铁基脱硫剂超重力法脱除硫化氢

用N₂和H₂S的混合气模拟含硫天然气, 以铁基脱硫剂为脱硫液, 采用超重力旋转填充床(RPB)进行脱除H₂S的集约化实验研究, 考察了原料气H₂S质量浓度、含硫原料气流量、脱硫液流量、温度及RPB转子转速对H₂S脱除率的影响。实验结果表明, 铁基脱硫剂超重力法脱除H₂S的较佳工艺条件为原料气H₂S含量14g/m³, 原料气流量0.45m³/h, 脱硫液流量13.5L/h, 脱硫液温度40℃, RPB转子转速1000r/min。在此条件下, H₂S脱除率稳定在99.98%以上, 脱硫后净化气H₂S含量小于2mg/m³。另外, 舍弃再生用RPB, 采用直接向脱硫富液储槽鼓空气的方法, 脱硫剂氧化再生良好, 脱硫效果保持不变, 且可长时间稳定运行。因此, 铁基脱硫剂超重力法脱硫工艺简单、效率高、设备体积小, 可实现海洋油气平台天然气或石油伴生气脱硫的集约化, 工业化应用前景广阔。     

MDEA复配胺液脱除天然气中H2S性能

为了研究以N-甲基二乙醇胺（MDEA）为主体的MDEA+一乙醇胺（MEA）和MDEA+二乙烯三胺（DETA）两种配方混合胺液脱除H₂S性能,给工业中天然气脱硫配方提供参考和基础数据。利用小型反应釜进行吸收实验,使用单一MDEA胺液进行了工艺参数的筛选,同时考察吸收温度、吸收压力、再生温度对胺液脱除H₂S性能影响,得出升高吸收温度、吸收压力均可在一定程度内提升MDEA胺液的H₂S吸收效果,但当吸收温度过高时会降低胺液的H₂S吸收效果,吸收压力过高会造成脱硫成本的增加,筛选出最优吸收温度50℃,吸收压力5MPa,解吸油浴温度125℃。在优选出的实验工艺参数条件下进行不同添加剂对MDEA胺液脱除H₂S性能影响研究,考察不同配比的MDEA+DETA混合胺液和MDEA+MEA混合胺液脱除天然气中H₂S吸收及解吸性能。通过分析不同配比胺液的吸收负荷、吸收速率及解吸率等指标得出,MDEA单一胺液中添加二乙烯三胺（DETA）、一乙醇胺（MEA）胺液均可提升其H₂S吸收性能但并不利于胺液H₂S解吸性能的提升。性能较优配方为2.4mol/L MDEA+0.6mol/L MEA、2.4mol/L MDEA+0.6mol/L DETA混合胺液。     

高效有机硫脱除溶剂CT8-24的工业应用

针对常规甲基二乙醇胺（MDEA）脱硫溶剂对有机硫脱除率不高、含有机硫的天然气脱硫后不能满足GB17820—2018对管输气要求的问题,中国石油西南油气田公司天然气研究院开发了高效有机硫脱除溶剂CT8-24,在室内研究以及中间放大试验的基础上,在重庆天然气净化总厂引进分厂400×10⁴m³/d装置上进行了工业应用。考察了溶剂在不同循环量、处理量、吸收塔板数以及再生温度等条件下的吸收性能,确定了较适宜的工艺操作参数。结果表明,将引进分厂400×10⁴m³/d装置原用的MDEA水溶液改换为CT8-24后,装置运行平稳。在35层吸收塔板下,产品中H₂S含量＜6mg/m³,总硫＜20mg/m³,达到GB17820—2018的要求。同时分析研究了CT8-24类物理-化学溶剂对MDEA脱硫装置的适应性,为其他净化厂气质达标改造工作奠定了坚实基础。     

适合高含硫天然气的脱硫脱碳工艺研究

在分析了目标高含硫天然气组分及含量的基础上,采用MDEA/DEA混合胺溶液对高含硫天然气进行脱硫脱碳处理,并对MDEA/DEA法脱硫脱碳工艺的主要参数进行了优化。确定最佳工艺参数为：MDEA/DEA混合胺溶液中MDEA和DEA的质量浓度分别为41.0%和5.0%、MDEA/DEA混合胺溶液循环量为105 m³·h^-1、吸收塔压力为4 MPa、吸收塔塔板数为20块、MDEA/DEA混合胺溶液温度为40℃,在此条件下,净化气中H₂S和CO₂的含量分别为10.69 mg·m^-3和2.74%,能够达到GB 17820-2018中二类天然气的质量要求。     

生物法脱除含硫气体中硫化氢试验研究

进行了生物法脱除含硫气体中硫化氢的试验研究,在处理量约30 m³/h、原料气中φ(H₂S)为0.2%的条件下,考察了气液比等参数对脱硫效果和硫黄生成的影响,在氧硫比为1.5时,系统产生生物硫黄,脱硫液形成乳浊液,净化气中φ(H₂S)<20 mg/m³。     

天然气脱除硫化氢的研究

用甲基二乙醇胺(MDEA)脱除天然气中的硫化氢,研究反应温度与MDEA浓度对脱硫效果的影响。甲基二乙醇胺最优工作温度为15～30℃,最佳浓度范围为40%～50%,原料气空速范围为1.5～3.5 h^(-1),脱硫剂空速范围为0.55～1.2 h(-1),脱硫剂空速范围为0.55～1.2 h^(-1)。与二乙醇胺(DEA)对比,在吸收温度20℃下,MDEA与DEA溶液浓度45%,DEA第180 h时硫含量>0.2 mg/L,超过二类气标准,MDEA在第276 h时硫含量>0.2 mg/L。10 mL硫含量大于二类气要求的时间增加53%,证明甲基二乙醇胺较二乙醇胺脱硫效果大幅增加,为采油厂工艺迭代提供了数据。     

改进型脱硫溶剂DS05—2在天然气有机硫脱除的应用

延长石油天然股份有限公司为应对未来井口气组份变化,更好满足企业天然气事业发展需要,联合醇胺产品生产企业—江苏苏太湖新材料控股有限公司进行了天然气有机硫脱除工业化中试试验,以实现天然气中H₂S脱除的同时、部分CO₂和少量有机硫。实验表明：改进型脱硫溶剂DS05-2,在保证净化气硫化氢达标的同时,较好地脱除了原料天然气中CO₂和有机硫,提高气体净化质量,有较好的推广应用价值。     

含硫天然气脱硫工艺关键参数优化

为了提高含硫天然气的脱硫处理效率，以中国石油某天然气净化厂的原料气为研究对象，在分析了其组分及含量的基础上，采用Aspen HYSYS软件对MDEA法脱硫工艺的关键参数进行了优化，主要考察了吸收塔压力、贫胺溶液循环量、吸收塔塔板数、贫液温度、原料气温度以及再生塔回流比等参数对脱硫效果的影响。结果表明：吸收塔压力越高、贫胺溶液循环量越大、再生塔回流比越高，净化气中H₂S的含量就越低；而贫液温度和原料气温度越高，净化气中H₂S的含量就越高；随着吸收塔塔板数的逐渐增多，净化气中H₂S含量则呈现出“先降低后升高”的趋势。由此得出适合目标天然气的最佳脱硫工艺参数为：吸收塔压力为3.5MPa，贫胺溶液循环量为105m³·h^-1，吸收塔塔板数为20块，贫液温度为40℃，原料气温度为20℃，再生塔回流比为0.8。在此工艺参数条件下净化气中H₂S的含量低于6mg·m^-3，能够满足GB 17820-2018中的一类气标准。     

湿法磷酸中脱除重金属的工艺研究

介绍了一种H₂S循环脱湿法磷酸重金属的新工艺,通过对比分析了H₂S循环脱湿法磷酸重金属新工艺与传统Na₂S溶液脱重金属工艺的脱除效率、工艺安全性、循环经济性以及技术经济性,结论如下：H₂S循环脱湿法磷酸重金属新工艺可以实现脱As后折85%H₃PO₄中As指标降至0.5mg/kg;本工艺拥有较高的工艺安全性、循环经济性、技术经济性,可使原料Na₂S和NaOH的消耗量优化倍数达到了117、5.8倍,S元素的总利用率为94.5%,H₂S循环脱重金属新工艺的尾气量由传统工艺的10 400 m³/kg(以As计)减至4 800 m³/kg(以As计)。     

基于分子管理的脱有机硫复配型溶剂的开发与应用

基于分子管理理念, 对脱有机硫复配型溶剂进行组成设计。采用两维溶解度参数理论, 筛选出与甲硫醇溶解度参数接近的溶剂作为复配溶剂中提高甲硫醇脱除率的组分;并根据胺的碱性、空间位阻效应对其与COS反应速率的影响规律, 选择具有较小空间位阻效应和适当强度碱性的环状胺类作为提高COS脱除率的溶剂组分。根据原料气的有机硫分布特点, 将所筛选的溶剂组分按一定比例配入N-甲基二乙醇胺(MDEA)中, 获得了两种复配溶剂(UDS-I, UDS-II)。脱硫实验结果表明, 对于COS占有机硫总量94%的天然气, UDS-I溶剂的COS脱除率较MDEA高出近44个百分点, 其净化天然气质量满足一类气的指标要求;对于甲硫醇占有机硫总量79%的焦化液化气, UDS-II溶剂的甲硫醇脱除率较MDEA高出近50个百分点, 其净化液化气的总硫含量满足民用液化气指标要求。     

Microbial removal of sulfur dioxide from a gas stream

A study of the feasibility of utilizing the Thiobacillus ferrooxidans or Desulfovibrio desulfuricans bacterium for microbial removal of sulfur dioxide from flue gases has been carried out. Sulfur dioxide may be readily reduced to H₂S by contact with sulfate-reducing microorganisms in which Desulfovibrio desulfuricans were dominant in the first stage. The H₂S was then oxidized to sulfur by the ferric sulfate in a second stage where ferrous ions were regenerated. These results were compared to microbial oxidation of SO₂ from flue gases to sulfate by Thiobacillus ferrooxidans. The mechanisms for the reduction of SO₂ to H₂S in the presence of Desulfovibrio desulfuricans and the oxidation of SO₂ to H₂SO₄ in the presence of ferric sulfate and Thiobacillus ferrooxidans are discussed. Sulfuric acid or gypsum CaSO₄ · 2H₂O are byproducts from microbial flue gas desulfurization.     

活性碳纤维负载型脱硫剂在矿井气体环境条件下的应用

H₂S作为煤炭开采过程中经常会出现的气体,对煤矿的生产安全造成不利影响,必须进行脱除工作。然而煤矿中还可能存在其他组分的气体,这些气体可能会一定程度上影响H₂S的脱除。本文选取活性碳纤维分别负载氢氧化钠及氧化铜,并选取两种材料的最佳负载量。之后,模拟煤矿实际条件,探讨复合脱硫剂在实际矿井气氛条件下的脱硫性能。结果表明,煤体在受热情况下会产生的多组分混合性气体,这些气体会对脱硫剂性能产生极大的影响,当煤体温度升高,其产生的CO、CO₂等气体呈指数增大,并且会产生少量的CH₄、C₂H₆、C₂H₄、C₂H₂等气体,随着这些气体生成量增大,脱硫剂脱硫性能开始下降。且在矿井气体氛条件下SO₂气体的产生受到了抑制,特别在煤气组分含量大的情况下,SO₂气体甚至晚于H₂S气体出现。此外通过测量脱硫剂失活后的表面pH,发现即便在一些气体氛围下脱硫剂的脱硫时间更短,其脱硫后产物的表面pH极为相近,说明煤体产生的酸性气体CO以及CO₂等可能也被吸附到脱硫剂的表面上生成酸性物质。     

10MWth高硫石油焦化学链气化制合成气耦合硫磺回收新系统模拟研究

基于化学链气化技术依靠气固反应定向调控气化产物中H₂S和SO₂摩尔比为2的优势，将化学链气化与Claus工艺中的催化转化单元相结合，提出了高硫石油焦化学链气化制合成气和回收硫磺的新系统。针对系统核心单元，即化学链气化过程，基于Aspen Plus，开展热输入10 MW_th的高硫石油焦化学链气化过程模拟，以赤铁矿石为载氧体，水蒸气为气化介质，重点考察了氧碳比、气化温度对化学链气化过程及硫转化过程的影响。结果发现，氧碳比的增大导致合成气产率显著降低，但系统从需要外部提供能量逐渐转变为对外部放热，在氧碳比0.8669～0.9535区间内，系统可以达到热量自平衡。同时，气化温度的提高对合成气产率是有利的，在975℃时达到2.15 m³/kg，主要是由于CO体积分数随气化温度增加而增加。氧碳比和气化温度的提高都会导致H₂S浓度的降低和SO₂浓度的提高。并且研究了当H₂S和SO₂摩尔比为2的最佳工况时，氧碳比和气化温度为反相关，其中氧碳比为0.8669，气化温度为900℃时，冷煤气效率为64.09%。     

H2S removal with ZnO during fuel processing for PEM fuel cell applications

The efficacy of using ZnO as an absorber for the removal of H₂S from small fuel processor steam reformate streams was examined. At temperatures below 300 °C, H₂S can in principle be reduced to below 100 ppbv, required for safe operation of PEM fuel cells. The ZnO adsorbent performed predictably based on ZnO-H₂S-ZnS-H₂O equilibria with steam, hydrogen, and CO₂ in the feed. However, addition of CO even at levels as low as 1 vol% drastically lowered the sulfur removal capability of the ZnO. This is consistent with the formation of COS by the reaction H₂S + CO = H₂ + COS. ZnO is not an efficient absorber for COS. Indirect evidence is also provided for the formation of COS via the reaction CO₂ + H₂S = COS + H₂O, which can occur in special cases when CO₂ is present but neither H₂O nor CO is present in the feed. The potential for COS formation compromises the ability of ZnO to deliver very low sulfur concentration reformate.     

UDS溶剂组分设计及其脱除黏胶纤维废气中CS2效果

为满足黏胶纤维废气脱硫净化需求,设计开发复配型溶剂并进行优化。基于密度泛函理论,利用AIM拓扑分析和RDG分析研究活性组分与CS₂的相互作用机理,通过分子模拟计算不同活性组分与CS₂分子间相互作用,根据黏胶纤维废气组成特点,设计优化UDS溶剂,进一步在常压实验装置上考察其脱除黏胶纤维废气中CS₂和H₂S效果。分子模拟计算结果表明,哌嗪（PZ）、环丁砜（SUL）、聚乙二醇二甲醚（NHD）、二甲基亚砜（DMSO）4种活性组分与CS₂分子间均为弱相互作用,相互作用的强度顺序为PZ > SUL > NHD > DMSO。选取与CS₂具有较强结合能的活性组分作为提高CS₂溶解性能的溶剂组分。脱硫实验结果表明,在常压、吸收温度50℃、气液比500条件下,优化的UDS-F溶剂可将模拟黏胶纤维废气中CS₂含量由400mg/m³脱除至79mg/m³,脱除率较原UDS-A溶剂高出19个百分点,较甲基二乙醇胺高出65个百分点,表现出优异的脱除性能。同时,其再生贫液在循环使用过程中依旧能够保持较好的H₂S和CS₂净化效果。对其抗发泡性能和抗腐蚀性能进行考察,UDS-F溶剂表现出良好的抗发泡性能和抗腐蚀性能。     

An investigation of reaction furnace temperatures and sulfur recovery

In a modern day sulfur recovery unit (SRU), hydrogen sulfide (H₂S) is converted to elemental sulfur using a modified Claus unit. A process simulator called TSWEET has been used to consider the Claus process. The effect of the H₂S concentration, the H₂S/CO₂ ratio, the input air flow rate, the acid gas flow of the acid gas (AG) splitter and the temperature of the acid gas feed at three different oxygen concentrations (in the air input) on the main burner temperature have been studied. Also the effects of the tail gas ratio and the catalytic bed type on the sulfur recovery were studied. The bed temperatures were optimized in order to enhance the sulfur recovery for a given acid gas feed and air input. Initially when the fraction of AG splitter flow to the main burner was increased, the temperature of the main burner increased to a maximum but then decreased sharply when the flow fraction was further increased; this was true for all three concentrations of oxygen. However, if three other parameters (the concentration of H₂S, the ratio H₂S/CO₂ and the flow rate of air) were increased, the temperature of the main burner increased monotonically. This increase had different slopes depending on the oxygen concentration in the input air. But, by increasing the temperature of the acid gas feed, the temperature of the main burner decreased. In general, the concentration of oxygen in the input air into the Claus unit had little effect on the temperature of the main burner (This is true for all parameters). The optimal catalytic bed temperature, tail gas ratio and type of catalytic bed were also determined and these conditions are a minimum temperature of 300°C, a ratio of 2.0 and a hydrolysing Claus bed.     

NHD/MDEA/H2O复合脱硫液催化水解羰基硫

为解决传统湿法脱硫工艺中有机硫脱除效率低、副产物多等问题,依托配方型溶剂脱硫工艺,以聚乙二醇二甲醚（NHD）、N-甲基二乙醇胺（MDEA）和水为原料构建新型湿法催化水解羰基硫（COS）脱硫体系。优化复配溶剂组成比例,确立配方溶剂组成为25% MDEA/15% H₂O/60% NHD,考察了脱硫操作参数、反应温度、气体浓度、气体流量等因素对脱硫的影响,使用气相色谱和离子色谱分析探究脱硫过程及反应动力学。结果表明,在低温（298.15~343.15 K）、常压条件下对COS的脱除效率达80%以上;复配溶液将吸收后的COS催化水解为H₂S和CO₂,吸收过程符合准一级反应动力学。该脱硫液中有机溶剂含量占85%以上,可解决脱硫副产物产生多和碱耗大的问题,是一种新型有机介质脱硫工艺。     

生物滴滤塔去除高浓度H2S废气的模拟研究

以生物滴滤塔（BTF）去除高浓度H₂S废气为研究对象,建立了一维轴向扩散反应器模型和双基质生物降解反应动力学模型,通过比较单基质模型和双基质模型在不同H₂S入口浓度条件下的模拟结果和实验结果,验证了双基质模型的有效性和可行性,研究了生物膜中H₂S的动态去除过程,考察了BTF在不同液相H₂S浓度和空床停留时间条件下的除臭性能。研究表明,当生物膜表面H₂S浓度为7589.3 mg/m³ 时,生物膜中传质-生物降解过程需要0.75 s才能达到稳态;较厚的生物膜使得内扩散阻力增大,生物降解反应速率分布的不均匀性增大,O₂浓度对生物降解速率的影响将越来越显著;进气速度和喷淋浓度可显著影响BTF中H₂S的去除率。