Учеба
Разная информация
Ссылки на сторонние ресурсы
Партнеры

b9d1c2f1
Опрос
Помог ли вам этот сайт?


Топ новости


Срез знаний по техническому анализу и контрою производства

ГБОУ СПО «Салаватский индустриальный колледж»

Тестовые задания
для среза знаний по дисциплине
«Технический анализ и контроль производства»
(для студентов специальности 240404 «Переработка нефти и газа»)

Тестовые задания по темам
Инструкция: выбрать правильный ответ
Тема: « Анализ газов»
1. Для отбора проб газа из производственных аппаратов и трубопроводов применяются
1) стеклянные бутыли в тяжелой металлической оправе;
2) стеклянные аспираторы;
3) пробоотборник ПО-1;
4) пробоотборник ПН-8

2. Прибор для проведения анализа газовых смесей
1) колориметр;
2) спектрофотометр;
3) хроматограф;
4) пикнометр.

3. Физико-химическая сущность любого хроматографического метода анализа газовых
смесей состоит в селективной сорбции компонентов смеси
1) твердыми поглотителями с последующей их раздельной десорбцией при помощи любого
газа-носителя;
2) жидкими поглотителями с последующей их раздельной десорбцией при помощи
любого газа-носителя;
3) твердыми или жидкими поглотителями с последующей их раздельной десорбцией при
помощи инертного к данному сорбенту газа-носителя;

4) твердыми или жидкими поглотителями с последующей их одновременной десорбции при
помощи газа-носителя.

4. Анализируемый газ вводится в колонку хроматографа через дозаторы
1) отдельно;
2) в потоке газа-носителя;
3) в потоке адсорбента;
4) в потоке абсорбента.

5. Все методы хроматографического анализа основаны на принципе распределения
компонентов анализируемой смеси между двумя несмешивающимися фазами
(подвижной и неподвижной), неподвижной фазой является
1) газ-носитель;
2) любая жидкость;
3) испытуемая смесь газов;
4) твердый или жидкий сорбент.

6. Количественную расшифровку хроматограммы, состоящей из серии пиков, производят
1) по площади пиков;
2) по параметру пиков;
3) по объему пиков;
4) по сумме объемов пиков;

В интернете можно заказывать все что угодно. В интернет интим магазин ходить куда лучше, чем в обычный магазин.


7. При хроматографическом анализе газовой смеси компоненты газовой смеси в газе-
носителе обнаруживаются с помощью прибора
1) терморегулятора;
2) детектора;
3) потенциометра;
4) дозатора.

8. Плотность газа определяют
1) методом взвешивания определенного объема газа и воздуха при атмосферном давлении и
комнатной температуре;

2) спектральным анализом;
3) потенциометрическим анализом;
4) рефрактометрическим анализом.

9. В газожидкостной хроматографии неподвижной фазой служит
1) летучая жидкость, распределенная по поверхности твердого носителя в виде жидкой
пленки;
2) нелетучая жидкость, распределенная по поверхности твердого носителя в виде жидкой
пленки;

3) твердое пористое вещество;
4) инертный газ.

10. При проведении хроматографического метода анализа фиксируемые физические
параметры газа на выходе из колонки преобразуются в электрические сигналы,
которые регистрируются
1) детектором;
2) терморегулятором;
3) потенциометром;
4) дозатором.

11. Газожидкостная хроматография основана
1) на различной растворимости компонентов газовой смеси в жидкой неподвижной фазе;
2) на различной растворимости компонентов газовой смеси в жидкой подвижной фазе;
3) на одинаковой растворимости компонентов газовой смеси в жидкой неподвижной фазе;
4) на одинаковой растворимости компонентов газовой смеси в жидкой подвижной фазе.

12. Определение плотности газа проводится
1) в аспираторе;
2) в газовом пикнометре;
3) в калориметре;
4) в сухом газометре.

13. Компоненты исследуемой газовой смеси обладают различным сродством к сорбенту и
распределяются по длине колонки хроматографа на отдельные зоны
1) в порядке увеличения своих сорбционных свойств;
2) в порядке уменьшения своих сорбционных свойств;
3) в порядке уменьшения своих десорбционных свойств;
4) беспорядочно.

14. Знание плотности газа необходимо
1) при эксплуатации газовых месторождений;
2) при определении массы или объема газа;
3) для подсчета состава двух- или многокомпонентного газа;
4) все выше перечисленное.

15. Неподвижной фазой при проведении газоадсорбционной хроматографии служит
1) нелетучая жидкость, распределенная на поверхности твердого носителя в виде жидкой
пленки;
2) летучая жидкость, распределенная на поверхности твердого носителя в виде жидкой
пленки;
3) твердое пористое вещество;
4) инертный газ.

16. Подвижной фазой при проведении газоадсорбционной хроматографии является
1) активный уголь;
2) инертный газ;
3) силикагель;
4) активный оксид алюминия.

17. Отбор проб газа из производственных аппаратов проводят
1) в стеклянные бутыли;
2) в баллоны;
3) в пробоотборник ПО-1;
4) в сухие газометры.

18. При хроматографическом методе анализа газовой смеси анализируемый газ вводится
через дозаторы в потоке газа-носителя
1) в детектор;
2) в хроматографическую колонку;
3) в потенциометр;
4) в термостат.

Тема: « Анализ нефти»
19. Содержание воды в нефти определяется методом
1) отстаивания;
2) фильтрования;
3) экстракции;
4) азеотропной перегонки.

20. При определении механических примесей в нефти навеску испытуемой обезвоженной
нефти растворяют в горячем бензине для
1) уменьшения вязкости;
2) уменьшения плотности;
3) увеличения вязкости;
4) выделения механических примесей.

21. Метод определения содержания солей в нефти заключается в экстрагировании
солей из нефти горячей водой и титровании водной вытяжки хлоридов раствором
1) нитрата ртути;
2) нитрата меди;
3) щелочи;
4) кислоты.
22. При определении солей в нефти используют индикатор - спиртовой раствор
1) фенолфталеина;
2) дифенилкарбазида;
3) метилового оранжевого;
4) нитрозинового желтого дельта.


23. Присутствие механических примесей в моторных топливах и в смазочных маслах по
техническим нормам
1) допустимо;
2) допустимо в минимальных количествах;
3) недопустимо;
4) нормируется стандартами.

24. При анализе нефти аппарат АРН-2 применяется для определения
1) содержания воды;
2) содержания серы;
3) кислотности;
4) фракционного состава.

25. При определении содержания воды в нефти методом азеотропной перегонки нагрев
колбы регулируют так, чтобы в приемник-ловушку стекало конденсата
1) 14 – 16 капель в секунду;
2) 10 – 12 капель в секунду;
3) 6 – 8 капель в секунду;
4) 2 – 4 капли в секунду.

26. Для определения содержания механических примесей навеску испытуемой
обезвоженной нефти растворяют в горячем бензине и раствор
1) фильтруют через сухой бумажный фильтр;
2) отстаивают и отделяют осадок;
3) центрифугируют и отделяют осадок;
4) осветляют.

27. Определение содержания солей в нефти заключается в экстрагировании их из нефти
1) горячим этиловым спиртом;
2) горячей водой;
3) горячим бензином;
4) горячим керосином.

28. Прибор для определения содержания воды в нефти состоит из
1) делительной воронки и колбы;
2) колбы, приемника-ловушки и холодильника
3) абсорбера, брызгоулавливателя и лампового стекла;
4) колбы Бунзена и воронки Бюхнера.

29. При определении содержания солей в нефти стакан с промывными водами
устанавливают на плитку и кипятят для удаления
1) сернистого ангидрида;
2) серного ангидрида;
3) сероводорода
4) оксидов углерода.

30. Если обводненность нефти более 10%, то при определении содержания воды в нефти
навеску исходного вещества
1) берут по методике;
2) берут среднюю;
3) увеличивают;
4) уменьшают.
31. Наличие в нефти, поступающей на переработку, солей оказывает вредное влияние на
работу НПЗ, так как они откладываются в трубах теплообменников и печей и
1) снижают коэффициент теплопередачи;
2) увеличивают коэффициент теплопередачи;
3) снижают теплоемкость нефтепродуктов;
4) увеличивают теплоемкость нефтепродуктов.

32. Если при определении содержания воды в нефти отгоняется небольшое количество
воды и растворитель долго не становится прозрачным, в этом случае приемник-
ловушку помещают до осветления растворителя
1) на 5 минут в горячую воду;
2) на 5 минут в холодную воду;
3) на 20 минут в горячую воду;
4) на 20 минут в холодную воду.

33. При определении содержания солей в нефти водную вытяжку хлоридов титруют
раствором нитрата ртути до появления слабого
1) синего окрашивания;
2) зеленого окрашивания;
3) сине-зеленого окрашивания;
4) розового окрашивания.

34. Индикатор – 1%-ный спиртовой раствор дифенилкарбазида используется при
определении
1) общей серы в светлых нефтепродуктах;
2) кислотности светлых нефтепродуктов;
3) содержания солей в нефти;
4) общей жесткости технической воды.

35. Методом азеотропной перегонки определяют содержание в нефти
1) солей;
2) воды;
3) механических примесей;
4) золы.

36. Содержание воды в нефти определяют методом азеотропной перегонки, который
заключается
1) в отгоне воды в приемник-ловушку;
2) в охлаждении нефти и последующей перегонки с выделением воды;
3) в отгонке воды и растворителя с последующим их разделением в градуированном
приемнике-ловушке на два слоя;

4) в отгоне одного растворителя.

37. Методом экстрагирования горячей водой и титрования водной вытяжки раствором
нитрата ртути определяют содержание в нефти
1) механических примесей;
2) органических кислот;
3) парафинов;
4) солей.

38. Прибор, состоящий из колбы, приемника-ловушки и холодильника, применяют для
определения содержания в нефти
1) воды;
2) солей;
3) механических примесей;
4) золы.

Тема: « Анализ нефтяных топлив»
39. При определении фракционного состава бензина определяют температуру начала
кипения и температуру перегонки 10% бензина, которые характеризуют
1) быстроту прогрева двигателя;
2) пусковые свойства топлива;
3) качество образования топливно-воздушной смеси;
4) полноту испарения бензина.

40. Качественная проба на свободную серу и активные серусодержащие соединения в
составе светлых нефтепродуктов
1) испытание на свинцовую пластинку;
2) испытание на серебряную пластинку;
3) испытание на медную пластинку;
4) испытание на алюминиевую пластинку.

41. Температура застывания топлив зависит от содержания растворенных в них
1) аренов;
2) нафтенов;
3) углеводородов смешанного строения;
4) парафинов и церезинов.

42. Октановое число является условным показателем
1) детонационной стойкости бензинов;
2) воспламеняемости бензинов;
3) антикоррозионных свойств бензинов;
4) химической стойкости бензинов.

43. Теплоту сгорания жидких топлив определяют сжиганием топлива
1) в муфельной печи;
2) в калориметре;
3) в сушильном шкафу;
4) в анализаторе.

44. По давлению насыщенных паров бензина можно судить
1) о качестве образования топливно-воздушной смеси;
2) о быстроте прогрева двигателя;
3) о пусковых свойствах бензина;
4) о полноте испарения бензина.

45. Единица измерения относительной плотности нефтепродуктов
1) кг/м3;
2) г/см3;
3) г/л;
4) безразмерная величина.

46. Температуру вспышки топлив определяют на приборе
1) ТВЗ;
2) бомба Рейда;
3) ФЭК;
4) ИРФ.

47. Давление насыщенных паров бензина определяют на приборе
1) бомба для окисления;
2) манометре;
3) бомба Рейда;
4) АФС-1п.

48. Содержание общей серы в светлых нефтепродуктах определяют ламповым методом,
сущность которого заключается в сжигании навески нефтепродукта в стеклянной
лампочке с фитилем и поглощении образовавшегося при этом сернистого газа
раствором
1) едкого натра;
2) едкого кали;
3) карбоната калия;
4) карбоната натрия.

49. Цетановое число дизельных топлив является условным показателем
1) самовоспламеняемости;
2) детонационной стойкости;
3) фракционного состава;
4) коксуемости.

50. Для характеристики низкотемпературных свойств нефти, нефтяных масел, дизельных
и котельных топлив введен следующий показатель
1) температура помутнения;
2) температура застывания;
3) температура начала кристаллизации;
4) температуры помутнения и начала кристаллизации.

51. При определении фракционного состава бензина определяют температуру перегонки
50% бензина, которая характеризует
1) пусковые свойства топлива;
2) полноту испарения бензина;
3) быстроту прогрева двигателя и качество образования топливно-воздушной смеси;
4) конец кипения топлива.

52. При определении фракционного состава бензина определяют температуру перегонки
90% бензина, которая характеризует
1) пусковые свойства топлива;
2) быстроту прогрева двигателя;
3) качество образования воздушно-топливной смеси;
4) полноту испарения бензина.

53. По давлению насыщенных паров бензина судят о содержании в нем
1) легкоиспаряющихся фракций;
2) тяжелых фракций;
3) ароматических углеводородов;
4) непредельных углеводородов.

54. Условным показателем воспламеняемости дизельного топлива является
1) люминометрическое число;
2) цетановое число;
3) октановое число;
4) сортность.

55. Теплоту сгорания реактивных топлив расчетным способом определяют по значению
1) вязкости и анилиновой точки;
2) температуры вспышки и анилиновой точки;
3) плотности и анилиновой точки;
4) анилиновой точки.

56. Фракционный состав бензина определяют на приборе
1) АСЭ-1;
2) АФС-1п;
3) ИКН-025;
4) ПЭ-5300В.

57. При определении давления насыщенных паров бензина металлическую бомбу
погружают в водяную баню, нагретую до
1) 180С;
2) 280С;
3) 380С;
4) 580С.

58. Качественную пробу на активные сернистые соединения в составе бензинов проводят
1) воздействием разбавленных минеральных кислот;
2) ламповым методом;
3) методом сжигания в трубке;
4) испытанием на медную пластинку.

59. Для автомобильных бензинов в соответствии со стандартом допускается кислотность
не более
1) 3мг КОН на 100мл испытуемого нефтепродукта;
2) 5мг КОН на 100мл испытуемого нефтепродукта;
3) 8мг КОН на 100мл испытуемого нефтепродукта;
4) 10мг КОН на 100мл испытуемого нефтепродукта.

60. На температуру вспышки нефтепродукта оказывает влияние
1) содержание воды;
2) атмосферное давление и влажность воздуха;
3) содержание серы;
4) содержание механических примесей.

61. Для характеристики низкотемпературных свойств карбюраторных и реактивных
топлив, содержащих ароматические углеводороды, введен показатель
1) температура помутнения;
2) температура застывания;
3) температура начала кристаллизации;
4) температура плавления.

62. Плотность нефтепродуктов определяют с помощью прибора
1) рефрактометра:
2) хроматографа;
3) потенциометра;
4) нефтеденсиметра.

63. В основе всех методов оценки детонационной стойкости бензинов лежит принцип
сравнения испытуемого топлива со смесями эталонных топлив, которые состоят
1) из изооктана и н-гептана;
2) из октана и пентана;
3) из изооктана и гексана;
4) из октана и гексана.

64. При определении фракционного состава бензина на приборе АФС–1п датчик
температуры в колбу для перегонки с подготовленной пробой нефтепродукта
устанавливают так, чтобы верхний край чувствительного элемента датчика находился
1) на уровне нижнего края отводной трубки в месте ее припоя;
2) на уровне верхнего края отводной трубки в месте ее припоя;
3) выше отводной трубки;
4) ниже отводной трубки.

65. Прибор для определения давления насыщенных паров состоит
1) из топливной камеры и пружинного манометра;
2) из топливной камеры, воздушной камеры и пружинного манометра;
3) из воздушной камеры и пружинного манометра;
4) из топливной, воздушной камеры и тонометра.

66. Общую серу в нефтепродуктах определяют на приборе
1) АФС-1п;
2) ИКН-025;
3) АСЭ-1;
4) ПЭ-5300В.

67. Кислотность бензинов, керосинов и дизельных топлив выражается
1) в мг КОН на 1г испытуемого нефтепродукта;
2) в мг NaОН на 1г испытуемого нефтепродукта;
3) в мг NaОН на 100мл испытуемого нефтепродукта;
4) в мг КОН на 100мл испытуемого нефтепродукта.

68. Температурой вспышки называется та температура, при которой пары
нефтепродукта, нагреваемого в определенных стандартных условиях, образуют с
окружающим воздухом смесь, которая
1) вспыхивает при поднесении к ней пламени;
2) загорается при поднесении к ней пламени и горит не менее 5с;
3) загорается при поднесении к ней пламени и горит не менее 20с;
4) воспламеняется самопроизвольно без внешнего источника пламени.

69. Зная температуру застывания, можно в какой-то мере судить о количественном
содержании в продукте
1) аренов;
2) парафина;
3) нафтенов;
4) алкенов.

70. Высшая теплота сгорания горючих материалов отличается от низшей на количество
теплоты, которое выделяется
1) при неполном сгорании топлива;
2) при образовании водяных паров;
3) при конденсации образовавшихся при сгорании водяных паров;
4) при полном сгорании топлива.

71. Повышение цетанового числа дизельных топлив можно достигнуть
1) снижением концентрации н-парафинов;
2) увеличением содержания аренов;
3) одновременным снижением концентрации н-парафинов и увеличением содержания
аренов;
4) одновременным увеличением концентрации н-парафинов и снижением содержания
аренов.

72. Октановое число бензина определяют методом
1) моторным и исследовательским;
2) совпадения вспышек;
3) потенциометрическим;
4) колориметрическим.

73. Давление насыщенных паров является одним из показателей
1) окисляемости бензинов;
2) испаряемости бензинов;
3) сортности топлива;
4) воспламеняемости топлива.

74. Относительной плотностью вещества называется
1) отношение его массы к массе чистой воды при 200С, взятой в том же объеме;
2) отношение его массы к массе чистой воды при 150С, взятой в том же объеме;
3) отношение его массы к массе чистой воды при 40С, взятой в том же объеме;
4) отношение его массы к массе чистой воды при 00С, взятой в том же объеме.

75. При определении фракционного состава бензина пусковые свойства топлива
характеризует температура, при которой перегоняется бензина
1) 10%;
2) 50%;
3) 90%;
4) 95%.

76. На приборе АФС-1п определяют
1) оптическую плотность;
2) содержание серы;
3) фракционный состав;
4) давление насыщенных паров.

77. Испытание воздействия нефтепродукта на медную пластинку является весьма
чувствительной качественной пробой на присутствие
1) сульфидов;
2) полисульфидов;
3) производных тиофена;
4) активных серосодержащих соединений.

78. Прибор калориметр предназначен для определения
1) теплоты сгорания жидких топлив;
2) температуры вспышки;
3) анилиновой точки;
4) зольности нефтепродуктов.

79. Бомба Рейда используется при анализе нефтяных топлив для определения
1) фракционного состава;
2) давления насыщенных паров;
3) индукционного периода;
4) непредельных углеводородов.

80. Условным показателем детонационной стойкости бензинов является
1) цетановое число;
2) сортность;
3) октановое число;
4) люминометрическое число.

81. Полноту испарения бензина при определении фракционного состава характеризует
температура, при которой перегоняется бензина
1) 10%;
2) 40%;
3) 50%;
4) 90%.

82. На приборе АСЭ-1 определяют
1) давление насыщенных паров;
2) фракционный состав;
3) содержание общей серы;
4) концентрацию углеводородов.

83. При выполнении качественного анализа на присутствие активных серосодержащих
соединений медную пластинку опускают в пробирку с испытуемым нефтепродуктом и
помещают в водяную баню, нагретую
1) до 400С на 2часа;
2) до 500С на 3часа;
3) до 600С на 4часа;
4) до 700С на 5часов.

84. Нефтеденсиметрами определяют
1) температуру застывания;
2) показатель преломления;
3) вязкость;
4) плотность.

85. Давление насыщенных паров бензина определяют на приборе
1) бомба Рейда;
2) бомба для окисления;
3) манометр;
4) тонометр.

86. Прибор ТВЗ предназначен для определения
1) температуры вспышки;
2) температуры плавления;
3) температуры застывания;
4) температуры кристаллизации.

87. Количественное определение цетанового числа основано на методе совпадения
вспышек испытуемого топлива с эталонным топливом, которое состоит
1) из цетана и -метилнафталина;
2) из цетана и пентана;
3) из цетана и нафталина;
4) из цетана и гептана.

88. Температура начала кристаллизации служит для характеристики
низкотемпературных свойств
1) дизельных топлив;
2) карбюраторных и реактивных топлив, содержащих арены;
3) котельных топлив;
4) нефтяных масел.

Тема: « Анализ нефтяных масел и смазок»
89. Условную вязкость масел определяют
1) в металлических вискозиметрах;
2) в вискозиметре Пинкевича;
3) в вискозиметре ВПЖМ;
4) в вискозиметре ВПЖ-2.

90. Сущность определения натровой пробы состоит в том, что при действии раствора
едкого натра из испытуемого масла извлекаются в виде солей примеси нефтяных
кислот. После подкисления эти соли вновь переходят в кислоты, что вызывает
помутнение раствора. Степень помутнения измеряют
1) по коэффициенту пропускания;
2) по оптической плотности и выражают в баллах;
3) по концентрации щелочного раствора;
4) по концентрации кислот.

91. При определении условной вязкости водным числом вискозиметра ВУ называется
время истечения из него при температуре 200С дистиллированной воды
1) 100мл;
2) 200мл;
3) 300мл;
4) 400мл.

92. О степени консистенции, или густоты, пластичной смазки судят по
1) температуре каплепадения;
2) пределу прочности;
3) пенетрации;
4) коллоидной стабильности.

93. Кислотное число нефтяных масел определяют методом
1) экстракции;
2) азеотропной перегонки;
3) хемосорбции;
4) потенциометрического титрования.

94. Единица измерения условной вязкости нефтепродуктов
1) величина безразмерная;
2) м2/с;
3) пуаз;
4) стокс.

95. Температурой каплепадения называется температура, при которой в результате
нагревания в стандартных условиях падает первая капля испытуемой смазки из
капсюля
1) спиртового термометра;
2) термометра Уббелоде;
3) цифрового термометра;
4) электронного термометра.

96. Температура каплепадения характеризует эксплуатационные возможности
испытуемой смазки для работы
1) при повышенных температурах;
2) при пониженных температурах;
3) при средних температурах;
4) при любых температурах.

97. Смазочные масла не должны вызывать коррозии металлов, что оценивается
1) кислотностью:
2) кислотным числом;
3) содержанием воды;
4) зольностью.

98. По натровой пробе масла судят
1) о содержании воды;
2) о содержании механических примесей;
3) о вязкости;
4) о степени очистки масла.

99. Для определения температуры вспышки нефтепродуктов применяют приборы
1) полуоткрытого типа;
2) открытого и закрытого типа;
3) калориметры;
4) колбонагреватели.

100. Эксплуатационные возможности работы пластичных смазок при повышенных
температурах характеризует
1) температура каплепадения;
2) коллоидная стабильность;
3) термическая стабильность;
4) химическая стабильность.

101. Нефтяные масла должны противостоять окислению кислородом воздуха, что
определяет их
1) термическую стабильность;
2) коллоидную стабильность;
3) антикоррозионные свойства;
4) химическую стабильность.


Тема: « Анализ твердых нефтепродуктов»
102. Температуру размягчения битума определяют на приборе
1) дуктилометр;
2) пластометр;
3) «кольцо и шар»;
4) пенетрометр.

103. За температуру плавления парафина принимают
1) температуру перехода в жидкое состояние компонентов, входящих в состав парафина;
2) среднюю температуру кипения парафина;
3) среднюю температуру начала кристаллизации парафина;
4) среднюю температуру застывания компонентов, входящих в состав парафина.

104. При отборе проб нефтяного кокса масса пробы составляет
1) 1 – 2кг;
2) 2 – 3кг;
3) 3 – 4кг;
4) 5 – 6кг.

105. По пенетрации битума судят о его
1) механической прочности;
2) степени мягкости или твердости;
3) растяжимости;
4) хрупкости.

106. К повышению температуры размягчения битума ведет
1) увеличение содержания аренов;
2) уменьшение содержания аренов;
3) увеличение содержания смол и асфальтенов;
4) уменьшение содержания смол и асфальтенов.

107. При оценке качества нефтяного кокса нормируются следующие показатели:
1) содержание влаги, золы и серы;
2) выход летучих и механическая прочность (истираемость);
3) истинная плотность кокса после прокаливания
4) все выше перечисленное.

108 Температуру размягчения битума снижают
1) увеличение содержания смол;
2) неполимеризующиеся и трудноокисляемые масла;
3) увеличение содержания асфальтенов;
4) содержание аренов.

109. Для определения содержания влаги навеску испытуемого кокса в бюксе
выдерживают в термостате
1) при 50 – 600С 1 час;
2) при 70 – 800С 1,5 часа;
3) при100-1050С 2 часа;
4) при 3000С 3часа.

110. Выход летучих в нефтяном кокса определяют в муфельной печи
1) при температуре 5500С, длительность нагревания 4мин;
2) при температуре 6500С, длительность нагревания 5мин;
3) при температуре 7500С, длительность нагревания 6мин;
4) при температуре 8500С, длительность нагревания 7мин.

111. Температуру плавления парафина определяют на приборе
1) Жукова;
2) Уббелоде;
3) «кольцо и шар»;
4) дуктилометр.

112. Летучие вещества выделяют из кокса
1) при его охлаждении;
2) при его нагревании без доступа воздуха;
3) при его нагревании в присутствии воздуха;
4) при его нагревании в присутствии кислорода.

113. За температуру размягчения битума принимают
1) температуру, при которой битум переходит в капельно-текучее состояние;
2) температуру плавления;
3) температуру застывания;
4) температуру, при которой битум переходит в эластичное состояние.

114. Определение содержания золы состоит в сжигании навески кокса с последующим
прокаливанием
1) при 3500С полученного сухого остатка;
2) при 4500С полученного сухого остатка;
3) при 6500С полученного сухого остатка до полного озоления;
4) при 9000С полученного сухого остатка до полного озоления.

115. Масса пробы нефтяного кокса для анализа составляет
1) 0,1 – 0,5кг;
2) 1 – 2кг;
3) 2 – 3кг;
4) 3 – 4кг.

Тема: « Анализ катализаторов»

116. Количество воды в катализаторе может меняться в зависимости
1) от температуры воздуха;
2) от давления и механической прочности;
3) от природы катализатора, условий его получения и относительной влажности воздуха;
4) от насыпной плотности.

117. Для шарикового алюмосиликатного катализатора по техническим условиям массовая
доля целевой фракции (2,5 – 5мм) должна быть не менее
1) 96%;
2) 95%;
3) 94%;
4) 93%.

118. К физико-механическим свойствам катализатора относятся
1) содержание золы и серы;
2) выход летучих и механическая прочность;
3) плотность после прокаливания;
4) насыпная плотность, гранулометрический состав, механическая прочность.

119. По техническим условиям содержание воды в катализаторах является нормируемым
показателем и допускается для порошкообразного и шарикового алюмосиликатного
катализаторов не свыше
1) 4,5%;
2) 3,5%;
3) 2,5%;
4) 0,5%.

120. По техническим условиям содержание воды в катализаторе является нормируемым
показателем и для алюмокобальтомолибденового и алюмомолибденового
катализаторов допускается не более
1) 3,5%;
2) 4,5%;
3) 5,5%;
4) 6,5%.

121. Гранулометрический состав характеризует твердый материал
1) по прочности;
2) по количеству частиц (гранул) того или иного размера;
3) по истираемости;
4) по сыпучести.

122. Повышенное содержание воды в катализаторе
1) снижает насыпную плотность катализатора;
2) снижает механическую прочность катализатора, его активность и селективность;
3) изменяет его гранулометрический состав;
4) повышает механическую прочность катализатора.

123. Гранулометрический состав катализатора определяют
1) методом уплотнения;
2) объемным методом;
3) ситовым методом;
4) методом взвешивания.

124. Насыпная плотность катализаторов зависит от
1) селективности;
2) активности;
3) содержания примесей и влаги;
4) от размера гранул вещества, их формы и пористости.
Тема: « Анализ технической и сточных вод»
125. При количественном определении углеводородов в сточных водах их экстрагируют в
делительной воронке
1) горячей водой;
2) горячим этиловым спиртом;
3) холодной водой или этиловым спиртом;
4) легким бензином или серным эфиром.

126. Постоянную жесткость воды составляют соли, которые
1) не разлагаются при кипячении;
2) полностью разлагаются при кипячении;
3) частично разлагаются при кипячении;
4) растворяются в горячей воде.
127. Метод определения общей жесткости воды основан на способности трилона Б
образовывать бесцветные комплексы, которые почти не диссоциируют в водном
растворе с ионами
1) кальция и меди;
2) кальция и магния;
3) железа и магния;
4) меди и железа.

128. Отобранная проба сточной воды должна анализироваться
1) в день ее отбора;
2) через день после ее отбора;
3) в течение недели;
4) по требованию.

129. Карбонатная жесткость технической воды вызвана присутствием
1) гидрокарбонатов кальция и магния;
2) гидрокарбоната натрия;
3) гидрокарбоната калия;
4) гидрокарбоната хрома.

130. При определении окисляемости сточной воды, ее обрабатывают перманганатом
калия в присутствии серной кислоты; с целью учета вошедшего в реакцию
кислорода избыток перманганата калия восстанавливают
1) уксусной кислотой;
2) щавелевой кислотой;
3) муравьиной кислотой;
4) масляной кислотой.

131. Контроль сточных вод осуществляется лабораторией, которая до и после ловушек и
отстойников отбирают пробу воды
1) в начале смены и проводит ее анализ;
2) в конце смены и проводит ее анализ;
3) в середине смены и проводит ее анализ;
4) несколько раз в смену, составляет за сутки среднюю пробу и проводит ее анализ.

132 Количество окисляемых веществ, содержащихся в сточной воде, оценивается по
количеству израсходованного
1) кислорода;
2) водорода;
3) азота;
4) воздуха.

133. Содержание углеводородов в сточной воде можно определить на приборе
1) потенциометр;
2) рефрактометр ИРФ-22;
3) хроматограф;
4) концентратомер нефтепродуктов ИКН-025.

134. В сточной воде взвешенные частицы находятся
1) в виде эмульсии;
2) в растворенном виде;
3) в коллоидном и суспензионном состоянии;
4) в виде осадка.

135. Определение углеводородов в сточных водах можно определять методом
1) только качественным;
2) моторным;
3) качественным и количественным;
4) исследовательским.
правильный, Анализ, выбрать, задания, nbsp, Тестовые, газов, ответТема,
Поиск
Партнеры