ГОСУДАРСТВЕННЫЕ СТАНДАРТНЫЕ ОБРАЗЦЫ различного состава, свойств и назначения нефти, нефтепродуктов и газового конденсатапроиз

КОНТАКТЫ
ЗАО «СИБТЕХНОЛОГИЯ»
ООО «СЕРВОЛАБ»
Генеральный директор
Анатолий Федорович Колесников
www.sthim72.ru
E-mail:
[email protected]
Тел/факс: [phone]
Менеджер по продажам СО Чуклина Марина Петровна
Генеральный директор
Алексей Анатольевич Колесников
www.servolab72.ru
E-mail:
[email protected]
Тел/факс: [phone]
Менеджер по продажам СО
Каминская Александра Валентиновна
ОТВЕТСТВЕННЫЕ ЗА РАЗРАБОТКУ И КАЧЕСТВО СО:
Специалист по научно-производственным вопросам Ельдецова Светлана Никифоровна
Специалист по производству СО Шут Дмитрий Анатольевич,
Начальник лаборатории производства СО Шут Ирина Владимировна
Тел/факс [phone], 496932, E-mail
[email protected]
,
[email protected]

По данным ФГУП «УНИИМ»

Группа компаний «ИНТЕГРСО», АНО НПО «ИНТЕГРСО», ООО «ИНТЕГРСО»
ООО «Нефть-Стандарт»
ООО «Экохим»
ООО «НПЦ МАРСО»
ЗАО «Сибтехнология», ООО «Серволаб»
ФГУ «Тюменский ЦСМ»
ПРОИЗВОДИТЕЛИ ГСО НЕФТЕПРОДУКТОВ

ФЗ РФ № 102 ОТ 26 ИЮНЯ 2008 г. «Об обеспечении единства измерений»
ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025-2006 «Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий»
Технический регламент о требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту, утвержден Постановлением Правительства РФ № 118 от 27 февраля 2008 г.
НОРМАТИВНАЯ БАЗА ПРИМЕНЕНИЯ СТАНДАРТНЫХ ОБРАЗЦОВ В ИСПЫТАТЕЛЬНЫХ ЛАБОРАТОРИЯХ

ФЗ РФ № 102 ОТ 26 ИЮНЯ 2008 г.

Государственное регулирование в области обеспечения единства измерений осуществляется в следующих формах:
утверждение типа стандартных образцов или типа средств измерений в соответствии с Приказом № 1081 от 30 ноября 2009 г (Об утверждении Порядка проведения испытаний стандартных образцов или средств измерений в целях утверждения типа, Порядка утверждения типа стандартных образцов или типа средств измерений, Порядка выдачи свидетельств об утверждении типа стандартных образцов или типа средств измерений, установления и изменения срока действия указанных свидетельств и интервала между поверками средств измерений, требований к знакам утверждения типа стандартных образцов или типа средств измерений и порядка их нанесения);
государственный метрологический надзор за производством СО
Государственное регулирование

С целью выработки единой политики в области комплексного обеспечения стандартными образцами лабораторий занимающихся испытаниями нефти и нефтепродуктов и создания достаточной научно-производственной базы
ООО «Серволаб» и ЗАО «Сибтехнология», сохраняя юридическую и финансовую самостоятельность, заключили договор о совместной деятельности, исключающую дублирование разработок.
Во исполнение первого положения ФЗ № 102 «Об обеспечении единства измерений»

20 типов государственных стандартных образцов (ГСО) нефти на естественной основе:
Сертификаты 11 типов СО действительны до 25 декабря 2013 г,
Свидетельства 9 типов СО действительны до 24 декабря 2014 г
16 из них признаны в ранге межгосударственных стандартных образцов восемью странами СНГ на 35 заседании Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации (10-11 июня 2009 г. в г. Минске)
14 типов государственных стандартных образцов нефтепродуктов, находящихся на этапе признания в ранге МСО.
Свидетельства 14 типов СО действительны до 31 марта 2016 г
Разработаны и предлагаются к применению

11 типов ГСО газового конденсата на естественной основе также признанных в ранге МСО
Свидетельства СО действительны до 24 декабря 2014 г
4 типа комплексных образцов ГСО состава и свойств нефте-продуктов на естественной основе (образцы находятся на этапе признания в ранге МСО):
Бензина автомобильного по 8 показателям,
Дизельного топлива по 16 показателям,
Моторного масла по 9 показателям,
Турбинного масла по 8 показателям.
Свидетельства СО действительны до 24 декабря 2014 г
Предлагаются к применению
От единственных производителей в России

(СО производства ООО «Серволаб» имеют начальные литеры ГК- или Н-, например ГК-С, Н-ПВ)
(СО производства ООО «Сибтехнология» имеют начальные литеры СТ-, например СТ-Н-С, СТ-НП-П, СТ-Б)
Информация об утвержденных типах СО размещена на сайтах:
www.servolab72.ru,
www.sthim72.ru

КОМПЛЕКСНЫЕ ГСО НА ЕСТЕСТВЕННОЙ ОСНОВЕ:
СТ-МТФ Состав и свойства масла трансформаторного
СТ-МИ Состав и свойства масла индустриального
СТ-М Состав и свойства масла трансмиссионного
СТ-МК Состав и свойства масла компрессорного
СТ-М Состав и свойства мазута топочного
СТ-Н-МСН Содержание меркаптанов и сероводорода в нефти
СТ-НП-МСН Содержание меркаптанов в нефтепродуктах
В СТАДИИ РАЗРАБОТКИ НАХОДЯТСЯ ГСО НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ С ПЕРСПЕКТИВОЙ УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПОВ 2012-2013 гг..

Во исполнение второго положения ФЗ № 102 «Об обеспечении единства измерений» ЗАО «Сибтехнология» прошло без замечаний проверку в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений деятельности, связанной с изготовлением стандартных образцов на основании распоряжения от 11.08.2011 № 514/288
Руководителя УМТУ Росстандарта

ООО «Серволаб» получило признание статуса провайдера проверок квалификации лабораторий посредством межлабораторных сравнительных испытаний в соответствии с ГОСТ Р ИСО/МЭК 17043-2010 «Оценка соответствия. Общие требования к проверкам квалификации лабораторий» Свидетельство К01.022 до 08.08.2016 г.

Стандартные образцы. Термины и определения
Стандартный образец материала [вещества] (стандартный образец, СО): Образец материала [вещества], одно или несколько свойств которого установлены метрологически обоснованными процедурами, к которому приложен документ, выданный уполномоченным органом, содержащий значения этих свойств с указанием характеристик погрешностей (неопределенностей) и утверждение о прослеживаемости.
[Р 50.2.056-2007 пункт 2.1]
Испытания стандартных образцов в целях утверждения типа (испытания СО): Работы по определению метрологических и технических характеристик стандартных образцов.
Метрологические характеристики стандартного образца:
Характеристика стандартного образца материала [вещества], используемая для получения результатов измерений (испытаний), выполняемых с применением стандартного образца материала [вещества], и/или для оценивания точности этих результатов.
К метрологическим характеристикам СО относятся:
- аттестованное значение стандартного образца,
- диапазон аттестованных значений стандартного образца (для комплекта),
- неопределенность (характеристика погрешности) аттестованного значения стандартного образца.

Аттестованное значение стандартного образца: Значение величины, характеризующей свойства материала стандартного образца, приводимое в паспорте с установленной при испытаниях характеристикой погрешности (неопределенностью).
Характеристика погрешности аттестованного значения стандартного образца: Параметр, определяющий возможные отклонения аттестованного значения стандартного образца материала [вещества] от действительного значения аттестуемой характеристики стандартного образца материала [вещества].
Неопределенность аттестованного значения стандартного образца: Параметр, характеризующий рассеяние значений, которые могли бы быть обосновано приписаны аттестуемой характеристике.
Обязательные метрологические требования к стандартным образцам, подлежащим испытаниям в целях утверждения типа:
а) стандартные образцы должны иметь установленные при испытаниях следующие метрологические характеристики:
аттестованное значение стандартного образца;
неопределенность (характеристика погрешности) аттестованного значения стандартного образца, включающая неопределенность установления аттестованного значения, обусловленная неоднородностью материала, обусловленная нестабильностью материала.
б) аттестованные значения стандартного образца должны быть выражены в значениях единиц величин, допущенных к применению в Российской Федерации в условиях обеспечения прослеживаемости к ним.

В соответствии с Государственной поверочной схемой для средств измерения, в случае если передача размеров единиц СИ невозможна и/или нецелесообразна, то прослеживаемость, устанавливается к стандартным образцам……….. (п. 5.6.2.2.2 ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025-2006). К таким методикам относится большинство методов определения состава и свойств нефти и нефтепродуктов, за исключением плотности.
Для градуировки средств измерений в межповерочный интервал (манометры для определения давления насыщенных паров) или проверки работоспособности комплекса оборудования (комплекс для испытаний вязкости: термостат, вискозиметры, секундомеры).
При выявлении адекватности применения методики в необходимом диапазоне в лаборатории и для оценки их точности таких как :
неопределенность результатов,
предел повторяемости и/или воспроизводимости,
устойчивость к внешним воздействиям
чувствительность к влиянию матрицы пробы/объекта испытаний и СО.
Для выявления источников неопределенности при испытаниях которыми могут являться …. стандартные образцы, применяемые методы и оборудование, окружающая среда, свойства и состояние объекта испытания или калибровки, а также оператор (5.6.3.2, 5.4.5.3 ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025-2006).
Контроля стабильности результатов измерений.
Стандартные образцы применимы в лабораториях:

Контроль наличия
условий для про-
ведения измерений
Проверка соблюдения
требований НД на
методики измерений
Проверка
приемлемости:
аналитических
сигналов
результатов
параллельных
определений
Внешний
контроль
Проверка
квалификации
лабораторий
Проверка приемлемости
результатов измерений
в условиях
воспроизводимости
Контроль
со стороны
руководства
Внутрен-
ний
аудит
Внутренний контроль качества
результатов измерений
Система контроля качества результатов измерений
Экспериментальный
контроль значимых
составляющих бюджета
неопределенности (для
методик с постадийно
оцененным значением
показателя точности)
Опера-
тивный
контроль
процедуры
измерений
Контроль стабильности результатов измерений
С использованием
контрольных карт (КК)
КК
Шухарта
КК кумуля-
тивных
сумм
В форме периодиче-
ской проверки
подконтрольности
процедуры выпол-
нения измерений
В форме выбороч-
ного статистическо-
го контроля по
альтернатив-
ному признаку
ФГУП «УНИИМ»

Лаборатория должна располагать процедурами управления качеством с тем, чтобы контролировать достоверность проведенных испытаний и калибровки. Результаты должны регистрироваться так, чтобы можно было выявить тенденции, и там, где это рационально, применить статистические методы для анализа результатов. Этот контроль должен планироваться и может включать, в частности, следующее:
регулярное использование аттестованных стандартных образцов и/или внутренний контроль качества с использованием стандартных образцов;
участие в межлабораторных сравнительных испытаниях или программах проверки квалификации;
дублирование испытаний или калибровки с использованием тех же или других методов;
повторные испытания или повторная калибровка сохраняемых объектов;
корреляция результатов на разные характеристики объекта.
* Выбранные методы должны соответствовать виду и объему выполняемой работы.
* Данные контроля качества должны анализироваться. При выявлении случаев отклонения от заранее установленного значения (критерия) должны быть предприняты спланированные действия для решения проблемы и предупреждения опубликования неправильных результатов.
Для обеспечения качества результатов испытаний в соответствии с п. 5.9
ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025-2006

Требования к точности измерений
Аттестация МВИ
Внедрение методик измерений в лаборатории
Внутренний контроль качества результатов измерений
Система менеджмента, в т.ч.:
Рабочие измерения
Обеспечение прослеживаемости результатов измерений

- это свойство результата измерения или значения эталона, заключающееся в возможности его соотнесения с принятыми реперами посредством непрерывной цепи калибровок или сличений с установленными неопределенностями
Прослеживаемость аттестованного значения СО:
это свойство аттестованного значения СО, заключающееся в возможности его соотнесения с реперами с установленными неопределенностями, использованными при характеризации СО.
Установление прослеживаемости аттестованного значения СО:
соотнесение аттестованного значения аттестуемой характеристики СО с принятыми реперами и оценивание вклада от неопределенностей этих реперов в неопределенность от характеризации СО.
до аттестованных значений СО, предоставленных производителем СО, компетентность которого подтверждена независимым органом;
до результатов измерений, полученных по установленным методикой измерений, или до согласованных эталонов, четко описанных и принятых всеми заинтересованными сторонами;
до согласованных результатов, полученных при межлабораторных сравнительных испытаниях.
Прослеживаемость

ФГУП «УНИИМ»

все испытания СО проводятся с использованием поверенных средств измерений и аттестованного испытательного оборудования в аккредитованных лабораториях.
расчет аттестованного значения СО проводится путем регулярного проведения межлабораторных сравнительных испытаний (МСИ) в аккредитованных лабораториях. Данные о прослеживаемости и результатах МСИ приведены в Паспорте на СО
Прослеживаемость СО нашего производства

Форма паспорта на СО, введена с 01.01.2012

Пример паспорта на СО

С использованием СО
*До оценки характеристик погрешности методики в лаборатории
Алгоритмы оперативного контроля процедуры анализа

Имитатор состава и свойств объекта– стандартный образец на стабильной основе одной матрицы, лишенной влияющих факторов на определение показателя по утвержденной методике измерений (используются чистые вещества со свойствами адекватными объекту показателями:
АДНП-20 –циклогексан 21,6 кПа
АДНП-30 – гексан 33,7 кПа
АДНП-40 – ацетон 42,9 кПа
АДНП-60 – 2-хлор-2-метилпропан 62,4 кПа
ПЛ-730-ЭК – н-декан 730,2 кг/м3
ПЛ-810-ЭК – бутанол-1 809,6-814,3 кг/м3
ПЛ-850-ЭК - 2-хлор-2-метилпропан 843,3-849,1 кг/м3
ПЛ-870-ЭК - толуол 867,0-871,5 кг/м3
ПЛ-880-ЭК - о-ксилол 879,4-883,8 кг/м3
РЭВ-20 - трансформаторное масло (является ньютоновской жидкостью) 17,29 мм2/с
РЭВ-10 - осветительный керосин по ГОСТ 4753 (является ньютоновской жидкостью) 11,32 мм2/с
или масло (трансформаторное или «белое» с добавками механических примесей, хлорид-ионов, воды в виде устойчивой эмульсии, серосодержащих веществ).
Все эти вещества очень далеки от матрицы нефть
Стандартный образец на естественной основе – стандартный образец на основе матрицы, максимально приближенной к составу и свойствам определяемого объекта (используется нефть, газовый конденсат, бензин, дизельное топливо, конкретные масла).
КЛАССИФИКАЦИЯ СТАНДАРТНЫХ ОБРАЗЦОВ ПО МАТРИЦЕ

Отбор проб
ИСПЫТАНИЕ ПРОБЫ НЕФТИ ИЛИ НЕФТЕПРОДУКТА ПРОИСХОДИТ ПО СХЕМЕ
Результат
измерения
Пробо-
подготовка
Измерение
на приборе
Перевод сигнала
в измеряемое
содержание
Проба
Построение
градуировочной
зависимости
Арбитражное хранение
образца

Погрешность измерений на этапах испытаний объекта
НА МАТРИЧНОЙ ОСНОВЕ:
нефть, нефтепродукты, газовый конденсат
НА ОСВОБОЖДЕННОЙ ОТ ВЛИЯЩИХ ФАКТОРОВ ОСНОВЕ:
Масло, индивидуальные вещества
отбор проб
Δ1.1, Δ1.2 ДА
достижение внутриэкземпларной однородности
Δ2.1, Δ2.2 ДА
отбор аликвоты
Δ3.1, Δ3.2 ДА
пробоподготовка
Δ4.1, Δ4.2 ДА
извлечение действующего вещества из матрицы
Δ5.1, Δ5.2 ДА
измерение аналитических сигналов
Δ6.1, Δ6.2 ДА
расчет измерений
Δ7.1, Δ7.2 ДА
градуировка, поверка приборов
Δ8.1, Δ8.2 – НЕТ (из-за меняющейся матрицы)
отбор проб
Δ1.1, Δ1.2 нет
достижение внутриэкземпларной однородности
Δ2.1, Δ2.2 нет
отбор аликвоты
Δ3.1, Δ3.2 нет (чаще всего на 1 измерение или проба однородная)
пробоподготовка
Δ4.1, Δ4.2 нет
извлечение действующего вещества из матрицы
Δ5.1, Δ5.2 нет
измерение аналитических сигналов
Δ6.1, Δ6.2 да
расчет измерений
Δ7.1, Δ7.2 да
градуировка, поверка приборов
Δ8.1, Δ8.2 да

ПРИМЕНИМОСТЬ СО
НА МАТРИЧНОЙ ОСНОВЕ:
нефть, нефтепродукты, газовый конденсат
НА ОСВОБОЖДЕННОЙ ОТ ВЛИЯЩИХ ФАКТОРОВ ОСНОВЕ:
Масло, индивидуальные вещества
Не применимы для поверки и градуировки приборов по Государственной поверочной схеме (не прописаны в этой схеме, меняющаяся матрица).
Не применимы для внутрилабораторного контроля из-за заниженной неопределенности измерений, не охватывающих большую часть стадий измерений.
Функцией лаборатории является обеспечение аналитической информацией о продукции, заявленной в области деятельности лаборатории.
Аналитическая информация должна быть достоверной, а значит все методы испытаний (измерений) должны быть проведены с определенной в методике точностью.
Проверка точности измерений проводится с помощью стандартных образцов. При этом лаборатория должна воспроизводить аттестованные значения СО, утвержденных типов любых производителей.

ОСОБЕННОСТИ ПРОИЗВОДСТВА ГСО
Приоритетным направлением деятельности
ЗАО «Сибтехнология» и ООО «Серволаб» является производство ГСО на естественной основе.
В качестве объекта для производства ГСО используется только натуральная матрица (ассортимент матриц).
Образцы предназначены для параллельных определений показателя для всех заданных диапазонов методики. Достигается это путем смешивания матриц разного состава и свойств или внесением добавок компонентов, присутствующих в матрице в естественном виде и описание условий достижения внутриэкземплярной однородности.

Методики испытаний нефти и нефтепродуктов относят к эмпирическим, то есть к методикам, результаты измерений по которым получают в условных единицах применительно к используемому методу измерений.
Для таких методик в качестве опорного значения используют математическое ожидание результатов множества измерений.
Результаты измерений должны быть прослеживаемы только к их общему среднему, полученному по результатам измерений по данной методике для большого числа лабораторий. В связи с этим расчет аттестованного значения СО проводится путем регулярного проведения межлабораторных сравнительных испытаний (МСИ) в аккредитованных лабораториях, желательно удаленных регионально друг от друга (с целью исключения сверок полученных результатов).
ОСОБЕННОСТЬ АТТЕСТАЦИИ ГСО НА ЕСТЕСТВЕННОЙ ОСНОВЕ

производитель СО
(ЗАО «Сибтехнология» и ООО «Серволаб»): Технически компетентная организация, полностью отвечающая за аттестацию СО, которые она производит и поставляет потребителям.
соисполнитель СО (соисполнитель) (рейтинговые лаборатории участники МСИ): Технически компетентная организация, которую производитель СО привлекает для выполнения определенных этапов производства СО.
Р 50.2.061 ОБЩИЕ КРИТЕРИИ КОМПЕТЕНТНОСТИ ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ СТАНДАРТНЫХ ОБРАЗЦОВ
ПРЕДПОЛАГАЕТ ДЕЛЕГИРОВАНИЕ ЧАСТИ РАБОТ ПО ПРОИЗВОДСТВУ СО СОИСПОЛНИТЕЛЮ

Лаборатории, участники межлабораторных сравнительных испытаний (МСИ) разрабатываемых и производимых СО должны быть достаточно квалифицированными.
Для этих целей отбираются лаборатории высокого рейтинга по итогам МСИ прошлого периода.
Заключено более 75 договоров с лабораториями нефтяных и нефтепродуктовых компаний от Санкт-Петербурга до Дальнего Востока, включая страны СНГ – Казахстан, Киргизия.
ОСОБЕННОСТЬ АТТЕСТАЦИИ ГСО НА ЕСТЕСТВЕННОЙ ОСНОВЕ

Отсутствие национального стандарта на газовый конденсат.
Недостаточная квалификация сотрудников УМТС приводящая к несоответствию заказанной и отгруженной продукции в соответствии с заявкой Заказчика
Заказ СО производится в мл!, а не в штуках,
Не учитываются пожелания лабораторий на предмет замены СО производства одной фирмы на другую,
Незнание номенклатуры и назначения СО,
Неправильная идентификация СО при приеме (сопоставление диапазона СО аттестованному значению), отсюда и распределение СО подразделениям
Недостаточный опыт применения лабораториями образцов на естественной основе.
Несоблюдение транспортными компаниями условий перевозки.
Разночтения в методиках измерений нефти и нефтепродуктов.
*Подробно на этом вопросе остановимся при рассмотрении типов СО на отдельные показатели.
ПРОБЛЕМЫ РЕАЛИЗАЦИИ ГСО

Фирмы, имея многолетний опыт отгрузок СО во все регионы России и страны СНГ придерживаются отработанного порядка отгрузок:
1. Образцы комплектов СО, состоящих из 2 бутылок упаковываются в сетку, для предотвращения разукомплектования образца.
2. Экземпляры СО упаковываются в картонную коробку, на верхней крышке которой наносится фломастером маркировка наименования, № партии и количества отгруженного образца. Например СТ-Н-ВХМ п. 12 10 шт.
3. Коробку и ящик, куда помещаются документы, маркируют фломастером «Документы или Паспорта»
4. СО в картонных коробках проложены упаковочным материалом, во избежание контакта экземпляров между собой.
5. Картонные коробки упакованы в деревянные ящики, на которые наносится маркировка предприятия Заказчика и конкретного Заказчика СО (лаборатории, подразделения и т.д.), знаки особых условий транспортировки.
6. Ящик с документами также маркируется «Документы».
7. Каждый экземпляр СО сопровождается паспортом.
8. В комплект документов входит упаковочный лист.
Особенности упаковки СО фирмами производителями ЗАО «Сибтехнология» и ООО «Серволаб»

Претензии по оформлению бухгалтерских документов (счет, счет-фактура, накладная) адресовать менеджерам лаборатории производства СО – Чуклиной Марине Петровне и Каминской Александре Валентиновне
тел/факс [phone], Е-mail
[email protected]
,
[email protected]
,
Все претензии по не качественной отгрузке просим отправлять по электронной почте Дмитрию Анатольевичу Шут или Ирине Владимировне Шут:
Тел/факс [phone] , Е-mail
[email protected]
,
[email protected]
Все претензии по качеству СО адресовать Ельдецовой Светлане Никифоровне по тем же адресам.
Данные рекламации должны быть оформлены в таблицу:
Число значений представленных в рекламации должно быть не менее 3.
На рекламации достаточно подписи лица ответственного за приемку товара или начальника лаборатории.
ПОРЯДОК ПОДАЧИ РЕКЛАМАЦИЙ

Влияние свойств нефти на процесс переработки и на качество получаемых нефтепродуктов
Нефть - это смесь разнообразных углеводородных соединений. Нефть из различных скважин может значительно отличаться по химическому и фракционному составу.
При оценке пригодности нефти для переработки на нефтеперерабатывающих установках с целью получения товарных нефтепродуктов необходимо учитывать свойства нефти. Наиболее важными с практической точки зрения свойствами являются следующие:
Содержание воды
Содержание хлористых солей
Содержание механических примесей
Плотность
Кинематическая вязкость
Содержание серы
Давления насыщенных паров
Фракционный состав
Содержание парафинов
Содержание хлорорганических
соединений
Содержание меркаптанов и сероводорода
Параметры 4,5,6,8,9 важны для получения нефтепродуктов, регламентированного качества.
Параметры 1,2,3,7,10,11 важны для нормальной и длительной эксплуатации установки по переработке нефти.

ПЕРВЫЕ КОМПЛЕКСНЫЕ СО
В связи с тем, что реально добываемая и транспортируемая нефть это сложный по составу объект, а содержание балластных веществ напрямую влияет на ее стоимость .
В 1998 году, появились 3 комплексных СО нефти на естественной основе
ССН-1 , ССН-2, ССН-3 (1998-2003 гг.).
СО имели узкий диапазон определяемых показателей и использовались до 2003 года в качестве образцов для контроля при инспекционном контроле нефтяных лабораторий.
С выходом в 2002 году серии ГОСТ Р ИСО 5725, прописавшим правила внутрилабораторного контроля, дальнейшее развитие деятельности в этом направлении предполагало расширение диапазонов СО, корректировку объема образца, способа аттестации и допускаемой погрешности аттестованного значения.
Разработка проводилось группой сотрудников, на сегодняшний день занимающихся производством СО в фирмах партнерах ЗАО «Сибтехнология» и ООО «Серволаб».
Так в 2007 году появились дополнительные типы СО фракционного состава, массовой доли парафина, массовой доли хлорорганических соединений и раздельных типов СО состава и свойств нефти (всего 10 типов).
С 2008 года началась разработка СО в фирмах ООО «Серволаб» и ЗАО «Сибтехнология»
На сегодняшний день фирмами разработано 47 типов,
из них 16 типам аналогов в России нет.

Линейка КОМПЛЕКСНЫХ СО
состава и свойств нефти на ЕСТЕСТВЕННОЙ основе
Аттестованное значение устанавливается посредством МСИ, образец рассчитан на выполнение параллельных определений каждого показателя

Линейка КОМПЛЕКСНЫХ СО
состава и свойств нефти на ЕСТЕСТВЕННОЙ основе
Аттестованное значение устанавливается посредством МСИ
Перед вскрытием бутылки материал СО тщательно перемешивают в течение 10 минут.
Отбор проб на испытания проводят в следующей последовательности:
1. Сначала для определения параллельных определений вязкости, для выполнения параллельных определений при каждом испытании отбирают пробы из различных экземпляров СО, отбор в вискозиметры (количество определяется числом мест в термостате) производят одномоментное заполнение вискозиметров (не более 2 мин) из порции образца, помещенной в стаканчик, остатки из стаканчика выливаются в слив.
2. Затем для определения плотности ареометрами АНТ-1 и АНТ-2, результаты представляются с указанием средства измерения.
3. Затем определения серы (с перемешиванием 10 мин и без перемешивания, как указано в инструкции).

Фракционный состав определяется при лабораторной перегонке, в процессе которой при постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняют фракции, отличающиеся друг от друга пределами выкипания.
Каждая из фракций характеризуется температурами начала и конца кипения. Как правило, сырая нефть содержит следующие фракции:
Температура кипения фракции
выше 430°C Мазут
230-430°С Газойль (объем отгона при 300оС)
160-230°С Керосин (объем отгона при 200оС)
105-160°С Нафта
32-105°С Бензин
менее 32°С Углеводородные газы
Фракция, выкипающая выше 350оС является остатком после отбора светлых дистиллятов и называется мазутом.
Различные нефти сильно отличаются по составу. В легкой нефти обычно больше бензина, нафты и керосина, в тяжелых - газойля и мазута.
Наиболее распространены нефти с содержанием бензина 20-30%.
Наиболее предпочтительны для переработки на НПУ нефти с содержанием светлых фракций не менее 60%. Нефти с меньшим содержанием светлых содержат большое количество парафинов, которые ухудшают качество дизельного топлива.
Если нефть содержит недостаточное количество светлых фракций, ее переработка возможна при смешении с газовым конденсатом.
Фракционный состав нефти

В соответствии с технологической классификацией (ОСТ 38.01197.80 Нефти СССР Технологическая индексация нефти) при содержании в нефти парафинов не более 1,5 % (нефть 1 класса) гарантированно получение качественного летнего и зимнего дизельного топлива.
При содержании в нефти парафинов от 1,5 до 6,0 % (нефть второго класса) становится маловероятным получение товарного зимнего дизельного топлива без дополнительных процедур с нефтью, например разбавление нефти газовым конденсатом, добавление специальных депрессорных присадок, которые улучшают температуру помутнения и застывания дизельного топлива.
Содержание парафинов в нефти

ЛИНЕЙКА ГСО фракционного состава и массовой доли парафина на естественной основе

ПОРЯДОК ПРИМЕНЕНИЯ ГСО ФРАКЦИОННОГО СОСТАВА

В последнее время на нефтеперерабатывающих заводах увеличилось число выхода из строя оборудования блоков предварительной гидроочистки сырья установки риформинга, гидроочистки реактивного и дизельного топлива вследствие образования хлористого водорода в процессе их гидрирования. Проверка качества в лабораториях г. Вентспилса и г. Клайпеды подтвердила наличие в экспортируемом прямогонном бензине повышенного содержания хлорорганических соединений.
Источником повышенного содержания хлорорганических соединений в продуктах переработки нефти является перерабатываемая нефть, в которую такие соединения вовлекаются с химическими реагентами, используемыми при добыче.
ПРИКАЗ МИНИСТЕРСТВА ЭНЕРГЕТИКИ РФ№ 294 от 18 октября 2001 г. «О ЗАПРЕЩЕНИИ ПРИМЕНЕНИЯ ХЛОРОРГАНИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ В ПРОЦЕССЕ ДОБЫЧИ НЕФТИ»
ХЛОРОРГАНИЧЕСКИЕ СОЕДИНЕНИЯ

Линейка СО
массовой доли хлорорганических соединений
в нефти и нефтепродуктах
Аттестованное значение устанавливается посредством МСИ
Образец рассчитан на получение двух отгонов нафты.
Пробу тщательно перемешать.
После вскрытия КО используется согласно ГОСТ Р 52247-2004.
Аттестованное значение – массовая доля хлорорганических соединений в нефти (газовом конденсате).
Дополнительно аттестована массовая доля хлорорганических соединений в нафте.
Допускается неоднократное определение хлорорганических соединений в нафте.
Не корректно применение добавки хлорбензола в нефть, так как хлорбензол образует азеотроп с водой и 75% его не извлекается при отгоне

СТАНДАРТНЫЕ ОБРАЗЦЫ ЕДИНИЧНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НЕФТИ И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА
В связи с большими вариациями состава и свойств нефти на различных месторождениях возникла необходимость создания стандартных образцов на единичные показатели в различных диапазонах аттестованных значений.

Содержание воды в нефти, направляемой на НПУ, должно быть минимальным и не должно превышать 0,1-0,5% вес.
При большом содержании воды в нефти, поступающей на НПУ, нарушается технологический режим работы, повышается давление в аппаратах, начинаются микровзрывы, снижается производительность ректификационной колонны и теплообменных аппаратов, а также расходуется дополнительное количество тепла на подогрев нефти.
Негативное влияние содержания воды в нефти также тесно связано с содержанием солей (особенно хлористых). При нагревании нефти вода растворяет хлористые соли и это при высокой температуре приводит к образованию хлористого водорода, который вызывает коррозию оборудования.
Вода в нефти может содержаться в чистом виде и в составе эмульсий.
Чистая вода может быть отделена от нефти путем отстаивания.
Водные эмульсии нефти являются чрезвычайно стойкими образованиями и могут быть разрушены только с помощью специальных методов, например, при обработке на электродигидраторах.
Содержание воды в нефти

Линейка ГСО массовой доли воды

В соответствии с п. 3.4. (четвертый абзац) ГОСТ 2477-65, "записывают объем воды, собравшийся в приемнике – ловушке, с точностью до одного верхнего деления, занимаемой водой части приемника – ловушки", даже если он занимает меньше половины деления. При содержании воды более 1%, и цене деления приемника – ловушки 0,2 см3 , такое снятие показаний приводит к выходу за предел предупреждения (предел повторяемости по п. 4.4.1. r=0,1 см3, предел воспроизводимости по п.4.2.2. R=0,2 см3).
п.4.2. "Результат испытания округляют с точностью до 0,1 %". Однако содержание воды в товарной нефти нередко составляет менее 0,1 %. Таким образом, при реальном содержании воды 0,031% с учетом снятия показаний "с точностью до одного верхнего деления" (0,06) и округлении результата получаем содержание воды по данному методу равным 0,1 %. Исходя из изложенного выше, как бы не изменялось реальное содержание воды в диапазоне (свыше 0,03 - 0,14 )% результат измерения будет один и тот же 0,1 %. В этом случае теряется смысл проведения контроля стабильности по алгоритмам ГОСТ Р ИСО 5725. Кроме того невозможно оценить показатели качества методики при ее реализации в лаборатории, т.к. среднеквадратичное отклонение внутрилабораторной прецизионности в указанном диапазоне всегда будет равно нулю.
При низком содержании воды (менее 0,1%) приобретает актуальность содержание воды в растворителе (например, в толуоле). Паспортное содержание воды в толуоле может достигать 0,05%, что приводит к завышению результата. ГОСТ 2477-65 никак это не учитывает.
ГОСТ 2477-65 массовая доля воды в нефти
вопрос

ОТВЕТ В ASTM D 4006-81 (2000)
Количество пробы при содержании влаги менее 1% равно 200 г.
Т.е. относительная погрешность при прочих равных условиях ниже в 2 раза.
проводится холостой анализ содержания воды в растворителе (ксилол), при этом количество растворителя - 400 мл.
Типичное содержание воды в ксилоле (не в нашем, а в их) равно 0,02%. В нашем м.б. больше.
В соответствии с требованиями ASTM необходимо проводить:
А) градуировку ловушки
При помощи микробюретки на 5 мл (по 0,05 мл воды)
Б) калибровку аппарата.
Добавляется вода (сначала 1,00 ± 0,01 мл, затем 4,50 ± 0,01 мл) непосредственно в дистилляционную колбу, после дистилляции количество воды в ловушке должны быть 1,00 ± 0,025 мл и 4,50 ± 0,025 мл
По ASTM D 4006 используются ловушки объемом 5 см3, с ценой деления 0,05 см3. Результаты фиксируются с точностью 0,025 см3
Для предотвращения потерь влаги аппараты должны ежедневно очищаться от пленочных загрязнений
У нас в повседневной практике –металлическая проволочка, стеклянная палочка
Вверху холодильника – осушитель для предотвращения потерь влаги и конденсации из воздуха. По ASTM предпочтительнее использовать окрашенный осушитель.
А у нас? Осушитель будет мешать стряхиванию воды стеклянной палочкой, поэтому он неудобен
Значения, выходящие за допустимые пределы, говорят о:
утечках при испарении
слишком интенсивном кипении
неточностях при градуировке ловушек
попадании влаги снаружи
Все эти моменты могут быть выявлены только при выполнении калибровки аппарата (обсуждалось выше)
По ASTM нагрев в начальной стадии анализа проводят осторожно, в течение 0,5 – 1 часа, для предотвращения потерь воды при испытаниях
По ASTM перегонку прекращают, если в течение 5 мин не происходит увеличение объема воды в ловушке. Если в холодильнике наблюдается вода, ее смывают ксилолом из промывалки. В крайнем случае – используют скребСО из TFE (разновидность тефлона),
но не стеклянную палочку и не проволоку!!

Предложение разработчиков ЗАО «Сибтехнология»
Предложить разработчикам (ВНИИ НП) ввести в ТУ на нефть более точный метод определения воды по Фишеру ГОСТ Р 54284-2010 «Нефти сырые. Определение воды кулонометрическим титрованием по Фишеру», позволяющий определять содержание воды от 0,02 до 5% с установленной воспроизводимостью.
В ГОСТ 2477-65 хотелось бы видеть, четко обозначенным округление содержания количества воды. Например, если сконденсированная вода в ловушке находится до половинной границы от одного деления до другого, то округляют в меньшую сторону и наоборот. Для этого необходимо, чтобы на ловушке проставлялась заводом-изготовителем серединная метка, более меньшего размера, чем основные деления.
Содержание воды в растворителе тоже должно учитываться. Хотелось бы видеть прописанным в ГОСТ 2477-65 процедуру определения воды в растворителе и затем вычитание объема этой воды из полученного результата испытания.
Говоря о приписанных характеристиках метода, вопрос необходимо ставить таким образом: что если содержание воды в нефти составляет до 0,5 % , то повторяемость результатов двух параллельных (последовательных) определений не должна отличаться более чем на 0,05 %. Свыше 0,5 до 1 % - 0,1 % соответственно. Далее по тексту ГОСТ 2477-65 пункты 4.4.1., 4.4.2.
п. 4.1. (примечание) разъясняет и упрощает процедуру расчета содержания воды в исследуемой нефти.
Пункт 2.4 ГОСТ 2477-65 предлагает уменьшать количество образца для испытания при использовании ловушки со шкалой 10 см3 так, чтобы объем воды в приемнике-ловушке не превышал 10 см3.
Каким образом узнать, что в испытуемом образце воды больше чем 10 см3? На наш взгляд, данный пункт из ГОСТ 2477-65 должен быть исключен, так как даже если и допустить, что ожидаемая вода в продукте больше, чем 10 см3, то при разделении на равные части не исключается возможность того, что в этих разделенных частях будет иметь одинаковое содержание воды, так как вода имеет свойство быстро осаждаться после того, когда продукт перемешен и разливается на разделяется на одинаковые части.

Для достижения внутриэкземплярной однородности перед делением образца на параллельные определения рекомендуется пробу тщательно перемешать в течение 30 мин.

Присутствие в нефти солей, особенно хлористых, и воды приводит в результате нагрева к сильной коррозии оборудования НПУ. Поэтому содержание солей в нефти не должно превышать 5-20 мг/л. При более высоком содержании солей в нефти срок службы оборудования значительно снижается.
Для снижения концентрации солей в нефти на промыслах и на больших перерабатывающих заводах используют специальные процессы обессоливания нефти.
Содержание солей в нефти

Линейка ГСО массовой концентрации хлористых солей

Конечную точку титрования хлористых солей нитратом ртути в присутствии индикатора дифенилкарбазида от бесцветной окраски "до появления слабо розового окрашивания, не исчезаюшего в течение 1 минуты" в соответствии с п.1.4.5. определить трудно. Чаще всего наблюдается перетитровка водных вытяжек.
В п. 1.6. недостаточно информации о точности метода. Даны только характеристики повторяемости.
ГОСТ 21534-76. Нефть. Методы определения хлористых солей
Конечная точка определяется просто. Для этого нужно минимизировать субъективный фактор (следующий слайд)
да, действительно, конечную точку титрования хлористых солей нитратом ртути в присутствии индикатора дифенилкарбазида от бесцветной окраски до слабо-розовой определить трудно. Чаще всего наблюдается перетитровка водных вытяжек. При использовании импортных индикаторов, цвет вообще не слабо-розовый, а слабо фиолетовый. Так как титрование производится в присутствии представителей заказчика, то спор о цвете возникает постоянно. Одному кажется, что уже достаточно, другому – раствор еще бесцветный. Это приводит к тому, что перетитрованный раствор в течении 1 минуты и последующего времени цвет сохраняет.
при использовании водного раствора деэмульгатора тоже наблюдается некоторое увеличение содержания хлористых солей. Также возникают вопросы при приготовлении водного раствора деэмульгатора в следствии его взаимодействия с водой. При разбавлении водой раствор приобретает молочный цвет.
Пример кривой титрования хлористых солей в нефти (ГОСТ 21534, метод А) с использованием титратора T50 Mettler Toledo
Дополнительный вопрос: пункт 1.6. ГОСТ 21534-76 в точности метода указывает только повторяемость результатов двух определений. Почему не указывается воспроизводимость метода? Ведь этот показатель, как правило, гораздо больше, чем показатель повторяемости. Соответственно и показатель погрешности метода тоже должен быть больше. Необходимо бы было предложить о введении в ГОСТ 21534-76 необходимой поправки.

Для достижения внутриэкземплярной однородности рекомендуется пробу тщательно перемешать в течение 30 мин.
Окраска рабочей пробы по методу А должна соответствовать цвету контрольной пробы.
Использовать деэмульгатор в случае необходимости (деэмульгаторы, способные разрушать эмульсию нефти с водой : диссольван 4411, проксанол 305(186) или ОЖК,2% водные растворы).

Присутствие механических примесей объясняется условиями залегания нефтей 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 нефтей 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.
Содержание механических примесей и воды в маслах приводит к повышенному изнашиванию трущихся деталей и интенсивному нагарообразованию. Кроме того, присутствие механических примесей в масле искажает результаты анализа по определению содержания кокса и золы.
ГОСТ 6370-83 НЕФТЬ,НЕФТЕПРОДУКТЫ И ПРИСАДКИ
Содержание механических примесей

Линейка СО массовой концентрации хлористых солей

В соответствии с ГОСТ 6370-83 п.2.5. "При необходимости фильтр промывают 50 см3 горячей дистиллированной воды, нагретой до температуры 80 °С". Однако не определен термин "при необходимости". При малом содержании механических примесей в анализируемой пробе нефти невыполнение этого пункта нередко приводит к занижению результата испытаний.
п.3.2. "остаток на стакане смывают на фильтр чистым бензином (толуолом) до тех пор, пока капля фильтрата, помещенная на фильтровальную бумагу, не будет оставлять масляного пятна после испарения. Остатки нефтепродукта или твердые примеси, приставшие к стенкам стакана, снимают стеклянной палочкой и смывают на фильтр горячим чистым бензином (толуолом), нагретым до 40 С (80 °С)." В случае, если механические примеси представляют собой глиноземные взвеси, приставшие к стенкам стакана, применение стеклянной палочки не помогает. В ГОСТ 6370-83 однозначно не прописана необходимость полного смыва механических примесей со стакана.
п.2.1. "Пробу нефтепродукта хорошо перемешивают вручную встряхиванием в течение 5 мин в емкости, заполненной не более 3/4 ее вместимости". Однако при испытаниях проб, снятых с арбитражного хранения или ГСО этого времени недостаточно
ГОСТ 6370-83. Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей.
вопрос ответ
ASTM D 4807
Оборудование:
- вакуумный насос (ост. вакуум 200 мм рт.ст.)
- аппарат для фильтрования (воронка, колба для фильтрата, подложка для фильтра, крепление)
- нейлоновый фильтр (0,45 мкм)
Вопросы, возникающие при анализе по ГОСТ отпадают при рассмотрении конструкции аппарата и процедуры промывки
В ASTM приведены требования к осадку на фильтре (критерий качества промывки):
- осадок должен быть светло-серым или желтоватым
(не черным или темно-коричневым)
В ASTM не проводится промывание горячей водой.
В ASTM D 4807 определено, что проба нефти должна быть тщательно перемешана в течение 15 мин непосредственно до испытания.
Для этого используется скоростной миксер, не разбрызгивающий перемешиваемую жидкость и не аэрирующий нефть

Образец рассчитан на выполнение двух параллельных определений.
1. Для достижения внутриэкземпларной однородности рекомендуется 2. Пробу тщательно перемешать в течение 30 мин.
3. Емкость с СО, заполненной не более 3/4 ее вместимости.
4. В соответствии с ГОСТ 6370-83 п.2.5. фильтр всегда промывают 50 см3 горячей дистиллированной воды, нагретой до температуры 80 °С.
5. п.3.2. остаток на стакане смывают на фильтр чистым бензином (толуолом) до тех пор, пока капля фильтрата, помещенная на фильтровальную бумагу, не будет оставлять масляного пятна после испарения.
6. Остатки нефтепродукта или твердые примеси, приставшие к стенкам стакана, снимают стеклянной палочкой и смывают на фильтр горячим чистым бензином (толуолом), нагретым до 40 ° С (80 °С).

Плотность нефти зависит от соотношения количества легкокипящих и тяжелых фракций. Как правило, в легкой нефти преобладают легкокипящие компоненты (бензиновая и дизельная фракции).
Для того, чтобы получать на нефтеперерабатывающих установках товарные топливные фракции, необходимо использовать нефть с плотностью 0,78-0,85 кг/м3. Более тяжелые нефти содержат меньшее количество светлых фракций и много парафинов, которые ухудшают качество дизельного топлива.
Легкая нефть: 0,800-0,839
Средняя: 0,840-0,879
Тяжелая: 0,880-0,920
Очень тяжелая: более 0,920
Плотность – характеристика свойства нефтепродукта
Плотность

Линейка КОМПЛЕКСНЫХ СО
состава и свойств нефти на ЕСТЕСТВЕННОЙ основе
Аттестованное значение устанавливается посредством МСИ
Перед вскрытием бутылки материал СО тщательно перемешивают в течение 10 минут.
Отбор проб на испытания проводят в следующей последовательности:
1. Сначала для определения параллельных определений вязкости, для выполнения параллельных определений при каждом испытании отбирают пробы из различных экземпляров СО, отбор в вискозиметры (количество определяется числом мест в термостате) производят одномоментное заполнение вискозиметров (не более 2 мин) из порции образца, помещенной в стаканчик, остатки из стаканчика выливаются в слив.
2. Затем для определения плотности ареометрами АНТ-1 и АНТ-2, результаты представляются с указанием средства измерения.
3. Затем определения серы (с перемешиванием 10 мин и без перемешивания, как указано в инструкции).

СО плотности нефтепродуктов
Образец представляет собой нефтепродукт или смесь нефтепродуктов, с заданным аттестованным значением.
Свойства СО соответствуют нефтепродукту.
Применим для контроля измерений плотности объекта с заданными свойствами: газовый конденсат, бензин, дизельное топливо, реактивное топливо, масла и др.

Таблицы приведения плотности к 20 оС в ГОСТ 3900-85 и других документов не совпадают.
При применении ареометров типа АНТ-1 приходится применять цилиндры объемом 1 дм3 , что приводит к проблеме получения параллельных измерений при работе с ГСО (максимальный объем упаковки ГСО 1,05 дм3).
В ГОСТ Р 51069-97 и МИ 2153-2004 "считывают показания шкалы ареометра с точностью до 0,0001 г/см3", при этом ареометр имеет цену деления 0,0005 г/см3. Визуально разделить деление на пять частей очень сложно
ГОСТ 3900-85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.
ГОСТ Р 51069-97. Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром.
вопрос
ASTM D 1298
Сущность метода:
образец продукта доводится до заданной температуры (15 или 20оС), переносится в цилиндр, имеющий приблизительно такую же температуру, погружается ареометр, имеющий приблизительно такую же температуру, После достижения равновесия считываются показания ареометра
В ГОСТ не придается значение времени установления равновесия !!! ( улетучивание легких фракций )
1. Процедура перемешивания

Вязкость является 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.
Определяется структурой углеводородов, составляющих нефть и нефтепродуктов, т.е. их природой и соотношением. Среди различных групп углеводородов, наименьшую вязкость имеют парафиновые, наибольшую – нафтеновые углеводороды.
Можно добавить, что чем больше вязкость нефтяных фракций, тем больше температура их выкипания.
Вязкость нефти

Вязкость масла должна обеспечивать надежную смазку и минимальный износ трущихся поверхностей при всех эксплуатационных режимах. При этом роль вязкости неоднозначна: для обеспечения несущей способности масляного слоя, уплотнения деталей и уменьшения расхода требуется повышенная вязкость масла; в то же время очистка трущихся деталей от продуктов окисления и прочих загрязнений, охлаждение деталей лучше обеспечиваются маловязким маслом, к тому же легче фильтруемым.
Поэтому для смазки двигателей выбирают масло по возможности небольшой вязкости, но такое, которое надежно обеспечивало бы жидкостное трение в главных узлах даже при высокой температуре. При выборе масла учитывают также, в какой степени изменяется его вязкость при изменении температуры, так как от этого зависит степень отклонения фактического режима смазки от требуемого, а также возможность прокачки масла при низких температурах.
Различия в вязкостно-температурных свойствах масел зависят от их группового углеводородного состава. Наиболее пологая кривая вязкости у масел, состоящих преимущественно из алкановых углеводородов, наиболее крутая — у масел, содержащих полициклические углеводороды. Масла на основе циклановых и ароматических углеводородов занимают промежуточное положение.
С повышением вязкости вязкостно-температурные свойства масла ухудшаются при любом групповом составе. Отсюда возникает важный практический вывод: носителями хороших вязкостно-температурных свойств являются, как правило, маловязкие масла. Для оценки вязкостно-температурных характеристик масел используют так называемый индекс вязкости, являющийся безразмерным числом. Оценка конкретного масла по индексу вязкости основана на сравнении его вязкостно-температурных свойств с подобными же свойствами двух групп специальных масел, принятых за эталонные. При этом индекс вязкости определяют по специальной номограмме. У большинства современных масел, применяемых на судах, индекс вязкости в среднем измеряется числом 90. Пример такой номограммы дан на рис. 55.
ВЯЗКОСТЬ МАСЕЛ

Линейка СО вязкости кинематической

В примечании п. 1.1. ГОСТ 33-2000 указано, что вязкость значительно изменяется со скоростью сдвига, и при использовании вискозиметров с различным диаметром капилляров могут быть получены различные результаты. В стандарт также включена методика и показатели точности для остаточных жидких топлив, которые в определенных условиях проявляют свойства «неньютоновских» жидкостей.
Ньютоновская жидкость — жидкость, вязкость которой не зависит от касательного напряжения и градиента скорости. Если отношение касательного напряжения к градиенту скорости непостоянно, жидкость не является ньютоновской.
В ГОСТ не прописано, является ли нефть ньютоновской жидкостью или нет. А также, в ГОСТ, термин "нефть" не встречается.
В п. 6.5. Устройство для измерения времени, дающее возможность отсчета времени до 0,1 с (или с меньшим делением) и имеющее погрешность с точностью ±0,07 %, когда снимают показания в интервале от 200 до 900 с. Допускается использование секундомеров с ценой деления 0,2 с.
Однако механические секундомеры 2 класса точности не обеспечивают измерение с точностью ±0,07 % в диапазоне температур, типичном для помещений лабораторий.
Электронные секундомеры, обеспечивающие необходимую точность, в настоящее время не имеют сертификата утверждения типа средства измерений (прежний закончил свой срок, а на новый срок продления нет).
ГОСТ 33-2000. Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости.
вопрос
ASTM D 445
Определение, к какому типу жидкости принадлежит нефть – ньютоновскому или нет, может быть проведено, исходя из самого определения свойств жидкостей.
Если при использовании двух вискозиметров с капиллярами разного диаметра получаются различные значения вязкости, это однозначно говорит о том, что жидкость является неньютоновской.
Для неньютоновских жидкостей в ASTM приведены данные, которые соответствуют «Остаточным жидким топливам» (ОЖТ) в ГОСТ 33.
Определяемость для ОЖТ – 1,7%
Сходимость для ОЖТ – 1,5%
Воспроизводимость для ОЖТ – 7,4% (статистические данные подтверждающие эти значения будут показаны в слайде 121 и 122 Итоги МСИ)
Погрешность измерений обусловлена не маркой или принципом действия устройства отсчета времени. Основной вклад в погрешность вносит субъективный фактор, время реакции оператора. Эта погрешность весьма велика.
Один из путей повышения точности – использование автоматических устройств, которые точно фиксируют прохождение границы жидкости через метку вискозиметра.

По п. 7.1. "Калибровку поверенных вискозиметров проводят в условиях лаборатории по указанной в стандарте методике." Однако, какова правомочность проведения калибровки в лаборатории не аккредитованной на этот вид деятельности сомнительна.
По п. 7.2. "Постоянная вискозиметра С зависит от гравитационного ускорения в месте калибровки…", "Если ускорение силы тяжести g отличается более чем на 0,1 %, постоянную калибровки корректируют по формуле…". Однако при калибровке постоянная вискозиметра только подтверждается, а не присваивается заново, следовательно гравитационное ускорение в месте калибровки не имеет значения. Кроме того, при показателе воспроизводимости для "прочих нефтепродуктов" равном + 0,72% от среднего значения отличие g на 0,1 % вносит значимый вклад в неисключаемую систематическую погрешность результата испытания.
ГОСТ 33-2000. Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости.
вопрос
По п. 7.2. "Постоянная вискозиметра С зависит от гравитационного ускорения в месте калибровки…", "Если ускорение силы тяжести g отличается более чем на 0,1 %, постоянную калибровки корректируют по формуле…".
В ASTM и в ГОСТ четко указано, что в формуле
C2 = (G1 / G2) * C1
G1 – соответствует лаборатории стандартизации
G2 – тестовой (testing) лаборатории
А Вы корректируете постоянную вискозиметра при измерениях в лаборатории?

Перед вскрытием ГСО необходимо путем внешнего осмотра проверить герметичность бутылки, наличие этикетки. При повреждении бутылки или отсутствии этикетки экземпляр ГСО не может быть использован.
Перед вскрытием бутылки материал ГСО тщательно перемешивают в течение 10 минут.
Для выполнения параллельных определений (количество определяется числом мест в термостате) при каждом испытании, отбор в вискозиметры производят из порции образца, помещенной в стаканчик одномоментным заполнением вискозиметров (в течение не более 2 мин), остатки из стаканчика выливаются в слив.

Сера и ее соединения являются постоянными составляющими частями сырой нефти. Соединения серы токсичны, имеют неприятный запах, способствуют отложению смол, в соединениях с водой вызывают интенсивную коррозию оборудования НПУ и топливной арматуры двигателей. Особенно в этом отношении опасны сероводород и меркаптаны. Кроме того, соединения серы в топливе приводят к загрязнению окружающей среды.
При высоком содержании серы в нефти высока вероятность получения дизельного топлива с недопустимо высоким содержанием серы. На больших заводах такое топливо подвергают сложному процессу сероочистки.
По ГОСТ 305-82 дизельное топливо делится на два вида. Вид 1 содержит не более 0,2 % вес. серы. Вид 2 содержит не более 0,5 % вес. серы.
В соответствии с технологической классификацией нефти при содержании в ней не более 0,5 % серы (нефть первого класса) в дизельном топливе должно содержаться не более 0,2 % серы. Это соответствует первому виду дизельного топлива. В этом случае из нефти можно прямо на НПУ получать товарное дизельное топливо с допустимым содержанием серы.
В соответствии с технологической классификацией нефти при содержании в ней от 0,5 до 2,0 % серы (нефть второго класса) в дизельном топливе будет содержаться не более 1,0 % серы. В этой ситуации возможны самые различные варианты, так как сера может быть распределена по фракциям нефти очень неоднородно. И только точный анализ может дать ответ на возможность получение товарного дизельного топлива.
Поэтому самым простым вариантом является разбавление нефти с содержанием серы более 0,5 % газовым конденсатом и доведение содержания серы в получаемой смеси до уровня 0,5 %. Как правило, газовый конденсат практически не содержит серы и его добавление к нефти приводит к снижению общего содержания серы.
Например, при содержании в нефти 1,2 % серы для получения сырья с содержанием серы не более 0,5 %, на одну тонну нефти нужно добавить 1,4 тонны газового конденсата.
Содержание серы

Линейка СО массовой доли серы

С 01.01.2006 г. арбитражным методом является определение серы в нефти по ГОСТ Р 51947-2002, который ограничивает его использование при содержании воды более 0,5%. При этом не определена процедура подготовки проб к испытанию при содержании воды более 0,5%.
В этом случае остается использовать ГОСТ 1437-75.
Кроме того, при испытаниях нефтей с большим давлением насыщенных паров по Рейду, герметичные кюветы с натянутой пленкой просто распирает и , как следствие, искажается результат измерений.
ГОСТ 1437-75 Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серы.
ГОСТ Р 51947-2002. Нефть и нефтепродукты. Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии
В ASTM D 4294 определена процедура подготовки пробы
- воду удаляют центрифугированием
- образец встряхивают и сразу проводят измерение во избежание осаждения воды на пленке
По ASTM при измерении летучих образцов нужно протыкать иглой отверстие вверху ячейки с образцом

Перед вскрытием бутылки материал ГСО тщательно перемешивают в течение 10 минут. Затем определения серы (с перемешиванием 10 мин и без перемешивания, по указанию в инструкции). Образец содержит воды менее 0,2%

Способность молекул жидкости выходить через свободную поверхность наружу, образуя пар, называют испаряемостью. Над поверхностью каждой жидкости вследствие испарения находится пар, давление которого может возрастать до определенного предела, зависящего от температуры и называемого давлением насыщенного пара. При этом давление пара и жидкости будет одинаковым, пар и жидкость оказываются в равновесии и пар становится насыщенным. При этом, число молекул, переходящих из жидкости в пар равно числу молекул, совершающий обратный переход.
Давление насыщенных паров с повышением температуры растет. Образование насыщенных паров приводит к тому, что давление на свободной поверхности не может быть ниже давления насыщенных паров.
Для нефти и нефтепродуктов и других сложных многокомпонентных систем давление насыщенного пара при данной температуре является сложной функцией состава и зависит от соотношения объемов пространств, в которых находится пар и жидкость.
Давление насыщенных паров характеризует интенсивность испарения, пусковые качества моторных топлив и склонность их к образованию паровых пробок.
Давление насыщенных паров

Линейка СО давления насыщенных паров

Проверить герметичность бутылки, наличие этикетки путем внешнего осмотра. При повреждении бутылки или отсутствии этикетки СО не могут быть использованы.
Пробу тщательно встряхнуть.
После вскрытия СО используется согласно любому НД на метод определения давления насыщенных паров нефти и нефтепродуктов (ГОСТ 1756-2000, ГОСТ Р 52340-2005, ASTM 323-99A) с соблюдением следующих рекомендаций:
Определение давления насыщенных паров из емкости - образца проводить в один день, после каждого отбора пробку бутылки быстро закрывать.
Заполнение топливной камеры проводить прямо из емкости образца, используя приспособление для переливания пробы, внутренний диаметр сливной трубки должен быть не менее 6 мм.
Для удаления пузырьков воздуха из топливной камеры, при ее заполнении, следует увеличить время постукивания о стол.
При подготовке воздушной и топливной камер после промывки, их следует промыть ацетоном и просушить.
Объем СО 0,25 дм3 – для определения по ГОСТ Р 52340-2005, Объем 0,4 и 0,8 дм3 для всех методов на два параллельных определения

Линейка СО температуры вспышки в тигле
СО годности 3 года

Существенное влияние на коррозионный процесс при первичной переработке нефти оказывают соединения серы, встречающиеся в нефтях, из них наиболее агрессивными являются сероводород, элементарная сера и меркаптаны.
Сернистые соединения является нежелательными компонентами нефти, т.к. вследствие своей способности к распаду с выделением сероводорода и элементарной серы, сильно коррозирующих и разрушающих аппаратуру, они значительно затрудняют нефтепереработку. Нежелательно наличие сернистых соединений и в готовых нефтепродуктах.
Коррозионная активность сернистых соединений зависит от их строения. Наиболее агрессивны сероводород, сера и меркаптаны. Сероводород коррозирует цинк, железо, медь, латунь и алюминий. Сера, если она имеется в свободном состоянии в топливе, почти мгновенно взаимодействует с медью и ее сплавами, образуя сульфиды, вследствие чего наряду с коррозией металла, приводящей к потере его массы, наблюдается образование отложений на металле. Коррозия металлов меркаптанами определяется их концентрацией в топливе и строением. Ароматические меркаптаны более коррозионно-агрессивны, чем алифатические, при этом бициклические меркаптаны агрессивнее моноциклических.
СО содержания меркаптановой серы в нефти и нефтепродуктах прошли первый этап МСИ, устанавливается срок годности экземпляра. Будет утвержден в 2012 г
Меркаптаны

В связи с тем, что СО на естественной основе применимы для контроля погрешности и аттестации методик измерений, а аттестация СО производится методом межлабораторной аттестации, просим обратить внимание на правила составления заявки спецификации на СО нефти, нефтепродуктов и газового конденсата:
1. Количества СО должно быть необходимым и достаточным для обеспечения внутрилабораторного контроля по всей области деятельности лаборатории (в соответствии с РМГ 76 и серией ГОСТ Р ИСО 5725)
2. При внутрилабораторном контроле предполагается демонстрация адекватности методики измерения показателя по соответствующему нормативному документу в лаборатории и проверка стабильности, получаемых по этой методике результатов аттестованное
для расчета берутся отклонения от аттестованного значения (при расчете систематической составляющей погрешности) и разность средних значений (при расчете случайной составляющей погрешности), поэтому значение ГСО должно лежать в проверяемом диапазоне значений методики, которому приписаны значения повторяемости и воспроизводимости.
3. С целью приближения ГСО по матрице к объекту испытаний в лаборатории необходимо указывать некоторые параметры матрицы (нефти, нефтепродуктов (бензин, дизельное или реактивное топливо, масло, газовый конденсат):
Например: плотность с размахом в 3 кг/дм3, ДНП – 10 кПа, вязкость – 10 см2/с, температура начала кипения – 10оС
Правила подачи заявок на ГСО

СО массовой доли воды в нефтепродуктах,
СО массовой концентрации хлористых солей в нефтепродуктах,
СО массовой доли механических примесей в нефтепродуктах:
Матрица – трансформаторное масло,
Добавки идентичные,
Отличие СО ЗАО «Сибтехнология» от имеющихся на рынке – позволяют проведение испытаний в строгом соответствии с методикой измерений – проведение 2 параллельных определений, при условии выполнения прописанной в паспорте на СО инструкции, а не количественное смывание образца растворителем, что методикой не предусмотрено!
ВЗИМОЗАМЕНЯЕМЫМИ ЯВЛЯЮТСЯ СО РАЗНЫХ ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ

СО массовой доли серы в нефтепродуктах:
Матрица и добавки идентичные.
Отличие СО ЗАО «Сибтехнология» от имеющихся на рынке – ограничены нижним пределом диапазона – 0,005%
СО фракционного состава нефтепродуктов:
Матрица и добавки идентичные.
Отличие СО ЗАО «Сибтехнология» от имеющихся на рынке – позволяют проведение испытаний в строгом соответствии с методикой измерений – проведение 2 параллельных определений, при условии выполнения прописанной в паспорте на СО инструкции, а не количественное смывание образца растворителем, что методикой не предусмотрено!
ВЗИМОЗАМЕНЯЕМЫМИ ЯВЛАЮТСЯ СО РАЗНЫХ ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ

СО давления насыщенных паров нефтепродуктов,
СО кинематической вязкости нефтепродуктов,
СО плотности нефтепродуктов
других фирм производителей разработаны на основе чистых веществ, не теряющих свойств при испарении.
АДНП-20 –циклогексан 21,6 кПа
АДНП-30 – гексан 33,7 кПа
АДНП-40 – ацетон 42,9 кПа
АДНП-60 – 2-хлор-2-метилпропан 62,4 кПа
ПЛ-730-ЭК – н-декан 730,2 кг/м3
ПЛ-810-ЭК – бутанол-1 809,6-814,3 кг/м3
ПЛ-850-ЭК - 2-хлор-2-метилпропан 843,3-849,1 кг/м3
ПЛ-870-ЭК - толуол 867,0-871,5 кг/м3
ПЛ-880-ЭК - о-ксилол 879,4-883,8 кг/м3
РЭВ-20 - трансформаторное масло (является ньютоновской жидкостью) 17,29 мм2/с
РЭВ-10 - осветительный керосин по ГОСТ 4753 (является ньютоновской жидкостью) 11,32 мм2/с
Все эти вещества очень далеки от матрицы
СО давления насыщенных паров, кинематической вязкости, плотности ЗАО «Сибтехнология» разработаны на естественной основе и соответствуют нефти или нефтепродукту, имеющему соответствующую характеристику, СО применимы во внутрилабораторном контроле.
УСЛОВНО ЗАМЕНЯЕМЫЕ СО

ВЗАИМОЗАМЕНЯЕМОСТЬ СО
МАССОВОЙ ДОЛИ ВОДЫ

ВЗАИМОЗАМЕНЯЕМОСТЬ СО ХЛОРИСТЫХ СОЛЕЙ

ВЗАИМОЗАМЕНЯЕМОСТЬ СО МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ

ВЗАИМОЗАМЕНЯЕМОСТЬ СО СЕРЫ

ВЗАИМОЗАМЕНЯЕМОСТЬ СО ФРАКЦИОННОГО СОСТАВА

Новое направление разработки комплексных ГСО нефтепродуктов началось в 2010 году.
По инициативе Провайдера проверок квалификации лабораторий посредством межлабораторных сравнительных испытаний ФГУП «УНИИМ» группой разработчиков ЗАО «Сибтехнология» разработаны и утверждены 4 комплексных образца СО нефтепродуктов (сначала СО для МСИ) на естественной основе:
Бензина автомобильного по 8 показателям,
Дизельного топлива по 16 показателям,
Моторного масла по 9 показателям,
Турбинного масла по 8 показателям.
НОВЫЕ КОМПЛЕКСНЫЕ СО НЕФТЕПРОДУКТОВ

В переводе с французского языка, бензин (benzine) обозначает различную по своему строению углеводородную смесь,
жидкость, не имеющую цвета,
предел кипения у которой составляет 33-205 °С.
плотность этой жидкости 700-780 кг/м2,
замерзает бензин при температуре – 60 °С и ниже.
температура вспышки составляет меньше 0 °С.
при концентрировании паров бензина в газовые объёмы плотностью 74-123 г/м3 образуется взрывчатая смесь.
Главным свойством, которое характеризирует бензин как топливо для инжекторных и карбюраторных двигателей внутреннего сгорания является его высокая летучесть. Это свойство напрямую зависит от фракционных составляющих и определяет устойчивость к детонации.
Чем лучше испаряется бензин, тем более полноценная горючая смесь образуется, в результате облегчается запуск двигателя, в цилиндрах уменьшается конденсация топливных паров, и, соответственно, меньше разжижается масло.
Каждый сорт бензина имеет свои показатели плотности, температуры замерзания и горения.
Бензин имеет следующие характеристики:
точное соответствие заявленному октановому числу
сгорание топливной смеси с минимальным избытком бензина
отсутствие детонации при использовании
обязательное наличие антидетонационных присадок
низкое содержание свинца и серы
соответствие высокооктанового бензина европейским стандартам качества
96
Бензин. Основные свойства бензина

Аттестуемые характеристики одного комплекта образца (2литровых бутылки в комплекте)
Плотность при 15оС ГОСТ 51069-97,
Массовая доля серы ГОСТ 19121, ГОСТ Р 51859-2002, ГОСТ Р 51947-2002, ГОСТ Р 50442-92, ГОСТ Р 52660-2006,
Концентрация фактических смол ГОСТ 1567-97,
Давление насыщенных паров ГОСТ 1756-2000,
Индекс испаряемости ГОСТ Р 51105-97,
Детонационная стойкость
- октановое число (моторный метод) ГОСТ 511-82, ГОСТ Р 52946,
- (исследовательский метод) ГОСТ 8226-82, ГОСТ Р 52947,
Объемная доля бензола ГОСТ 29040-91, ГОСТ Р 51941-2002, т
Фракционный состав: температура начала и конца кипения, температура 10%, 50%, 90% отгона, температуры испарения при 70°С, 100°С, 150°С, 180°С, объема остатка в колбе по ГОСТ 2477-99
Взаимозаменяемость комплекта ГСО СТ-Б на ГСО разъединенных типов
Образцы плотности при 15оС ГОСТ 51069-97,
Образцы массовой доли серы ГОСТ 19121, ГОСТ Р 51859-2002, ГОСТ Р 51947-2002, ГОСТ Р 50442-92, ГОСТ Р 52660-2006,
Образцы концентрации фактических смол ГОСТ 1567-97,
Образцы давления насыщенных паров ГОСТ 1756-2000,
Образцы детонационной стойкости
- октановое число (моторный метод) ГОСТ 511-82, ГОСТ Р 52946,
- (исследовательский метод) ГОСТ 8226-82, ГОСТ Р 52947,
Образцы объемной доли бензола ГОСТ 29040-91, ГОСТ Р 51941-2002
Образцы фракционного состава:
температура начала и конца кипения,
температура 10%, 50%, 90% отгона,
температуры испарения при 70°С, 100°С, 150°С, 180°С, объема остатка в колбе
СО состава и свойств бензина автомобильного по ГОСТ Р 51866 и ГОСТ Р 51105 на естественной основе (СТ-Б)
Регистрационный номер: ГСО 9495-2010 МСО 1746:2011
Комплект

СО состава и свойств бензина автомобильного (СТ-Б) предназначен для контроля погрешности методики выполнения измерений и для аттестации методик выполнения измерений на показатели:
плотности при 15оС ГОСТ 51069-97, массовой доли серы ГОСТ 19121, ГОСТ Р 51859-2002, ГОСТ Р 51947-2002, ГОСТ Р 50442-92 ГОСТ Р 52660-2006, концентрации фактических смол ГОСТ 1567-97, давления насыщенных паров ГОСТ 1756-2000, индекса испаряемости ГОСТ Р 51105-97, детонационной стойкости - октановое число (моторный метод) ГОСТ 511-82, ГОСТ Р 52946, детонационной стойкости - (исследовательский метод) ГОСТ 8226-82, ГОСТ Р 52947, объемной доли бензола ГОСТ 29040-91, ГОСТ Р 51941-2002, Температура начала и конца кипения, температура 10%, 50%, 90% отгона, температуры испарения при 70°С, 100°С, 150°С, 180°С, объема остатка в колбе по ГОСТ 2477-99)
.
Общие указания
Перед вскрытием СО необходимо путем внешнего осмотра проверить герметичность бутылки, наличие этикетки. При повреждении бутылки или отсутствии этикетки экземпляр СО не может быть использован.
Перед отбором пробы на испытания экземпляр СО необходимо тщательно перемешать в течение 5 минут.
СО на все показатели используют после вскрытия бутылки следующим образом:
Сначала проводят испытания давление насыщенных паров в условиях повторяемости.
Далее определяют плотности при 15оС в условиях повторяемости и воспроизводимости (используя разные средства измерений…).
Все остальные показатели определяют в произвольном порядке, каждый раз плотно закрывая бутылки с ОК.
Единожды вскрытый образец подлежит хранению не более 2 суток.
Испытания материала СО проводят в строгом соответствии с прописью методики проведения испытаний.
Возможно применение образцов на испытание выборочных показателей, например фракционный состав
Правила обращения с СО

В настоящее время требования к качеству дизельного топлива, или соляровому маслу (солярке), становятся все более строгими. В разных странах имеются определенные расхождения, но четко обозначилась ориентация
- на снижение количества серы в составе ГСМ. В наибольшей степени требования ужесточила Швеция: в 1991 г. были введены требования к качеству солярки первого и второго класса, согласно которым содержание серы устанавливалось на уровне 10 мг/кг и 50 мг/кг на соответственно для первого и второго классов.
- дизельное топливо Евро подразделено на классы и сорта для регионов разной климатической зоны и предельной температурой фильтруемости.
высокое цетановое число – главный показатель производительности и экономичности солярки;
максимальная степень очистки, позволяющая максимально продлить ресурс дизельных двигателей;
строго нормированная вязкость, которая гарантирует максимальную прокачиваемость всей топливной системы дизельных двигателей;
оптимальный фракционный состав, обеспечивающий минимальную дымность и токсичность отработанных газов.
ДИЗЕЛЬНОЕ ТОПЛИВО

Аттестуемые характеристики одного образца (2литровых бутылки в комплекте)
Плотность при 20°С ГОСТ 3900-85,
Массовая доля серы ГОСТ 19121-73, ГОСТ Р 51947-2002,
Концентрация фактических смол ГОСТ 8489-85,
Фракционный состав: 50%, 96% перегоняется при температуре ГОСТ 2477-99, ГОСТ Р ЕН ИСО 3405-2007,
Массовая доля меркаптановой серы ГОСТ 17323-71 ГОСТ Р 52030-2003,
Цетановое число ГОСТ Р 52709-2007, ГОСТ 3122-67,
Кинематическая вязкость при 20°С ГОСТ 33-2000,
Температура застывания ГОСТ 20287-91, с дополнениями ГОСТ 305-82,
Температура помутнения, ГОСТ 5066-91,
Температура вспышки в закрытом тигле ГОСТ Р ЕН ИСО 2719-2008, ГОСТ 6356-75,
Йодное число ГОСТ 2070-82,
Кислотность ГОСТ 5985-79,
Коксуемость 10%-ного остатка ГОСТ 19932-99,
Зольность ГОСТ 1461-75,
Коэффициент фильтруемости ГОСТ 19006-73,
Предельная температура фильтруемости ГОСТ 22254-92
Замена комплекта ГСО СТ-ДТ на ГСО разъединенных типов
Образец плотности при 20°С ГОСТ 3900-85,
Образец массовой доли серы ГОСТ 19121-73, ГОСТ Р 51947-2002,
Образец концентрации фактических смол ГОСТ 8489-85, фракционного состава: 50%, 96% перегоняется при температуре ГОСТ 2477-99, ГОСТ Р ЕН ИСО 3405-2007,
Образец массовой доли меркаптановой серы ГОСТ 17323-71 ГОСТ Р 52030-2003,
Образец цетанового числа ГОСТ Р 52709-2007, ГОСТ 3122-67,
Образец кинематической вязкости при 20°С ГОСТ 33-2000,
Образец температуры застывания ГОСТ 20287-91, с дополнениями ГОСТ 305-82,
Образец температуры помутнения, ГОСТ 5066-91,
Образец температуры вспышки в закрытом тигле ГОСТ Р ЕН ИСО 2719-2008, ГОСТ 6356-75,
Образец йодного числа ГОСТ 2070-82,
Образец кислотности ГОСТ 5985-79,
Образец коксуемости 10%-ного остатка ГОСТ 19932-99,
Образец зольности ГОСТ 1461-75,
Образец коэффициента фильтруемости ГОСТ 19006-73,
Образец предельной температуры фильтруемости ГОСТ 22254-92
СО состава и свойств дизельного топлива по ГОСТ 305-82,
ГОСТ Р 52368-2005 или ТУ на естественной основе (СТ-ДТ)
Регистрационный номер: ГСО 9493 – 2010 МСО 1744:2011
Комплект

СО состава и свойств дизельного топлива (СТ-ТД) предназначен для контроля измерений и для аттестации методик выполнения измерений:
плотности при 20°С ГОСТ 3900-85, массовой доли серы ГОСТ 19121-73, ГОСТ 1437-75, ГОСТ Р 51947-2002, концентрации фактических смол ГОСТ 8489-85, фракционного состава: 50%, 96% перегоняется при температуре ГОСТ 2477-99,ГОСТ Р ЕН ИСО 3405-2007, массовой доли меркаптановой серы ГОСТ 17323-71 ГОСТ Р 52030-2003, цетанового числа ГОСТ Р 52709-2007, ГОСТ 3122-67, кинематическая вязкость при 20°С ГОСТ 33-2000, температуры застывания ГОСТ 20287-91, с дополнениями ГОСТ 305-82, температуры помутнения, оС, ГОСТ 5066-91, температуры вспышки в закрытом тигле ГОСТ Р ЕН ИСО 2719-2008, ГОСТ 6356-75, йодного числа ГОСТ 2070-82, кислотности ГОСТ 5985-79, коксуемости 10%-ного остатка ГОСТ 19932-99, зольности ГОСТ 1461-75, коэффициента фильтруемости ГОСТ 19006-73, предельной температуры фильтруемости ГОСТ 22254-92.
Общие указания
Перед вскрытием СО необходимо путем внешнего осмотра проверить герметичность бутылки, наличие этикетки. При повреждении бутылки или отсутствии этикетки экземпляр СО не может быть использован.
Перед отбором пробы на испытания экземпляр СО необходимо тщательно перемешать в течение 5 минут.
СО на все показатели используют после вскрытия бутылки следующим образом:
Сначала определяют плотности при 20оС в условиях повторяемости и воспроизводимости (используя сначала одно и то же, затем разные средства измерений…).
Все остальные показатели определяют в произвольном порядке, каждый раз плотно закрывая бутылки с ОК.
Единожды вскрытый образец подлежит хранению не более 2 суток.
Испытания материала СО проводят в строгом соответствии с прописью методики проведения испытаний.
Возможно применение образцы на определение выборочных показателей, например температуры вспышки в закрытом тигле
Правила обращения с СО

К характеристикам масел относятся
вязкость,
индекс вязкости,
кислотное число,
щелочное число,
содержание водорастворимых кислот и щелочей,
коксуемость,
зольность,
коррозионность,
термоокислительная стабильность,
температура вспышки,
температура застывания,
содержание механических примесей,
содержание воды,
стойкость при хранении.
ХАРАКТЕРИСТИКИ МАСЕЛ

Очень низкие температуры вспышки и воспламенения характеризуют огнеопасность масел и указывают на наличие в них случайных примесей, главным образом топлива.
Температура застывания вместе с вязкостью характеризует поведение масел при низких температурах, прокачиваемость, коэффициент трения в момент пуска дизеля.
Содержание золы в маслах должно быть минимальным. Присутствие значительного количества золы указывает на плохую очистку масел, на наличие в них различных солей и минеральных механических примесей.
Содержание механических примесей и воды приводит к повышенному изнашиванию трущихся деталей и интенсивному нагарообразованию. Кроме того, присутствие механических примесей в масле искажает результаты анализа по определению содержания кокса и золы. Недопустима вода в трансформаторном масле.
Свободные органические кислоты, содержащиеся в масле и определяющие его кислотность, вызывают коррозию металлов, особенно цветных. Разрушительное действие органических кислот усиливается при наличии воды.
Кислотность рассматривается как основной показатель коррозионной агрессивности масла по отношению к металлам, поэтому начальное ее значение должно быть возможно меньшим.
Щелочное число характеризует способность масла нейтрализовать появляющиеся в нем кислоты, предотвращая коррозию и износ смазываемых поверхностей. Щелочные свойства обеспечивают введением в масло специальных присадок. Начальное щелочное число масла подбирают с учетом возможности образования кислот в среде, где будет применяться данное масло.
Наибольшие щелочные числа имеют цилиндровые масла, используемые в дизелях, работающих на сернистых топливах. В таких маслах (со щелочными присадками) наличие щелочи обусловлено характером присадки и не является признаком непригодности масла. Предельная щелочность современных цилиндровых масел (около 100 мг КОН на 1 г масла) достаточна для нейтрализации сернистых соединений, образующихся при сгорании топлива с содержанием серы до 4 %.
ДРУГИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ МАСЕЛ

Аттестуемые характеристики одного образца (1 литр)
Плотность при 20оС ГОСТ 3900-85,
Вязкость кинематической при 100оС и при минус 18оС, ГОСТ 33-2000,
Температура вспышки в открытом тигле, ГОСТ 4333-87,
Зольность сульфатной ГОСТ 12417-94,
Цвет на колориметре ЦНТ, ГОСТ 20284-74,
Массовая доля механических примесей, ГОСТ 6370-83,
Температура застывания ГОСТ 20287-91,
Щелочное число ГОСТ 11362-96
Замена комплекта ГСО СТ-ММ на ГСО разъединенных типов
Образцы плотности при 20оС ГОСТ 3900-85,
Образцы вязкости кинематической при 100оС и при минус 18оС, ГОСТ 33-2000,
Образцы температуры вспышки в открытом тигле, ГОСТ 4333-87,
Образцы зольности сульфатной ГОСТ 12417-94,
Образцы цвета на колориметре ЦНТ, ГОСТ 20284-74,
Образцы массовой доли механических примесей, ГОСТ 6370-83,
Образцы температуры застывания ГОСТ 20287-91,
Образцы щелочного числа ГОСТ 11362-96
СО состава и свойств - МАСЛА МОТОРНОГО на естественной основе
(СТ-ММ)
Регистрационный номер: ГСО 9494-2010 МСО1745:2011

СО состава и свойств масла моторного (СТ-ММ) предназначен для контроля измерений и для аттестации методик выполнения измерений
На показатели плотность при 20оС ГОСТ 3900-85, вязкость кинематическая при 100оС и при минус 18оС, ГОСТ 33-2000, индекс вязкости ГОСТ 25371-97, температура вспышки в открытом тигле, ГОСТ 4333-87, зольность сульфатная, ГОСТ 12417-94, цвет на колориметре ЦНТ, ГОСТ 20284-74, массовая доля механических примесей, ГОСТ 6370-83, температура застывания, ГОСТ 20287-91, щелочное число ГОСТ 11362-96 в моторном масле по ГОСТ 8581-78, ГОСТ 10541-78, ГОСТ 4333-87, ГОСТ 12337-84, ГОСТ 23497-79, ГОСТ 6370-83, ГОСТ 20287-91, ГОСТ 11362-96, ГОСТ Р 51907-2002
Перед вскрытием СО необходимо путем внешнего осмотра проверить герметичность бутылки, наличие этикетки. При повреждении бутылки или отсутствии этикетки экземпляр СО не может быть использован.
Перед отбором пробы на испытания экземпляр СО необходимо тщательно перемешать в течение 5 минут.
СО на все показатели используют после вскрытия бутылки следующим образом:
Сначала определяют плотности при 20оС в условиях повторяемости и воспроизводимости (используя разные средства измерений…).
Все остальные показатели определяют в произвольном порядке, каждый раз плотно закрывая бутылки с СО.
Испытания материала СО проводят в строгом соответствии с прописью методики проведения испытаний.
Возможно применение образцы на определение выборочных показателей, например температуры вспышки в закрытом тигле
Правила обращения с СО

Аттестуемые характеристики одного образца
(1 литр)
Плотность при 20оС по ГОСТ 3900-85,
Массовая доля серы в безводном масле по ГОСТ Р 51947-2002, ГОСТ Р 50442-92,
Вязкость кинематическая при 50оС по ГОСТ 33-2000,
Температура вспышки в открытом тигле по ГОСТ 4333-87,
Кислотное число по ГОСТ 5985-79,
Зольность по ГОСТ 1461-75,
Цвет в колориметре ЦНТ по ГОСТ 20284-74,
Температура застывания по ГОСТ 20287-91
Замена комплекта ГСО СТ-МТ на ГСО разъединенных типов
Образец плотности при 20оС по ГОСТ 3900-85,
Образец массовой доли серы в безводном масле по ГОСТ Р 51947-2002, ГОСТ Р 50442-92,
Образец вязкости кинематической при 50оС по ГОСТ 33-2000,
Образец температуры вспышки в открытом тигле по ГОСТ 4333-87,
Образец кислотного числа по ГОСТ 5985-79,
Образец зольности по ГОСТ 1461-75,
Образец цвета в колориметре ЦНТ по ГОСТ 20284-74,
Образец температуры застывания по ГОСТ 20287-91
СО состава и свойств МАСЛА ТУРБИННОГО
на естественной основе(СТ-МТ)
Регистрационный номер: ГСО 9496-2010 МСО1747:2011

СО состава и свойств масла турбинного (СТ-МТ) предназначен для контроля измерений и для аттестации методик выполнения измерений
на показатели: плотности при 20оС по ГОСТ 3900-85, массовой доли серы в безводном масле по ГОСТ 1437-75, вязкости кинематическая при 50оС по ГОСТ 33-2000, индекса вязкости по ГОСТ 25371-97, температуры вспышки в открытом тигле по ГОСТ 4333-87, кислотного числа по ГОСТ 5985-79, зольности по ГОСТ 1461-75, цвета в колориметре ЦНТ по ГОСТ 20284-74, температуры застывания по ГОСТ 20287-91в турбинном масле по ГОСТ 9972-74, ГОСТ 32-74.
Общие указания
Перед вскрытием СО необходимо путем внешнего осмотра проверить герметичность бутылки, наличие этикетки. При повреждении бутылки или отсутствии этикетки экземпляр СО не может быть использован.
Перед отбором пробы на испытания экземпляр СО необходимо тщательно перемешать в течение 5 минут.
СО на все показатели используют после вскрытия бутылки следующим образом:
Сначала определяют плотности при 20оС в условиях повторяемости и воспроизводимости (используя сначала один, затем разные средства измерений…).
Все остальные показатели определяют в произвольном порядке, каждый раз плотно закрывая бутылки с ОК.
Испытания материала СО проводят в строгом соответствии с прописью методики проведения испытаний.
Возможно применение образцы на определение выборочных показателей, например температуры вспышки в закрытом тигле
Правила обращения с СО

- Внесение изменений в регламент производства ГСО.
- Увеличение эффективности процесса изготовления СО.
- Взаимосвязь с потребителями.
- Выработка единых подходов проведения измерений для производителей и для потребителей.
- Подтверждение качества выпущенных СО проведением МСИ провайдерами других регионов на предоставленных нами образцах.
ПУТИ УЛУЧШЕНИЯ КАЧЕСТВА ГСО

БЛАГОДАРЮ ЗА ВНИМАНИЕ

ИТОГИ МЕЖЛАБОРАТОРНЫХ СРАВНИТЕЛЬНЫХ ИСПЫТАНИЙ
2004-2011 гг.

ISO (Международная организация по стандартизации) и IEC (Международная электротехническая комиссия) образуют специализированную систему для всемирной стандартизации.
Межлабораторные сравнительные испытания широко используются для ряда целей. Наиболее типичными являются:
а) приписывание значений стандартным образцам и оценка их пригодности для конкретных испытательных или измерительных процедур;
б) валидация заявленной неопределённости;
в) обеспечение эффективности и сравнимости методов испытаний или измерений;
г) оценка рабочих характеристик метода – часто описывается как совместные испытания;
д) оценка деятельности лабораторий по конкретным испытаниям или измерениям и мониторинг непрерывной деятельности лабораторий;
е) выявление проблем в лабораториях и инициирование действий по их устранению, которые могут быть связаны, например, с неадекватными методиками испытания и измерения, эффективностью обучения и контроля персонала или калибровкой оборудования;
ж) обеспечение дополнительного доверия со стороны клиентов лаборатории;
з) выявление расхождений между лабораториями;
и) обучение участвующих лабораторий на основе результатов таких сравнительных испытаний;
к) поддержка указаний об эквивалентности измерений Национальных метрологических институтов через «ключевые сличения» и дополнительные сличения, проводимые от имени Международного бюро мер и весов (МБМВ) и соответствующих региональных метрологических организаций.
ISO/IEC 17043 Оценка соответствия - Общие требования к проверке квалификации лабораторий

Для провайдера
Оценить результаты участия лабораторий, осуществляющих анализ однотипных объектов.
Для лабораторий
Демонстрация компетентности в части экспериментальной проверки.
Для производителя ГСО
Корректировка деятельности и оценка качества утвержденных и разрабатываемых СО
ЦЕЛЬ МЕЖЛАБОРАТОРНЫХ СЛИЧЕНИЙ

Неэффективное проведение МСИ с использованием единого образца для МСИ в близко регионально расположенных лабораториях из-за искажения данных путем сверок полученных результатов
Неадекватность матрицы образца.
Нарушение правил испытания образца для МСИ (согласно прилагаемой инструкции)
Причины неудовлетворительного участия лабораторий в МСИ нужно искать не только в некомпетентности лабораторий при выполнении испытаний образца, но и в возможных ошибках, связанных с качеством образца или отступлением от порядка исследования образца.
ПРОБЛЕМЫ ПРОВЕДЕНИЯ МСИ

РЕЙТИНГОВЫЙ ПОДХОД
Для увеличения эффективности проведения МСИ группой сотрудников рабочего аппарата МСИ разработаны и усовершенствуются:
Программа оценки результатов МСИ по всем объектам испытаний (от введения результатов параллельных определений показателя в каждой лаборатории до Свидетельства об участии в МСИ),
Рейтинговый подход участия лабораторий в МСИ, основанный на расчете отношения суммы квадратов Z индексов к числу выполненных испытаний.
Рейтинг – соревновательный показатель для лаборатории (показывает динамику участия в МСИ лаборатории на протяжении нескольких лет). Позволяет увидеть лаборатории место в общем рейтинге.
Рейтинг нельзя принимать как показатель компетентности по следующим причинам:
Объем образца рассчитан только на 2 параллельных измерения определяемого показателя. В случае расхождения значений невозможно определить приемлемость измерений,
Возможна неадекватная основа объекту лаборатории,
Некорректность получения среднеаттестованного значения в лабораториях, расположенных в одном регионе.
Сегодня рейтинг устанавливается на добровольной основе.

По данным опубликованным в Журнале «Методы оценки соответствия» № 7, 2008 год авторами (сегодня сотрудниками ЗАО «Сибтехнология») С.Н. Ельдецова, Шут И.В., Шут Д.А., Шпаков С.В. (ФГУП «УНИИМ») и данным МСИ в ООО «Серволаб»
2004 год (нефть) из 23 предприятий – только 1 со всеми удовлетворительными результатами (4,3%)
2005 год (нефть) из 42 предприятий – 14 со всеми удовлетворительными результатами (33,3%)
2006 год (нефть) из 52 предприятий – 31 со всеми удовлетворительными результатами (59,6%)
2007 год (нефть) из 58 предприятий – 41 со всеми удовлетворительными результатами (70,7%)
Опыт работы рабочего аппарата координатора МСИ в ООО «Серволаб»
2008 год (нефть и газовый конденсат) из 64 предприятия - 52 со всеми удовлетворительными результатами (81,25%)
2009 год (нефть, газовый конденсат и нефтепродукты) из 52 предприятий (по образцам для МСИ разного профиля) со всеми удовлетворительными результатами участвовали 42 лаборатории (82,69%)
2010 год (нефть, газовый конденсат и нефтепродукты) 54 предприятия (по образцам для МСИ разного профиля) со всеми удовлетворительными результатами участвовали 54 (84,38%)
2011 год (первый тур) (нефть, газовый конденсат и нефтепродукты) 72 предприятия (по образцам для МСИ разного профиля) со всеми удовлетворительными результатами участвовали 61 предприятие (84,8%).
ИТОГИ МСИ

Бензин автомобильный - по 8 показателям.
Дизельное топливо - по 16 показателям.
Моторное масло - по 9 показателям.
Турбинное масло - по 8 показателям.
Масло компрессорное - по 6 показателям.
Мазут топочный - по 5 показателям.
КОНРОЛЬНЫЕ ОБРАЗЦЫ КОМПЛЕКСНОГО СОСТАВА И СВОЙСТВ ДЛЯ МСИ НЕФТЕПРОДУКТОВ в 2010г

ГАЗОВЫЙ КОНДЕНСАТ - по 7 показателям.
НЕФТЬ - по 10 показателям (3 комплекта контрольных образцов в зависимости от свойств нефти)
1 комплект - плотность до 830 кг/м3, вязкость менее 7 мм2/с;
2 комплект - плотность более 830 кг/м3, вязкость менее 7-15 мм2/с;
3 комплект- плотность более 830 кг/м3, вязкость более 15 мм2/с
18 видов нефтепродуктов на отдельные показатели
КОНТРОЛЬНЫЕ ОБРАЗЦЫ ДЛЯ МСИ ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА, НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ в 2010, 2011 гг

Масло трансмиссионное - по 6 показателям.
Масло трансформаторное - по 8 показателям.
Масло индустриальное - по 8 показателям.
2 вида нефтепродуктов на отдельные показатели.
КОНТРОЛЬНЫЕ ОБРАЗЦЫ ДЛЯ МСИ ДОБАВЛЕННЫЕ в 2011 г

ЧИСЛО УЧАСТНИКОВ МСИ

Прирост востребованости, разработанных Провайдером, образцов для МСИ лабораториями различных регионов России и странах СНГ
В процессе проведения проверок квалификации лабораторий заключены договора на 2012 гг. по проведению МСИ на ГСО одной и той же партии (производство ЗАО «Сибтехнология») провайдерами других регионов: ФГУП «УНИИМ», ФБУ «Татарстанский ЦСМ» и экспертной организацией «Удмуртский государственный университет» по объектам бензин, дизельное топливо, мазут топочный, что позволяет корректно проводить сличения образцов.
На основании анализа полученных данных МСИ Провайдером вносятся корректировки в ранее утвержденные типы (сроки хранения, объем образца, замена тары) и утверждаются новые типы ГСО.
1. ИТОГИ МСИ

Набранная статистика среднеквадратичных отклонений результатов испытаний нефти и нефтепродуктов в различных диапазонах методик, обоснованно позволяет обоснованно просить разработчика нормативной документации ВНИИНП внести корректировку в методики измерений.
Например: Таблицы распределения результатов измерений вязкости кинематической легкой нефти и дизельного топлива показывают метрологически необоснованное занижение приписанных характеристик в ГОСТ 33-2000 для «других нефтепродуктов». Использование СКО воспроизводимости метода для оценки результатов измерений этого показателя приводит к 50% неудовлетворительному участию лабораторий в МСИ. СКО, рассчитанное посредством МСИ превышает допустимое в 3,5 раза, что не противоречит характеристикам приведенным в ASTM D 445 для неньютоновских жидкостей в ASTM, которые соответствуют «Остаточным жидким топливам» (ОЖТ) в (другим нефтепродуктам) по ГОСТ 33.
Определяемость для ОЖТ – 1,7%
Сходимость для ОЖТ – 1,5%
Воспроизводимость для ОЖТ – 7,4%
2. ИТОГИ МСИ

Представленные таблицы распределения результатов измерений показателей дизельного топлива показывают недостаточную уверенность лабораторий при определении показателей кислотности, щелочности и йодного числа. Лаборатории комментируют это неадекватностью применяемых ГСО по матрице объекта испытаний.
3. ИТОГИ МСИ

Оптимально высокие результаты МСИ достигнуты при определении показателей нефти и бензина автомобильного, за исключением отгонов при разных температурах.
Связано это с тем, что образец состава и свойств бензина автомобильного разработан достаточно недавно и в качестве СО лабораториями применялся мало.
4. ИТОГИ МСИ