加氢处理装置循环氢脱硫贫胺液泵管道布置探讨

循环氢脱硫贫胺液泵是加氢处理装置中配管设计的难点。与泵和液力透平相连的管道管径大,压力等级高,其配管设计的合理性对循环氢脱硫贫胺液泵的正常操作、检修以及整个装置的正常运行起着重要作用。对加氢处理装置中循环氢脱硫贫胺液泵的平面布置、平台和构架的设置、管道布置、管道支架设置等方面的设计特点和注意事项进行了探讨,对比了两组液力透平入口管道布置方案,根据分析得出了优化设计方案。     

胺液中Na+对脱硫过程的影响及对策

针对大连西太平洋石油化工有限公司硫磺装置胺液脱硫系统在运行过程中出现贫胺液中硫化氢含量过高,脱硫后气体中硫化氢含量超标等问题。研究发现胺液中含有大量的Na+（高达7 800 ?g/g）是导致上述现象的主要原因。经实验室多次试验后,确定采用离子交换方法脱除胺液中的Na+,工业应用后检测脱钠后的贫胺液中硫化氢含量由4.0 g/L降低到1.5 g/L,气体脱硫深度显著提高,同时脱硫系统蒸汽使用量减少8 t/h。     

胺液脱硫系统再生性能下降原因及对策分析

通过实验讨论,对相应脱硫剂的再生性能、再生贫液杂质组成、实验净化处理措施进行了分析,探讨胺液脱硫系统再生性能下降的原因,进而提出相应的应对措施,以实现胺液脱硫系统的平稳运行。     

低含硫天然气脱硫装置关键参数对净化气质量影响研究

随着GB 17820—2018 《天然气》的实施,天然气质量要求愈加严格。应用HYSYS软件对中国石油某低含硫净化厂脱硫装置系统构建流程模型,通过模拟计算分析了胺液循环量和浓度、吸收塔塔板数、原料气温度和压力、贫液温度参数变化对净化气中H2S、CO_2含量的影响程度。研究结果表明:各参数因素对H2S净化效果的影响由大到小依次为胺液循环量、原料气温度、贫液温度、原料气压力、吸收塔塔板数、胺液浓度;对CO_2净化效果的影响由大到小依次为胺液循环量、原料气温度、吸收塔塔板数、贫液温度、原料气压力、胺液浓度;通过模拟调节胺液循环量为95.50 m~3/h、原料气压力为5.25 MPa、温度20℃和贫液入塔温度34.3℃,可满足低能耗下的净化气H2S、CO_2含量达标。基于影响程度排序的胺液循环量、原料气温度和压力、贫液温度的多参数调节,可为现场脱硫装置生产运行优化提供一定指导参考。     

胺法气体脱硫模拟分析

利用PRO/Ⅱ软件对胺法气体脱硫工艺进行模拟分析 ,研究了贫胺液中H2 S含量与再生塔的冷凝器、再沸器热负荷的关系 ,指出了胺法气体脱硫生产优化的思路 ,有效地降低了脱硫的能耗     

硫化氢对胺法气体脱硫能耗的影响

利用PRO/Ⅱ软件对胺法气体脱硫工艺进行模拟分析,研究了贫胺液中H_2S含量与再生塔的冷凝器、再沸器热负荷的关系,指出了胺法气体脱硫优化操作的方向,为胺法气体脱硫工艺的生产调优提供理论依据,有效地降低了脱硫的能耗。     

柴油加氢精制装置胺液脱硫系统问题分析及对策

某石化公司260×10⁴t/a柴油加氢精制装置胺液脱硫系统包括循环氢脱硫和干气脱硫2部分,脱硫工艺使用N-甲基二乙醇胺(MDEA)作为脱硫剂,循环氢和干气分别在浮阀塔和填料塔中与脱硫剂逆流接触,发生化学反应以脱除H2S。但是,由于胺液发泡导致循环氢脱硫塔冲塔,循环氢带液使循环机跳停,造成装置非计划停工,严重影响装置安全生产和长周期稳定运行。针对胺液发泡问题,研究发现贫胺液夹带机械杂质多,循环氢/干气带液和脱硫塔T103/T104运行负荷过大是该装置胺液发泡的主要原因,并提出了原料气及胺液净化处理、优化工艺操作参数、加注合适的消泡剂和使用性能更优的塔盘的措施,以供同类装置借鉴。     

HYSYS流程模拟在溶剂再生脱硫装置的应用

利用HYSYS软件对中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司Ⅰ号催化裂化干气、液化石油气脱硫及配套溶剂再生装置进行流程模拟,运用软件自带Amine Pkg流体物性包中Li-Mather方法进行稳态模拟,对影响脱硫装置净化干气硫化氢超标的原因进行技术分析,得出了因胺液净化器投用,胺液系统热稳态盐含量大幅下降,贫胺液浓度过低,最终导致再生效果不佳是净化干气硫化氢超标的主要原因。同时对装置进行节能优化,找出影响再生塔底重沸器热负荷的因素。对低盐胺液系统,当贫胺液浓度维持30%~35%、进料温度维持90~100℃、贫胺液中H_2S质量浓度为1.0~1.5 g/L时,既能满足产品质量需求,又能达到节能降耗目的。     

液态烃脱硫工艺过程分析

分析了延迟焦化装置液态烃脱硫的工艺过程,重点讨论了贫胺液脱硫、碱液预脱硫、催化剂碱液脱硫、固定床催化剂脱硫的特点及效果。结果表明,各脱硫过程相辅相成,可以根据实际生产情况调整各自用量,使产品质量及安全环保双赢。     

天然气脱硫脱碳工艺的模拟优化

为了解决某天然气净化厂天然气硫、碳含量超标的问题,采用HYSYS模拟软件,对吸收塔的胺液进料量、吸收塔塔板数、胺液进料方式及再生塔的塔板数进行模拟。结果表明:在脱硫脱碳过程中,混合胺溶液m(H_2O)∶m(甲基二乙醇胺)∶m(二乙醇胺)为52∶45∶3最佳;吸收塔最优操作条件为:贫胺液总进料量为1 600 kmol/h,吸收塔塔板数为12块,贫胺液Ⅰ由吸收塔第1块塔板进料,贫胺液Ⅱ由吸收塔第5块塔板进料,m(贫胺液Ⅰ)/m(贫胺液Ⅱ)为7∶3时,吸收过程具有良好的脱酸气效果,天然气中H_2S的质量浓度为2 mg/m~3,CO_2的体积分数为2.32%。再生塔宜选用14或15块塔板。     

硫磺回收装置烟气碱法脱硫工艺存在问题及解决方案

目的对140 kt/a硫磺回收装置新增烟气碱洗单元的运行情况进行总结,分析烟气碱洗单元运行过程中出现的异常情况,并提出应对措施。 方法①总结碱洗单元的运行情况,对操作参数及烟气排放情况进行分析;②将冲洗水由工业水改为除盐水,同时稳定控制碱液pH值,解决了烟气碱洗塔压降增大的问题;③优化工艺操作,对碱洗塔与循环槽连通管线进行改造,解决了碱洗塔液位波动的问题;④保证氧化空气供给,调整碱液pH值,防止急冷塔氨逃逸,解决了含盐废水超标的问题。 结果解决了烟气碱洗单元运行过程中出现的问题,该工艺单元于2017年7月建成投运,稳定运行至2022年3月装置大修,连续运行时间超过1 700 d。 结论实现了装置的长周期稳定运行,烟气中SO₂排放稳定达标,远低于排放标准的要求,可为同类装置提供参考。      

高硫容干法脱硫技术在塔六凝析气田的应用

为保障塔六凝析气田正常生产和装置的安全运行,需对气田的酸性天然气进行处理。综合考虑塔六凝析气田的地质条件、运行成本、工艺流程等因素,选择高硫容干法脱硫技术对含硫天然气进行处理。概述干法脱硫的技术特点、反应原理及该脱硫装置的主要生产工艺、配套工艺,表述该装置设计运行要求,介绍判断脱硫效果及选择更换脱硫剂时机的方法,对脱硫后的H2S浓度进行统计分析。验证了该脱硫方法的有效性,提出了在生产过程中存在的问题,总结了干法脱硫技术的运行经验。     

劣质重油加工技术的挑战与对策——轻型乘用车电动化对重质油加工的影响

通过对我国北方地区某LNG装置脱酸系统吸收塔、再生塔运行不稳定问题长达3年的现场跟踪探索,尝试了各种治理措施,最后通过排除法和对塔盘的水力计算分析,揭示出初始的发泡造成的降液管阻塞型液泛是造成高负荷下操作不稳定的根本原因。对两塔及塔内件进行了完全更换,两塔改造前后运行情况的对比证实了理论上的分析判断,并为LNG装置脱酸系统设计和运行时发泡问题的处理提供了有益经验。     

常减压蒸馏装置减压塔顶含硫不凝气的喷射增压脱硫技术

介绍了一种应用于减压塔顶等低压富含硫化氢气体的增压脱硫工艺技术。该技术直接采用液体脱硫剂为驱动介质,通过液体喷射方式将减压塔顶低压富含硫化氢气体(或其它低压气体)增压,经与一定浓度的液体脱硫剂充分混合,气体中的硫化氢则与脱硫剂完全反应,从而实现包括减顶气在内的低压含硫气体的增压及高效深度脱除硫化氢气体的目的。通过大型工业装置应用表明,该技术可在深度脱除硫化氢的同时有效改善低压气体的压力使用条件,为加热炉提供环保型气体燃料,有效降低加热炉烟气中二氧化硫含量,工业应用表明可使减顶燃料气硫质量分数小于0.25%,在减压炉用燃料油含硫量不大于1%时,排放烟气的SO2质量浓度可不大于850 mg/m3,满足排放要求。与传统的采用压缩机将低压气体增压后进行塔式低压吸收脱硫工艺相比,减少了压缩机投资和维护费用,具有工艺流程简单、占地小、节省投资、容易操作和维护及增压和脱硫效率高的优点。     

含硫气井络合铁单井脱硫工艺优化

YS1井原料气中H_2S摩尔分数为5.23%,为高含硫气井,采用络合铁单井脱硫工艺进行开采。络合铁脱硫工艺具有硫容高、投资成本低、节约占地等优势,为含硫油气田的单井试采提供了一种新的经济、高效的脱硫处理技术,社会经济效益显著。但络合铁脱硫工艺普遍存在硫磺堵塞、尾气异味、硫膏收集困难等问题。通过总结YS1井的生产经验,提出了硫沉积监测及控制技术、有机硫除臭系统、硫膏收集系统及热能利用技术的优化,提高了装置连续运行的稳定性及经济性,对络合铁单井脱硫工艺的推广具有指导意义。     

炼厂气脱硫的清洁操作问题

醇胺降解、装置腐蚀和溶液发泡是炼厂气醇胺法脱硫装置经常遇到了三类操作问题。从分析炼厂气的性质和配中硫溶液的特点大于,讨论了操作问题的起因及其内在联系。根据国内外的工业经验,提出保持溶液清洁是维持装置驼转的关键,开阐明了相应的技术措施。     

碱液脱硫在天然气净化厂的应用北大核心CSCD

目的针对天然气净化厂硫磺回收尾气处理装置的运行特点及现有工艺的优缺点,提出一种能够适应中小规模、工况变化大的尾气处理工艺。方法采用碱液脱硫工艺应用于天然气净化厂硫磺回收尾气处理,采取了尾气NaOH碱洗“洗涤塔+脱硫塔”双塔组合脱硫、优化焚烧炉结构、提升硫酸钠产品指标等措施。结果碱液脱硫后,排放尾气中SO_(2)质量浓度为10~268 mg/m^(3),满足GB 39728-2020《陆上石油天然气开采工业污染物排放标准》的要求,且副产物硫酸钠满足合格品要求直接外销。结论碱洗脱硫可满足天然气净化厂尾气处理装置技术、经济性的要求,同时取得了巨大的环保效益,可为同类装置提供技术参考。     

常减压蒸馏装置实施镁法烟气脱硫可行性分析

针对炼油厂二氧化硫烟气排放造成的污染,镁法烟气脱硫技术具有工艺成熟、投资少、脱硫效率高、吸收剂用量少、原料来源广泛、副产物利用途径多等优点,并以某公司常减压蒸馏装置镁法烟气脱硫设施的运行情况和成本为实例,分析了炼油厂应用镁法烟气脱硫技术的可行性。     

Bio-SR工艺用于天然气脱硫的研究

在对比传统脱硫方法的基础上,结合B io-SR工艺特点,分析了该工艺应用于天然气脱硫净化的可行性。通过单因素实验考察了初始Fe3+浓度、原料气浓度和初始pH值等因素对脱硫效率的影响,初步确定了适宜的控制参数。实验结果表明,该工艺对气量大、低浓度H2S(<1000mg/m3)有快速高效的净化作用,出气达到管输天然气标准。     

醇胺法干气脱硫工艺在催化裂化装置上的应用

某炼油厂1.0 Mt/a重油催化裂化装置采用醇胺法干气脱硫工艺。标定结果表明,该工艺操作简单,运行平稳。由于干气脱硫塔前设有干气分液罐,消除了原稳定装置干气带液的问题;杜绝了干气携带胺液的问题;工艺脱硫效果显著,净化后的干气中硫化氢含量由原来的6 071 mg/m~3降低到16 mg/m~3。