Определение содержания нефтепродуктов воде

Методы определения содержания нефтепродуктов в воде

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:

1. Метод ИК-спектрофотометрии
2. Гравиметрический метод
3. Флуориметрический метод
4. 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).

Флуориметрическим методом (ПНД Ф 14.1:2:4.128-98). Данный метод основан на экстракции нефтепродуктов гексаном из пробы воды и измерении интенсивности флуоресценции экстракта на анализаторе жидкости «Флюорат-02». Диапазон измеряемых концентраций: 0,005 – 50,0 мг/дм3. Погрешность методики при Р=0,95 ( ±δ, %): 25 – 50%.

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

Определение содержания нефтепродуктов воде

ОХРАНА ПРИРОДЫ. ГИДРОСФЕРА

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К МЕТОДАМ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ В ПРИРОДНЫХ И СТОЧНЫХ ВОДАХ

Nature protection. Hydrosphere. General requirements for methods of determination petroleum products content in natural and waste waters

Дата введения 1983-01-01

Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 30 декабря 1980 г. N 6083 дата введения установлена 01.01.83

1. Настоящий стандарт устанавливает общие требования к методам определения растворенных, эмульгированных и пленочных нефтепродуктов в природных водах, включая воды суши, морские и подземные, и в сточных водах (далее — в воде).

2. Отбор проб из поверхностного слоя природных вод и отбор проб сточных вод для определения содержания растворенных и эмульгированных нефтепродуктов проводят в стеклянные сосуды вместимостью от 0,5 до 2 дм . При этом пленочные нефтепродукты не должны попадать внутрь сосуда.

Отбор проб для определения пленочных нефтепродуктов проводят специальными приспособлениями из планктонной сетки площадью 0,03-0,05 м , обеспечивающими полноту их извлечения.

3. Отбор проб из глубинных слоев вод суши и морских для определения содержания растворенных и эмульгированных нефтепродуктов проводят в стеклянные герметичные батометры, для подземных вод используют пробоотборники вместимостью от 0,5 до 2 дм .

4. Объем отобранной пробы в зависимости от содержания нефтепродуктов должен быть от 0,5 до 2 дм .

5. Экстракцию нефтепродуктов из воды проводят не позднее 3 ч после отбора пробы. При невозможности проведения экстракции в момент отбора пробы ее консервируют. Требования к реактивам, используемым в качестве экстрагентов и консервантов, должны быть включены в методы определения.

6. При отборе и хранении консервированных проб воды и экстрактов нефтепродуктов не допускается изменение их состава из-за загрязнения смазкой подвижных частей, вымывания материала емкости и испарения.

7. Срок хранения экстрактов не должен превышать 10 мес, а консервированных проб воды — 1 мес с момента отбора проб.

8. Сорбированные на стенках сосуда нефтепродукты смывают экстрагентом, используемым для экстракции, и объединяют их с экстрактом. Пробу воды или экстракта нефтепродуктов при определении их содержания используют полностью и не фильтруют.

9. Для хранения консервированных проб воды и экстрактов нефтепродуктов используют герметичные стеклянные сосуды с притертыми пробками.

10. При определении содержания нефтепродуктов должно быть предусмотрено отделение веществ, содержащихся в пробе воды и влияющих на результаты определения.

11. Методы определения в воде нефтепродуктов должны удовлетворять следующим требованиям:

нижний предел обнаружения нефтепродуктов должен составлять не более 0,05 мг/дм ;

погрешность определения содержания нефтепродуктов не должна превышать ±80% при содержании в воде нефтепродуктов до 0,1 мг/дм и ±20% при содержании нефтепродуктов свыше 0,1 мг/дм .

12. Применяемые реактивы должны быть «химически чистые» (х.ч.). Допускается применять реактивы степенью чистоты «чистые для анализа» (ч.д.а.). Перечень используемых реактивов и растворов с описанием их марки, приготовления, использования, условий и сроков хранения должен быть включен в методы определения.

13. Применяемая лабораторная измерительная посуда должна соответствовать 2-му классу точности по ГОСТ 1770-74 и другим нормативным документам по стандартизации.

14. Термины, применяемые в настоящем стандарте, и пояснения к ним приведены в приложении.

ПРИЛОЖЕНИЕ
Справочное

ПОЯСНЕНИЯ К ТЕРМИНАМ, ПРИМЕНЯЕМЫМ В НАСТОЯЩЕМ СТАНДАРТЕ

Неполярные и малополярные углеводороды (алифатические, ароматические, алициклические), составляющие главную и наиболее характерную часть нефти и продуктов ее переработки.

Слой воды водного объекта, расположенный от поверхности воды до глубины 0,5 м.

Слои воды водного объекта, расположенные ниже глубины 0,5 м.

Нефтепродукты, находящиеся на поверхности водного объекта в виде тонкого, нередко мономолекулярного слоя (пленки).

Нефтепродукты, находящиеся в водной толще в истинно растворенном состоянии.

Нефтепродукты, находящиеся в водной толще в виде эмульсии (размер частиц более 0,45 нм).

* Определение растворенных и эмульгированных нефтепродуктов обычно проводят суммарно.

Источник

Определение содержания нефтепродуктов воде

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

Метод определения содержания воды

Petroleum and petroleum products. Method for determination of water content

Дата введения 2016-07-01

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0-2015 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2-2015 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 31 «Нефтяные топлива и смазочные материалы», Открытым акционерным обществом «Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти» (ОАО «ВНИИНП»)

2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 14 ноября 2014 г. N 72-П)

За принятие проголосовали:

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

Сокращенное наименование национального органа по стандартизации

Минэкономики Республики Армения

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 21 мая 2015 г. N 399-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 2477-2014 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 июля 2016 г.

6 ИЗДАНИЕ (март 2018 г.) с Изменением N 1 (ИУС 1-2018), Поправкой (ИУС 2-2016)

Изменение N 1 принято Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N 102-П от 30.08.2017).

Зарегистрировано Бюро по стандартам МГС N 13509.

За принятие изменения проголосовали национальные органы по стандартизации следующих государств: AM, BY, KG, UZ, KZ, TJ, UA, RU [коды альфа-2 по MК (ИСО 3166) 004].

Дату введения в действие настоящего изменения устанавливают указанные национальные органы по стандартизации*

* Дата введения в действие на территории Российской Федерации — 2018-01-01.

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном 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 (www.gost.ru)

ВНЕСЕНА поправка, опубликованная в ИУС N 10, 2018 год

Поправка внесена изготовителем базы данных

ВНЕСЕНО Изменение N 2, утвержденное и введенное в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 04.08.2020 N 449-ст c 01.07.2021

Изменение N 2 внесено изготовителем базы данных по тексту ИУС N 10, 2020

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает метод определения содержания воды в нефтепродуктах (в том числе пластичных смазках, парафинах, церезинах, восках, гудронах и битумах), нефти и присадках.

Стандарт не распространяется на битумные эмульсии.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:

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

ГОСТ 2517-2012 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 2603-79 Реактивы. Ацетон. Технические условия

ГОСТ 2768-84 Ацетон технический. Технические условия

ГОСТ 4095-75 Изооктан технический. Технические условия

ГОСТ 4517-2016 Реактивы. Методы приготовления вспомогательных реактивов и растворов, применяемых при анализе

ГОСТ 5789-78 Реактивы. Толуол. Технические условия

ГОСТ 6709-72 Вода дистиллированная. Технические условия

ГОСТ 9147-80 Посуда и оборудование лабораторные фарфоровые. Технические условия

ГОСТ 9410-78 Ксилол нефтяной. Технические условия

ГОСТ 12433-83 Изооктаны эталонные. Технические условия

ГОСТ 14710-78 Толуол нефтяной. Технические условия

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

ГОСТ 31873-2012 Нефть и нефтепродукты. Методы ручного отбора 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 ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» 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.

Раздел 2. (Измененная редакция, Изм. N 1, 2).

3 Сущность метода

Испытуемые нефтепродукт или нефть нагревают в колбе с холодильником в присутствии не смешивающегося с водой растворителя, который перегоняется вместе с водой, находящейся в образце. Конденсированный растворитель и вода постоянно разделяются в ловушке, причем вода остается в градуированном отсеке ловушки, а растворитель возвращается в дистилляционный сосуд.

4 Реактивы и материалы

4.1 Используют следующие безводные растворители:

— ксилол нефтяной марки А по ГОСТ 9410;

— толуол нефтяной по ГОСТ 14710 или толуол по ГОСТ 5789;

— изооктаны эталонные по ГОСТ 12433 или изооктан технический по ГОСТ 4095;

— бензин-растворитель для резиновой промышленности — нефрас — С2 — 80/120;

— нефтяные дистилляты с пределами кипения от 100°С до 200°С и от 100°С до 140°С.

Растворитель выбирают в зависимости от испытуемых продуктов в соответствии с таблицей 1.

Таблица 1 — Растворитель для нефтепродукта

Растворитель (см. раздел 4)

Толуол или ксилол

Битумы, битуминозные нефти, асфальты, гудроны, тяжелые остаточные котельные топлива

Нефтяные дистилляты с пределами кипения от 100°С до 200°С или от 100°С до 140°С; толуол или ксилол

Нефть, присадки к смазочным маслам, жидкие битумы, мазуты, смазочные масла, нефтяное топливо и другие нефтепродукты

Нефтяные дистилляты с пределами кипения от 100°С до 140°С или изооктаны, или нефрас

Для каждой новой партии растворителя проводят проверку на содержание воды в соответствии с настоящим методом, поместив в аппарат для перегонки такое количество растворителя, которое участвует в испытании образца, и проводят операции, приведенные в 8.4-8.8. При обнаружении воды растворитель обезвоживают любым способом.

(Измененная редакция, Изм. N 1, 2).

4.2 Хромовая смесь, приготовленная по ГОСТ 4517 (2.152)*.

* Письмом Росстандарта от 24.08.2021 г. N 3115-ОГ/03 разъясняется, что «В п.4.2 ГОСТ 2477-2014 допущена опечатка». Следует читать: Хромовая смесь, приготовленная по ГОСТ 4517 (4.152). — Примечание изготовителя базы данных.

4.3 Вода дистиллированная с рН 5,4-6,6 по ГОСТ 6709.

4.4 Ацетон по ГОСТ 2603 или по ГОСТ 2768.

4.5 Пемза, или неглазурованные фаянс и фарфор, или запаянные с одного конца стеклянные капилляры, или олеин, или силиконовая жидкость.

4.6 Водорастворимый индикатор, не растворимый в органических растворителях, например тимоловый синий.

4.7 Допускается применять реактивы квалификации не ниже указанной в настоящем стандарте.

4.6, 4.7 (Введены дополнительно, Изм. N 2).

5 Аппаратура

5.2 При определении содержания воды можно также применять:

— аппарат для количественного определения содержания воды в нефтяных, пищевых и других продуктах со стеклянным дистилляционным сосудом (аппарат АКОВ). Для сборки аппарата допускается использовать колбы типа К-1-500-29/32 ТС, К-1-1000-29/32 ТС, К-1-2000-45/40 ТС по ГОСТ 25336;

Источник