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本文给出了计算H_2S、CO_2在单乙醇胺(MEA)、二乙醇胺(DEA)、二甘醇胺(DGA)、二异丙醇胺(DIPA)、甲基二乙醇胺(MDEA)、三乙醇胺(TEA)及二种化学物理溶剂[环丁砜(SF)—DIPA,环丁砜(SF)—MDEA)]等水溶液中溶解度所必需的拟平衡常数。这些醇胺水溶液的适用范围几乎覆盖了整个酸性天然气处理领域。也简要地介绍了H_2S、CO_2在一种新型溶荆一位阻胺AMP(2氨基2甲基1丙醇)水溶液中的溶解度数据。     

混合胺溶液中二乙醇胺和甲基二乙醇胺含量的测定——毛细管柱气相色谱法

国家暂时还没有现成的标准方法来测定天然气脱硫溶液混合胺中二乙醇胺（DEA）和甲基二乙醇胺（MDEA）的实际含量。为此,通过多次试验,建立起了毛细管柱气相色谱测定法：选用规格为50 m×0.2 mm×0.5 μm的HP-1毛细管柱来分析混合胺里的MDEA和DEA含量;定量方法为外标参比法,选用三甘醇（TEG）为参比物;使用Microcal orign 5.0绘图软件进行数据处理,以DEA、MDEA的峰面积与TEG的峰面积的比值为横坐标,以标准样品的浓度为纵坐标作图,得到线性方程,从而得到各自的标准曲线,再根据标准曲线求出样品组分的含量。试验结果表明： DEA含量测定值的相对偏差为1.9%,相对误差为0.8％;MDEA含量测定值的相对偏差为0.5%,相对误差是0。结论认为：该测定方法精密度和准确度较高,可应用于天然气净化厂混合胺溶液中DEA和 MDEA含量的测定。     

天然气胺法脱碳吸收反应热实验研究

采用自主设计的绝热反应量热仪测定了N-甲基二乙醇胺(MDEA)、哌嗪(PZ)以及2-氨基-2-甲基-1-丙醇(AMP)在不同条件下吸收CO₂的反应热,考察了CO₂负载量、总胺质量分数、温度、压力及混合溶液的配比等对吸收反应热的影响。结果表明：MDEA溶液的反应热明显低于PZ和AMP,其反应热范围为50～55 kJ/(mol CO₂),而PZ和AMP的反应热范围为65～70 kJ/(mol CO₂);各影响因素对反应热变化规律影响程度不同,其中醇胺种类影响最大,其次为CO₂负载量。在MDEA溶液中添加PZ或AMP构成的二元复配胺液,其反应热相比于MDEA溶液分别提高了5～10、10～12 kJ/(mol CO₂)。在二元复配胺液38%MDEA+2%PZ基础上,分别加入AMP、乙醇胺(MEA)、二乙醇胺(DEA)以及三乙胺(TEA)构成的三元复配胺液中,加入MEA和DEA后反应热升高较为明显,分别达到了78和73 kJ/(mol CO₂)...     

UDS脱硫剂在脱除液化气中硫化物的应用

在催化裂化液化气脱硫工业装置上,以N-甲基二乙醇胺(MDEA)为主体溶剂,在其中加入质量分数约为20％的UDS脱硫剂,考察了后者对液化气中硫化物的脱除效果.结果表明,脱硫装置运行平稳,脱后液化气中硫化氢含量为0.23 mg/m3,总硫含量为77.13 mg/m3,总自机硫脱除率在60％左右.     

影响N-甲基二乙醇胺脱碳装置二氧化碳吸收性能的工艺参数优化

基于N-甲基二乙醇胺(MDEA)脱碳工业装置,考察了贫胺液MDEA浓度、吸收塔贫胺液与合成气的质量比、吸收塔压力、再生塔蒸汽用量与贫胺液循环量的质量比等工艺条件对CO2脱除效果的影响。结果表明,随着上述各工艺参数的增大,净化气中CO2的含量均呈先快后慢的降低趋势,MDEA溶液对CO2的吸收性能明显增强。在吸收塔压力为3.1 MPa,温度为45℃,贫胺液中MDEA的质量分数为30%,贫胺液循环量为75 t/h,合成气的进料量为17 t/h,再生塔蒸汽用量与贫胺液循环量的质量比为0.08的优化条件下,合成气中CO2组分的摩尔分数由10.22%可降至0.01%,脱碳率大于99.5%。     

胺液中N-甲基二乙醇胺含量的测定

由于天然气净化厂脱硫胺液中含有甘醇类降解产物,二甘醇（DEG）和三甘醇（TEG）难于准确称量,以DEG或TEG为内标物的毛细管气相色谱法测定胺液中MDEA的含量时,会产生较大的误差。为避免这种影响,建立了以甲苯为内标物的毛细管气相色谱测定法：选用美国Agilent HP-50+毛细管柱来分析胺液中甲基二乙醇胺（MDE）的含量;定量方法为内标法;对三甘醇（TEG）和甲苯进行分析对比,最终选用甲苯作为内标物;使用MINITAB 15.1处理实验数据。实验结果表明：MDEA和甲苯出峰稳定,重复性好;方法回收率为99%~101%,相对标准偏差<2%。该法精密度和准确度较高,不仅可用于天然气净化厂胺液中MDEA含量的测定,而且对同类胺液的MDEA含量测定研究也有一定的借鉴作用。     

天然气选择性脱硫胺液配方发泡特性分析

现阶段以MDEA为主体的配方型胺液在选择性脱硫工厂中应用较广泛,但MDEA存在易发泡的缺点,影响着整个脱酸系统的安全稳定运行。本文选取选择性脱硫吸收性能较好的MDEA、DGA、AMP以及环丁砜四种胺液,通过考察其单一及复配胺液的发泡高度及消泡时间,结合测定的表面张力参数,分析选择性脱硫胺液配方发泡特性及发泡机理,并建立发泡特性预测模型。通过分析得知,四种单一胺液发泡由易到难排序为:DGA>AMP>MDEA>环丁砜;MDEA+AMP复配配方发泡高度和消泡时间均处于较高水平,应避免选用MDEA质量分数为23%~27%、AMP质量分数为8%~16%的范围;对于MDEA+DGA复配配方,应避免选用MDEA质量分数为28%~36%、DGA质量分数高于8%的范围;MDEA+环丁砜复配配方发泡特性处于较低水平,MDEA的质量分数应避免在20%~24%的范围,环丁砜质量分数应避免低于4%。     

ZX-12型乙醇胺高效脱硫溶剂的工业应用

介绍了以甲基二乙醇胺作为基本原料加入各种添加剂复合调配而成的ZX-12型高效脱硫溶剂在中国石油化工股份有限公司茂名分公司催化裂化装置的试用情况.结果表明,脱除干气中的硫化氢和总硫的效果非常好,脱除率均在99.9%以上,液化石油气中的总硫可脱至150 mg/m3以下;脱前总硫含量越低,脱除率越低,总硫含量越高,脱除率也越高,总硫含量大于10 000 mg/m3时,脱除率可达99%以上.     

MDEA/DEA脱硫脱碳混合溶液在长庆气区的应用

随着长庆气区靖边等气田的不断开发,其天然气气质发生了较大变化,其中H2S含量上升到1 000 mg/m3,CO2体积分数上升到4.5%～6.0%,原天然气净化工艺采用的单一MDEA溶液已不能满足天然气脱硫脱碳需要。为此,开展了不同体积比MDEA/DEA混合醇胺溶液脱硫脱碳试验。试验结果显示：在相同的试验条件下,溶液中总胺为40%（质量分数）,DEA与MDEA体积比为1∶6配比制成的混合溶液其H2S和CO2负荷最高,溶液的脱硫脱碳性能最好。继而在4套生产装置进行了推广应用。结论表明：应用MDEA/DEA混合溶液对低含硫、高含碳的天然气进行净化处理,溶液酸气负荷较高,脱硫、脱碳性能较好,腐蚀性小,天然气净化装置运行平稳,节能效果好,经济适用。     

石脑油加氢装置尾气脱硫及吸收流程模拟与优化

以石脑油加氢装置尾气脱硫及吸收单元为研究对象,以设计数据为基础,使用Aspen Plus流程模拟软件对石脑油加氢装置尾气脱硫及吸收单元进行了流程模拟,建立了与实际工况吻合的稳态流程模型。利用此模型,对吸收温度、吸收压力、MDEA质量分数、酸性气处理量进行了综合分析并进行了操作参数优化：贫胺液温度为35～45℃,酸性气进料量为2 000～3 000 kg/h,同时,贫胺液中MDEA质量分数应大于18%。     

塔河油田高含硫混烃分馏脱硫工艺探讨

塔河油田为高含硫油田,生产过程中产生的混烃中H_2S质量分数为0.68%,有机硫质量分数为0.22%,目前采用碱洗工艺,存在处理成本高、废碱液处理困难的问题。通过对现场生产流程、混烃中的硫形态及物理性质进行分析,提出了混烃分馏处理新思路。经分馏处理,混烃中的H_2S与部分硫醇随塔顶气进入天然气处理系统,依托天然气脱硫系统进行处理;塔底轻烃总硫质量分数由0.90%降至0.15%,进一步进行碱洗处理后,轻烃中总硫质量分数满足GB 9053-2013《稳定轻烃》的要求。此工艺碱耗量可由目前的2t/d降至0.22t/d,碱(NaOH)用量仅为目前的约1/10,可降低处理费用190.1万元/年。     

油田伴生气净化工艺优化研究及工业应用

塔河油田生产大量高含硫稠油和伴生气,同时采用负压气提工艺回收稠油中所含轻烃,高含硫轻烃和伴生气在轻烃站集中净化处理过程中存在液化气中总硫含量超标、轻烃碱洗脱硫过程产生大量碱渣等问题.为解决上述问题,开展了UDS脱硫剂在伴生气脱硫过程的应用研究.结果表明,UDS脱硫剂对有机硫和H2 S均具有较好的选择性.应用后,伴生气分...     

超重力反应器低分气脱硫处理研究

针对盘锦北方沥青股份有限公司200 kt/a环烷基馏分油加氢装置存在低分气中硫化氢脱除效果波动较大及工艺炉的空气预热器腐蚀严重等问题,结合超重力反应器可强化传质并高效的特点,中国石油化工股份有限公司抚顺石油化工研究院开发了超重力反应器-钠法低分气脱硫技术,并进行了工业试验研究。结果表明:(1)旋转床脱硫技术脱硫效率受液气比影响,当液气比大于0.5 L/m~3时,即可保证硫化氢脱除率大于99.5%;(2)旋转床脱硫技术脱硫效率受碱耗影响,当钠硫比大于1.0时,即可保证硫化氢脱除率大于99.5%;(3)钠硫比对生成吸收液的pH值影响较大,碱耗一定的情况下,液气比对生成吸收液的pH值没有影响。旋转床脱硫技术长周期连续运转期间,装置运行平稳,脱硫化氢效果稳定,出口硫化氢质量分数始终低于400μg/g,脱除率大于99.0%。     

天然气中有机硫化合物脱除工艺评述

天然气中有机硫化合物脱除技术的研发和选择是川东北地区高含硫气田开发的关键技术之一。为此, 综合了分析国内外天然气中有机硫化合物脱除工艺技术。目前已开发出的多种类型工艺中, 应用最为广泛的是以Sufinol法为代表的物理/化学混合溶剂吸收法。中国石油西南油气田公司天然气研究院最近也针对罗家寨、渡口河等高含硫气田所产天然气中同时含有一定量有机硫化合物的情况，开发成功了一种新型物理/化学混合溶剂（CT8 20）。提出原料气中有机硫含量不太高且又以COS为主时，可以采用混合胺溶剂；结合脱除有机硫的要求，高含硫天然气净化工艺流程也有很多改进，其中最重要的是组合/串级流程；建议西南油气田公司加紧开发相关有机硫脱除工艺技术，包括在还原-吸收法尾气处理工艺中应用物理/化学混合溶剂进行选吸脱硫的技术, 探索适用于脱除原料气中有机硫的空间位阻胺、与天然气中有机硫水解（转化）有关的催化剂研制、应用于物理/化学混合溶剂脱硫（及有机硫化合物）的新型物理溶剂。     

活性硫化物银片腐蚀性能的研究

为提高喷气燃料的质量，在实验室研究了喷气燃料中不同硫化物对银片腐蚀的性能，结果表明，活性硫化物会导致银片腐蚀，其主要因素是元素硫。硫醇和二硫化物在无元素硫的情况下不腐蚀银片，与元素硫共存时加重腐蚀程度并出现颜色多样性；高浓硫化氢腐蚀银片，颜色主要为紫、红或黄色，金属锈、酸根、洗衣粉等杂质不足以使银片腐蚀超过1级，酸碱度（PH5－9）变化不影响硫化物银物腐蚀级别，非标准汽油含一定量的H2S、S，混入喷气燃料将导致银片腐蚀。     

环保型液化气深度脱硫LDS技术的开发与工业应用

针对现有技术的不足,采用超重力技术强化液化气碱洗脱硫醇的碱液再生过程,开发了环保型液化气深度脱硫（LDS）成套技术,使硫醇钠氧化反应的转化率提高至95%以上,二硫化物的分离率提高至98%以上,实现了循环碱液的高效再生。在中国石油A石化0.30 Mt/a液化气脱硫醇装置上的工业应用结果表明,以胺洗后硫醇硫质量分数为80 μg/g的催化裂化液化气为原料,经LDS技术处理后,产品液化气的硫质量分数不大于10 μg/g,同时新鲜碱液消耗较采用Merox技术时降低90%以上,全厂经济效益增加近1 100万元/a,碱渣排放接近零,环保效果显著。     

天然气膜基吸收法脱硫的数学模型

Models of mass transfer kinetics combined with mass transfer differential equation and mass transfer resistanceequation were established on the basis of double-film theory. Mass transfer process of H2S absorption by means of polypropylenehydrophobic microporous hollow fiber membrane contactor was simulated using MDEA （N-methyldiethanolamine）as the absorption liquid and corresponding experiments of natural gas desulfurization were performed. The simulation resultsindicated that the removal rate of hydrogen sulfide showed positive dependence on the absorption liquid concentrationand gas pressure. However, the desulfurization rate showed negative dependence on gas flow. The simulated values werein good agreement with the experimental results. The in-tube concentration of hydrogen sulfide at the same point increasedwith increase in the gas velocity. Axial concentration of hydrogen sulfide decreased rapidly at the beginning, and the decreasesaw a slowdown during the latter half period. Hydrogen sulfide concentration dropped quickly in the radial direction,and the reduction in the radial direction was weakened with the increase of axial length due to the gradual reduction of hydrogensulfide concentration along the tube. The desulfurization rate under given operating conditions can be predicted bythis model, and the theoretical basis for membrane module design can also be provided.     

天然气脱硫系统的胺液改造及设备优化

针对陕北某天然气净化厂由于新干线的并入,使得原料气中CO2、H2S等酸性组分含量大幅上升,导致脱硫系统生产效率低下、装置腐蚀严重等迫切需要解决的问题,基于ChemCAD 6.0.1流程模拟软件对单一胺液(w(MDEA)=50%)和复配胺液(w(MDEA)=45%,w(DEA)=5%)下的脱硫系统进行全流程模拟,并对其净化效果和能量消耗进行对比研究。分别利用FRI-TryRating 1.0.7、HTRI Xchanger Suite 4.00、Pipe Flow Expert 2010等专业软件在上述条件下对脱硫系统的关键设备进行校核。研究结果表明,使用复配胺液时,单位胺液负荷可增大80.50%,循环量和蒸汽消耗较单一胺液下降45.45%和24.56%,复配胺液方案远远优于单一胺液方案,且在役脱硫系统各个设备均可满足复配胺液方案下的操作要求。     

丙烷脱沥青装置硫腐蚀的防治

分析了丙烷脱沥青装置硫腐蚀介质的形成过程,介绍了硫化物对装置的腐蚀状况,探讨了硫腐蚀过程的机理,提出了材质选择和工艺防治等防腐蚀对策。重点讨论了液相丙烷醇胺脱硫法和气相丙烷碱洗脱硫法两种工艺防腐蚀措施。     

炼化企业碱渣处理技术进展

炼化企业碱渣碱度大、化学耗氧量（COD）和盐浓度高、含有一些难被微生物降解的有机物、中和会释放恶臭气体,宜先预处理再进污水处理场处理。中和酸化是比较简单的碱渣预处理方法,可以脱除硫化物和难被微生物降解的有机物,产生的中和废水可进污水处理场处理,但由于其COD仍然较高,中和废水处理量受污水处理场规模限制不能太大,而且没有处理好中和酸化产生的恶臭气体。中和酸化-萃取预处理,继承了中和酸化预处理的优点,提高了COD去除率,使全部碱渣废水能够进入污水处理场处理达标排放,但仍然没有解决好恶臭污染问题。缓和湿式氧化-SBR预处理,解决了碱渣中和过程的恶臭污染问题,碱渣经过湿式氧化-SBR生化曝气预处理,可全部进污水处理场处理达标排放,但其氧化尾气有少量异味和挥发性有机物（VOCs）排放、投资和操作费用较高。带废气脱臭的曝气池预处理碱渣技术与湿式氧化-SBR预处理技术相比,投资小、操作费用低,但在恶臭气体处理上仍有问题。碱渣中和酸化硫回收及气水净化技术可依托厂内现有污水处理场、醇胺液硫化氢回收系统、VOCs废气处理装置,通过新建碱渣中和酸化氮气吹脱反应沉降器、吹脱气硫化氢吸收塔,以较低的投资和操作费用,实现碱渣废水达标处理、中和酸化释放气中的硫化氢和VOCs回收、尾气高标准净化达标排放。