Курсы

USD ЦБ 03.12 30.8099 -0.0387
EUR ЦБ 03.12 41.4824 -0.0244

Индексы

DJIA 03.12 12019.4 -0.01
NASD 03.12 2626.93 0.03
RTS 03.12 1545.57 -0.07

отправить на печать

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

, °С	Массовая доля воды, %
Менее
1,0	Отсутствие
1,2	0,30
1,4	0,40
1,6	0,50
1,8	0,60
2,0	0,70
2,2	0,80
2,4	0,90
2,6	1,00
2,8	1,10
3,0	1,20
3,2	1,25
3,4	1,30
3,6	1,40
3,8	1,50
4,0	1,60
4,2	1,70
4,4	1,80
4,6	1,85
4,8	1,90
5,0	2,00
5,2	2,10
5,4	2,20
5,6	2,30
5,8	2,40
6,0	2,50
6,2	2,60
6,4	2,70
6,6	2,80
6,8	2,90
7,0	3,00
7,2	3,10
7,4	3,20
7,6	3,30
7,8	3,40
8,0	3,50
8,2	3,60
8,4	3,65
8,6	3,70
8,8	3,80
9,0	3,90
9,2	4,00
9,4	4,10
9,6	4,20
9,8	4,30
10,0	4,40
10,2	4,50
10,4	4,60
10,6	4,70
10,8	4,80
11,0	5,00
11 2	5,10
11,4	5,20
11,6	5,30
11,8	5,50
12,0	5,60
12,2	5,80
12,4	5,90
12,6	6,00
12,8	6,20
13,0	6,30
13,2	6,50
13,4	6,70
13,6	6,90
13,7	7,00

Таблица 2

Нефтепродукты без присадок

, °С	Массовая доля воды, %
0,6	Отсутствие
0,8	0,30
1,0	0,40
1,2	0,45
1,4	0,50
1,6	0,60
1,8	0,65
2,0	0,70
2,2	0,80
2,4	0,85
2,6	0,90
2,8	1,00
3,0	1,10
3,2	1,15
3,4	1,20
3,6	1,30
3,8	1,35
4,0	1,40
4,2	1,50
4,4	1,60
4,6	1,65
4,8	1,70
5,0	1,80
5,2	1,85
5,4	1,90
5,6	2,00
5,8	2,05
6,0	2,10
6,2	2,20
6,4	2,25
6,6	2,30
6,8	2,40
7,0	2,50
7,2	2,55
7,4	2,60
7,6	2,70
7,8	2,75
8,0	2,80
8,2	2,90
8,4	2,95
8,6	3,00
8,8	3,10
9,0	3,20
9,2	3,25
9,4	3,30
9,6	3,40
9,8	3,45
10,0	3,50
10,2	3,60
10,4	3,65
10,6	3,70
10,8	3,80
11,0	3,85
11,2	3,90
11,4	4,00
11,6	4,10
11,8	4,15
12,0	4,20
12,2	4,30
12,4	4,35
12,6	4,40
12,8	4,50
13,0	4,55
13,2	4,60
13,4	4,70
13,6	4,80
13,8	4,85
14,0	4,90
14,2	5,00
14,4	5,05
14,6	5,10
14,8	5,20
15,0	5,25
15,2	5,30
15,4	5,40
15,6	5,45
15,8	5,50
16,0	5,60
16,2	5,70
16,4	5,75
16,6	5,80
16,8	5,90
17,0	6,00