怎么用气象色谱测卤代苯酚含量
设定一个恒温的方法就可以，比如说是气化室260度，检测室280度（这当然和你用的柱子有关），150度恒温，称取已知准确含量的标准品500mg,再移液管移取10ml丙酮进行溶解，混匀后作为标样，同样称500mg样品，移液管移取10ml丙酮进行溶解，混匀后作为样品。然后，标样和样品各进一针，（如果为了更准确，可以作平行样）。公式为：C%=m标*C标/A标*A样/m样*100
方法提要
在酸性条件下，用GDX-502固相萃取柱吸附水中酚类化合物，乙腈解析柱中有机酚，高效液相色谱-紫外检测器检测。
方法适用于饮用水、地下水及湖库水中苯酚、对硝基酚、间甲酚、2，4-二氯酚、2，4，6-三氯酚、五氯酚6种酚类的测定。对水中6种酚通常可检测到10～50ng/L水平。
仪器
高效液相色谱仪带紫外检测器，恒流梯度泵系统。
色谱柱WatersSymmetryC8，4.6mm×250mm，粒径5μm或性质相似的色谱柱。
GDX-502固相萃取小柱将使用过的SPE小柱填充物去掉并清洗干净，湿法加入约为0.5g纯化溶胀后的GDX-502树脂，打开活塞放出甲醇，直到液面刚好达到树脂床顶部。用10mL乙腈淋洗树脂，再用10mL水淋洗树脂，每次淋洗保持液面不低于树脂床。
针头过滤器孔径0.45μm，直径13mm，有机系。
固相萃取装置12管固相萃取装置。
真空泵。
采样瓶1L具磨口玻璃塞的棕色玻璃细口瓶。
氮吹仪。
微量注射器10μL、50μL、100μL、1000μL等气密性微量注射器。
K.D浓缩瓶25mL，带1mL定量管，须标定容积后使用。
试剂
空白试剂水去离子水蒸馏再经Millipore处理。
高效液相色谱流动相为水(含1%乙酸)和乙腈的混合溶液。
碳酸氢钠溶液c(NaHCO3)=0.05mol/L。
硫代硫酸钠(Na2S2O3·5H2O)。
乙腈，甲醇HPLC级。
丙酮(C3H6O)农残级。
乙酸。
盐酸。
标准储备溶液苯酚、对硝基酚、间甲酚、2，4-二氯酚、2，4，6-三氯酚、五氯酚六种的混标，购自国家标准物质研究中心。保存在-18℃冰箱中。
GDX-502树脂使用前用丙酮浸泡数日，数次更换新溶剂到丙酮无色。再用乙腈回流提取6h以上。纯化后的树脂密封保存在甲醇中备用。
替代物标准2-氟苯酚和2，4，6-三溴苯酚混标。
样品的采集与保存
1)水样采集。必须采集在玻璃容器中，在采样点采样及盖好瓶塞时，样品瓶要完全注满，不留空气。若水中有残余氯存在，要在每升水中加入80mg硫代硫酸钠除氯。
2)水样保存。避光、4℃下中保存。采样后7d内完成提取。40d内完成分析。
分析步骤
1)水样预处理。用孔径0.45μm的玻璃纤维滤膜，去除水中机械杂质。根据水中酚类化合物含量，取水样50～1000mL，加入2-氟苯酚和2，4，6-三溴苯酚等替代物标准，用6mol/LHCl调至pH2。水样以10mL/min的流速流经已活化的GDX-502固相萃取柱。当水样完全流过柱子后，用0.05mol/L碳酸氢钠溶液10mL淋洗柱子。用N2或空气将柱中水分充分抽干。用4mL每次1mL乙腈淋洗小柱，前两次淋洗液需在柱中平衡10min，后两次平衡2min，合并淋洗液，最终用乙腈定容为1.00mL。0.45μm有机相滤膜过滤，HPLC分析。
2)校准曲线。
3)高效液相色谱分析条件。
紫外检测器:双波长检测，检测波长280nm和290nm。柱温35℃。
流动相组成:A泵，99%水+(1+99)乙酸B泵，100%乙腈。
流动相流量:1mL/min，恒流。梯度洗脱，洗脱程序，见表82.41。
表82.41 洗脱程序
4)色谱图的考察。见图82.13。
定性与定量分析
1)定性分析。以样品保留时间和标样保留时间相比较来定性。根据标准色谱图各组分的保留时间，确定出被测样品中目标物数目和名称。对有检出的样品需用其他方法确证，如GC-MS等技术。
图82.13 六种标准酚类样品在不同检测波长下的液相色谱图(2μg/mL)
2) 定量分析。每个工作日必须测定一种或几种浓度的标准溶液来检验校准曲线或响应因子。如若某一化合物的响应值与预期值间的偏差大于 10%，则必须用新的标准对该化合物绘制新的校准曲线或求出新的响应因子。使用紫外检测器时，6 种酚类的最大吸收波长不同，为提高分析灵敏度，苯酚、间甲酚采用 280nm 波长定量对硝基酚、2，4 -二氯酚、2，4，6-三氯酚、五氯酚采用 290nm 波长定量。计算公式参见式 (82.16) 。
方法性能指标
1) 精密度、检出限和线性范围。按实验方法，配制浓度为 0.5μg / mL 酚类混合标准样品，按选定的工作条件分析，重复检测 7 次，计算方法的精密度。检出限的测量是以相对于基线噪音 3 倍时组分峰高所对应的浓度。各组分的精密度、检测下限和线性范围见表82.42。
表82.42 方法精密度、检出限及线性范围
2) 准确度。分别将 50μL 浓度为 2μg / mL 的混合标准样品加入 0.25L 和 1.0L 试剂空白水中，用 502 树脂固相萃取柱吸附富集，洗脱后定容 1.0mL，HPLC 测定，计算加标回收率。结果见表82.43。
表82.43 方法的准确度
3) 基体加标回收率。从北京不同地区取护城河水过滤后，分别取 1L 水加入表82.44中不同量的标准样品，及未加入标准样品的 1L 水，经水样预处理，在 HPLC 上检测，得到加标回收率。
表82.44 地表污水加标回收率
注: 2-氟苯酚、2，4，6-三溴苯酚为替代物，回收率均符合控制限要求。
最好用标样否则你怎么确定测定结果与真实结果的偏差除非高效液相测一下样品纯度(你不是有标样吗)很麻烦，得摸条件
这个实验意义不大，一般每个实验室都有自己加量而且固定，一般硫酸是苯酚5倍，苯酚6%和样品1：1或1：2，不用水浴，硫酸溶解会释放大量的热，多糖测定使世界难题，如果确定是什么多糖可以用酶法，别的还是水提醇沉，溶解，苯酚硫酸
一、概述
国外对原油酸性组分研究起步较早。以往人们对有机酸的研究比较关注，主要是因为羧酸一直被当成是油气从生源母质形成原油的中间产物，而且在有机－无机相互作用的过程中脂肪酸扮演着举足轻重的作用。
原油酸性组分中最早得到结构确认的化合物是饱和环烷酸(Derungs，1956)。环烷酸成分约占原油中全部有机酸的50%或者更高(朱日彰，1991)。按照环的结构类型，可以将原油羧酸分为链状脂肪酸、类异戊二烯酸、单环环烷酸、多环环烷酸和芳香羧酸类(Lochte和Littmann，1955Seifert和Teeter，1970表1－2)，有时还可能包括无机酸。另外一类可能影响原油酸值的化合物主要为低分子量的弱酸性烷基苯酚类化合物。例如Samadova和Guseinova(1993)发现阿塞拜疆高酸值原油中烷基苯酚类化合物是羧酸类含量的2～7倍。Mckay等(1975)通过对非烃类(含氮化合物如咔唑类，氨基化合物，以及含硫化合物等)进行综合分析，认为Wilmington原油中酸性化合物(质量分数)28%是羧酸，28%是酚类，28%是吡咯类，16%是氨类化合物。这可以大致反映原油中的酸性化合物组成。
原油及石油产品中的高分子有机酸主要是环烷酸，它是一种具有臭味难挥发的无色液体，不溶于水，但易溶于油品、苯、醇及乙醚等有机溶剂。Lochte和Littman(1955)首次对原油中环烷酸的结构进行了解剖，发现环烷酸是石油酸中最主要的成分，其含量可达90%以上。环烷酸相对分子质量较大，分布范围在100～1000之间，碳数范围约在C7－C70之间。环烷酸结构以一环、二环、三环为主，还有一定量的四环、五环的环烷酸。其中主要是一元酸，芳环结构的芳香酸含量很低。炼油实践表明，各馏分油中的酸值随沸程范围而改变，沸程越高，酸值越大，尤其当沸点大于300℃以后的馏分，其酸值急剧上升。因此，环烷酸成分主要集中在300℃以上的重质馏分油中，其平均相对分子质量在300以上，是生产各种油品添加剂的极好原料，如润滑油清净分散剂、防锈剂、燃料油的分散稳定剂等。石油酸含量随原油中环烷烃含量的增加而增加，石油酸含量一般为(质量分数)1%～2%，C6以下为脂肪酸，C7－C10为以环烷酸占绝大多数和脂肪酸的混合物，C10－C14为烷基环烷酸，C14－C20环烷酸主要分布在润滑油馏分中。
表1－2 原油中常见的有机酸类型(甲酯化)
随着地球化学测试技术的发展，人们对原油中有机酸成分的认识逐渐深入。Tomczyk等(2001)报道了取自SanJoaquinVallay的原油石油酸类型分布。原油经历过喜氧生物降解(TAN=5.19mgKOH/g)，通过萃取分析甲酯化的酸性组分发现其中40%(质量分数)并不是羧酸，只有10%的酸性化合物含有两个氧原子(羧基)，同时大约50%的羧酸含有氮杂原子和25%的羧酸含有硫原子。像硫醇等酸性含硫化合物容易消失，这是因为它们很容易在空气中被氧化。以往有人曾经提出来源于微生物的氨基酸可能是原油中酸性组分的主要来源。
电喷雾(ESI)傅里叶变换离子回旋共振(FT－ICR－MS)质谱技术的发展为石油酸的分析提供了一种新途径，Qian等(2001)通过高分辨率质谱分析南美重油样品，发现该样品中一元酸碳数分布范围为C15—C55，有1～6个脂肪环和1～3个芳环。在原油中已鉴定出的酸性组分包括O1、O2、O3、O4、N、N2、NO、NO2、SO、SO2、SO3、O2S和NS等多种杂原子组合，酸性化合物分子量分布范围一般在200～1000Da之间(Hughey等，2004，2007Kim等，2005Rogers，2005)，表明其成分复杂。因此，单纯用常规气相色谱和气相色谱－质谱技术研究酚类和烷基酸等高挥发性成分无法完全了解原油酸性组分的真实面貌。
不同文献中石油酸的组成数据差异较大，原因之一是采用了不同的实验分析方法，而更重要的是不同原油样品中石油酸组成各不相同。最近的一些研究工作主要是针对石油酸实验方法先进性的描述，缺乏对原油中石油酸组成的系统研究。
二、原油酸性组分与原油总酸值的相关性
表1－3为作者在加拿大地质调查局分析的原油样品中酸性组分(AF)和酸甲酯组分(FAMES)含量。如图1－2所示，除了从塔里木盆地取得的3个原油样品(TK101、S48和TK713)因酸化压裂影响了总酸值测定结果之外，所有其他从原油中分离出的酸甲酯组分含量(FAMES)与原油总酸值(TAN)具有很好的对应关系(r2=0.76)∶TAN(mgKOH/g)=0.5756×FAMES(mg/g)。同时，傅里叶红外光谱分析表明，甲酯化前的酸性组分中含有大量极性芳香族成分，导致原油酸性组分含量(AF)与原油总酸值(TAN)相关性很差。
表1－3原油酸性组分(AF)和酸甲酯组分(FAMES)含量
续表
图1－2 从中国、苏丹和加拿大原油中分离出来的酸甲酯组分含量FAMES)与原油总酸值(TAN)的对比关系
由于油砂抽提物黏度超出常规总酸值测定方法所适用的技术范畴，因此无法从商业实验室得到其总酸值数据。为弥补这项缺陷，初步采用酸甲酯组分含量(FAMES)与原油总酸值(TAN)的相关性来计算油砂抽提物的总酸值(表1－4)。
三、石油酸的官能团组成
为了解石油酸官能团组成特征，作者对一些原油/油砂抽提物及其分离出的酸性组分和酸甲酯组分，分别进行傅里叶红外光谱分析。图1－3为不同研究区代表性原油/油砂抽提物全油、酸性组分及酸甲酯组分傅里叶红外光谱图。
表1－4 油砂抽提物的酸性组分(AF)和酸甲酯组分(FAMES)含量以及原油总酸值(TAN)计算结果
图1－3 苏丹代表性高酸值原油(TAN=4.68mgKOH/g)全油(a)、酸性组分(b)及酸甲酯组分(c)的傅里叶红外光谱图(一)
图1－3 苏丹代表性低酸值原油(TAN=0.15mgKOH/g)全油(a)、酸性组分(b)及酸甲酯组分(c)的傅里叶红外光谱图(二)
图1－3 中国渤海湾盆地代表性高酸值原油(TAN=3.39mgKOH/g)全油(a)、酸性组分(b)及酸甲酯组分(c)的傅里叶红外光谱图(三)
图1－3中国渤海湾盆地代表性低酸值原油(TAN=0.39mgKOH/g)全油(a)、酸性组分(b)及酸甲酯组分(c)的傅里叶红外光谱图(四)
图1－3 西加拿大盆地代表性高酸值原油(油砂抽提物TAN=15.40mgKOH/g)全油(a)、酸性组分(b)及酸甲酯组分(c)的傅里叶红外光谱图(五)
图1－3 西加拿大盆地代表性低酸值原油(TAN=0.23mgKOH/g)全油(a)酸性组分(b)及酸甲酯组分(c)的傅里叶红外光谱图(六)
(一)原油/油砂样品
如图1－3所示，原油/油砂样品均显示出相似的傅里叶红外光谱特征，具体表现在:①极强的脂肪族吸收峰，分别对应于脂肪族基团伸展(3100～2800cm－1)、弯曲(1460和1377cm－1)和旋转振动(720cm－1)②存在芳香烃吸收峰(约1600cm－1和900～700cm－1)③部分样品在1800～1600cm－1波段出现吸收峰，显示存在含氧化合物。
(二)原油/油砂样品中分离出来的酸性组分
如图1－3所示，原油/油砂样品酸性组分与原始原油/油砂样品相比，对应于脂肪族基团伸展(3100～2800cm－1)、弯曲(1460和1377cm－1)和旋转振动(720cm－1)吸收峰明显减弱，而含氧官能团(1800～1600cm－1波段吸收峰)和芳香基吸收峰(约1600cm－1和900～700cm－1波段)显著增强，显示酸性组分中存在大量的含氧和芳香族化合物。
(三)原油/油砂样品中酸性组分甲酯化产物
如图1－3所示，经过酯化，原油/油砂样品酸甲酯组分与原油酸性组分相比，芳香族成分大为降低对应于脂肪族基团伸展(3100～2800cm－1)、弯曲(1460和1377cm－1)和旋转振动(720cm－1)吸收峰仍然明显但各类含氧官能团(1800～1600cm－1)吸收峰显著增强，羰基、多环醌类和苯酚等含氧基团在苏丹高酸值原油酸甲酯组分中大量富集。渤海湾盆地原油酸甲酯组分中则缺少多环醌类，而西加拿大高酸值油砂抽提物酸甲酯组分中硫氧化合物为主要成分。
原油酸值与原油本身及其酸甲酯组分的傅里叶红外光谱所反映的有机官能团特征的关系将在后续的章节中分地区展开讨论。
四、高分辨率质谱揭示石油酸元素组成与化合物类型
原油中酸性化合物相对分子质量一般不大于1000，主要分布在200～800之间，对应分子碳原子数一般分布在C10－C60，不同原油中酸性化合物相对分子质量存在较大差异，平均分子质量分布在420～550之间。下面以辽河油田欢127井原油的高分辨率质谱为例，说明石油酸元素组成与化合物类型研究方面的相关进展。图1－4a是该原油傅里叶转换质谱图，横坐标是质荷比，纵坐标为相对丰度图1－4b和图1－4c为图1－4a的局部放大。在图1－4b中可以看到相差14.01565个质量单位的质谱峰系列，这些化合物具有相同的杂原子数量而相差不同个—CH2—亚甲基单元，只要鉴定出其中的一个分子组成，其他化合物很容易得到鉴定。通过精确分子质量可以在10－6误差范围内确定化合物分子式。同时，根据相邻同位素质谱峰强度，可以验证鉴定结果的可靠性及是否有不同化合物重叠在一起。图1－4c中8号峰即为4号峰的13C同位素峰。
(一)原油高分辨率质谱资料解释
由高分辨率质谱分析结果可以得到三个层次的组成信息(以欢127井原油为例，如图1－5所示):分子组成类型，即分子中C、H、O、N、S等原子的组合方式，一般将主要元素(C和H)的组成表示为分子缩合度及分子量大小，根据分子中含O、N、S杂原子组成不同的类型(如图1－5a)，表示不同杂原子类型化合物的相对丰度相同类型化合物根据分子不饱和度，即分子中双键和环的数目分为不同的组，而用分子通式CnH2n+ZOoNnSs中Z值大小反映同一类型不同缩合度化合物相对分布(图1－5b)对于同一组化合物，分子组成中相差n个—CH2—，其分布特征反映该组化合物分子量分布(如图1－5c)。石油酸性组分除常规的含有O2分子结构类型外，还有N1、NO、N1O2、O1、O3和O4等多种杂原子类型O2类化合物分子缩合度分布范围在0(脂肪酸)～－34之间不同缩合度化合物相对丰度趋于正态分布，但每一种缩合度化合物碳数分布规律并不一致。
图1－4 欢127井原油Neg－ESI－FTMS质谱图
当实验使用仪器磁场强度为7.0T时，在450Da质量数附近可得到大约100000的分辨率。这种分辨能力并不能精确分析出原油中所有化合物分子式构成，但对丰度相对较高的化合物仍然能够得到比较可靠结果。为保证解释结果的可靠性，可以仅对相对丰度较高的N、NO、NO2、O、O2、O3、O4类化合物进行定性，以这些化合物在质谱图上的相对丰度作为依据半定量地确定它们的相对含量。
如图1－5所示，O1类化合物在大部分样品中含量不高，但个别样品中O1类的相对丰度超过O2，鉴定出的CnH2n+ZO类化合物中Z值最大值一般为－6，而这一缩合度正好和烷基酚类一致。由于人们已经证实石油中普遍存在苯酚类化合物，因此可以确定原油中O1类化合物主要为酚类，即O原子以羟基的形式联结在芳环上。
图1－5 高分辨率质谱反映的化合物组成信息
O2类化合物在大多数原油中丰度显示最强，分子通式为CnH2n+ZO2的化合物Z值分布在0～－34之间。分子中含有两个氧原子的化合物可能为羧酸或者二元醇。由于醚和酮在负离子ESI条件下难以电离，因此原油中O2类化合物分子中至少含有1个羟基。同时，由于二元醇的最小分子缩合度为Z=2，而原油样品中见到的Z值最大为0，故此可以推断原油中O2类化合物以羧酸为主。
O3和O4类化合物在石油中含量一般较低，分子中含有1个羟基和1个羧基，或2个羧基。由于在负离子ESI模式下O3和O4类化合物的鉴定需要考虑小分子O1和O2在两个O2之间缔合的因素(Smith等，2006)，对这些化合物类别的鉴定需要慎重。
由于碱性氮化物在负离子ESI条件下不能被电离，原油样品高分辨率质谱中见到的N类化合物主要是非碱性氮化物。利用常规色谱－质谱等手段在石油及石油产品中鉴定出的非碱性氮化物主要有吡咯、吲哚、咔唑和苯并咔唑等，但前两者稳定性差，一般不会在原油中存在。反映N类化合物分子缩合度的Z值最大值一般为－15，这一数值与烷基咔唑对应从热力学稳定性角度分析，Z=－15的N类化合物也最可能是咔唑。同时，N类化合物在大部分原油中表现出Z=－21和Z=－27优势，两者正好与苯并咔唑和二苯并咔唑类化合物的分子组成一致。因此可以推断，原油中N类化合物主要为吡咯类非碱性氮化物。N类化合物Z值下限为－43，但主要分布在－15～－27之间，即分子缩合度介于咔唑和二苯并咔唑之间。
NO和NO2类化合物可解释为氮化物分子上另带有1个羟基或羧基，但由于缺乏这些化合物单个分子组成数据，目前尚无法对它们结构类型明确定性。
(二)根据石油酸元素组成与化合物类型进行原油分类
作者研究了来自中国辽河、渤海、塔河、新疆和苏丹等油田的原油样品，发现所有样品中都含有N1和O2化合物，在大多数原油中二者之和占已定量的O2、N1、NO、N1O2、O1、O3和O4等7类化合物相对丰度的80%以上，而且不同原油之间存在明显差异。以O2为例，其相对丰度占7类化合物的1%～93%之间同时，在不同类型化合物相对丰度接近的原油，它们的石油酸分子缩合度和碳数分布也存在很大差异。根据高分辨率质谱揭示的杂原子类型、缩合度、碳数分布，我们将原油分为5种类型。下面分别描述不同组成类型的石油酸组成特征。
1.A类原油
环烷酸占绝对优势，以一—三环环烷酸为主。代表性样品为新疆9区浅层原油，油藏深度为618～606m，原油总酸值10.7mgKOH/g。其O2类化合物碳数分布如图1－6所示。多数高酸值原油具有A类组成特征，O2类相对丰度占50%以上，脂肪酸含量较低或很低，环烷酸一般以二环为主，一环和三环也有较高相对丰度，主峰碳出现在C25附近。
图1－6 A类原油O2类化合物的碳数分布图
2.B类原油
环烷酸占优势，以四－五环环烷酸为主。根据O2类化合物Z值分布图中Z=－8和Z=－10两条曲线的分布特征将B类原油分为两个亚类。
其中，B－1亚类原油中四环和五环环烷酸在O2类化合物中占绝对优势，在较宽碳数范围内四环和五环环烷酸均为主要的O2类化合物。代表性原油样品采自辽河油田清5井，储层深度为2050.6～2073.1m，原油总酸值为1.86mgKOH/g，其O2类化合物碳数分布见图1－7。
图1－7 B－1类原油O2类化合物的碳数分布图
B－2亚类原油中低碳数区域低缩合度环烷酸为主，而在C30和更高碳数区域四环和五环环烷酸优势明显。代表性原油样品为辽河油田洼70井沙三段储层，储层深度为1434.3～1457.6m，原油总酸值为4.48mgKOH/g。其O2类化合物碳数分布见图1－8。
图1－8 B－2类原油O2类化合物的碳数分布图
四环和五环环烷酸对应的Z值为－8和－10，但Z=－8和－10的化合物也可以是芳羧酸，高分辨率质谱并不能区分这两类化合物的结构类型，虽然B－1和B－2亚类原油均以Z=－8和Z=－10两类化合物为主，但后者的O2碳数分布在Z=－8和Z=－10两条曲线上，在高于C30后有一明显突跃，可能与较高丰度的四环和五环环烷酸有关，五环环烷酸可能主要是藿烷酸，而四环环烷酸可能与甾烷酸(或其异构体)有关。
3.C类原油
C类原油有机酸以脂肪酸为主，根据原油中含N和O2类化合物的相对丰度，将C类原油分为两个亚类。
C－1亚类原油，O2类化合物占绝对优势，且以脂肪酸为主。代表性样品为辽河油田高101井2168.6～2162.9m井段的原油，原油总酸值为3.76mgKOH/g。其O2类化合物碳数分布见图1－9。
图1－9 C－1亚类原油O2类化合物的碳数分布图
C－2亚类原油中N类化合物占优势，含有较多的NO和NO2类化合物，O2以脂肪酸为主。代表性样品为辽河油田曙116井3996～4050m井段原油，原油总酸值为11.9mgKOH/g，O2类化合物碳数分布特征与C－1亚类原油相似。
C类原油脂肪酸相对丰度远高于环烷酸，显示C16和C18脂肪酸优势，但并不一定是主峰，高碳数脂肪酸分布范围较宽且具有较强相对丰度。该类原油FTMS谱图中N类化合物丰度有高有低，大部分N丰度高的样品含有较高丰度的NO和NO2类化合物。
4.D类原油
D类原油中含氮化合物丰度与含氧化合物相比占绝对优势，以N1类化合物为主。代表性样品为塔河油田S77井5965～6000m井段原油，原油总酸值为0.77mgKOH/g，其O2类化合物碳数分布见图1－10。其中O2类化合物含量很低，Z=0和Z=－2曲线显示明显的C16和C18优势。
图1－10 D类原油O2类化合物的碳数分布图
5.E类原油
E类原油含有大量卤代烃。代表性样品为塔河油田TK101井4557～4563m井段原油，原油总酸值高达20.0mgKOH/g，其O2类化合物碳数分布见图1－11。
质谱图中出现很强的间隔58个质量单位的峰簇，峰簇中峰数量、相对丰度以及相关两个质量单位的分布特征均与卤代烃的特征一致，但这些化合物的精确分子组成尚不能确定。该类原油虽然表现很高的酸值，但O2类化合物丰度很低，分布特征与低酸值的D类原油相似。
图1－11 E类原油FTMS质谱图
几种代表性原油的杂原子类型、O2类缩合度分布、N1类缩合度分布图分别如图1－12～图1－14所示。石油酸杂原子类型复杂，主要有N、NO、NO2、O、O2、O3和O4等杂原子类型，其中N和O2是丰度最高的化合物类型，不同类型化合物的相对丰度在不同原油中差异明显。如果不考虑地质因素，原油总酸值与其中某一石油酸化合物的含量之间没有明显的相关性。
图1－12 典型原油石油酸杂原子组成
五、酸性含氧化合物的分子组成
(一)研究现状
含氧化合物组成能够为研究原油成因及生物降解作用提供重要信息，这早已引起研究者的关注。虽然在一些沉积物或低熟原油中鉴定出了很多化合物类型，然而关于原油中含氧化合物的组成至今仍不是十分清楚，主要有两个原因:一是含氧化合物分离困难，原油中含氧化合物含量很低，分子量分布及极性差异很大，传统的分离方法很难在保证回收率的前提下实现高纯度分离另一方面原因是没有合适的分析表征手段，含氧化合物(如羧酸)极性较强，色谱分析前需要衍生化处理，气相色谱是目前分离单体化合物最有效手段，但只能分析原油中分子质量相对较小的化合物，同时含氧化合物异构体种类繁多，即使在高效毛细管气相色谱柱上也不能得到单体分离。
图1－13 典型原油石油酸中O2类化合物缩合度分布
图1－14 典型原油石油酸中N1类化合物缩合度分布
石油酸组成是近年来石油化学研究热点之一。最新有关石油酸的研究成果主要基于质谱技术对其分子类型分布的结果，通过软电离质谱得到石油酸的组成特点及分布规律。由于石油酸组成非常复杂，研究石油酸单体化合物的文献较少，分析手段一般为气相色谱—质谱法。
目前从原油中已经鉴定出的含氧化合物包括醚、醇、酮、羧酸、酚及酯类化合物，一些杂环含氧化合物(如二苯并呋喃)富集在芳烃样品中，非常容易检出，其他含氧化合物的分离比较困难小分子苯酚类化合物近年来被用于石油运移研究，大部分C0—C3苯酚单化合物已经通过标样得到准确鉴定醇、酮类化合物在原油中含量很低，目前主要对正构脂肪族醇、酮进行了结构鉴定。
羧酸类化合物是原油中含量最丰富的含氧化合物，相关研究报告最多。丁安娜等(2004)在大庆原油中鉴定出正构一元酸(C10—C33)、正构二元酸(C10—C25)、姥鲛烷酸、植烷酸、藿烷酸(C30—C33)和甾烷酸(C27—C29)等多种酸性化合物类型在一些低熟原油、生物降解原油(Jaffé和Gallardo，1993)、沉积物(Azevedo等，1994)或沥青质钌离子氧化产物(王培荣，2002)中存在相对丰度较高的甾、萜类羧酸化合物。
(二)高酸值原油中含氧化合物结构鉴定
高酸值原油石油酸经改性氧化铝吸附柱分离，通过气相色谱－质谱分析甲酯化酸性化合物组成，典型石油酸甲酯的总离子流色谱图如图1－15所示，3个样品谱图特征分别对应不同酸值的代表性原油。不同原油的石油酸组成差异很大，本节中所鉴定出的羧酸类化合物实际是其对应的甲基酯。鉴定出的单体化合物主要有脂肪酸、环烷酸、芳羧酸和内酯类等几种类型。
图1－15 典型石油酸甲酯总离子流色谱图(IS－1和IS－2为内标C12－C24为正构脂肪酸X为污染峰)
1.脂肪酸
根据FTMS质谱分析结果，石油酸分子式CnH2n+ZO2中Z值为0的化合物主要对应脂肪酸类，原油中普遍存在脂肪酸，但与环烷酸的相对浓度差异很大，辽河油田高1井原油中CnH2n+ZO2类化合物相对含量十分丰富，其脂肪酸甲基酯的质量色谱图如图1－16所示。m/z74、m/z88和m/z102分别代表正构、α位和β位甲基取代的长链脂肪酸，正构C16、C18脂肪酸在m/z74质量色谱图中显示较强的相对丰度，非常容易识别，正构脂肪酸分子碳原子数分布在C9—C34之间，大部分原油中都呈偶碳优势。姥鲛烷酸和植烷酸分别为m/z88和m/z102质量色谱图上的基峰。类异戊二烯类长链羧酸在几个低熟原油样品中含量很高，碳数分布在C17—C21之间，其他异构脂肪酸相对含量较低，分子结构难以鉴定。
图1－16 高1井原油脂肪甲酯质量色谱图
在一些脂肪酸含量较高的样品中鉴定出C16和C18不饱和脂肪酸，后者质量色谱图如图1－16所示，C16、C18不饱和脂肪酸在FTMS分析时可以看到Z=－2系列化合物异常的碳数分布，这些化合物理论上不应该存在于成熟原油中，可能来自取样和实验过程的污染，因为这两种化合物在自然环境中普遍存在。如果C16与C18不饱和脂肪酸是由污染带入，那么正构C16和C18的含量也可能存在不确定性，因为这两种化合物和不饱和脂肪酸一样容易由污染引入，而不同实验室间关于这两个化合物较差的实验重复性也可以作为这一推论的依据。
2.芳羧酸
关于芳羧酸的文献报道很少，Haug等(1968)在GreenRiver页岩抽提物中鉴定出一环和二环几个芳羧酸系列，Watson等(2002)在实验室中模拟石油生物降解过程，在降解初期的原油样品中分离出烷基苯羧酸系列化合物，认为芳羧酸是生物降解产物。在作者研究的样品中发现部分样品富含芳羧酸，如:渤海湾盆地PL19－3－2井DST2层、辽河油田兴603井等。芳羧酸的类型很多，包括一—五环的芳香酸，芳基骨架结构与芳烃化合物相对应。图1－17～图1－24为辽河油田兴603井原油中芳羧酸的质量色谱图，分别为烷基苯甲酸、烷基萘羧酸、三环芳羧酸、四环芳羧酸、五环芳羧酸、单芳甾烷酸及三芳甾烷酸。烷基苯类羧酸分布范围最宽，在质量色谱图中能够清晰地确定C0—C18烷基苯羧酸系列。
图1－17 烷基苯甲酸酯质量色谱图
图1－18 烷基萘羧酸酯质量色谱图
图1－19 烷基三环芳羧酸酯质量色谱图
图1－20 烷基四环(芘类)芳羧酸酯质量色谱图
3.环烷酸
图1－23～图1－25是常见环烷酸的质量色谱图。藿烷酸是较早被发现和鉴定的具有分子标志意义的一类重要酸性化合物，藿烷酸的形成被认为是藿烷遭受生物降解的产物，未降解原油一般不含藿烷酸，随着生物降解程度的增加，藿烷酸含量增加，而当生物降解非常严重时藿烷酸遭降解而消失。以前的研究表明，藿烷酸存在于生物降解原油中，而未降解和严重降解原油中藿烷酸含量较低。在我们研究过的绝大部分原油样品中均检测出藿烷酸，但它们的相对组成有较大变化。
图1－21 烷基四环(类)芳羧酸酯质量色谱图
图1－22 烷基五环(苯并芘类)芳羧酸酯质量色谱图
图1－23 单芳甾烷酸酯质量色谱图
图1－24 三芳甾烷酸质量色谱图
图1－25 三环萜烷及藿烷酸质量色谱图对应化合物鉴定见表1－5
表1－5 藿烷酸鉴定表
续表
4.内酯类化合物
在加拿大西部盆地大部分油砂样品中鉴定出了C10—C18脂肪酸内酯化合物，这些化合物的质量色谱图如图1－26所示，具有特征的m/z57、m/z71和m/z85碎片，容易误判为正构烷烃但它们的质谱图与正构烷烃的显著差别是等高质荷比的碎片强度在m/z85和m/z99之间存在明显的台阶。这些化合物是由β－、χ－或δ－羟基酸分子内脱水而成在成熟原油中不大可能是原生的。
图1－26 内酯类化合物m/z85质量色谱图及质谱图
六、石油酸的二维色谱/质谱鉴定
二维色谱技术是国外在20世纪90年代早期开始研发的新兴分析技术(Phillips和Liu，1992)。这项技术最先运用于环境样品分析，通过采用二重色谱联用，使得色谱分析复杂混合物的能力得到极大的改进(Dalluge等，2003Zrostlikova等，2003)。使用飞行时间质谱检测器，质谱图采集的速度可以达到每秒500张，进而满足样品分析时数据快速采集的要求。将这些色质的硬件条件与专用的质谱去褶合软件相结合，就可以得到分析过程中分离的单个化合物的质谱图。由于原油酸甲酯组分成分极为复杂，Hao等(2005)首先用加拿大合成油公司、Acros和Fluka公司的三个商业环烷酸样品进行了方法试验。
图1－27 Fluka环烷酸标样的二维色质重建总离子流色谱(下)和无环正构脂肪酸二维质量色谱图(上)
前人对商业环烷酸样品在甲酯化和季丁基甲基硅烷化后进行一维色质分析，重建总离子流色谱通常表现为一个大鼓包，无法分开三家公司生产的三个环烷酸样品。但是，运用二维色谱技术，我们可以得到许多分辩效果较好的色谱峰(图1－27)。从图1－27可以看出，利用特征的m/z87、m/z101、m/z115、m/z129和m/z143质量色谱图，可以检测各类无环正构脂肪酸(Z=0)的同系物分布。这里，由于m/z74质量色谱图强度较低，噪音明显，没有加入重建质量色谱图中。同样，利用m/z127、m/z141、m/z155、m/z169、m/z183、m/z197、m/z211、m/z225和m/z239质量色谱图，可以检测各类单环长链脂肪酸(Z=－2)的同系物分布(图1－28)。而且，三种环烷酸标样在这些化合物分布上的指纹特征是显著不同的。通过选取特定(X，Y)保留时间的化合物质谱图，并利用谱库检索，可以对这些化合物进行结构定性(图1－29)。运用二维色质，很难将这些环烷酸样品中的二环及其多环脂肪酸类(Z=－4，－6和－8)完全分离成单个化合物，进而提供足够的结构信息。实际运用二维色质分析原油和油砂样品，尚需要大量的实验室方法试验工作。
图1－28 三种环烷酸标样的二维色质无环正构脂肪酸(Z=0)和单环长链脂肪酸(Z=－2)的重建质量色谱图
图1－29 环烷酸标样的二维色质无环正构脂肪酸(Z=0)和单环长链脂肪酸Z=－2)的重建质量色谱放大图及单个化合物的质谱图
摘要附图
权利要求书
1.凯氏定氮仪在测定小分子有害物质中的应用，其特征在于，所述凯氏定氮仪设置碱液口、酸液口、蒸汽管和水液口，蒸汽管内设置pH感应电极，所述蒸汽管与水液口连接，所述小分子有害物质包括挥发酚和氰化物。
2.根据权利要求1所述的应用，其特征在于，是在测定水质、土壤及城市污泥中小分子有害物质中的应用。
3.根据权利要求1或2所述的应用，其特征在于，先将凯氏定氮仪的管路清洗，然后将待测样品加入凯氏定氮仪管中，加入指示剂，调节pH值，蒸馏，收集馏出液测定。
4.根据权利要求3所述的应用，其特征在于，所述指示剂为甲基橙指示剂。
5.根据权利要求4所述的应用，其特征在于，当检测物质为氰化物时，包括如下步骤：
S1.空管蒸馏，将凯氏定氮仪的管路清洗
S2.将待测样品加入凯氏定氮仪管中，加入数粒玻璃珠
S3.将硝酸锌溶液加入蒸馏瓶内，加入甲基橙指示剂，再加入酒石酸溶液，调节溶液pH=4或加入EDTA二钠溶液和磷酸溶液，使溶液pH<2，开始蒸馏
S4.移取氢氧化钠溶液到吸收瓶中，测定样品浓度。
6.根据权利要求4所述的应用，其特征在于，当检测物质为挥发酚时，包括如下步骤：
S1.空管蒸馏，将凯氏定氮仪的管路清洗
S2.将待测样品加入凯氏定氮仪管中，加入数粒玻璃珠
S3.加入甲基橙指示剂和磷酸溶液调节pH，开始蒸馏
S4.蒸馏完毕，测定样品浓度。
7.根据权利要求1所述的应用，其特征在于，所述碱液口、酸液口及水液口分别与碱泵、酸泵和水泵连接，所述碱泵、酸泵和水泵通过控制装置控制。
8.根据权利要求7所述的应用，其特征在于，所述控制装置的输入端设有显示器，所述显示器上设置输入模块。
9.根据权利要求1所述的应用，其特征在于，所述凯氏定氮仪还包括管路清洗系统，所述管路清洗系统包括与酸液口连接的管道并联的清水冲洗管和与碱液口连接的管道并联的清水冲洗管。
10.一种测定水质、土壤或城市污泥中挥发酚和氰化物的方法，其特征在于，所述凯氏定氮仪设置碱液口、酸液口、蒸汽管和水液口，蒸汽管内设置pH感应电极，将待测样品进行蒸馏，然后测定挥发酚和氰化物的含量。
防腐剂也应用以保持食品原有品质和营养价值为目的的食品添加剂。规定使用的防腐剂有苯甲酸、苯甲酸钠、山梨酸、山梨酸钾、丙酸钙等25种。
防腐原理
防腐剂的防腐原理，大致有如下3种：
一、是干扰微生物的酶系，破坏其正常的新陈代谢，抑制酶的活性。
二、是使微生物的蛋白质凝固和变性，干扰其生存和繁殖。
三、是改变细胞浆膜的渗透性，抑制其体内的酶类和代谢产物的排除，导致其失活。
使用标准
谈到防腐剂，人们往往认为有害，其实在安全使用范围内，对人体是无毒副作用的。我国防腐剂使用有严格的规定，防腐剂应符合以下标准：
合理使用对人体无害；
不影响消化道菌群；
在消化道内可降解为食物的正常成分；
不影响药物抗菌素的使用；
对食品热处理时不产生有害成分。
GB/T15979-1995《一次性使用卫生用品卫生标准》附录B中的“产品抑菌和杀菌性能与稳定性测试方法”
中国卫生部的《消毒技术规范》中的抗(抑)菌试验
FZ/T73023-2006《抗菌针织品》
AATCC100-2004《织物抗菌性能的定量评估》
JIS/L1902-2002《纤维制品抗菌性试验方法、抗菌效果》
ASTME2149-2001《测定动态接触条件下固定抗菌剂抗微生物活性的试验方法》
其中，前两种方法是针对一次性使用卫生用品或消毒用品的测试方法。这类产品使用时间较短，且对抗菌性能的要求较高，样品只需与菌液经过短期的接触就可以显示出抗菌效果，故在测试操作中样品与菌液的接触时间较短。抗菌纺织品与人体接触时间较长，需反复使用，需要持久的抗菌性，且抗菌性要缓慢释放，否则反而会刺激皮肤，并破坏人体正常菌群，对人体造成伤害。抗菌织物测试时，需延长样品与菌液接触的时间，显然，用前两种方法来测试和评价其抗菌性能不合适，故这两种方法已逐渐被淘汰。
FZ/T73023-2006《抗菌针织品》标准是继FZ/T01021-1992《织物抗菌性能试验方法》于2004年8月被废除之后新颁布的纺织行业标准。该标准既有定性测试方法，又有定量测试中的吸收法和振荡法，而且对标准空白样的制备工艺、检验方法、标准洗涤剂配方、抗菌织物试样的洗涤试验方法及抗菌性能的评价作了详细的规定。但其把样品与菌液接触时间的培养温度定为(24±1)℃，与国外测试方法的37℃差异很大。
AATCC100-2004和JIS/L1902-2002（除菌转印法国内不用）都属于吸收法。吸收法是在样品表面接种细菌，对吸水性较好的抗菌织物测试比较准确，但是对于吸水性差甚至拒水织物来说，不仅难测试，且测试结果也不准确。AATCC100未提及菌的转种方式，也没有抗菌评定基准。JIS/L1902则在AATCC100的基础上进行了很大的改进，对试验条件都有明确的规定，特别是对接种用菌的培养方式要求很严格。它采用20mL小瓶，解决了AATCC100用250mL三角烧瓶测试中所遇到的一些难题，并扩大了测试的使用范围。但是，国内生产这种小瓶的质量无法与日本相比，一经高压消毒后：瓶盖易变形，瓶子不密封，易导致洗脱菌液时液体溢出等安全问题，故限制了某些测试单位的使用。
ASTME2149-2001是一种振荡测试法，测试操作比吸收法简单，是目前较为理想的测试方法。振荡法是在一定液体中接种细菌，对于试样的吸水性要求不高，对于纤维，不论是粉末状或羽绒羽毛，或凹凸不平的织物，任意形状的试样都能应用，且对非溶出型和溶出型抗菌织物的测试都非常适用。该测试方法不仅可以测试织物，还可以测试粉状和颗粒状材料，以及其它表面处理固体材料。但是，该标准试验条件规定不明确，变动幅度大，如振荡速率、振荡时间和温度等可根据测试者随意调节操作。若无统一的测试条件，测试结果无可比性。
各标准测试细节对比如下表：
1 专门的纯水机或超纯水机；
2 去离子水重蒸；
3 二次或三次重蒸水；
4 采用类似家用的纯水机；
5 市场上瓶装的纯净水或蒸馏水；
6 其它途径
以上的水除第1项的水能用于梯度淋洗外，其余的水均难用于梯度淋洗。不管采用何种途径，配制流动相应用新鲜水，水质越高放置时间越短。
理想的HPLC用水应为18.2MΩ的超纯水，并通过0.22um的滤膜，除去热源、有机物、无机离子及空气等。
最小检测限的计算方法
（以N2000色谱工作站为例）
CL=2*Nd*c*20/HV
注：Nd 基线噪声，单位：mV
c 样品浓度
H 峰高，单位：mV（或AU）
V 进样体积
例：
如基线噪声为20微伏即0.02mV，萘的甲醇标样溶液浓度为0.0001g/L，峰高145000微伏即145mV，进样体积为20微升，即得：
CL=2*0.02*0.0001*20/145*20=2.76e-8
即10的负8次方
对仪器进行维护时应该遵循的几条基本规则
1. 一次规则
当系统出了故障，你可以试探性地改变某些状态，一次可以改变一个参数。例如，限制色谱峰脱维的问题，可以依次改变流动相，换保护柱，换分析柱等。做一些简单的改变步骤，也许就能解决问题。
2. 二次比较规则
在动手检修之前已经明确了故障所在，或者已经确定了解决故障的方案。换句话说，动手之前已经找对了解决办法。例如，在进样过程中发现内标物的峰值变低了，可以重复进样看看重复性如何，如果是偶然变低，是否是定量管里进了气泡。这个规则可用于考察系统改变后的情况。更换了流动向后在正式进样前可以进两次标准品以检查保留时间的稳定情况和色谱峰的稳定性。在梯度洗脱中如果出现了多余的峰，可以空载梯度洗脱一次（真的有问题吗？），用此规则可以避免不必要的改变，尽快确定纠正措施。
3. 取代规则
用好的部件换下可疑的部件，是查找故障的最好方法。如果你怀疑检测器引起了噪音，就换一个性能好的检测器。如果故障被排除了，就说明换下的检测器有问题。这个规则应用的规模有大有小，可以从换整个部件到换印刷线路板上的集成块。
4. 换回规则
这个规则和取代规则一起运用，好部件取代了可疑部件后情况并未得到改善，应重新换上原部件。这样做的维修费用最小，也防止了用过的部件积压下来。这条规则仅适用于单一的故障。换回原则不适用于以下的情况：
（1） 在取下时新部件已损坏（如泵密封垫圈）；
（2） 部件价格低（如柱内衬过滤片）；
（3） 重新装上原部件要冒损坏的风险；
（4） 定期更换的部件。
5. 参考条件规则
通常有两种参考条件：①标准参考条件；②试验参考条件。
标准参考条件也叫标准试验条件，是从一个系统到另一个系统，从一个实验室到另一个实验室都易于验证的条件。用该条件所测得的数据有助于识别实际试验和系统间的问题。如果在某试验条件下系统压力升高，而在标准条件下压力正常。这说明系统异常是由实验室的变化所引起的。下表列举了启用新色谱柱是的标准试验条件，在使用过程中也可用此标准试验条件检查系统的情况。
流动相 甲醇/水（体积比=70/30）
色谱柱 C18
反相 流速 1mL/min
检测器 UV 254nm
样品 尿嘧啶（用于t0）
苯酚，苯乙酮，硝基苯，苯甲醚，甲苯
流动相 正己烷/异丙醇（体积比=75/25）
色谱柱 腈基
极性键合相 流速 1mL/min
检测器 UV 254nm
样品 硝基苯，苄醇，2,4-二硝基甲苯，对硝基苄醇
流动相 正己烷/二氯甲烷/异丙醇胺（体积比=95/4/1）
色谱柱 硅胶
正相 流速 1mL/min
检测器 UV 254nm
样品 2-苯-2-丙醇，甲苄醇，肉桂醇
试验参考条件是用于检查正常系统每天的工作情况。要选最方便的方法验证这种条件。每天可以打印两张校正用色谱图作对照，检查保留时间、峰宽、系统压力等方面的变化。发现峰的斜率、色谱柱塔板数和其他参数与原来色谱图相比有了变化，说明系统在运行中可能发生了问题。当然发生问题不结合实际分析程序考虑，只通过查找标准参考色谱图是不能一目了然的。
6. 记录规则
这条规则往往被人忽视。应该在每次维护和故障排除后都作记录。例如，对系统的某一特定故障因为没作记录就不可能系统地分析问题，费时又费力。从长远挂点看，系统发生的特定故障对今后的操作也有极其重要的意义。每台仪器都应备有维修记录本，内容包括日期、故障部位、现象、产生的原因、解决的办法和结果等。还有一点要注意，试过或换下的部件都要贴上标志。
做好维修保养记录有如下好处：
（1） 让所有的操作人员都知道发生了什么故障，在操作过程中以引起注意；
（2） 帮助操作人员描述故障现象；
（3） 当再次发生故障时可根据资料尽快解决问题。
7. 预测规则
有维修实践和保养习惯的人员应能够预测系统的故障，平时在保养方面多投入些时间，系统会以减少故障作为报答，同时也消除了连锁性的损坏。例如，平时不注意保养，泵的密封垫圈坏了，造成流动相渗漏，会腐蚀泵和其它部件。善于保养能节约时间和金钱，而不是仪器控制了操作人员。例如，每天开始工作或结束工作时发现灯寿命引起基线漂移就把灯换下来。如果等到灯全坏了，就需要停机，造成的损失可能比一个灯的费用还要高。
8. 缓冲液规则
这条规则提醒你停机时一定要洗净系统中的缓冲物。系统中的缓冲物的残余会造成磨损、腐蚀和阻塞。另外，生理缓冲液极易受到细菌和霉菌的影响。理想的冲洗液是不含缓冲物的相同组成的流动相。不要让纯水储藏于系统中，以防生长细菌。可在水中加入10%的有机溶剂或0.02~0.05%的叠氮化钠。在实验室中应按如下程序冲洗：用纯水冲洗30~60min(1mL/min)再用甲醇冲洗30min后关机。千万不能一开机就用有机溶剂冲洗，否则无机盐就` 会沉淀在系统中，造成不良后果。
HPLC日常维护办法之一：压力异常
操作压力的变化往往是故障的征兆。从下表中找出所观察到的现象，并在右侧的列表中参考相应的解决方法。
A、 没有压力显示，没有流动相流动
原 因 解决方法
1Q、电源问题 1A、接通电源，开机
2Q、保险丝被烧坏 2A、更换保险丝
3Q、控制器设定不正确或设定失败 3A、a、采取恰当的设定 b、修理或更换控制器
4Q、柱塞杆折断 4A、更换柱塞杆
5Q、泵头内有空气 5A、溶剂脱气、启动泵抽出空气
6Q、流动相不足 6A、a、补充流动相b、更换入口滤头
7Q、单向阀损坏 7A、更换单向阀
8Q、漏液 8A、拧紧或更换手紧接头
B、 流动相流动正常，但没有压力显示
原 因 解决方法
1Q、仪表损坏 1A、更换仪表
2Q、压力传感器损坏 2A、更换压力传感器
C、 压力持续偏高
原 因 解决方法
1、流速设定过高 1、调整流速设定
2、柱前筛板堵塞 2、a、在允许情况下反冲色谱柱 b、更换筛板c、更换色谱柱
3、流动相使用不当或缓冲盐的结晶沉淀 3、a、使用恰当的流动相b、冲洗色谱柱
4、色谱柱选择不当 4、选择恰当的色谱柱
5、进样阀损坏 5、清洗或更换进样阀
6、柱温过低 6、提高温度
7、控制器失常 7、修理或更换控制器
8、保护柱阻塞 8、清洗或更换保护柱
9、在线过滤器阻塞 9、清洗或更换在线过滤器
D、 压力持续偏低
原 因 解决方法
1、流速设定过低 1、调整流速
2、系统漏液 2、确定漏液位置并维修
3、色谱柱选择不当 3、选择恰当的色谱柱
4、柱温过高 4、降低温度
5、控制器失常 5、维修或更换控制器
E、 压力不断上升
原 因 解决方法
1、见列表C 1、见列表C
F、 压力降为零
原 因 解决方法
1、见列表A、B 1、见列表A、B
G、 压力不断下降，但不回零
原 因 解决方法
1、见列表D 1、见列表D
H、 压力波动
原 因 解决方法
1、泵中有气体 1、a、溶剂脱气b、从泵中除去气体
2、单向阀损坏 2、更换单向阀
3、泵密封损坏 3、更换泵密封
4、脱气不充分 4、a、溶剂脱气b、改变脱气方法（使用在线脱气法等）
5、系统漏液 5、确定漏液位置并维修
6、使用梯度洗脱 6、由于流动相粘度的变化引起的压力波动
HPLC日常维护办法之二：漏液
通常可以通过拧紧或更换管路接头来解决漏液的问题。但值得注意的是过份拧紧会导致金属接头的漏液和塑料接头的磨损。如果通过稍微拧紧接头不能解决漏液的问题，就必须将接头取下，检查是否损坏（例如，卡套损坏、密封表面有杂质）；损坏的接头应该更换掉。
A、 接头处漏液
原 因
解决方法
1、接头松动
1、拧紧
2、接头磨损
2、更换
3、接头过紧
3、a、拧松，再重新拧紧
b、更换
4、接头被污染
4、a、拆下清洗
b、更换
5、部件不匹配
5、使用同一品牌的配件
B、 泵漏液
原 因
解决方法
1、单向阀松动
1、a、拧紧单向阀（不必拧的过紧）
b、更换单向阀
2、接头松动
2、拧紧接头（不必拧的过紧）
3、混合器密封损坏
3、a、更换混合器密封
b、更换混合器
4、泵密封损坏
4、维修或更换泵密封件
5、压力传感器损坏
5、维修或更换压力传感器
6、脉冲阻尼器损坏
6、更换脉冲阻尼器
7、比例阀损坏
7、a、检查隔膜，如果漏液立即更换
b、检查手紧接头，损坏的立即更换
8、放空阀的损坏
8、a、拧紧放空阀
b、更换放空阀
C、 进样阀漏液
原 因
解决方法
1、转子密封损坏
1、重新安装或更换进样阀
2、定量环阻塞
2、更换定量环
3、进样口密封松动
3、调整
4、进样针头尺寸不合适
4、使用恰当的进样针
5、废液管中产生虹吸
5、保持废液管高于废液液面
6、废液管阻塞
6、更换或疏通废液管
D、 色谱柱漏液
原 因
解决方法
1、尾端接头松动
1、拧紧接头
2、卡套内有填料
2、拆下、清洗卡套、重新安装
3、筛板厚度不合适
3、使用合适的筛板（参考下表）
筛板选择指导
物质粒径
筛板孔径
3-4u
0.5u
5-20u
2u
E、 检测器漏液
原 因
解决方法
1、流通池垫片损坏
1、a、避免过大的背景压力（压力降）
b、更换垫片
2、流通池窗破碎
2、更换窗口
3、手紧接头漏液
3、拧紧或更换
4、废液管阻塞
4、更换废液管
5、流通池阻塞
5、重新安装或更换
HPLC日常维护办法之三：谱图的各种问题
液相色谱系统的许多问题都能在谱图上反映出来。其中有一些问题可以通过改变设备参数得到解决；而其他的问题必须通过修改操作程序来解决。对于色谱柱和流动相的正确选择是得到好的色谱图的关键。
A、 峰拖尾
原 因
解决方法
1、筛板阻塞
1、a、反冲色谱柱
b、更换进口筛板
c、更换色谱柱
2、色谱柱塌陷
2、填充色谱柱
3、干扰峰
3、a、使用更长的色谱柱
b、改变流动相或更换色谱柱
4、流动相PH选择错误
4、调整PH值。对于碱性化合物，低PH值更有利于得到对称峰
5、样品与填料表面的溶化点发生反应
图
5、a、加入离子对试剂或碱性挥发性修饰剂
b、更改色谱柱
B、 峰前延
原 因
解决方法
1、柱温低
1、升高柱温
2、样品溶剂选择不恰当
2、使用流动相作为样品溶剂
3、样品过载
3、降低样品含量
4、色谱柱损坏
4、见A1、A2
C、 峰分叉
原 因
解决方法
1、 保护柱或分析柱污染
图
1、取下保护柱再进行分析。如果必要更换保护柱。如果分析柱阻塞，拆下来清洗。如果问题仍然存在，可能是柱子被强保留物质污染，运用适当的再生措施。如果问题仍然存在，入口可能被阻塞，更换筛板或更换色谱柱。
2、样品溶剂不溶于流动相
2、改变样品溶剂。如果可能采取流动相作为样品溶剂。
D、 峰变形
原 因
解决方法
1、样品过载
1、减少样品载量
E、 早出的峰变形
原 因
解决方法
1、样品溶剂选择不恰当
1、a、减少进样体积
b、运用低极性样品溶剂
F、 早出的峰拖尾程度大于晚出的峰
原 因
解决方法
1、柱外效应
1、a、调整系统连接（使用更短、内径更小的管路）
b、使用小体积的流通池
G、 K’增加时，脱尾更严重
原 因
解决方法
1、二级保留效应，反相模式
1、a、加入三乙胺（或碱性样品）
b、加入乙酸（或酸性样品）
c、加入盐或缓冲剂（或离子化样品）
d、更换一支柱子
2、二级保留效应，正相模式
2、a、加入三乙胺（或碱性样品）
b、加入乙酸（或酸性样品）
c、加入水（或多官能团化合物）
d、试用另一种方法
3、二级保留效应，离子对
3、加入三乙胺（或碱性样品）
H、 酸性或碱性化合物的峰拖尾
原 因
解决方法
1、缓冲不合适
1、a、使用浓度50-100mM的缓冲液
b、使用Pka等于流动相PH值的缓冲液
I、 额外的峰
原 因
解决方法
1、样品中有其他组份
1、正常
2、前一次进样的洗脱峰
2、a、增加运行时间或梯度斜率
b、提高流速
3、空位或鬼峰
3、a、检查流动相是否纯净
b、使用流动相作为样品溶剂
c、减少进样体积
J、 保留时间波动
原 因
解决方法
1、温控不当
1、调好柱温
2、流动相组分变化
2、防止变化（蒸发、反应等）
3、色谱柱没有平衡
3、在每一次运行之前给予足够的时间平衡色谱柱
K、 保留时间不断变化
原 因
解决方法
1、流速变化
1、重新设定流速
2、泵中有气泡
2、从泵中除去气泡
3、流动相选择不恰当
3、a、更换合适的流动相
b、选择合适的混合流动相
L、 基线漂移
原 因
解决方法
1、柱温波动。（即使是很小的温度变化都会引起基线的波动。通常影响示差检测器、电导检测器、较低灵敏度的紫外检测器或其它光电类检测器。）
1、控制好柱子和流动相的温度，在检测器之前使用热交换器
图
2、流动相不均匀。（流动相条件变化引起的基线漂移大于温度导致的漂移。）
2、使用HPLC级的溶剂，高纯度的盐和添加剂。流动相在使用前进行脱气，使用中使用氦气。
3、流通池被污染或有气体
3、用甲醇或其他强极性溶剂冲洗流通池。如有需要，可以用1N的硝酸。（不要用盐酸）
4、检测器出口阻塞。（高压造成流通池窗口破裂，产生噪音基线）
4、取出阻塞物或更换管子。参考检测器手册更换流通池窗。
5、流动相配比不当或流速变化
5、更改配比或流速。为避免这个问题可定期检查流动相组成及流速。
6、柱平衡慢，特别是流动相发生变化时
6、用中等强度的溶剂进行冲洗，更改流动相时，在分析前用10-20倍体积的新流动相对柱子进行冲洗。
7、流动相污染、变质或由低品质溶剂配成
7、检查流动相的组成。使用高品质的化学试剂及HPLC级的溶剂
8、样品中有强保留的物质（高K’值）以馒头峰样被洗脱出，从而表现出一个逐步升高的基线。
8、使用保护柱，如有必要，在进样之间或在分析过程中，定期用强溶剂冲洗柱子。
9、使用循环溶剂，但检测器未调整。
9、重新设定基线。当检测器动力学范围发生变化时，使用新的流动相。
10、检测器没有设定在最大吸收波长处。
10、将波长调整至最大吸收波长处
M、 基线噪音（规则的）
原 因
解决方法
1、在流动相、检测器或泵中有空气
1、流动相脱气。冲洗系统以除去检测器或泵中的空气。
2、漏液
图
2、见第三部分。检查管路接头是否松动，泵是否漏液，是否有盐析出和不正常的噪音。如有必要，更换泵密封。
3、流动相混合不完全
3、用手摇动使混合均匀或使用低粘度的溶剂
4、温度影响（柱温过高，检测器未加热）
4、减少差异或加上热交换器
5、在同一条线上有其他电子设备
5、断开LC、检测器和记录仪，检查干扰是否来自于外部，加以更正。
6、泵振动
6、在系统中加入脉冲阻尼器
N、 基线噪音（不规则的）
原 因
解决方法
1、 漏液
图
1、见第三部分。检查接头是否松动，泵是否漏液，是否有盐析出和不正常的噪音。如有必要，更换密封。检查流通池是否漏液。
2、流动相污染、变质或由低质溶剂配成
2、检查流动相的组成。
3、流动相各溶剂不相溶
3、选择互溶的流动相
4、检测器/记录仪电子元件的问题
4、断开检测器和记录仪的电源，检查并更正。
5、系统内有气泡
5、用强极性溶液清洗系统
6、检测器内有气泡
6、清洗检测器，在检测器后面安装背景压力调节器
7、流通池污染（即使是极少的污染物也会产生噪音。）
7、用1N的硝酸（不能用磷酸）清洗流通池
8、检测器灯能量不足
8、更换灯
9、色谱柱填料流失或阻塞
9、更换色谱柱
10、流动相混合不均匀或混合器工作不正常
10、维修或更换混合器，在流动相不走梯度时，建议不使用泵的混合装置
O、 宽峰
原 因
解决方法
1、流动相组成变化
1、重新制备新的流动相
2、流动相流速太低
2、调节流速
3、漏液（特别是在柱子和检测器之间）
3、见section 3。检查接头是否松动、泵是否漏液、是否有盐析出以及不正常的噪音。如果必要更换密封。
4、检测器设定不正确
4、调整设定
5、柱外效应影响
a、柱子过载
b、检测器对反应时间或池体积响应过大
c、柱子与检测器之间的管路太长或管路内径太大
d、记录仪响应时间太长
图
5、
a、 小体积进样（例如：10ul而不是100ul）以1：10或1：100的比例稀释样品
b、减少响应时间或使用更小的流通池
c、 使用内径为0.007-0.01的短管路
d、减少响应时间
6、缓冲液浓度太低
6、增加浓度
7、保护柱污染或失效
7、更换保护柱
8、色谱柱污染或失效，塔板数较低
8、更换同样类型的色谱柱。如果新柱子可以提供对称的色谱峰，则用强溶剂冲洗旧柱子。
9、柱入口塌陷
9、打开柱入口，填补塌陷或更换柱子
10、呈现两个或多个未被完全分离的物质的峰
10、选择其它类型的色谱柱以改善分离效果
11、柱温过低
11、提高柱温。除非特殊情况，温度不宜超过75℃
12、检测器时间常数太大
12、使用较小的时间常数
P、 分离度降低
原 因
解决方法
1、流动相污染或变质（引起保留时间变化）
1、重新配置流动相
2、保护柱或分析柱阻塞
图
2、去掉保护柱进行分析。如果必要则更换保护柱。如果分析柱阻塞，可进行反冲。如果问题仍然存在色谱柱可能被强保留的污染物损坏，建议使用恰当的再生程序。如果问题仍然存在，进口可能阻塞了，更换入口处的筛板或更换色谱柱。
Q、 所有的峰面积都太小
原 因
解决方法
1、检测器衰减设定过高
1、减少衰减的设定
2、检测器时间常数设定太大
2、设定较小的时间常数
3、进样量太少
3、增大进样量
4、记录仪连接不当
4、使用正确的连接
R、 所有的峰面积都太大
原 因
解决方法
1、检测器衰减设定过低
1、采取较大的衰减
2、进样过多
2、减少进样量
3、记录仪连接不正确
3、正确连接记录仪
HPLC日常维护办法之四：进样阀的问题
以下问题在使用进样阀过程中有可能发生。
A、 手动进样阀，转动不灵
原 因
解决方法
1、转子密封损坏
1、更换或调整转子密封
2、转子太紧
2、调整转子的松紧度
B、 手动进样阀，载样困难
原 因
解决方法
1、进样阀安装不当
1、重新安装
2、定量环阻塞
2、清洗或更换定量环
3、进样器污染
3、清洗或更换进样器
4、管路阻塞
4、清洗或更换管路
C、 自动进样阀，不能转动
原 因
解决方法
1、无压力（或电源）
1、提供恰当的压力（电源）
2、转子太紧
2、调整转子的松紧度
3、进样阀安装不当
3、重新安装
D、 自动进样阀，其它问题
原 因
解决方法
1、阻塞
1、清洗或更换阻塞部件
2、机械故障
2、见随机维修手册
3、控制器故障
3、维修或更换控制器
HPLC日常维护办法之五：由气味、景象和声音可以发现的问题
由气味、景象和声音可以发现的问题
你需要运用你所有的感官去发现液相色谱的问题。你最好养成习惯，每天花上几分钟运用你的感官（除了味觉）来“感觉”你的液相色谱是否存在问题，这样可以帮助你迅速找到问题所在。例如：在你看到漏液之前，你可能首先闻到它的气味。大部分的问题是可以通过眼睛看到。
A、 溶剂的气味
原 因
解决方法
1、漏液
1、见section 3
2、溅出
2、a、检查废液瓶是否已满
b、找到溅出的部位并清洗干净
B、 热气味
原 因
解决方法
1、仪器过热
1、a、检查并调节通风设施
b、检查并调节温度设定
c、关掉仪器，查找维修手册
C、 读数不正常
原 因
解决方法
1、压力不正常
1、见section 2
2、柱温箱问题
2、
a、检查并调节设定
b、参照用户手册
3、检测器灯失效
3、更换灯
D、 灯警告
原 因
解决方法
1、压力超出极限值
1、
a、检查是否阻塞
b、检查并调节极限值的设定
2、其它警示灯
2、见用户手册
E、 警告音
原 因
解决方法
1、溶剂泄漏/溅出
1、找到并解决
2、其它警告音
2、见用户手册
F、 刺耳的短音或长音
原 因
解决方法
1、轴承失效
1、见用户手册
2、润滑不够
2、进行恰当的润滑
3、机械故障
3、见用户手册
HPLC日常维护办法之六：常见故障及日常维护
常见故障及日常维护
下表中列出了液相色谱常见的一些问题，右侧中则列出的日常维护的方法可以减少问题出现的频率。括号中的数字是建议进行维护的时间间隔。用户手册则提供您更多的维护方法。
溶剂瓶
问 题
维 护
1、进口筛板阻塞
1、
a、更换（3-6个月）
b、过滤流动相，0.5u滤膜
2、气泡
2、流动相脱气
泵
问 题
维 护
1、气泡
1、流动相脱气
2、泵密封损坏
2、更换（3个月）
3、单向阀损坏
3、过滤流动相，运用在线过滤，准备备用单向阀
进样阀
问 题
维 护
1、转子密封损坏
1、
a、不要拧的过紧
b、过滤样品
色谱柱
问 题
维 护
1、筛板阻塞
1、a、过滤流动相
b、过滤样品
c、运用在线过滤或保护柱
2、柱头塌陷
2、a、避免使用PH>8的流动相（针对大部分硅胶的柱子）
b、使用保护柱
c、使用预柱（饱和色谱柱）
检测器
问 题
维 护
1、灯失效，检测器响应降低，噪音增大
1、更换（6个月）或准备备用灯
2、流通池有气泡
2、a、保持流通池清洁
b、池后使用反压抑制器
c、流动相脱气
一般
问 题
维 护
1、腐蚀/摩擦损坏
1、在不使用时保持系统缓冲液的清洁
原油非烃组成中烷基咔唑类和烷基苯酚类化合物的相对组成和浓度变化与油气运移、聚集和成藏的历史密切相关(Li等，1992；Larter等，1996)，它是目前有机地球化学领域的一个研究热点。盐湖盆地形成的原油中咔唑类和苯酚类化合物的分布和组成及其含量的变化还未见文献报道，这里我们将探讨一下江汉盐湖盆地不同原油中烷基咔唑和烷基苯酚系列的分布与组成特征及其浓度变化规律。
一、烷基苯酚
烷基苯酚是原油中的微量组分，目前检测了其中C0～C3的20个同系物(包建平和马安来，1998)。就江汉盐湖盆地的不同原油而言，其烷基苯酚系列的分布存在明显的差异。如图5-29所示，在相对富含有机硫化物的原油中如王场油田的重质富硫原油，其烷基苯酚系列的分布表现为2，4，6-三甲基苯酚占优势；而贫有机硫化物的原油则表现为C0取代的苯酚占绝对优势，如王4-5-1井原油。此外，在典型的未成熟原油中，三个甲基苯酚异构体中3-甲基苯酚的丰度较高，2-甲基和4-甲基苯酚的丰度相对较低；而在非未成熟油中三个甲基苯酚异构体相对丰度的变化顺序则是2-甲基＞4-甲基＞3-甲基。值得注意的另一个现象是来自王场油田的特别富硫的重质原油，在这类原油样品中，2，4，6-三甲基苯酚占绝对优势，这一个化合物就占到整个C0～C3苯酚系列的60%以上，而在其他样品一般均小于30%～40%，反映出这一类原油不仅在甾萜类生物标志物的分布和组成以及含硫化合物的组成上不同于一般的原油，而且在烷基苯酚的分布上也明显不同于一般盐湖盆地原油，这更进一步表明这类原油形成条件的特殊性。
不同原油中烷基苯酚的绝对浓度也存在明显的差异，且呈现出的一定的规律性。如在未成熟油中，烷基苯酚系列的浓度较高，一般大于15μg/mg油，而在成熟度较高的原油中则含量较低，一般小于10μg/mg油，且不同成熟度原油中烷基苯酚的含量与原油成熟度负相关性，反映出这类化合物的热稳定性较低(图5-30)。值得注意的是那些特别富硫的重质原油中，烷基苯酚系列的含量最高，大于40μg/mg油，比未成熟油高出近1倍，比成熟度较高的原油高出近4倍(图5-32)，显示出富硫原油特殊的地球化学特征。
但是，由于目前对烷基苯酚化合物在矿物燃料中的来源、分布和组成特征及成因机理等方面所知甚少，这方面的研究才刚刚开始。随着研究的深入，其应用领域必将得到扩大。
二、烷基咔唑系列
与烷基苯酚一样，烷基咔唑系列在盐湖盆地的原油中也属微量组分，但分布特征较为复杂。通过标样共注目前已确定了C0～C2咔唑系列19个化合物和三个苯并咔唑化合物。就盐湖盆地不同原油中烷基咔唑系列的分布特征而言，总体上可以分成两大类，其一是以王场油田特别富硫的重质原油为代表，如王31-6井和王31-12井，表现为C-1和C-8位上取代的屏蔽型和半裸露型异构体占绝对优势，如1-甲基、1，8-二甲基和1，4+1，5-二甲基咔唑，而非C-1和C-8位上取代的裸露型异构体则基本缺失，呈现出不完整的分布特征；其二是以非富硫原油为代表，表现为屏蔽型和半裸露型异构体的丰度较高，但裸露型异构体也有相当丰度。呈现出完整的烷基咔唑系列的分布特征(图5-31)。总体上看，烷基咔唑系列的分布特征与原油成熟度没有明显相关关系。此外，江汉盐湖盆地的原油均呈现出C0取代的咔唑化合物的丰度异常的低，这在其他非盐湖盆地形成的原油中是不常见到的。如在苏北油田和辽河油田的原油中，咔唑和1-甲基咔唑的丰度是相当的，都是烷基咔唑系列中的优势组分。这也可能是盐湖盆地原油在烷基咔唑系列组成的一个重要特征。
图5-29 江汉盐湖盆地不同原油中烷基苯酚分布特征
(纵坐标为相对丰度)
图5-30 江汉盐湖盆地不同原油中烷基苯酚和烷基咔唑系列浓度变化柱状图
1—潜深10井；2—明斜4-2井；3—广27井；4—王14井；5—王31-12井；6—王31-6井；7—王8-1井；8—潭34井；9—王4-5-1井；10—潜深5井；11—王3井
不同原油中烷基咔唑系列的绝对浓度恰与烷基苯酚系列相反，表现为未成熟油中烷基咔唑系列的含量最低，一般小于20μg/mg油，而成熟度相对较高的低成熟一临界成熟原油中含量较高，一般为30～50μg/mg油，且其含量变化与原油成熟度之间呈现出良好的正相关性(图5-30，图5-32)。尽管王场油田特别富硫的重质原油其成熟度并不高，C2920S/(20S+20R)值仅为0.35，但其烷基咔唑系列的含量则是最高的，均大于50μg/mg油。鉴于这类原油中同时具有较高含量的各类有机硫化物、烷基苯酚和烷基咔唑类化合物的这一特性，它可能暗示了O、S、N杂环化合物的形成所需要的地质-地球化学条件可能是相似的。
对于咔唑类化合物的应用目前局限于研究油气运移上，但这类化合物分布与组成特征及其含量变化是受哪些因素影响？它们是否属于一类独立于沉积环境、有机质类型和成熟度的特殊化合物还无从知晓。但是这些问题不解决又将直接影响这类化合物的地质应用，这应该引起我们的充分重视。
图5-31 江汉盐湖盆地不同原油中烷基咔唑系列分布特征
(纵坐标为相对丰度)
图5-32 江汉盐湖盆地不同原油烷基苯酚和烷基咔唑浓度与C2920S/(20S+20R)之间的关系
