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,
смешанныхдля соответствия вязкости мазутаспецификации.
3.1.2.1 Пояснение
В условиях настоящего метода (при соотношении жидкости к пару 1:1, нагревании и перемешива
нии) H2S впаровой фазе над жидкостью будет находиться в равновесии с H2S вжидкойфазе.
4 Сущность метода
4.1Испытательный контейнер вместимостью 1 дм3 из материала, инертного к H2S (стеклянная
испытательная бутылка), непосредственно перед испытанием заполняют до 50 % по объему жидким
топливом изконтейнера, инертного кH2S (стеклянная бутылка для образца).Для вытеснения воздуха из
испытательного контейнера продувают азотом паровую фазу над образцом нефтяного топлива. Затем
испытательный контейнерс образцом нагревают втермостатедо 60 ’С и перемешивают 3 мин на орби
тальном встряхивателе со скоростью (3.67±0.08) с-" [(220± 5)об/мин).
4.2 Для измерениясодержания H2S в паровойфазеиспытательного контейнера используют инди
каторную трубку по длине окрашенного слоя (колористическая индикаторная трубка) и ручной насос.
Индикаторнаятрубка подлине окрашенногослоядолжна находитьсяблизкокповерхностижидкости, но
не контактироватьс ней.
5 Назначение и применение
5.1 Остаточные нефтяные топлива могут содержать H2S в жидкой фазе, что может привести к
опаснымуровнямсодержанияH2S впаровойфазе в свободном пространственадпродуктомв резервуа
рахдля хранения. Содержание паровой фазы может значительно изменяться в зависимости отобъема
свободного пространства надпродуктом, температуры топлива и перемешивания. Измерениесодержа
ния H2S вжидкойфазедает полезнуюинформацию оспособностиостаточныхнефтяныхтопливобразо
вывать высокое содержание H2S в паровой фазе, более низкое содержание в остаточном нефтяном
топливебудет уменьшатьопасное воздействие H2S. Крайне важно, чтобы работающиес нефтянымтоп
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 предназначенодля контроля качества продукта,
а измерение содержания H2S в паровой фазе целесообразнодля охраны здоровья ибезопасности.
5.2 Настоящий метод был разработан для обеспечения нефтеперерабатывающих заводов, топ
ливных терминалов инезависимых испытательныхлабораторий, не имеющихдоступа кгазовымхрома
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 определения
содержания H2S в остаточных топливах:
1) метод по ASTM D 6021 — аналитический метод определения содержания H2S в жидкой фазе;
2) метод испытания по ASTMD 7621 — экспресс-метод определения H2S вжидкой фазе.
П р и м е ч а н и е 2 — В связи с химической активностью, абсорбционной способностью и летучестью H2S
любой метод определения концентрации H2S в жидкой фазе показывает концентрацию H2S только а данный
момент времени.
5.3 Настоящий метод не обязательно отражает содержание H2S в паровой фазе резервуара для
хранения топлива. Он показывает содержание сероводорода, зависящего отсостава образца остаточ
ногожидкоготоплива, а не метода испытания, оператора или местоположения. Невозможноустановить
общую корреляцию между результатом этого полевого испытания и фактическим содержанием H2S в
2