ГОСТ Р 54291―2010
3.1.2 скорректированная площадь участков пиков (corrected area slice): Площадь узких учас-
тков пиков, скорректированная на нулевую линию, полученная вычитанием соответствующей площади
участка пиков в опыте с образцом и в холостом (без образца) опыте. Может потребоваться корректиров-
ка отклонения сигнала.
3.1.3 совокупная скорректированная площадь (cumulative corrected area): Общая сумма скор-
ректированныхплощадейузкихучастковпиковотначалаанализадоопределенноговремениудержива-
ния без учета площади пиков, не принадлежащих анализируемому образцу (например, растворителю).
3.1.4 температура начала кипения; ТНК (initial boiling point, IBP): Температура (соответствую-
щая времени удерживания), при которой совокупная скорректированная площадь равна 0,5 % теорети-
ческой общей площади.
3.1.5 остаток (residue, RES): Количество образца, кипящее при температуре выше 538 °С (1000 °F).
3.1.6 теоретическая общая площадь T (theoretical total area, Т): Площадь, которая была бы полу-
чена, если бы из колонки был элюирован весь образец.
Расчет величин, определенных выше, приведен в 12.3.
3.2 Обозначения
3.2.1 Углеводородные соединения обозначают числом атомов углерода в соединении. Префикс
используют для указания формы углеводородной цепи, а подстрочное число обозначает количество
атомов углерода (например, нормальный декан обозначают n-C
10
; изотетрадекан — i-C
14
).
4 Сущность метода
4.1 Образец сырой нефти разбавляют дисульфидом углерода и полученный раствор вводят в
газохроматографическую колонку, разделяющую углеводороды в соответствии со значениями темпе-
ратуры кипения. Температуру колонки повышают с воспроизводимой линейной скоростью и в течение
всего анализа регистрируют площадь, занятую хроматограммой.
Температуру кипения определяют по оси времени путем сопоставления с калибровочной кривой,
полученной в таких же хроматографических условиях при анализе смеси н-парафинов с известной тем-
пературой кипения до температуры 538 °С (1000 °F) включительно. Остаток, кипящий при температуре
выше 538 °С, определяют повторным анализом сырой нефти, к которой добавлен внутренний стандарт.
Исходя из этих данных рассчитывают распределение компонентов по фракционному составу образца,
свободного от воды.
5 Назначение и применение
5.1 Определение распределения компонентов по диапазонам выкипания является важным требо-
ванием в анализе сырой нефти. Данную информацию можно использовать для приблизительного под-
счета производительности нефтеперерабатывающего завода и, наряду с другой информацией, для
оценки экономики использования одной конкретной нефти взамен другой.
5.2 Результаты, полученные настоящим методом испытания, эквивалентны результатам, полу-
ченным по методу испытания ACTM Д 2892 (приложение XI).
5.3 Настоящий метод испытания быстрее метода испытания по АСТМ Д2892, и его можно исполь-
зовать, когда в наличии только малые объемы образцов. Также настоящий метод дает результаты
вплоть до 538 °С, в то время как метод по АСТМ Д 2892 ограничен температурой 400 °С.
6 Аппаратура
6.1 Газовый хроматограф
2
Можно использовать любой газовый хроматограф с нижеуказанными характеристиками, отвечаю-
щий техническим требованиям по эксплуатации, приведенным в разделе 10.
6.1.1 Детектор
В настоящем методе испытания используют только пламенно-ионизационный детектор (ПИД).
Детектор должен обеспечивать непрерывную работу при максимальной или даже более высокой
температуре для используемой колонки. Детектор должен быть подсоединен к колонке таким образом,
чтобы избежать возможной конденсации.