на разных длинах волн k,bk - определяются по отсчетам процесса калибровки по формулам: Пример комплексных измерений октанового числа по пяти параметрам имеет вид: где x, x, x, x, nx - измеренные значения электрофизических параметров контролируемого топлива: коэффициент оптического поглощения, диэлектрическая проницаемость, температура, плотность, коэффициент преломления соответственно;1...i...5 - октановые числа эталонных бензинов, используемых при калибровке;i, i, i, i, ni - значения вышеперечисленных электрофизических параметров, соответствующих значению октанового числа i эталонного бензина. Значения электрофизических параметров измеряются соответствующими датчиками.Предложенный способ может быть эффективно использован для оперативного определения показателей качества нефтепродуктов без сжигания и анализа компонентного состава, например октанового и цетанового числа, содержания серы, плотности, где в качестве эталонов могут применяться нефтепродукты с показателями качества, определенными классическими моторными и химическими методами. При измерении содержания серы в нефтепродукте необходимо при калибровке иметь несколько образцов продукта с известным содержанием серы. В этом случае в определителях выражения (6) будут стоять значения, соответствующие содержанию серы в нефтепродуктах, используемых при калибровке. Кроме того, способ позволяет оперативно подстраивать (калибровать) приборы под региональные особенности углеводородного сырья, а также меняющиеся эксплуатационные условия, диапазоны изменения контролируемых параметров, температуры, плотности, давлении, влажности и т.д.На основе предложенного способа может быть создан универсальный измерительный модуль контроля качества нефтепродукта, показанный на фиг.3., где 1, 3 - оптические приемники, 2 - акустический приемник, 4 - диэлектрический датчик, 5 - датчик температуры, 6 - нормирующий усилитель, 7 - устройство ввода (многоканальный АЦП), 8 - устройство обработки (ЭВМ), 9 - индикатор (принтер), 10 - генератор; 11 - световод; 12, 14 - оптические излучатели, 13 - акустический излучатель.Модуль позволяет определять диэлектрическую проницаемость, коэффициент оптического поглощения и преломления в выбранном диапазоне частот, скорость распространения звука, акустическое поглощение, плотность и температуру. Здесь импульсный сигнал, сформированный генератором 10, возбуждает оптические 12, 14 и акустический 13 излучатели, а также запитывает емкостной датчик 4. Соответствующие приемники 1, 2, 3, 4 сформируют сигналы, несущие в себе информацию о свойствах топлива. Эти сигналы вместе с сигналом датчика температуры через блок нормирующих усилителей 6 многоканальный АЦП 7 одновременно подаются в ЭВМ 8, где производится вычисление искомых показателей качества топлива, в частности октанового числа, цетанового числа, плотности, содержания серы.Предложенный способ позволяет значительно повысить точность измерения показателей качества других продуктов, веществ и объектов, свойства которых проявляются через различные электрофизические (электрические, оптические, электромагнитные, акустические и другие) сигналы. В частности жидких и сыпучих продуктов питания. Эффективно применение предложенного способа для оперативного контроля геометрических параметров труб электрофизическими методами, где в качестве эталонов могут применяться набор труб с известными параметрами, определенными инструментальными методами.

Формула изобретения

Способ измерений показателей качества нефтепродуктов, состоящий в том, что выбирают несколько образцов нефтепродуктов с эталонными значениями определяемого показателя качества, калибруют средства измерений путем осуществления соответствующих косвенных измерений электрофизических параметров в выбранных образцах нефтепродукта, осуществляют такие же косвенные измерения совокупности электрофизических параметров контролируемого нефтепродукта и определяют искомый показатель качества контролируемого нефтепродукта по результатам этих косвенных измерений с использованием результатов упомянутой калибровки средств измерений, отличающийся тем, что для упомянутого определения искомого показателя качества контролируемого нефтепродукта строят калибровочную модель процесса измерения путем сопоставления эталонных значений определяемого показателя качества в выбранных образцах нефтепродукта с отсчетами совокупности косвенных измеряемых электрофизических параметров, причем минимальное число выбранных образцов нефтепродуктов должно быть не меньше числа этих косвенных измеряемых электрофизических параметров, а искомый показатель качества контролируемого нефтепродукта определяют по формуле где Qx - искомое значение определяемого показателя качества;qk,x - совокупность измеренных параметров, Qi - совокупность эталонных значений показателя качества нефтепродуктов;qk,i - совокупность электрофизических параметров, соответствующих эталонным значениям показателя качества нефтепродуктов, первый индекс соответствует номеру используемого косвенного параметра, второй индекс - номеру эталонного значения определяемого показателя, используемого при калибровке.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

www.findpatent.ru