天然气处理厂脱硫、脱碳及硫磺回收分析评价方法第1部分：天然气处理厂气体及溶液分析方法(征求意见稿)
天然气脱硫脱碳工艺综述
天然气脱硫脱碳工艺综述
天然气脱硫脱碳工艺是一种非常重要的技术，它可以有效地降低天然气中的硫和碳含量，从而提高其利用价值，保护环境和人类健康。
本文将综述天然气脱硫脱碳工艺的相关
知识，并对其发展现状和未来趋势进行分析。
1. 天然气脱硫脱碳工艺的意义
天然气是一种清洁高效的能源资源，然而其含硫和碳的高含量却对环境和健康造成了
严重污染和危害。
硫和碳元素会在燃烧过程中产生二氧化硫和二氧化碳等有害气体，对大
气造成污染，对人体健康产生危害。
对天然气中的硫和碳元素进行有效的脱除至关重要，
有助于提高天然气的利用价值，保护环境和人类健康。
2. 天然气脱硫脱碳工艺的原理
天然气脱硫脱碳工艺的原理主要是利用化学吸收、物理吸附、化学反应等方法，将天
然气中的硫和碳元素转化成无害物质。
通常采用的方法包括化学吸收法、物理吸附法、化
学反应法等。
化学吸收法是最常用的方法，主要是利用溶液或固体吸收剂吸收天然气中的
硫和碳元素，将其转化为另一种物质，然后通过一系列工艺过程将吸收剂再生和循环使
用。
4. 天然气脱硫脱碳工艺的未来趋势
随着环保意识的增强和技术的不断发展，天然气脱硫脱碳工艺将朝着更加高效、节能、环保的方向发展。
未来的脱硫脱碳技术将更加注重资源综合利用和循环经济，减少资源浪
费和环境污染。
新型吸收剂的研发和应用也将成为未来的发展趋势，以提高脱硫脱碳的效
率和降低成本。
智能化技术的应用也将为天然气脱硫脱碳工艺带来新的发展机遇，提高生
产过程的自动化程度和运行效率。
天然气脱硫脱碳
天然气脱酸性气体
第一节 脱酸气方法
第二节
第三节 第四节
化学吸收法
其他脱酸气方法 脱酸方法选择
我国对管输天然气的质量要求： ①进入输气管道的气体必须清除其中的机械杂质； ②水露点应比输气管道中气体可能达到的最低环境温度 低5℃； ③烃露点应低于或等于输气管道中气体可能达到的最低 环境温度； ④气体中的硫化氢含量不大于20mg/m3。
甲基二乙醇胺(MDEA)的特点：
（1）蒸气压低，挥发性弱，溶剂的蒸发损失小；
（2）甲基二乙醇胺（MDEA）比热低，所需再生热小； （3）腐蚀性低，溶液浓度高，循环量小，再生所需的热负荷低；
（4）具有吸收选择性，对H2S的吸收能力比CO2高；
（5）凝固点低（-14.6℃），适宜在高寒地区使用。
6、热碳酸钾 碳酸钾(K2CO3)与酸气的化学反应
四、胺法及其改进工艺
胺法分常规胺法和选择性胺法。 常规胺法是指可基本上同时脱除H2S及CO2的胺法。目前常规 胺法所使用的醇胺包括一乙醇胺(MEA)、二乙醇胺(DEA)及二甘醇胺 (DGA)。 选择性胺法是指在气体中同时存在H2S与CO2的条件下，几乎完 全脱除H2S而仅吸收部分CO2的胺法。具有选择脱硫能力的甲基二乙 醇胺(MDEA)得到了广泛应用，并取得了良好的经济效益。二异丙醇 胺（DIPA）在低压下也有显著的选择脱除H2S的能力。
高温使胺盐分解放出酸气溶液得到再生 高温水蒸汽
固液杂质
1一入口涤气器；2一吸收塔；3一“甜气”出口分离器；4一循环泵；5一贫胺冷却器；6一闪 蒸罐；7一除固过滤器；8一碳粒过滤器；9-增压泵；10-缓冲罐；1 1一贫／富胺液换热器； 12一再生塔；13一回流冷凝器；14一回流泵；15一重沸器；16一回流罐
天然气脱硫工艺技术课件(PDF 36页)
DGA
60
3.5
0.25
35.75
180
37,800!
DEA
25
3.47
0.62
35.98
130
27,100
SNPA-DEA 25
1.96
1.1
63.84
130
15,3001
MDEA
35
3.48
0.5
35.92
120
25,100.
K2CO3
30
6.25
0.3
20.02
60
22,500
⑶各种胺法及砜胺法的工艺特点
天然气脱硫工艺技术
天然气脱硫工艺技术 天然气净化的目的是脱除含硫天然气中的 H2S、CO2、水份及其它杂质�如有 机硫等��使净化后的天然气气质符合 GB17820-1999《天然气》国家标准� 并回收酸气中的硫�且使排放的尾气达到 GB16297-1996《大气污染物综合排 放标准》的要求。天然气净化工艺一般包括脱硫、脱水以及硫磺回收和尾气 处理等几个环节。 一、天然气脱硫脱碳 1、按照脱硫脱碳工艺过程本质可将其分为化学反应类、物理分离类、化学物 理类及生化类等。 化学反应类�包括胺法�对不同天然气组成有广泛的适应性�、热钾碱法�宜 用于合成气脱除 CO2�、直接转化法�适用于低 H2S 含量的天然气脱硫�也可 用于处理贫 H2S 酸气�、非再生性方法�适用于天然气潜硫量很低的工况�等。 "物理类�包括物理溶剂法�适用于天然气中酸气分压高且重烃含量低的工况�、 分子筛法�适用于已脱除 H2S 的天然气进一步脱除硫醇 13X 和 5A�、膜分离 法�适用于高酸气浓度的天然气处理�可作为第一步脱硫脱碳措施�与胺法 组合是一种好的安排�、低温分离法�系为 CO2 驱油后的伴生气处理而开发的 工艺�等。 化学物理类�包括化学物理溶剂法�适用于天然气中有机硫需要脱除的工况� 高酸气分压更有利�但重烃含量高时不宜用�等。 生化类�包括生化法�尚待进一步发展�适用于低 H2S 含量的天然气脱硫� 等。
天然气脱硫和脱碳流程
天然气脱硫和脱碳流程下载温馨提示:该文档是我店铺精心编制而成，希望大家下载以后，能够帮助大家解决实际的问题。
文档下载后可定制随意修改，请根据实际需要进行相应的调整和使用，谢谢!并且，本店铺为大家提供各种各样类型的实用资料，如教育随笔、日记赏析、句子摘抄、古诗大全、经典美文、话题作文、工作总结、词语解析、文案摘录、其他资料等等，如想了解不同资料格式和写法，敬请关注!Download tips: This document is carefully compiled by theeditor. I hope that after you download them,they can help yousolve practical problems. The document can be customized andmodified after downloading,please adjust and use it according toactual needs, thank you!In addition, our shop provides you with various types ofpractical materials,such as educational essays, diaryappreciation,sentence excerpts,ancient poems,classic articles,topic composition,work summary,word parsing,copy excerpts,other materials and so on,want to know different data formats andwriting methods,please pay attention!天然气脱硫流程。
1. 预处理，去除天然气中的杂质，如水、油、颗粒物等。
天然气脱硫脱碳工艺综述
天然气脱硫脱碳工艺综述
天然气脱硫技术主要分为物理吸收法、化学吸收法、氧化还原法、膜分离法、氧化法等多种方法。
物理吸收法是利用溶液对二氧化硫进行吸收，利用温度、压力等条件控制反应过程。
该方法具有高度的可靠性和灵活性，抗污染性能好，但运行成本较高。
化学吸收法基于液相中酸性氧化剂的特性，通过萃取和还原甲基二硫物质来实现脱硫。
该方法成本较低，但会消耗大量氧化剂，并产生一定量的二氧化碳。
氧化还原法利用还原剂和氧化剂对气相中的二氧化硫进行氧化还原反应，其中还原剂和氧化剂均可以循环利用。
但该方法对环境影响较大，同时生成的化学物质可能对系统运行造成不良影响，需要密切关注。
膜分离法基于膜的分离性能，对天然气中的二氧化碳进行分离。
该方法适用于小规模工业生产，但不适用于大规模生产。
氧化法利用氧化剂对硫化物进行氧化，该方法具有高效、环保，但由于设备投资和运行成本高，目前尚未大规模应用。
其它一些较新的技术包括生物脱硫，利用微生物菌株等方法生物还原有害物质，特别适用于异硫化物的治理；天然气水合物法，通过将天然气水合物与硫物反应，吸收二氧化碳，解决化学吸收法中氧化剂消耗和产生二氧化碳的问题，这些新技术正在不断发展中，前景广阔。
总的来说，在天然气脱硫脱碳技术中，应根据不同的设备、生产规模等情况，结合运行成本、环境污染等因素选择合适的工艺路线。
同时，随着研究的深入，新的技术和方法也在不断涌现，这些技术的应用将更多地推动天然气行业的健康发展。
天然气净化(处理)工艺原理及流程
2）甲基二乙醇胺溶液流程
贫甲基二乙醇胺溶液从吸收塔顶自上而下与原料天然气进行逆向接触，吸收H2S和CO2后变成富液从塔底流出，进入闪蒸塔内降压闪蒸，闪蒸出溶液中的烃类气体和少量的H2S和CO2后，经过滤布过滤器和活性炭过滤器二级过滤后，经过贫富液换热器换热至85℃左右后进入再生塔顶，经加热、降压再生，解析出其中的酸性气体后变成贫液。经贫富液换热器、水冷器换热后，经循环泵加压后循环使用。
2）管道中有液体存在，会降低管线的输送能力。
3）水和其它液体在管道中和天然气中的硫化氢、二氧化碳形成腐蚀液，造成管道内腐蚀，缩短管道的使用寿命，同时增大了爆管的频率。
CH2CH2OH
NH
CH2CH2OH
主反应：
2R2NH+H2S===（R2NH）2S(瞬间反应)
2R2NH+H2O+CO2===（R2NH2）2CO3
副反应：
(R2NH2)2CO3+H2O+CO2===2R2NH2HCO3
2R2NH +CO2===R2NCOONH2R2
（R2NH）2S+H2S===2R2NHHS
MDEA和CO2的反应速率较慢，对H2S有较好的选择吸收性，单一的MDEA溶液较难深度脱除天然气中的CO2,加入DEA可加快溶液与CO2的反应速率，达到深度脱除CO2的目的，使净化气中满足CO2含量＜3%的要求。二乙醇胺（DEA）为仲胺，碱性较强，经过试验筛选，靖边气田净化厂的复合溶液中甲基二乙醇胺溶液一般浓度为40%,二乙醇胺溶液的浓度控制在5%左右
4.2脱硫单元的主要工艺流程
1）天然气流程
从集气区来的原料天然气经过重力分离器和过滤分离器分离出液体和固体杂质后进入脱硫塔底，天然气从下向上与从上而下的MDEA贫液逆流接触，其中的H2S和部分CO2被脱除，从塔底出来的湿净化气在湿净化气分离器中分离出携带的MDEA液滴后进入脱水单元。详细的流程示意图见图2.3。
天然气干法脱硫技术
天然气干法脱硫技术1. 简介天然气是一种重要的能源资源，然而，天然气中常常含有硫化氢等硫化物，这些硫化物对环境和人体健康都有很大的危害。
因此，在天然气的生产和利用过程中，需要进行脱硫处理，以降低其对环境和人体健康的危害。
天然气脱硫技术主要包括湿法脱硫和干法脱硫两种方式。
本文将重点介绍天然气干法脱硫技术。
2. 天然气干法脱硫技术原理天然气干法脱硫技术是利用吸附剂对天然气中的硫化物进行吸附，并通过再生过程将吸附剂中的硫化物去除的一种脱硫技术。
具体的脱硫过程如下：•吸附：将含有硫化物的天然气通过脱硫装置，天然气中的硫化物被吸附剂上的活性位点吸附下来。
吸附剂通常采用金属氧化物或硫化物等材料。
•再生：吸附剂饱和后，进入再生阶段。
通过升温或吹气等手段，将吸附剂上的硫化物脱附下来，使吸附剂重新恢复吸附性能。
•循环：将再生过的吸附剂重新送入吸附阶段，继续对天然气中的硫化物进行吸附。
通过多次循环，可以实现对天然气中硫化物的高效去除。
3. 天然气干法脱硫技术优势相比湿法脱硫技术，天然气干法脱硫技术具有以下优势：•适用范围广：天然气干法脱硫技术可以适用于不同规模和不同硫含量的天然气脱硫，具有很大的灵活性。
•设备简单：天然气干法脱硫技术所需的设备相对简单，投资和运维成本较低。
•脱硫效率高：天然气干法脱硫技术可以实现较高的脱硫效率，大部分硫化物可以被去除。
•废物处理方便：天然气干法脱硫技术产生的废物较少，易于处理和处置。
综上所述，天然气干法脱硫技术在天然气脱硫过程中具有很大的优势和应用前景。
4. 天然气干法脱硫技术的应用案例天然气干法脱硫技术已经在多个国家和地区得到应用。
以下是一些典型的应用案例：案例一：美国天然气干法脱硫项目在美国，天然气干法脱硫技术已广泛应用于天然气加工和利用过程中。
通过采用先进的干法脱硫技术，可以有效减少天然气中的硫化物含量，保护环境和人体健康。
案例二：澳大利亚LNG项目在澳大利亚的一个LNG项目中，天然气干法脱硫技术成功应用于天然气的脱硫处理过程。
天然气脱硫
College of Chemistry & Chemical Engineering,SWPU
16
2.1 醇胺溶剂
Southwest Petroleum University
(2)缺点 与H2S的反应能力不如MEA。 4、二异丙醇胺(DIPA) (1)优点 ①可脱除部分有机硫化物；
②在CO2存在时对H2S吸收有一定选择性； ③腐蚀性小；
一、酸性组分与酸性天然气 (1)酸性组分(acid gas)：天然气中的H2S、CO2和有机 硫化合物，亦称为酸性气体。 (2)酸性天然气(sour gas) ：酸性组分含量超过管输气 或商品气质量要求的天然气 。 (3)洁气(sweet gas)：脱除酸性组分后的净化天然气。 二、酸性组分的危害 1、会造成金属腐蚀；
College of Chemistry & Chemical Engineering,SWPU
6
1 概述
Southwest Petroleum University
3、Direct Conversion Processes直接转化工艺 (1)基本原理 以氧化-还原反应为基础，利用溶液中氧载体的催化作 用，将H2S氧化为硫。 向溶液中鼓入空气，吸收剂得到再生。 (2)代表性方法 改良砷碱法、蒽醌法。 (3)特点 硫容低；集脱硫和硫回收为一体。
Southwest Petroleum University
天然气净化：脱硫、脱水、硫磺回收等
普光气田净化厂
处理原料气H2S含量13%～18%，CO2含 量8%～10%，建设十六个系列的天然气处 理装置及配套工程，每个系列的天然气装置 处理能力为300 ×104m3/d，天然气净化厂 处理能力为4800×104m3/d。。
天然气脱硫脱碳方法——醇胺法
天然气脱硫脱碳方法——醇胺法
醇胺法是目前最常用的天然气脱硫脱碳方法。
据统计，20世纪90年代，美国采用化学溶剂法的脱硫脱碳装置的处理能力约占总处理能力的%72%，其中又绝大多数是采用醇胺法。
20世纪30三乙醇胺是s(TEA)。
因其反应能力和稳定性差已不再采用。
目前，主要采用的是MEA、DEA、DIPA、DGA和MDEA等溶剂。
醇胺法适用于天然气中酸性组分压力低、净化气中酸性组分含量要求低的场合。
由于醇胺法使用的是醇胺水溶液，溶液中含水可使被吸收的重烃降低至最少程度，故非常适用于重烃含量高的天然气脱硫脱碳。
MDEA等醇胺溶液还具有在CO2存在下选择性脱除H2S的能力。
醇胺法的缺点是有些醇胺与COS和CS2的反应是不可逆的，会造成溶剂的化学降解损失，故不宜用于COS和CS2含量高的天然气脱硫脱碳。
醇胺还具有腐蚀性，与天然气中的H2S和CO2等会引起设备腐蚀。
此外，醇胺作为脱硫脱碳溶剂，其富液(即吸收天然气中酸性成分后的溶液)在再生时需要加热，不仅能耗较高，而且在高温下再生时也会发生热降解，所以损耗较大。
油气田CCUS_标准体系构建
油气田CCUS标准体系构建黄晨直 李雅欣 彭修军 吴 华（中国石油西南油气田分公司天然气研究院）摘 要：CO2捕集、利用与封存（CO2Capture，Utilization and Storage，CCUS）技术是减少碳排放的有效手段之一，是实现中国“双碳”目标的重要技术保障。
CCUS技术发展、示范项目实施、政策落实等都急需标准化工作支持。
本文通过梳理国内外CCUS相关标准，立足油气田CCUS领域，分析标准化需求，构建了油气田CCUS标准体系，为开展油气田CCUS标准规划和制修订工作提供指导。
关键词：油气田，CCUS，标准化Construction of the Standards System for CCUS in Oil and Gas Fields HUANG Chen-zhi LI Ya-xin PENG Xiu-jun WU Hua（Natural Gas Research Institute, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company）Abstract: CO2 Capture, Utilization and Storage (CCUS) technology is one of the effective means to reduce carbon emissions and an important technical guarantee for achieving China’s carbon peak and neutrality goals. The development of CCUS technology, implementation of demonstration projects, and policy implementation all urgently require standardization work support. This article reviews the relevant CCUS standards at home and abroad, analyzes the standardization needs in the area of oil and gas field CCUS, and constructs an standards system on oil and gas field CCUS, providing guidance for the planning and revision of standards on oil and gas field CCUS.Keywords: oil and gas fields, CCUS, standardization0 前 言中国目前正在大力推进CCUS技术，中国石油、中国石化和中国海洋石油等公司分别成立了相关的研究机构，聚焦CCUS发展的各个环节。
- 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)。
GB/T 13609天然气取样导则
SY 6137含硫化氢油气生产和天然气处理装置作业安全技术规程
SY/T 6277含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程
SY/T7001醇胺脱硫溶液中热稳定盐阴离子组成分析 离子色谱法
亚甲基蓝（生物色素）
甲基橙（指示剂）
甲基黄（指示剂）
酚酞（指示剂）
溴百里酚蓝
玻璃纤维
定性滤纸
3
碱石棉管
单位为毫米
图1碱石棉管
溢液管
单位为毫米
图2溢液管
实验室
3
一般溶液
氢氧化钡溶液（
乙酸锌溶液（
乙酸锌溶液（
硫酸银溶液（
硫酸铜溶液（
过氧化氢溶液（1+9）：量取100 mL过氧化氢，注入900 mL水中，加入1 mL正丁醇，混匀，有效期3 d。
重铬酸钾基准溶液[
称取于150 ℃烘至恒重的重铬酸钾（3.2.7）4.903 g（精确至0.0001 g）于烧杯中，加水溶解后转移至1000 mL容量瓶中，加水稀释至刻度，摇匀。
硫代硫酸钠标准储备溶液[
配制：称取26 g硫代硫酸钠和1 g无水碳酸钠，溶于1 L水中。缓慢煮沸10 min，冷却，储存于棕色试剂瓶中，放置14 d后标定和使用。
量取3 L～5 L水，于烧杯中加热煮沸15 min，冷却至50 ℃～60℃，储存于瓶口装有碱石棉管的下口瓶中使用。碱石棉管每半年更换一次。
碳酸钠基准溶液[
称取52.995 g±0.005 g经270 ℃～300℃干燥过1 h的无水碳酸钠（3.2.11），加水溶解后，转移至1000 mL容量瓶中，稀释至刻度，摇匀。
GB/T 11060.1天然气 含硫化合物的测定 第1部分：用碘量法测定硫化氢含量
GB/T 11060.2天然气 含硫化合物的测定 第2部分：用亚甲蓝法测定硫化氢含量
GB/T 11060.4天然气 含硫化合物的测定 第4部分：用氧化微库仑法测定总硫含量
GB/T 11060.8天然气 含硫化合物的测定 第8部分：用紫外荧光光度法测定总硫含量
3
3
本标准中使用的水，在未注明其它要求时，系指
配制
3
盐酸
硫酸
冰乙酸
邻苯二甲酸氢钾
氢氧化钠
氢氧化钡［Ba(OH)
重铬酸钾
碘化钾
硫代硫酸钠 [Na
碘
无水碳酸钠
无水碳酸钠
乙酸锌 [Zn(CH
钼酸铵 [(NH
硫酸铜（CuSO
硫酸银
硫酸镍（NiSO
氯化钡（BaCl
氢氧化钾
无水乙醇
过氧化氢
碱石棉
可溶性淀粉
甲基红
XXXX-XX-XX发布
XXXX-XX-XX实施
XXXX发布
中华人民共和国国家标准
目
前
本标准按照GB/T 1.1-2009给出的规则起草。
本标准的某些内容可能涉及专利。本标准的发布机构不承担识别这些专利的责任。
本标准由全国天然气标准化技术委员会（SAC/TC 244）提出并归口。
本标准起草单位：中国石油西南油气田分公司天然气研究院 。参加起草单位有：中国石油西南油气田公司重庆天然气净化总厂、中石化中原油田普光油田分公司、中海油湛江分公司东方气田、中国石油四川石化有限责任公司、石油工业天然气质量监督检验中心、中国石油天然气质量控制与能量计量重点实验室、中石油长庆油田公司、中石油吉林油田松原采气厂、大庆油田有限责任公司。
(1)
式中：
c1——碳酸钠基准溶液的浓度，单位为摩尔每升（mol/L）；
V1——碳酸钠基准溶液的用量，单位为毫升（mL）；
V——滴定消耗的盐酸溶液体积，单位为毫升（mL）。
邻苯二甲酸氢钾
称取10.211 g±0.002 g在105 ℃～110 ℃干燥1h的邻苯二甲酸氢钾（3.2.4），于1000 mL容量瓶中，用新煮沸并冷却的水溶解后稀释至刻度，摇匀。溶液的有效期夏季为浮物时，应弃去重配。
警告：本标准不涉及与其应用有关的安全问题。在使用本标准前，使用者有责任制定相应的安全和保护措施，并明确其限定的适用范围。
2
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T 6283 化工产品中水分含量的测定 卡尔·费休法（通用方法）（GB/T 6283-2008，ISO760:1978，NEQ）
本标准主要起草人：颜晓琴、吴明鸥、涂陈媛、杨芳、张晓云、马帆、常户星、苟科、李剑锋、牛淑杰、丁建成。
本标准为首次制定。
天然气
1
本标准规定了天然气处理厂气体及溶液中硫化氢、二氧化碳、二氧化硫、总硫、硫雾、热稳定盐阴离子、醇胺、环丁砜、三乙二醇的测定方法。
本标准适用于天然气处理厂气体净化及硫磺回收装置原料气、净化气、酸气、闪蒸气和硫磺回收过程气中硫化氢、二氧化碳、二氧化硫、硫雾、总硫的测定和脱硫溶液中硫化氢、二氧化碳、热稳定盐阴离子、醇胺、环丁砜、三乙二醇和水的测定。
ICS75.020
E 24
GB/TXXXX-XXXX
天然气处理厂脱硫、脱碳及硫磺回收分析评价方法第 1 部分：天然气处理厂气体及溶液分析方法
Analysis and evaluation methods of desulfurization decarbonization and sulfur recovery for natural gas treating plant—Part 1: Analysis methods of gas and solution for natural gas treating plant
说明：
1——碱石棉管；
2——溶液储瓶；
3——溢液管；
4——吸量管；
5——废液瓶。
图3氢氧化钡溶液储存及取液装置
碘储备溶液（
碘溶液（
硫酸镍溶液（
钼酸铵溶液（
氢氧化钾溶液（
盐酸溶液
盐酸溶液
硫酸溶液
混合酸溶液
淀粉指示液（ 5
酚酞指示液（
甲基橙指示液（
甲基红—
溴百里酚蓝指示液（
甲基黄指示液（
标准溶液
脱二氧化碳的水
盐酸标准溶液[
配制：量取100mL盐酸，注入1100mL水中，摇匀。
标定：用吸量管量取20mL碳酸钠基准溶液（3.4.2.2），加入40 mL水及2滴～3滴甲基橙指示液（3.4.1.18），用所配制的盐酸溶液滴定至溶液由黄色变为橙红色，煮沸2min～3min，冷却，继续滴定至橙红色。
盐酸溶液的浓度c（mol/L）按式（1）计算：