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

(MIC) INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION (ISC) МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ — СТАНДАРТ 33911 2016

ТОПЛИВА НЕФТЯНЫЕ ОСТАТОЧНЫЕ

Определение сероводорода в паровой фазе

Издание официальное

Москва Стандартинформ 2017


ГОСТ 33911—2016

Предисловие

Цели. основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0—2015 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2—2015 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосу- дарственные. правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки. принятия. обновления и отмены»

Сведения о стандарте

1 ПОДГОТОВЛЕН — Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТКЗ1 «Нефтяные топлива и смазочные материалы Открытым акционерным обществом «Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нофти» (ОАО «ВНИИ НП»} на основе собственного перевода на русский язык англоязычной версии стандарта, указанного в пункте 5

2 ВНЕСЕН Федорапьным агентством по техническому регулированию и метрологии

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации. метрологии и сертификации (протокол от 31 августа 2016 г. № 90-П}

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны Код страны Сокращенное наименование национапьното оргзна no MK (ACO 3166} 004 37 ro hiK (ACO 31661005 97 по стандартизеции

Армения Минэкономики Республики Армения

Беларусь Госстандарт Республики Беларусь Киргизия Кыргызстандарт

Россия Росстандарт

Таджикистан Таджикстандарт

Узбекистан Узстандарт

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 11 апреля 2017 г. № 267-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 33911—2016 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 июля 2018г.

5 Настоящий стандарт идентичен стандарту АЗТМ О 5705-15 «Стандартный метод измерения сероводорода в паровой фазе над остаточными жидкими нефтяными топливами» [«Запдаг for measurement of hydrogen sulfide in the vapor phase above residual fuel oits», IDT).

Стандарт разработан подкомитетом АЗТМ 002.14 «Стабильность ичистота жидких топлив» Технического комитета АЗТМ 002 «Нефтепродукты и смазочные материалы»

Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного стандарта АЗТМ для приведения в соответствие с ГОСТ 15 (подраздел 3.6}.

При применении настоящего стандарта рекомендуется использовать вместо ссылочных стандартов АЗТМ соответствующие им межгосударственные стандарты, сведения о которых приведвны

в дополнительном приложении ДА 6 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в вжоегодном информационном указатоле «Национальные стандарты». а текст изменений и поправох -- вожемесячном инфор- мационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) ипи отмены настоящего стандарта соотвотствующее уведомление будет олубликовано в ожомосячном информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация. уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общого пользования — наофициальном сайте Федорального агентства по техническому регупированию и метрологии в сети Yumopuem (viww.gost.ru)

© Стандартинформ. 2017

ВРоссийской Федерации настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен. тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии


ГОСТ 33911—2016

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

ТОПЛИВА НЕФТЯНЫЕ ОСТАТОЧНЫЕ Определение сероводорода в паровой фазе

Res.dua‘ fuelcils. Determ nation of hydrogen sullide in the vapor phase

Дата введения — 2018—07—01

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает определение сероводорода (Н.5} в паровой фазе (равновесное состояние пространства над продуктом} остаточных нефтяных топлив

1.2 Настоящии метод применяют к жидкостям с диапазоном вязкости от 5.5 мм?/с при 40 *С до 50 мм:!с при 100 °С. Метод можно применять к топливам по АЗТМ О 396. соответствующим классам 4. 5 (тяжепые} и б

1.3 Настоящии метод можно использовать при содержании сероводорода от 5 до 4000 мкмоль!'моль (от 5 до 4000 ppm viv).

1.4 Значения, установленные в единицах СИ. считают стандартными. Значения в скобках приведены только для информации.



1.5 В настоящем стандарте не предусмотрено рассмотрение всех вопросов обеспечения безопасности. связанных с его использованием. Пользователь настоящего стандарта несет отвотственность за установление соответствующих правил по технике безопасности и охране здоровья. а также определяет целесообразность применения законодательных ограничении перед его использованием.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты

2.1 Стандарты АЗТМ:'

ASTM D 396, Specification ог ог оиз$ (Спецификация на жидкие нефтяные топлива)

ASTM D 4057, Practice for manual sampling of petroleum апд регоеицт ргодис!$ (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 зресйс деесйоп (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 ехгасвоп [Метод определения сероводорода в жидких топливах путем быстрой жидкофазной (жидкостной) экстракции]

уточнить ссылки на стандарты АЗТМ можно на сайте АЗТМ им asim.org mn a службе поддержки клиен- 106 АТМ. В ичфермацеонном томе ежегодного сберниха стандартов (Аплиз! Book of ASTM З:апдага$! следуе" обрацаться › сеодке стандартов ежегодного сборника стандартов на саёта

Издание официальное


ГОСТ 33911—2016

3 Термины и определения

3.1 В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 равновесное состояние пространства над продуктом (equilibrium headspace). Naposoe пространство над жидкостью, в котором все компоненты пара находятся в равновесии с компонентами жидкости.

3.1.2 остаточное нефтяное топливо (гезвиа! ие! о!): Жидкое вязкое топливо. содержащее широкую или узкую остаточную фракцию. или остаток от крекинга нефти и более логких дистиллятов, смешанных для соответствия вязкости мазута спецификации.

3.1.2.1 Пояснение

В условиях настоящего метода (при соотношении жидкости к пару 1.1, нагревании и перемешивании} Н.5 в паровой фазе над жидкостью будет находиться в равновесии с Н,5$ в жидкой фазе.

4 Сущность метода

4.1 Испытательный контейнер вместимостью 1 дм* из материала. инертного к Н,5 (стеклянная испытательная бутылка). непосредственно перед испытанием заполняют до 50 % по объему жидким топливом из контейнера. инертного кН. $ {стеклянная бутылка для образца}. Для вытеснения воздуха из испытательного контейнера продувают азотом паровую фазу над образцом нефтяного топлива. Затем испытательный контеинер с образцом нагревают в термостате до 60 °С и перемешивают 3 мин на орбитальном встряхивателе со скоростью (3.67 : 0.08) с ‘ [(220 : 5} об/мин].

4.2 Для измерения содержания Н,5 в паровой фазе испытательного контейнера используют индикаторную трубку по длине окрашенного слоя (копористическая индикаторная трубка} и ручной насос. Индикаторная трубка по длине окрашенного слоя должна находиться близко кповерхности жидкости. но не контактировать снаи.

5 Назначение и применение

5.1 Остаточные нефтяные топлива могут содержать Н.$ в жидкой фазе, что может привести к опасным уровням содержания Н $ впаровой фазе в свободном пространстве над продуктом в резервуарах для хранения. Содержание паровой фазы может значительно изменяться в зависимости от объема свободного пространства над продуктом. температуры топлива и перемешивания. Измерение содержания Н,5$ в жидкой фазе дает полезную информацию о способности остаточных нефтяных топлив образовывать высокое содержание Н.5 в паровой фазе. более низкое содержание в остаточном нефтяном топливе будот уменьшать опасное воздействие Н.5. Краине важно. чтобы работающие с нефтяным топливом, 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 Н,$.

5.1.1 Измерение содержания Н. $ в жидкой фазе предназначено для контроля качества продукта, а измерение содержания в паровой фазе целесообразно для охраны здоровья и безопасности.

5.2 Настоящий метод был разработан для обеспечения нефтеперерабатывающих заводов, топливных терминалов и независимых испытательных лабораторий, не имеющих доступа к газовым хроматографам. простым и доступным в условиях полевых испытаний методом быстрого определения содержания Н,$ в паровой фазе остаточных нефтяных топлив.

Примечание 1 — Настоящие? метод является одним из трех методов копичественного опредегения содержания в остатсчных топпиавх

*| метсд пс АЗТМ 0 6321 — аналитический метод определения содержания Н..5 в мидкси фазе,

21 метса ислытания по АЗТМО 762* — экслресс-метод определения H.S в жилкой фазе.

Примечание 2 -— В связи с химической абсосбиконном способностью и петузестью Н;5 любсий метод определения концентрации Н2б в миджой фазе показывает концентрацие Н25 только ва данный момент аремени

5.3 Настоящий метод не обязательно отражает содержание Н.5 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 Н ‚5 в

2




ГОСТ 33911—2016

паровой фазе резервуара или транспортного средства с остаточным нефтяным топливом. Корреляция может быть установлена для конкретного спучая при получении нефтяного топлива из одного источника сырой нефти на одном и том же оборудовании при постоянных условиях.

6 Помехи

Какправило. диоксид серы и меркаптаны могут быть причиной помех. В некоторых случаях диоксид азота может вызывать помехи. Большинство индикаторных трубок имеет слои предварительной очистки, предназначенный для удаления отдельных помех до максимально возможного уровня. Для получения конкретной информации о помехах следует обратиться к инструкции изготовителя.

7 Аппаратура

7.1 Встряхивающее устройство

Орбитальный встряхиватель с платформой, оборудованной четырьмя зажимами для крепления круглодонных стеклянных бутылок Возюоп вместимостью 1 дм:. обеспечивающий перемешивание со скоростью (3.67 + 0.08} с`! {220 + 5} об/мин].

Примечанае 3 — Можно использовать сроитапьный встряхиватель с деаметром србиты аращечия 49мм.

7.2 Таймер Таимер, обеспечивающий измерение от 1 с до 30 мин. синтервалом 1 с. 7.3 Пробка с устройством для измерения температуры

Используют корковую пробку № 2 с вставяенным в нее устройством для измерения температуры. обеспечивающим измерение температуры образца с точностью {60 : 1) С. погруженным на глубину не менее 25 мм в остаточное жидкое топпиво. Расстояние от дна испытательной бутылки до устройства для измерения температуры должно быть не менее 25 мм [см. рисунок Можно использовать стрелочныйи термометр диапазоном от минус 18 °С до плюс 82 °С и длиной стержня 200 мм.


ГОСТ 33911—2016

а-Бутылка с термометром б-—Бутыпка с детектором трубкой и насосом т ручной часов. 7 стрегочньх термомет::. 3 корховая 1508, 4 зпеминиезая Фольга

5 бутырка вместимостьн: ды. 6 икдикаторная трубуз, 7 ос*таточнзя жидкое ‘оггиво

Рисунок * — Определение содержания Н;5 в паровой фззе остаточного нефтяно-о таппива

7.4 Термостат или водяная баня

Термостат или водяная баня, обеспечивающие нагревание образцов нефтяного топлива до тем- neparypt (60 + 1) °C.

4


ГОСТ 33911—2016

7.5 Насос индикаторной трубки

Используют ручные насосы поршневого или сипьфонного типа {см. рисунок 165} объемом (100: 5) см? на ход поршня::. Насос специально сконструирован для применения с конкретными индика-

торными трубками (Предупреждение — Индикаторную трубкуи насос используют вкомплекте. 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 измерении).

8 Реактивы и материалы

8.1 Контейнеры

Контейнеры для образцов и испытательные контейнеры должны быть изготовлены из материала. инертного к Н,5. например стеклянные бутылки вместимостью 1 дм* с навинчивающимися крышками (прозрачная круглая бутылка Воз{оп). Бутылки должны быть чистыми и сухими. На поверхность испытательного контейнера с помощью линейки наносят отметку 50 % объема (Предупреждение — Сероводород вступает в реакцию с металлическими поверхностями и легко окисляется. что уменьшает его содержание и приводит к заниженным результатам испытании. Для отбора проб можно использовать металлические контейнеры, покрытые эпоксидной смолой. Результаты испытания. полученные с использованием таких контеинеров должны быть эквивалентны результатам. полученным с использованием стеклянных контейнеров}.

8.2 Индикаторная трубка по длине окрашенного слоя и калибровочная шкала

Запаянная стеклянная трубка с удаляемыми (отпамываемыми) кончиками, соответствующая дер- жатепю индикаторной трубки насоса. Внутри трубки содержится реагент (нанесеннов на силикагель активное химическое вещество, специфическое для сероводорода}, обеспечивающий четкое изменонив цвета при воздеиствии газа. содержащего сероводород. Вещества. которые вносят помехи. должны быть перечислены в инструхциях. припагаемых к трубкам. Калибровочную шкалу наносят непосредственно на трубку или снабжают трубку другой меткой. обеспечивающей легкое считывание значения содержания сероводорода по капибровочной шкале. прилагаемой к трубкам. Калибровочная шкала должна коррелировать содержание Н.5 с дпинои окрашенного слоя. Дополнительная информация приведена в приложении А1. Срок годности индикаторных трубок должен быть не менве 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 АЗТМ О 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 (Предупреждение — Отобранные пробы используют только для определения Н. 5 и не используют для других целеи, т. к. любая дополнительная обработка пробы может привести к потере Н;$ и получению заниженных результатов}.



Примечание 4 — Пробы жидьсстей отобранные из глубины резервуарз, имают меньшие потери Н;5 ез-за дегазации пс сравнених с потерями Н;5 с поверхности нефтяногс топлива. Более точное определение Н25 возможно в пробах, отобранных из резервуара для дранения тсплиза Серсводород теряется в резуль"ате дегазами (повышенная температура и механическое перемешивание дегазацих Н;3). океспечия и абесрецие =а поверхностях. смоченчы х водой.

39.2 Заполняют нефтяным топливом не менес двух контеинеров вместимостью 1 дм”, оставляя в контвинерах минимальное свободное пространство. Сразу закрывают крышкой и направляют на испы- тание. Проводят испытание образцов в пределах от 1 до 4 чс момента отбора проб.

7’ Прямые «олориметрические трубки ручного ичдихатора. первый вылуск. Амелсэп мбизма: Нудепе Association, Akron, OH 44311, 1976


ГОСТ 33911—2016

9.3 Чрезвычайно важна целостность пробы. Контейнер для пробы должен быть изготовлен из инертных материалов. запопнен жидкостью почти полностью и до испытания плотно закрыт крышкой. Обработка пробы должна быть сведвна к минимуму. и испытание следует выполнять в возможно корот- кое время. Образцы нельзя хранить для последующего испытания. т. к. может произоити потеря Н.$ 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 дм*, заполняя ее образцом на [50 : 5) % объема. Утилизируют оставшуюся в контейнере пробу в соответствии с законодательными 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 дм“ мин. Для предотвращения потери паров образца сводят к минимуму время. в течение которого испытательная бутылка открыта. Сразу после продувки азотом закрывают отверстие испытательной бутылки газонопроницавмои корковой пробкои. оснашеннои стрелочным термометром (см. рисунок 1а).

10.3 Помещают испытательную бутылку с образцом в термостат или водяную баню с температу- рои (60 : 1) °С. пока образец не достигнет установленнои температуры. Выдерживают образец в тер- мостате или бане не менее 30 мин. включая время нагревания до 60 °С.

Примечание 5 — Еслх температура эбрзз-а не достигнет 66 °С. то будут получены заниженнье резуль таты содержания Н25. Если температура поевысит 60 `С то будут получены завышенные результаты содер»анея H:S

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 кинструхции изготовителя ло техническому обслуживанию. Проверка на герметичность обычно занимает не более 1 мин.

10.5 Извлекают испытательную бутылку из термостата и помещают в орбитальный встряхиватель с четырьмя зажимами. Перемешивают испытуемый образец со скоростью (3.67 : 0.08) с ° {220 : 5) об/мин] в течение 3 мин : 1 сдля достижения равновесного содержания Н.$ между жидкостью и паровой фазой.

10.6 Устанавливают испытательную емкость на плоскую поверхность. удаляют пробку со стрелочным термометром и сразу герметизируют бутылку апюминиевой фольгой.

10.7 Выбирают индикаторную трубку диапазоном. наиболее полно охватывающим предполагасмую концентрацию Н,$. Точность определения повышается, когда окрашенная область располагается в верхней половине шкалы.

10.8 Отламывают кончики индикаторной трубки и вставляют ес в насос. соблюдая указание направления потока на трубке. Через алюминиевую фольгу вставляют трубку виспытательную бутылку. Устанавливают насос с индикаторной трубкой в верхнюю часть испытательной бутылки таким образом, чтобы она контактировала только спаровой фазой образца. Не допускают контакта индикаторной трубки с жидкостью (см. рисунок 15). Используют один полный ход сжатия.

10.9 Удаляют индикаторную трубку после полного снижения давления в насосе и сразу считывают значение содержания Н.$ с градуировочнои шкалы на трубке или определяют концентрацию Н.5$ по калибровочнои шкале. поставляемоин в комплекте с трубками. Снимают показания концентрации Н.$5 по максимальной длине окрашенного слоя. Если окраска слоя по длине неравномерна или в нем образовались пинии. 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 калибровочная шкала соответствует используемой трубка].

10.10 Если для калибровочной шкалы предусмотрено более одного хода поршня. корректируют значение по формуле

С... = CS, 11; гдес.

cog — Скорректированное содержание сероводорода. ррт ии: С — значение по индикаторной трубке. ррт у/и: $ — установленное количество хода поршня


ГОСТ 33911—2016

Примечание 6 — Если испытание проводят на высоте выше 610 м чад урсвнем моря. то поправкз на барометрическое давление является существенной. В этом случзе попученные значения по формуле

C= C101 3258, (2)

"ae CL. скорректированчое содержание сероводорода. wir,

С — значение по индикаторной трубке ppm viv,

}? — барометрическое давпение. кПа

10.11 Если показание на индикаторной трубке выше или ниже шкалы трубки. то проводят испытание второго образца нефтяного топлива с другой индикаторной трубкои 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 viv).



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 Н_$ в частях на миллион (ррит а также температуру испытания.

12 Прецизионность и смещение”

12.1 Прецизионность

Прецизионность настоящего метода была установлена по результатам статистической обработки результатов межлабораторных исследований.

Примечзние {г — Прецизионность быпа установлена ® 1993 : по результатам программы «спытаний. Каждый этап включал испытания четырех топлив. прозодимых восемью участниками в четырех разных регмонах. Поскольку образцы не могли быть перевезены на дпитегьные расстояния г не мо’пи храниться до испы- тания в течение лпительного периода времени то четыре разных региона находились в одной гесграФической зоне ДЛЯ ‹аждого этапа Все участники проводиги оспытания каждого образца в один день четыре раза, используя разные образць и нсвые индикаторные трубки Определяли среднеарифметические значения для двух первых и двух последних сезультатов. Для ус’тановления прецизионнссти ислогьзовзли два полученных среднеарифыетических значения Пятеро участников 1-го этала также участвовали во 2-м этапе Исльтуемые то7пивз содержали от 9 до 4030 мкмоль.моле (PEM eV HES и имели вязкость при 59 °С от 89 до 700 мм тс. В программе исследований по опредепенею зрецизионнссти для всех сбразиов с содер»анием Н;5 менее 2300 рр использовали индикаторные трубки м насосы изготовленные Мапопа! Огадег тс. гсм пригожение АТ!. Для одного образца с содержанием Н;5 превышающим аышеухазэнное. были испельзсваны трубки и насось Мите Safety Aopuacces.

12.1.1 Повторяемость

Расхождение 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 дпительного времени при нормальном и правильном выполнении метода. может превышать следующие значения только в одном случае из двадцати.

Повторяемость = 0.20Х + 10. 13)

где Х — среднеарифметическое значение двух результатов испытания.

3.’ Под-верждающие данные можно получить в АЗТМ 'п1егпацопа! Невдаайегз при запросе исследоватепьскогс отчета КВ:092-1358.


ГОСТ 33911—2016

12.2.2 Воспроизводимость Расхождение результатов двух единичных и независимых испытаний, полученных разными операторами. работающими в разных лабораториях. на идентичном испытуемом материале в течение длительного времени. может превышать следующие значения только в одном случае из двадцати. Воспроизводимость = 0.30Х + 15, iy где 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.

Приложение А1 {обязательное}

Использование индикаторных трубок по длине окрашенного слоя

А!.1 Примеры индикаторных трубок разнь х диалазонов приведены в таблице А1.1

Примечание — Диапазоны ичдикаторных трубск в таблице АТ.‘ могут быть указаны для ослее одного хода сжатия. Для вычисления дизпазона одного хода сжатия спедует обратиться к *0.10 настоящего стандзрте и информации андикаторнсия "рубки

Открытые трубка с реагентом можно утипизирсвать путем эзмазизания в воде с нейтральным значением рн.

Таблица А? 1 — Индеваторные трубки разных диапазонов

487340 1100—4000

Единственным поставщиком алпарзтуры известным «омитету в настояшее аремя. является Мацопа! Drager. Inc

Единственным поставщиком аппаратуры. известным комитету 3 HAaCTOAWee EDEMA. Mice Safety App: acces.


ГОСТ 33911—2016

Приложение ДА (справочное}

Сведения о соответствии ссылочных стандартов АЗТМ межгосударственным стандартам

Габлича ДА. 1

Обозначение ссь Стегень Обозначение и наименования соответствующего

т ASTM соответствия стандарта

АЗТМ О 4057 ГОСТ 31873—2012 «Нефть и нефтепродукть Методы отбора пробе

° Соответствующий межгосуларственный стандарт отсутствует. До его принятия рексмендуется и“спользовать перевод на руссчий язык данного стандарта АТМ

Примечание — В настоящей таблице ис”ользовано спедуюцее услозное обозначение степени соот- ветствия стандартов - МЕО — нез«вивалентные стандарть:




ГОСТ 33911—2016

УДК 665.75:661.225:006.354 МКС 75.160.20 IDT

Ключевые слова. остаточные нефтяные топлива, определение содержания сероводорода в паровои фазе

63 8—2016/20

Peaantop AA Текническии редактор В М Прусзкова Корректор Ю М Прокефесоа Компьютерная верстка МА

Сдано в набоз 1104 2517 в печать 23.04 23:7? Формат 80.84/ Гэрнитурз Аризг Уст. печ л 149. Учоизл л 129 Тирзж 31 экз Зак 656

Подготовлено яя оснобе эректроннси версир, гредсставленной разработчиясы стандарта

Издано и стпечатано во ФГУГ «СТАНДАРТИНФОРМ ., 123995 Мосьва Гранзтный пер, 4 aww gostirfa ru re


Похожие документы