硫磺回收装置加氢还原尾气超重力脱硫工艺技术研究

还原吸收尾气处理工艺广泛应用于硫磺回收装置含硫尾气处理,是减少尾气中SO_2排放最为有效的方法之一。硫磺回收装置加氢还原尾气的显著特点为:压力低,碳硫比高,要求吸收过程硫化氢脱除率高,同时具有吸收选择性。利用超重力技术强化传质及气液接触时间短等特点,将超重力技术应用于加氢尾气脱硫工艺中,考察了转速、气液比、贫液温度、气体流量等操作参数对脱硫性能及CO_2共吸收率的影响。结果表明,超重力技术应用于硫磺回收装置加氢还原尾气脱硫工艺中优势显著。     

低共熔溶剂中铁盐脱除硫化氢性能的研究

针对湿法氧化法脱除硫化氢气体可以回收硫磺副产物,并且脱硫剂可以循环使用的特点,以铁盐在低共熔溶剂中作为脱除硫化氢气体的氧化剂,考察了反应条件对脱硫率的影响。结果表明：合适的Fe(NO3)3?9H2O浓度是保证高脱硫率的必要条件,离子液体体系是影响脱硫率的主要因素;在一定的低共熔溶剂条件下,脱硫率主要受硫化氢气体进口流量的影响。反应产物为单斜相硫磺。     

20万t/a硫磺回收装置液硫脱气工艺研究与应用

液硫中硫化氢含量是影响液硫循环、输送、储存及成型系统安全运行的关键因素,对于大规模Claus工艺硫磺回收装置尤为显著。目前,国内对液硫脱气工艺及脱气效果验证的研究甚少。通过对普光气田单套20万t/a硫磺回收装置液硫脱气不达标问题进行分析研究,对液硫脱气工艺技术进行研究优化,设计并应用空气汽提与机械搅动组合脱气工艺,将液硫中硫化氢含量脱除至2.33μg/g,达到国际液硫脱气领先水平。     

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。     

含硫天然气处理新工艺

从酸性天然气中脱除硫化氢（H2S）的传统方法，首先是用一种溶剂处理气体，然后在克劳斯装置中从酸气中回收H2S。当采用三级克劳斯装置时，该法回收的硫可达到97％。对于硫磺生产能力小（最多到5t/d）的胺／克劳斯装置，由于燃烧设备（反应炉）的操作困难极多，所以，对于小规模的硫回收装置，通常采用投资费用、操作费用明显减少的硫回收装置还原工艺。许多不同的因素影响了气体脱硫技术的选择，比如组分、气体流量、环境硫回收率要求及CO2／H1S比率。     

从酸性气流中高效回收硫的方法

公开号：CN1960940 公开日：2007—05—09 公开了一种从酸性气流中回收硫的方法。该方法包括与直接还原步骤和生物硫回收步骤组合的Claus硫回收步骤，以提供合有非常低浓度的硫化氢和二氧化硫的脱硫气流。该方法包括在氧化条件下使酸性气流与氧气反应以得到含有硫化氢和二氧化硫的燃烧气体。在Claus反应条件下使燃烧气体反应以得到含有硫的反应气。从反应气中回收硫以得到含有硫化氢和二氧化硫的Claus尾气。     

炼油厂硫磺回收装置加氢尾气有机硫脱除溶剂研究

针对GB 31570-2015《石油炼制工业污染物排放标准》对炼油厂硫磺回收装置尾气中SO2排放的严格要求,通过室内实验,研发出了对COS及H2 S脱除性能良好的配方型脱硫溶剂.试验考察了MDEA质量分数、COS质量浓度等工艺条件对该溶剂脱除有机硫效果的影响.结果表明,所选配方型脱硫溶剂可使炼油厂硫磺回收装置加氢尾气C...     

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气体中硫化氢的存在不仅会引起设备和管道腐蚀、催化剂中毒，而且还会严重地威胁人身健康与安全，因此必须采用经济有效的方法予以脱除。与传统物理化学脱硫方法相比，微生物方法反应条件温和、化学品与能源的消耗量大大降低、运行成本低，并且也无二次污染产生，因而具有极大的发展前景。为此讨论了硫化氢的微生物脱除原理及脱除方法的最新进展；总结了自然界中能够氧化硫化氢的微生物；详细探讨了它们在微生物脱硫过程中的应用现状与工艺流程，包括光合硫细菌、异氧菌、硫杆菌等的脱硫条件、脱硫效率、除硫产物及适用范围，并对它们脱除硫的优缺点进行了比较说明；还对今后微生物脱硫的前景与发展方向进行了展望。     

万州分厂商品天然气总硫达标技术研究

针对中国石油西南油气田公司高含硫气田开发过程中的有机硫特别是高浓度羰基硫脱除问题,以天然气净化总厂万州分厂为例,分析了目前原料气和净化气组成现状、设计与实际运行情况,指出羰基硫脱除是万州分厂产品天然气总硫达标的关键技术难题,解决方法为:①利用高效脱硫溶剂,但会损失产品气量,影响下游硫磺回收装置燃烧炉稳定运行;②利用组合...     

高含硫天然气净化技术现状及研究方向

高含H₂S和CO₂的“双高”天然气净化技术面临天然气气质和尾气排放标准的双重挑战,脱除有机硫,减缓溶剂变质。进一步提高硫磺回收装置总硫回收率是“双高”天然气净化技术面临的主要问题。在回顾国内外高含硫天然气脱硫脱碳和硫磺回收技术现状的基础上,分析了现有高含硫天然气净化技术存在的问题,即硫、碳含量“双高”天然气净化脱硫溶剂循环量大、装置能耗高、脱硫溶液易变质、新标准下硫磺回收尾气排放难以达标和硫磺回收装置效率难以提升等,进而提出了物理溶剂脱硫脱碳技术、天然气脱硫脱碳溶剂变质与复活技术、高效H₂S直接氧化工艺技术和天然气中COS水解技术等新的研发方向,以期形成适用于“双高”天然气净化的系列配套技术,助推我国高含硫天然气的高效开发。     

含硫气井络合铁脱硫工艺技术及经济适应性研究

目的确定含硫气井采用络合铁脱硫工艺进行脱硫净化的技术及经济适应性。 方法分析了络合铁脱硫工艺的原理、流程及特点,根据含硫气井工业应用实例,研究提出了络合铁脱硫工艺的技术及经济适应性条件。 结果在技术性方面,络合铁脱硫工艺适用于任何H₂S含量的天然气脱硫,H₂S脱除率可达到99.9%以上,且脱除效果稳定,短期内不受H₂S含量波动的影响;CO₂脱除率由吸收塔运行压力及原料气中CO₂含量决定;对不同含量的甲硫醇、乙硫醇脱除率可分别达到97%、92%以上,对羰基硫的脱除率约为6.51%~35.02%;合理硫容应为药剂及电耗综合成本最低时的硫容,不同的运行工况,合理硫容也不同;工艺产生的单质硫目前主要以硫膏形式脱除及处理,对硫磺进行经济、环保的回收处理是络合铁脱硫工艺的一个难点。在经济性方面,开展了工艺完全成本分析,提出了在潜硫量为12.35 t/d的条件下工艺的经济极限H₂S含量及经济极限处理量的计算公式。 结论上述研究结果对络合铁脱硫工艺技术优选、优化及经济效益的论证、分析具有一定的借鉴作用。      

顺北二区高含硫天然气脱水工艺技术研究

目的通过天然气脱水有效降低H₂S对高含硫天然气矿场集输系统的腐蚀危害。 方法在国内外高含硫天然气脱水技术研究的基础上,优选确定了三甘醇溶剂吸收法作为顺北二区高含硫天然气的脱水处理工艺,并在传统三甘醇脱水工艺流程的基础上充分考虑了顺北二区高含硫天然气的特点,局部优化改进了传统三甘醇脱水工艺流程,增加了原料气进吸附塔前的分离处理工艺和闪蒸气回收处理工艺;同时,基于富甘醇预热位置、再生纯度以及H₂S的影响,开发了两级贫/富液换热预热、LNG气化气提的富甘醇再生工艺流程。 结果改造后,脱水工艺通过增压回收处理实现了脱水系统含硫尾气零排放,通过LNG气化气提实现了三甘醇高效脱硫和提纯相结合,解决了酸性环境下再生装置的腐蚀及检修难题。 结论该脱水工艺有利于顺北二区总体开发规划的实现,形成了适用于顺北二区高含硫天然气的高压集输脱水流程,为后续顺北天然气区块的进一步开发提供了技术支撑。      

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。     

华北地区含硫化氢地下储气库脱硫运行技术

为了进一步推动国内含H_2S地下储气库的优化运行,以华北地区X地下储气库为例,为防止其运行过程中采出的天然气因含H_2S引发的安全问题,提出了有针对性的脱硫运行技术对策。主要包括:井筒抗硫技术、含硫气井井口失控远程点火技术和地面H_2S处理技术。地下选用国产宝钢生产的D114.3 mm BGT1气密封型防硫化氢螺纹油管及耐压强度达34.5 MPa的井下安全阀。对含硫井口配备失控远程点火系统。在地面主要采用"活性炭+脱硫剂"分层装填脱硫塔的方式实现采出混合气体脱硫,并结合储气库井受双向压力及井底热传导效应促进硫溶解。通过摸索并实施一系列针对性的技术对策,X储气库完全自主实现零事故安全运行,为类似地下储气库的建设及运行提供了一定的参考。     

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%。     

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。     

高效液相色谱法测定生物脱硫溶液中单质硫

生物脱硫作为一种新的天然气净化手段,具有净化度高、流程简单、环境污染少、能耗低等特点,在低碳经济发展和环境保护等方面显示出潜在的优势。主要讨论了利用高效液相色谱法测定生物脱硫溶液中的单质硫。用有机溶剂萃取生物脱硫循环液中的单质硫,前处理后在指定高效液相色谱条件下检测单质硫浓度,形成了一套简单可行的测定生物脱硫溶液中单质硫的方法。该方法的检测限为0.04mg/L,加标回收率为103.00%,满足生物脱硫溶液中单质硫的测定需要。同时,讨论了生物脱硫溶液中其余硫副产物对单质硫的干扰。     

类型硫在催化裂化过程中的转化机理分析及脱硫方法探讨

主要对原料油中噻吩、苯并噻吩、硫醚等类型硫在催化裂化过程中的转化机理和路径去向进行了综述和分析,并与催化汽油中类型硫的标定结果进行了对比;讨论了催化操作条件、催化剂类型及原料油组成对类型硫的裂化脱硫过程的影响,对于两种主要脱硫技术吸附脱硫和加氢精制进行了探讨。噻吩在催化剂B酸中心易形成β碳正离子并进一步转化为不同的中间产物,再经过氢转移反应和裂化反应开环裂化脱硫生成H 2S进入气相,或生成烷基噻吩等硫化物主要进入汽油馏分段,苯并噻吩和二苯并噻吩比噻吩更难开环裂化,其脱硫产物主要进入柴油馏分段。较低的反应温度、较高的剂油比、较长的反应时间、晶胞参数高、酸密度大的催化剂及较多的供氢剂有利于脱除类型硫。