Applications

La détermination chromatographique simultanée de traces de lanthanides a pu être réalisée en utilisant, soit la détection de conductivité directe sans suppression, soit en utilisant la détection UV/VIS, après réaction post-colonne (PCR) avec l'arsenazo III à 655 nm. La détection de conductivité dans des conditions isocratiques a pu être effectuée en un temps d'analyse total d'approximativement 70 minutes. En revanche, la détermination des lanthanides par élution avec gradient et détection spectrophotométrique successive des complexes arsenazo III-lanthanide(III) a pu être réalisée en 22 minutes. En plus du temps d'analyse remarquable, la détection UV/VIS excelle de par ses sélectivité et sensitivité exceptionnelles et ne souffre pas d'interférences par l'omniprésence d'impuretés non-lanthanides, telles que le fer(III) ou autres métaux de transition. Pour les deux détections, de conductivité et de spectrophotométrique, l'utilisation d'étapes de préconcentration d'échantillons a permis de réduire la limite de détection (LOD) au niveau de la gamme des sub-ppb.

Les essences disponibles dans le commerce sont des mélanges complexes de centaines d'hydrocarbones différents. Pour le calibrage des moteurs de test ou pour la recherche expérimentale avancée, ils sont constitués de mélanges de substituts de composants multiples représentant de manière adéquate les caractéristiques physiques et chimiques désirées. Par définition, chaque indice d'octane et de cétane correspond a un facteur de mélange spécifique d'un carburant primaire de référence (primary reference fuel: PRF). À partir de cette information, l'Unité de distribution contrôlée automatiquement par tiamoTM prépare les mélanges de substituts. Cette technique permet un gain de temps remarquable et permet d'éviter également les erreurs occasionnées au cours des étapes de préparation, ainsi que tout contact avec des produits chimiques dangereux. En plus, les résultats précis et exacts sont affichés sur des rapports personnalisables au choix et remplissant les exigences relatives aux BPL et BPM.

La méthode de titrage thermométrique présentée ici permet une détermination simple et directe de l'indice d'acidité totale (TAN) dans les produits pétroliers. Elle constitue une alternative précieuse aux méthodes manuelles et potentiométriques actuelles. Le titrage thermométrique utilise un capteur de température sans entretien qui ne nécessite pas de réhydratation et qui est exempt d'encrassement et d'effets de matrice. La procédure ne nécessite qu'une préparation minimale de l'échantillon. Les résultats correspondent étroitement à ceux de la procédure potentiométrique titrimétrique conformément à la norme ASTM D664, mais la méthode de titrage thermométrique est de loin supérieure en termes de reproductibilité et de rapidité d'analyse, les déterminations étant achevées en une minute environ.

Le système Combustion IC System présenté permet la détermination entièrement automatique des composés halogénés organiques et des composés de soufre dans tous les échantillons combustibles. Une très haute précision et exactitude sont garanties à la fois par la commande automatique de la désagrégation par combustion au moyen d'un capteur de flammes et par la méthode professionnelle du LQH. Ce poster décrit la détermination de la teneur en halogènes et en soufre dans un étalon polymère certifié, un produit de référence au charbon ainsi que des gants en latex et en vinyle.

L'importance de la détermination de la teneur en plomb dans les carburants de l'industrie automobile a augmenté considérablement, depuis l'introduction de la technique du catalyseur. Même de petites quantités de plomb gênent l'efficacité des catalyseurs ou bien les mettent complètement hors circuit. D'autre part, il existe encore beaucoup de véhicules sur le marché utilisant de l'essence contenant du plomb (additions de plomb tétraalkyle). Dans ce cas-là aussi, on a intérêt à connaitre la teneur exacte en plomb.En référence aux normes DIN 51769 et ASTM 0-1269, un procédé simplifié de dosage du plomb dans les produits pétroliers est décrit. Les produits sont décomposés avec de l'HCl et les composés de plomb sont transformées en chlorure de plomb(II). Après extraction avec de l'eau, la détermination voltampérométrique inverse du Pb est réalisée.

Ce bulletin décrit la détermination potentiométrique de l'acide sulfhydrique, du sulfure de carbonyle et des mercaptans dans les produits gazeux et liquides de lindustrie pétrolière (le gaz naturel, le gaz liquéfié, les solutions d'absorption utilisées, les distillats, l'essence pour avions, l'essence, le kérosène, etc.). Les échantillons sont titrés avec une solution de nitrate d'argent alcoolique utilisant la Titrode Ag.

Le nombre de brome et l'indice de brome sont d'importants paramètres du contrôle qualité dans la détermination des composés aliphatiquesà double liaison C=C dans les produits pétroliers. Les deux valeurs fournissent des informations sur la teneur en substances réagissant avec lebrome. La différence entre ces deux valeurs est que le nombre de brome indique la consommation de brome en gpour 100 g d'échantillon, alors que l'indice de brome l'indique en mg pour 100 g.Cet Application Bulletin présente la détermination du nombre de brome selon ASTM D1159, ISO 3839, BS2000-130, IP 130, GB/T 11135 et DIN-51774-1. La détermination de l'indice de brome pour les hydrocarbures aliphatiques est décrite selon ASTM D2710, IP 299, GB/T 11136 et DIN 51774-2. Pour les hydrocarbures aromatiques, la détermination de l'indice de brome est décrite selon ASTM D5776 et SH/T 1767. L'UOP 304 est déconseillée pour la détermination du nombre de brome ou de l'indice de brome car le solvant de titrage contient du chlorure de mercure.

Seul un titrage coulométrique Karl Fischer permet de déterminer de faibles teneurs en eau avec une exactitude suffisante. Ce bulletin d'application présente sa détermination directe selon ASTM D6304, ASTM E1064, ASTM D1533, ASTM D3401, ASTM D4928, EN CEI 60814, EN ISO 12937, ISO 10337, DIN 51777 et GB/T 11146. La technique avec four est décrite selon ASTM D6304, EN CEI 60814 et DIN 51777.

L'extraction de gaz, ou méthode d'extraction avec four, peut être appliquée de manière générale à tous les échantillons qui libèrent de l'eau lorsqu'ils sont chauffés. On ne peut renoncer à la méthode d'extraction avec four dans les cas où le titrage direct volumétrique ou coulométrique selon Karl Fischer ne peut être appliqué parce que, soit l'échantillon comporte des composants parasites, soit il est difficile, voire impossible, de le transposer dans le récipient de titrage de par sa consistance.Le présent Application Bulletin décrit la détermination de la teneur en eau automatique à l'aide de la technique d'extraction avec four et du titrage KF coulométrique, en l'illustrant par des échantillons provenant de l'industrie agro-alimentaire ou des matières de synthèse ainsi que des secteurs pharmaceutiques et pétrochimiques.

La détermination de l'indice d'acide joue un rôle significatif dans l'analyse des produits pétroliers. Cela se manifeste par l'existence de nombreuses procédures normalisées utilisées à travers le monde (spécifications internes aux compagnies multinationales, spécifications nationales et internationales ASTM, DIN, IP, ISO, etc.). Ces procédures se différencient surtout par la composition des solvants et des titrants utilisés. Ce bulletin décrit la détermination de l'indice d'acide dans les produits pétroliers à l'aide de différents types de titrage. La détermination potentiométrique est décrite selon la norme ASTM D664, la détermination photométrique selon la norme ASTM D974 et le titrage thermométrique selon la norme ASTM D8045.

This Application Bulletin shows the determination of the total base number in petroleum products by applying different titration types according to various standards.

Le gaz de pétrole liquéfié (GPL) naturel est un mélange d'hydrocarbures gazeux (tels que le propane et le butane), mais il contient également des contaminants acides (tels que le dioxyde de carbone ou le sulfure d'hydrogène). Ces gaz doivent être éliminés du gaz de pétrole, car ils sont extrêmement corrosifs. Cette opération de purification, appelée « adoucissement », est souvent réalisée à l'aide de solutions d'amine alcalines. La solution d'amine absorbe les gaz acides tandis que le GPL brut est neutralisé. Afin de garantir que les résidus d'amines dans le gaz adouci n'influencent pas la qualité du gaz, les amines sont déterminées dans le GPL final par lavage du gaz à l'acide acétique selon l'UOP 936-96. Cette méthode récente permet la quantification des diméthylamines (DMA), diéthylamines (DEA), dipropylamines (DPA) et dibutylamines (DBA) par séparation des cations standard.

La combustion du charbon pollue l'atmosphère en halogènes. Le fluor et le chlore sont des composants naturels du charbon, alors que le bromure y est souvent ajouté sous forme de bromure de calcium afin de réduire les émissions de mercure. Cette Application Note présente les résultats de la désagrégation par combustion par la combustion CI de trois échantillons de charbon ayant des teneurs différentes en bromure.Mot-clé : pyrohydrolyse

Cette Note traite de la détermination de la teneur en fluor et en chlore d'un échantillon de gaz liquéfié (LPG, Liquid Petroleum Gas) ou, en d'autres mots, des halogènes dans un mélange de propane et de butane. Le fluor provient du butane perfluoré, le chlore du chlorure de méthyle. 50 µL d'échantillon sont versés dans le système de combustion à l'aide du module LPG/GSS. Les halogènes libérés par la combustion sont déterminés par chromatographie ionique avec la technique d'injection Partial Loop intelligente après élimination de la matrice inline.Mot-clé : pyrohydrolyse

Le charbon contient une certaine quantité de composés fluorés, chlorés et soufrés. Pendant la combustion du charbon, ces composants dégagent des acides corrosifs (par ex. l'acide fluorhydrique qui se forme à partir des composés fluorés). Les centrales thermiques exigent donc du charbon à faible teneur en fluor pour éviter une production d'acide fluorhydrique massive. Dans cette Application Note, la teneur en fluor du charbon est déterminée par chromatographie ionique après pyrohydrolyse.

La norme ASTM D7994 - 17 décrit la détermination du fluor, du chlore et du soufre dans le gaz de pétrole liquéfié (GPL ou LPG en anglais) par la combustion oxydative par pyrohydrolyse, suivie d’une détection par chromatographe ionique. Un échantillon de butane synthétique est analysé. 50 µL d'échantillon sont injectés dans le système de combustion à l'aide du LPG Module. Les produits de la combustion sont analysés par CI par application de la technique intelligente de l'injection en boucle partielle après élimination de la matrice inline.

La teneur en chlorure organique du pétrole brut est déterminée selon la norme ASTM D8150 dans la fraction naphta après distillation. La fraction naphta est lavée à l'aide de soude caustique et d'eau, pour éliminer, respectivement, le sulfure d'hydrogène et les halogénures inorganiques. La détermination du chlorure organique après combustion inline est présentée ici. Bien que la teneur en soufre ne soit pas abordée dans le cadre de cette application, la même configuration permet la quantification de la teneur en soufre.

Le pétrole brut ne contient généralement pas d'halogénures organiques. Ils sont introduits sur les sites de production, dans les conduits ou dans les réservoirs de stockage. Ces composants produisent de l'acide fluorhydrique (HF), de l'acide chlorhydrique (HCl) ainsi que d'autres acides au cours des procédés de reformage et d'hydrotraitement, générant de la corrosion et un empoisonnement du catalyseur. Il est essentiel de pouvoir mesurer la spéciation des halogénures afin de tracer la source de la contamination. Les spécifications actuelles imposent une concentration inférieure à 2 mg/kg de chlore organique dans le pétrole brut. Le sulfure dans le pétrole brut pourrait être quantifié à la volée. Étant donné la requête spécifique dans cette application, seuls les halogènes sont déterminés.

Les halogénures organiques doivent être surveillés dans l'environnement. La chromatographie ionique de combustion (CIC) est utilisée pour une analyse précise des halogènes dans les solides conformément à la norme EN 17813:2023.

Here, the most common circuit elements for EIS are introduced which may be assembled in different configurations to obtain equivalent circuits used for data analysis.

L'Application Note AN-EIS-004 sur les modèles de circuits équivalents a donné un aperçu des différents éléments de circuits utilisés pour créer un modèle de circuit équivalent. Après avoir identifié un modèle adapté au système à analyser, l'étape suivante de l'analyse des données consiste à évaluer les paramètres du modèle. Ceci est réalisé par régression non linéaire du modèle jusqu'à obtenir les données. La plupart des systèmes d'impédance sont dotés d'un programme d'ajustement aux données. Cette Application Note présente la façon d'ajuster les données à l'aide de NOVA.

Cette Application Note décrit l'avantage d'un enregistrement des données brutes de la période de temps pour chaque fréquence individuelle durant une mesure d'impédance électrochimique.

La teneur en eau du diesel et de l'essence est déterminée selon Karl Fischer. Comme les teneurs à déterminer sont faibles, on utilise le titrage coulométrique.

L'humidité présente dans les produits pétroliers est à l'origine de plusieurs problèmes : corrosion et usure des pipelines et des réservoirs de stockage, augmentation de la charge en débris entraînant une diminution de la lubrification, un blocage des filtres, voire une croissance bactérienne nocive. Par conséquent, l'augmentation de la teneur en eau peut entraîner des dommages aux infrastructures, des coûts de maintenance plus élevés, voire des temps d'arrêt non souhaités. Le titrage coulométrique de Karl Fischer est la méthode de choix pour déterminer la faible teneur en eau des produits pétroliers. L'utilisation d'un four Karl Fischer pour vaporiser l'eau présente dans l'échantillon avant le titrage permet non seulement de réduire considérablement les interférences de la matrice, mais peut également être entièrement automatisée. Cela permet une analyse fiable et rentable de la teneur en eau selon la norme ASTM D6304 (Procédure B) dans des produits tels que le diesel, l'huile hydraulique, le lubrifiant, l'additif, l'huile de turbine et l'huile de base.

To determine water in crude oil, ASTM D4928 recommends coulometric Karl Fischer titration with the oven method, allowing full automation for high reproducibility.

Détermination d'anions dans une solution d'absorption selon Schöniger d'un mélange test sans décomposition de H2O2 utilisant la chromatographie anionique avec détection de conductivité directe.

Ces dernières années, les efforts se sont multipliés pour réduire l'impact des carburants sur l'environnement en améliorant leur qualité. La détermination des principaux paramètres de qualité de l'essence, à savoir l'indice d'octane recherche (RON, ASTM D2699-19), l'indice d'octane moteur (MON, ASTM D2700-19), l'indice anti-coups (AKI), la teneur en aromatiques (ASTM D5769-15) et la densité, nécessite traditionnellement plusieurs méthodes analytiques différentes, qui sont laborieuses et requièrent un personnel qualifié. Cette note d'application démontre que l'analyseur XDS RapidLiquid, fonctionnant dans la région spectrale du visible et du proche infrarouge (Vis-NIR), constitue une solution économique et rapide pour l'analyse multiparamétrique de l'essence.

Pyrolysis gasoline (Pygas) is a by-product of ethylene production, which contains unwanted conjugated diolefins making it unsuitable as a motor fuel. To overcome this limitation, the olefin content needs to be reduced below 2 mg/g pygas in a selective hydrogenation unit (SHU). The diene value, or maleic anhydride value (MAV), is usually determined by the lengthy Diels-Alder wet chemical method (UOP326-17), requiring highly trained analysts. In contrast to the primary method, near-infrared spectroscopy (NIRS) is a cost-efficient and fast analytic solution for the determination of diene value in pyrolysis gasoline.

Cette Application Note décrit la détermination de divers indices, pour la plupart conformes à ASTM et ISO, pour la caractérisation du kérosène en tant que carburéacteur à l'aide de la spectroscopie proche infrarouge. Les paramètres suivants ont été déterminés au moyen d'un NIRS XDS Process Analyzer : le degré de densité selon l'American Petroleum Institute (API), la teneur en aromates, l'index de cétane, le comportement à l'ébullition selon ASTM D86, le point éclair, le point de congélation, la viscosité et la teneur en eau. La détermination de tous ces paramètres est rapide et simple et s'exécute en une seule mesure.

Cette Application Note montre que la spectroscopie dans le visible et dans le proche infra-rouge (Vis-NIR) peut déterminer la teneur en eau des mélanges d'éthanol et d'hydrocarbures. La méthode Vis-NIR est une alternative rapide aux méthodes de laboratoire conventionnelles : elle accélère le procédé d'inspection des matières premières et le contrôle du produit final.

The cetane index (ASTM D613), flash point (ASTM D56), cold filter plug point (CFPP) (ASTM D6371), D95 (ISO 3405), and viscosity at 40°C (ISO 3104) are key parameters to determine for diesel quality. The primary test methods are labor intensive and challenging due to the need to use different analytical methods. This application note demonstrates that the NIRS XDS RapidLiquid Analyzer provides a cost-efficient and fast solution (under 1 minute) for the simultaneous determination of these key parameters in diesel.

Le contrôle de la qualité des fluides d'échappement diesel (DEF) est essentiel pour garantir une performance catalytique optimale et éviter d'endommager le système d'échappement des véhicules diesel. La méthode standard pour déterminer la teneur en urée est la mesure de l'indice de réfraction (ISO 22241-2:2019). Le problème est que, bien que cette méthode soit rapide, elle n'est pas aussi précise que d'autres méthodes (par exemple, HPLC).Cette note d'application démontre que l'analyseur de liquide DS2500 fournit une solution rapide avec une grande précision pour la détermination de l'urée dans le DEF. Sans préparation d'échantillon ni produits chimiques, la spectroscopie visible proche infrarouge (Vis-NIR) permet d'analyser les fluides d'échappement diesel en moins d'une minute.

Cette note d'application présente la spectroscopie dans le proche infrarouge comme une alternative plus rapide et rentable au titrage KF pour prédire la teneur en eau dans le carburant diesel.

The standard method to determine RON in isomerate is with expensive and maintenance-intensive engines. In contrast to this, the research octane number can also be analyzed by near-infrared spectroscopy (NIRS). NIRS provides accurate results within one minute without the need for any sample preparation or chemicals.

The determination of key quality parameters of reformate—namely research octane number (RON, ASTM D2699-19), aromatic content (ASTM D5769-15), benzene content, olefin content, and density—requires time-consuming and laborious conventional methods. In contrast, the Metrohm DS2500 Liquid Analyzer can measure all of these parameters, providing results within one minute without any sample preparation.

Determination of the biodiesel content in diesel with NIR spectroscopy is fast and requires no sample preparation nor chemicals, reducing workload and costs.

Analyse en ligne automatisée avec le 2060 TI Ex Proof Process Analyzer qui facilite la surveillance constante du process de dessalage du pétrole brut conformément à la norme ASTM D3230.

A safer way to monitor moisture content in crude distillation unit overhead fractions is with inline near-infrared spectroscopy using the 2060 The NIR-Ex Analyzer.

In refineries, high octane products are desired since they are used to produce premium gasoline. Catalytic reforming converts heavy naphtha into a high octane liquid product called reformate (a mixture of aromatics and iso-paraffins C7 to C10). The reformate must be constantly monitored to ensure high throughput along the refining process. Traditionally, the octane numbers can be measured by two different methodologies: Inferred Octane Models (IOM) and laboratory octane engine analysis. However, these do not provide «real-time» results and require constant maintenance and human intervention to adapt to current operation conditions. «Real-time» analysis of the octane number in fuels can be performed online via near-infrared spectroscopy (NIRS) technology, which fits well within the international standards (ASTM). Utilization of a Metrohm Process Analytics NIRS XDS Process Analyzer (ATEX version) in conjunction with a sample preconditioning system makes analysis of the octane number simple, fast, and reliable, allowing quick adjustments to the process for a better quality product and higher profitability.

Sustainable biodiesel can be blended with petroleum diesel. The 893 Professional Biodiesel Rancimat measures the oxidation stability of biodiesel and its blends.

Mercaptans in fuels are corrosive and regulated at trace levels. SERS enhances Raman signals to enable their accurate detection and quantification below standard LODs.

Détermination du chlorure, nitrite, bromure, nitrate, phosphate et sulfate dans une solution d'absorption selon Schöniger en utilisant la chromatographie anionique avec détection de conductivité après suppression chimique.

Détermination du fluorure, acétate, formiate et chlorure dans l'essence en utilisant la chromatographie anionique avec détection de conductivité après suppression chimique.

Détermination du fluorure, acétate, formiate, nitrate et sulfate dans un mélange essence/bioéthanol (95% essence, 15% éthanol) en utilisant la chromatographie anionique avec détection de conductivité après suppression séquentielle, avec utilisation de l'élimination de matrice «inline» de Metrohm.

Détermination des fluorures, acétates, formiates, chlorures, nitrites, nitrates, phosphates et sulfates dans un mélange E85 (85% d’éthanol et 15% d'essence) au moyen d’une chromatographie anionique avec détection de la conductivité et suppression séquentielle. L’élimination matricielle en ligne est utilisée en préparation des échantillons.

Le formiate, l'acétate, le propionate et le butyrate sont déterminés en plus d'anions standard dans un extrait de charbon. Un gradient dose-in est utilisé afin d'obtenir une meilleure séparation des anions d'acide organiques éluant précocement. En raison du faible volume d'échantillon disponible, il est fait appel à la technique intelligente d'injection pick-up (MiPuT).

Les anions dans le diesel, en particulier le biodiesel, peuvent être à l'origine de dépôts nocifs dans le moteur. La détermination par chromatographie ionique nécessite le transfert des anions du diesel dans une solution aqueuse, injectable à la CI. Une méthode typique de transfert des anions dans l'eau est l'extraction inline suivie d'une dialyse inline avant l'injection (voir AN-C-101 pour l'analyse correspondante des cations). Dans l'approche actuelle avec élimination de la matrice, l'échantillon diesel dilué dans de l'isopropanol est injecté dans un flux d'isopropanol et passé dans une colonne de préconcentration. L'isopropanol « lave » le diesel et une étape de rinçage ultérieure à l'eau ultrapure élimine l'excès d'isopropanol.

Détermination simultanée du sulfure d'hydrogène et mercaptanes dans des produits pétroliers par titrage potentiométrique au nitrate d'argent utilisant la Ag-Titrode.

Détermination des composés alkyles du plomb dans le pétrole (essence) après réaction avec du monochlorure d'iode par titrage potentiométrique avec EDTA utilisant Cu-ISE.

L'unité de distribution de 50 mL est utilisée pour le mélange automatisé des suspensions avec des solvants. On ajoute pour ce faire une quantité clairement définie d'un mélange de suspension et de solvant à une solution d'échantillon sans que la suspension non diluée ne bouche alors l'unité de distribution ni le tuyau.Cette méthode est décrite en prenant l'exemple de la détermination thermométrique de l'indice d'acide (TAN) dans les produits pétroliers pour laquelle on ajoute un mélange de solvant et de paraformaldehyde comme catalyseur à la solution de titrage pour une meilleure reconnaissance du point final.

Les produits pétroliers frais ou usagés peuvent contenir des composants acides en tant qu'additifs ou produits de dégradation. L'indice d'acide (AN) est une mesure de la quantité relative d'acides présents, exprimée en mg de KOH par g d'échantillon. De plus, l'AN est utilisé comme paramètre de qualité des huiles lubrifiantes à la fois pour évaluer la qualité des nouvelles formulations et comme indicateur de la dégradation de ces formulations en cours de service. L'utilisation d'une électrode de pH adaptée aux titrages non aqueux garantit la détermination fiable du point d'équivalence. Un diaphragme à manchon flexible facilite son nettoyage, notamment après utilisation dans des échantillons fortement contaminés, comme dans les huiles moteur usagées. L'utilisation de la bonne électrode augmente considérablement la précision et la fiabilité des résultats. Cette note d'application décrit la détermination potentiométrique de l'indice d'acide selon ASTM D664 et IP 177 en utilisant l'électrode de pH Solvotrode easyClean.

Des produits chimiques de base sont ajoutés aux produits pétroliers pour prévenir la corrosion, car ils neutralisent les composants acides qui se forment lors de l'utilisation et du vieillissement de ces produits. Cette note d'application décrit la détermination potentiométrique de l'indice de basicité selon ISO 3771, ASTM D2896, et IP 276 en utilisant la Metrohm Solvotrode easyClean et un système OMNIS entièrement automatisé.

Cette Application Note décrit la détermination conductimétrique de l’indice de base total conformément à IP 400.

Les mercaptans contenus dans les produits de raffinage peuvent être déterminés avec du nitrate d'argent par titrage potentiométrique. Cette Application Note décrit leur détermination automatique dans un échantillon de distillat moyen (gazole).

Le nombre de brome est un paramètre majeur dans la détermination des oléfines C=C à doubles liaisons dans les produits pétroliers. Le nombre de brome est généralement déterminé par titrage électrochimique à 5 °C, au cours duquel le brome est généré in situ à partir d'une solution de bromure/bromate. Pour le titrage, on utilise un mélange de solvants constitué d'acide acétique glacial, de méthanol et de chloroforme. Dans la présente Application Note, le chloroforme, qui est toxique, a été remplacé par du carbonate de diéthyle.

L'indice de brome indique le degré d'insaturation et repose sur la simple addition de brome aux doubles liaisons des alcènes. Une mole de brome est consommée pour chaque mole de double liaison carbone-carbone (C=C) présente dans une substance. Dans les produits pétroliers, l'indice de brome correspond à la teneur en oléfines.Normalement, les solvants chlorés sont utilisés pour la détermination de l'indice de brome. Dans cette note d'application, ils ont été remplacés par du toluène. Cela rend la détermination plus écologique. Le titrage est effectué automatiquement sur un système OMNIS en combinaison avec une électrode double à fil de Pt. Cette configuration permet de réaliser une détermination rapide et précise par titrage potentiométrique..

Cette application présente la détermination entièrement automatisée de l'acidité dans le carburant pour avions selon la norme ASTM D3242, par titrage photométrique à l'aide d'un titrateur automatique et de l'Optrode.

The acid value of fatty acid methyl esters (FAME) like biodiesel can be determined according to EN 14104 using photometric titration with OMNIS and the Optrode.

La concentration du soufre élémentaire dans l'essence est déterminée par polarographie dans un électrolyte d'acétate contenant du toluène/méthanol. La détermination est linéaire jusqu'à 2 mg/L en considérant la concentration de soufre élémentaire dans le récipient de mesure. Les composés de soufre organiques ne sont pas détectés par cette méthode. La méthode n'est pas adaptée au carburant diesel, car ce dernier n'est pas complètement soluble dans l'électrolyte utilisé. Le verre barboteur (6.2405.030) pour le gaz inerte doit être rempli d'électrolyte support.

La combinaison automatisée de pyrolyse et ensuite de chromatographie ionique (Combustion IC) permet d'effectuer en parallèle la détermination des halogènes et du soufre dans toutes les matrices combustibles, qu'elles soient solides ou liquides. Cette méthode séduit notamment par son extrême fidélité et justesse, ainsi qu'un débit d'échantillons élevé.

La spectroscopie proche infrarouge (NIRS) est une technique analytique largement mise en œuvre pour les analyses quantitatives d'une grande variété de produits dans les applications industrielles et de recherche. Ce libre blanc résume les tâches de développement de méthodes quantitatives selon ASTM E1655.

L'indice d'acidité (AN) est une mesure de la qualité des huiles et de leur capacité à favoriser la corrosion. Lors de l'analyse d'huiles fraîches et non utilisées, l'AN est utilisé pour garantir la qualité spécifiée par le fabricant, tandis que pour les huiles usagées, l'AN est déterminé pour observer son augmentation jusqu'à ce qu'un niveau critique soit atteint. Bien que l'on suppose généralement que le NA est en corrélation avec le potentiel corrosif de l'huile, ce n'est pas tout à fait exact, car c'est le changement de la valeur du NA qui indique ce problème. Plusieurs normes existent déjà pour déterminer l'AN par des méthodes de titrage, mais il est également possible de mesurer ce paramètre par une méthode spectroscopique (NIRS). Quelle que soit la technique choisie, Metrohm vous propose des instruments performants adaptés aux normes publiées.

La sous-estimation des procédures de contrôle qualité (CQ) est l'un des principaux facteurs entraînant une défaillance interne et externe des produits, dont il est rapporté qu'elle aurait provoqué entre 10 et 30 % de pertes de chiffre d'affaires. En conséquence, bon nombre de normes ont été mises en place pour assister les fabricants dans leur procédure de contrôle qualité. Cependant, le temps de résultat et les coûts associés aux produits chimiques peuvent être parfois excessifs, ce qui conduit de nombreuses entreprises à introduire la spectroscopie proche infrarouge (NIRS) dans leur procédure de contrôle qualité. Cet article montre les possibilités offertes par la spectroscopie proche infrarouge et indique des économies potentielles pouvant atteindre 90 % des coûts.

La connaissance de la teneur en eau des huiles lubrifiantes, des additifs et des produits similaires est importante pour la fabrication, l'achat, la vente ou le transfert de produits pétroliers afin d'estimer leurs caractéristiques de qualité et de performance. Le contrôle de la teneur en eau de ces produits peut éviter les dommages à l'infrastructure et garantir un fonctionnement sûr en évitant les processus de corrosion et l'usure du moteur qui en découle. Ce livre blanc explique comment déterminer facilement l'humidité dans les échantillons de pétrole par titrage coulométrique Karl Fischer selon les trois procédures décrites dans la méthode ASTM D6304. Une comparaison des procédures est présentée afin de déterminer celle qui convient le mieux pour différents types d'échantillons.