Все госты и снипы онлайн

Более 10000 документов в открытом доступе, абсолютно бесплатно

ГОСТ 33911-2016 - Топлива нефтяные остаточные. Определение сероводорода в паровой фазе

Этот документ был распознан автоматически. В блоке справа Вы можете найти скан-копию. Мы работаем над ручным распознаванием документов, однако это титанический труд и на него уходит очень много времени. Если Вы хотите помочь нам и ускорить обработку документов, Вы всегда можете сделать это, пожертвовав нам небольшую сумму денег.

Файлы для печати:

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ (МГС) INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION (ISC)ГОСТ М Е Ж Г О С У Д А Р С Т В Е Н Н Ы Й 33911 С Т А Н Д А Р Т “ 2016ТОПЛИВА НЕФТЯНЫЕ ОСТАТОЧНЫЕ О п р е д е л е н и е с е р о в о д о р о д а в п а р о в о й ф азе Издание оф ициальное МоскваСтамдартинф орм2017программа переселения
ГОСТ 33911— 2016 Предисловие Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стан­ дартизации установлены в ГОСТ 1.0—2015 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2—2015 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосу­ дарственные. правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены» Сведения о стандарте 1 ПОДГОТОВЛЕН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК31 «Нефтяные топлива и смазочные материалы». Открытым акционерным обществом «Всероссий­ ский 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. Nq 90-П) За принятие проголосовали:Краткое наименование страныКод страныСокращенное наименование национального органаno МК <ИСО 31вв( 0 0 4 - 97по МК(ИСО 31661004-97по стандартизацииАрменияAMМинэкономики Республики АрменияБеларусьBYГосстандарт Республики БеларусьКиргизияKGКыргызстандартРоссияRUРосстандартТаджикистанTJТаджикстандартУзбекистанUZУзстандарт 4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 11 апреля 2017 г. No 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 ичистота жидких топлив» Техни­ ческого комитета ASTM D02 «Нефтепродукты и смазочные материалы». Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного стан­ дарта ASTM для приведения в соответствие с ГОСТ 1.5 (подраздел 3.6). При применении настоящего стандарта рекомендуется использовать вместо ссылочных стан­ дартов ASTM соответствующие им межгосударственные стандарты, сведения о которых приведены в дополнительном приложении ДА 6 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕИнформация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном информацион­ном указателе «Национальные стандарты». а текст изменений и поправокв ежемесячном инфор­ мационном указателе «Национальные стандарты». В случав пересмотра (замены) или отменынастоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячноминформационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уве­ домление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользованияна офи­ циальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сетиИнтернет (v/ww.gost.ru) ©Стандартинформ. 2017 В Российской Федерации настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизве­ ден. тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии
ГОСТ 33911—2016МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙСТАНДАРТТОПЛИВА НЕФТЯНЫЕ ОСТАТОЧНЫЕОпределение сероводорода в паровой фазеResidual fuel oils. Determination of hydrogen sulfide In the vapor phaseД ата введения — 2 0 18— 07— 01 1 Область применения 1.1 Настоящий стандарт устанавливает определение сероводорода (H2S) в паровой фазе (равно­ весное состояние пространства над продуктом) остаточных нефтяных топлив. 1.2 Настоящий метод применяют к жидкостям с диапазоном вязкости от 5.5 мм2/с при 40 X до 50 мм2/с при 100 X . 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 vtv). 1.4 Значения, установленные в единицах СИ, считают стандартными. Значения в скобках при­ ведены только для информации. 1.5 В настоящем стандарте не предусмотрено рассмотрение всех вопросов обеспечения безо­ пасности. связанных с его использованием. Пользователь настоящего стандарта несет ответствен­ ность 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 ASTM1»: 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 (жид­ костной) экстракции]Уточнить ссылки на стандарты ASTM можно на сайте ASTM www.astm.org или в службе поддержки клиен­тов ASTM: servlce@astm.org. В информационном томе ежегодного сборника стандартов (Annual Book of ASTMStandards)следует обращаться к сводке стандартов ежегодного сборника стандартов на странице сайта.Издание оф и ц и ал ь но е 1
ГОСТ 33911— 2016 3 Термины и определения 3.1 В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определе­ ниями: 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 перемешива­ нии) 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 'С и перемешивают 3 мин на орби­ тальном встряхивателе со скоростью (3.67 ±0.08) с-" [(220 ± 5) об/мин). 4.2 Для измерения содержания H2S в паровой фазе испытательного контейнера используют инди­ каторную 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 резервуа­ рах для хранения. Содержание паровой фазы может значительно изменяться в зависимости от объема свободного пространства над продуктом, температуры топлива и перемешивания. Измерение содержа­ ния H2S в жидкой фазе дает полезную информацию о способности остаточных нефтяных топлив образо­ вывать высокое содержание H2S в паровой фазе, более низкое содержание в остаточном нефтяном топливе будет уменьшать опасное воздействие H2S. Крайне важно, чтобы работающие с нефтяным топ­ ливом, например владельцы судов и операторы, выполняли соответствующие меры техники безопас­ ности 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, топ­ ливных терминалов и независимых испытательных лабораторий, не имеющих доступа к газовым хрома­ тографам. простым и доступным в условиях полевых испытаний методом быстрого определения содержания H2S в паровой фазе остаточных нефтяных топлив.П р и м е ч а н и е 1 — Настоящий метод является одним из трех методов количественного определениясодержания H2S в остаточных топливах:1) метод по A STM D 6021 — аналитический метод определения содержания H2S в жидкой фазе;2 ) метод испытания по A S T M D 7621 — экспресс-метод определения H2S в жидкой ф азе.П р и м е ч а н и е 2 — В связи с химической активностью, абсорбционной способностью и летучестью H2Sлюбой метод определения концентрации H2S в жидкой фазе показывает концентрацию H2S только а данныймомент 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 остаточ­ ного жидкого топлива, а не метода испытания, оператора или местоположения. Невозможно установить общую корреляцию между результатом этого полевого испытания и фактическим содержанием H2S в 2
ГОСТ 33911—2016 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 трубок имеет слой предварительной очистки, предназначенный для удаления отдельных помех до максимально возможного уровня. Для получения конкретной информации о помехах следует обратиться к инструкции изготовителя. 7 Аппаратура7.1 Встряхивающее устройство Орбитальный встряхиватель с платформой, оборудованной четырьмя зажимами для крепления круглодонных стеклянных бутылок Boston вместимостью 1 дм3, обеспечивающий перемешивание со скоростью (3,67 ± 0.08) с -1 ((220 ± 5) об/мин).П р и м е ч а н и е 3 — Можно использовать орбитальный встряхиватель с диаметром орбиты вращения19 мм.7.2 Таймер Таймер, обеспечивающий измерение от 1 с до 30 мин, с интервалом 1 с.7.3 Пробка с устройством для измерения температуры Используют корковую пробку Np 2 с вставленным в нее устройством для измерения температуры, обеспечивающим измерение температуры образца с точностью (60 i 1) °С, погруженным на глубину не менее 25 мм в остаточное жидкое топливо. Расстояние от дна испытательной бутылки до устройства для измерения температуры должно быть не менее 25 мм [см. рисунок 1а)). Можно использовать стрелочный термометр диапазоном от минус 18 °С до плюс 82 °С и длиной стержня 200 мм. 3
ГОСТ 33911— 2016 а-Бутылка с термометром б-Бутылка с детектором трубкой и насосом Т — р у ч н о й н а с о с ; 2 — с т р е л о ч н ы й те р м о м е т р : 3 — ко р ко в а я п р о б к а : 4 — а л ю м и н и е в а я ф о л ь га . 5 — б у т ы л к а в м е с т и м о с т ь ю 1 д м 3, в — и н д и ка т о р н а я тр уб ка ; 7 — о с т а то ч н о е ж и д ко е то п л и в оРисунок 1 — Определение содержания H2S в паровой ф азе остаточного нефтяного топлива7.4 Термостат или водяная баня Термостат или водяная баня, обеспечивающие нагревание образцов нефтяного топлива до тем­ пературы (60±1)°С .4
ГОСТ 33911—2016 7.5 Насос индикаторной трубки Используют ручные насосы поршневого или сильфонного типа (см. рисунок 16) объемом (100 ± 5) см3 на ход поршня2!. Насос специально сконструирован для применения с конкретными индика­ торными трубками (Предупреждение — Индикаторную трубку и насос используют в комплекте. Каждый изготовитель калибрует индикаторные трубки в соответствии с характеристиками конкретного насоса. Не допускается использовать насосы и индикаторные трубки разных изготовителей, чтобы исключить потерю точности результатов измерений). 8 Реактивы и материалы 8.1 Контейнеры Контейнеры для образцов и испытательные контейнеры должны быть изготовлены из материала, инертного к H2S. например стеклянные бутылки вместимостью 1 дм 5 с навинчивающимися крышками (прозрачная круглая бутылка Boston). Бутылки должны быть чистыми и сухими. На поверхность испыта­ тельного контейнера с помощью линейки наносят отметку 50 % объема (Предупреждение — Серово­ дород вступает в реакцию с металлическими поверхностями и легко окисляется, что уменьшает его содержание и приводит к заниженным результатам испытаний. Для отбора проб можно использовать металлические контейнеры, покрытые эпоксидной смолой. Результаты испытаний, полученные с использованием таких контейнеров должны быть эквивалентны результатам, полученным с использо­ ванием стеклянных контейнеров). 8.2 Индикаторная трубка по длине окраш енного слоя и калибровочная шкала Запаянная стеклянная трубка с удаляемыми (отламываемыми) кончиками, соответствующая дер­ жателю индикаторной трубки насоса. Внутри трубки содержится реагент (нанесенное на силикагель активное химическое вещество, специфическое для сероводорода), обеспечивающий четкое измене­ ние цвета при воздействии газа, содержащего сероводород. Вещества, которые вносят помехи, должны быть перечислены в инструкциях, прилагаемых к трубкам. Калибровочную шкалу наносят непосредственно на трубку или снабжают трубку другой меткой, обеспечивающей легкое считывание значения содержания сероводорода по калибровочной шкале, прилагаемой к трубкам. Калибровочная шкала должна коррелировать содержание H2S с длиной окрашенного слоя. Дополнительная информа­ ция приведена в приложении А1. Срок годности индикаторных трубок должен быть не менее двух лет с даты изготовления при условиях хранения в соответствии с рекомендациями изготовителя. 9 Отбор проб 9.1 Пробы остаточных нефтяных топлив из складских резервуаров, судов и барж отбирают по ASTM D 4057. Можно отобрать составную или среднюю пробу. Точечные пробы отбирают из средней точки или ниже средней точки слоя жидкого топлива в резервуаре для хранения после продувки линий перекачивания продукта. Каждую отобранную пробу используют только для одного испытания (Предуп­ реждение — Отобранные пробы используют только для определения H2S и не используют для других целей, т. к. любая дополнительная обработка пробы может привести к потере H2S и получению зани­ женных результатов).П р и м е ч а н и е 4 — Пробы жидкостей, отобранные из глубины резервуара, имеют меньшие потери H2Sиз-за дегазации по сравнению с потерями H2S с поверхности нефтяного топлива. Более точное определение H2Sвозможно в пробах, отобранных из резервуара для хранения топлива. Сероводород теряется в результате дегаза­ции (повышенная температура и механическое перемешивание повышают дегазацию H jS ). окисления и абсорбциина поверхностях, смоченных водой. 9.2 Заполняют нефтяным топливом не менее двух контейнеров вместимостью 1 дм3, оставляя в контейнерах минимальное свободное пространство. Сразу закрывают крышкой и направляют на испы­ тание. Проводят испытание образцов в пределах от 1 до 4 ч с момента отбора проб.2> Прямые колориметрические трубки ручного индикатора, первый выпуск. American Industrial HygieneAssociation. Akron. OH 4 4 3 11,197 6. 5
ГОСТ 33911— 2016 9.3 Чрезвычайно важна целостность пробы. Контейнер для пробы должен быть изготовлен из инертных материалов, заполнен жидкостью почти полностью и до испытания плотно закрыт крышкой. Обработка пробы должна быть сведена к минимуму, и испытание следует выполнять в возможно корот­ кое время. Образцы нельзя хранить для последующего испытания, т. к. может произойти потеря H2S в результате процессов, указанных в примечании 4. 10 Проведение испытаний 10.1 Выдерживают не менее 1 ч контейнер с пробой при температуре окружающей среды, затем переносят часть содержимого в пустую испытательную бутылку вместимостью 1 дм3, заполняя ее образ­ цом на (50 ♦ 5) % объема. Утилизируют оставшуюся в контейнере пробу в соответствии с законода­ тельными документами. Пробу из контейнера испытывают только один раз. 10.2 Устанавливают выходное отверстие линии продувки азотом примерно на 13 мм выше поверх­ ности топлива. Для вытеснения воздуха и водяного пара пространство над испытуемым образцом продувают 30 с азотом со скоростью 2 дм3/мин. Для предотвращения потери паров образца сводят к минимуму время, в течение которого испытательная бутылка открыта. Сразу после продувки азотом закрывают отверстие испытательной бутылки газонепроницаемой корковой пробкой, оснащенной стрелочным термометром (см. рисунок 1а). 10.3 Помещают испытательную бутылку с образцом в термостат или водяную баню с температу­ рой (60 i 1) °С. пока образец не достигнет установленной температуры. Выдерживают образец в тер­ мостате или бане не менее 30 мин. включая время нагревания до 60 °С.П р и м е ч а н и е 5 — Если температура образца не достигнет 60 *С. то будут получены заниженные резуль­таты содержания H2S. Если температура превысит 60 ‘ С . то будут получены завышенные результаты содержанияH2S. 10.4 Во время нагревания образца в ручной насос помещают целую индикаторную трубку для определения длины окрашенной области и проверяют насос на наличие утечек. При обнаружении утеч­ ки при проверке насоса на герметичность следует обратиться к инструкции изготовителя по техническо­ му обслуживанию. Проверка на герметичность обычно занимает не более 1 мин. 10.5 Извлекают испытательную бутылку из термостата и помещают в орбитальный встряхивательс четырьмя зажимами. Перемешивают испытуемый образец со скоростью (3.67 ♦. 0.08) с-’ ((220 ±5) об/мин) в течение 3 мин ± 1 с для достижения равновесного содержания H2S между жидкостью и паровой фазой. 10.6 Устанавливают испытательную емкость на плоскую поверхность, удаляют пробку со стре­ лочным термометром и сразу герметизируют бутылку алюминиевой фольгой. 10.7 Выбирают индикаторную трубку диапазоном, наиболее полно охватывающим предполага­ емую концентрацию H2S. Точность определения повышается, когда окрашенная область располагается в верхней половине шкалы. 10.8 Отламывают кончики индикаторной трубки и вставляют ее в насос, соблюдая указание направления потока на трубке. Через алюминиевую фольгу вставляют трубку в испытательную бутылку. Устанавливают насос с индикаторной трубкой в верхнюю часть испытательной бутылки таким образом, чтобы она контактировала только с паровой фазой образца. Не допускают контакта индикаторной трубки сжидкостью (см. рисунок 1Ь). Используют один полный ход сжатия. 10.9 Удаляют индикаторную трубку после полного снижения давления в насосе и сразу считывают значение содержания H2S с градуировочной шкалы на трубке или определяют концентрацию H2S по калибровочной шкале, поставляемой в комплекте с трубками. Снимают показания концентрации H2S по максимальной длине окрашенного слоя. Если окраска слоя по длине неравномерна или в нем обра­ зовались линии, регистрируют значения максимальной и минимальной длин окрашенного слоя и вычисляют их среднеарифметическое значение (Предупреждение — Если на индикаторную трубку не нанесена градуировочная шкала, во избежание неверных результатов следует убедиться, что калибро­ вочная шкала соответствует используемой трубке). 10.10 Если для калибровочной шкалы предусмотрено более одного хода поршня, корректируют значение по формулеС с х х = c s - ( 1 ) где Ccot — скорректированное содержание сероводорода, ppm vlv;С — значение по индикаторной трубке, ppm vlv\S — установленное количество хода поршня. 6
ГОСТ 33911—2016П р и м е ч а н и е 6 — Если испытание проводят на высоте выше 610 м над уровнем моря, то поправкана барометрическое давление является существенной. В этом случае корректируют полученные значения поформулеСт * С 101,325/Р,(2)где Cc0f — скорректированное содержание сероводорода, ppm vlv;С — значение по индикаторной трубке, ppm vlv,Р — барометрическое давление. кПа. 10.11 Если показание на индикаторной трубке выше или ниже шкалы трубки, то проводят испытание второго образца нефтяного топлива с другой индикаторной трубкой другого диапазона. Не повторяют испытание на ранее испытанном образце и повторно не используют индикаторные трубки. Продолжают испытания, используя индикаторные трубки разных диапазонов и новые образцы до тех пор. пока показания не будут находиться в пределах шкалы или будут менее 5 мкмоль/моль (5 ppm vlv). 10.12 После получения первого удовлетворительного результата повторяют испытание с другой пробой того же нефтяного топлива и с новой индикаторной трубкой. 10.13 Регистрируют первичные показания, значения скорректированные по числу ходов поршня, значения с поправкой на барометрическое давление и температуру испытания. 11 Вычисления и оформление результатов Вычисляют среднеарифметическое значение результатов повторных испытаний образцов. Для каждого испытания записывают содержания H2S в частях на миллион (ppm vlv), а также температуру испытания. 12 Прецизионность и смещение3'12.1 Прецизионность Прецизионность настоящего метода была установлена по результатам статистической обработки результатов межлабораторных исследований.П р и м е ч а н и е 7 — Прецизионность быпа установлена в 1993 г. по результатам двухэтапной программыиспытаний. Каждый этап включал испытания четырех топлив, проводимых восемью участниками в четырех разныхрегионах. Поскольку образцы не могли быть перевезены на длительные расстояния и не могли храниться до испы­тания в течение длительного периода времени, то четыре разных региона находились в одной географической зонедля каждого этапа. Все участники проводили испытания каждого образца в один день четыре раза, используя раз­ ные образцы и новые индикаторные трубки. Определяли среднеарифметические значения для двух первых и двухпоследних результатов. Для установления прецизионности использовали два полученных среднеарифметическихзначения. Пятеро участников 1-го этапа также участвовали и во 2-м этапе. Испытуемые топлива содержали от 9 до4000 мкмоль,'моль (ppm vlv) H2S и имели вязкость при 50 аС от 80 до 700 мм 1с. В программе исследований по опре­ делению прецизионности для всех образцов с содержанием H*S менее 2000 ppm vlv использовали индикаторныетрубки и насосы, изготовленные National Drager Inc. (см. приложение А1). Для одного образца с содержанием H jS ,превышающим вышеуказанное, были использованы трубки и насосы Mine Safety Appliances.12.1.1 ПовторяемостьРасхождение результатов последовательных испытаний, полученных одним и тем же оператором на одном и том же аппарате при постоянных рабочих условиях на идентичном испытуемом материале в течение длительного времени при нормальном и правильном выполнении метода, может превышать следующие значения только в одном случае из двадцати. Повторяемость = 0 .2 0 Х + 10, (3) где X — среднеарифметическое значение двух результатов испытания.3> Подтверждающие данные можно получить в ASTM International Headquarters при запросе исследова­тельского отчета RR:D02-1358.7
ГОСТ 33911— 201612.2.2 Воспроизводимость Расхождение результатов двух единичных и независимых испытаний, полученных разными опера­ торами, работающими в разных лабораториях, на идентичном испытуемом материале в течение длительного времени, может превышать следующие значения только в одном случае из двадцати. Воспроизводимость = О.ЗОХ +15. <4) гд е Х — среднеарифметическое значение двух результатов испытаний.12.2 Смещение Смещение не определено, поскольку отсутствует установленный эталонный материал, пригодный для определения смещения по настоящему методу. Смещение не установлено также для определения длины окрашенного слоя при использовании индикаторных трубок разных изготовителей.П р и л о ж ен и е А1(о бязатель н ое)Использование индикаторных трубок по длине окрашенного слояА 1 .1 Примеры индикаторных трубок разных диапазонов приведены в таблице А 1 .1.П р и м е ч а н и е А1.1 — Диапазоны индикаторных трубок в таблице А 1 .1 могут быть указаны для болееодного хода сжатия. Для вычисления диапазона одного хода сжатия следует обратиться к 10.10 настоящегостандарта и информации изготовителя индикаторной трубки.А 1 .2 Открытые трубки с реагентом можно утилизировать путем замачивания в воде с нейтральным значе­нием pH.Т а б л и ц а А1.1 — Индикаторные трубки разных диапазоновИдентификация индихаторной трубки**Диапазон, мкмолы'моль (ppm vlv)0.5/а5— 15110— 2002/а20— 2005— 60100/а100— 2000Идентификация индикаторной трубки8.Диапазон, мкмолы'моль (ppm vlv)4873391— 200487340100— 4000А| Единственным поставщиком аппаратуры, известным комитету в настоящее время, является NationalDraaer. Inc.1 Единственным поставщиком аппаратуры, известным комитету в настоящее время, является Mine SafetyAppliances. 8
ГОСТ 33911—2016П рилож ение Д А(спр ав очно е)Сведения о соответствии ссылочных стандартов ASTMмежгосударственным стандартамТ а б л и ц а ДА.1Обозначение ссылочногоСтепеньОбозначение и наименование соответствующего межгосударственногостандарта ASTMсоответствиястандартаA STM О 396A STM D 4057NEOГОСТ 31 873— 2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы ручногоотбора проб»A STM D 6021A STM D 7621* Соответствующий межгосударственный стандарт отсутствует. До его принятия рекомендуется использо­вать перевод на русский язык данного стандарта ASTM.П р и м е ч а н и е — В настоящей таблице использовано следующее условное обозначение степени соот­ветствия стандартов- NEQ — неэквивалентные стандарты.9
ГОСТ 33911— 2016 УДК 665.75:661.225:006.354 МКС 75.160.20 ЮТ Ключевые слова: остаточные нефтяные топлива, определение содержания сероводорода в паровой фазеБЗ 8 — 2016/20 Р е д а кто р А .А . Б р а ж н и ко в а Т е х н и ч е с ки й р е д а кто р В .Н . П р уса ко в а К о р р е кто р Ю М. П р о ко ф ь е в а К о м п ь ю т е р н а я о е р стка И .А Н а о е й к и н о й С д а н о а н а б о р 1 1 .0 4 .2 0 1 7 . П о д п и с а н о а п е ч а т ь 2 3 .0 4 .2 0 1 7 . Ф о р м а т 6 0 Г а р н и т у р а А р и а п . Уел. п ен. л . 1.40. У ч .-и э д . л . 1.29. Т и р а ж 31 экз. З а к. 686. П о д го то в л е н о н а о с н о в е эл е к тр о н н о й в е рсии , п р е д о с т а в л е н н о й р а з р а б о т ч и к о м с та н д а р та И зд а н о и о т п е ч а т а н о в о Ф Г У П « С Т А Н Д Л Р Т И Н Ф О Р М » , 123 995 М о сква . Г р а н а тн ы й п е р .. 4.w w w .90stin fo .ruin fo 1@9a slin fo .ruГОСТ 33911-2016

Похожие документы