Гравиметрический метод анализа нефтепродуктов в воде

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

Настоящий документ устанавливает методику выполнения измерений содержаний нефтепродуктов в природных и сточных водах методом колоночной хроматографии с гравиметрическим окончанием при массовых концентрациях нефтепродуктов от 0,30 до 50,0 мг/дм 3

Мешающие влияния, обусловленные присутствием в пробе органических веществ других классов, устраняются в ходе анализа (п. 9).

ʘ Допускается использование данной методики при аварийных ситуациях для определения массовых концентраций нефтепродуктов свыше 50 мг/дм 3 . ʘ

Метод определения массовой концентрации нефтепродуктов 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.

Настоящая методика обеспечивает получение результатов анализа с погрешностью, не превышающей значений, приведенных в таблице 1.

Диапазон измерений, значения показателей точности, повторяемости и воспроизводимости

Показатель точности (границы относительной погрешности при вероятности Р = 0,95), ± d , %

(относительное сред- неквадратическое отклонение повторяемости) s _г , %

(относительное среднеквадратическое отклонение воспроизводимости), s _R , %

Значения показателя точности методики используют при:

— оформлении результатов анализа, выдаваемых лабораторией;

— оценке деятельности лабораторий на качество проведения испытаний;

— оценке возможности использования результатов анализа при реализации методики в конкретной лаборатории.

При выполнении измерений должны быть применены следующие средства измерений, оборудование и материалы:

3.1. Средства измерений, вспомогательное оборудование

Весы лабораторные, 2 класса точности, ГОСТ 24104

Вентилятор комнатный типа ВН10-УЧ, ГОСТ 7402

Термометр КШ-14/23, ТУ 25-2021.007-88

Стаканчики для взвешивания (бюксы), ГОСТ 25336

Пипетки мерные с делениями 0,1 см 3 4(5)-2-1(2);

Колонка с оксидом алюминия

Бутыли из стекла с притертыми пробками вместимостью 2000 — 3000 см 3 для отбора и хранения проб

Алюминии оксид, ТУ 6-09-3916

Бумага индикаторная универсальная, ТУ 6-09-1181 ʘ

При выполнении измерений массовой концентрации нефтепродуктов в пробах природных и сточных вод соблюдают следующие требования безопасности:

4.1. При выполнении анализов необходимо соблюдать требования техники безопасности при работе с химическими реактивами по ГОСТ 12.1.007.

4.2. Электробезопасность при работе с электроустановками по ГОСТ 12.1.019.

4.3. Организация обучения работающих безопасности труда по ГОСТ 12.0.004.

4.4. Помещение лаборатории должно соответствовать требованиям пожарной безопасности по ГОСТ 12.1.004 и иметь средства пожаротушения по ГОСТ 12.4.009.

Выполнение измерений может производить химик-аналитик, владеющий техникой гравиметрического метода анализа.

При выполнении измерений соблюдают следующие условия:

температура окружающего воздуха (20 ± 5) ℃ ;

атмосферное давление (84 — 106) кПа (630 — 800 мм.рт.ст);

относительная влажность (80 ± 5) %;

частота переменного тока (50 ± 1) Гц;

напряжение в сети (220 ± 10) В.

Отбор проб производится в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51592-2000 «Вода. Общие требования к отбору проб» ʘ .

7.1. Пробы воды для параллельных определений отбирают в отдельные стеклянные емкости с притертыми пробками. Пробу для одного определения используют полностью. Если определение нефтепродуктов в день отбора невозможно, то пробы консервируют 2 — 4 см 3 экстрагента (четыреххлористый углерод, хлороформ) на 1 дм 3 воды. Законсервированные пробы могут храниться в течение двух недель.

При определении нефтепродуктов методом колоночной хроматографии с гравиметрическим окончанием объем пробы (при концентрации нефтепродуктов 0,3 — 3,0 мг/дм 3 ) должен составлять не менее 3 — 3,5 дм 3 .

7.2. При отборе проб составляется сопроводительный документ по утвержденной форме, в котором указывается:

— цель анализа, предполагаемые загрязнители;

— должность, фамилия отбирающего пробу, дата.

При подготовке к выполнению измерений проводят следующие работы:

ʘ 8.1. Подготовка оксида алюминия II степени активности ʘ

Реактив перед употреблением прокаливают в муфельной печи при 600 °С в течение 4 часов, дают остыть в эксикаторе и добавляют 3 % (по массе) дистиллированной воды. Хранят в склянке с притертой пробкой.

ʘ 8.2. Подготовка натрия сернокислого безводного ʘ

Перед использованием реактив прокаливают в сушильном шкафу при температуре 105 °С в течение 3 часов.

ʘ 8.3. Подготовка колонки с оксидом алюминия ʘ

Колонка с оксидом алюминия представляет собой стеклянную трубку длиной 10 см и диаметром 0,7 — 1,0 см с оттянутым нижним концом до диаметра 0,1 см. В трубку помещают стеклянную вату слоем 0,5 см, затем 6 г оксида алюминия и снова стеклянную вату. В качестве колонки можно использовать обычную пипетку, градуированную на 10 см 3 . Оксид алюминия в колонке меняют после каждой пробы. Использованный оксид алюминия можно регенерировать промыванием его четыреххлористым углеродом или хлороформом, испарением растворителя и последующим его прокаливанием.

Мешающие влияния, обусловленные присутствием в пробе органических веществ других классов, устраняются в ходе анализа: одни остаются нерастворимыми в гексане, другие (фенолы, нафтеновые кислоты) сорбируются оксидом алюминия.

10.1. Определение при концентрации нефтепродуктов 0,3 — 3,0 мг/дм 3

При выполнении измерений массовой концентрации нефтепродуктов в пробах природных и сточных вод выполняют следующие операции:

3 — 3,5 дм 3 исследуемой пробы воды подкисляют соляной кислотой (плотн. 1,19 г/см 3 ) до рН 3 хлороформа или четыреххлористого углерода, погружают мешалку так, чтобы лопасти её были в воде на 50 мм выше границы слоев воды и растворителя и перемешивают в течение 10 мин.

Затем переносят большую часть водного слоя в другой сосуд такой же вместимости, а оставшийся водный слой и слой хлороформа помещают в делительную воронку вместимостью 500 — 700 см 3 .

Через 15 минут сливают нижний слой хлороформа в коническую колбу (Эрленмейера) вместимостью 500 см 3 , стараясь не захватить при этом ни воды, ни промежуточного слоя эмульсии.

Переливают водный раствор из второго сосуда снова в первый, туда же переносят оставшийся в деятельной воронке водный слой с эмульсией, добавляют вторую порцию хлороформа 150 см 3 и снова перемешивают мешалкой в течение 5 — 7 мин. Снова сливают большую часть водного слоя, остаток переносят в ту же делительную воронку.

Через 15 мин отделяют второй экстракт и присоединяют его к первому, не захватывая при этом водного слоя. Затем небольшим количеством хлороформа (около 50 см 3 ) обмывают стенки сосуда, в котором проба находилась до экстракции, переносят в ту же делительную воронку, взбалтывают, дают некоторое время отстояться и присоединяют слой хлороформа к первым двум экстрактам.

В проведении третьей экстракции обычно нет необходимости.

Экстракцию хлороформом можно также проводить следующим способом: в делительную воронку вместимостью 1 — 2 дм 3 помещают 3 раза по 1 дм 3 исследуемой воды и последовательно взбалтывают с двумя порциями по 20 см 3 хлороформа. Таким образом, на экстракцию из 3 дм 3 анализируемой пробы будет израсходовано 120 см 3 хлороформа. Экстракты соединяют, прибавляют к ним 50 см хлороформного раствора, полученного при ополаскивании сосуда, где хранилась проба (*) .

(*) Склянку, в которой находилась проба, ополаскивают растворителем, который используется для экстракции.

Колбу с экстрактом присоединяют к холодильнику, помещают её в кипящую водяную баню или ставят на горячую закрытую плитку и отгоняют хлороформ до тех пор, пока в колбе не останется 10 — 20 см 3 раствора. Дают колбе остыть и разбирают прибор.

Остатки хлороформа удаляют при комнатной температуре. Предварительно взвешенный бюкс (с крышкой) помещают в вытяжном шкафу на расстоянии 25 — 35 см от обычного комнатного вентилятора, снимают крышку, заполняют бюкс на три четверти полученным экстрактом, включают вентилятор; по мере испарения экстракт подливают в бюкс, пока не перенесут полностью. Колбу из-под экстракта обмывают небольшой порцией хлороформа и переносят в тот же бюкс.

Когда в бюксе останется менее 0,5 см 3 хлороформного раствора, выключают вентилятор и продолжают испарение на воздухе, взвешивая бюкс каждые 2 мин. Перед взвешиванием его закрывают крышкой и вновь снимают крышку для дальнейшего испарения. Когда масса перестанет изменяться, испарение заканчивают.

Разность между массой бюкса с остатком после удаления хлороформа и массой пустого бюкса показывает общее содержание экстрагируемых хлороформом веществ.

Остаток после отгонки хлороформа растворяют в 1 — 2 см 3 предварительно высушенного сульфатом натрия н-гексана или петролейного эфира. Полученный раствор вместе с частицами нерастворившегося остатка, если такие окажутся, переносят в колонку с оксидом алюминия, под которую подставляют чистую сухую колбу. Бюкс несколько раз обмывают маленькими порциями н-гексана, переносят каждую порцию в колонку с оксидом алюминия. Колонку промывают еще несколькими порциями н-гексана (всего 40 — 45 см 3 ), собирая их в ту же колбу. Не следует при этом допускать, чтобы уровень н-гексана в колонке опускался ниже верхней границы слоя оксида алюминия.

Из полученного раствора нефтепродуктов в н-гексане, свободном от полярных соединений, удаляют н-гексан, испаряя его из бюкса при комнатной температуре вентилятором так же, как удаляли раньше хлороформ. Разность между массой бюкса с остатком после удаления н-гексана и массой пустого бюкса показывает содержание нефтепродуктов во взятом для исследования объеме пробы.

10.2. Определение нефтепродуктов в концентрациях выше 3,0 мг/дм 3

Определение проводят так же, как описано в п. 10.1, но только с меньшим объемом исследуемой воды. Берут для анализа 100 — 1000 см 3 воды, соответственно взятому объему воды уменьшают и количество применяемого для экстракции растворителя.

Содержание массовой концентрации нефтепродуктов X (мг/дм 3 ) рассчитывают по формуле:

где m₁, — масса бюкса с остатком после удаления гексана, мг,

m₂ — масса пустого бюкса, мг;

V — объем пробы, взятой для анализа, см 3 .

За результат анализа Х_ср принимают среднее арифметическое значение двух параллельных определений Х₁ и Х₂

для которых выполняется следующее условие:

где r — предел повторяемости, значения которого приведены в таблице 2.

Значения предела повторяемости при вероятности Р = 0,95

Диапазон измерений, мг/дм 3

Предел повторяемости (относительное значение допускаемого расхождения между двумя параллельными результатами измерений), г, %

При невыполнении условия (1) могут быть использованы методы проверки приемлемости результатов параллельных определений и установления окончательного результата согласно раздела 5 ГОСТ Р ИСО 5725-6.

Расхождение между результатами анализа, полученными в двух лабораториях, не должно превышать предела воспроизводимости. При выполнении этого условия приемлемы оба результата анализа, и в качестве окончательного может быть использовано их среднее арифметическое значение. Значения предела воспроизводимости приведены в таблице 3.

Значения предела воспроизводимое при вероятности Р = 0,95

Диапазон измерений, мг/дм 3

Предел воспроизводимости (относительное значение допускаемого расхождения между двумя результатами измерений, полученными в разных лабораториях), R, %

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).

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.

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.

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

ПНД Ф 14.1:2.116-97
Количественный химический анализ вод. Методика выполнения измерений массовой концентрации нефтепродуктов в пробах природных и сточных вод методом колоночной хроматографии с гравиметрическим окончанием

Купить ПНД Ф 14.1:2.116-97 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО «ЦНТИ Нормоконтроль».

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
Курьерская доставка (7 дней)
Самовывоз из московского офиса
Почта РФ

Документ устанавливает методику выполнения измерений содержаний нефтепродуктов в природных и сточных водах методом колоночной хроматографии с гравиметрическим окончанием при массовых концентрациях нефтепродуктов от 0,30 до 50,0 мг/дм3.

2. Приписанные характеристики погрешности измерений и ее составляющих

3. Средства измерений, вспомогательные оборудование, материалы, реактивы

3.1 Средства измерений и вспомогательное оборудование

4. Требования безопасности

5. Требования к квалификации операторов

7. Отбор и хранение проб воды

8. Подготовка к выполнению измерений

8.1 Подготовка оксида алюминия II степени активности

8.2 Подготовка натрия сернокислого безводного

8.3 Подготовка колонки с оксидом алюминия

9. Устранение мешающих влияний

10.1 Определение при концентрации нефтепродуктов 0,3 — 3,0 мг/дм3

10.2 Определение нефтепродуктов в концентрациях выше 3,0 мг/дм3

11. Обработка результатов измерений

12. Оформление результатов анализа

13. Контроль качества результатов анализа при реализации методики в лаборатории

Алгоритм оперативного контроля процедуры анализа с применением образцов для контроля

Чтобы бесплатно скачать этот документ в формате PDF, поддержите наш сайт и нажмите кнопку:

МИНИСТЕРСТВО ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственного комитета РФ

по охране окружающей сред

______________ А.А. Соловьянов

КОЛИЧЕСТВЕННЫЙ ХИМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ВОД

МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ МАССОВОЙ КОНЦЕНТРАЦИИ НЕФТЕПРОДУКТОВ В ПРОБАХ ПРИРОДНЫХ И СТОЧНЫХ ВОД МЕТОДОМ КОЛОНОЧНОЙ ХРОМАТОГРАФИИ С ГРАВИМЕТРИЧЕСКИМ ОКОНЧАНИЕМ.

Москва 1997 г.
(издание 2004 г.)

Методика рассмотрена и одобрена Главным управлением аналитического контроля и метрологического обеспечения природоохранной деятельности (ГУАК) и Главным метрологом Минприроды РФ.

В соответствии с требованиями ГОСТ Р ИСО 5725-1-2002 ¸ ГОСТ Р ИСО 5725-6-2002 и на основании свидетельства о метрологической аттестации № 224.01.11.039/2004 в МВИ внесены изменения (Протокол № 1 заседания НТС ФГУ «ФЦАМ» МПР России от 03.03.2004 г.)

ПНД Ф 14.1:2.116-97 ʘ Внесены дополнения и изменения согласно протокола № 12 заседания НТК ГУАК Госкомэкологии России от 07.10.98 г и протокола № 23 заседания НТК ФГУ «ЦЭКА» МПР России от 30 мая 2001 г.

Диапазон измерений, значения показателей точности, повторяемости и воспроизводимости

Показатель точности (границы относительной погрешности при вероятности Р = 0,95), ±d, %

(относительное сред- неквадратическое отклонение повторяемости) s_г, %

(относительное среднеквадратическое отклонение воспроизводимости), s_R, %

Значения показателя точности методики используют при:

— оформлении результатов анализа, выдаваемых лабораторией;

— оценке деятельности лабораторий на качество проведения испытаний;

— оценке возможности использования результатов анализа при реализации методики в конкретной лаборатории.

При выполнении измерений должны быть применены следующие средства измерений, оборудование и материалы:

3.1. Средства измерений, вспомогательное оборудование

Весы лабораторные, 2 класса точности, ГОСТ 24104

Вентилятор комнатный типа ВН10-УЧ, ГОСТ 7402

Термометр КШ-14/23, ТУ 25-2021.007-88

Стаканчики для взвешивания (бюксы), ГОСТ 25336

Пипетки мерные с делениями 0,1 см 3 4(5)-2-1(2);

Колонка с оксидом алюминия

Бутыли из стекла с притертыми пробками вместимостью 2000 — 3000 см 3 для отбора и хранения проб

Алюминии оксид, ТУ 6-09-3916

Бумага индикаторная универсальная, ТУ 6-09-1181 ʘ

4.2. Электробезопасность при работе с электроустановками по ГОСТ 12.1.019.

4.3. Организация обучения работающих безопасности труда по ГОСТ 12.0.004.

При выполнении измерений соблюдают следующие условия:

температура окружающего воздуха (20 ± 5) ℃;

атмосферное давление (84 — 106) кПа (630 — 800 мм.рт.ст);

относительная влажность (80 ± 5) %;

частота переменного тока (50 ± 1) Гц;

напряжение в сети (220 ± 10) В.

7.2. При отборе проб составляется сопроводительный документ по утвержденной форме, в котором указывается:

— цель анализа, предполагаемые загрязнители;

— должность, фамилия отбирающего пробу, дата.

При подготовке к выполнению измерений проводят следующие работы:

ʘ 8.1. Подготовка оксида алюминия II степени активности ʘ

ʘ 8.2. Подготовка натрия сернокислого безводного ʘ

Перед использованием реактив прокаливают в сушильном шкафу при температуре 105 °С в течение 3 часов.

ʘ 8.3. Подготовка колонки с оксидом алюминия ʘ

10.1. Определение при концентрации нефтепродуктов 0,3 — 3,0 мг/дм 3

В проведении третьей экстракции обычно нет необходимости.

(*) Склянку, в которой находилась проба, ополаскивают растворителем, который используется для экстракции.

10.2. Определение нефтепродуктов в концентрациях выше 3,0 мг/дм 3

Содержание массовой концентрации нефтепродуктов X (мг/дм 3 ) рассчитывают по формуле:

где m₁, — масса бюкса с остатком после удаления гексана, мг,

m₂ — масса пустого бюкса, мг;

V — объем пробы, взятой для анализа, см 3 .

За результат анализа Х_ср принимают среднее арифметическое значение двух параллельных определений Х₁ и Х₂

для которых выполняется следующее условие:

где r — предел повторяемости, значения которого приведены в таблице 2.

Значения предела повторяемости при вероятности Р = 0,95

Диапазон измерений, мг/дм 3

Значения предела воспроизводимое при вероятности Р = 0,95

Диапазон измерений, мг/дм 3

источник

Гравиметрические методы применяют редко. Недостатки их общеизвестны, однако основное их достоинство — исключается построение калибровочных графиков . Гравиметрические методы применяют в качестве арбитражных при определении магния, натрия, кремнекислоты, сульфат-ионов, суммарного содержания нефтепродуктов, жиров.[ . ]

Гравиметрический метод определения содержания нефтепродуктов в сточных водах проводится на пробах, из которых уже удалены летучие нефтепродукты. Углеводороды вместе со многими другими органическими веществами извлекают одним из названных неполярных растворителей. Экстракт пропускают через колонку с сорбентом (активный оксид алюминия, силикагель), который сорбирует все полярные вещества. Элюат (смесь веществ, распределенных в жидкой фазе) испаряют, при этом испаритель улетучивается, остаток (неполярные и очень малополярные вещества, т.е. собственно нефтепродукты) взвешивают.[ . ]

Для определения на уровне ПДК применяют гравиметрический, спектрофотометрические (в ИК- и УФ областях спектра), люминесцентные и газохроматографические методы. Газохроматографические методы целесообразны для определения качественного и количественного состава нефтепродуктов, но их чувствительность в значительной степени зависит от типа прибора. При определении суммарного содержания, что предусмотрено гигиеническими нормативами, более удобны гравиметрический и оптические методы, обладающие достаточной чувствительностью и экспрессностью.[ . ]

Для определения летучих нефтепродуктов (бензиновые и частично керосиновые фракции) принят метод, основанный на отгонке, последующей конденсации и гравиметрическом окончании с использованием перегонного аппарата со специальной калиброванной ловушкой [173]. Анализ проводится при общем содержании нефтепродуктов в пробе не менее 10 мг/л. Метод утвержден в качестве арбитражного и обладает чувствительностью 5 мг/л. Основное его достоинство в той, что исключается приготовление стандартных растворов такого же качественного и количественного состава, йаШ й%нализируемый раствор.[ . ]

Ход определения. Анализируемый раствор должен иметь pH > 2. Перед экстракцией вводят в него 2—3 г ЫаС1. Если разделение слоев после экстракции проходит плохо, количество прибавляемого ЫаС1 увеличивают. Экстрагентом служит петролейный эфир;‘экстракцию проводят несколько раз порциями по 20—25 мл, обмывая им стенки всех примененных стеклянных сосудов: делительных воронок, склянки, в которой была проба. Экстракт высушивают прокаленным сульфатом натрия, переносят в мерную колбу вместимостью 100—150 мл и разбавляют петролейным эфиром до метки. Отобрав аликвотную порцию экстракта, переносят ее во взвешенный предварительно бюкс и осторожно удаляют петролей-ный эфир нагреванием, в конце при 100—105 °С, после чега снова взвешивают бюкс. Так находят суммарное содержание всех извлекаемых петролейным эфиром веществ в отобранной аликвотной части экстракта.[ . ]

Для определения нефтепродуктов в России и за рубежом использз ют несколько аналитических методов, позволяющих судить о сумма! ном содержании углеводородов нефтяного происхождения в разли ного рода водоемах и питьевой воде.[ . ]

При определении нефтепродуктов методом колоночной хроматографии с гравиметрическим окончанием, объем пробы (при концентрации нефтепродуктов 0,3—3,0 мг/дм3) должен составлять не менее 3—3,5 дм3.[ . ]

Летучими нефтепродуктами названы углеводороды, отдуваемые воздухом при комнатной температуре. Их отделение и определение требуется в качестве предварительной операции в тех случаях, когда их содержание достаточно велико и основную массу нефтепродуктов определяют гравиметрическим методом или методом газожидкостной хроматографии. При анализе сточных вод, прошедших биохимическую очистку в биотенках, очистка флотацией, или любым другим методом с продувкой воздуха не требуется. Не требуется отделения летучих нефтепродуктов и в тех случаях, когда определение заканчивают методом ИК-спектромет-рии.[ . ]

Количественное определение суммарного содержания нефтяных углеводородов (нефтепродуктов) проводили путем абсолютной калибровки ПИД смесью углеводородов, которую готовили гравиметрическим методом. Для приготовления исходного стандартного раствора нефтепродуктов, содержащего углеводороды различных классов (56% н-декана, 19% изоокгана и 25% об. бензола), в мерную колбу вместимостью 50 мл вносят 10—15 мл н-гексана и взвешивают на аналитических весах. Затем в колбу добавляют 3 капли искусственной смеси углеводородов и взвешивают вторично. Разность масс, составляет навеску смеси углеводородов (примерно 0,04-0,06 г). Объем колбы доводят до метки н-гексаном и вычисляют концентрацию углеводородов в 1 мл растворителя-экстрагента.[ . ]

Основным преимуществом гравиметрического метода является то, что не требуется применения каких:либо сравнительных стандартных растворов и, следовательно, получаются точные результаты независимо от качественного состава нефтепродуктов в анализируемой пробе. Для повышения точности определения при очень Малом содержании нефтепродуктов в сточной воде можно брать любой, достаточно большой, объем анализируемой пробы.[ . ]

Ниже приведены три метода определения (гравиметрический, ИК-спектрометрический и газохроматографический), дающие при правильном соблюдении всех условий одинаково точные результаты и поэтому принятые в качестве арбитражных, и два менее точных метода, требующих периодической сверки получаемых результатов с результатами определения арбитражными методами и введения соответствующей поправки. В разд. 9.17.5 приводится метод определения нефтяных смол и асфальтенов, обычно сопутствующих нефтяным углеводородам («Нефтепродуктам»).[ . ]

Особое внимание было уделено методам определения, нефтепродуктов— самого главного загрязнения наших вод. Здесь наряду с гравиметрическим методом приводятся более быстрые новые методы: ЙК-спектроскопии, газо-жидкостной хроматографии, тонкослойной хроматографии, и др.[ . ]

Основным методом лабораторного анализа содержания нефтепродуктов в воде является гравиметрическое определение. Наряду с этим все более широкое применение получает метод инфракрасной спектроскопии. При гравиметрическом методе органические вещества первоначально экстрагируются из сточной воды хлороформом или четыреххлористым углеродом. Затем от них отделяются нефтепродукты путем растворения в гексане. Освобождение от примесей полярных соединений осуществляется пропуском раствора через слой окиси алюминия. После удаления растворителей извлеченные нефтепродукты взвешиваются.[ . ]

НП, таких результатов получить нельзя, и полученная с их помощью информация не является вполне корректной: в случае сложных по составу загрязнений нет гарантии, что после пропускания пробы воды через колонку с оксидом алюминия (это прием применяют во всех без исключения методиках определения НП, в том числе и в газохроматографической методике) в конечном экстракте окажутся лишь неполярные и малополярные углеводороды, то есть собственно нефтепродукты. И в результате при определении НП по гравиметрической, флуоро-метрической и И К-спектрофотометрической методикам результаты могут оказаться завышенными, так как помимо самих НП в этом случае будут фиксироваться и другие органические соединения неизвестного строения, которые в изобилии могут находиться в сточных водах.[ . ]

Это трудно достижимо, поэтому цену деления флуориметра следует устанавливать путем сравнения с результатом, полученным гравиметрическим методом. Это сравнение необходимо проводить чаще и каждый раз заново, если есть указания на то, что качественный состав исследуемых сточных вод изменился. Этот метод менее надежен, чем ранее описанные, хотя он и применим для определения нефтепродуктов в концентрациях 0,15 мг/л и менее.[ . ]

источник

Наименование документа:	ОСТ 34-70-953.18-90
Тип документа:	ОСТ
Статус документа:	действующий
Название рус.:	Воды производственные тепловых электростанций. Методы определения нефтепродуктов
Область применения:	Стандарт распространяется на производственные воды тепловых электростанций и устанавливает методы определения нефтепродуктов в питательной воде паровых котлов, в конденсатах, возвращаемых от потребителей пара, а также в теплофикационных водах.
Краткое содержание:	1 Отбор проб 2 Аппаратура, материалы, реактивы 3 Колориметрический метод 4 Гравиметрический метод 5 Техника безопасности
Дата актуализации текста:	01.10.2008
Дата введения:	01.07.1991
Дата добавления в базу:	01.02.2009
Доступно сейчас для просмотра:	100% текста. Полная версия документа.
Опубликован:	ВТИ им. Дзержинского № 1991
Документ утвержден:	Министерство энергетики и электрификации СССР от 1990-10-02
Документ разработан:	ВТИ им. Ф.Э.Дзержинского Минэнерго СССР
Заменяет:	Инструкция по эксплуатационному анализу воды и пара на тепловых электростанциях в части определения нефтепродуктов (раздел 31)

ВОДЫ ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ.

Методы определения нефтепродуктов

ВОДЫ ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ.

Методы определения нефтепродуктов

Настоящий стандарт распространяется на производственные воды тепловых электростанций и устанавливает методы определения нефтепродуктов в питательной воде паровых котлов, в конденсатах, возвращаемых от потребителей пара, а также в теплофикационных водах.

Методы могут быть использованы при анализе производственных вод атомных электростанций.

Отбор проб — по ОСТ 34-70-953.1-88.

При отборе проб воды для определения содержания нефтепродуктов необходимо учитывать их способность адсорбироваться стенками сосуда, а также всплывать при значительном содержании или переходить частично в осадок. Пробу следует отбирать в чистую склянку по возможности освобожденную от остатков дистиллированной воды, использованной при промывании склянки.

Организовав ровное, без толчков течение воды из пробоотборного отверстия, сразу же отбирают некоторое количество этой протекающей воды в склянку. При этом ополаскивать склянку отбираемой водой, а также отливать часть попавшей в склянку воды ни в коем случае не следует. Всю порцию воды, поступившую в склянку, используют для определения. Так как для расчета необходимо знать объем отобранной порции воды, то этот объем можно измерить после проведения экстракции или отметить на наружной стенке склянки уровень отобранной пробы и впоследствии измерить этот объем мерным цилиндром. Количество отбираемой воды надо сообразовывать с ожидаемым содержанием нефтепродуктов.

Фотоколориметр типа КФК-2 или аналогичного типа с набором кювет, толщиной поглощающего свет слоя до 100 мм и набором светофильтров или спектрофотометр;

весы лабораторные общего назначения II класса точности и наибольшим пределом взвешивания 200 г — по ГОСТ 24104-38;

воронки стеклянные диаметром от 40 до 150 мм по ГОСТ 25336-82;

стаканы химические вместимостью от 50 до 1000 см3 по ГОСТ 25336-82;

шкаф сушильный с регулируемой температурой в пределах от 50 до 160°С;

воронки делительные вместимостью 300, 500 см3 и 1000 см3 по ГОСТ 25336-82;

фильтры обеззоленные — по ТУ 6-09-1678-77;

колбы мерные вместимостью от 50 до 500 и 1000 см3 — по ГОСТ 1770-74;

стаканчики для взвешивания — до ГОСТ 25338-82;

цилиндры измерительные вместимостью 50, 100, 250 и 500 см3 по ГОСТ 1770-74;

штативы для фильтрования и для бюреток с лапками и зажимами;

алюминия оксид для хроматографии — по ТУ 6-09-3428-78;

кислота серная х.ч. — по ГОСТ 4204-77;

углерод четыреххлористый х.ч. — по ГОСТ 20288-74;

гексан х.ч. — по ТУ 6-09-4521-77.

3.1. Сущность метода состоит в образовании окрашенной в коричнево-бурый цвет жидкости, полученной при взаимодействии примесей нефтепродуктов с серной кислотой.

Чувствительность метода — 0,05 мг нефтепродуктов в пробе.

3.2. Приготовление основного и стандартного растворов

3.2.1. Основной раствор концентрации 10 г/кг нефтепродуктов. Если известно какими нефтепродуктами могут загрязняться анализируемые воды, то отвесив 1 г этих нефтепродуктов в сухую мерную колбу вместимостью 100 см3, растворяют в четыреххлористом углероде или гексане (экстрагент), доводят объем раствора этим же растворителем до метки и хорошо перемешивают. Приготовленный раствор устойчив при его хранении в хорошо закупоренной колбе.

3.2.2. Стандартный раствор концентрации 0,1 г/кг нефтепродуктов. В мерную колбу вместимостью 250 см3 отмеривают пипеткой 2,5 см3 основного раствора, доливают принятым экстрагентом до метки и хорошо перемешивают. Раствор устойчив при хранении его в хорошо закупоренной колбе.

3.2.3. Если неизвестно какими нефтепродуктами могут загрязняться анализируемые воды, отбирают такое количество этой воды, чтобы получить не менее 10 мг нефтепродуктов.

Все отобранное количество воды дважды обрабатывают эксграгентом. В делительную воронку вместимостью 1000 см3 вливают 700-800 см3 отобранной воды и 50 см3 четыреххлористого углерода или гексана. Хорошо взбалтывают, дают расслоиться и сливают нижний слой при использовании (CCl4) и верхний слой при использовании гексана в запасную емкость, а воду — в другую делительную воронку такой же вместимостью. В ней повторяют экстракцию, используя уже 20 см3 экстрагента. После этого воду отбрасывают и проводят такую же операцию со следующей порцией отобранной воды, пока не обработают все ее количество. Все экстракты сливают во взвешенный и предварительно высушенный стакан вместимостью 40-50 см3, удаляют экстрагент испарением на водяной бане, остаток высушивают в сушильном шкафу при 60-70°С и взвешивают. После взвешивания все количество нефтепродуктов растворяют в мерной колбе вместимостью 250 см3 в принятом растворителе, тщательно перемешивают и пользуются в качестве стандартного раствора. Концентрация этого стандартного раствора определяется массой выделенных нефтепродуктов.

В шесть сухих стаканов вместимостью 100 см3 помещают 1, 2, 5, 7, 10 и 15 см3 стандартного раствора нефтепродуктов. На кипящей водяной бане выпаривают экстрагент, т.е. четыреххлористый углерод или гексан до исчезновения их запаха, затем в каждый стакан вливают по 10 см3 концентрированной серной кислоты, тщательно обмывают ею стенки стакана, куда могли попасть капли раствора, и ставят стаканы на 5 мин в кипящую водяную баню. После этого дают жидкостям охладиться до комнатной температуры и определяют оптическую плотность (А) окрашенных растворов на фотоколориметре при светофильтрах областью светопропускания 440 нм в кюветах с толщиной поглощающего свет слоя 20 мм. Сравнение проводят относительно 10 см3 концентрированной серной кислоты, прогретой на водяной бане. По полученным точкам строят градуировочный график, откладывая по оси абсцисс содержание нефтепродуктов в каждом стакане, а по оси ординат — соответствующие им величины оптической плотности. Если стандартный раствор приготовлен из навески извлеченных нефтепродуктов, то учитывают истинную их концентрацию в нем. По методу наименьших квадратов (по ОСТ 34-70-959.3-88) строят прямую, которой пользуются для вычисления результатов определений. Выполняют не менее 3 параллельных определений для каждой концентрации. Допускается вычисление результатов с помощью множителя (К), определяемого по формуле

где m — масса нефтепродуктов в пробе, мг;

А — среднее значение оптической плотности, соответствующее этой массе.

Отобранный по п.1 объем анализируемой воды помещают в делительную воронку, дважды обмывают стенки сосуда, в который была отобрана проба, экстрагентом, т.е. четыреххлористым углеродом или гексаном, используя их по 10-15 см3 и сливая в ту же воронку. Затем, закрыв воронку пробкой, сильно взбалтывают ее содержимое, выпуская излишки воздуха через кран, перевернув воронку краном кверху. Взбалтывание проводят в течение 2-3 мин, после чего ставят воронку в штатив и дают жидкости полностью расслоиться. При этом четыреххлористый углерод с растворенными нефтепродуктами собирается в нижней части воронки, а гексановый раствор нефтепродуктов всплывает наверх.

Нижний слой четыреххлористого углерода или верхний слой гексана осторожно сливают на сухой бумажный фильтр, полученный фильтрат собирают в чистый сухой стакан, промывают фильтр четыреххлористым углеродом или гексаном (5-10 см3), собирая промывные растворы в тот же стакан. Для устранения влияния органических примесей, способных растворяться в четыреххлористом углероде или гексане, может быть применено фильтрование экстракта через слой (7-10 см) сорбента (активированной окиси алюминия), загруженного в стеклянную трубку длиной 10 см диаметром 1 см с впаянной в нее дырчатой стеклянной пластинкой. Верхний конец трубки расширен в виде воронки, а нижний оттянут до диаметра 1 мм. В трубку на стеклянную пластинку помещают слой стеклянной ваты толщиной 1 см, а сверх него насыпают сорбент толщиной 3-5 см. Поверх сорбента укладывают еще один слой стеклянной ваты. Сорбент -активированную окись алюминия — прокаливают при 800°С в течение 3-4 ч, а стеклянную вату прогревают при 250-300°С в течение 2-3 ч. Собранная трубка, т.е. колонка для фильтрования, должна быть промыта экстрагентом.

Фильтрование через колонку экстракта, полученного извлечением из воды нефтепродуктов, проводят со скоростью 0,5-1,0 см3 в мин, на фильтрование всей порции экстракта расходуется обычно не более 20 мин. Фильтрат собирают в чистый сухой стакан; в него же собирают и промывную жидкость, т.е. 5-10 см3 экстрагенга, пропускаемые через сорбент после окончания фильтрования экстракта. После удаления этих примесей к оставшимся в стакане нефтепродуктам приливают 10 см3 концентрированной серной кислоты и в течение 5 мин нагревают жидкость на кипящей водяной бане. При этом стремятся смочить серной кислотой все части внутренней поверхности стакана, куда могли попасть капли экстракта.

Жидкости дают остыть до комнатной температуры и определяют оптическую плотность ее (Ах) на фотоколориметре со светофильтром областью светопропускания 440 нм в кюветах с толщиной поглощающего свет слоя 20 мм. В качестве раствора сравнения используют 10 см3 концентрированной серной кислоты, также подвергнутой нагреванию и последующему охлаждению.

По градуировочному графику находят массу нефтепродуктов в анализируемой пробе. Полученную оптическую плотность находят по оси ординат и по ней массу нефтепродуктов (m) в пробе.

Концентрацию нефтепродуктов (С) в миллиграммах на килограмм вычисляют по формуле

где V — объем воды, использованный для определения, см3;

m — масса нефтепродуктов, найденная по градуировочному графику, мг

Суммарная погрешность результата определения нефтепродуктов колориметрическим методом с доверительной вероятностью (Р=0,95) указана в табл.1.

источник