塔二联轻烃站脱硫系统参数调整分析

针对塔二联轻烃站脱硫装置天然气中H2S含量变化较大,脱硫不达标的实际情况,对脱硫装置的运行参数进行敏感性分析。分析结果表明,吸收塔操作压力、操作温度及MDEA循环量对净化气中H2S含量影响不大,而再生塔操作参数对脱硫效果的影响非常显著。因此,只对MDEA再生塔操作参数进行调整。结果表明,在塔二联天然气中H2S质量分数增加58%的条件下,对MDEA再生塔操作压力和温度进行微调,可有效降低净化气中H2S含量并使其达标。     

酸性水罐顶气体处理技术的应用

针对酸性水罐内气体的控制与处理,介绍了几种常规控制、处理方法。提出了酸性水罐顶气体经水环真空泵升压,经水洗塔除氨、胺洗塔除H2S后送入火炬系统去干气脱硫的方法。排入火炬回收系统的气体中H2S体积分数降低至140μL?L,实现了气体组分的分类处理,效果显著。     

吸收稳定系统工艺流程及操作优化

针对目前催化裂化装置吸收稳定系统普遍存在的燃料干气中C3+液化气组分携带严重即"干气不干"和能耗较高的问题,从流程结构和操作参数两方面进行分析,找出造成干气不干和能耗高的主要原因,并以此为基础集成现有先进研究成果针对性地提出一个优化的吸收稳定系统工艺流程和操作方案：解吸塔设置中间再沸器并采用全冷进料;稳定塔新增下部侧线,抽出轻汽油代替稳定汽油作吸收塔补充吸收剂;适当提高凝缩油罐操作温度和降低吸收塔操作温度。与现有流程和操作相比,提出的优化流程及操作方案可使干气中C3+液化气组分体积分数降低42.09%、系统能耗降低17%。     

除臭精制液在催化裂化干气净化中的应用

某公司催化裂化装置干气净化单元通过添加一种新型除臭精制液SH强化胺液性能,降低了净化干气中H_2S和CO_2的含量。通过优化操作提高了胺液的使用浓度,胺液剂耗降低约25%。通过增加除臭精制液SH用剂比例,提高了净化干气的合格率,降低了因胺液钠离子含量高导致的净化干气H_2S含量波动现象。在此基础上,分析了操作温度、酸性气负荷等因素对H_2S和CO_2脱除效果的影响。实践表明,贫剂温度控制在35~40℃、干气富液中的酸性气负荷控制在0.35mol/mol以下,干气中H_2S和CO_2的脱除效果最佳。     

原油正负压气提脱硫工艺在联合站应用对比分析

原油气提脱硫工艺有正压气提脱硫工艺和负压气提脱硫工艺,通过对塔二联正压气提脱硫工艺流程和塔四联负压气提脱硫工艺流程对比,利用PROII软件对负压气提脱硫工艺与正压气提脱硫工艺进行模拟分析,根据脱硫后原油H2S含量、气提气用量、循环处理气量等的对比,得出负压气提脱硫工艺较正压气提降低了气提气量,提高了轻烃收率,降低了原油损耗。     

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。     

H2S对催化裂化汽油选择性加氢脱硫的影响

在中型试验装置上考察了循环氢中H2S含量对催化裂化汽油加氢脱硫反应及烯烃加氢饱和反应的影响。结果表明,在催化裂化汽油选择性加氢脱硫过程中,循环氢中H2S对加氢脱硫反应具有抑制作用、对烯烃加氢饱和反应具有促进作用,随着循环氢中H2S含量的增加,催化剂的选择性下降。     

吸收稳定系统稳定塔侧线汽油作补充吸收剂

改善吸收塔中C_3及以上组分的吸收效果,减少贫气中的丙烯含量,实现干气变"干",是提高催化裂化装置吸收稳定系统丙烯回收率的关键。从改善吸收塔补充吸收剂的物性人手,研究了用稳定塔侧线汽油作吸收塔补充吸收剂的效果。与稳定汽油相比,稳定塔侧线汽油的分子极性更接近丙烯的分子极性,因此可大大提高吸收塔的吸收效果。研究结果表明,采用此新工艺后,干气中丙烯的摩尔分数可降低31.5%,干气量可下降1.7%,一套1.0 ML/a的催化裂化装置可因此增加丙烯产量915.6t/a;同时,装置的汽油产量和质量保持不变,吸收稳定系统的能耗基本不增加。     

降低催化裂化干气中C3+含量的模拟与优化

针对某催化裂化装置干气中C₃⁺含量偏高的问题,利用AspenHYSYS流程模拟软件搭建吸收稳定系统模型,模拟分析了补充吸收剂流量、解吸塔冷热进料比和贫吸收油流量对干气中C₃⁺的影响。在满足产品指标和塔负荷性能前提下,分析了3种优化方案,保持实际生产中解析塔冷热进料比0.12不变,补充吸收剂流量增至22.0 t/h和贫吸收油流量增至30.0 t/h时,可将干气中C₃⁺体积含量降至1.6%以内,成为炼化企业提质增效的有效手段。     

解决解吸塔过度解吸以提高干气质量

由于加工量与加工深度的提高,重油催化装置干气中C3以上组分含量一直较高,耐解吸塔解吸过度,解吸气中C3、C4含量较高是干气不干的一个重要原因。针对解吸过度的不同原因,提出了对解吸气质量加以控制,降低解吸率,并对解吸塔冷热及股进料工艺的可行性进行了探讨。     

TEA+MEA、TEA+DETA混合胺液脱除模拟天然气中H_2S的性能

以H2S体积分数为2%的H2S+CH4作为模拟天然气,在吸收温度50℃、吸收压力5MPa、解吸温度105℃的操作条件下,实验研究了三乙醇胺(TEA)与乙醇胺(MEA)以及三乙醇胺(TEA)与二乙烯三胺(DETA)摩尔配比为2、4、14的TEA+MEA、TEA+DETA两种混合胺液的H2S吸收与解吸性能,以吸收负荷、吸收速率、解吸率为指标筛选相对较优的混合胺液配方。结果表明,在实验范围内,TEA+MEA混合胺液系列中,TEA/MEA摩尔比为2的TEA+MEA混合胺液具有最优的H2S吸收和解吸性能;TEA+DETA混合胺液系列中,TEA/DETA摩尔比为4的TEA+DETA混合胺液具有最优的H2S吸收和解吸性能。与TEA/MEA摩尔比为2的TEA+MEA相比,TEA/DETA摩尔比为4的TEA+DETA具有较高的H2S吸收速率与解吸率,综合脱硫效果较好。     

影响干气脱硫效果因素分析

通过运用ASPEN PLUS进行流程模拟计算,系统分析了气体脱硫塔的板数、操作温度以及贫胺液的流量、浓度和贫胺液中硫化氢残余量等因素对炼厂干气脱硫效果的影响,为优化设计和实际生产操作提供依据.     

硫转移剂治理催化裂化装置蓝色烟羽问题的效果

为了消除催化裂化装置湿法脱硫带来的蓝色烟羽问题，中海油惠州石化有限公司针对烟气的特性及催化裂化装置的工艺特点，进行了增强型RFS硫转移剂消除蓝色烟羽的试验，对比了加注硫转移剂前后的硫分布、SOx浓度、烟尘浓度、注碱量和溶解性固体含量等参数的变化，并进行了经济核算。结果表明，采用硫转移剂后，洗涤塔入口烟气SOx浓度在18 h后出现了明显的下降，烟气脱硫洗涤塔外排烟气蓝烟逐步消除，大部分硫转移到了干气中，液化气、酸性水中的硫含量则有所下降。在硫转移剂在系统内藏量（w）达到2.56%后，烟气脱硫洗涤塔入口烟气中硫含量大幅降低，SO2浓度降至50 mg/m3以下，SO3浓度降至20 mg/m3以下，湿法脱硫耗碱量削减90%，外排废水中溶解性固体量削减86.3%，外排烟气烟尘浓度下降64.3%，运行费用减少134.37万元/a。     

焦化装置吸收稳定系统模拟与优化

应用Aspen Plus模拟软件对延迟焦化装置吸收稳定系统进行模拟计算,并在此基础上分析系统操作变量对干气中C3组分含量的影响,对操作参数进行了优化：提高补充吸收剂量至33 t/h,增加解吸塔冷进料量至25.32t/h,降低稳定塔回流比至2.0,降低解吸塔塔底温度至130℃,提高稳定塔塔底温度至168.48℃。计算结果显示,干气中C3组分摩尔分数由9.52%减少至6.00%。结合装置内的低温热资源,提出应用溴化锂吸收制冷技术降低系统吸收剂温度,减少干气中C3组分含量,并提出两套可行的技术方案。     

MDEA法炼厂气脱硫

金陵石化公司炼油厂重油催化裂化气体脱硫装置在原来使用的脱硫剂二异丙醇胺(DIPA)中加入新型高效脱硫剂(MDEA)进行对比试验.取得了较好的效果.MDEA对H_2S选择性好,酸性气中H_2S浓度提高了7%～15%,两吸收塔总胺液循环是降低了45%,从而缓和了干气脱硫塔在采用DIPA溶剂时处理能力偏小的矛盾.     

北阿扎德干油田原油脱硫脱水工艺研究与优化

伊朗北阿扎德干油田原油属于重质原油,原油相对密度大于0.95g/cm3,原油中平均H2S摩尔含量为0.1%。根据合同规定,处理后原油含水率≤0.1%,原油中H2S含量≤15mg/L。在分析H2S溶解度特征基础上,结合原油脱水实验结果,为满足脱水等相关指标要求,提出了闪蒸脱硫工艺及电化学脱水流程。利用ASPEN软件对流程进行模拟,根据物料和热量平衡对比,进一步优化了原油脱硫脱水处理工艺。同时,通过改变采出原油中H2S含量,对处理后原油H2S含量进行测试,并分析了此种脱硫脱水处理流程对H2S含量的影响。     

磁力驱动超重力机用于炼厂气脱H_2S的工业应用

磁力驱动超重力机的转动设备由动密封转化为静密封,解决了超重力机的泄漏问题,将其用于炼厂气脱H2S的工业生产。工业应用结果表明,磁力驱动超重力机累计运行约35 000 h,不停车连续稳定运行时间超过18 000 h,实现了长周期稳定运行;脱H2S后的炼厂气中H2S的含量小于20 mg/m3;超重力机的操作弹性可达到1.75,硫负荷达到设计值的1.63倍;超重力机的脱硫选择性高,CO2吸收率仅为脱硫塔的1/9;超重力机的体积是脱硫塔的9.2%,质量是脱硫塔的6.2%;超重力机的综合能耗与脱硫塔基本相当。     

重质馏分油对S Zorb吸附脱硫影响分析

介绍了惠州石化2.4 Mt/a S Zorb汽油吸附脱硫装置,在催化裂化装置稳定塔底重沸器发生泄漏,导致少量重质馏分油混入催化裂化稳定汽油时对吸附脱硫工艺的影响。尽管少量重质馏分油的存在对催化裂化汽油的终馏点影响不大,但重质馏分油中含有的大分子硫化物使得脱硫变得更加困难,并且催化裂化汽油的胶质含量大幅增加,超过5 mg/(100 mL),50%,70%馏出温度均出现明显升高,升高幅度分别为4.9,6.9℃,汽油原料颜色从无色透明转变为浅黄色透明。为保证精制汽油硫含量的合格,S Zorb脱硫过程需要更苛刻的操作条件,如:提高再生强度和吸附剂循环量、增大氢油比、降低反应重时空速等,也必然导致辛烷值损失增加。     

分子筛脱水装置再生气中H2S含量升高原因解析及整改措施

土库曼斯坦一大型高含硫天然气处理厂共有4列装置,设计每年可生产优质产品天然气50×108 m3。该厂原料天然气中H2S含量为2.942%（y）,水含量为0.123%（y）,经过脱硫、脱水、脱烃后产品天然气中H2S含量小于7mg/m3,水露点在5.6MPa（G）下可达到-21℃。该厂脱水单元采用4塔分子筛脱水工艺,自动化程度高,脱水深度完全能够满足设计要求,但在运行中发现脱水再生气中H2S含量较高。通过分析已找到再生气中H2S含量随再生时间和再生气量的变化规律,并通过延长再生时间和降低再生气流量等措施,降低了再生气中H2S含量,取得明显的效果。     

UDS溶剂吸收脱除焦化干气中有机硫性能研究

为了优化利用炼油厂焦化干气,提高焦化干气中有机硫的脱除水平,以具有良好有机硫脱除性能的UDS高效脱硫溶剂对焦化干气中硫化物进行深度脱除,对比考察了UDS和MDEA溶剂吸收脱除焦化干气中有机硫和H2S的性能,优化了UDS溶剂的吸收工艺条件,并对UDS溶剂吸收脱除焦化干气中有机硫的机理进行了分析。结果表明,在常压,UDS质量分数为50％,气液比为165,吸收操作温度38℃左右的优化的工艺条件下,净化气中H2s和有机硫浓度分别可降至1mg／m^3和10．5mg／m^3,有机硫脱除率可达99．29％,较MDEA溶剂高出约58个百分点。与MDEA溶剂相比,UDS溶剂在脱除焦化干气中有机硫时表现出明显的优势。