ГОСТ 26378.1-84

Группа Б49

     

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР


НЕФТЕПРОДУКТЫ ОТРАБОТАННЫЕ

Метод определения воды

Used petroleum products.
Method for the determination of water

     
     
     ОКСТУ 0209

Срок действия с 01.01.87
до 01.01.92*
________________
* Ограничение срока действия снято Постановлением
Госстандарта СССР от 03.04.91 N 433. (ИУС N 7, 1991 год)
- Примечание .

     
     РАЗРАБОТАН Государственным комитетом СССР по обеспечению нефтепродуктами
     
     ИСПОЛНИТЕЛИ
     
     А.Ф.Гуревичев, В.С.Вермул, М.К.Заманский, Н.М.Нюренберг, Е.Н.Попова
     
     ВНЕСЕН Государственным комитетом СССР по обеспечению нефтепродуктами
     
     Член Коллегии А.Д.Рудковский
     
     УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 20 декабря 1984 г. N 4756
     
     ВНЕСЕНО Изменение N 1, утвержденное и введенное в действие Постановлением Государственного комитета СССР по управлению качеством продукции и стандартам от 03.04.91 N 434 с 01.10.91 и опубликованное в ИУС N 7, 1991 год
     
     Изменение N 1 внесено юридическим бюро по тексту ИУС N 7, 1991 год

     
     
     Сущность метода заключается в определении теплового эффекта реакции гидратации сернокислой меди с водой, содержащейся в отработанном нефтепродукте.
     
     

1. АППАРАТУРА И РЕАКТИВЫ

     
     Влагомер (приложение 1).
     
     Воронка стеклянная N 3 по ГОСТ 25336-82 или полиэтиленовая диаметром 56-75 мм.
     
     Мерник для реактива с ручкой (диаметр 22 мм, высота 26 мм).
     
     Часы песочные ЧПН-1 или секундомер.
     
     Термометр ТЛ-4 с ценой деления шкалы 0,1 °С и пределом измерения от 0 до 55 °С.
     
     Медь сернокислая ч. или ч.д.а. по ГОСТ 4165-78, обезвоженная по ГОСТ 26378.0-84, п.4.1.
     
     Керосин, топливо дизельное по ГОСТ 305-82 или топливо для реактивных двигателей по ГОСТ 10227-86 любой марки, обезвоженные по ГОСТ 26378.0-84, п.4.2.
     
     (Измененная редакция, Изм. N 1).
     

2. ПОДГОТОВКА К ИСПЫТАНИЮ

     
     2.1. Пробу нефтепродукта, предварительно выдержанную в одном помещении с влагомером или нагретую до комнатной температуры, тщательно перемешивают и наливают в стакан влагомера до метки. Стакан с пробой помещают в корпус влагомера, корпус закрывают крышкой и устанавливают термометр.
     
     2.2. Ручной мешалкой, вмонтированной в крышку влагомера, перемешивают пробу два-три раза в секунду. Через каждую минуту записывают температуру пробы во влагомере с погрешностью не более 0,1 °С. Если температура остается неизменной 2-3 мин, ее принимают за начальную температуру испытания.
     
     Если температура во влагомере растет, необходимо выдержать пробу при комнатной температуре еще 5-10 мин и повторить определение начальной температуры.
     
     Во избежание нагрева влагомера от рук лаборанта при перемешивании пробы следует придерживать влагомер, слегка касаясь двумя пальцами края нижнего буртика корпуса.
     
     2.1, 2.2. (Измененная редакция, Изм. N 1).
     
     

3. ПРОВЕДЕНИЕ ИСПЫТАНИЯ

     
     3.1. Мерником набирают порцию (10,7±0,3) г обезвоженной сернокислой меди и в течение 1-2 с высыпают его в пробу нефтепродукта при помощи воронки, вставленной в отверстие крышки влагомера. Закрывают отверстие пробкой.
     
     Перемешивая пробу, записывают показания термометра в конце каждой минуты испытания.
     
     Если температура не повышается и в течение 2 мин остается без изменения или начинает понижаться, записывают наивысшую температуру как конечную температуру испытания.
     
     (Измененная редакция, Изм. N 1).
     
     3.2. После определения воды верхний слой нефтепродукта допускается слить из стаканчика влагомера для последующего использования при определении условной вязкости и температуры вспышки.
     
     3.3. При массовой доле воды более 6,0% для нефтепродуктов без присадок и более 7,0% - для нефтепродуктов с присадками для определения воды смешивают 50 см отработанного нефтепродукта и 50 см обезвоженного (по ГОСТ 26378.0-84) керосина, дизельного топлива или топлива для реактивных двигателей, полученную смесь заливают в стаканчик влагомера и проводят определение по пп.2.2-3.1.
     
     (Измененная редакция, Изм. N 1).
     
     

4. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ

     
     4.1. Разность конечной и начальной температур испытания () в °С вычисляют по формуле
     

,

где  - начальная температура испытания, °С;
     
      - конечная температура испытания, °С.
     
     По полученной разности температур массовую долю воды в нефтепродуктах с присадками, нефтепродуктах неизвестных марок и их смесей находят по табл.1 приложения 2, в нефтепродуктах без присадок - по табл.2.
     
     (Измененная редакция, Изм. N 1).
     
     4.2. Если  превышает предельные значения, указанные в приложении, определение проводят с разбавлением по п.3.3, при этом найденную по таблицам массовую долю удваивают.
     
     4.3. (Исключен, Изм. N 1).
     
     

5. ТОЧНОСТЬ МЕТОДА

     
     5.1. Сходимость
     
     Два результата определений, полученные одним исполнителем, признаются достоверными (с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает 0,20%.
     
     5.2. Воспроизводимость
     
     Два результата испытаний, полученные в двух разных лабораториях, признаются достоверными (с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает 1,0%.
     
     Раздел 5. (Введен дополнительно, Изм. N 1).
     
     

ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Обязательное

     
Влагомер

     
1 - термометр с муфтами; 2 - ручка мешалки; 3 - ручка крышки; 4 - крышка; 5 - термоизоляционный стакан;
6 - стакан влагомера; 7 - корпус; 8 - пробка; 9 - уплотнительное кольцо

     Приложение 1. (Измененная редакция, Изм. N 1).
     
     

ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Обязательное

     
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАССОВОЙ ДОЛИ ВОДЫ

     
Таблица 1

     
Нефтепродукты с присадками

     
     
Таблица 2

     
Нефтепродукты без присадок

     
     
     Приложение 2. (Введено дополнительно, Изм. N 1).

     
     
Текст документа сверен по:

официальное издание
Нефтепродукты обработанные.
Методы испытания: Сб. ГОСТов.-