基于电渗析法MDEA胺液净化技术研究

甲基二乙醇胺（MDEA）溶剂对硫化氢气体吸收具有高选择性和稳定性,普遍应用于炼厂脱硫装置,但长周期运行中会产生溶剂变质以及设备腐蚀等问题。该文研究了导致胺液系统对设备设施产生腐蚀的影响因素,从工艺、设备两个方面有针对性的提出预防性措施。阐述胺液系统中热稳定盐的形成原因以及对胺液系统产生的后果。以某企业14万吨/年硫磺回收装置为例,通过增设临时电渗析撬装设施,使用电渗析法的MDEA胺液净化技术的实际应用,有效去除胺液系统中颗粒物,改善溶剂外观,将该装置胺液系统中热稳盐含量由5%降低至1%以下,硫化氢含量由5 000 mg/L降低至500 mg/L以下。电渗析法胺液净化技术能够在不影响主装置正常运行的前提下,有效降低热稳态盐含量、改善胺液品质、减少系统性腐蚀。从而保证脱硫系统及设备设施安全、长周期稳定运行。     

胺液在线净化技术在气体脱硫装置的工业应用

干气、液化石油气脱硫装置的甲基二乙醇胺溶剂长时间使用后,溶剂中固体颗粒、热稳态盐(HSS)、油类等杂质含量较高,胺液污染较重,溶剂易发泡夹带跑损,脱硫化氢效果差,设备腐蚀严重。采用胺液在线净化技术可使受污染胺液得到彻底净化。净化后胺液外观明显改善,胺液中铁离子含量明显降低、热稳态盐脱除明显,胺液脱硫能力明显提高,胺液发泡高度和消泡时间得到改善。净化后胺液各项理化指标达到新鲜胺液的水平,工业应用效果显著,解决了脱硫溶剂的污染问题,避免了装置一次性更换脱硫溶剂消耗量大、费用高且废剂无害化处理的困难。胺液在线净化装置操作简便,在线净化期间不影响气体脱硫装置平稳运行,仅需对过滤器中的净化介质用少量除盐水冲洗,对吸附罐内的离子树脂用少量质量分数为32%的碱液再生。气体脱硫装置系统胺液净化一次可平稳运行1～2 a,期间不需胺液在线净化装置连续运行。     

胺液净化技术在RFCC气体脱硫装置的应用

为解决洛阳分公司Ⅱ套重油催化裂化气体脱硫装置（Ⅰ）严重的腐蚀及其引起的运行周期短、干气和液化气H2S含量超标、以及胺消耗量大等问题，使用北京思践通科技有限公司开发的HT-825A胺液净化再生设备后，胺液中热稳盐含量从7.2%降到0.53%，胺液质量大为改善。从而气体中H2S含量下降，产品质量合格，溶剂消耗降低。     

泡沫分离用于解决胺液发泡的实验研究

天然气脱硫系统中胺液经常出现发泡的问题。对胺液中不同种类杂质对胺液起泡性和泡沫稳定性的影响和泡沫分离进行了实验研究,结果表明表面活性剂、固体悬浮物等物质可以反向通过泡沫分离将其从胺液中分离出来,从而很好地降低胺液起泡性和泡沫稳定性,经过48h的泡沫分离,胺液的主要性质基本不变,但最大泡沫高度和泡沫半衰期分别从分离前的4.0cm和31s降到了分离后的0.6cm和1.2s,并且悬浮固体含量从1.7g/L降到1.2g/L。向胺液中加入十六烷基三甲基氢氧化胺,观察悬浮颗粒和正己烷的去除效果,结果显示热稳盐含量、pH、有机胺浓度基本无变化,胺液上层无漂浮的正己烷,阳光下观察溶液更加澄清透明,但是所测量悬浮固体含量却大大增加。     

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。     

解决胺厂操作问题的最新进展—利用AmiPur再线去除热稳态盐

胺液脱硫装置是炼油厂环境保护设备中很重要的部分。胺液的降解导致热稳态胺盐的积累,从而引起腐蚀。胺液脱硫装置的性能随着热稳态盐的增加而恶化,H2S的吸收变得不稳定、溶液中的铁增加、胺液过德器寿命减短、设备腐蚀和堵塞,还能导致不可预计的经济损失。AmiPur装置的安装使胺厂的操作稳定又可靠,而且带来巨大的环境效益。持续去除热稳态盐能立即产生明显的效量：它降低了过滤费用;不需要定期的吸收塔清洗;提高了装置的气体处理能力;不需要或减少了抑泡剂、中和剂和防腐剂的使用;降低了原来去除HSS的费用。     

浅析重庆天然气净化总厂胺液净化装置

重庆天然气净化总厂目前脱硫装置脱硫系统溶液质量较差,影响到装置的正常生产运行,通过分析脱硫溶液的成分,找到了引起脱硫溶液降解变质的因素是热稳态盐、氨基酸和悬浮物等杂质的长期累积造成的。为了解决目前脱硫溶液存在的问题,保证装置的正常平稳运行,对目前脱出胺液中热稳定性盐及其杂质的工艺技术进行分析,提出了采用MPR公司的可车载也可在线使用的胺净化装置的办法。     

胺法脱硫装置的腐蚀与防护

当前炼油厂气体和液化气脱除硫化氢普遍采用胺法脱硫工艺,系统中存在重沸器、中温部位管道和贫富液换热器的严重腐蚀问题。通过对镇海炼油化工股份有限公司Ⅱ套蜡油催化裂化脱硫系统腐蚀状况调查,分析了腐蚀原因,落实了防腐蚀措施。主要运用AmiPur胺净化技术即通过阳离子交换树脂去除系统中累积的热稳定性盐,并把胺回收到装置中,从而保证脱硫装置的稳定运行。运用AmiPur胺净化技术是目前控制胺法脱硫装置腐蚀的最有效手段,可使现场监测腐蚀速率降至O.05mm/a以下。     

胺液在线净化对降低焦化液化气硫含量的影响

焦化脱硫溶剂再生装置胺液中热稳态盐超标使脱硫效果变差、通过装置运行情况分析发现,胺液质量提升,可以有效避免液化气在脱硫过程中发生副反应形成硫醚及二硫化物,降低胺液发泡性能,从而可以长期稳定提高液化气的脱硫效果,大幅降低焦化液化气的总硫含量。     

FHUDS-2催化剂用于镇海混合油深度加氢脱硫的研究

对轻烃分馏装置的液化气胺法脱硫装置无法长周期稳定运行问题进行了分析,发现主要原因是胺液发泡和液化气铜片腐蚀不达标。本文针对这两个主要原因进行了详细分析,通过分析得出:引起胺液发泡的主要原因是脱硫系统脏、液化气含甲醇、胺液降解导致热稳定盐积聚、操作波动;导致脱硫后液化气铜片腐蚀不达标原因是胺液夹带进入液化气、液化气产品中存在一定量的有机硫和单质硫未脱除。同时,针对存在的问题提出了相应的解决措施。     

SSU胺净化新技术在气体脱硫装置上的应用

针对气体脱硫装置在运行过程中存在的设备腐蚀、胺液损耗及系统堵塞情况严重的问题,采用了SSU胺净化新技术。该系统运行55d经过228个循环频次后,使脱硫胺液中的固体悬浮物质量分数由0．2560％下降至0．0950％,热稳态盐质量分数由4．932％下降至1．004％,提高了胺液的质量,使其运行单耗由0．25kg／t下降至0．20kg／t,经济创效显著。     

胺液在线深度复活装置的设计及应用

目的解决天然气净化厂脱硫装置胺液系统中由于醇胺溶液自身降解与外来污染所导致的脱硫性能下降、腐蚀穿孔、发泡停产等一系列问题。 方法对溶液系统污染物来源进行解析,为有效降低溶液中的污染物、降解物和烃类杂质等,采取了以下措施:①增设原料气预处理设施;②设置溶液过滤器;③增设胺液在线深度复活系统等设施。 结果胺液在线深度复活装置可有效去除溶液中热稳定盐及致泡物质,使溶液的发泡高度由500 mm降至30 mm,消泡时间由110 s降至5 s。 结论通过对胺液进行深度复活,保证溶液的洁净度,恢复溶液性能,可大幅度降低脱硫装置的发泡频率,更好地保障天然气净化装置的平稳高效运行。      

基于离子交换的胺液净化技术在天然气脱碳系统的应用

采用醇胺法的脱碳系统用于脱除天然气中高含的CO2,系统运行中发现溶液受到明显污染,热稳定盐含量增加、金属离子超标、设备存在一定程度的腐蚀现象.采用合适的阴离子树脂对胺液进行离子交换测试,确定了热稳定盐吸附、再生的最佳工艺条件,即吸附时间为60 min,流量为2 m3/h,再生液采用5％的NaOH溶液.胺液净化后,热稳定...     

胺液净化复活技术在天然气净化工艺中的应用

脱硫装置在运行过程中出现不同程度的胺液污染与降解腐蚀,导致溶液易发泡、溶液损耗增加、装置腐蚀、运行不平稳等问题。通过对醇胺天然气净化工艺及气体组成、胺液降解原理分析,初步判断溶液中主要降解及污染产物为热稳定性盐及气体或溶液配制中混入的氯化物,针对此污染物特性,在靖边气田天然气净化厂开展胺液在线净化技术应用试验研究,取得了一定效果及认识,提出了今后胺液净化攻关方向和目标。     

焦化富气脱硫装置运行问题分析及对策

中国石化镇海炼化分公司焦化富气脱硫装置在运行过程中暴露出设备腐蚀、胺液发泡、脱硫后焦化富气中H2S含量超标、溶剂消耗量大等诸多问题。针对上述问题,采取了设备材质升级、使用HT-825A型胺液净化设备等措施,使贫胺液中热稳定性盐的质量分数由原来的约10．00％降至0．76％,脱硫后焦化富气中的H2S含量降低至小于100mg／m^3从而减缓了设备腐蚀,降低了溶剂的消耗量。     

电渗析胺液脱盐净化技术在溶剂再生系统的工业应用

分析了中国石化青岛石油化工有限责任公司2#溶剂再生系统再生塔发生操作异常波动及冲塔现象的原因,介绍了电渗析脱盐净化撬装设备的引入,及其电渗析胺液脱盐净化技术在该溶剂再生系统于2022年4月的净化应用情况。结果表明:实施该电渗析胺液脱盐净化技术后,系统胺液中含热稳态盐质量分数降低了1.64个百分点,降幅达72%;发泡高度降低了1.9 cm,消泡时间缩短了0.7 s;乙醇胺贫液中硫化氢质量浓度降低了0.12单位,贫胺液中N-甲基二乙醇胺质量分数下降了0.58个百分点;经脱硫化氢后的干气,以及脱硫化氢、硫醇后的液化气产品质量均合格,截至2022年11月30日,该装置的溶剂再生系统不仅实现了连续安稳运行,未发生操作异常波动及冲塔现象,再生塔塔底1.0 MPa加热蒸汽用量还降低了0.08 t/h。     

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。     

天然气净化装置脱硫单元腐蚀机理及案例分析

脱硫单元是天然气净化装置中腐蚀问题最多的单元,腐蚀机理主要分为H₂S-CO₂-H₂O腐蚀和RNH₂-H₂S-CO₂-H₂O腐蚀两大类。随着奥氏体不锈钢逐步应用于脱硫单元的设备和管道中,H₂S-CO₂-H₂O腐蚀问题得以部分缓解,但是随着气源的劣质化,胺液中氯离子含量的升高使得腐蚀风险更为隐蔽和突出。文章从脱硫工艺过程出发,绘制了腐蚀流程示意图,并依据腐蚀类型,选取了脱硫单元的典型腐蚀案例,利用硬度检测、化验分析、微观观察等手段,剖析了腐蚀产生的原因,并提出了适用于脱硫单元腐蚀防控的措施及建议,旨在提高企业的防腐经验,保障装置的平稳运行。     

原料油硫含量变化对加氢装置影响分析

分析了中国石油化工股份有限公司洛阳分公司加氢处理装置原料油硫含量变化对装置工况的影响。结果表明,随着原料油硫含量增加,产品中硫、脱硫前循环氢中H2S、富氢气中H2S及污水中硫含量随之增加。当原料油硫质量分数为1.228%～1.590%,反应温度为330～347℃时,产品硫质量分数为0.128%～0.187%;当原料油硫质量分数为1.029%～1.702%,贫胺液量为31～55 t时,脱硫后循环氢中H2S质量浓度为45～6 390 mg/m3;当原料油硫质量分数为1.279%～1.664%,富氢气体脱硫塔用贫胺液量为29～37 t时,脱硫后富氢气中H2S质量浓度不大于50 mg/m3;当原料油硫质量分数为1.029%～1.664%,注水量为31～48 t/h时,污水中硫质量浓度为15 448.44～40 791.04 mg/L。装置采取调整缓蚀剂和注水量,停工后及时碱洗以应对低温腐蚀,并做好相关安全防护工作。     

SSU胺液净化技术在气田的应用试验

靖边气田各天然气净化厂随着净化装置运行年限的增加,脱硫胺液中的腐蚀产物、热稳定性盐等杂质不断累积,导致净化装置在运行过程中出现溶液污染发泡、设备和管线腐蚀加剧等一系列问题。为解决上述问题,开展了胺液净化复活技术的应用与研究,在调研和现场分析的基础上,引进了SSU胺液净化技术并开展了现场应用试验。试验结果表明:通过净化装置胺液现场净化,有效去除了胺液中热稳态盐、氯根等杂质,提高了装置运行稳定性,降低了净化装置脱硫单元溶液损耗率。