液化石油气中硫醇硫含量
2020新版液化石油气总硫含量测定法
( 安全技术 )单位：_________________________姓名：_________________________日期：_________________________精品文档 / Word文档 / 文字可改2020新版液化石油气总硫含量测定法Technical safety means that the pursuit of technology should also include ensuring that peoplemake mistakes2020新版液化石油气总硫含量测定法一、概述液化石油气中的总硫含量是液化石油气的关键技术指标。
液化石油气的两个产品标准都分别规定了其含量的上限技术条件。
液化石油气的硫分别以硫醇、硫醚和硫化氢三种形态存在，其中硫醇和硫化氢是液化石油气产生腐蚀性的直接原因。
另外硫在液化石油气燃烧时会产生二氧化硫而造成空气污染，但为了保证用户安全使用，及时察觉液化石油气的泄漏，对液化石油气要添加一定量的加臭剂，这些加臭剂也多为硫醇和硫醚类，但其添加量不应超过技术条件规定的指标。
液化石油气中总硫含量测定试验方法目前有两个标准：一个是SH／T《液化石油气总硫测定法(电量法)》，该方法为GB11174《液化石油气》规定引用；另一个是SY／T7508《油气田液化石油气中总硫测定(氧化微库仑法)》，该方法为GB9052.1《油气田液化石油气》规定引用。
两个试验方法原理相同，操作也基本相近，只是在进样方法上有一定差异。
SY／T7508采用液态定量进样法，在最后的结果计算中又涉及试样的密度和平均摩尔质量(需测定组成)，比较复杂，所以这里着重说明SH／T0222《液化石油气总硫含量测定法(电量法)》。
二、原理该方法的原理为：用氮气带入一定量的液化石油气试样，使其进入维持在约600℃的氮气流中，经石英管喷嘴流出进入900℃的氧气流中燃烧，使试样中的硫化物转变成二氧化硫，并随气流进入滴定池，与三碘离子反应。
液化石油气总硫含量测定法
液化石油气总硫含量测定法一、概述液化石油气中的总硫含量是液化石油气的关键技术指标。
液化石油气的两个产品标准都分别规定了其含量的上限技术条件。
液化石油气的硫分别以硫醇、硫醚和硫化氢三种形态存在，其中硫醇和硫化氢是液化石油气产生腐蚀性的直接原因。
另外硫在液化石油气燃烧时会产生二氧化硫而造成空气污染，但为了保证用户安全使用，及时察觉液化石油气的泄漏，对液化石油气要添加一定量的加臭剂，这些加臭剂也多为硫醇和硫醚类，但其添加量不应超过技术条件规定的指标。
液化石油气中总硫含量测定试验方法目前有两个标准：一个是SH ／T《液化石油气总硫测定法(电量法)》，该方法为GB11174《液化石油气》规定引用；另一个是SY／T7508《油气田液化石油气中总硫测定(氧化微库仑法)》，该方法为GB9052.1《油气田液化石油气》规定引用。
两个试验方法原理相同，操作也基本相近，只是在进样方法上有一定差异。
SY／T7508采用液态定量进样法，在最后的结果计算中又涉及试样的密度和平均摩尔质量(需测定组成)，比较复杂，所以这里着重说明SH／T0222《液化石油气总硫含量测定法(电量法)》。
二、原理该方法的原理为：用氮气带入一定量的液化石油气试样，使其进入维持在约600℃的氮气流中，经石英管喷嘴流出进入900℃的氧气流中燃烧，使试样中的硫化物转变成二氧化硫，并随气流进入滴定池，与三碘离子反应。
由于三碘离子的消耗，使指示电极对产生一个偏差信号输入库仑仪。
库仑仪根据其信号大小控制电解电流，以补充所消耗的三碘离子。
用产生三碘离子所消耗的总电量来确定进入滴定池中二氧化硫的量。
通过标样校正后，即可算出试样中总硫含量。
在滴定池中发生的化学反应：I-3+SO2+H2O→SO3+3I-+2H+电解产生三碘离子的电极反应：3I-→I3-+2e-三、仪器1.库仑仪能测量指示参比电极对之间的电位差，具有抵消这个电位差的偏置电压。
有可以调节的放大控制系统，放大此电位差。
液化石油气中硫含量的测定
表 1 仪器操作条件
炉温，℃ 裂解氧气流量，ml/min 入口载气流量，ml/min 入口氧气流量，ml/min
二次燃烧时间，s 进样系统恒定温度，℃
进样速度，ml/min
1050 100 100 20 60 65 40
将液化石油气采样钢瓶固定在进样器支架上，进样 器一端与采样钢瓶瓶口阀门相连，将阀门置于放空位 置，调节流量阀至表 1 要求的速度，控制采样阀门置于 采样位置，让液化石油气流过定量管 30s~60s，最后将阀 门置于进样位置，即可以开始进样分析。
图 2 维修后的机组频谱图
（上接第 68 页）
5 结论
综上所述，紫外荧光法测定液化石油气中的硫含 量，具有速度快、操作简单便捷，对试验操作要求低；检 测数据可靠，重现性高、精确性好，准确度和精密度均能 满足检验的标准要求。
参考文献
[1]GB 11174-2011 液化石油气[s]. [2]SH/T 0222-1992(2004) 液化石油气总硫含量测定法(电 量法)[s].
【关键词】 液化石油气 硫 紫外荧光 【DOI 编码】 10.3969/j.issn.1674-4977.2017.04.001
1 前言
2 实验原理
液化石油气是一种 C3、C4 混合物，作为清洁能源及 石油化工深加工的基本原料广泛应用于人们生活及石 油化工领域，用量十分可观。近年来，大气污染问题一 直是全社会最关心的问题，而硫燃烧后生成二氧化硫、 三氧化硫，作为大气污染物之一，更加的被人们重视。 在全球所面临的节能减排和生态保护等方面的要求下， 硫含量的检测是十分必要和重要的。
液化石油气的标准为 GB 11174-2011《液化石油 气》，该标准中规定总硫含量的检测方法为 SH/T 02221992（2004）《液化石油气总硫含量测定法（电量法）》，而 本文研究的试验方法为 SH/T 0689-2000《轻质烃及发 动机燃料和其他油品总硫含量测定法（紫外荧光法）》， 此方法为汽油中硫含量测定的仲裁法，将紫外荧光定硫 仪加装液化石油气进样器，进行对液化石油气中硫含量 的检测，并分析该方法的检验原理、检出限、试验设备、 操作条件、检测结果等要素。
液化石油气中硫醇硫含量
甘肃蓝科石化高新装备股份有限公司专有技术分析方法液化石油气中硫醇硫含量的分析方法文件编号LPI-FXF-05 版本/修改A/0 第1页共2页1 主要内容及适应范围本标准适用于测定液态烃脱硫醇装置原料气，精制气等气体中的硫醇性硫含量。
2 方法概要用30%KOH洗手液吸收试样中的硫化物，用电位滴定测定硫醇硫，然后置换出气体中的硫醇性硫含量，以mg/m3表示。
硫化氢高时对本方法有干扰。
3 仪器3.1 气体吸收瓶50ml3.2 湿式气体流量计。
3.3 液化气采样器或现场取样装置。
3.4 电位滴定仪3.5 211型玻璃电极。
3.6 216型银电极4 试剂和材料4.1 氢氧化钾：分析纯，配成30%(m/m)KOH水溶液4.2 氨水：分析纯，取20ml氨水稀释致100ml，配成5%(v/v)氨水溶液。
4.3 氢氧化钠：分析纯，配成4%(m/m)NaOH水溶液。
4.4 硝酸银，分析纯，配成[C(AgNO3)=0.01mol/L]AgNO3 标准溶液。
5 试验步骤5.1 于三个气体吸收瓶中准确加入25ml30%KOH溶液，让预测定气体通过吸收液，控制气体流速不大于500ml/min，以湿式流量计计量，同时记录环境温度和大气压力，气体取样量可参见下表：RSHmg/m3 小于50 50-100 100-1000 大于1000取样量L 10以上10 10-2 25.2 吸收完毕，摇匀吸收液，立即按碱液中硫醇钠含量测定法测其硫醇钠含量(但不按硫醇钠公式计算)。
为提高精确度，临近滴定终点时，每添加0.02mlAgNO3溶液，记一次稳定后的电位读数，电位的突跃点即为滴定终点。
5.3 注意事项5.3.1 液态烃中各单位硫醇分布不均，一般都分布在重组分内，故液态烃的取样问题是本方法的关键。
5.3.1.1 不准用球胆取样，需要液化气钢瓶取样；5.3.1.2 不准用铜制品接触气体；5.3.1.3 液态烃气化温度应控制在38-48℃为宜。
气相色谱法检测液化石油气中总硫和形态硫含量研究
气相色谱法检测液化石油气中总硫和形态硫含量研究通过气相色谱法，对色谱条件进行优化，可以准确方便地检测液化气中硫化物的含量。
本文主要介绍了一款带有火焰光度检测器的气相色谱仪，即西化院的GC-2000S，此仪器利用测定液化气中硫质量浓度的原理，定性和定量方法，合理的操作条件，测定炼厂液化气和正常实验过程中的硫质量浓度，得出最终的测量结果。
标签：西化院的GC-2000S；分析世界上所存在的硫的形态是多种多样的，比较常见的有硫醚、硫醇等有机硫和无机硫，形态不同的硫对生产的影响也是有差异的，硫的定量和定性对石化企业生产制造的意义相当重大。
本文中阐述了硫浓度测定的影响因素，便于让我们更仔细的了解。
有这些方法只能得出总硫的质量浓度，最终都不能确切得知样品中硫的质量浓度和其存在形式。
为了解决此类问题，本文着重介绍西化院的GC-2000S，用气相色谱法，以火焰光度检测器定性气体样品中的形态硫，并且精确地定量各形态硫质量浓度。
1 实验部分1.1 技术原理被分析的气体样品经色柱谱的分离后用选择性检测器，即火焰光度检测器（FPD），这是一种对硫化物有高度选择性和灵敏性检测器。
硫化物在富氢火焰中燃烧裂解生成一定数量的硫分子，除去其它波长，用光电倍增管把光信号转化成电信号并加以放大，然后经微机处理数据并打印结果。
1.2 仪器和操作条件来源：西化院的GC-2000S由西南化工研究设计院有限公司生產。
色柱谱：柱一，柱长3m，GDX301；柱二，柱长1.5m，担体为白色。
检测器：FPD（火焰光度检测器）。
操作条件：标样源温度，40℃；标样源载气流速，21.5ml/min；标样源渗透率，19ng/min；载气，氮气，0.06MPa；燃气，氢气，0.04MPa；空气，0.04MPa.1.3 硫化物的定量测定1.3.1 校正系数的测量根据西化院的GC-2000S专用的标样源，在合理的条件下进行精细地操作，最终得出校正系数。
操作方法介绍：①设计一个既定的温度，在规定温度的条件下进行详细的实验操作。
微库伦分析液化石油气中硫含量
的, 如果是很慢的搅拌速度, 难以及时扩散掉电解生成的碘,
不能有效控制滴定终点, 导致测定结果过低, 更对下一个样品
测定造成影响。 倘若太快的搅拌速度, 会将搅拌子弹起造成电
极片损坏。 由此, 最佳的搅拌速度是观察电解液的轻旋涡产生
为宜 [3] 。
3. 6 准确度测定
氧气每分钟 200 mL, 完全符合测定要求, 其转化过程也完全是
良性的过程。
3. 2 滴定池的影响因素分析
微库仑滴定系统的核心机构就是滴定池, 良好的滴定池环
境是确保试验效果的关键因素。 一旦滴定池内的微孔毛细血管
发生堵塞, 会造成气流的持续下降, 如果不及时进行清洗, 就
会严重降低测试结果。 对滴定池的清洗方式: 采用新鲜洗液对
度和养分压的函数。 在恒温的环境里, 氮分压升高, 氧分压就
会降低, 而 SO2 的收率就会提高, 不过, 如果氧分压过低也容
易发生因不完全燃烧造成的干扰, 而产生偏低的结果, 还能形
成出峰拖尾的问题。 本文在三组分压不同的氮气和氧气环境
里, 转化率地实验采用三种浓度不同的硫样品, 得出的数据表
明: 氮气分压每分钟流速为 250 ~ 350 mL, 氧气分压为每分钟
石英管经过长时间使用积炭和腐蚀斑会在管内壁形成, 管
内壁变得粗糙, 会把硫吸附在上面, 导致硫含量少的样品测定
不准以及转化率降低的问题。 处理措施: (1) 石英管务必在仪
器进行使用前在加热炉中抽出, 首先采用自来水清洗干净内
壁, 将内壁清洗干净, 之后二次利用蒸馏水冲洗一遍, 完全干
燥后再装入加热炉中使用; (2) 每次试验完成后反接氧气管与
紫外荧光法测试液化石油气中总硫含量分析技术的研究
紫外荧光法测试液化石油气中总硫含量分析技术的研究摘要：液化石油气是一种高效清洁的优质能源，广泛应用于工业原料、工业和民用燃料，以及汽车燃料等，其质量的好坏直接影响消费者的利益，当前，国家标准GB11174-2011《液化石油气》中规定总硫含量的检测探讨主要是SH/T0222《液化石油气总硫含量测定法（电量法）》，液化石油气含硫量超标是影响产品质量的主要问题之一。
基于此，本文主要对紫外荧光法测试液化石油气中总硫含量分析技术进行分析探讨。
关键词：紫外荧光法；液化石油气测试；总硫含量；分析技术前言硫含量过高的液化石油气在空气中燃烧时会产生较多的SO2，而SO2是一种刺激性很强对人体呼吸道有害的物质，不仅会污染环境，还会对人体产生危害，所以如何准确地测定液化石油气中的总硫含量具有重要意义。
本文拟采用一种新的方法——紫外荧光法测定气态和液态液化石油气中总硫含量，以满足国家标准液化石油气和车用液化石油气中总硫含量的分析。
1、紫外荧光法测定硫含量原理将试样直接注入裂解管中，由进样器将试样送至高温燃烧管，在富氧条件中，硫的化合物被氧化为SO2；试样燃烧生成的气体在除去水后被紫外光照射，SO2吸收紫外光的能量转变为激发态的SO2*，当激发态的SO2返回到稳定态的SO2时发射荧光，并由光电倍增管按特定波长检测而接收，发射的荧光对硫元素来讲完全是特定的波长并且与样品中的硫含量成正比关系。
再经为电流放大器放大，计算和数据处理，即可转换为与光强度成正比的电信号，由所得信号值计算出试样的硫含量。
2、实验部分2.1仪器设备苏州埃兰分析仪器有限公司生产的Elab9100SN，包括主机（数据采集、控制系统）气体进样器、液体进样器、汽化装置。
2.2试剂与材料（1）载气高纯Ar，纯度≥99.999%，含水量≤3×10-6；纯O2，纯度≥99.995%，含水量≤3×10-6。
（2）校准用标准物质标准气体由H2S或羰基硫配制，平衡气为N2。
液化石油气中硫含量的测定
液化石油气中硫含量的测定作者：韩杨杨义来源：《品牌与标准化》2017年第04期【摘要】本文通过分析紫外荧光法的检验原理、试验设备、操作条件、检测结果等要素，得出紫外荧光法测得液化石油气中硫含量，能够快速、准确的得到满意的测量结果，而且操作简洁、检测数据稳定。
【关键词】液化石油气硫紫外荧光【DOI编码】 10.3969/j.issn.1674-4977.2017.04.0011 前言液化石油气是一种C3、C4混合物，作为清洁能源及石油化工深加工的基本原料广泛应用于人们生活及石油化工领域，用量十分可观。
近年来，大气污染问题一直是全社会最关心的问题，而硫燃烧后生成二氧化硫、三氧化硫，作为大气污染物之一，更加的被人们重视。
在全球所面临的节能减排和生态保护等方面的要求下，硫含量的检测是十分必要和重要的。
液化石油气的标准为GB 11174-2011《液化石油气》，该标准中规定总硫含量的检测方法为SH/T 0222-1992（2004）《液化石油气总硫含量测定法（电量法）》，而本文研究的试验方法为SH/T 0689-2000《轻质烃及发动机燃料和其他油品总硫含量测定法（紫外荧光法）》，此方法为汽油中硫含量测定的仲裁法，将紫外荧光定硫仪加装液化石油气进样器，进行对液化石油气中硫含量的检测，并分析该方法的检验原理、检出限、试验设备、操作条件、检测结果等要素。
2 实验原理液化石油气液体样品由载气送至高温燃烧管，在富氧条件中，硫被氧化成二氧化硫，试样燃烧生成的气体在除去水后被紫外光照射，二氧化硫吸收紫外光的能力转变为激发态的二氧化硫，当激发态的二氧化硫返回到稳定态的二氧化硫时发射荧光，并由光电倍增管检测，由所得信号值计算出试样的硫含量。
测量范围：1.0mg/kg～8000mg/kg。
3 设备及操作条件（1）检验所需设备：紫外荧光定硫仪EA5000、液化石油气综合进样系统GSS/LPG、不锈钢采样钢瓶（液化石油气专用）、不锈钢连接管。
液化石油气中总硫分析的探索
液化石油气中总硫分析的探索作者：孙志伟来源：《硅谷》2014年第14期摘要文章主要分析影响液化石油气总硫分析的几种因素，重点是含硫杂质对液化石油气总硫分析的影响，并对用注射器取液化石油气管中气体、液体和液化石油气管中液体导入气袋后全部气化的三种样品的总硫数据进行了对比，对其重复性进行了考察。
关键词液化石油气；总硫；杂质中图分类号：TQ203 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）14-0045-03液化石油气中硫化物分为无机硫和有机硫两大类。
其中大部分为无机硫，基本以硫化氢形式存在。
有机硫的含量很少，基本为硫醇等小分子硫化物。
石化公司的车间脱硫基本工艺过程为：先用一定浓度的胺液脱除无机硫，即硫化氢，然后用碱液脱除有机硫和剩余的无机硫，最后水洗洗去液化石油气中携带的胺液及碱液，以净化液化石油气。
在整个脱硫过程中，胺洗后液化石油气、碱洗后液化石油气、水洗后液化石油气有可能携带有少量含硫的胺液或碱液或水等杂质。
这些物质能在测定总硫的微库仑分析仪中产生一定的信号，会使液化石油气总硫测定结果偏高。
所以，在分析液化石油气总硫时，既要考虑样品的代表性，又要考虑消除含硫的胺液、碱液、水等杂质对分析结果带来的影响，提高样品分析数据的准确度，更好地服务于为石化公司生产。
1 方法概要由表2可知：车间使用的贫液中氮元素含量远低于10%，不会对本方法测硫产生影响。
由总硫与硫化氢对比分析，可推测使总硫分析仪产生信号的元素应为硫元素。
如果液化石油气中含有少量的含有硫元素的胺液或碱液，对其测定结果会带来很大的影响。
所以在分析中应避免含硫胺液、碱液对其带来的影响，不应取液态烃管中的液体（因为液态烃管中有时有在常温、常压下不气化的含硫液体），以免含硫胺液、碱液影响分析结果。
2）不同进样器对硫分析结果的影响，见表3。
由表3可知：分析球胆中样品（以气体形式进入进样器），两种进样器分析结果相差不大，分析液化石油气管中样品（以液体形式进入进样器），两种分析结果相差很大。
对液化石油气总硫含量测定标准的探讨
４ ０
５ ０
６ ０ ９ ６ ． ２
７ ０
８ Ｏ
９ ０
汽化阶段温度 转化率％
４ ０ ０ ５ ０ ０ ６ ０ ０ ７ ｏ ０ ８ ０ ０ ８ ５ ０ ７ ６ ． ２ ９ ３ ． ３ ９ ５ ． ６ ９ ６ ０ ９ ８ ２ ９ ９ ． ０
实验分 析
中 国 化 工 贸 易 Ｃｈ ｉ ｎ ａ Ｃｈ ｅ ｍｉ ｃ ａ ｌ Ｔ ｒ ａ ｄ ｅ
瓣 第 ４瓤 ２ ０ １ ３年 ４ Ａ
对液 化石 油气 总硫 含量 测定 标 准 的探讨
李 坚 谢路斯 柯琼贤
（ 广 东省茂名 市质量计 量监督检 测所 。广东茂名 ５ ２ ５ ０ ０ ０ ）
转Ｉ 峰肜
９ ３ 蝎３ ９ ８ ９ ７ ． ２ ９ Ｅ ｌ ０ ９ ５ 【 慨 艉 艉 好 好 较 较 太 尖、 车 嫜 尖、
测 定 实验 测 定所 需 相关 仪 器 ：ＷＫ 一 ２ Ｂ微 库仑 分析 仪 。测 定所 需相 关仪 器 材料 ： 氮气 （ 纯度 高 于 ９ ９ ％） 、氧 气 （ 纯 度高 于 ９ ９ ％） 、蒸 馏 水 ；试 剂 ：冰乙 酸 、分 析纯 、碘化 钾 、优纯 、碘 、分 析纯 、环 已烷 、异 辛烷 或精 制油等 。测定 实验采 用的方法 ：按所规 定的试验 方法进 测定操 作 ， 但不 同的是实 验过程 中要 分别 改变 试样 汽化 的温 度 、试样 的流速 、燃 气 的流速 、载气 的流 速 、裂解 炉汽化 段 的温 度 、燃 烧段 的温 度 、稳 定 段 的温度等 操作条件 以对其 进行影 响加 以判断 。
４ 载气 的流速 在实 验 的检测 过程 中 ，其载气 （ Ｎ ２ ） 是 将裂 解管 内的 试样带 入 滴定 池 ，其作 用 是一种 载体 。本文 仅仅 研究 的是 载气 流速变 化硫 转化 率 与 记录峰形 作 用。观察 的 是载气 流速 的改 变 ，对 硫转 化 率以及 峰形 的影 响情况 ，实验测 定数据变化 见表 ４ 。 表 ４ 载气 的流速 改变对硫转 化率 以及峰形 的影响情 况一览表
石油液化气标准
目前，我国液化石油气质量标准GB11174-1997的具体内容为：项目质量指标检测方法SH/T0221 密度(15℃，kg/m3) 实测蒸气压(37.8℃GB/T6602 Kpa) ≤1380C5及C5以上组≤3.0 SH/T0230%(v/v) 份，SY/T7509蒸发残留物0.05(mL∕100mL)SH/T0232 ≤1铜片腐蚀等SH/T0222 ≤343总硫含量(mg∕m3目游离水实际应用中，密度和蒸气压是最便于检测的参数，由于该标准没有规定具体的密度值，我单位依据多年液化石油气入库检测经验及北方各大炼厂的油品质量状况，规定了液化石油气的入库检测密度标准。
低于这一标准时，C5以上组份含量及蒸发残留物一般符合国家标准，直接入库；高于这一标准时，则须按照SH/T0230 方法进行色谱分析。
2007年6月，我单位接收了两批液化石油气，检测合格入库。
该油品分装后实际使用时，火苗却只有原来的1/2~1/3，用户反映强烈并退货。
当时的密度检测值为0.62kg/m3，色谱分析液化石油气的主要成份为：表1 两批遭用户退货液化石油气的主要成份与标准进行对照，就会发现这两批油品虽然密度较大，但组份含量却是符合要求的。
符合国标的产品不能满足用户的需求，问题出在哪里呢？二、原因分析为找出符合国标的液化石油气不能满足用户需求的原因，我们查找了一些资料，如几种主要成份的化学性质、燃烧特性等。
但因资料来源和笔者学识所限，未能找到影响用户使用的确切原因，只能从几种主要成份已掌握的物化性质进行一些表面分析。
首先是饱和蒸气压，当液态液化石油气储存在密闭容器内时，只要容器上部还留有空间，这部分空间就会被气态液化石油气充满。
当容器上部．气液两相处于动态平衡时，所测出的气相空间的压力，就是当时条件下该液化石油气的饱和蒸气压。
众所周知，液化石油气的饱和蒸气压与容器的大小及液量无关，仅取决于成份及温度。
几种液化石油气主要组份的饱和蒸气压如下：表2 几种液化石油气组份的饱和蒸气压20 0.816 0.972 0.201 0.288 0.247 0.175 0.193 0.25030 1.058 1.254 0.274 0.386 0.336 0.242 0.265 0.338由表中数据可以看出，不仅C3组份饱和蒸气压与C4相差较大，同一类物质的同分异构体间蒸气压也有较大差异。
液化石油气检测报告详解
液化石油气检测报告详解目前，对液化石油气的检测采用国家强制标准GH11174《液化石油气》，所检测项目包括密度、蒸气压、组分、残留物、铜片腐蚀、总硫含量和游离水等七项。
1.标准中没有对密度规定具体的质量指标，只是在检测报告中列出试验结果，不能进行合格与否的判定。
其具体试验方法按标准SH/T0221《液化石油气密度或相对密度测定法》，有15℃或20℃两种，在结果中应注明具体的密度单位和试验温度。
本标准与国际标准IS03993《液化石油气和轻质烃密度或相对密度测定法(压力密度计法)》基本相同，在IS03993中，规定试验温度还可以为60华氏度。
2.蒸气压是指液体的蒸气与液体处于平衡状态时所产生的压力。
它作为一项安全指标，保证产品的安全处置，对运输容器、贮存容器及用户使用设备有重要意义。
其质量指标要求不大于1380kPa，试验方法按标准GB6602《液化石油气蒸气压侧定法》。
3.组分的测定在液化气的测定中是一个重要的项目，通过它可以校验其它项目，同时也是炼油厂的重要参考指标。
按照标准SHlT0230《液化石油气组分测定法》或GB 10410.3《液化石油气组分气相色谱分析法》检测，两者具体方法相同，不再重复，在此主要谈谈对标准中的几点不同看法。
1） SH/T0230和GB 10410.3均采用气化试样进样方法，见图1.该系统存在一定的缺陷，通常通过流量调节阀来控制管路中的流量，由于液化气的压力较大，要达到标准中规定的流量(5～l00mL/min)，只有将流量调节阀打开少许，在此存在气化现象，又由于液化气中各组分气化能力的不同，C2、C3轻组分有一部分先气化，相对难气化的C4、C5进入后面管路的比例会减少，所以测得的组分与液相成分会有一定差异。
在试验中，将流量调节阀置于六通阀之后，同时将水浴装置去除，而改为在六通阀和色谱柱之间加热气化。
这样保证了通过六通阀的是与原液相成分相同的液体，保证了结果的真实性，将气化装置置于六通阀和色谱柱之间。
液化石油气脱硫技术的研究张永胜1
液化石油气脱硫技术的研究张永胜1发布时间：2021-10-14T07:47:23.678Z 来源：《防护工程》2021年18期作者：张永胜1 李燕灵2 蒋毅3 [导读] 我国的原油进口量正在逐年递增，但是大多数都是高硫原油，导致重质化原油一天比一天严重，而含硫化合物因为自身的危险性，人们必须重视起来。
1 玉门油田炼油化工总厂气分MTBE车间甘肃省玉门市 7350002 玉门油田炼油化工总厂组织人事科甘肃省玉门市 7350003 玉门油田炼油化工总厂安全环保科甘肃省玉门市 735000摘要：随着我国经济的不断发展，对于环保也越来重视，而液化石油气中所具备的含硫化合物就是一种相当危害环境的种类，所以怎么降低含硫量是目前我国的研究重点和思考重点。
本文对当前主要的几种脱硫技术进行优缺点的探讨、工艺的探讨以及原理的探讨。
关键词：脱硫技术；液化石油气；技术研究我国的原油进口量正在逐年递增，但是大多数都是高硫原油，导致重质化原油一天比一天严重，而含硫化合物因为自身的危险性，人们必须重视起来。
一、含硫化合物的危害（1）加工设备被腐蚀原油在精制和加工过程中，一旦含硫化合物含量过高，直接造成设备的腐蚀以及催化硫的中毒现象，活性硫化物主要分为露点低温烟气腐蚀和清油低温腐蚀两种，它与金属可以直接起反应，而原油加工设备是金属，所以直接大面积腐蚀设备。
露点低温烟气腐蚀是通过燃料加热炉燃烧而形成的二氧化硫被氧气直接氧化为三氧化硫，凝结水与烟气露点位置被三氧化硫形成硫酸，更进一步加剧对设备的腐蚀，这种腐蚀经常发生于预热器风道、弯头箱、预热器冷风口和对流段炉管等。
清油低温腐蚀是通过周边环境中硫化氢和水蒸气进行的，当减压塔顶冷却冷凝装置系统的问题小于200度，碳钢设备会出现硫化氢腐蚀开裂、均匀的点蚀以及均匀的腐蚀。
一些非活性硫化物具有较差的热稳定性，容易造成设备腐蚀，而原油加工设备是需要连续、长期运行的，是一个危害性巨大的隐患。
（2）影响石油质量和品质原油脱硫一旦结果不彻底，可以直接影响石油品质和石油质量，硫化合物容易出现成胶反应，尤其是硫醇对成胶反应更敏感，这就造成石油胶质现象的出现，如果含硫化合物总含量超过标准，就必须对石油进行二次加工甚至更深层次的加工，不仅成本极高，还浪费时间。
液化石油气加臭标准
液化石油气加臭标准液化石油气（Liquefied Petroleum Gas，LPG）是一种以液态形式储存和运输的燃气。
为了确保液化石油气的质量和安全使用，各国都制定了相应的加臭标准。
加臭是指在液化石油气中添加一种特殊的化学物质，使其具有特殊的气味，以便能够及时发现泄漏和泄露。
一般来说，液化石油气本身是无色无味的，如果没有加臭剂，就很难察觉到其存在，一旦发生泄漏，可能会造成安全事故。
各国对液化石油气的加臭标准有所不同，但总体上都要求加臭剂的添加量和气味的特征符合一定的要求。
加臭剂一般采用硫化氢、甲硫醇等具有刺激性气味的物质，其添加量在国际标准中一般控制在0.3-0.5克/立方米之间。
此外，加臭剂还应具有一定的稳定性，不易挥发和分解。
液化石油气加臭标准的制定主要考虑以下几个方面。
首先是安全方面的考虑，通过加臭使得泄漏时能够及时发现，从而采取相应的措施防止事故的发生。
其次是环境方面的考虑，加臭剂的选择应尽量避免对环境产生不良影响。
此外，加臭剂还应具有一定的稳定性和耐久性，以确保其在长期储存和使用过程中的有效性。
在液化石油气的生产和销售过程中，必须严格遵守加臭标准，以确保液化石油气的质量和安全。
生产企业应对加臭剂的添加量和质量进行监控和检测，以确保其符合标准要求。
销售企业应对液化石油气的加臭效果进行检测，确保加臭剂的浓度和气味符合标准要求。
同时，用户在使用液化石油气时也要注意检查和维护相关设备，及时修复泄漏问题，确保使用安全。
液化石油气加臭标准的制定和执行对于保障公众的人身安全和财产安全具有重要意义。
通过严格执行加臭标准，可以有效预防和减少液化石油气泄漏事故的发生，保护人们的生命和财产安全。
因此，各国应加强对液化石油气加臭标准的监管和执行，提高公众的安全意识，确保液化石油气的安全使用。
液化石油气加臭标准的制定和执行对于保障液化石油气的质量和安全使用至关重要。
通过加臭剂的添加，使液化石油气具有特殊的气味，能够及时发现泄漏和泄露，防止事故的发生。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
甘肃蓝科石化高新装备股份有限公司专有技术分析方法
液化石油气中硫醇硫含量的分析方法
文件编号LPI-FXF-05 版本/修改A/0 第1页共2页
1 主要内容及适应范围
本标准适用于测定液态烃脱硫醇装置原料气，精制气等气体中的硫醇性硫含量。
2 方法概要
用30%KOH洗手液吸收试样中的硫化物，用电位滴定测定硫醇硫，然后置换出气体中的硫醇性硫含量，以mg/m3表示。
硫化氢高时对本方法有干扰。
3 仪器
3.1 气体吸收瓶50ml
3.2 湿式气体流量计。
3.3 液化气采样器或现场取样装置。
3.4 电位滴定仪
3.5 211型玻璃电极。
3.6 216型银电极
4 试剂和材料
4.1 氢氧化钾：分析纯，配成30%(m/m)KOH水溶液
4.2 氨水：分析纯，取20ml氨水稀释致100ml，配成5%(v/v)氨水溶液。
4.3 氢氧化钠：分析纯，配成4%(m/m)NaOH水溶液。
4.4 硝酸银，分析纯，配成[C(AgNO3)=0.01mol/L]AgNO3 标准溶液。
5 试验步骤
5.1 于三个气体吸收瓶中准确加入25ml30%KOH溶液，让预测定气体通过吸收液，控制气体流速不大于500ml/min，以湿式流量计计量，同时记录环境温度和大气压力，气体取样量可参见下表：
RSHmg/m3 小于50 50-100 100-1000 大于1000
取样量L 10以上10 10-2 2
5.2 吸收完毕，摇匀吸收液，立即按碱液中硫醇钠含量测定法测其硫醇钠含量(但不按硫醇钠公式计算)。
为提高精确度，临近滴定终点时，每添加0.02mlAgNO3溶液，记一次稳定后的电位读数，电位的突跃点即为滴定终点。
5.3 注意事项
5.3.1 液态烃中各单位硫醇分布不均，一般都分布在重组分内，故液态烃的取样问题是本方法的关键。
5.3.1.1 不准用球胆取样，需要液化气钢瓶取样；
5.3.1.2 不准用铜制品接触气体；
5.3.1.3 液态烃气化温度应控制在38-48℃为宜。
6 计算
气体中硫醇性硫x含量按下式进行计算：
式中：X-气体中硫醇性硫X，mg/m3
C1-AgNO3标准溶液的浓度（mol/L）；
V1-AgNO3标准溶液的消耗数（ml）；
V2-吸收液总体积（ml）
V0-气体吸取量（L）；
K- 气体温度压力校正系数；
V3-电位滴定用吸收液体积（ml）；
0.032-与1ml硝酸银标准溶液[C(AgNO3)=1.000mol/L]相当的克数表示的硫醇中硫的质量。
7 精密度
7.1 重复性
同一操作者重复测定两个结果之差不应超过下列数值：
硫醇性硫含量mg/m3重复性mg/ m3
<20 不大于较小结果2%
≥20 不大于较小结果10%
7.2 再现性
无
8 报告
取单样分析结果作为试样硫醇性硫测定结果
甘肃蓝科石化高新装备股份有限公司专有技术分析方法
碱液中硫化物和硫醇类硫含量的分析方法
1 主题内容和适用范围
甘肃蓝科石化高新装备股份有限公司推荐采用此方法，以分析碱溶液中硫化物和醇类硫的含量。
通常，它是用于硫化物含量以硫计为5到12500ppm 、硫醇含量以硫计5至25000ppm 的范围。
2 引用标准
GB 1792-1988馏分燃料中硫醇硫测定法（电位滴定法）
3 方法概要
本方法系将碱液用硝酸银标准溶液进行电位滴定，用玻璃参比电极和银-硫化银指示电极之间的电位突跃指示滴定终点。
在滴定过程中，硫化物和硫醇硫分别沉淀为硫化银和硫醇银。
4 仪器
4.1 pH 计
需要一台可以连续读数的电子伏特计，其灵敏度在大于1V 的范围内为±2mV 。
此仪器应予以屏蔽，且屏蔽罩应接地。
4.2 电极
4.2.1 推荐使用具有银（Ag ）-AgCl 内芯的较结实的玻璃参照电极。
4.2.2 应该使用在端部镀有均匀Ag2S 镀层的银条指示电极。
注意：正确的准备、保养及使用pH 计以及电极系统，对于取得精确的结果是至关重要的。
所以推荐使用的电极，是炼油厂分析汽油中硫醇和硫化物含量时经常采用的。
同样的电极也可以用于碱废液分析。
4.3 滴定管、吸管、磁性搅拌器
需要使用干净的50ml 滴定管、吸管和玻璃器皿。
磁性搅拌器是必要的。
4.4 滴定溶剂
添加了4到8滴浓缩氢氧化钠的蒸馏水或脱离子水。
4.5 滴定剂
4.5.1 0.1N 标准硝酸银溶液（AgNO3），用于杂志浓度高（701-25000ppm ）的情况。
将16.90克AgNO3试剂溶于500毫升蒸馏水中。
再用蒸馏水稀释至1升。
4.5.2 0.01N 标准硝酸银溶液（AgNO3），用于杂志浓度低（5-700ppm ）的情况。
将1.69克AgNO3试剂溶于500毫升蒸馏水中。
再用蒸馏水稀释至1升。
精确的标定滴定溶液至关重要。
可以使用下列的碘化钾溶液或任何适当的标准溶液。
标准溶液应一式三份。
4.6 标定
当对0.01N 硝酸银进行标定时，使用碘化钾0.033克。
而对于0.1N 硝酸银，则使用硝酸银0.33克。
在这两种情况下，将使用大约20毫升的硝酸银滴定剂。
精确的称出适量的碘化钾，精确到0.0001克，分别放入三个200毫升高型烧杯中。
记录每个烧杯中碘化钾的质量。
用少量蒸馏水或脱离子水溶解，然后用滴定溶剂稀释到100毫升。
用硝酸银滴定剂滴定上述溶液，并绘制出毫伏数与滴定剂体积的关系曲线。
根据曲线显示的滴定终点，使用下列方程式来计算滴定剂当量：
N=66.10x ml AgNO g KI 3）滴定剂的体积，（）
的质量（
对此三个标定结果取平均值，并以此平均值作为当量。
5 步骤
5.1秤出样品的重量并倒入200毫升的高型烧杯中，记录其重量为W ，精确到0.01克， 对于在引言中指出的大致浓度，并假设使用50毫升的滴定管，那么样品的重量应是5到60克，随浓度不同而已。
在开始时可能有必要采用试差法，以选择一个适当的量。
通常10克是一个好的起点。
当硫醇类硫的数量级高于硫化物形式的硫时，可能需要两份不同的样品。
5.2 将85毫升蒸馏水或脱离子水加入样品中，然后加入4到8滴氢氧化钠溶液。
5.3 使用以下指出的两种检测方法之一，滴定至第一个电势突跃点，记录滴定剂体积（V1）。
重新调到滴定管的零点，滴定至第二个电势突跃点，记录此体积（V2）。
注意：如果只存在硫化物或硫醇，你将只得到一个突跃点，可使用相应的方程式计算浓度。
6 计算
硫化物，ppm=
W 16000xNx 1V 硫醇硫，ppm=W 32000
xNx 2V
注意：V2是在以检测到硫化物突跃点之后，在检测硫醇突跃点所消耗的滴定剂体积。
也就是说V2不包括V1。
7 电势突跃点检测
找出两个滴定终点最精确的方法，是绘出电势（mV ）与滴定剂体积的关系曲线。
确定终点的读数是与斜率最大值相对应的点。
此方法应总是用于在3步骤中所述的标定步骤中。
采用自动点位滴定仪。
其中许多具有微分模式，可绘出mV 与ml 关系曲线的斜率。
在这些设备上，作为微分曲线的峰点，滴定终点将很容易被检测到。