Экспресс метод анализа нефтепродуктов в воде

7.2.1 Определение содержания воды в топливе

Метод определения содержания воды в топливе основан на измерении подъема температуры при взаимодействии гидрида (или карбида) кальция с водой, содержащейся в испытуемом нефтепродукте.

Определение содержания воды в топливе производят с помощью судовой лаборатории СКЛАМТ-1.

При проведении анализа необходимо:

1) Отобрать пробу нефтепродукта в пробоотборник, заполнив его на ¾ объема, тщательно перемешать в течение 5 мин.

2) Налить в сухую и чистую пробирку перемешанную пробу до метки 10 мл, пробирку поместить в гнездо пенопластового футляра.

3) Опустить в пробирку термометр и выдержать пробу нефтепродукта, пока температура не сравняется с температурой окружающей среды.

4) По термометру замерить начальную установившуюся температуру испытуемого нефтепродукта.

5) Вскрыть ампулу с реактивом, высыпать его в пробирку, затем перемешать пробу нефтепродукта термометром, наблюдая за повышением температуры; максимальное показание термометра принимается за конечную температуру пробы t₂.

6) По полученной разности температур по номограмме определяют содержание воды W, %, в испытуемом топливе.

7.2.2 Определение содержания воды в мазутах

1) Пробу нефтепродукта необходимо поместить в пробоотборник, заполнив его на ¾ объема, и тщательно перемешивать в течение 5 мин. Вязкие и парафинистые мазуты предварительно нагреть до 40 – 50 о С.

2) Налить в мерный цилиндр перемешанную пробу до метки 10 мл и добавить керосин или дизельное топливо до общего объема 50мл (предварительно определив в керосине или дизельном топливе содержание воды).

3) Цилиндр закрыть пробкой и перемешивать содержимое в течение 5 мин.

4) Отобрать в сухую чистую пробирку 10 мл полученной смеси, пробирку поместить в гнездо пенопластового футляра.

5) Опустить в пробирку термометр и выдержать пробу нефтепродукта, пока его температура не сравняется с температурой окружающей среды.

6) По термометру замерить начальную установившуюся температуру испытуемого нефтепродукта t₁.

7) Вскрыть ампулу с реактивом, высыпать его в пробирку, затем перемешать пробу нефтепродукта термометром, наблюдая за повышением температуры, максимальное показание термометра принимается за конечную температуру пробы t₂.

8) По полученной разности температур по номограмме определяют содержание воды W, %, в испытуемом топливе.

Рисунок 7.1 — Зависимость содержания воды W в нефтепродуктах от изменения температуры при наличии карбида кальция (кривая 1) и гидрида кальция (кривая 2)

Повышение температуры Δt не более 0,3 о С после ввода карбида кальция в испытуемую пробу или 0,5 о С после ввода гидрида кальция и отсутствие выделения пузырьков газа свидетельствует о практическом отсутствии воды в исследуемом продукте. Время взаимодействия испытуемого нефтепродукта с карбидом и гидридом кальция составляет соответственно: 5-12 и 10-20 мин без разбавления керосином или дизельным топливом; 3-10 и 5-10 при разбавлении керосином или дизельным топливом.

7.2.3 Определение плотности топлива

Определение плотности нефтепродуктов производится денсиметрами общего назначения.

При определении используются денсиметры со следующими пределами ареометрических шкал:

Пробоотборник, заполненный топливом выдерживают при температуре окружающей среды, чтобы разность температур пробы и окружающего воздуха не превышала ± 5 о С. Температуру топлива измеряют термометром.

После выравнивания температуры топливо наливают в чистый сухой цилиндр, затем берут денсиметр, который находится на дверце лаборатории и, держа его за верхний конец, опускают в топливо. После установления и прекращения колебаний денсиметра производят отсчет по верхнему краю мениска. При отсчете глаз должен находиться на уровне мениска.

Отсчет, произведенный по шкале денсиметра, показывает плотность топлива при температуре измерения.

Для приведения плотности нефтепродукта к любой температуре делают расчет по формуле:

где t – температура, к которой приводится плотность;

t₁ – температура, при которой определяется плотность;

ρ_t , ρ_t1 – плотности нефтепродукта при соответствующих температурах;

γ – температурная поправка на плотность.

Таблица 7.1 — Температурная поправка плотности нефтепродуктов

Плотность нефтепродукта	Температурная поправка
0,690 – 0,739	0,0009
0,740 – 0,819	0,0008
0,820 – 0,889	0,0007
0,890 – 0,969	0,0006
0,970 – 1,000	0,0005

Протокол испытаний

Дата проведения анализа ____________________________

Марка нефтепродукта _______________________________

Содержание воды в топливе __________________________

Плотность топлива __________________________________

Содержание отчета

1. Краткое описание работы.

Вопросы для самопроверки

1. Как производится отбор проб при бункеровке судна?

2. Какое содержание воды допускается в дизтопливе?

3. Что такое плотность и способы ее определения?

4. Какая температура является стандартной для отечественных и иностранных нефтепродуктов?

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 6

Браковочные показатели моторных масел и методы их определения (диспергирующая способность, вязкость кинематическая, щелочное число, массовая доля воды) лабораторией СКЛАМТ-1.

Опора деревянной одностоечной и способы укрепление угловых опор: Опоры ВЛ — конструкции, предназначенные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой.

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

источник

Определение нефти и нефтепродуктов в воде можно осуществлять дифференциальными (газовая, газожидкостная и высокоэффективная жидкостная хроматография, хромато-массспектрометрия) или интегральными (гравиметрия,УФ- и ИК-спектрофотометрия, люминесценция)методами, причем интегральные методы проще и удобнее для проведения наблюдений за состоянием нефтяного загрязнения водоемов и в основном применяются в рутинном анализе.

Однако ни один из перечисленных методов не позволяет получить полную картину качественного состава НП, присутствующих в природных водах. Для исчерпывающей оценки нефтяного загрязнения необходимо применять группу методов. Вместе с тем для практических целей часто бывает вполне достаточно применение какого-либо одного интегрального метода, например ИК-спектрофотометрического или гравиметрического [11].

Гравиметрический метод

Основан на экстракции НП из пробы малополярными растворителями (хлороформ, гексан, четыреххлористый углерод, пентан, петролейный эфир, фреон (хладон) – (1,1,2-трихлор-1,2,2-трифторэтан); очистке экстракта от полярных веществ пропусканием его через колонку с сорбентом (оксид алюминия II степени активности (содержащий 3% H2O), силикагель, флоросил (основной силикат магния), удалении экстрагента путем его выпаривания и взвешивания остатка для определения суммы “нефтепродуктов”.

Обычно для анализа берут 0,1–3 литр воды, подкисляют HCl до рН

В процессе пробоподготовки и хода анализа возможны потери углеводородов, температуры кипения которых менее 100ºС. Непосредственное экстрагирование гексаном приводит к заниженным результатам. Погрешность может доходить до 30%, если исследуемая вода содержит взвешенные частицы [22].

Стандарт ISO 9377-2 не рекомендует применять для экстракции CCl4 из-за его токсичности. В России с конца 1999 г. прекращено производство тетрахлорида углерода как озоноразрушающего вещества.

Основное достоинство гравиметрического метода (одного из немногих “абсолютных” методов аналитической химии) заключается в том, что исключается необходимость использования стандартных образцов такого же качественного и количественного состава, как и исследуемая проба. Также не требуется предварительная градуировка средств измерений. В силу этого метод принят в качестве арбитражного [14].

Предел определения НП в водах при применении хладона составляет 2–4 мг/литр. Арбитражный гравиметрический метод для определения низких концентраций НП требует больших объемов анализируемой воды и растворителей. В связи с этим для повседневной работы по контролю за содержанием НП в питьевой воде и воде водоемов рекомендуется люминесцентно-хроматографический метод [6, 13]. Метод основан на хроматографическом отделении НП от полярных углеводородов и примесей воды не нефтяного происхождения в колонке с активным оксидом алюминия при использовании экстрагентов – хлороформа и гексана и дальнейшем определении выделенных нефтепродуктов люминесцентным методом. Способностью люминесцировать под действием УФ-света обладает лишь часть УВ (ароматические высокомолекулярные, особенно полициклические) и притом по-разному в зависимости от условий возбуждения.

Флуориметрический метод

Флуориметрический метод [14] (по сути мало чем отличающийся от люминесцентно-хроматографического) основан на экстракции нефтепродуктов гексаном, очистке при необходимости экстракта с последующим измерением интенсивности его флуоресценции, возникающей в результате оптического возбуждения. Метод отличается высокой чувствительностью (нижняя граница диапазона измерений 0,005 мг/литр), экспрессностью, малыми объемами анализируемой пробы (100 см3) и отсутствием значимых мешающих влияний липидов. С помощью флуориметрического метода определяются не только нефтепродукты как таковые, но и многие другие органические соединения иного происхождения.

УФ-спектрофотометрический метод

УФ-спектрофотометрический метод для определения НП в ООС применяется достаточно редко, что связано с бесструктурностью спектров поглощения НП. Разработан экспресс-метод определения суммарного содержания нефтепродуктов в воде. Методика определения тяжелых НП основана на их извлечении экстрагентом (гексан, CCl4, хлороформ, толуол) с последующим измерением оптической плотности на спектрофотометре при длинах волн 206; 265; 241 (247); 281(287) нм. Оптимальное время полного извлечения НП – 4 мин, соотношение объемов органической фазы к водной – 1:10, оптимальный интервал рН 4–7 независимо от природы растворителя.

Нижняя граница определяемых концентраций составляет 0,1 мг/литр, длительность анализа – 20мин.

Метод ИК-спектроскопии.

Для мониторинга нефтяных УВ наиболее распространен метод ИК-спектрометрии [7], который позволяет определять сумму алифатических УВ и ПАУ. При этом измеряют содержание как нефтяных УВ антропогенного происхождения, так и продуцируемых морскими организмами [2].

Соответствующие методики анализа основаны на экстракции НП из пробы органическим растворителем (CCl4 или хладон 113), очистке экстракта от полярных соединений методом колоночной хроматографии на оксиде алюминия и последующей регистрации ИК-спектра в области 2700–3200 см-1, обусловленного валентными колебаниями CH3- и CH2-групп алифатических и алициклических соединений и боковых цепей ароматических углеводородов, а также связей CH ароматических соединений.

Метод может быть реализован как в варианте регистрации спектра поглощения в указанной области с помощью традиционного или Фурьеспектрометра, так и в более простом варианте, при котором используется анализатор, измеряющий интегральное поглощение в области 2900–3000 см-1, в которой наблюдаются наиболее интенсивные полосы, соответствующие асимметричным валентным колебаниям групп CH3 и CH2.

ИК-спектроскопия применима для анализа природных вод и промышленных стоков при концентрации нефтяных углеводородов от 0,1 до 50 мг/литр (при использовании кюветы с длиной оптического пути 10 мм), не требует отгонки растворителя и нагрева экстракта, что исключает потерю УВ с низкой температурой кипения.

Преимущество метода ИК-спектроскопии меньшие потери легких фракций, чем при определении НП другими способами [13]. Нижняя граница диапазона измерения – 0,05 мг/литр. Основное достоинство метода – слабая зависимость аналитического сигнала от типа нефтепродукта, составляющего основу загрязнения пробы.

Трудности, возникающие при использовании этого метода, связаны с мешающими влияниями липидов и других полярных соединений при их высоком содержании, при котором оказывается исчерпанной емкость хроматографической колонки, применяемой для очистки экстракта. Основной недостаток метода – его неэкологичность, обусловленная применяемыми высокотоксичными растворителями. В силу указанных причин можно прогнозировать, что уже в ближайшие годы неизбежна замена ИК-спектроскопии другими методами, в первую очередь методом газовой хроматографии.

Методики определения НП в воде, основанные на гравиметрии, УФ-спектрофотометрии, флуориметрии и ИК-спектрометрии, позволяют получить информацию о суммарном содержании неполярных и малополярных УВ нефтяного происхождения. Однако с помощью этих методов нельзя идентифицировать индивидуальные углеводороды НП [13]. Такую задачу решают с помощью газовой хроматографии (ГХ).

источник

Необходимость осуществления контроля оборота нефтепродуктов и предотвращения их попадания в почву и водоёмы обусловлена высокой токсичностью этих веществ. В связи с этим, большое значение имеют мероприятия, направленные на определение нефтепродуктов в сточных водах, сброс которых производят промышленные предприятия.

Нефть является многокомпонентным энергоносителем, в состав которого входят вещества как органического, так и минерального происхождения. Полициклические ароматические углеводороды (ПАВ), входящие в состав нефтепродуктов, относятся к высокотоксичным веществам. Отдельные их представители, в частности антрацен, овален и бензпирен (называемый также бензапиреном) обладают канцерогенными свойствами, а также способствуют мутации генов.

Неблагоприятное воздействие на окружающую среду оказывают и другие соединения, входящие в состав продуктов нефти. Этим объясняется необходимость контроля фактической концентрации нефтепродуктов в воде, а также нормирования этой величины, осуществляемых на государственном уровне. Законодательными актами Российской Федерации установлены нормативы предельно допустимых концентраций (ПДК) содержания нефти и её производных в воде различного назначения.

В соответствии с федеральным законом №7 — ФЗ от 10.01.2002 г. «Об охране окружающей среды», субъекты, допустившие превышение предельно разрешённой нормы воздействия на окружающую среду, несут ответственность в зависимости от причинённого природе ущерба, которая может иметь следующие формы:

начисление платы за негативное воздействие на окружающую среду;
привлечение к административной ответственности, влекущей за собой наложение штрафов на физических и юридических лиц;
ограничение, приостановка или полный запрет деятельности хозяйствующих субъектов, наносящих урон экологии.

Обозначенные выше обстоятельства вынуждают хозяйствующие субъекты, вне зависимости от формы собственности, самостоятельно осуществлять наблюдение за промышленными стоками, используя при этом имеющиеся научно – технические достижения в этой области. Наиболее перспективными представляются появившиеся на рынке информационно – измерительные системы, предназначенные для организации непрерывного контроля вредных выбросов (в том числе продуктов нефтепереработки), содержащихся в сточных водах.

Технология контроля наличия в воде нефти и продуктов её переработки в настоящее время преимущественно заключается в периодическом отборе проб воды для последующего проведения лабораторного анализа. Анализ проводится по одному из следующих методов:

метод инфракрасной спектрофотометрии;
гравиметрический метод;
газовая хроматография;
флуориметрический метод.

При использовании любого из этих методов в лабораторных условиях, вначале производится извлечение (экстракция) нефтепродукта из пробы. Для этого используются специальные химические вещества – экстрагенты. Так, при анализе фотометрическим методом применяют четырёххлористый углерод, а также физико — химический способ с применением колонки, заполненной оксидом алюминия. Применяя гравиметрический метод, используют органический растворитель и колонку на оксиде алюминия. При проведении анализа флуориметрическим методом, экстрагентом служит гексан.

После выделения нефтепродуктов, исследование в рамках фотометрического способа, проба подвергается спектральному (спектрофотометрическому) анализу, основанному на поглощении нефтяными углеводородами отдельных частей инфракрасного спектра, которым облучается проба. Гравиметрический метод сводится к простому взвешиванию выделенного из пробы нефтепродукта. Газовая хроматография сопровождается использованием вспомогательного газа – носителя, с помощью которого исследуемая проба поступает в специальную газовую хроматографическую колонку.

Технология контроля, сводящаяся к периодическому, пусть даже достаточно частому отбору проб для анализа, страдает явным несовершенством. По сути, это всего лишь точечный контроль, не обеспечивающий объективной картины. Внедрение системы, обеспечивающей постоянный мониторинг сброса нефтепродуктов, позволяет предприятию следить за содержанием сбросов, а также осуществлять планирование и проведение различных мероприятий, направленных на выполнение требований законодательства Российской Федерации в области экологии.

Из всех методов, применяющихся ныне для определения массовой концентрации нефтепродуктов в воде, флуориметрический анализ более всего пригоден для осуществления постоянного контроля этой величины в режиме online. Используемая в нём методика заслуживает более широкого освещения ввиду появления приборов, функционирующих на её основе и поднимающих решение проблемы контроля на качественно новый уровень. Особенностью этой методики является использование излучения ультрафиолетового спектра, в отличие от фотометрического анализа, при котором применяется инфракрасное излучение.

Метод флуоресценции или флуориметрический метод определения массовой концентрации нефтепродуктов в воде основан на особых свойствах полициклических ароматических углеводородов (ПАУ). В природе данные соединения образуются в результате пиролиза целлюлозы, поэтому содержатся в месторождениях углеводородных ископаемых – угольных, газовых и нефтяных, что делает очень удобным использовать их в качестве маркера присутствия нефтепродуктов в воде. ПАУ относятся к классу органических соединений, молекулярное строение которых характеризуется наличием конденсированных бензольных колец.

Флуоресцентные свойства ПАУ заключаются в следующем. При воздействии на эти вещества излучения определённых длин волн ультрафиолетового спектра, атомы ПАУ, подвергшиеся фотонной бомбардировке УФ – излучения и получившие при этом избыточную энергию, начинают генерировать световое излучение более низкой частоты, то есть, обладающее большей длиной волны по сравнению с исходным излучением. Свечение облучаемого таким методом вещества называется флуоресценцией. Данный процесс обусловлен тем, что электроны облучаемого вещества, получая избыточную энергию, совершают переход на более высокий энергетический уровень с последующим возвратом на старую орбиту. Переход из одного состояния в другое сопровождается выбросом высвобождаемой энергии, выделяемой в форме светового излучения. Этот процесс не прекращается, пока вещество продолжает подвергаться облучению. Интенсивность флуоресцентного свечения пропорциональна массе облучаемого ультрафиолетом вещества, что и позволяет использовать этот метод для количественного анализа флуоресцирующих соединений.

Практическая реализация флуориметрической технологии анализа воды воплотилась в создании специального погружного флуоресцентного датчика концентрации нефтепродуктов в воде. Это устройство предназначено для стационарного размещения в контролируемом потоке. Датчик предназначен для работы в составе информационно – измерительной системы, контролирующей состояние объекта по различным параметрам, для чего используются датчики, измеряющие различные величины. Такие системы могут иметь самое широкое применение в различных областях.

В качестве примера рассмотрим сенсор для определения массовой доли нефтепродуктов в воде Art. no. 461 6750 по каталогу GO Systemelektronik. Датчик представляет собой тонкий цилиндр, корпус которого изготовлен из нержавеющей стали марки AISI 316. Добавки молибдена, присутствующие в этом материале повышают его коррозионную стойкость, позволяя изделию работать в особо агрессивных средах. Рабочей стороной датчика, предназначенного для измерения массовой концентрации нефтепродуктов сточных вод, является его торцевая поверхность, на которой расположено прозрачное измерительное окно.

Источником ультрафиолетового излучения с длиной волны 285 нанометров служит установленная внутри датчика специальная ксеноновая лампа. Приёмный фотодиод фиксирует люминесцентное излучение, которое генерируют атомы ПАУ, имеющее длину волны 325 – 375 нанометров. Прибор обладает высокой чувствительностью, нижняя граница определения массовой доли нефтепродукта данным методом равна 3 ppm, что составляет 3 миллионные доли (!) искомого вещества в общей массе. При этом, прибор является очень точным, погрешность измерения в процессе анализа составляет 2%. Длина датчика равна 109 мм, диаметр – 22,2 мм, его вес – 160 г. Опционально датчик комплектуется системой очистки измерительного окна сжатым воздухом.

Монтаж датчика в напорном трубопроводе

Оборудование немецкой компании GO Systemelektronik позволяет создавать системы измерения и контроля различной архитектуры и функционального назначения. Кроме сенсора массовой доли нефти в воде, компанией производится линейка датчиков, служащих для измерения pH контролируемой среды, её температуры, электрической проводимости, содержания кислорода, различных органических компонентов и других параметров.

Отдельные датчики, осуществляющие функции определения содержания нефтепродуктов в воде, а также сенсоры другого назначения, либо их группы, могут иметь следующие варианты подключения:

к блоку BlueSense Module;
к блоку BlueSense Transducer;
к автономному радиомодулю.

Модуль BlueSense Module выполняет следующие функции:

осуществляет приём сигналов присоединённых к нему датчиков;
преобразует значение измеренной сенсором величины в аналоговый токовый сигнал в диапазоне от 4 до 20 мА;
передаёт данные измерений по мультиплексной высокоскоростной линии связи CAN-bus в блок BlueBox;
производит включение сигнальных реле при снижении неких контролируемых величин ниже установленного предела, либо достижении ими значений более величины верхнего предела (в зависимости от настройки).

BlueSense BlueBox

Схожими функциями обладает BlueSense Transducer (преобразователь):

получает данные от подключенных измерительных датчиков;
отображает значения измеренных в процессе анализа величин;
осуществляет преобразование данных в аналоговую величину;
передачу информации блоку BlueBox.

Кроме этого, BlueSense Transducer имеет ряд функций, недоступных BlueSense Module:

возможность передачи данных в удалённую сеть посредством имеющихся интерфейсов RS-232, RS-485 или Profibus ® ;
запись и сохранение результатов измерений на карте памяти формата SD;
конвертация данных датчика проводимости, определяющего содержание соли в воде;
управление двумя встроенными реле контроля уровня;
также имеется возможность выполнения специфических задач, задаваемых пользователем системы.

BlueSense Transducer

Для подключения датчиков определения нефтепродуктов, либо других, расположенных в местах, куда трудно или нецелесообразно проводить кабельные линии, предусмотрено наличие специального радиомодуля, представляющего собой передатчик, работающий с использованием стандарта связи IEEE 802.15.4 на частоте 2,4 гигагерц. Радиомодуль обеспечивает передачу измеренных датчиками величин базовой радиостанции на расстояние до 4 километров, в зависимости от характера местности.

Радиомодуль

Передатчик размещён в корпусе из термостойкого пластика размерами (ДxШxВ): 160 мм x 60 мм x 90 мм, оснащён наружной антенной. Степень защиты корпуса — IP66. Срок службы аккумуляторных батарей, обеспечивающих автономное питание устройства, зависит от выбранного режима работы передатчика. При установке интервала связи 2 минуты (то есть, пересылка данных осуществляется каждые 2 минуты), ёмкости батареи хватает на 3 месяца работы. При выборе максимального интервала, равного 60 минут, работоспособность батареи сохраняется более 1 года. Установка режима связи осуществляется методом конфигурирования программного обеспечения, установленного в блоке BlueBox, куда и передаются данные измерений. Базовая радиостанция способна поддерживать связь с 16 сенсорными радиомодулями.

источник

Нефтепродукты (НП) относятся к числу наиболее распространенных и опасных веществ, загрязняющих природные воды. Нефть и продукты ее переработки представляют собой сложную, непостоянную смесь предельных и непредельных углеводородов и их различных производных. Понятие «нефтепродукты» в гидрохимии условно ограничивается только углеводородной фракцией (алифатические, ароматические и ациклические), составляющей главную и наиболее характерную часть нефти и продуктов ее переработки. В международной практике содержание в воде нефтепродуктов определяется термином «углеводородный нефтяной индекс» (hydrocarbon oil index).

В связи с неблагоприятным воздействием нефтепродуктов на организм человека и животных, на биоценозы водоемов, контроль за содержанием нефтепродуктов в водах обязателен и регламентируется требованиями ГН 2.1.5.1315-03, ГН 2.1.5.2280-07, СанПиН 2.1.5.980-00, Приказом Росрыболовства от 18.01.2010 №20.

Предельно допустимые концентрации (ПДК) нефтепродуктов в воде водных объектов хозяйственно-питьевого и культурно-бытового водопользования 0,3 мг/дм3, в водах водных объектов рыбохозяйственного значения — 0,05 мг/дм3.

В настоящее время применяют методы определения содержания нефтепродуктов в воде, основанные на различных физических свойствах нефтепродуктов:

Метод ИК-спектрофотометрии
Гравиметрический метод
Флуориметрический метод
Метод газовой хроматографии.

Метод ИК-спектрофотометрии (ПНД Ф 14.1:2:4.168; МУК 4.1.1013-01, НДП 20.1:2:3.40-08) заключается в выделении эмульгированных и растворенных нефтяных компонентов из воды экстракцией четыреххлористым углеродом, хроматографическом отделении НП от сопутствующих органических соединений других классов на колонке, заполненной оксидом алюминия, и количественном их определении по интенсивности поглощения C-H связей в инфракрасной области спектра. Диапазон измеряемых концентраций: 0,02 – 2,00 мг/дм3. Погрешность методики при Р=0,95 ( ±δ, %): 25 – 50%.

Гравиметрический метод ( ПНД Ф 14.1:2.116-97) основан на извлечении нефтепродуктов из анализируемых вод органическим растворителем, отделении от полярных соединений других классов колоночной хроматографией на оксиде алюминия и количественном определении гравиметрическим методом. Диапазон измеряемых концентраций: 0,30 – 50,0 мг/дм3. Погрешность методики при Р=0,95 ( ±δ, %): 25 – 28% (для природных вод), 10 – 35% (для сточных вод).

Преимуществами этого метода определения НП являются высокая чувствительность и экспрессность анализа.

Методом газовой хроматографии (ГОСТ 31953-2012 ) определяют массовую концентрацию нефтепродуктов в питьевой воде, в том числе расфасованной в емкости, природной (поверхностной и подземной) воде, в том числе воде источников питьевого водоснабжения, а также в сточной воде с массовой концентрацией нефтепродуктов не менее 0,02 мг/дм3.

Метод основан на экстракционном извлечении нефтепродуктов из пробы воды экстрагентом, очистке экстракта от полярных соединений сорбентом, анализе полученного элюата на газовом хроматографе, суммировании площадей хроматографических пиков углеводородов в диапазоне времен удерживания равным и (или) более н-октана ( ) и расчете содержания нефтепродуктов в воде по установленной градуировочной зависимости. Этот метод позволяет определить не только общее содержание нефтепродуктов, но и проводить идентификацию состава нефтепродуктов. Погрешность методики при Р=0,95 ( ±δ, %): 25 – 50%.

В лаборатории АНО «Испытательный Центр «Нортест» измерение массовой концентрации нефтепродуктов в пробах природных, питьевых, сточных вод выполняется флуориметрическим и гравиметрическим методами анализа.

источник

Нефтепродукты относятся к числу наиболее распространенных и опасных веществ, загрязняющих поверхностные воды. Большие количества нефтепродуктов поступают в поверхностные воды при перевозке нефти водным путем, транспортировке по трубопроводам, со сточными водами предприятий нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, химической, металлургической и других отраслей промышленности, с хозяйственно-бытовыми водами.

Нефть и продукты ее переработки представляют собой чрезвычайно сложную, непостоянную по составу и разнообразную смесь веществ. В ее состав входят низко- и высокомолекулярные предельные, непредельные алифатические, нафтеновые, ароматические углеводороды; кислород-, азот- и серосодержащие соединения; ненасыщенные гетероциклические соединения типа смол, асфальтенов, ангидридов, асфальтеновых кислот и др.

В результате протекающих в водоеме процессов (испарения, сорбции, биохимического и химического окисления и др.) концентрация нефтепродуктов может существенно снижаться, при этом значительным изменениям может подвергаться их химический состав. Нефтепродукты находятся в различных миграционных формах: растворенной, эмульгированной, сорбированной на твердых частицах взвесей и донных отложений, в виде пленки на поверхности воды. Обычно в момент поступления в водоем масса нефтепродуктов сосредоточена в пленке. По мере удаления от источника загрязнения либо с течением времени происходит перераспределение нефтепродуктов между основными формами, проходящее стадии перехода с последовательным повышением доли растворенных, эмульгированных, сорбированных нефтепродуктов. Наличие нефтепродуктов в виде пленки отрицательно сказывается как на качестве воды, так и на состоянии водоема в целом, на флоре и фауне. В присутствии нефтепродуктов вода приобретает специфический вкус и запах, изменяются ее цвет, pH, ухудшается газообмен с атмосферой, нарушаются процессы самоочищения водоема.

При санитарно-химическом контроле при анализе нефтепродуктов определяют суммарную их концентрацию во всех формах, существующих в отобранной пробе, — растворе, эмульсии, а также в виде, сорбированном как на взвешенных частицах, так и на стенках сосуда для отбора пробы.

При анализе предлагаемым методом в качестве нефтепродуктов определяются неполярные и малополярные углеводороды (суммарное содержание алифатических, олефиновых, нафтеновых, ароматических соединений), составляющие обычно основную и наиболее характерную часть нефти и продуктов ее переработки. Именно такие соединения специалисты подразумевают под термином «нефтепродукты» при анализе вод согласно определению, впервые принятому Комиссией по унификации методов анализа природных и сточных вод стран-членов СЭВ (1968 г.).

Метод определения содержания масла и нефтепродуктов в воде основан на их предварительной концентрации путем экстрагирования из водной среды неполярным растворителем — четыреххлористым углеродом в кислой среде при pH 3—4 с последующим анализом экстракта.

Анализ экстракта на содержание нефтепродуктов выполняется полуко- личественным методом бумажной хроматографии, который основан на использовании различия коэффициентов распределения (сорбируемости) компонентов анализируемого раствора. Различные значения коэффициентов распределения обеспечивают разделение смеси в экстракте.

Чувствительность обнаружения нефтепродуктов составляет 1 мг/л.

Диапазон определяемых концентраций нефтепродуктов в воде — от 1 до 20 мг/л, продолжительность выполнения анализа нс более 3 ч (включая стадию экстракции пробы).

Бумага индикаторная универсальная, полоски для хроматографирования (длина 60 мм, ширина 6 мм).

Воронка делительная на 100 мл, воронка делительная на 1 л или сосуд для экстракции с пробкой (плоскодонная колба, стеклянная бутыль), склянки для хранения экстрактов, стаканчики для хроматографирования (2 шт.), пипетка мерная градуированная на 10 мл, пипетка-капельница на 1 мл (2 шт.), шприц медицинский с соединительной трубкой, шкала миллиметровая.

Углерод четыреххлористый, раствор соляной кислоты (1:1).

Количество отбираемой пробы воды определяется величиной ожидаемой концентрации нефтепродуктов в воде. В зависимости от ожидаемой концентрации нефтепродуктов в воде рекомендуется отбирать пробы в количествах согласно табл. IV. 16.

Ожидаемая концентрация нефтепродуктов в воде, мг/л

Количество отбираемой пробы, л

Экстракцию проводите в делительной воронке либо в сосуде достаточной вместимости (плоскодонной колбе, стеклянной бутыли).

1. В сосуд с пробкой (делительную воронку, плоскодонную колбу, стеклянную бутыль) поместите в соответствии с табл. IV. 16 пробу анализируемой воды. Проба должна занимать не более 1/3 объема сосуда.

2. К пробе добавьте 2—3 капли раствора соляной кислоты до pH 3—4 (значение pH контролируйте по универсальной индикаторной бумаге).

3. Добавьте к пробе с помощью пипетки 10 мл четыреххлористого углерода.

4. Проведите экстракцию, для чего интенсивно перемешивайте содержимое сосуда в течение 3—5 мин.

5. Оставьте сосуд в вертикальном положении на 10—20 мин для расслоения жидкости.

6. Нижний слой с небольшим количеством воды перенесите в делительную воронку из набора (верхний водный слой отбрасывают). Воронку оставьте в вертикальном положении на 10—20 мин.

7. Отделите экстракт от остатков воды, слив его в склянку для хранения экстракта.

Примечание. Экстракты можно хранить в герметично закрытых склянках в прохладном месте в вертикальном положении до 2 мес.

1. Из склянки с экстрактом пипеткой-капельницей отберите 1 мл экстракта и перенесите в стаканчик для хроматографирования.

2. В стаканчик с экстрактом поместите полоску хроматографической бумаги под углом таким образом, чтобы нижний конец полоски упирался в противоположную стенку стаканчика, а верхний край полоски выступал выше края стаканчика на 2—3 мм (рис. IV. 11, а).

Рис. IV.11. Определение содержания нефтепродуктов методом бумажной хроматографии: а — положение полоски в стаканчике при хроматографировании; б — расположение пятна нефтепродуктов на полоске после хроматографирования. 1 — стаканчик; 2 — полоска; 3 — пятно нефтепродуктов;

4— граница погружения полоски; 5— экстракт

Примечание. 1. Наклоны и тряска (качание основы) в период хроматографирования могут привести к неправильному результату при анализе!

2. Для повышения надежности результатов целесообразно выполнять анализ двух проб воды одновременно. При этом следует обеспечивать одинаковые условия при хроматографировании экстракта (температуру, скорость обдува стаканчика воздухом).
3. Выдержите полоску бумаги до полного испарения растворителя (около 3 ч).
4. Линейкой измерьте ширину пятна нефтепродуктов на полоске (рис. IV. 11, б).
5. С помощью градуировочного графика (рис. IV. 12) определите массу нефтепродуктов в пробе.

Рис. IV. 12. Зависимость ширины пятна (1) от массы нефтепродуктов в пробе (градуировочный график)

6. Концентрацию нефтепродуктов в пробе воды (Сцгъ мг/л) рассчитайте по формуле

где V — объем воды, взятой на анализ, мл; Спр — масса нефтепродуктов в пробе, мг.

Пример. На анализ взято 200 мл анализируемой воды. После экстракции нефтепродуктов и анализа экстракта на полоске после испарения ЧХУ осталось масляное пятно шириной 5,5 мм. Пользуясь графиком (рис. IV. 12), нашли соответствующее содержание нефтепродуктов в пробе — 3,5 мг. Рассчитали концентрацию:

Следовательно, содержание нефтепродуктов в анализируемой воде составляет 17,5 мг/л.

Контроль точности анализа

Контроль точности анализа осуществляется с помощью тестирования специально приготовленных растворов с известной концентрацией нефтепродуктов (например, приготовленных из ГСО).

источник

Стоимость одного анализа 514 руб .
В дальнейшем, с учетом доукомплектации лаборатории расходными материалами (комплектом пополнения), стоимость одного анализа составит менее 206 руб .
Комплектность изделия можно легко возобновлять, обратившись к нашим операторам.

Тест-комплект «Определение масла и нефтепродуктов в воде», разработанный и производимый ЗАО «Крисмас+», широко и успешно применяется специалистами санитарно-гигиенического и экологического надзора, работниками санитарно-промышленных и технологических лабораторий, службами контроля качества воды при водоканалах и водоочистных сооружениях и установках различного уровня для экспресс-определения концентраций масла и нефтепродуктов в пресной технической воде различного назначения, природной и сточной воде.

На все тест-комплекты производства ЗАО «Крисмас+» получен сертификат соответствия, их серийный выпуск полностью соответствует требованиям нормативных документов ТУ 26.51.53-600-82182574-18 (идентичны ТУ 2643-600-82182574-14).

Полное описание .

Тест-комплект «Определение масла и нефтепродуктов в воде» представляет собой удобный для переноски, транспортирования и хранения жесткий корпус-укладку, в который компактно размещены необходимые средства измерения, готовые растворы и реагенты, посуда и оборудование, документация.
Тест-комплект максимально прост и удобен в использовании, позволяет при минимальных затратах осуществлять экспресс-определение концентраций масла и нефтепродуктов в пресной технической воде различного назначения, природной и сточной воде.

Состав тест-комплекта, правила его эксплуатации, методики измерений подробно описаны в иллюстрированном поясняющими картинками паспорте, объединенном с инструкцией по эксплуатации на изделие.
В состав и рецептуру тест-комплекта разработчиком и производителем могут быть внесены незначительные изменения, не ухудшающие его технические и эксплуатационные характеристики.
Тест-комплект «Определение масла и нефтепродуктов в воде» самодостаточен и может быть эффективно применен для экспресс-определения содержания масла и нефтепродуктов в пресной технической воде различного назначения, природной и сточной воде, как в лабораторных, так и во внелабораторных (полевых, экспедиционных) условиях, прямо на месте отбора проб.
При работе с тест-комплектом не требуется электроснабжение.

Тест-комплект «Определение масла и нефтепродуктов в воде» эффективно используется в составе мобильных (передвижных) лабораторий санитарно-химического, экологического и водно-химического контроля.
ЗАО «Крисмас+» разрабатывает, производит и комплектует мобильные лаборатории на базе различных автомобилей, под конкретные задачи потребителей.

Большинство анализов с применением тест-комплектов ЗАО «Крисмас+» может выполнять оператор (инженер, лаборант, техник), не имеющий специального химико-аналитического образования, но ознакомленный с правилами техники безопасности, освоивший приведенные методики, имеющий навыки выполнения основных операций и прошедший проверку знаний и навыков (отбора и подготовки проб, приготовления растворов из готовых компонентов, проведения титрования, использования шкал для визуального колориметрирования и др.).
С изделиями, разработанными и производимыми ЗАО «Крисмас+», может работать и менее квалифицированный персонал при условии обязательного практического обучения методикам и технологиям такой работы.
При необходимости в Учебном центре ЗАО «Крисмас+» можно пройти краткосрочные курсы по работе с разработанным и производимым компанией оборудованием.
По результатам обучения выдается специальный сертификат.
Тест-комплект успешно используется при выполнении проектных и учебно-исследовательских работ в курсах химии, биологии, факультативно в экологии, а также в специализированных образовательных организациях при изучении методов и средств водно-химического анализа.

Тест-комплект «Определение масла и нефтепродуктов в воде» предоставляет пользователям возможность выполнять экспресс-определение содержания масла и нефтепродуктов в пресной технической воде различного назначения, природной и сточной воде экстракционным бумажно-хроматографическим методом.

Диапазон определяемых концентраций масла и нефтепродуктов, мг/л: от 0,5 до 20 и более.
Объем пробы, мл (в зависимости от ожидаемой концентрации масла и нефтепродуктов): от 200 до 1000.

Продолжительность выполнения анализа – не более 4 часов.

Рабочие условия применения тест-комплекта:

температура анализируемой воды – от 10 до 35 °С;
температура воздуха – от 10 до 35 °С;
относительная влажность воздуха и атмосферное давление – не регламентируются.

ЗАО «Крисмас+» разработало и типографским способом выпустило специальное иллюстрированное поясняющими картинками издание, в котором подробно описаны методики проведения гидрохимических исследований с помощью разработанного и производимого компанией оборудования: « Руководство по анализу воды. Питьевая и природная вода, почвенные вытяжки ».

Данное пособие в состав тест-комплекта не входит, его можно приобрести по отдельному заказу, обратившись к нашим операторам.

При получении изделия, до ввода в эксплуатацию, потребителю следует провести его осмотр, обращая внимание на целостность упаковки и укладки; целостность стеклянных изделий и т.п. Претензии принимаются в течение 1 месяца с момента получения изделия.

Все использованные растворы и материалы утилизируются в общем порядке, принятом для лабораторных отходов.
Входящие в состав тест-комплекта реагенты и растворы не содержат сильнодействующих, ядовитых и взрывоопасных веществ.
Тест-комплект следует хранить в корпусе-укладке, в прохладном месте.

источник

Октанометр одинаково хорошо измеряет параметры как этилированных, так и неэтилированных бензинов и бензинов с различными присадками. Модификация анализатора качества бензина с портом для подключения к компьютеру

Октанометр имеет 6 режимов работы, из которых 3 основных:

базовый, для определения октановых чисел товарных бензинов;
для работы с низкооктановыми бензинами, полученными путем компаундирования;
для определения цетанового числа дизельного топлива, температуры застывания и типа (летнее, зимнее, арктическое).

Октанометр SX-150

Новая модификация октанометра на базе анализатора SX-300.

Предназначен для анализа качества топлив. Имеет дополнительные режимы на определение индукционного периода окисления бензина и процентного содержания керосина в дизтопливе.

Прибор может совместно использоваться с персональным компьютером или ноутбуком с помощью USB интерфейса.

Отличительной особенностью анализатора SX-300 является дополнительный датчик, который с высокой точностью измеряет объемное сопротивление нефтепродуктов.

Анализ топлива может происходить по двум величинам, это позволяет измерять октановое число бензина с железосодержащими (ферроцен), никелевыми и марганцевыми присадками, а также определить содержание других веществ.

Дополнительно используя этот принцип измерения прибор позволяет определить:

содержание механических примесей в нефтепродуктах;
содержание депрессорных присадок в дизельном топливе;
щелочное число моторных масел;
удельное объемное сопротивление нефтепродуктов.

Лабораторный комплект 2М6, 2М7

Переносные лаборатории для отбора проб и оперативного проведения приемо-сдаточного анализа топлива.

Лабораторный комплект позволяет определить основные показатели качества нефтепродуктов.

В лабораторный комплект может быть включен ОКТАНОМЕТР SX-100К, анализатор SX-300

Измеритель низкотемпературных показателей нефтепродуктов ИНПН «КРИСТАЛЛ».

SX-800 — Определение температуры помутнения, застывания и предельной фильтруемости дизельного топлива (также дизтоплива с присадками) | определение температуры застывания моторных масел (автомат)
SX-850 — Определение динамической вязкости масел в диапазоне от -50 до +50 о С
SX-900K — Определение температуры начала кристаллизации авиационных керосинов до -65 о С
SX-900A — Определение температуры начала кристаллизации антифризов

Пробоотборник переносной

Переносной пробоотборник для нефтепродуктов ППН по ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».

Объем отбираемой пробы, л: 0,15; 0,25; 0,35; 0,5; 0,75; 0,85; 1,0 л
Глубина отбора: от 3,5 м
Материал пробоотборника: сталь Х18Н10Т

Комплект для испытаний коррозионной активности нефтепродуктов на медной пластинке по ГОСТ 6321-92

Комплект предназначен для проведения испытаний нефтепродуктов в соответствии с ГОСТ 6321-92 (ISO 2160-85) «Топливо для двигателей. Метод испытаний на медной пластинке».

источник

Метод ИК-спектрофотометрии
Гравиметрический метод
Флуориметрический метод
Метод газовой хроматографии.

Преимуществами этого метода определения НП являются высокая чувствительность и экспрессность анализа.

источник

Определение нефтепродуктов методом газовой хроматографии

Water. Determination of oil products using gas chromatography method

МКС 13.060.50
ТН ВЭД 220100000
220110000

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2-2009 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, применения, обновления и отмены».

Сведения о стандарте

1 ПОДГОТОВЛЕН Обществом с ограниченной ответственностью «Протектор» совместно с Закрытым акционерным обществом «Центр исследования и контроля воды»

2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 3 декабря 2012 г. N 54)

За принятие стандарта проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97

Сокращенное наименование национального органа по стандартизации

Госстандарт Республики Казахстан

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 декабря 2012 г. N 1901-ст межгосударственный стандарт введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 января 2014 г.

5 Настоящий стандарт соответствует международному стандарту ISO 9377-2:2000* Water quality — Determination of hydrocarbon oil index — Part 2: Method using solvent extraction and gas chromatography (Качество воды. Определение индекса жидких нефтепродуктов. Часть 2. Метод с применением жидкостной экстракции и газовой хроматографии).
________________
* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым здесь и далее по тексту, можно получить перейдя по ссылке на сайт http://shop.cntd.ru. — Примечание изготовителя базы данных.

Степень соответствия — неэквивалентная (NEQ).

Стандарт подготовлен на основе применения ГОСТ Р 52406-2005

6 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

Нефтепродукты относятся к числу наиболее распространенных и опасных веществ, загрязняющих поверхностные и грунтовые воды.

Нефть и продукты ее переработки представляют собой сложную и разнообразную смесь веществ. В гидрохимии понятие «нефтепродукты» условно ограничивается только углеводородной фракцией, экстрагируемой из воды и состоящей из неполярных и малополярных алифатических, ароматических, алициклических углеводородов, поэтому в международной практике содержание в воде нефтепродуктов определяется термином «углеводородный нефтяной индекс» (hydrocarbon oil index).

Большинство нефтепродуктов поступают в поверхностные и грунтовые воды при транспортировании нефти, со сточными водами предприятий, с хозяйственно-бытовыми водами. Обычно в момент поступления в воду масса нефтепродуктов сосредоточена в пленке. В течение времени происходит перераспределение между основными формами миграции, направленное в сторону повышения доли растворенных, эмульгированных, сорбированных нефтепродуктов. Некоторые количества углеводородов образуются в воде или поступают в нее в результате выделений растительными и животными организмами и их посмертного разложения. Содержание естественных углеводородов определяется трофическим статусом водоема и колеблется от 0,01 до 0,20 мг/дм и более.

В национальных лабораториях применяют методы определения содержания нефтепродуктов в воде, основанные на различных физических свойствах нефтепродуктов: гравиметрический, ИК-спектрофотометрический, флуориметрический и хроматографический, которые при определении нефтепродуктов в одном и том же образце воды могут давать различные результаты измерений их концентрации.

Международной организацией по стандартизации (ИСО) для определения содержания нефтепродуктов в водах стандартизован только метод газовой хроматографии. Этот метод позволяет проводить и идентификацию состава нефтепродуктов.

Для достижения нижнего предела диапазона измерений ИСО 9377-2:2000 предлагает концентрировать экстракт пробы. В настоящем стандарте для анализа вод с низким содержанием нефтепродуктов предложен метод уменьшения объема экстрагента, что позволяет избежать потери низкокипящих углеводородов, повысить чувствительность, уменьшить погрешность измерений за счет исключения стадии концентрирования и сократить расход экстрагента. Кроме того, чувствительность метода повышена за счет возможности увеличения объема вводимого в колонку элюата.

Настоящий стандарт устанавливает хроматографический метод определения суммы неполярных и малополярных углеводородов (далее — нефтепродуктов) в питьевой воде, в том числе расфасованной в емкости, природной (поверхностной и подземной) воде, в том числе воде источников питьевого водоснабжения, а также в сточной воде с массовой концентрацией нефтепродуктов не менее 0,02 мг/дм .

Метод основан на экстракционном извлечении нефтепродуктов из пробы воды экстрагентом, очистке экстракта от полярных соединений сорбентом, анализе полученного элюата на газовом хроматографе, суммировании площадей хроматографических пиков углеводородов в диапазоне времен удерживания равным и (или) более н -октана ( ) и расчете содержания нефтепродуктов в воде по установленной градуировочной зависимости.

Определению нефтепродуктов могут мешать животные и растительные жиры при их массовой концентрации в анализируемой пробе воды более 150 мг/дм , содержащиеся, как правило, в сточных водах предприятий пищевой промышленности, а также неполярные или малополярные галогенсодержащие углеводороды с температурой кипения выше 110 °С при их содержании в воде более 20% концентрации нефтепродуктов. Устранение мешающего влияния может быть проведено разбавлением исходной пробы и (или) разбавлением элюата и (или) повторным пропусканием элюата через сорбент. Содержание мешающих веществ может быть учтено определением их концентрации независимыми методами.

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:

ГОСТ ИСО/МЭК 17025-2009 Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий

ГОСТ 17.1.5.05-85 Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к отбору проб поверхностных и морских вод, льда и атмосферных осадков

ГОСТ 305-82 Топливо дизельное. Технические условия

ГОСТ 1770-74 (ИСО 1042-83, ИСО 4788-80) Посуда мерная лабораторная стеклянная. Цилиндры, мензурки, колбы, пробирки. Технические условия

ГОСТ 2603-79 Реактивы. Ацетон. Технические условия

ГОСТ 3118-77 Реактивы. Кислота соляная. Технические условия

ГОСТ 4166-76 Реактивы. Натрий сернокислый. Технические условия

ГОСТ 4204-77 Реактивы. Кислота серная. Технические условия

ГОСТ 4523-77 Реактивы. Магний сернокислый 7-водный. Технические условия

ГОСТ 6709-72 Вода дистиллированная. Технические условия

ГОСТ 9293-74 (ИСО 2435-73) Азот газообразный и жидкий. Технические условия

ГОСТ 9419-78 Реактивы. Кислота стеариновая. Технические условия

ГОСТ 10541-78 Масла моторные автомобильные для карбюраторных двигателей. Технические условия

ГОСТ 17433-80 Промышленная чистота. Сжатый воздух. Классы загрязненности

ГОСТ 18300-87* Спирт этиловый ректификованный технический. Технические условия
_______________
* На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 51652-2000 «Спирт этиловый ректификованный из пищевого сырья. Технические условия».

ГОСТ 25336-82 Посуда и оборудование лабораторные стеклянные. Типы, основные параметры и размеры

ГОСТ 28498-90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытания.

ГОСТ 29169-91 (ИСО 648-77) Посуда лабораторная стеклянная. Пипетки с одной отметкой

ГОСТ 29227-91 (ИСО 835-1-81) Посуда лабораторная стеклянная. Пипетки градуированные. Часть 1. Общие требования

ГОСТ 31861-2012 Вода. Общие требования к отбору проб

ГОСТ 31862-2012 Вода питьевая. Отбор проб

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим выпускам ежемесячно издаваемого информационного указателя за текущий год. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

Хроматограф газовый, оборудованный для работы с капиллярными колонками, с системой ввода пробы непосредственно в хроматографическую колонку с программируемым подъемом температуры, оснащенный пламенно-ионизационным детектором и электронно-вычислительной машиной (компьютером) с программным обеспечением для обсчета площадей хроматографических пиков.

Колонка хроматографическая капиллярная с неподвижной силиконовой фазой, например, 100% диметилполисилоксана или 95% диметил- и 5% дифенилполисилоксана или другой модифицированный силиконовый полимер с максимальной рабочей температурой не менее 300 °С, внутренним диаметром от 0,32 до 0,53 мм, длиной от 5 до 30 м, толщиной пленки неподвижной фазы от 0,25 до 1,2 мкм. При использовании системы ввода пробы непосредственно в хроматографическую колонку рекомендуется использовать предварительную колонку длиной около 2 м и внутренним диаметром 0,53 мм.

Колбы мерные с притертой пробкой по ГОСТ 1770, 2-го класса точности.

Цилиндры мерные по ГОСТ 1770, 2-го класса точности.

Пипетки с одной отметкой по ГОСТ 29169 и (или) градуированные по ГОСТ 29227, 2-го класса точности.

Весы лабораторные с ценой деления (дискретностью отсчета) не более 0,1 г, наибольшим пределом взвешивания не менее 2 кг и погрешностью измерений не более ±0,3 г и весы лабораторные с ценой деления (дискретностью отсчета) не более 0,1 мг, наибольшим пределом взвешивания 220 г и погрешностью измерений не более ±0,75 мг.

Микрошприцы вместимостью от 0,05 до 0,50 см , с погрешностью дозирования не более ±2%.

Шприцы медицинские вместимостью 2-10 см .

Сепаратор для сбора экстракта (см. приложение А). Не допускается на поверхности шлифов наличие смазки. Шлифы могут быть фторопластовыми.

Шкаф сушильный с рабочим диапазоном температур до 200 °С.

Емкости стеклянные с пришлифованными или фторопластовыми пробками или завинчивающимися крышками с прокладками из металлической фольги или фторопласта для отбора и хранения проб вместимостью от 0,25 до 1,0 дм .

Экстрактор любого типа со скоростью вращения не менее 1500 мин , с ротором, изготовленным из фторопласта, или магнитная мешалка, обеспечивающая интенсивное перемешивание так, чтобы экстрагент равномерно распределялся по всему объему пробы в виде эмульсии.

Эксикатор по ГОСТ 25336.

Стаканы термостойкие по ГОСТ 25336.

Установка для перегонки органических растворителей, состоящая из лабораторной стеклянной посуды по ГОСТ 25336: круглодонной колбы типа К-1, дефлегматора, холодильника типа ХТП или ХШ, аллонжа типа АИ, приемной колбы типа К-1 или П-1, водоструйного насоса; лабораторного стеклянного ртутного термометра от 0 °С до 150 °С, ценой деления 1,0 °С по ГОСТ 28498, устройства для нагревания колб или плитки электрической с закрытой спиралью по ГОСТ 14919. Не допускается на поверхности шлифов наличие смазки. Шлифы могут быть фторопластовыми.

Колонка стеклянная для сорбента с фильтром Шотта и оттянутым носиком, внутренним диаметром 0,5-2,0 см, длиной 6-15 см.

Бумага индикаторная универсальная для определения рН 2.

Холодильник любой марки для поддержания температуры 4 °С — 8 °С.

Генератор водорода лабораторный с производительностью по водороду не менее 100 см /мин.

Воздух сжатый по ГОСТ 17433 или компрессор воздушный лабораторный.

Топливо дизельное, например, по ГОСТ 305, марки Л.

Масло углеводородное, содержащее углеводороды с температурой кипения выше, чем у дизельного топлива (от 325 °С, см. приложение Б), например масло моторное по ГОСТ 10541.

Экстрагент: неполярный или малополярный углеводород или техническая смесь углеводородов, с температурой кипения от 36 °С до 69 °С, например, н-гексан, изогексан, петролейный эфир, пентан.

Сорбент: силикат магния (торговая марка Флорисил) с зернением от 150 до 250 мкм (от 60 до 100 мешков).

Вещества для приготовления модельного раствора: н -октан ( ), н -декан ( ), н -эйкозан ( ) или гексадекан ( ), н -тетраконтан ( ) с содержанием основного компонента не менее 97%. Допускается вместо н -тетраконтана использовать н -триконтан ( ) при анализе нефтепродуктов, содержащих в основном нефтяные фракции в диапазоне времен удерживания пиков н -алканов не более .

Стеарил стеарат ( ) для контроля активности сорбента с содержанием основного компонента не менее 97%.

Натрий сернокислый безводный ( ) по ГОСТ 4166, х.ч. или ч.д.а.

Магния сульфат семиводный ( ) по ГОСТ 4523, х.ч. или ч.д.а.

Гелий или азот газообразный особой чистоты по ГОСТ 9293.

Ацетон ( ) по ГОСТ 2603, х.ч.

Кислота соляная по ГОСТ 3118 или серная по ГОСТ 4204, ос.ч или х.ч.

Спирт этиловый ректификованный по ГОСТ 18300.

Вода бидистиллированная (дистиллированная вода по ГОСТ 6709, перегнанная повторно в стеклянных емкостях).

Примечание — Допускается применять другие средства измерений, оборудование и материалы с метрологическими и техническими характеристиками не хуже указанных.

4.1 Общие требования к отбору проб — ГОСТ 31861, ГОСТ 31862 и ГОСТ 17.1.5.05.

Для отбора, хранения и транспортирования проб используют стеклянные емкости вместимостью от 0,25 до 1,0 дм , подготовленные по 5.1. Емкости до отбора и после отбора проб взвешивают и по разности масс определяют массу отобранной пробы , г. Не следует заполнять емкость для отбора водой до горла бутыли.

4.2 Пробы хранят в плотно закрытой стеклянной емкости не более 8 ч, при температуре не выше 10 °С — не более 1 сут, при температуре не выше 5 °С — не более 4 сут. При невозможности проведения анализа в течение этого времени пробу консервируют добавлением концентрированной соляной или разбавленной 1:1 серной кислоты до рН 2 (контроль по универсальной индикаторной бумаге), ориентировочно 1 см кислоты на каждые 0,5 дм пробы. При высоком содержании в пробе нефтепродуктов (сильный запах нефтепродуктов, появление пленки после отстаивания пробы) и необходимости хранения ее более 4 сут пробу дополнительно консервируют добавлением при интенсивном перемешивании 10 см применяемого при анализе экстрагента.

Законсервированные пробы можно хранить в плотно закрытой стеклянной емкости при температуре не выше 5 °С в течение 1 мес. Объем добавленного экстрагента учитывают при дальнейшем анализе пробы.

4.4 Для воды, расфасованной в емкости, сроки и температурные условия хранения должны соответствовать требованиям, указанным в нормативной документации* на готовую продукцию.
_______________
* На территории Российской Федерации — требованиям ГОСТ Р 52109-2003 «Вода питьевая, расфасованная в емкости. Общие технические условия» — переоформляется в межгосударственный стандарт.

5.1 Подготовка стеклянных емкостей

Применяемые для отбора, хранения и анализа проб емкости тщательно моют, ополаскивают дистиллированной водой и сушат. Если в емкости хранили или анализировали пробы при концентрации нефтепродуктов более 10 мг/дм , то такую емкость дважды ополаскивают 10 см экстрагента. Чистую емкость хранят в закрытом виде.

Емкости для отбора проб взвешивают с точностью до 5 г и маркируют.

Не допускается смазывать любые детали емкостей органическими смазками всех видов.

5.2 Подготовка экстрагента

Каждую порцию используемого для извлечения нефтепродуктов из пробы воды экстрагента проверяют на чистоту, проводя его хроматографический анализ согласно разделу 6. Если суммарная площадь хроматографических пиков, получаемых от экстрагента в диапазоне времен выхода, соответствующих временам выхода нормальных углеводородов от до , превышает 30% площадей хроматографических пиков, соответствующих концентрации нефтепродуктов 0,02 мг/дм (см. 5.8.5), то проводят очистку экстрагента на установке для перегонки органических растворителей при нормальном давлении. При этом первую отогнанную порцию в количестве 5%-10% от взятого объема экстрагента отбрасывают. Перегонку продолжают до тех пор, пока в колбе для перегонки не останется 20%-25% первоначального объема.

Примечание — На всех стадиях выполнения работ необходимо использовать один и тот же экстрагент.

Очищенный экстрагент хранят не более 3 мес. Порядок хранения и использования экстрагента — по приложению В.

5.3 Приготовление раствора стеарил стеарата

В мерную колбу вместимостью 100 см вносят навеску стеарил стеарата массой (200±10) мг, доводят до метки экстрагентом и тщательно перемешивают.

Раствор хранят не более 6 мес в плотно закрытой стеклянной емкости при температуре не выше 8 °С.

Примечание — При отсутствии торгового стеарил стеарата его синтезируют по приложению Г.

5.4 Подготовка сорбента

Сорбент Флорисил сушат при температуре (140±5) °С в течение (16,0±0,5) ч.

При необходимости предварительную подготовку сорбента проводят в соответствии с рекомендациями изготовителя сорбента.

Например, Флорисил засыпают в стакан из термостойкого стекла, заполняя его примерно на 1/3 объема, промывают два-три раза ацетоном, затем два-три раза этиловым спиртом, при этом объем растворителя должен покрывать слой сорбента на 1-2 см . После этого сорбент промывают бидистиллированной водой до исчезновения запахов растворителей. Стакан помещают в сушильный шкаф, сорбент сушат, периодически помешивая, при (105±5) °С до тех пор, пока он не приобретет сыпучесть.

Подготовленный сорбент хранят в эксикаторе не более 1 мес.

Для проверки каждой подготовленной порции сорбента раствор стеарил стеарата (5.3) пропускают через колонку с сорбентом (см. 5.5). Раствор, прошедший через слой сорбента, собирают и разбавляют экстрагентом в 2,5 раза. Проводят хроматографический анализ полученного раствора, как указано в разделе 6. Одновременно проводят хроматографический анализ раствора стеарил стеарата (см. 5.3), разбавленного в 50 раз.

Примечание — Объем раствора стеарил стеарата, пропускаемого через колонку с сорбентом, определяется количеством экстракта, пропускаемого через нее, по 5.11.6.

На полученных хроматограммах определяют значения площадей пиков стеарил стеарата.

Отношение площадей пиков должно удовлетворять условию

где — площадь пика раствора стеарил стеарата (см. 5.3), прошедшего через слой сорбента и разбавленного в 2,5 раза, условные единицы;

— площадь пика раствора стеарил стеарата (см. 5.3), разбавленного в 50 раз, условные единицы.

Если соотношение (1) не выполняется, то повторяют процедуру подготовки сорбента и (или) увеличивают его количество в колонке (см. 5.5), или заменяют сорбент.

5.5 Подготовка колонки с сорбентом

0,2-2,0 г сорбента, подготовленного по 5.4, насыпают в стеклянную колонку, добавляют сверху такое же количество сульфата натрия.

Примечания

1 Количество сорбента в колонке определяется количеством экстракта, пропускаемого через него по 5.11.6.

2 В случае исследования проб сточных вод рекомендуется насыпать в колонку не менее 0,5 г сорбента.

3 Если через колонку с сорбентом пропускают не более 1 см экстракта (см. 5.11.5, 5.11.6), то допускается не добавлять в нее сульфат натрия.

5.6 Приготовление модельного раствора

Модельный раствор смеси нормальных углеводородов готовят методом последовательного взвешивания и растворения в экстрагенте так, чтобы конечная концентрация каждого углеводорода была 20-50 мг/дм .

Например, для приготовления 100 см модельного раствора в предварительно взвешенную мерную колбу вместимостью 100 см добавляют по 4 мг нормальных углеводородов , , или , или и доводят экстрагентом до метки.

Раствор хранят не более одного года в плотно закрытой стеклянной емкости при температуре не выше 8 °С.

5.7 Подготовка хроматографа

Газовый хроматограф подготавливают к работе в соответствии с руководством (инструкцией) по эксплуатации прибора. Капиллярную колонку кондиционируют при максимальной температуре не менее 5 ч.

Параметры температурной программы хроматографического разделения подбирают индивидуально для каждой колонки. Начальная температура испарителя должна быть не выше 50 °С, конечная — не ниже 300 °С, температура детектора — выше 300 °С. Условия хроматографического разделения подбирают по данным хроматографического анализа (раздел 6) модельного раствора (см. 5.6).

К критериям правильности выбора условий хроматографического разделения относят:

где — площадь пика -го компонента модельного раствора, условные единицы;

— концентрация -го компонента в модельном растворе по 5.6, мг/дм .

Условия хроматографического разделения контролируют перед проведением градуировки по 5.9, при длительном перерыве в проведении анализов, но не реже одного раза в 3 мес.

5.8 Приготовление градуировочных растворов

5.8.1 Очистка дизельного топлива и углеводородного масла

(6,0±2,0) г дизельного топлива растворяют в 100 см экстрагента (см. 5.2) и пропускают через сорбционную колонку. Прошедший через колонку раствор собирают и отгоняют экстрагент с использованием установки для перегонки органических растворителей под разрежением, контролируя температуру отгонки применяемого экстрагента.

Аналогично проводят очистку углеводородного масла.

Полученные препараты хранят не более одного года при комнатной температуре в плотно закрытой стеклянной емкости.

5.8.2 Приготовление раствора нефтепродуктов типа А

Для приготовления 100 см раствора нефтепродуктов типа А в предварительно взвешенную мерную колбу вместимостью 100 см вносят (500±50) мг дизельного топлива по 5.8.1, затем колбу с навеской снова взвешивают. По разности масс вычисляют массу навески дизельного топлива. Объем в колбе доводят до метки ацетоном и тщательно перемешивают. Действительную концентрацию дизельного топлива в растворе , мг/см , рассчитывают по формуле

где — масса навески дизельного топлива, мг;

— объем полученного раствора типа А, см .

Раствор используют для приготовления растворов, предназначенных для градуировки хроматографа при определении фракций нефтепродуктов в диапазоне времен удерживания пиков н -алканов от до .

5.8.3 Приготовление раствора нефтепродуктов типа Б

Для приготовления 100 см раствора нефтепродуктов типа Б в мерную колбу вместимостью 100 см аналогично 5.8.2 вносят по (250±25) мг дизельного топлива и углеводородного масла, подготовленных по 5.8.1. Объем в колбе доводят до метки ацетоном и тщательно перемешивают. Действительную концентрацию смеси дизельного топлива и минерального масла в растворе , мг/см , рассчитывают по формуле

где — масса навески дизельного топлива, мг;

— масса навески углеводородного масла, мг;

— объем полученного раствора типа Б, см .

Раствор используют для приготовления растворов, предназначенных для градуировки хроматографа при определении всех фракций нефтепродуктов.

Приготовленные по 5.8.2 и 5.8.3 растворы хранят не более 10 мес в плотно закрытой стеклянной емкости при температуре не выше 5 °С.

5.8.4 Приготовление рабочих растворов нефтепродуктов

Приготовленные по 5.8.2 или 5.8.3 растворы разбавляют ацетоном в 50 раз методом объемного разведения.

Разбавленные растворы хранят не более 6 мес в плотно закрытой стеклянной емкости при температуре не выше 5 °С.

5.8.5 Приготовление градуировочных растворов нефтепродуктов

Для приготовления градуировочных растворов типа А или Б в емкости для отбора проб, подготовленные по 5.1, наливают по 500 см бидистиллированной воды ( , см ) и добавляют аликвоты растворов нефтепродуктов типа А или Б, приготовленных по 5.8.2 или 5.8.3, и рабочих растворов нефтепродуктов, приготовленных по 5.8.4. Полученные растворы интенсивно перемешивают 5 мин. Количество градуировочных растворов — не менее пяти.

Градуировочные растворы готовят непосредственно перед их применением.

В качестве холостой пробы используют 500 см бидистиллированной воды без добавления растворов нефтепродуктов.

Для контроля чистоты используемых посуды, реактивов и материалов холостую пробу экстрагируют, затем проводят хроматографический анализ согласно 5.9. Если площадь хроматографических пиков, получаемых от элюата холостой пробы, в диапазоне времен выхода, соответствующих временам выхода нормальных углеводородов от до , равна или превышает площадь хроматографических пиков, соответствующих концентрации нефтепродуктов 0,02 мг/дм , то проводят повторную подготовку посуды, реактивов, материалов или их замену.

Рекомендуемые аликвоты растворов и концентрации нефтепродуктов в градуировочных растворах приведены в таблице 1.

Таблица 1

Номер градуировочного раствора

Аликвота раствора, см , используемого для приготовления раствора

источник