Определение нефтепродуктов при их концентрациях ниже 0,3 мгл

Определение нефтепродуктов при их концентрациях ниже [c.470]

Температура вспышки. Температурой вспышки называется такая температура, при которой пары нефтепродукта, нагреваемого в стандартных условиях, образую с воздухом над поверхностью жидкости смесь, способную при поднесении к ней пламени вспыхнуть—взорваться. Взрывчатой смесь становится лишь тогда, когда концентрация горючего в ней не ниже и не выше определенного предела. В соответствии с этим различают нижний и верхний пределы взрываемости или концентраций паров горючего в смеси с воздухом. Нижний предел взрываемости отвечает минимальной концентрации паров горючего в смеси с воздухом, при которой возможна вспышка от соприкосновения с пламенем верхний предел взрываемости отвечает такой концентрации паров, выше которой вспышка не происходит из-за недостатка воздуха. [c.109]

Температура вспышки нефти или нефтепродукта — минимальная температура нагреваемых в стандартных условиях нефти или нефтепродукта, при которой смесь паров нефти или нефтепродукта с воздухом в условиях атмосферного давления при поднесении к ней пламени вспыхивает и сразу затухает. Температура вспышки нефти колеблется в широких пределах (от 35 до 120 °С) в зависимости от ее фракционного состава. Температура вспышки нефтепродуктов легковоспламеняющихся бензинов — ниже 28°С, керосинов — 28—45 °С горючих нефтепродуктов (моторное и дизельное топливо, мазуты) 45—120°С. Кроме того, пары нефти или нефтепродукта обладают взрывоопасностью. Взрыв паров нефти или нефтепродуктов при наличии открытого огня или искр возможен при определенном их содержании в воздухе. При этом наименьшее и наибольшее содержание паров нефти или нефтепродуктов в воздухе называют соответственно нижним и верхним пределами взрываемости. При концентрации паров выше верхнего предела взрываемости смесь паров нефти и нефтепродуктов с воздухом горит. Пределы взрываемости нефти или нефтепродуктов зависят от их состава и колеблются в широких пределах. Например, для бензина при температуре 20 °С и атмосферном давлении нижний предел взрываемости — 1,1 %, а верхний — 6 % (объемных). [c.15]

Определение нефтепродуктов при их концентрациях ниже 0,3 мг/л 470 [c.1188]

Определение нефтепродуктов при концентрации их ниже 0,3 мг/л [c.8]

Описанные ниже методы могут быть использованы и для определения нефтепродуктов при более высоких их концентрациях, если экстракция из большого объема жидкости (3—3,5 л) почему-либо нежелательна. [c.308]

Таким образом, излагаемые ниже методы определения цвета, получившие широкое распространение в нефтяной практике, по сущ еству не являются в полном смысле колориметрическими, ибо они не дают возможности определить концентрацию окрашивающ,их вещ,еств сравнением интенсивности окраски испытуемого нефтепродукта и стандартного раствора или стекла. [c.94]

Нефтепродукты и в том числе отработанное регенерированное масло являются огнеопасными и легко воспламеняющимися веществами, а легкие фракции, отгоняемые от масла (бензин, керосин), кроме того, при обычных температурах их хранения взрывоопасны. Известно, что юри взрыве воспламеняется не продукт, а смесь углеводородных паров и воздуха. Для вспышки смеси необходима определенная температура, но взрыв может произойти и при температуре ниже температуры вспышки смеси паров продукта и воздуха. Это объясняется тем, что при подогреве нефтепродукта до температуры вспышки происходит частичное парообразование углеводородов и количество паров продукта в воздухе может достичь такой концентрации, при которой может произойти взрыв. Следовательно, при подогреве нефтепродуктов недостаточно руководствоваться одной только их температурой вспышки. Достаточно самого незначительного пламени, например электрической искры при коротком замыкании проводов, искры от удара твердых тел и пр., чтобы произошла вспышка или взрыв смеси углеводородов с воздухом. [c.284]

Принципиальное различие между водо- и маслорастворимыми ингибиторами коррозии, сказывающееся на механизме их действия и на характере защитных свойств, заключается в том, что,маслорастворимые ингибиторы, в отличие от водорастворимых, не диссоциируют в воде, не образуют ионных растворов. Поэтому, если нитрит натрия и нитритдициклогексиламин имеют много общего в механизме действия (оба обладают пассивирующими свойствами и усиливают коррозию некоторых цветных металлов), то маслорастворимые ингибиторы коррозии, например нитрованные масла, резко отличаются от них. Маслорастворимые ингибиторы коррозии защищают любые металлы— черные и цветные. Большим преимуществом таких ингибиторов является также полная растворимость их в любых нефтепродуктах. Кроме того, многие неорганич кие и органические водорастворимые ингибиторы коррозии защищают металл только при определенной концентрации и в определенной (щелочной) среде. При концентрации ниже требуемой они не только не защищают, но усиливают коррозию металла. Поэтому их называют опасными [42]. [c.75]

Кроме описанных выше, в нефтепереработке и нефтехимии контроль за выпускаемыми продуктами ведется по другим показателям качества. К ним относятся цвет нефтепродуктов, концентрация водородных ионов, температура застывания нефтепродуктов, количество микровлаги в мономерах и др. Ниже мы приводим описание приборов для определения цвета нефтепродуктов и концентрации водородных ионов. [c.206]

Подготовка к ремонту осуществляется следующим путем.. Открывают паровую задвижку на приемной шламовой линии м продувают колонну в атмосферу в течение й часов водяным паром. Затем доступ пара в колонну уменьшают и по порядку открывают люки на колонне сверху вниз. Если при открытии верхнего люка в колонне образуется х. юпок, то оператор дад-жен немедленно усилить ввод водяного пара в колонну и прекратить открывание люков. После продувки колонны водяным паром в течение 36 часов и промывки ее водой в течение 12 часов в ней можно работать при условии, если концентрация паров нефтепродукта ниже 0,1%. В противном случае колонну следует еще раз продуть паром или проветрить в течение нескольких часов, т. е. до уменьшения концентрации паров нефтепродуктов ниже 0,1%. Если в колонне предстоит производить сварочные работы, то ее продувают водяным паром в течение 72 часов и промывают водой в течение 24 часов. После этого в нескольких местах колонны отбирают пробы газа на определение концентрации нефтепродуктов. [c.168]

Если концентрация нефтепродуктов в отобранных пробах несколько ниже нижнего предела взрываемости, то проводить сварочные работы в колонне разрешается. Если же концентрация паров нефтепродуктов в отобранных пробах окажется выше нижнего предела взрываемости, то люки на колонне закрывают и колонну снова продувают паром в течение 24 часов и промывают водой в течение 12 часов и опять отбирают пробу на определение концентрации. Таким образом, путем продувки колонны паром и промывки водой, концентрацию паров нефтепродуктов снижают до нормы. При работе в колонне температура среды должна быть не ьыше 50 С и все трубопроводы, связанные с колонкой, должны быть отглушены путем установки заглушек на линиях непосредственно у колонны. [c.168]

Отмеривают анализируемую воду в колбу для пе-регопки, добавляют дистиллированную воду до 500 мл, 10 мл раствора фосфорной кислоты и 5 мл раствора сульфата меди отгоняют 450 мл и, прилив к остатку 50 мл дистиллированной воды, еще 50 мл так, чтобы объем отгона составил 500 мл. Мешают окислители. Их удаляют, обрабатывая избытком солей закисного железа. При наличии большого количества нефтепродуктов и смол их удаляют экстракцией четыреххлористым углеродом нз подщелоченной до pH 12—12,5 воды. Определение фенола при очень малых концентрациях. Аликвотную часть или весь отгоп, содержащий не более 50 мкг фенола, помещают в химический стакан и доводят объем до 500 мл дистиллированной водой. (Если аликвотная часть меньше 50 мл, анализ проводят по методике, описанной ниже). В стакан приливают 5 мл буферного раствора, переносят смесь в делительную воронку, добавляют 3,00 мл раствора 4-аминоантипирина, взбалтывают, приливают 3 мл раствора I<3[Fe( N)6] или раствора персульфата аммония, снова взбалтывают и оставляют на 3 мии. Затем проводят экстракцию, добавляя 25 мл хлороформа и встряхивая смесь не менее 10 раз. Дают отстояться и вновь хорошо взбалтывают. Слой хлороформа сливают через бумажный фильтр с помещенным в него безводн1.ш сульфатом натрия (5 г) в кювету и фотометрируют. Раствор сравнения получают в холостом опыте — с дистиллированной водой вместо пробы. [c.465]

Загрязнения, Для получения правильных результатов при определении микроэлементов в нефтях и нефтепродуктах (особенно при концентрациях определяемых элементов на уровне от 10 % и ниже) необходимо учитывать возможные источника загрязнений пробы, В общем проблемы анализа нефтей, нефге-продуктов аналогичны тем, которые встречаются в других областях микроанализа. В литературе описаны источники загрязнений и способы их устранения при нахождении концентрации [c.35]

Техника изготовления мишеней для жидких и твердых проб и меры, предупреждающие потерю определяемых элементов, приведены в [294, 295]. Предложен способ переоборудования рентгеновской камеры РКУ-114М для исследований при низких температурах [296], Охлаждение камеры осуществлялось парами азота, поступающими в нее из транспортного дьюара по змеевику с отверстиями. Предложенный метод охлаждения позволил проводить исследования в области температур 80—293 К с тер-мостатнрованием не ниже 0,1. Этот способ может применяться при анализе жидких нефтепродуктов, так как упрощается подготовка проб к анализу. Простая методика приготовления образцов тяжелых нефтяных фракций для определения содержания серы описана в [297]. Для исключения влияния соотношения С/Н в образце на интенсивность линии серы — Ка образец разбавляли парафином при 90°С, после охлаждения получали таблетки диаметром 50 и толщиной 5 мм, которые затем анализировали. Образцы сравнения готовили растворением в парафине асфальтенов, содержащих 3,2% серы. Метод позволяет определять концентрацию серы до 0,1%- [c.73]

В свете сказанного выше рассмотрим процесс разделения мальтенов гудрона котуртепинской нефти на группы с использованием одной из модификаций широко распространенной методики определения группового состава [22]. Разделение проводили на активном силикагеле при соотношении адсорбент проба 200 1. В качестве растворителей последовательно использовали чистый изооктан дпя элюирования насыщенных углеводородов и смеси изооктана с бензолом, содержащие 5, 10, 15, 20, 25 и 30% (объемн.) бензола, для элюирования трех групп ароматических углеводородов. Первую группу смол элюировали бензолом, вторую - спиртобензольной смесью. В процессе разделения отбирали фржции элюата равного объема, масса которых после анализа состава растворителя и его последующего отгона служила основой для построения элюционной кривой выхода разделенного нефтепродукта из колонки, а показатели преломления этих фракций использовали для определения границ хроматографических групп. Кривые состава подвижной фазы по каждой фракции элюата получены на основе газохроматографического анализа. Полученнь1е результаты представлены на рис. [13]. Как и следовало ожидать, концентрационные кривые растворителей, входящих в состав подвижной фазы, показьшают, что в слое адсорбента произошло расслоение подвижной фазы, которое привело к образованию ряда фронтальных зон бензола и этанола. Предполагалось, что число фронтальных зон бензола будет соответствовать числу изменений его концентраций от 5 до 100%, т. е. будет образовано 7 таких зон. Однако достаточно четко прослеживается наличие только четырех зон. Вероятно, это связано с низкой эффективностью колонки вследствие того, что колонка была заполнена крупными частицами силикагеля (0,25—0,5 мм) и элюирование проводили в нисходящем потоке подвижной фазы. Несмотря на это, можно видеть, что движение фронтальных зон подвижной фазы по слою адсорбента вызывает вытеснение, выталкивание этим фронтом гех адсорбированных соединений нефтепродукта, адсорбционная способность которых ниже адсорбционной способности этого растворителя. [c.41]

Атомно-абсорбционный метод анализа характеризуется высокой чувствительностью, позволяющей определять некоторые элементы в концентрации 0,1—0,005 мкг1мл раствора и ниже, что оказывается для некоторых элементов выше, чем чувствительность эмиссионного спектрального анализа. Точность метода 1-—4%. Он отличается быстротой и простотой выполнения, доступностью и несложностью применяемой аппаратуры. Он быстро развивается и находит все более широкое применение в различных областях науки и техники для определения многих элементов. В настоящее время описано определение 76 элементов в разных объектах в сплавах, чистых металлах, в нефтепродуктах, в реактивах, почвах, золе растений, в биологических жидкостях, водах и др. Таким образом, атомно-абсорбционный метод применяется при решении самых различных проблем. [c.233]

Многие вещества и классы соединений, вступающие в реакции конденсации или окислительно-восстановительные реакции, мешают определению воды методом Карла Фишера. В нефтепродуктах наиболее часто встречающимися примесями, вызьгвающими помехи при определении воды, являются сероводород и сера в составе меркаптанов. Однако концентрации этих веществ ниже 0,003 масс.% в пересчете на серу не вызывают значительных помех при определении содержания воды в области от 0,003 масс.% до 0,100 масс.%. Другие обычно присутствующие серосодержащие вещества, такие, как сульфиды, дисульфиды и тиофены, обычно мещающего влияния не оказывают. [c.193]

Нефть и нефтепродукты, образующие с водой гетерогеннук систему, могут присутствовать в воде в разнообразной форме в зависимости от происхождения загрязнения, а именно — в виде раствора, эмульсии, в связанной форме (адсорбированные на различных нерастворимых веществах и осадках), а также в форме свободной фазы (плавающие на поверхности воды в виде пленки или слоя). Указанные обстоятельства свидетельствуют о сложности отбора проб воды, загрязненных нефтепродуктами, и о большой важности этого этапа в общем цикле аналитических работ. Следует иметь в виду, что в поверхностных водах нефтепродукты могут присутствовать не в одной какой-либо определенной форме, а одновременнов двух или трех формах. Что касается загрязненных источников подземных вод, то в них при статическом состоянии (когда вода не выкачивается) возможно образование слоев с различной концентрацией нефтепродуктов на поверхности жидкая фаза, ниже — зона грубодиспергирован-ных капель нефтепродукта и его водной эмульсии, еще глубже — зона растворенных в воде углеводородов нефти, на дне — угле-водороды, адсорбированные на твердых частицах осадка [10]. Очевидна необходимость дифференцированного отбора проб во-ды — из отдельных зон источника подземной воды и с разных глубин. [c.31]

Применение радиоактивных источников в анализе. Поглощение а- и р-частиц можно использовать в аналитических целях. В силу невысокой проникающей способности а-частицы более подходят для анализа в газовой фазе. Описана методика [10], по которой в ионизационную камеру помещают как источник а-частиц ( Фо — радий-В , ФЬ), так и образец. При постоянном давлении и потенциале протекающий через камеру ток зависит только от состава газа. В благоприятных случаях так можно анализировать двойные смеси газов (калибровка по смесям известного состава) с точностью 0,2—0,3 мол. %. Эту методику применяли на практике для определения некоторых токсичных газов, например N1(00)4 и РЬ(С2Нб)4 в воздухе в концентрации 1-10- %. Поглощение р-частиц, связанное в основном с электрон-электронными взаимодействиями, использовали главным образом для анализа жидких образцов. Элементарные рассуждения показывают, что водород имеет максимальное число электронов на единицу массы, у любого другого элемента эта плотность ниже минимум вдвое. Следовательно, данный метод отличается высокой чувствительностью к водороду. Это послужило основой для создания прибора, предназначенного для определения соотношения Н/С в нефтепродуктах [И, 12]. [c.515]

Ряд применяемых в заводской практике и стандартизованных методов определения содержания воды в маслах при современных требованиях к их влажности уже нельзя считать удовлетворительными. Так, метод по Дину и Старку, предусмотренный в ГОСТ 2477—65 Нефтепродукты. Метод количественного определения содержания воды , не позволяет определять концентрацию воды ниже 0,03%. Метод определения воды по потрескиванию (ГОСТ 1547—74 Масла нефтяные. Качественный метод определения воды ) часто дает невоспроизводимые результаты. Гидридкальциевый метод (ГОСТ 7822—75 Масла нефтяные. Метод определения содержания растворенной воды ) требует длительного времени для реализации и приводит к заниженным результатам. [c.15]