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Ｈ２Ｓ在天然气、焦炉煤气和半水煤气等工业气体中是一种有害杂质,它不仅对输运管路,设备等造成腐蚀,影响后续加工过程,而且更严重地威胁人身安全属必须控制的环境污染源之一,迄今为止的脱硫工艺包括干法和湿法两大类,地低含硫气体处理。大部分干法工艺所用脱硫剂均不能再生;相比之下,湿法工艺硫负荷高。湿法工艺包括吸收法和湿式氧化法,尽管以醇胺吸收为代表的化学吸收法早已在工业中得到应用,但吸收法实质上只是对气体中     

微生物脱硫技术在油气初加工系统中应用的可行性

由于大庆油田为低含硫地区，原油、天然气的预处理中都不包括脱硫工艺，所以天然气装置所生产的民用气、液化气含硫超标，而且系统中由于H2S等腐蚀性气体的存在，造成管线、设备腐蚀严重。目前应用较广泛的脱硫工艺有干法脱硫和湿法脱硫，虽然处理效果较好，但脱硫剂用量大，成本较高，而且存在二次污染。所以，迫切需要寻求一种高效、实用、方便、廉价的、适用于油气初加工领域的脱硫技术。本文重点介绍了微生物脱硫技术的原理及在国内外的发展现状，探讨了微生物脱硫技术在油气初加工系统应用的可行性。     

煤层气脱硫新方法研究

利用煤层气之前必须预先脱除其中的剧毒腐蚀性气体——硫化氢,但传统干法、湿法脱硫存在能耗大、脱硫剂难再生等缺点。为此,研究了将传统干式吸附与湿式吸收相结合的新脱硫方法,制备了新脱硫剂,并考察了其脱硫效果和再生性能。结果表明,涂渍一定浓度吸收剂的新脱硫剂较之吸附剂载体,比表面积和孔容都减小,微孔消失,但脱硫性能却大大提高,可实现对硫化氢的完全脱除,并且吸收剂浓度越高,穿透时间越长;新脱硫剂再生性能良好,常温下甲烷气体吹扫即可在短时间内把硫化氢浓度吹至很低。该脱硫新方法脱硫性能好、再生容易,可进一步应用于工业过程,实现煤层气的常温、低压、低能耗脱硫操作。     

双脱硫剂在裂化气脱硫装置上的应用

为解决气体脱硫装置使用单乙醇胺脱硫剂溶剂循环量较大,装置能耗高的问题,采用以甲基二乙醇胺为主的ＳＳＨ－１脱硫剂与单乙醇胺混合使用,在催化裂化液化气、干气脱硫装置上进行了工业试验。试验结果表明,ＳＳＨ－１脱硫剂对Ｈ２Ｓ有良好的选择性,酸性气中Ｈ２Ｓ含量达７０％;液化气及干气脱硫后Ｈ２Ｓ含量均＜５ｍｇ／ｍ３;与只用单乙醇胺相比,在原料气含硫量相近的情况下,其溶剂的循环量、再生蒸汽量、循环水用量、电耗等都有较大幅度的降低。     

干法脱硫技术在南山终端的应用

针对南山终端液化气铜片腐蚀不合格问题,从检验报告入手,分析铜片腐蚀不合格的原因是液化气中含有硫化氢、元素硫、硫醇等杂质。在对比液化气湿法和干法脱硫工艺及特点的基础上,提出干法脱硫是南山终端液化气脱硫的首选技术。实际生产表明,使用W702复合氧化物精脱硫剂+W107多功能吸附剂组合的干法脱硫技术,可有效脱除南山终端液化气中的含硫杂质,使铜片腐蚀试验达标。     

浅谈大庆油田天然气脱H2S处理

１．天然气脱硫方法的选择天然气净化处理选择脱硫方法时,一般来讲,对于低含Ｈ２Ｓ（５０－２００ｍｇ／Ｌ）、低含水的小气量的天然气,如果硫的含量在９ｔ／ｄ以下时选择干法比较经济;如果硫含量高于９ｔ／ｄ时则选择湿法比较经济。大庆油田天然气中Ｈ２Ｓ含量在逐年增加,天然气脱Ｈ２Ｓ势在必行。大庆油田二站至阿拉新输气工程是将油田天然气经阿拉新气田至齐齐哈尔供气管道送往齐市居民用户供居民燃气之用工程的一部分,所以天然气脱Ｈ２Ｓ装置是该工程的核心。阿拉新天然气脱Ｈ２Ｓ装置选择ＳＵＬＦＡＴＲＥＡＴ干法脱硫还是比较适…     

新型高效脱硫剂投入工业应用

一种新型高效复合ISS脱硫剂 ,日前由宁波远东化工科技有限公司和苏州大学联合研制开发成功 ,并投入工业生产应用。ISS(商品名 )是以复合配位铁络合物和多酚类物质为主辅成分组成的二元复合型湿式氧气剂。该新型脱硫剂具有脱硫效率高、再生速度快、操作费用低和无毒无污染等特点 ,可在不影响生产的同时 ,对原有脱硫液进行逐步置换 ,适用于各类湿式氧化法脱硫装置 ,是目前较理想的湿法脱硫剂之一。ISS催化剂现已在浙江丰登、山西晋阳丰泰和安徽涡阳等合成氨厂投入工业应用。据测定 ,变脱装置由栲胶脱硫剂法改为ISS脱硫剂法以后 ,脱硫效率…     

适于低含硫油田气的脱硫方法选择研究

众多的脱硫方法中哪一种适于低含硫油田气的脱硫呢?为此,对几种天然气脱硫工艺(包括吸收法脱硫制硫工艺、直接氧化工艺、干法脱硫工艺)和常用的几种脱硫方法(包括氧化铁法、)NCA固体吸收法、氧化锌法、活性炭法)进行了评价,认为干法脱硫工艺比较合适用于低含硫油田气脱硫.     

炼厂污水汽提装置氨气脱硫及液氨脱色研究

研究了采用ＤＳＣ脱硫剂进行我厂污水汽提装置副产氨气脱硫的工艺以及脱硫剂的再生方法，并已投入工业应用，该脱硫剂不仅能脱除Ｈ２Ｓ，还能脱除大部分总硫，运行一年多来，氨气中Ｈ２Ｓ降至２ｍｇ／ｍ＾３以下，总硫小于１５ｍｇ／ｍ＾３，总硫脱硫除率达６５～７５％，液氨质量明显提高，取得了较高的经济效益，由于我厂氨中还含有酚，铁等杂质，导致液氨氧化变红，采用ＤＣＺ脱色剂，可除去这些杂质，使变红液氨颜色大为改善。     

磷钼杂多酸钠盐脱硫制硫反应机理研究

磷钼杂多化合物是一种新开发的面向天然气净化的液相氧化脱硫剂。笔者综合运用离子选择电极分析、差示扫描量热分析与能谱等手段对磷钼杂多酸钠盐与硫化氢的反应机理进行了研究。结果表明,磷钼酸钠体系在脱硫过程中具有稳定的化学性能,脱硫产物中基本不含Ｍｏ、Ｐ的物相;磷钼酸钠吸收Ｈ２Ｓ过程的化学反应式为：Ｈ２Ｓ＋Ｎａ３ＰＭｏ（Ⅵ）１２Ｏ４０→Ｓ↓＋Ｎａ３Ｈ２ＰＭｏ（Ⅵ）１０Ｍｏ（Ⅴ）２Ｏ４０,即在磷钼酸钠分子中有     

高硫容干法脱硫技术在塔六凝析气田的应用

为保障塔六凝析气田正常生产和装置的安全运行,需对气田的酸性天然气进行处理。综合考虑塔六凝析气田的地质条件、运行成本、工艺流程等因素,选择高硫容干法脱硫技术对含硫天然气进行处理。概述干法脱硫的技术特点、反应原理及该脱硫装置的主要生产工艺、配套工艺,表述该装置设计运行要求,介绍判断脱硫效果及选择更换脱硫剂时机的方法,对脱硫后的H2S浓度进行统计分析。验证了该脱硫方法的有效性,提出了在生产过程中存在的问题,总结了干法脱硫技术的运行经验。     

含硫气田水闪蒸气处理工艺评述

含硫气田水闪蒸气中含有H_2S等恶臭气体,需进行安全有效处置后才能排放,对于现有的几种处理工艺(碱液吸收、胺液吸收、液相氧化还原脱硫及干法脱硫技术)尚缺乏系统的对比分析,因而在一定程度上限制了技术的进步和推广。为此,对含硫气田水闪蒸气的来源、组成、排放特点及其控制工艺等进行了分析,探究含硫气田水闪蒸气处理的可行途径,重点从工艺原理、技术路线和适用性等方面针对当前主要的闪蒸气脱硫工艺展开评述,分析、对比了各种技术的特点和适用范围,根据潜硫量的大小对处理工艺进行了推荐,提出了技术发展的方向和建议。研究结果表明:(1)气田水闪蒸气具有含硫化氢浓度高、瞬时流量大、日均潜硫量低和压力低等特性,对其处理应满足国家标准GB/T 14554—1993中H_2S的排放要求;(2)上述几种闪蒸气处理技术各有优缺点:非再生胺液吸收工艺简单、投资较低、运行成本高、净化度低,干法脱硫工艺较简单、生产稳定、投资较高,液相氧化还原脱硫工艺适应潜硫量范围广、净化度高,但工艺复杂、投资高、稳定性较差;(3)含硫气田水闪蒸气处理应首选有组织达标排放,潜硫量在10 kg/d以内建议采用干法或胺液吸收工艺,潜硫量超过10 kg/d建议采用液相氧化还原吸收工艺。结论认为,应进一步探索气田水闪蒸气气质、气量和气速的准确变化规律,以支撑工业设计,并使装置向橇装化、标准化、模块化和自动化方向发展;同时引进增压回收和其他行业低压气体处理新技术,以完善技术体系。     

炼厂酸性气脱硫工艺

中国石油兰州石化分公司采用C laus工艺对生产的干气、液态烃中的硫化氢进行回收,以减少对环境的污染。脱除此硫化物的方法有3种:C laus工艺,催化氧化湿式脱硫法,纤维膜接触器技术。比较可知,催化氧化湿式脱硫法可以处理高浓度硫化氢气体,并可代替C laus工艺,尾气排放可达到环保要求;二者硫化氢脱除率分别为97.5%,96.0%;前者比后者具有投资少,工艺流程简单,无污染物排放等优点,且在脱除硫化氢的同时可回收单质硫;纤维膜接触器技术投资居中。     

从反应化学原理到工业应用Ⅰ S Zorb技术特点及优势

采用量子化学理论计算方法,对S Zorb脱硫反应机理进行了深入研究。结果表明,S Zorb技术的工艺过程实质上是高选择性催化加氢超深度脱硫过程,而不是简单的吸附过程。在S Zorb技术中,通过在加氢催化剂中添加H2S吸收组分ZnO,可有效地转移加氢脱硫过程中产生的H2S,建立一个H2S分压极低的反应环境,避免H2S与汽油中高辛烷值烯烃组分生成硫醇的副反应,同时使催化剂活性金属Ni处于零价态而具有对噻吩类含硫化合物很高的吸附活性,但对高辛烷值烯烃、芳烃组分仅有很低的吸附活性。在此基础上,提出了催化加氢-H2S吸收转移协同作用的催化加氢吸附脱硫机理,并指出保持催化剂中Ni处于零价态避免生成NiS是提高催化加氢脱硫选择性的关键。工业应用结果表明,S Zorb 技术在实现超深度脱硫的同时具有很好的辛烷值保留能力。     

水合物法天然气脱硫工艺研究

天然气中H2S的存在会给天然气的储存、输送、利用和环境都带来影响,必须对其进行脱硫净化。常规的天然气脱硫工艺有干法脱硫、膜分离、湿法脱硫和生物脱硫等。水合物法通过使H2S优先生成水合物并进入水合物相的工艺原理,实现天然气脱硫,与常规方法相比,具有工艺流程简单、能耗低、环保等独特优势,应用前景广泛。     

大型催化裂化再生烟气实现超低排放——从构思到工业实践

国内外催化裂化装置再生烟气治理一般采用湿法脱硫工艺,其特点是适应性和脱硫效果较好,但投资和运行维护费用较高,设备腐蚀、高含盐废水排放、烟羽拖尾等一系列问题难以解决,急需寻找更好的处理方案.中国石油化工集团公司针对催化裂化再生烟气的特点,从再生过程的SOx和NOx产生源头控制,集成开发了负压式半干法烟气超低排放治理技术,...     

清洁燃料的非加氢精制技术

介绍催化裂化工艺的降硫技术,包括GSR技术和催化裂化降硫助剂。分析清洁燃料的吸附脱硫精制技术、抽提技术、氧化脱硫技术和生物脱硫技术,指出清洁燃料的非加氢技术开发与生产的发展方向。     

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??As the new Law of Environmental Protection is implemented in China, sulfur recovery and tail gas treatment units in natural gas purification plants have to reduce emissions by technological upgrading in order to meet the stringent tail gas emission standards. In this paper, the improvement of tail gas emission standards on natural gas purification plants at home and abroad and the status of tail gas emission in China were analyzed. Then, five tail gas treatment methods (i.e., reduction adsorption, amine SO₂ adsorption, wet acid, limestone–gypsum wet, and dry circulating fluidized bed), liquid phase oxidation-reduction method and bio-desulfurization method were technically evaluated. Moreover, two treatment scales (potential sulfur rate of feed gas higher and equal to 1 t/d or lower than 1 t/d) were compared technically and economically. It is indicated that the tail gas emitted from the sulfur recovery units in existing natural gas purification plants is characterized by a high SO₂ content and a small SO₂ volume. It should be treated by means of reduction adsorption method, amine SO₂ adsorption method and dry circulating fluidized bed method or directly treated by means of the liquid phase oxidation- reduction method; that the tail gas of the feed gas with a higher potential sulfur rate should be treated by means of reduction adsorption technologies, and otherwise liquid phase oxidation-reduction method should be used for the direct treatment of tail gas; and that the tail gas of the feed gas with a medium potential sulfur rate should be treated by means of the amine SO₂ adsorption technology and that with a lower potential sulfur rate should be treated by means of the dry circulating fluidized bed technology.