Учеба
Разная информация
Ссылки на сторонние ресурсы
  • Хочешь сюда пиши админу
  • Навигация
    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,
    похожие статьи:
    Поиск
    Партнеры
    Пэт бутылка 5 литров.