Гост 2177 99: Ошибка выполнения

Автоматический аппарат для определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов АРН-ЛАБ-11

измерительные приборы, аналитическая аппаратура, лабораторное оборудование, расходные материалы

Данное оборудование указано в следующих разделах каталога:

• Определение фракционного состава (разгонка)

Предназначен для определения фракционного состава светлых и темных нефтепродуктов при атмосферном давлении в соответствии с ГОСТ Р ЕН ИСО 3405-2007, ГОСТ 2177-99 (методы А и Б), ISO 3405, ASTM D 86 и другими аналогичными стандартами в диапазоне температур до 400°С.

Аппарат АРН-ЛАБ-11 характеризуется полной автоматизацией всех функций, включая регистрацию зависимости «температура пара» — «объем конденсата».

Аппарат разработан с учетом всех требований стандартов к проведению испытаний и позволяет обойтись без предварительных эксперементов и ручной настройки параметров. Аппарат автоматически устанавливает и поддерживает параметры оптимальных условий дистилляции любого типа образцов.

Основные преимущества

• Расширенный диапазон рабочих температур с возможностью разгонки нефтепродуктов 0 группы в полном соответствии с требованиями стандартов.
• Возможность изменения температуры охлаждающей бани в процессе испытания для разгонки нефти в полном соответствии с ГОСТ 2177-99 метод Б.
• Удобное меню управления с автоматическим подбором параметров испытания.
• Современная элементная база.

Особенности

• Полный автоматический контроль процесса испытаний позволяет исключить влияние оператора и снизить погрешность испытания до минимально возможных значений.
• Уникальная система оптимизации параметров нагрева позволяет автоматизировать выбор начальных параметров и предохраняет колбу аппарата от перегрева.
• Встроенный компрессорный криостат с программным управлением для быстрого изменения и точного поддержания температуры холодильника.
• Термостатируемый отсек приемного цилиндра, выполненный из материалов с высокой коррозионной стойкостью.
• Цветной графический сенсорный дисплей для управления аппаратом, отображения значений параметров и результатов эксперимента.
• Предустановленные программы для определения фракционного состава нефтепродуктов по ГОСТ Р ЕН ИСО 3405-2007, ГОСТ 2177-99 (Методы А и Б), ASTM D86.
• Пользовательские программы разгонки (ручной режим) для задания нестандартных параметров испытания.
• Оптическая система измерения объема конденсата c автоматическим детектированием первой и последней капель.
• Высокоточный датчик температуры Pt-100 в стеклянном корпусе для точного эмулирования отклика ртутного термометра.
• Встроенный датчик давления позволяет измерять атмосферное давление в ходе испытаний и вводить поправку в результаты измерений в соответствии с требованиями стандартов.
• Подключение к ПК по сетевому протоколу (Ethernet).
• Центрирующее приспособление для датчика температуры в полном соответствии с ГОСТ Р ЕН ИСО 3405-2007.
• Стеклокерамическая подставка для перегонной колбы с посадочным отверстием диаметром 32, 38 и 50 мм в соответствии с требованиями стандартов.
• Система автоматического пожаротушения (опция) и низковольтный нагреватель для максимально безопасной работы.
• Автоматическая система позиционирования столика нагревателя с электрическим приводом.
• Специальный зажим для отвода перегонной колбы, исключающий потери на испарение.
• Специальный зажим для крепления колбы Энглера.

Технические характеристики

Температура разгонки	до 400°С
Точность измерения температуры кипения	0,1 °С
Точность измерения объема конденсата	0,2 мл
Диапазон температур охлаждающей ванны	0. ..60 °С
Диапазон температур отсека приемного цилиндра	от 13 до комнатной °С
Скорость разгонки	2…5 мл
Объем охлаждающей жидкости	1,2 л
Время выхода на рабочий режим	30 мин
Дисплей	цветной LCD с сенсорным экраном
Управление аппаратом	сенсорное
Интерфейс	Ethernet
Напряжение питания	220 В
Потребляемая мощность	2200 Вт
Габаритные размеры	445×585×620 мм
Масса	60 кг

Проведение испытания

Перед началом испытания пользователь помещает подготовленную пробу в перегонную колбу аппарата в соответствии с требованиями стандарта, устанавливает датчики температуры в горловину перегонной колбы, вставляет отвод колбы в приемное отверстие аппарата и закрепляет колбу при помощи специального зажима, а также размещает приемный цилиндр в камере приемного цилиндра.

Пользователь выбирает имя оператора, который будет проводить испытание, программу, соответствующую одному из стандартов на нефтепродукты, марку нефтепродукта, метод испытаний и группу нефтепродуктов, задает температуру охлаждающей бани и камеры приемного цилиндра, а также запускает испытание нажатием на кнопку «Пуск». Списки марок нефтепродуктов и методов испытаний формируются автоматически на основе требований стандартов на нефтепродукты выбранных пользователем. Все необходимые операции во время испытания выполняются автоматически. Температуру охлаждающей бани и камеры приемного цилиндра можно изменять во время испытания.

Во время проведения испытания на дисплее аппарата в режиме реального времени отображаются текущие значения температуры паров нефтепродукта, пробы в колбе, нагревателя, охлаждающей бани, камеры приемного цилиндра и отсека нагревателя, а также заданные значения температуры охлаждающей бани и камеры приемного цилиндра. На дисплей аппарата во время проведения испытания в режиме реального времени можно вывести графики зависимостей Тколбы -, Тпаров -, Объем отгона — Время, Объем отгона — Температура, а также другие рабочие параметры.

По окончании испытания на дисплее аппарата отображается время и температура начала кипения, время от фиксации первой капли до получения 5 мл отгона, средняя скорость перегонки за время эксперимента, температура конца кипения и общий объем дистиллята. Аппарат автоматически сохраняет файл с результатами испытания, опускает столик нагревателя и включает вентилятор принудительного охлаждения колбы.

Почтовый адрес: 190013, Санкт-Петербург, а/я 120
Офис: Клинский проспект, д. 25
Телефон: +7 (812) 336-90-86 (многоканальный)
Транспортный отдел: +7 (931) 535-80-69

Факс: +7 (812) 336-90-86

ГОСТ 2177-99: Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава

Терминология ГОСТ 2177-99: Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава оригинал документа:

3.7 восстановленный общий отгон: Сумма объема конденсата в мерном цилиндре и остатка в колбе, определенная в соответствии с 5.4.8, в процентах.

Определения термина из разных документов: восстановленный общий отгон

3. 10 выпаривание: Сумма отогнанного продукта (выхода) и потерь, в процентах.

Определения термина из разных документов: выпаривание

3.5 объем отогнанного продукта: Объем конденсата в кубических сантиметрах в мерном цилиндре, который отмечают одновременно с показанием термометра.

Определения термина из разных документов: объем отогнанного продукта

3.9 остаток: Разность восстановленного общего отгона и отгона (выхода), в процентах, или объем остатка в кубических сантиметрах при непосредственном его измерении.

Определения термина из разных документов: остаток

3.6 отгон (выход): Максимальный объем конденсата в соответствии с 5.4.7, в процентах.

Определения термина из разных документов: отгон (выход)

3.8 потери: Разность между 100 и восстановленным общим объемом, в процентах.

Определения термина из разных документов: потери

3.2 температура конца кипения: Максимальная температура, отмеченная (скорректированная, если необходимо) в период завершающей стадии перегонки в стандартных условиях. Это обычно происходит после выпаривания всей жидкости со дна колбы. Максимальная температура часто используется как синоним температуры конца кипения.

Определения термина из разных документов: температура конца кипения

3.3 температура конца перегонки (выпаривания): Температура, отмеченная (скорректированная, если необходимо) в момент испарения последней капли жидкости со дна колбы во время перегонки в стандартных условиях. Капли или пленка жидкости на стенке колбы или термометра не учитываются.

Примечание — На практике чаще применяют термин «температура конца кипения», чем «выпаривания». Последняя может быть использована для дистиллятов специального назначения, например, применяемых в лакокрасочной промышленности. Термин «температура выпаривания» применяется вместо температуры конца кипения при испытании образцов, когда точность определения температуры кипения не удовлетворяет требованиям 5.6.

Определения термина из разных документов: температура конца перегонки (выпаривания)

3. 1 температура начала кипения: Температура, отмеченная (скорректированная, если необходимо) в момент падения первой капли конденсата с конца холодильника во время перегонки в стандартных условиях.

Определения термина из разных документов: температура начала кипения

3.4 температура разложения: Показание термометра, соответствующее первым признакам термического разложения в колбе.

Примечание — Характерными признаками термического разложения являются выделение белых паров и неустойчивые показания термометра, которые обычно уменьшаются после любой попытки отрегулировать нагрев.

Определения термина из разных документов: температура разложения

Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации. academic.ru. 2015.

увеличение извлечения светлых фракций из сырой нефти увеличение глубины переработки (перегонки) природной нефти или интенсификация подготовки нефти (уменьшение затрат на переработку сырой нефти)

	1. Введение Увеличение извлечения светлых фракций из сырой нефти (увеличение глубины переработки природного масла или интенсификация нефтепереработки). Мифы о технологиях напичканы интернетом. Много говорить и обещать. 5%, 10%, 15% или даже 20%. Они пишите много, много документов никем не подписанных, даже красивее изображений и презентаций, довольно много тестов, но любые тесты из сертифицированные научные лаборатории. Говорите и пишите много. Это необходимо для всех. Но не работает в любом месте. Парадокс? Впервые показываем результаты, полученные и подтвержденные в лаборатории сырая вспышка, полностью имитирующая процессы, происходящие в настоящей промышленной грубой флэш-башне. Каждый анализ перегонки масла стоит 4000$. Мы провели десятки испытаний различных сортов сырой нефти. Средний общий диапазон повышения экстракции (бензин или дизель, в зависимости от типа нефти и технологического режима) от от 3% до 7%. Мы покажем вам некоторые результаты и выводы, а затем поговорить о совместной работе. Левый — Иллюстрации фракционного состава сырой нефти.
В апреле 2012 г., г. Москва, Российская Федерация, мы провели серию научно-исследовательских работ с нехимической переработкой нефти в чтобы определить потенциал и возможности для улучшения реологические свойства сырой нефти. Главный вопрос — это возможно увеличить количество легких фракций в природных масло. Увеличьте количество бензина и/или дизельного топлива. Мы обработали несколько проб сырой нефти из разных источников на нашем промышленном модуле ТМ-15. Температура нефтепереработки: 0+25°С, соответствует стандарту температура резервуарного парка для хранения нефти. Затем исследовали изменения фракционного состава (фракционная перегонка) исходные и полученные образцы нефти. Для анализа мы использовали таких лабораторий — собственная лаборатория собственный нефтебаз (1) , ИСПЫТАТЕЛЬНЫЙ ЦЕНТР Всероссийский исследовательский Институт нефтепереработки ( ВНИИ НП ) (2), 25-й Государственный НИИ Химмотология МО РФ министерство( 25-й НИИ) (3) . семейство лабораторных аппаратов АРН по «Способу Б» по ГОСТ 2177-99. Специфика нашего анализа заключается в том, что перегонку проводили до 360°С вместо определения по стандарту 300°С, в на практике может сопровождаться высокотемпературным растрескиванием нефти и, как следствие, не совсем корректные результаты при температурах свыше 300°С. Но как условия для всех испытуемых образцов (исходная и результирующая обработка) остались то же устраняет возможную ошибку как систематическую. Для устранения возможных ошибок и получения самые точные результаты, некоторые образцы были отправлены в независимый испытательный центр «Совместная исследовательская и развития» (4) для определения фракционного состава в интервале температур до 360°С путем имитации перегонки в лаборатории грубая вспышка башни с пятнадцатью этапы разделения ( метод ASTM D 2892 ). Исходные образцы были предоставлены нефтяными компаниями тест — ОАО «Татнефть» , ОАО «КАЛМНЕФТЬ» , ООО «Бологонефтепродукт» , «Ильский» НПЗ , НПЗ и ряд небольшие нефтеперерабатывающие заводы. Показатели качества исходных образцов натурального масла по ГОСТ Р 51858-2002 представлена в соответствующих сертификатах качества. Ниже — перегонка исходной и обработанной проб сырой нефти. Использование «Способа Б» ГОСТ 2177-99 с измененным конечная температура кипения (360°С вместо стандартных 300° С). (Таблицы — бензин , керосин, дизельные фракции ).

1. ООО «Бологонефтепродукт» (проба №2) — результаты Дата обработки — 25.03.2012. Дата анализа — 26.03.2012. ТР-3 — Режим технологической обработки (Один из паспортов масла ниже) левый столбец — оригинал масло, правая колонка — обработанное масло

2. «Ильский» НПЗ — Итоги Дата обработки — 18.04.2012. Дата анализа — 19.04.2012. TR — [1,2,3] — разные технологические режимы обработки левая колонка — исходное масло, правая колонка — обработанное масло

3. ООО «Лениногорскнефть» (ОАО «Татнефть») — Итоги Дата обработки — 23.04.2012. Дата анализа — 24.04.2012. ТП — [ 1,2,3 ] — разные технологические режимы обработки. левая колонка — оригинальное масло, правая колонка — переработанное масло

4. ОАО «КАЛМНЕФТЬ» — результаты Дата обработки — 25.04.2012. Дата анализа — 26.04.2012. ТП — [1,2,3] — разные технологические режимы обработки. левая колонка — оригинал масло, правая колонка — обработанное масло

5. Вторая серия опытов (с изменением режимов обработки масла) дали следующие результаты: В интервале температур до 360°С — увеличение светл. дроби 3,5% . В диапазоне температур 355°С — повышение легких фракций 6,5%. В интервале температур 350°С — увеличение легкие фракции 7,8% , … до 340 и 320°С — 9,78% и 11% соответственно. дополнительно: — Начальная температура кипения снизилась до 11°С (с 65° до 54°) — Выходная «широкая» прямогонная бензиновая фракция (БП — 180°С) повышается на 33% — Выход «широкой» дизтопливной фракции (160 — 360°С) В) уменьшилась на 7,5% — Выходная фракция 320-360°С, содержащая тугоплавкие парафины С20-С24, значительно ухудшающие низкотемпературные свойства дизельного топлива (ДТ), снизился на 15%. Переноска из большой серии опытов можно сказать, что наиболее типичный график изменения свойств переработанной нефти (в этот режим) это.

6. Третья серия опытов дала следующие результаты 1. В качестве результат безхимической переработки сырой нефти с помощью нашей промышленной машины происходят изменения углеводородного состава, что сопровождается значительным снижением вязкости (19%) и плотности (9 единиц). 2. общее количество легких фракций, в результате обработки увеличилась на 3,5%, что свидетельствует об интенсивном разложение остаточной углеводородной фракции нефти (360° С). Следует учитывать, что наши испытания проводились с смесь сырой нефти и газового конденсата. Таким образом, ожидаемый влияние на нормальную или тяжелую вязкую нефть будет выше. 3. Результат переработки природного масла (в выбранном режиме обработки), количество легких фракций сильно смещено в сторону бензина. Это доказывает, что процесс интенсивный деструкция остаточной углеводородной фракции 360 °С . с образованием более коротких молекул (с меньшим числом атомов углерода атомов в молекуле) и радикалы. А также содействие фракционный состав в интервале температур до 360 °С, при этом часть дизельная фракция углеводородов уходит в бензин. В результате подготовки нефти, значительно повышенное содержание углеводородов C5-C6, которые являются чрезвычайно ценным компонентом в качестве сырья. для процесса изомеризации. 4. Несмотря на уменьшение количества дизельной фракции, низкотемпературный свойства будущих дизельных топлив будут намного лучше, значительное снижение доли тугоплавких парафинов С20-С24. Это сильно влияет на уровень Точки Облака и минимальная температура фильтруемости топлива. В то же время диапазон температур кипения 20% и 90%, определяющая лояльность к действию депрессорных присадок остается неизменной, что это очень положительный результат. Т.е. есть одновременное улучшение низкотемпературных свойств дизельного топлива за счет снижения доли тугоплавких парафинов углеводороды, сохраняющие высокую восприимчивость к действию депрессантов Позволяет производить дизельное топливо с более высокой низкотемпературной характеристики. 7. При необходимости параметры процесса могут значительно измениться, тем самым интенсифицировать содержание легких фракций в нужном интервале температур, для обеспечения индивидуальных потребностей. 8. Почему мы говорим о выборе индивидуальной обработки? Пример: Во время обработки новая партия сырой нефти от «Лениногорскнефть» (Татнефть), получены следующие результаты: Плотность увеличивается, объем бензиновой фракции увеличивается не изменено, объем дизельной фракции увеличен на 5-7%, но в конце (340-360 градусов). В результате увеличения при исследовании легких фракций в диапазоне до 360 градусов увеличился на 10,2%! Вязкость при 20 градусах Цельсия увеличилась на 12%. Уже дроби: 1. Начальная точка — 85°С + 200%. 2. Начальная точка — 150:С+18%. 3. 85-180: +9%. 3. 160-360 + 6%. 4. 180-360: +7,3%. 5. 180-320: +1,85%.

9. Дополнительная информация. Упрощенная «нарезка» этой технологии судили в Турции, Кременчуге ( НПЗ Украины со смесью нефти и газового конденсата) и Полтавской (Украина — с смесь нефти и газового конденсата). Эта «упрощенная резка» из соображений безопасности технологии и оценки воздействия по нефти в упрощенном формате. В результате увеличился дизель фракция до 2-2,5%. Особого внимания заслуживает факт разрушения тяжелых гудронов. (по лаборатории сырая вспышка башни до 540 градусов оригинала и обработанное масло, представляет большой практический интерес для более поздних каталитических растрескивание).

Низ фото — 2 образца мазута (М-100), изготовленные в лето 2009 года. Капля мазута слева — стандартный мазут М-100. Капля мазута правильная — то же самое мазут обработано на гомогенизаторе мазута TRGA-10 в 2009 г.. Видим, что справа капля более сухая , т.е. при тех же условиях (объем, поверхностное испарение, температура и время) более высокие количества углеводородов, испаряющихся справа. т.е. дробный состав тяжелого мазута, который гомогенизировали 6 лет назад, все еще легче, чем тот же оригинальный мазут.

10. Таким образом, общие выводы. 1. Данная технология, которая прошла испытания при участии самые именитые российские нефтяные институты. Факты увеличивающие объем светлых нефтепродуктов, при предварительной, нехимической переработке сырой нефти, используя наше оборудование и другие технологические приемы — убедительно доказано. ТЕСТ ЦЕНТР Всероссийский научно-исследовательский институт нефтепереработки ( ВНИИ НП ) (2), 25-й Государственный научно-исследовательский институт Химмотология МО РФ Министерство ( 25-й НИИ) (3) . Аппарат лабораторный семейства АРН по «Способу Б», в по ГОСТ 2177-99 и ASTM Д 2892 . 2. Все экспериментальные работы, выполненные на нашем промышленном оборудовании и вероятность отрицательного эффекта масштаба равна нулю . 3. Средний диапазон повышенный объем легких фракций бензина и/или дизельного топлива с 3,5 до 7%. 4. диапазон зависит от состава исходного масла и режим лечения. 5. режим обработки может быть выбран экспериментально в заданном направлении, а именно — на увеличение дизеля фракция или фракция прямогонного бензина. 6. По кстати, у нас есть «моноприсадки» , которые позволяют повысить октановое число прямогонного бензина до 92 единиц. (Это не пакет присадок). 7. Этот проект может быть реализован на вашем НПЗ, если: предоставление точные данные вашей перегонки нефти, точная постановка задачи (определение цели — какую фракцию увеличить ) и краткие исследовательские работы по вашему маслу и по нашей установке в Москве. 8. Что я могу сказать о деньгах ? Тебе нужно эта установка для Вас НПЗ или нет? Простой пример. Увеличение объема светлых нефтепродуктов (легкие фракции дизельного топлива или бензина) по 1% , для Кременчугского НПЗ (Украина), при 45% загрузке светлым нефтепродуктом, по по расчетам своих специалистов , обеспечивает экономическую пособие $ 400 000 в месяц. 9. Что могу сказать о ходовой время нашего оборудования? Минимум 2 года. Многие наши системы надежно работают 4-5 лет… 10. Что мне нужно добавить важное? Интернет полный ссылок к таким технологиям. Но они работают только в лаборатории или в макетах лабораторных рабочих столов, или, чаще, их авторы никогда не проводил сравнительных испытаний в лаборатории сырая вспышка башни…   11. Информация для инвесторов. Мы приглашаем Вас к совместной работе по использованию этой технологии. Почему ? 1. Этот метод очень сложный украсть. Оборудование для клиента будет использоваться дизайн гомогенизаторов, который никогда не производился ранее и он будет производиться исключительно для этой цели. Новая «нефть» гомогенизаторы серии TRGA, имеют меньшее гидравлическое сопротивление, более ударопрочные на масле, большая производительность и минимальное загрязнение. Это не роторный гомогенизатор — монстры размером с двигатель микроавтобуса, это не улучшенные варианты спирто-водосмесителей, наши системы безопасны для долгосрочной эксплуатации, экономят вашу энергию, увеличивают свой доход и капитализацию, снижение затрат на мазут и количество отработанного масла в виде остатков гудрона и шлама. 2. Многие используемые технические решения «неочевидно» и находятся вдали от обычные схемы. 3. Каждому проекту предшествует индивидуальная малозатратная исследовательская работа по определению оптимального или желаемого режим . Эта процедура дает заказчику возможность убедиться в реальности наших предложений и технических решений, а для нас в реальных намерениях каждого клиента. 4. Мы не продаем и никогда не будем продавать малогабаритные установки «на суд» — т.е. полностью исключена возможность утечки технической информации. 5. Для дальнейшей интенсификации процесса изменений во фракционном составе масла можем предложить изготовление на заказ присадки собственного производства , эффект от применения один кратно превышает их стоимость. 6. Стоимость всей системы намного больше средств для промышленного шпионажа для большей части НПЗ. Таким образом, ваши инвестиции и финансовые интересы значительно защищены от копирования.

дом стр. Фото оборудования — не опубликовано. Автор фото и большая часть результатов: Андрей Серов (Москва) и немного я…

Все права защищены 2006-2026

дом страница

Оборудование для контроля качества нефти и сжиженного природного газа

ГОСТ Р 54389-2011 «Конденсат газовый стабильный. Технические условия» вступили в силу с 1 июля 2012 года. Это первый нормативный документ, регламентирующий качество конденсата, получивший статус государственного стандарта. Так как технические условия на данный продукт предполагают перечень анализов, идентичных анализам товарного масла по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Технические условия», считаем правильным позиционировать одну из наших линеек как оборудование для анализа газового стабильного конденсата и товарной нефти.

Очевидно, что в ближайшее время ожидается переоснащение лабораторий ГПЗ. Так что будем рады, если наши технические решения станут не только полезным источником информации, но и основой для составления заявок на оборудование.

Перечисленные ниже пакеты предлагались в 2001-2002 годах как готовые решения для реализации стандартных методов анализа товарной нефти. Пакеты появились накануне введения новой спецификации масел ГОСТ Р 51858-2002 и постепенно стали классическими случаями реализации методов контроля качества, включенных в этот стандарт. За прошедшие годы пакеты не претерпели существенных изменений – появились новые модели, усовершенствовались технические решения. Постепенно эти методы стали стандартами оснащения производственных лабораторий нефтедобывающих предприятий Западной Сибири.

Все исследования по контролю качества нефти можно разделить на несколько групп:

1. Ежесменно – проводится для каждой партии нефти:

• Проверка плотности, относительной плотности и плотности в градусах API денситометром по ГОСТ 3900-85, ГОСТ Р 51069-97
• Определение плотности нефти и нефтепродуктов цифровым анализатором по ASTM D 5002
• Определение содержания серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии по ГОСТ Р 51947-2002, ASTM D 4294
• Определение массовой доли воды в нефти и нефтепродуктах по ГОСТ 2477-65, метод Дина-Старка
• Испытание на содержание воды в сырой нефти в соответствии с ASTM D 4377, метод Карла Фишера
• Испытание на содержание солей хлора в танковом масле по ГОСТ 21534-76

 

2. Декада – не реже одного раза в 10 дней:

• Испытание на содержание механических примесей в масле танковых по ГОСТ 6370-83
• Испытание на давление насыщенных паров масла по ГОСТ 1756-200, ASTM D 323
• Определение сероводорода, метил- и этилмеркаптана в нефти хроматографическим методом по ГОСТ Р 50802-95
• Определение содержания хлорорганических соединений в масле по ASTM D 4929, ГОСТ Р 52247-2004
• Испытание на парафин по ГОСТ 11851-85
• Испытание на фракционное содержание масла по ГОСТ 2177-99, ASTM D 86

 

3.