几种常温羰基硫水解催化剂性能的比较

本文用微反评价装置测定了国内外的常温羰基硫水解催化剂Ｐ２３、Ａ、Ｅ及我院最新研制的ＱＳＪ—０１。结果表明，ＱＳＪ—０１的低温活性、活性稳定性明显优于Ｐ２３２１、Ａ、及Ｅ。并且ＱＳＪ—０１具有适应于高浓度ＣＯＳ的特点，是一种新型的宽浓度ＣＯＳ区域的水解催化剂。     

氮化碳基羰基硫水解催化剂工业侧线试验

目的 开发一种新型COS水解催化剂,使天然气中COS含量达到GB 17820-2018《天然气》的要求。方法 以工业级尿素制备氮化碳为载体,硝酸镁和硝酸铝为原料,采用共沉淀法在氮化碳表面生长镁铝复合氧化物,进行工业小试生产150 L氮化碳基羰基硫水解催化剂。在中石化元坝西南油气分公司净化厂脱硫单元开展了催化剂工业侧线试验。结果 该催化剂在温度为80～120℃、压力为4.8 MPa、空速为1 200～2 000 h^-1的条件下对羰基硫的水解活性达到97.0%～99.5%以上。结论 本研究制备的氮化碳复合镁铝氧化物作为COS水解催化剂,具有低温活性好、抗水及耐硫化氢能力强、机械强度高、稳定性能良好等优点,有望实现工业应用。     

合成甲醇原料气精脱硫中羰基硫水解催化剂的工业应用研究

羰基硫水解催化剂用于５万ｔ／ａ合成甲醇的原料气精脱硫，至今已运行了１０个月。结果表明，含１－１００ｍｇ／ｍ￣３羰基硫的原料气，在温度为１００—２１０℃、空速为３０００—６０００ｈ￣（－１）、压力为２．７ＭＰａ下，通过固定床反应器；羰基硫在催化剂上的水解转化率可达９０％以上。在整个运行期间，催化剂活性保持稳定、具有强的抗硫酸盐化中毒的性能。     

羰基硫水解技术的地位及应用前景

羰基硫(COS)水解技术是近年来崛起的有机硫转化新技术.它具有适应范围广、引入净化工艺投资少等优点,在合成原料气、特别是含氧合成气的净化、克劳斯(Claus)废气处理、脱硫废液处理及燃料油净制方面具有广阔的应用前景.     

天然气中有机硫固定床转化催化剂的研究

针对川东北高含硫气田开发中的高浓度有机硫问题,利用多元金属络合固定床转化催化剂制备技术,研究开发了天然气中气相固定床羰基硫（COS）水解催化剂,实验考察了催化剂在不同温度、空速、气体组成下的水解转化率影响,根据研究结果推荐了天然气中COS水解催化剂的使用条件。以川东北高含硫气田胺液吸收塔出口湿净化气为基础,当COS质量浓度为200～300mg/m~3时,考察了催化剂连续运行200h的COS水解性能稳定性。结果表明,COS水解率大于97%,反应器出口COS质量浓度小于10mg/m~3。天然气中气相固定床催化水解技术和配套水解催化剂可用于解决川东北高含硫气田以COS为主的有机硫脱除处理,使商品天然气达到GB 17820-2018《天然气》中总硫质量浓度小于20mg/m~3的要求。     

羰基硫催化水解反应机理及动力学研究

对LS-05催化剂上羰基硫（COS）水解反应的机理及反应动力学进行了研究。考察了COS、H2S在LS-05催化剂上常温吸附、程序升温脱附及发生表面反应过程中反应物和产物的质谱信号强度变化,分析COS催化水解反应机理;同时,通过调变COS水解反应温度和反应物浓度,得到一系列反应动力学数据,进而建立相应的反应速率方程,分析COS在催化剂上的反应过程。结果表明：羰基硫水解反应符合Langmuir-Hinshelwood（L-H）机理,模型回归方程的决定系数R²=0.998,回归结果与试验数据的误差在10%以内,说明所建的动力学模型具有较高的相关性和准确性。     

天然气脱硫工艺羰基硫水解催化剂失活研究

为研究羰基硫水解催化剂的失活机理,对PG新剂及旧剂进行了表征。低温氮气吸脱附实验表明：PG新剂比表面积大于330 m²/g,使用后催化剂比表面积降低20%以上,平均孔径增大,孔体积略有减小。SEM（扫描电子显微镜）照片表明：新鲜剂表面颗粒形貌均匀,失活催化剂比表面积减小,孔体积减小,孔道变大。XRD（X射线衍射）结果表明：PG新剂主要由AlO（OH）和Al₂O₃两种晶相构成,使用后催化剂除AlO（OH）相外,均新增Al（OH）₃相,且随床层高度下移,Al（OH）₃衍射峰强度逐渐削弱。XRF（X射线荧光法）结果表明：PG新剂主要组成为氧化铝和少量氧化钠,反应后催化剂上积聚了一定量的含碳、氮和硫的物质,且氧化钠的含量有所降低。CO₂-TPD（CO₂程序升温脱附）结果表明：PG新剂上存在丰富的弱碱性中心,而反应后催化剂上硫等杂质的沉积导致弱碱性中心数量显著减少。     

硫磺回收催化剂CT6—7的工业试验

CT6—7催化剂于2001年装入川西北净化厂硫磺回收装置进行了工业试验。川西北净化厂共有两套硫磺回收装置,两套装置的规模与工艺条件基本相当。由于部分使用CT6—7催化剂,使得B套一级反应器的转化效果明显优于A套,COS水解率平均值高于A套约2个百分点,CS2水解率高于A套约24个百分点,致使一级反应器硫转化率高于A套约7个百分点。     

水解催化剂PURASPECTM2312在高含硫天然气净化厂的应用

普光天然气净化厂联合装置脱硫单元脱羰基硫水解采用了JOHNSON MATTHEY开发的PURASPEC~(TM)2312催化剂,其设计使用寿命为6年,在普光已使用8年,使用期间未进行过撇头和更换。通过跟踪装置运行期间不同时段的催化剂性能,结合该催化剂运行过程中的最佳工艺参数,总结了稳定催化剂运行的工艺措施,可为国内其他类似工况催化剂的长周期运行提供参考和借鉴。     

CS2和COS低温水解催化剂及反应机理研究进展

综述了近年来纳米纤维、类水滑石、单原子和三维有序大孔材料等新型材料催化剂用于CS2、羰基硫(COS)水解反应的发展近状.讨论了CS2与COS水解反应机理,并结合量子化学方法分析了碱性活性位点对CS2和COS水解反应的促进作用.     

CT6-11尾气低温加氢催化剂在二硫化碳厂硫回收装置的应用

介绍了二硫化碳行业的某硫磺回收及尾气处理装置的概况,并对开工初期的过程气组成进行了分析,得到了有机硫水解、加氢后的气体组成等数据。对硫磺回收过程中的氢耗较高、压差较大、急冷水pH值降低等原因进行了探讨,并结合催化剂评价,提出了相应的建议。在加氢催化剂重新硫化后,该装置加氢段运行良好。工业应用的结果表明,CT6-11尾气低温加氢催化剂+CT6-8钛基催化剂组合在二硫化碳厂的硫回收装置上得到了成功应用,可大力应用于同类工艺装置。     

CT6-4B和CT6-5B硫磺回收催化剂的应用分析

介绍了CT6-4B、CT6-5B硫磺回收催化剂在独山子石化公司硫磺回收装置上的应用情况。特别是在装置加工负荷超过设计值50%的高负荷工况下,以及装置在线分析仪失灵、二级转化器掺混阀卡涩等异常工况下,两种催化剂的活性均保持良好,保证了装置的尾气达标排放。这些使用经验对同类装置该催化剂的使用有一定的借鉴意义。     

炼油厂硫磺回收装置尾气SO2达标排放技术工业应用

针对硫磺回收装置尾气SO_2达标排放问题,开发了SO_2超低排放核心技术。通过在克劳斯段采用有机硫水解性能优良的CT6-8钛基硫磺回收催化剂、在尾气加氢反应器中采用CT6-11新型尾气低温水解催化剂和在加氢尾气脱硫系统采用CT8-26加氢尾气H_2S深度脱除溶剂,达到了降低装置排放尾气中SO_2质量浓度的目的。该技术在塔河炼化公司和中金石化公司成功进行了工业应用,实现了排放烟气中SO_2质量浓度分别低至50 mg/m~3和31 mg/m~3以下的超低排放水平。     

高含硫天然气净化装置高效运行关键技术研究及应用北大核心CSCD

目的①提高胺液选择性吸收效果,降低装置能耗;②提升液硫产品品质,降低排放烟气中SO_(2)质量浓度;③实现催化剂的国产化应用。方法以数据模拟为指导,结合现场试验,优化装置运行参数,拆除2层吸收塔塔盘。结果产品气收率提升1.3个百分点以上,胺液循环泵电机电耗降低12.46%,胺液再生蒸汽降低11%。通过实施液硫鼓泡脱气、液硫池废气入克劳斯炉及热氮吹硫技术改造,液硫产品品质稳定达标,排放烟气中SO_(2)质量浓度<200 mg/m^(3)。通过开发应用国产水解、制硫、加氢催化剂,均取得了良好的应用效果,具备推广应用价值。结论通过系列生产优化、技术改造、催化剂国产化应用,推动了高含硫气田的进一步发展。     

CT6-4B和CT6-8B催化剂在硫磺回收装置的应用

针对广西石化公司6×10^4 t/a硫磺回收装置排放烟气中SO 2质量浓度高的问题,采用多种手段排查分析,确定原因是一级转化器制硫催化剂的有机硫水解率下降,引起过程气中有机硫含量升高。将其更换为中国石油西南油气田公司天然气研究院自主研发生产的制硫催化剂CT6-4B和CT6-8B后,结果表明,有机硫水解率得到大幅提高,排放烟气中SO 2质量浓度从接近400 mg/m^3降至120 mg/m^3以下,满足GB 31570-2015《石油炼制工业污染物排放标准》中对于广西地区排放烟气中SO 2质量浓度低于400 mg/m^3的排放限值。     

万州分厂商品天然气总硫达标技术研究

针对中国石油西南油气田公司高含硫气田开发过程中的有机硫特别是高浓度羰基硫脱除问题,以天然气净化总厂万州分厂为例,分析了目前原料气和净化气组成现状、设计与实际运行情况,指出羰基硫脱除是万州分厂产品天然气总硫达标的关键技术难题,解决方法为:①利用高效脱硫溶剂,但会损失产品气量,影响下游硫磺回收装置燃烧炉稳定运行;②利用组合...     

天然气净化厂SO2达标排放技术适应性分析研究

目的解决国内中小规模天然气净化厂硫磺回收装置烟气中SO₂达标排放及装置在低负荷或低H₂S含量的条件下开工、停工除硫及加氢催化剂预硫化期间高浓度SO₂短时超标排放的问题。 方法统计研究了国内28座天然气净化厂硫磺回收、尾气处理工艺和硫磺产量,分析了现阶段还原吸收、氧化吸收、碱液洗涤及液相氧化还原4种处理工艺在天然气行业的应用情况,介绍了天然气研究院开发的Claus尾气中SO₂催化吸附技术的相关情况。 结果对天然气净化厂SO₂减排技术提出以下建议:①充分重视气田潜硫量变化引起的装置低负荷稳定运行等问题;②现有装置增设尾气处理装置时,避免对原硫磺回收装置工艺进行改变,选择环保、无二次污染物产生且能与工厂智能化建设衔接的工艺技术;③SO₂减排需从源头解决问题,着眼于硫磺回收单元的精细化操作和管理、催化剂正确使用及性能跟踪分析,进而提高硫回收率,减少后端处理的负荷。 结论采用上述研究结果,一方面可保障硫磺回收装置长周期稳定运行,另一方面可在现有排放的基础上进一步减少SO₂排放。      

低温加氢催化剂CT6-11在硫磺回收装置RAR尾气处理单元的应用

独山子石化公司4 000 t/a硫磺回收及尾气处理装置自2011年8月起开始使用低温尾气加氢催化剂CT6-11。1年多的运行实践表明,低温尾气加氢催化剂CT6-11具有良好的低温加氢水解性能,SO₂加氢转化率达到100%,COS水解率超过99%。      

大型天然气净化厂硫磺回收加氢尾气深度脱硫技术研究及工业应用

针对硫磺回收加氢尾气脱硫溶剂在低压下脱硫效果不理想导致排放尾气中SO_2质量浓度较高的问题,研究开发出了CT8-26加氢尾气深度脱硫溶剂,并在遂宁龙王庙天然气净化厂尾气处理装置上得到工业应用。应用结果表明,在天然气净化厂气质条件下,可使脱硫后加氢尾气中的H2S质量浓度20mg/m~3,能显著降低排放尾气中的SO_2质量浓度。