液化气脱硫工艺现状浅析

介绍液化气脱硫工艺的概况和新型脱硫剂的性能，分别影响脱硫效果的因素，探讨了现有脱硫工艺存在的处理能力小、设备选材不合理以及脱硫剂降解等技术问题，提出改进措施。     

半干法NID技术在410 t/h燃煤锅炉烟气脱硫上的应用

通过半干法NID烟气脱硫技术在齐鲁石化公司燃煤锅炉烟气脱硫的应用实例.研究了NID技术的脱硫除尘效率、效果以及运行成本。     

炼油工业新的选择性脱硫工艺

由于未来对车用油料含硫量的要求越来越严格,炼厂脱硫工艺尾气里的H2S将增加。从工艺装置尾气回收H2S的能力和将H2S转化元素硫的克劳斯硫磺回收（Claus）装置的处理能力将更高,以维持气体硫排放量不增加。作为对高效、选择性脱除工艺尾气中的H2S工艺概念评价的一部分,Statoil公司Mongstad炼厂简化了新型气体-溶剂顺流式接触器的测评试验,接触器被命名为FramopPure200,由Framo净化公司开发。原则上完整的气体吸收装置包含3个系列的接触器/分离器单元。尾气流依次通过3级接触器,气体与酸气浓度依次降低的溶剂接触,与典型的单级逆流式接触器相比（如吸收塔）,这种装置构型的富溶剂能达到更高的H2S负荷。同时,相对其它气体H2S能达到更优异的吸收率。由于气-液接触时间短,对于其它气体的吸收就非常少,例如CO2,无型中将使克劳斯硫磺回收（Claus）装置厂能力有所富余。为了对这一概念进行测试,一个移动式实验装置平行安装在Mongstad炼厂逆流式二异丙醇胺（DIPA）脱硫装置上,这装置典型的原料气体中含有2.5%H2S和1.5%CO2。H2S和CO2吸收动力学模型中包含溶剂装填量,溶剂酸气负荷、气体分压和反应速率常数。这个经验模型可以应用在全过程的模拟。因此,净化尾气的H2S含量能达到可以接受的水平（25ppmv）,而CO2的同步吸收率最小,与逆流式接触器中CO2的同步吸收率60%相比较,FramoPure单元中的CO2同步吸收率仅为的10%,另外,在相同H2S脱除率下,FramoPure接触器的体积比逆流式接触器小40倍。显然,Frama净化公司开发的这种接触器所具备的这些性能实现了下游克劳斯硫磺回收（Claus）装置大幅度提高处理量的要求。     

海上油田伴生气脱硫工艺优化改造

某油田超重力脱硫工艺在海上平台上第一次使用,它可将油田伴生气中硫化氢的体积分数从35 000×10-6降低至14×10-6。但在项目调试运行中,存在诸多需要改进的地方。为了解决影响该工艺系统正常运行的问题,在生产过程中,根据实际情况对脱硫系统进行优化改造,包括增加和优选处理设备,优化工艺流程和罐体设计等,使整套系统的运行更加平稳,药剂使用量降低,设备运行时率进一步提高。同时为该工艺在海上平台的应用提供一定的借鉴作用。     

选择性脱硫工艺的发展动向

本文综述了选择性脱硫工艺近年来的发展动向 ,介绍了甲基二乙醇胺水溶液、物理—化学混合溶剂、空间位阻胺溶剂三种选吸工艺脱硫工艺的典型流程、技术特点和工业实例 ,并指出了今后的发展方向。     

塔河油田重质原油脱硫工艺浅析

塔河油田12区重质原油是酸性原油,具有很高的腐蚀性,在外运前必须将其中的H2S脱除。在分析原油H2S溶解度特性的基础上,提出采用天然气气提的脱硫工艺,并论述了选择脱硫塔的负压、常压和正压3种工艺的条件,以及工艺参数与脱水温度的关系,对比分析了它们的优缺点。结合12区重质原油的脱水温度高的特点,建议塔河油田12区原油脱硫采用常压或正压气提脱硫工艺。     

油田伴生气脱硫工艺及改进

介绍了涠洲终端处理厂油田伴生气脱硫工艺及改进措施。通过更换双级脱硫喷射再生器和使用W801高效脱硫催化剂,增加了再生系统的空气载入量,提高了脱硫和再生的反应速度。改造后的运行数据表明：该工艺脱硫效果好,能将4600～7800mg／m^3H3S脱至小于1mg／m^3;脱硫液再生效果好,硫颗粒大,溶液清亮,悬浮硫仅有0．03～0．23g／L;废脱硫液全部循环使用。     

半干法脱硫工艺在催化裂化装置中的应用

介绍半干法脱硫工艺首次在清江石化50万t/a重油催化裂化装置上的使用情况,结果表明,在保持原加工能力及相近工况下,半干法脱硫工艺可以将烟气中硫含量降至10 mg/m3以下,达到国家标准(低于100 mg/m3),同时还有助于降低催化烟气中的氮氧化物含量,对再生器流化、三剂旋风分离器和烟机运行无影响,取得了一定的工业应用效果。     

气田两种液体脱硫工艺应用分析

苏里格气田开发以上古不含硫气藏为主,随着气田开发的深入,目前正在逐步开发下古含硫气藏,但由于已建集输系统大部分不抗硫,导致部分气井无法正常生产.近年来,长庆苏里格气田不断探索三嗪类液体在单井井场的脱硫应用,衍生出两种不同的三嗪类液体脱硫装置.本文通过介绍两种脱硫装置工艺原理,对比工艺流程,通过矿场试验,总结分析工艺优缺...     

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。     

烟气脱硫脱硝技术在催化裂化装置中的应用

对中国石油四川石化有限责任公司2.5Mt?a催化裂化装置引进Dupont Belco公司开发的EDV5000脱硫和LoTOTMX脱硝湿法洗涤系统治理催化裂化再生烟气的生产运行过程进行分析。使用该技术后,催化裂化装置外排烟气中污染物浓度大幅下降,SOx质量浓度从850.0mg?m3下降到5.0mg?m3,NOx质量浓度从205.0mg?m3下降到33.2mg?m3,催化剂颗粒质量浓度从149.8mg?m3下降到24.3mg?m3,满足GB 31570—2015石油炼制工业污染物排放标准要求,具有很好的环保效果。     

深度除尘除雾系统在重油催化裂化烟气脱硫除尘中的应用

为适应环保新要求,中国石油化工股份有限公司广州分公司于2017年对重油催化裂化（RFCC）烟气脱硫除尘装置进行大修改造,将原洗涤塔上的气液分离器改造成深度除尘除雾系统,以提高脱硫除尘除雾效果。工程应用状况表明：改造后各污染组分含量明显降低,除雾效果有所提高,排烟视觉效果得到优化;颗粒物质量浓度由126.6 mg/m3降低到12.8 mg/m3,脱除率稳定在90%;SO2质量浓度由2 832.4 mg/m3降低到3.7 mg/m3,脱除率达99%以上;烟气各项重要指标均达到《石油炼制工业污染物排放标准（GB 31570-2015）》中敏感区特别限值排放标准。     

NDS-1石脑油脱硫剂应用分析

介绍了中国石油天然气股份有限公司辽阳石化分公司石脑油的脱硫原理、工艺流程及NDS-1石脑油脱硫剂的装填、投用、操作条件优化等。结果表明，NDS-1脱硫剂完全可以满足脱后石脑油H2S体积分数不大于10μL／L的要求，且脱除H2S效果稳定良好。     

S Zorb装置汽油脱硫过程中吸附剂失活原因分析

针对S Zorb装置运行过程中出现的吸附剂失活快、剂耗高等问题,采用SEM、XRD、XRF、XPS、MAS-NMR等多种表征手段对不同形态吸附剂的物化性质进行系统的表征研究。结果表明：S Zorb装置运行过程中锌铝尖晶石和硅锌矿等非活性含锌物相的形成会导致吸附剂中有效ZnO含量的大幅降低,当ZnO的量降低到不足以完成吸附硫的转移时,工艺上即表现为吸附剂的失活和脱硫效率的降低。锌铝尖晶石的形成将导致吸附剂的强度下降,使吸附剂颗粒更易破碎,增加剂耗。在S Zorb装置运行过程中,对待生剂和再生剂物相组成变化的跟踪监测有助于保障装置的平稳运行,保持良好的脱硫效率。     

催化裂化装置烟气脱硫方案的技术经济性研究

以某炼油厂1.80 Mt/a两段提升管催化裂解多产丙烯装置为例,对催化裂化操作单元内采用硫转移剂方案与烟气湿法脱硫方案对再生烟气进行脱硫的技术经济性进行研究,从试剂、回收产品和碱渣处理费用,设备投资,操作费用,占地面积等方面进行了对比。结果表明：在目前环保要求条件下,催化裂化再生烟气中SOx浓度低于1 000 mg/m3(标准状态)时,采用硫转移剂方案比采用湿法脱硫方案更加经济;当烟气中SOx浓度更高时,可采用硫转移剂与湿法脱硫组合工艺或单独采用湿法脱硫工艺。     

桑南脱硫单元夏季平稳运行分析

位于塔里木油田桑吉作业区的桑南油气处理站，于2005年建成投产，设计处理天然气规模150×10⁴ m³/d，是塔里木油田第一套含硫天然气处理装置。净化度超标将导致外输天然气不合格，须将天然气放空，造成极大的资源浪费。因此必须控制好外输天然气的净化度。针对该净化处理装置脱硫单元进入夏季后净化度超标问题进行了分析。通过对MDEA贫液空冷器空冷效果、再生塔再生效率等方面的分析，找出了制约桑南脱硫单元夏季平稳运行的关键因素，并采取了适当提高MDEA溶液浓度、控制好溶液再生过程、保持吸收塔平稳进气、保证再生塔平稳操作等控制措施。通过系统调整，确保了该装置夏季平稳运行，保证了外输天然气净化度合格。     

催化裂化汽油脱硫技术方案对比与应用分析

为便于催化裂化汽油脱硫的工艺技术选择,对三种催化裂化汽油脱硫的专利工艺技术,即Prime G~+、CDhydro & CDHDS和S-Zorb进行了详细的描述、对比和分析,对催化裂化汽油脱硫的工艺技术选择、工业设计等方面提出了一些方法和建议。     

湿式烟气脱硫除尘技术在TMP催化裂化装置的应用

恒源石化在0.3 Mt/a的TMP催化裂化装置采用钠镁法湿式烟气脱硫技术,新建1套烟气脱硫除尘装置。工业运行结果表明,钠镁法烟气脱硫除尘装置具有良好的操作弹性,运行经济可靠。净化后烟气中的SO2浓度最低能达到3 mg/m3,SO2脱除率达到99.9%,净化烟气平均粉尘含量16.3 mg/m3,优于设计值。实现了高效连续运行,可控外排废气中的各项指标满足排放要求。