1.1 Настоящий метод испытаний охватывает определение углеводородных компонентов нафты нефтяного происхождения, перечисленных в таблице 1. Компоненты, элюируемые после -нонана (точка кипения 150,8176°С), определяются как одна группа. 1.2 Данный метод испытаний применим к смесям жидких углеводородов, не содержащим олефинов (олефинов менее 2% по объему жидкости), включая первичную нафту, продукты риформинга и алкилаты. Содержание олефинов можно определить по методу испытаний D1319. Углеводородная смесь должна иметь температуру 98% 250–176°С или менее, как определено методом испытаний D3710. 1.3 Могут быть определены компоненты, которые присутствуют на уровне 0,05 массового процента или выше. 1.4 Значения, указанные в единицах СИ, следует рассматривать как стандартные. 1.5 Настоящий стандарт не претендует на решение всех проблем безопасности, если таковые имеются, связанных с его использованием. Пользователь настоящего стандарта несет ответственность за установление соответствующих мер безопасности и охраны труда и определение применимости нормативных ограничений перед использованием. Конкретные предупреждения приведены в разделе 7.
ASTM D5134-98 История
2021ASTM D5134-21 Стандартный метод испытаний для детального анализа нафты нефти через н-нонан методом капиллярной газовой хроматографии
2013ASTM D5134-13(2017) Стандартный метод испытаний для детального анализа нафты нефти через н-нонан методом капиллярной газовой хроматографии
2013ASTM D5134-13 Стандартный метод испытаний для детального анализа нафты нефти через н-нонан методом капиллярной газовой хроматографии
1998ASTM D5134-98(2008)e1 Стандартный метод испытаний для детального анализа нафты нефти через н-нонан методом капиллярной газовой хроматографии
1998ASTM D5134-98(2003) Стандартный метод испытаний для детального анализа нафты нефти через н-нонан методом капиллярной газовой хроматографии
1998ASTM D5134-98 Стандартный метод испытаний для детального анализа нафты нефти через н-нонан методом капиллярной газовой хроматографии