Патент на изобретение №2354965
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СУММАРНОГО СОДЕРЖАНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ В ВОДЕ
(57) Реферат:
Изобретение относится к хроматографии, предназначено для определения суммарного содержания нефтепродуктов в воде и может использоваться для измерения концентрации примесей нефтепродуктов в природных и сточных водах при экологическом мониторинге и других исследованиях объектов окружающей среды. Способ определения суммарного содержания нефтепродуктов в воде включает введение пробы в хроматографическую колонку с потоком газа носителя с последующим детектированием в виде неразделенного пика пламенно-ионизационным детектором. Перед анализом загрязненную пробу воды гомогенизируют, добавляя, например, диметилсульфоксид, прокачивают гомогенную пробу через микроконцентратор, удаляют полярные компоненты пробы и гомогенизирующий растворитель прокачкой чистой воды, устанавливают микроконцентратор в испаритель хроматографа, нагревают микроконцентратор с помощью внешнего нагревателя и проводят десорбцию нефтепродуктов с помощью водяного пара, генерируемого с помощью управляемого по давлению парогенератора. Изобретение обеспечивает возможность быстрого, удобного и надежного определения суммарного содержания нефтепродуктов в водных средах различного хозяйственного назначения. 2 з.п. ф-лы, 2 табл.
Использование: изобретение относится к хроматографии, предназначено для определения суммарного содержания нефтепродуктов в воде и может использоваться для измерения концентрации примесей нефтепродуктов в природных и сточных водах при экологическом мониторинге и других исследованиях объектов окружающей среды. Сущность: способ определения нефтепродуктов в воде включает твердофазное концентрирование нефтепродуктов путем пропускания загрязненной воды через микроконцентратор, заполненный сорбентом на основе, например, порапака, удаление полярных примесей путем пропускания через микроконцентратор чистой воды, установку микроконцентратора в испаритель хроматографа, работающего на парах воды, десорбцию сорбированных на микроконцентраторе нефтепродуктов с помощью водяного пара при температуре 230-250°С и измерение содержания нефтепродуктов с помощью пламенно-ионизационного детектора, при этом анализ ведут при температуре колонки хроматографа в диапазоне 150-250°С. Известен способ определения нефтепродуктов в воде, включающий следующие стадии: концентрирование методом жидкость-жидкостной экстракции с применением в качестве экстрагента четыреххлористого углерода, отделение мешающих определению веществ пропусканием экстракта через колонку с окисью алюминия и ИК-спектрофотометрическое определение [Унифицированные методы исследования качества вод. Ч.1. Методы химического анализа вод. Изд. 3-е. – М.: 1974. 831 с.]. Этот метод лежит в основе отраслевого стандарта ОСТ 38.01378-85. Подобный способ имеет такие недостатки, как большие затраты времени на каждое определение (от 1,5 до 4 часов) и значительный расход органического растворителя, т.к. для исследования одного водного образца требуется проведение его трехкратной экстракции порциями растворителя по 15-30 мл. В качестве экстрагента используется высокотоксичный четыреххлористый углерод. Известен способ определения нефтепродуктов в воде с использованием газовой хроматографии, включающий следующие стадии: жидкость-жидкостная экстракция с применением в качестве экстрагента гексана, четыреххлористого углерода или смеси растворителей, отделение мешающих определению веществ пропусканием экстракта через колонку с флорисилом, последующее выпаривание экстракта до 1 см3. Анализ осуществляется введением экстракта в испаритель хроматографа и последующее детектирование углеводородов пламенно-ионизационным детектором. Расчет суммарной концентрации нефтепродуктов производится путем суммирования площади хроматограммы между пиками С10-С40 [ISO 9377-2:2000. Water quality. Determination of hydrocarbon oil index. Part 2: Method using solvent extraction and gas chromatography]. Подобный способ имеет такие же недостатки, как и предыдущий. Наиболее близким к заявляемому решению является способ определения суммарного содержания углеводородов в анализируемой смеси. Техническая задача достигается тем, что способ определения суммарного содержания углеводородов в анализируемой смеси включает введение пробы в газообразном виде с потоком газа-носителя в хроматографическую колонку с последующим детектированием углеводородов в виде неразделенного пика пламенно-ионизационным детектором, выделение углеводородов осуществляют в хроматографической колонке на сорбенте, представляющем собой кристаллогидрат перхлората магния, нанесенный на хроматографический диатомитовый несиланизированный носитель [патент RU
Задачей изобретения является обеспечение возможности быстрого, удобного и надежного определения суммарного содержания нефтепродуктов в водных средах различного хозяйственного назначения. Технический результат достигается тем, что способ определения суммарного содержания нефтепродуктов в воде включает гомогенизирование добавлением в пробу диметилсульфоксида, концентрирование нефтепродуктов путем пропускания загрязненной воды через твердофазный микроконцентратор, заполненный сорбентом на основе, например, порапака, удаление полярных примесей и диметилсульфоксида путем пропускания через микроконцентратор чистой воды, установку микроконцентратора в испаритель хроматографа, работающего на парах воды, генерируемых с помощью управляемого по давлению парогенератора, десорбцию сорбированных на микроконцентраторе нефтепродуктов с помощью водяного пара при температуре 230-250°С и давлении 0.5-5 атмосфер, измерение содержания нефтепродуктов с помощью пламенно-ионизационного детектора, при этом анализ ведут при температуре колонки хроматографа в диапазоне 150-250°С. Использование диметилсульфоксида позволяет гомогенезировать пробу перед анализом и перевести все компоненты пробы в раствор. Применение твердофазного микроконцентратора позволяет упростить пробоподготовку, снизить предел обнаружения нефтепродуктов в воде до 5-10 мкг/дм3, что существенно меньше ПДК, составляющего, например, для вод рыбохозяйственного назначения не более 50 мкг/дм3. При пропускании пробы через микроконцентратор углеводороды, находящиеся в пробе, сорбируются на поверхности адсорбента. Удаление полярных примесей и диметилсульфоксида происходит путем пропускания через микроконцентратор 5-10 см3 чистой воды, при этом полярные примеси и диметилсульфоксид удаляются, не затрагивая сорбированные углеводороды. После установки подготовленного микроконцентратора в испаритель хроматографа и его нагрева, вода, оставшаяся на адсорбенте после его заполнения, вскипает и десорбирует углеводороды в колонку при температуре 230-250°С. При этом вода, находящаяся в пробе, не влияет на работу пламенно-ионизационного детектора, т.к. в качестве газа носителя хроматографа используются пары воды, генерируемые парогенератором. Количественный анализ нефтяных загрязнений ведут при температуре колонки в диапазоне 150-250°С по площади неразделенного хроматографического пика, предварительно калибруя хроматограф по пробам с известным содержанием нефтепродуктов в воде. Ниже приведены примеры, иллюстрирующие способ. Пример 1. Модельную воду, загрязненную нефтепродуктами, готовят внесением эквивалентной смеси определенного количества масла И-20 и дизельного топлива, предложенного в качестве стандартного образца (СО) в газохроматографическом методе [ISO 9377-2:2000. Water quality. Determination of hydrocarbon oil index. Part 2: Method using solvent extraction and gas chromatography].
Исходный раствор готовят растворением 5 мг смеси нефтепродуктов в 100 см3 диметилсульфоксида (ДМСО). Затем в 6 мерных колб объемом 1000 см3 размещают 0.4; 1; 2; 4; 6; и 10 см3 раствора нефтепродуктов и доводят до метки бидистиллированной водой. При выборе ряда растворов исходят из возможности проверки прецизионности и правильности предложенного метода при измерении концентрации нефтепродуктов вблизи ПДК. Для каждого градуировочного раствора проводят цикл измерений, включающий пробоподготовку, заключающуюся в прокачке модельного раствора через микроконцентратор в объеме 10 см3, удалении ДМСО прокачкой через микроконцентратор 10 см3 дистиллированной воды, установку подготовленного микроконцентратора в испаритель хроматографа, нагрев микроконцентратора до температуры 250°С и запись хроматографического сигнала, результатом которого является значение суммарной площади пика, вычисленное как среднее арифметическое по результатом трех измерений. Количественный анализ нефтяных загрязнений ведут при температуре колонки 250°С. На основании этих результатов получают калибровочную прямую, используемую для дальнейших измерений. Пример 2. По ISO 9377-2:2000. Используют растворы, подготовленные в примере 1. Охлаждают пробы до 10°С с целью предотвращения потерь экстрагента. В 6 плоскодонных колб объемом 1000 см3 помещают по 50 см3 экстрагента – гексана. По 900 см3 растворов, приготовленных в примере 1, помещают в колбы с экстрагентом. Растворы тщательно перемешивают в течение 30 минут с помощью магнитной мешалки. С помощью делительных воронок разделяют водную и органическую части. Для очистки экстракта от воды и полярных примесей пропускают экстрагент с пробой через колонку с флорисилом. Путем выпаривания доводят объем экстрактов до 1 см3. Анализ экстракта проводят на газовом хроматографе ЛХМ-8 с ионизационно-пламенным детектором с использованием кварцевой капиллярной колонки, содержащей 100% диметилполисилоксана. Пробы экстрактов в объеме 1 микролитр с помощью микрошприцов дозируют в испаритель хроматографа. Температуру испарителя и детектора хроматографа устанавливают 250°С. Температура колонки программировалась со скоростью 5°С/мин с 40 до 290°С. По результатам хроматографирования определяют суммарную площадь пиков углеводородов, начиная от пика н-декана, добавленного в экстракт в качестве метки и вычисленная как среднее арифметическое по результатам трех измерений, на основе которых получена калибровочная прямая. Реально были измерены концентрации 0.2; 0.3; 0.5 мг/дм3. Концентрации 0.02; 0.05; 0.1 не были измерены из-за малости хроматографического сигнала. Пример 3. Предлагаемый способ. Для проверки предложенного метода измерения содержания нефтепродуктов в водной среде берут Государственные стандартные образцы нефтепродуктов в водорастворимой матрице ГСО 7117-94. На основе ГСО готовят растворы с концентрациями 0.02; 0.05; 0.1; 0.1; 0.3; 0.5 мг/дм3. При подготовке растворов и их анализе используют приемы, описанные в примерах 1 и 2. Количественный анализ нефтяных загрязнений ведут при температуре колонки 250°С. Результаты измерений содержания нефтепродуктов представлены в таблице 2.
Как видно из приведенных результатов, измеренные содержания нефтепродуктов по предлагаемому способу близки к истинным значениям и измерены с меньшими ошибками чем по способу, приведенному в примере 2 по ISO 9377-2:2000. При этом предлагаемый способ не требует длительной пробоподготовки и без затруднений расширяет область измерения нефтепродуктов в воде в область концентраций до 0.02 мг/дм3. Стандартный хроматографический метод может измерять концентрации до 0.1 мг/дм3, при этом ошибка измерения достигает до 40-50% при временных затратах более 2 часов. Длительность предлагаемого способа измерения не превышает 10-15 минут в зависимости от состава загрязнений. Таким образом, с помощью предлагаемого способа обеспечивается оперативное определение суммарного содержание нефтепродуктов в воде.
Формула изобретения
1. Способ определения суммарного содержания нефтепродуктов в воде, включающий введение пробы в хроматографическую колонку с потоком газа-носителя с последующим детектированием в виде неразделенного пика пламенно-ионизационным детектором, отличающийся тем, что перед анализом загрязненную пробу воды гомогенизируют, добавляя, например, диметилсульфоксид, прокачивают гомогенную пробу через микроконцентратор, удаляют полярные компоненты пробы и гомогенизирующий растворитель прокачкой чистой воды, устанавливают микроконцентратор в испаритель хроматографа, нагревают микроконцентратор с помощью внешнего нагревателя и проводят десорбцию нефтепродуктов с помощью водяного пара, генерируемого с помощью управляемого по давлению парогенератора. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что десорбцию нефтепродуктов проводят при температуре водяного пара 230-250°С и давлении 0,5-5 атмосфер. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что анализ проводят при температуре колонки хроматографа 150-250°С.
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
2229122, опубл. 2004.05.20].