Введен в действие
Приказом Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии
от 11 апреля 2017 г. N 267-ст
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ
ТОПЛИВА НЕФТЯНЫЕ ОСТАТОЧНЫЕ
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СЕРОВОДОРОДА В ПАРОВОЙ ФАЗЕ
Residual fuel oils.
Determination of hydrogen sulfide in the vapor phase
ГОСТ 33911-2016
МКС 75.160.20
Дата введения
1 июля 2018 года
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 ПОДГОТОВЛЕН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 31 "Нефтяные топлива и смазочные материалы", Открытым акционерным обществом "Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти" (ОАО "ВНИИ НП") на основе собственного перевода на русский язык англоязычной версии стандарта, указанного в пункте 5
2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 31 августа 2016 г. N 90-П)
За принятие проголосовали:
Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97 Код страны по МК (ИСО 3166) 004-97 Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Армения AM Минэкономики Республики Армения
Беларусь BY Госстандарт Республики Беларусь
Киргизия KG Кыргызстандарт
Россия RU Росстандарт
Таджикистан TJ Таджикстандарт
Узбекистан UZ Узстандарт
4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 11 апреля 2017 г. N 267-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 33911-2016 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 июля 2018 г.
5 Настоящий стандарт идентичен стандарту ASTM D 5705-15 "Стандартный метод измерения сероводорода в паровой фазе над остаточными жидкими нефтяными топливами" ("Standard test method for measurement of hydrogen sulfide in the vapor phase above residual fuel oils", IDT).
Стандарт разработан подкомитетом ASTM D02.14 "Стабильность и чистота жидких топлив" Технического комитета ASTM D02 "Нефтепродукты и смазочные материалы".
Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного стандарта ASTM для приведения в соответствие с ГОСТ 1.5 (подраздел 3.6).
При применении настоящего стандарта рекомендуется использовать вместо ссылочных стандартов ASTM соответствующие им межгосударственные стандарты, сведения о которых приведены в дополнительном приложении ДА
6 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
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)
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает определение сероводорода (H2S) в паровой фазе (равновесное состояние пространства над продуктом) остаточных нефтяных топлив.
1.2 Настоящий метод применяют к жидкостям с диапазоном вязкости от 5,5 мм2/с при 40 °C до 50 мм2/с при 100 °C. Метод можно применять к топливам по ASTM D 396, соответствующим классам 4, 5 (тяжелые) и 6.
1.3 Настоящий метод можно использовать при содержании сероводорода от 5 до 4000 мкмоль/моль (от 5 до 4000 ppm v/v).
1.4 Значения, установленные в единицах СИ, считают стандартными. Значения в скобках приведены только для информации.
1.5 В настоящем стандарте не предусмотрено рассмотрение всех вопросов обеспечения безопасности, связанных с его использованием. Пользователь настоящего стандарта несет ответственность за установление соответствующих правил по технике безопасности и охране здоровья, а также определяет целесообразность применения законодательных ограничений перед его использованием.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
2.1 Стандарты ASTM <1>:
--------------------------------
<1> Уточнить ссылки на стандарты ASTM можно на сайте ASTM www.astm.org или в службе поддержки клиентов ASTM: service@astm.org. В информационном томе ежегодного сборника стандартов (Annual Book of ASTM Standards) следует обращаться к сводке стандартов ежегодного сборника стандартов на странице сайта.
ASTM D 396, Specification for fuel oils (Спецификация на жидкие нефтяные топлива)
ASTM D 4057, Practice for manual sampling of petroleum and petroleum products (Практика ручного отбора проб нефти и нефтепродуктов)
ASTM D 6021, Test method for measurement of total hydrogen sulfide in residual fuels by multiple headspace extraction and sulfur specific detection (Метод измерения содержания общего содержания сероводорода в остаточных топливах путем многократной экстракции паровой фазы и детектирования серы)
ASTM D 7621, Test method for determination of hydrogen sulfide in fuel oils by rapid liquid phase extraction [Метод определения сероводорода в жидких топливах путем быстрой жидкофазной (жидкостной) экстракции]
3 Термины и определения
3.1 В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1.1 равновесное состояние пространства над продуктом (equilibrium headspace): Паровое пространство над жидкостью, в котором все компоненты пара находятся в равновесии с компонентами жидкости.
3.1.2 остаточное нефтяное топливо (residual fuel oil): Жидкое вязкое топливо, содержащее широкую или узкую остаточную фракцию, или остаток от крекинга нефти и более легких дистиллятов, смешанных для соответствия вязкости мазута спецификации.
3.1.2.1 Пояснение
В условиях настоящего метода (при соотношении жидкости к пару 1:1, нагревании и перемешивании) H2S в паровой фазе над жидкостью будет находиться в равновесии с H2S в жидкой фазе.
4 Сущность метода
4.1 Испытательный контейнер вместимостью 1 дм3 из материала, инертного к H2S (стеклянная испытательная бутылка), непосредственно перед испытанием заполняют до 50% по объему жидким топливом из контейнера, инертного к H2S (стеклянная бутылка для образца). Для вытеснения воздуха из испытательного контейнера продувают азотом паровую фазу над образцом нефтяного топлива. Затем испытательный контейнер с образцом нагревают в термостате до 60 °C и перемешивают 3 мин на орбитальном встряхивателе со скоростью (3,67 +/- 0,08) с-1 [(220 +/- 5) об/мин].
4.2 Для измерения содержания H2S в паровой фазе испытательного контейнера используют индикаторную трубку по длине окрашенного слоя (колористическая индикаторная трубка) и ручной насос. Индикаторная трубка по длине окрашенного слоя должна находиться близко к поверхности жидкости, но не контактировать с ней.
5 Назначение и применение
5.1 Остаточные нефтяные топлива могут содержать H2S в жидкой фазе, что может привести к опасным уровням содержания H2S в паровой фазе в свободном пространстве над продуктом в резервуарах для хранения. Содержание паровой фазы может значительно изменяться в зависимости от объема свободного пространства над продуктом, температуры топлива и перемешивания. Измерение содержания H2S в жидкой фазе дает полезную информацию о способности остаточных нефтяных топлив образовывать высокое содержание H2S в паровой фазе, более низкое содержание в остаточном нефтяном топливе будет уменьшать опасное воздействие H2S. Крайне важно, чтобы работающие с нефтяным топливом, например владельцы судов и операторы, выполняли соответствующие меры техники безопасности для защиты команды, операторов резервуаров для хранения и других лиц, которые могут быть подвержены воздействию H2S.
5.1.1 Измерение содержания H2S в жидкой фазе предназначено для контроля качества продукта, а измерение содержания H2S в паровой фазе целесообразно для охраны здоровья и безопасности.
5.2 Настоящий метод был разработан для обеспечения нефтеперерабатывающих заводов, топливных терминалов и независимых испытательных лабораторий, не имеющих доступа к газовым хроматографам, простым и доступным в условиях полевых испытаний методом быстрого определения содержания H2S в паровой фазе остаточных нефтяных топлив.
Примечание 1 - Настоящий метод является одним из трех методов количественного определения содержания H2S в остаточных топливах:
1) метод по ASTM D 6021 - аналитический метод определения содержания H2S в жидкой фазе;
2) метод испытания по ASTM D 7621 - экспресс-метод определения H2S в жидкой фазе.
Примечание 2 - В связи с химической активностью, абсорбционной способностью и летучестью H2S любой метод определения концентрации H2S в жидкой фазе показывает концентрацию H2S только в данный момент времени.
5.3 Настоящий метод не обязательно отражает содержание H2S в паровой фазе резервуара для хранения топлива. Он показывает содержание сероводорода, зависящего от состава образца остаточного жидкого топлива, а не метода испытания, оператора или местоположения. Невозможно установить общую корреляцию между результатом этого полевого испытания и фактическим содержанием H2S в паровой фазе резервуара или транспортного средства с остаточным нефтяным топливом. Корреляция может быть установлена для конкретного случая при получении нефтяного топлива из одного источника сырой нефти на одном и том же оборудовании при постоянных условиях.
6 Помехи
Как правило, диоксид серы и меркаптаны могут быть причиной помех. В некоторых случаях диоксид азота может вызывать помехи. Большинство индикаторных
Для просмотра документа целиком скачайте его >>>
