MECS~ SULFOX~(TM)技术的应用

论述了各种含硫废物处理技术和选择某一特定技术的主要原因。详细介绍了在20世纪80年代后期由KVT开发、现在由杜邦MECS所拥有的SULFOXTM技术,特别是它在冶炼烟气和H2S废气处理方面的应用。通过3个案例研究,比较了在处理含SO2和H2S废物时碱液洗涤、SULFOXTM和传统制酸技术的相对总成本。     

含H2S酸性气体处理新工艺过程研究

由化学吸收过程和电解反应过程构成的双反应工艺过程,处理炼油厂或油田含H2S酸性气体.在化学吸收过程中,H2S被氧化成固体硫磺;在电解反应过程中,由H2S生成的H 被还原成H2.现场放大实验结果表明,该工艺过程是可行的.在适宜的操作条件下,H2S的吸收率可达到99%以上,制得的硫磺纯度高于99.8%.对于化学吸收过程,适宜的操作条件为:吸收剂中含Fe3 浓度大于2.5mol/L,操作温度为60℃,液气比1.5～3.0.     

络合铁脱硫工艺在粘胶纤维废气H2S治理中的应用

介绍了络合铁脱硫技术的原理、工艺流程及工艺参数的控制要求.并应用于粘胶纤维生产中废气H2S的治理.对比分析络合铁脱硫工艺与氢氧化钠碱洗脱硫工艺脱除H2S的运行费用,结果表明:高浓度H2S和高潜硫量粘胶纤维废气采用络合铁脱硫工艺处理,运行成本和环保效益均具有优势.     

含H2S酸性气体处理新工艺过程研究

由化学吸收过程和电解反应过程构成的双反应工艺过程,处理炼油厂或油田含H2S酸性气体.在化学吸收过程中,H2S被氧化成固体硫磺;在电解反应过程中,由H2S生成的H+被还原成H2.现场放大实验结果表明,该工艺过程是可行的.在适宜的操作条件下,H2S的吸收率可达到99%以上,制得的硫磺纯度高于99.8%.对于化学吸收过程,适宜的操作条件为吸收剂中含Fe3+浓度大于2.5mol/L,操作温度为60℃,液气比1.5～3.0.     

H2S低电耗电解制H2新方法

引言 如何有效地处理有害气体H2S已成为人们十分关注的研究课题.目前主要的处理方法是Claus法和Lo-cat法,这两种方法的基本原理都可表示为:2H2S+O2→2S+2H2O.其中Claus法主要用于处理高含量H2S气体,Lo-cat法则主要用于处理低含量H2S气体.这两种方法在国内外许多炼油厂中都得到应用[1～5].     

超绝热燃烧技术在硫化氢分解制氢上的应用

介绍了超绝热燃烧技术的特点及其实现机理,对H2S分解进行了热力学分析,综述了H2S超绝热分解制氢的最新进展。评述了该技术的优越性：在不使用催化剂和外加热源情况下,利用HsS在多孔介质中超绝热部分氧化分解,在脱除H2S的同时可以回收硫和氢,显著降低污染排放。利用该技术可以处理含有毒有害成分的工业废气。     

低浓度酸性气选择氧化工艺优化总结

0前言 近年来,在煤化工脱硫领域中,胺法、砜胺法等脱硫溶液再生析出的含H2S酸性气大多采用克劳斯（Claus）装置回收硫磺。目前,根据被处理酸性气体中H2S浓度的不同,再生装置形成了不同的工艺技术流程,主要有Claus硫回收装置及其延伸物Superclaus和Euroclaus等酸性气处理技术,其要求H2S体积分数在25％～93％;后Linda公司又开发出低浓度酸性气处理技术（H2S体积分数为0．5％～3．0％）,但投资巨大,故尚未大范围使用。     

超重力湿式氧化法脱除焦炉煤气中硫化氢

以H2S、CO2和空气模拟焦炉煤气,以超重机为脱硫设备,采用湿式氧化法脱除焦炉煤气中的H2S,研究了超重力因子、液气比、气液接触时间、原料气中H2S含量等工艺参数对脱硫率的影响规律,结果表明：脱硫效率随着超重力因子、液气比、气液接触时间和原料气中H2S浓度的增大而增大。确定了适宜的工艺参数,在气液接触时间为0.15 s的条件下,获得了98%以上的脱硫效率,CO2的脱除率稳定在1.0%左右,超重力法脱硫技术实现了高效、快速脱硫。在生产现场建成了处理气量为10000 m3/h的工程化超重力湿式氧化法脱硫装置,运行结果显示：超重力湿式氧化法脱除焦炉煤气中H2S技术具有脱硫效率高、气液接触时间短、操作弹性大、设备体积小等优点,H2S脱除率可稳定在90%以上,应用前景广阔。     

石油钻井硫化氢对钻井液污染的预防与处理

H2S气体是石油钻井作业经常遇到的三大腐蚀性气体之一，且具有很高的毒性。它可以富集的形式存在于地层中，也可以少量混杂于地层流体中，最常见的方式是混杂于石油天然气中，随油气开采过程到达地面。钻遇H2S气体时可能对钻井液及其性能造成影响或破坏，对此国内外石油业都给予了高度重视，并制订了种种处理措施。本文在认真分析H2S产生危害原因的基础上，从钻井液防污染的角度阐述了钻遇H2S气体的预防及处理方案，并就国内目前常用的H2S处理技术提出了改进建议。     

石油钻井硫化氢对钻井液污染的预防与处理

H2S气体是石油钻井作业经常遇到的三大腐蚀性气体之一，且具有很高的毒性。它可以富集的形式存在于地层中，也可以少量混杂于地层流体中，最常见的方式是混杂于石油天然气中，随油气开采过程到达地面。钻遇H2S气体时可能对钻井液及其性能造成影响或破坏，对此国内外石油业都给予了高度重视，并制订了种种处理措施。本文在认真分析H2S产生危害原因的基础上，从钻井液防污染的角度阐述了钻遇H2S气体的预防及处理方案，并就国内目前常用的H2S处理技术提出了改进建议。     

粘胶纤维生产废气中H2S的处理方法

针对粘胶纤维生产废气中H2S的处理,创造出一种方便快捷的方法。该方法应用撞击流理论,用NaOH作为吸收液将废气在管状吸收器中进行H2s的吸收处理,H2s的吸收率接近100％。介绍了吸收装置和技术优点。     

电镀含镍废水处理工艺优化研究

采用H2O2/UV+Na2S沉淀法处理含镍废水,考察了H2O2加入量、破络反应时间、体系pH和Na2S加入量等因素对废水中镍离子浓度的影响,利用Design Expert8.0中Box-Behnken法进行响应面分析优化.最佳工艺条件为:H2O2加入量21.5 mL/L,破络反应时间26.2 min,pH=9.7,Na2S加入量为67 mg/L.在该条件下,处理后的废水镍离子浓度达到0.0897 mg/L,满足排放标准.     

粘胶纤维生产废气中恶臭气体治理技术探讨

介绍了粘胶纤维生产中CS2、H2S的产生,分析了粘胶纤维生产废气中CS2、H2S的治理技术特点及其适用性,提出适合于粘胶纤维生产过程中不同废气排放源及不同浓度的CS2、H2S应采用的废气治理技术,同时强调实施清洁生产工艺技术的重要性.     

碳酸钠溶液吸收H2S气体的传质性能及数学模型分析

采用Na2CO3溶液在填料塔中分别吸收高、低浓度H2S气体,通过测定总体积传质系数(KGa),采用基于Box-Behnken设计的响应面分析方法研究吸收液流量、浓度和气体流量对KGa的影响,建立了Na2CO3溶液吸收高、低浓度H2S的二次响应曲面模型. 结果表明,在高、低H2S吸收体系中,各因素对KGa的影响规律基本一致,在低浓度H2S吸收体系中对KGa的影响更大. KGa与3个因素之间不是简单的单调函数关系,吸收液流量和浓度具有较强的相互增效作用. 处理H2S浓度为2.16%(j)、气体流量为720 L/h的体系时,当吸收液浓度为0.082 mol/L、其流量为11.28 L/h时,KGa最大;处理H2S浓度为20.1%(j)、气体流量为720 L/h的体系时,吸收液浓度为0.764 mol/L、其流量为11.28 L/h时,KGa最大.     

再议处理酸性气

炼油厂在处理“可能型”原料时需要采用大型H2S塔器。在设计和操作中必须充分考虑H2S——一种有毒化合物的弱点。本文将讨论在处理含H2S气体时如何减少危害。 1有害副产物 石油炼制的每个过程都会释放H2S。石油炼制的主要目的是浓缩不同气体中的H2S,包括：     

复合生物滤池处理含H2S和NH3恶臭的实验研究

本文采用复合生物滤池专利技术处理H2S和NH3.实验表明复合生物滤池处理流量0.7～1.6m3·h-1,浓度H2S 11～47 mg·m-3、NH3 15～20 mg·m-3的气体,出气H2S和NH3分别达到<恶臭污染物排放标准>(GB14554-93)中的二级排放标准和一级排放标准,H2S和NH3最大容积负荷分别为353.7g·(m3.d)-1、200.3g·(m3·d)-1.在生物滴滤池和生物过滤池中微生物的生长条件差别很大,将其分开培养,可以分别处理亲水性和疏水性污染气体.     

核电站乏燃料后处理废物最小化

调研了国外核燃料后处理减少放射性废物数量和放射性废物处理技术的进展,同时,按照放射性废物最小化的要求,对我国核燃料后处理厂在设计和建造阶段,从技术和管理角度出发,提出了废物最小化相关的建议,为核燃料后处理厂和相关领域的工程设计、建造提供参考.     

FeCl3溶液吸收-氧气氧化法自H2S回收硫的建议

综合日本化学技术所的吸收-电解法和Doyle等人所说的氧化再生反应,提出了FeCl3溶液吸收、O2氧化、由H2S回收硫黄的方法;并且在吸收液中加入少量硝酸,以便提高S2-被氧化的速度.采用二级吸收-氧化流程,总的吸收率可达98%以上.     

DDS脱硫技术在焦炉煤气脱硫中的应用

DDS脱硫技术是一种湿法生化脱硫技术,用含DDS催化剂和亲硫好氧菌的碱性水溶液吸收焦炉煤气中的H2 S和有机硫,然后在DDS催化剂和亲硫好氧菌的共同作用下,用空气氧化再生,将H2 S和有机硫转化成单质硫,再生后的脱硫液循环使用.分别测定DDS脱硫技术和PDS脱硫技术对焦炉煤气中的H2 S、CS2、COS、硫醇和噻吩的脱...     

甲醇装置直接氧化法硫磺回收工艺的优化

分析了200 kt/a甲醇项目直接氧化法硫回收装置在运行中暴露出的问题,提出了解决方案,新增1台洗涤液沉降槽、1台循环风机进口尾气分离器、更换1台循环风机,并对硫气分离器伴热蒸汽冷凝液管线及底部排硫夹套管进行改造.投入运行后,反应后H2S的质量分数平均由1.47％降至0.6％,硫磺日产量从0.9 t提高至1.2 t,系统运行周期由15d延长至30 d,可满足处理低浓度H2S酸性气要求.