Приборы для определения содержания воды в нефтепродуктах

Содержание воды в смазках определяют качественно (ГОСТ 2548—42) по потрескиванию расплавляемой смазки при 100° С. Этот метод пригоден для углеводородных смазок. Количественное же определение содержания воды производят е приборе Дина и Старка (ГОСТ 2477—65). В этом приборе воду отгоняют из смазки вместе с парами растворителя — лигроина. В научно-исследовательских лабораториях применяют быстрые и точные методы определения содержания воды в смазках и нефтепродуктах Недавно был предложен очень чувствительный метод, позволяющий достичь точности определения водь , в солидолах до [c.96]

В СССР стандартизован метод обезвоживания высоковязких масел и темных нефтепродуктов (ГОСТ 8656-57) перед определением содержания механических примесей, зольности и коксуемости в тех случаях, когда наличие воды в нефтепродукте затрудняет проведение анализа. Этот метод аналогичен описанному выше методу Дина и Старка. При определении механических примесей раствор обезвоженного нефтепродукта (влага осталась в ловушке прибора) используют непосредственно, а при определении золы или кокса из раствора предварительно отгоняют растворитель, соединяя колбу прибора Дина и Старка при помощи согнутой под углом 75° трубки с металлическим или стеклянным холодильником. Растворитель отгоняют со скоростью 4—5 мл в минуту до появления белых паров в верхней части колбы. [c.24]

Представляет интерес рекомендуемый в работе [69] метод определения нефтепродуктов с фотоколориметрическим и спектрофотометрическим окончанием. При содержании нефтепродуктов в исходной воде в интервале концентраций от 0,1 до 10 мг/л определение проводят на фотоколориметре ФЭК-56, а при концентрациях от 0,02 до 1 мг/л — на спектрофотометре СФ-4А. К преимуществам этого метода следует прежде всего отнести малые пробы исходной воды (200—250 мл) и высокую чувствительность (0,02 мг/л). Существенным недостатком метода, особенно при фотоколориметрическом окончании, является его зависимость от вида определяемого нефтепродукта. При фотоколориметрическом определении необходимо строить калибровочные графики отдельно для каждого вида нефтепродукта, так как несоответствие эталона и нефтепродукта существенно искажает результаты анализа. Небольшие пробы (примерно 100 мл) воды необходимы в методе с люминесцентным окончанием с использованием хроматографической бумаги. При использовании этого метода можно определить 0,1 —1,0 мг нефтепродукта в 1 л воды. В качестве осветителей ппименяют приборы типа КП-1, УМ-2, ВПО- . [c.238]

Рис. и. 2. Стандартный прибор Дина и Старка для определения содержания воды в нефтепродуктах, принятый в СССР. [c.16]

Воспроизводимость полученных результатов (табл. 113) удовлетворительная. Точность определения при содержании воды в нефтепродуктах 0,01 % составляет 7—12 %, при содержании воды 0,03—0,06 % —до 2 %, при большем содержании воды — 0,Зч-0,5 %. В табл. 114 приведены результаты определения содержания воды в образцах топлива ТС-1. Чувствительность прибора [c.304]

Прибор для количественного определения содержания воды в нефтепродуктах [c.261]

Ход определения. В склянку помещают 200—1000 мл анализируемой сточной воды (в зависимости от содержания в ней нефтепродуктов) на внешней стороне склянки цветным карандашом отмечают уровень по этой отметке затем находят объем взятой для анализа сточной воды. Прилив в склянку 25 мл четыреххлористого углерода, закрывают ее пробкой, тщательно взбалтывают 2—3 мин и переносят содержимое склянки в большую делительную воронку прибора (см. рис. 23), включают мотор мешалки и перемешивают в течение 15 мин. Полученной однородной мутной жидкости дают постоять до разделения на два слоя. [c.255]

Воспроизводимость полученных результатов (табл. 3.1) удовлетворительная. Точность определения нри содержании воды в нефтепродуктах 0,01% (масс.) составляет 7—12%, нри содержании воды 0,03—0,06% (масс.) до 2%, при большем содержании воды — 0,3— 0,5%. В табл. 3.2 приведены результаты определения содержания воды в образцах топлива ТС-1. Чувствительность прибора — около 0,0t)03%, время определения — 3—4 мин, масса прибора вместе с датчиком — примерно 1,2 кг, размеры — 80 X 160 X 250 мм. [c.88]

Сущность определения воды состоит в измерении диэлектрической проницаемости влажного и сухого нефтепродукта и определении по этой разности количества воды по заранее построенному графику или таблице в зависимости от температуры. Таблицу или график готовят для каждого прибора и продз кта. Обезвоживание нефтепродукта следует проводить 3—4-кратным избытком гидрида кальция. Время определения содержания воды составляет не более 6 мин. [c.92]

Качество продуктов контролируется и регулируется анализаторами качества, которые включены в систему регулирования. Назначение анализаторов качества автоматическое определение вязкости, температуры вспышки, начала кипения светлых нефтепродуктов, определение содержания соли в воде и воды в нефти, определение фракционного состава, плотности. Существуют также следующие приборы хроматограф промышленный автоматический, газоанализатор оптико-акустический для автоматического определения содержания (в %) окиси углерода, газоанализатор магнитно-электрический для автоматического определения содержания (в %) кислорода прибор для определения вязкости нефтепродукта на потоке. [c.222]

Несмотря на расширяющееся применение приборов автоматического контроля, значительное количество показателей качества сырья, полуфабрикатов и готовых нефтепродуктов все еще определяется лабораторными анализами. Суммарная трудоемкость контрольных операций определяется их номенклатурой и периодичностью. Она характеризуется заметными различиями. Так, анализы сырой нефти на содержание воды и солей выполняются от 8 до 24 раз в сутки, определение плотности — от 8 до 16 раз, анализ фракционного состава бензина с установок АВТ — от 1 до 4 раз, вакуумная разгонка мазута — от 1 до 6 раз определение вязкости бензина установок [c.109]

Количество выделившейся теплоты можно измерить обычными термометрами, термопарами, термометрами сопротивления, термометрическими пирометрами и др. Наиболее прост по устройству прибор, в котором теплоту измеряют термометром. Он представляет собой пробирку с двойными стенками, оборудованную мешалкой и термометром (рис. 90). Для определения воды в прибор помещ,ают 20—50 мл нефтепродукта и вносят навеску гидрида кальция. Ртутный шарик термометра должен находиться в момент определения примерно в центре жидкости. При постоянном перемешивании находят максимальный скачок температуры АТ = Г ах — о- С увеличением содержания воды АТ возрастает. Реакция взаимодействия гидрида кальция с водой заканчивается практически полностью через 3—4 мин. Количество воды (%) определяют по заранее калиброванному прямолинейному графику (рис. 91). На скачок температуры значительно влияет начальная температура нефтепродукта. Поэтому определение воды прибором необходимо проводить в термостатированных 1 условиях по калиброванным таблицам (гра- [c.293]

Прибор портативен. В крышке прибора имеются источники питания и установлен пульт управления. Предусмотрено небольшое отделение для хранения гидрида кальция и запасных принадлежностей (рис. 95). Для определения воды открывают крышку прибора и ставят теплоизоляционный корпус с реакционным сосудом и сосудом сравнения в вертикальное положение. Затем вынимают термобатарею из сосудов 8 и 9 (рис. 94), помещают в каждый сосуд по 50 мл нефтепродукта. В сосуд 8 вводят 1 г гидрида кальция, затем в сосуды 8 я 9 вставляют дифференциальную термобатарею и включают мешалку 10. По гальванометру отмечают содержание воды в определяемом образце. Шкалу гальванометра предварительно градуируют по эталонным образцам в процентах содержания воды (по массе). Время определения 3—4 мин. В предлагаемом устройстве получают истинное содержание воды в нефтепродуктах без введения каких-либо поправок. [c.297]

Определение проводят в специальном приборе —влагомере (рис. 113), действие которого основано на использовании теплового эффекта гидратации безводной соли (сульфата магния), прямо пропорционального содержанию воды в нефтепродукте. [c.267]

В СПКБ Нефтехимавтоматика (Казань) разработан инфракрасный анализатор типа Волна-2 для определения суммарного содержания нефти и нефтепродуктов. Предполагается выпуск переносного прибора аналогичного типа. Диапазон измерений прибора 0-20 мг/л нефтепродуктов в воде. Основная погрешность измерения +10%. Для повышения надежности процесса биологической очистки к автоматизации предъявляются следующие дополнительные требования автоматическое измерение концентрации растворенного кислорода в аэротенках и подача в зависимости от нее сжатого воздуха поддержание постоянной концентрации активного ила в аэротенках путем регулирования подачи циркулирующего ила и удаления избыточного ила автоматическое измерение концентрации активного ила в аэротенках. Например, в проектах Горькгипронефтехима предусматривается для каждой секции аэротенков измерение расхода сточных вод на водосливе для каждого аэротенка измерение расхода воздуха, подаваемого на аэраторы измерение температуры сточных вод на входе и выходе из каждой секции аэротенков. Определение расхода сточных вод на водосливах производится косвенным способом путем измерения напора методом [c.134]

В отечественных анализаторах для определения нефтепродуктов в воде используется прогрессивный инфракрасный экстракционно-фотометрический метод измерения. Ленинградским филиалом СКВ НПО Нефтехимавтоматика разработаны полуавтоматический инфракрасный анализатор типа ЛИКА-71 и автоматический поточный инфракрасный анализатор типа АВИ-73В для определения суммарного содержания нефтепродуктов в сточных водах. Недостатком прибора ЛИКА-71 является то, что он одновременно с неполярными определяет также и полярные углеводороды. Оптическая схема прибора АВИ-73В аналогична схеме прибора ЛИКА-71, однако конструктивно он выполнен во взрывозащищенном исполнении. Кроме того, прибор АВИ-73В обеспечивает автоматический отбор проб с подачей их в измерительную кювету. Пределы измерения прибора 5-100 мг/л. [c.134]

Содержание воДы в помощью прибора определяют следующим образом. Переключателем Вк включают прибор и устанавливают необходимое напряжение питания усилителя. Затем переключатель П1 переводят в левое положение. Две пробирки, в которые налита проба, помещают в термостатирующие футляры. Футляры закрывают крышками с укрепленными в них термисторами. Устанавливают стрелку прибора на нуль и вводят в реактор навеску гидрида кальция. Взаимодействие происходит при перемешивании нефтепродукта в реакторе. Показания отсчитывают в момент наибольшего отклонения стрелки индикатора. Время определения содержания воды 3—6 мин. Масса прибора 600 г. размеры —80x100x200 мм. [c.298]

Простота определения, малые габаритйые размеры измерительного устройства позволяют использовать мостовой метод для быстрого определения содержания воды в любых нефтепродуктах. При разработке приборов необходимо, чтобы датчик и измерительное устройство обеспечивали измерение диэлектрической проницаемости в диапазоне от 2 до 10 единиц, имели достаточную чувствительность, стабильность, портативность и высокую надежность [c.306]

Простота методики определения, малые габариты измерительного устройства позволяют использовать мостовой метод для быстрого определения содержания воды в любых нефтепродуктах. При разработке приборов необходимо, чтобы датчик и измерительное устройство обеспечивали измерение диэлектрической проницаемости в диапазоне от 2 до 10 единиц, имели достаточную чувствительность, стабильность, портативность и высокую надежность в различных эксплуатационных условиях. Выпускаемые промышленностью приборы этим условиям отвечают це полностью. Они требзпют периодической калибровки эталонными жидкостями. Их размеры и масса велики, а надежность мала. Питание от электросети ограничивает возмояшости использования в полевых условиях [c.90]

Определение содержания воды дистилляционным методом в жидких нефтепродуктах, смолах и т. п. Для этого метода применяется прибор Дина и Старка (см. рис. 26). Замеренное или взвешенное количество исследуемого продукта вместе с некоторым количеством органического низкокнпящего вещества, не смешивающегося с водой (ксилол, бензол и др.), перегоняется в круглодонной колбе 1. Вода вместе с органическим вещес1Вом собирается по отводной трубке В градуированной заранее ловушке 2, соединенной с обратным холодильником 3. Перегонка ведется до тех пор, пока не прекратится выделение воды. Количество воды легко определяется, так как она в ловушке отделяется от органического вещества четким мениском. [c.308]

Известно около 40 типов приборов для определения содержания механических примесей и воды в нефтепродуктах. Фирма Миллипор (США) разработала портативный прибор Гидроскан для определения свободной воды в реактивном топливе [149]. Прибор представляет собой п0 ри стый диск, пропитанный водочувствительным флуоресцирующим красителем. При цропус- [c.174]

П р и б о р 1.1 для и 3 1 с р С II и я содержания взвешенных веществ (мутномеры). Специальные серийно выпускаемые прпборы для автоматической оценки концентрации эмульгированных примесей в воде в настоящее время отсутствуют. В СКБ НПО Нефтехимавтоматика разработаны автоматический поточный анализатор ЛВИ-73В и лабораторный полуавтоматический прибор ЛИКА-71 для определения содержания нефтепродуктов в воде. Для определения содержания в сточных водах механических примесей и эмульгированных нефтепродуктов можно применять существующие промышленные мутномеры. По принципу действия мутномеры являются фотометрами, в которых оцецивается интенсивность первичного светового потока и светового потока, прошедшего через кювету с исследуе.мой жидкостью. Из разнообразных отечественных и зарубежных приборов практическое значенне для очистных станцнй нефтебаз могут иметь мутномер М-101, фотометры Ф-201 и Ф-202, разработанные СКБ аналитической техники (г. Тбилиси). [c.246]

Лаборатория имеет по существу два взаимодополняющих комплекса приборов (потенциометрический и фотометрический) для определения показателя щелочности или кислотности воды, pH, биологической активности и химического потребления О2, растворимости в воде электролитов по показателю проводимости, содержания нитратов и нитритов, характеризующих зафязненность воды стоками, и хлора I2, третий комплекс аппаратуры анализаторов - фотометр для определения содержания в воде и почве нефтепродуктов. [c.624]

После предварительных исследований в 1964 г. авторы отказались от этого, казалось бы, простого метода. Дело в том, что на скачок температуры А Г сильно влияет начальная температура нефтепродукта. Поэтому определения на этом приборе необходимо проводить в термостатированных условиях или по калибровочным графикам, составленным для различных температур. Несомненно, однако, что этот простейншй прибор может оказаться очень удобным для грубого определения относительно большого содержания воды, например, в мазутах или отработанных маслах. [c.80]

Имеются приборы для автоматического определения в воде метилового спирта [63], летучих кислот [64], бора [65], фтора [66]. Содержание нефтепродуктов в сточных водах можно обнаружить приборами марок ЛУА-65ПС, ПОНВ-63В [67]. Действие приборов основано на экстракционно-фотометрическом методе определения в ультрафиолетовой области спектра. Некоторые технические данные приборов [c.26]

Лабораторный ультрафиолетовый анализатор ЛУЛ-65ПС предназначен для определения содержания нефтепродуктов в воде. В прибор входят фотометр — ультрафиолетовый анализатор ЛУА-65ПС, пробоподготовительная система (экскаватор), стабилизатор напряжения сети С-0,28. Действие прибора основано на экстракционно-фотометрическом методе спектрального анализа. Прибор контролирует изменение ультрафиолетового излучения в области спектра 250. .. 400 нм, которое поглощается нефтепродуктами, содержащимися в воде. Фазометрический метод позволяет получить электрическим способом два сигнала с различной интенсивностью световых лучей. [c.234]

Ход определения. Отобрав 1О0—1000 мл анализируемой воды (в отобранной порции должно быть не менее 0,02 мг нефтепродуктов) проводят экстракцию гексаном, как описано В разд. 9.17-2. Полученный экстракт, собирают в небольшой колбе, снабженной стеклянной пробкой, где его высушивают, добавляя 3—5 г прока- ленного сульфата натрия. Высушенный экстракт пропускают через колонку с оксидом алюминия. При фильтровании и последующем элюировании следят за тем, чтобы поверхность сорбента всегда была покрыта слоем растворителя. Поэтому, влив последнюю порЦинэ" экстракта в колонку, сейчас же доливают чистым растворителем. Скорость фильтрования — 5 мл за 10 мин. В фильтрат переходят, нефтепродукты, в колонке остаются все полярные соединения смолы, асфальтены (сильно люминесцирующие), нафтеновые кислоты,,жиры и Др. OfOHpaiot по 10 мл фильтрата в пробирки с притертыми пробками, подставляют одну пробирку за другой и измеряют люминесценцию раствора в каждой пробирке. После экстракта пропускают через колонку чистый гексан, обмывая им колбу, в которой раньше находился экстракт, и оставшийся в ней сульфат натрия и продолжают измерять люминесценцию проходящих через колонку растворов. Элюирование заканчивают тогда, когда через колонку станет проходить чистый гексан, т. е- когда люминесценция прошедшего ч рез колонку элюата станет такой же слабой, каку о имеет чистый гексан. Суммировав показания прибора при измерении люминесценции растворов во всех пробирках, рассчитывают содержание нефтепродуктов в пробе. [c.316]

Прибор для автоматического определения нефти в масел в воде ПОНВ-5 (изготовитель Ленииградский филиал ОКБ-АНН) предназначен для непрерывного автоматического определения количества нефтепродуктов и масел в воде и может быть иопользован для анализа сточных вод на содержание углеводородов (бензол и др.). В основу метода анализа положено явление люминеоденции. Световой поток от источника ультрафиолетового света проходит через две прозрачные кюветы, наполненные эталонной и испытуемой жидкостями. Возбуждаемое углеводоро дамн свечение жидкости в кюветах воспринимается фотоумножителями стандартной конструкции и преобразуется в электрический ток, пропорциональный количеству нефтепродуктов в испытуемой жидкости. Результаты измерений регистрируются стандартным потенциометром. С помощью прибора можно определять количество углеводородов в воде при содержании их до 200 мг л (погрешность 10%). [c.222]

Подготовка к испытанию. Испытуемый нефтепродукт при содержании в нем более 0,05% воды перед определением температуры вспышки обезвоживают свежепрокаленной и охлажденной поваренной солью, сульфатом или хлористым кальцием, путем нагревания и выдержки при температуре не менее чем на 20° ниже предполагаемой температуры вспышки. Нефтепродукт наливают в тигель до кругового уступа, закрывают" крышкой, вставляют термометр тигель помещают в нагревательную ванну прибора и включают подогрев (электрический или огневой). [c.219]