天然气脱硫脱碳工艺的模拟优化

为了解决某天然气净化厂天然气硫、碳含量超标的问题,采用HYSYS模拟软件,对吸收塔的胺液进料量、吸收塔塔板数、胺液进料方式及再生塔的塔板数进行模拟。结果表明:在脱硫脱碳过程中,混合胺溶液m(H_2O)∶m(甲基二乙醇胺)∶m(二乙醇胺)为52∶45∶3最佳;吸收塔最优操作条件为:贫胺液总进料量为1 600 kmol/h,吸收塔塔板数为12块,贫胺液Ⅰ由吸收塔第1块塔板进料,贫胺液Ⅱ由吸收塔第5块塔板进料,m(贫胺液Ⅰ)/m(贫胺液Ⅱ)为7∶3时,吸收过程具有良好的脱酸气效果,天然气中H_2S的质量浓度为2 mg/m~3,CO_2的体积分数为2.32%。再生塔宜选用14或15块塔板。     

低含硫天然气脱硫装置关键参数对净化气质量影响研究

随着GB 17820—2018 《天然气》的实施,天然气质量要求愈加严格。应用HYSYS软件对中国石油某低含硫净化厂脱硫装置系统构建流程模型,通过模拟计算分析了胺液循环量和浓度、吸收塔塔板数、原料气温度和压力、贫液温度参数变化对净化气中H2S、CO_2含量的影响程度。研究结果表明:各参数因素对H2S净化效果的影响由大到小依次为胺液循环量、原料气温度、贫液温度、原料气压力、吸收塔塔板数、胺液浓度;对CO_2净化效果的影响由大到小依次为胺液循环量、原料气温度、吸收塔塔板数、贫液温度、原料气压力、胺液浓度;通过模拟调节胺液循环量为95.50 m~3/h、原料气压力为5.25 MPa、温度20℃和贫液入塔温度34.3℃,可满足低能耗下的净化气H2S、CO_2含量达标。基于影响程度排序的胺液循环量、原料气温度和压力、贫液温度的多参数调节,可为现场脱硫装置生产运行优化提供一定指导参考。     

MDEA脱硫溶液吸收选择性提升研究

通过分析MDEA脱硫溶液吸收选择性的影响因素,确定了气液比和塔板数为工艺调整的主要手段。通过增大装置气液比,降低胺液循环量和吸收塔塔板数,可提高胺液对H2S的选择性吸收性能,增加产品气收率,减少装置的电力、蒸汽及胺液消耗。     

MDEA混合胺法脱碳在珠海天然气液化项目中的应用

介绍了广东珠海天然气液化项目中利用MDEA混合胺法进行天然气深度脱碳的工艺。在分析MDEA醇胺溶剂与CO2的反应原理以及珠海天然气液化厂气源特点的基础上,确定了脱碳工艺和脱碳流程,并对溶剂配比、塔型选择以及堰高、吸收塔操作温度、再生蒸气流率和胺液循环量等重要工艺参数进行了优化比选。     

制氢中变气活化MDEA法脱碳工艺流程模拟与优化

为脱除天然气重整中变气中的CO2,使其含量低于0.0005％(物质的量分数,下同),从而达到纯氢技术指标,选用质量分数为35％MDEA+3.5％PZ+61.5％H2O的贫胺液为吸收液,采用Aspen HYSYS软件搭建了脱碳工艺流程并建立了系统能耗计算模型.对吸收塔吸收压力、贫胺液循环流量和富胺液进再生塔温度三个关键参...     

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%。     

净化吸收塔差压与处理气量选择的探究

为了脱除天然气中二氧化碳、硫化氢,净化厂通常采用MDEA的水溶液与天然气在吸收塔中逆流接触。检修结束投入使用的吸收塔气液接触良好,塔体差压较低,几乎不会发生拦液状况。但是随着装置的运行,在未改变工况的情况下吸收塔的差压会逐渐上升,拦液次数也逐渐增多。本文通过对吸收塔塔板受杂质堵塞的不同状况对塔盘压降进行计算,分析了造成差压升高的原因,并提出了塔体差压与异常差压下吸收塔最优处理气量计算方法。通过天然气处理气量的优选,从而减少吸收塔拦液次数的发生,确保天然气脱硫脱碳的质量。     

天然气中酸性组分含量升高的脱硫系统优化研究

针对近年来天然气中酸性组分含量升高导致的产品气气质下降、设备故障频繁等问题,利用Aspen HYSYS软件对MDEA溶液循环量提高后的脱硫系统进行了流程模拟。结果表明,当原料气中酸性组分CO2和H2S的体积分数分别由5.280%和0.028%增至6.280%和0.052%时,为了保证产品气符合国家标准,需将系统中的MDEA溶液循环量由63.25m3/h逐渐提高至102.85m3/h。使用Tray Rating、HTRI Xchanger Suite软件对不同MDEA溶液循环量下的塔器和换热器等重要设备进行了一系列优化。经计算,胺液吸收塔和再生塔的流体力学性能均符合要求;胺液贫富液换热器在MDEA溶液循环量提高时可串联1台同型号换热器,同时更换换热管规格,以满足系统需要并缓解堵塞;优化后的二级闪蒸装置能够较大程度地缓解装置频繁波动的情况,而在其入口处加装高效波纹板除沫器则可有效避免系统发泡。     

天然气凝液分馏塔模拟计算

天然气凝液分馏是天然气凝液回收工艺过程的重要组成部分 ,凝液分馏塔的设计和运行是否合理 ,将直接影响产品质量、产品收率和塔运行能耗。以PR状态方程分别作为汽液平衡计算和焓计算的基础模型 ,建立了天然气凝液分馏塔的通用数学模型 ,应用矩阵法结合PR方程对MESH方程求解 ,开发了天然气凝液分馏塔模拟计算程序。对脱甲烷塔进行模拟计算表明 ,所采用的数学模型和算法是正确的。     

酸气中烃含量对硫黄回收的影响及控制措施

随着天然气工业的快速发展,环保对二氧化硫排放要求日益严格。硫黄回收装置是控制二氧化硫排放量的主要装置,从如下5个方面讨论了酸气中烃含量对硫黄回收装置的影响:主燃烧炉操作温度提高可能影响主燃烧炉的长期安全运行;降低硫黄回收装置硫收率;增加空气消耗量;影响硫黄质量:增加能耗。提出了3种降低胺法脱硫装置酸气中烃含量的措施:严格控制进入脱硫吸收塔贫液温度不低于原料天然气入塔温度,确保不因贫液温度低于原料天然气温度而引起液烃析出;完善富液闪蒸罐和酸气分离器撇油措施:优化富液闪蒸罐的设计操作参数。上述措施能够有效降低胺法天然气脱硫装置酸气中的烃含量,减小酸气对硫黄回收装置的影响。     

哌嗪活化N-甲基二乙醇胺半贫液脱碳工艺配方优选及参数优化

哌嗪(PZ)活化N-甲基二乙醇胺(MDEA)半贫液脱碳工艺是高含碳天然气预处理能耗高问题的解决途径之一。针对某天然气处理陆上终端采用的PZ活化MDEA半贫液脱碳工艺(设计天然气处理能力为8×109 m3/a,原料气中CO2体积分数为35%),采用吸收再生实验方法对系统中存在的贫液、半贫液吸收CO2性能以及富液解吸CO2性能进行考察,优选适用于半贫液脱碳工艺的胺液配方,并采用HYSYS软件建立半贫液工艺模型,对筛选出较优工艺配方下的工艺参数进行优化。结果表明：随着总胺浓度增加,贫液、半贫液吸收CO2性能及富液解吸CO2性能先增加后减小,较优总胺质量分数为40%;总胺质量分数一定时,随PZ添加量增加,贫液及半贫液吸收CO2性能先增加后减小,解吸CO2相对再生能耗先增加后降低,PZ较优添加质量分数为3%,之后随着PZ添加量的增加,解吸CO2相对再生能耗又缓慢升高,较优胺液配比(质量分数)为37%MDEA+3%PZ;模拟得到较优工艺参数为再沸器温度386.15 K,贫液吸收温度323.15 K,贫液循环量253 m3/h、半贫液循环量1147 m3/h。     

PZ活化MDEA乙烷深度脱碳工艺研究

目的 解决醇胺法乙烷脱碳工艺造成的乙烷损失量较大和装置能耗较高等问题。方法 用Aspen HYSYS软件对某乙烷回收流程的粗乙烷产品进行胺法脱碳模拟,在控制乙烷损失物质的量比小于0.3%的情况下对胺液中的PZ和MDEA质量分数进行了优选,同时对乙烷脱碳流程进行能耗优化。结果 与天然气脱碳工艺不同,乙烷脱碳工艺的MDEA质量分数太高会损失大量乙烷。在达到脱碳效果的前提下,较低的MDEA质量分数可避免损失大量乙烷,最佳MDEA质量分数为20%～28%。在此MDEA质量分数的条件下,可保证乙烷损失比仅为0.3%,往胺液中加入少量哌嗪(PZ)就可显著提高胺液对CO₂的吸收效果,最佳PZ质量分数为2.5%～5.5%。乙烷脱碳装置的主要能耗为胺液再生能耗,优化后装置的总能耗显著降低。结论 在工业条件下,应用较低质量分数的胺液可显著降低乙烷损失,可合理提高富胺液入再生塔温度或适当降低脱碳溶液循环量,以降低装置能耗。     

天然气脱碳胺液再生能耗分析

基于天然气胺法脱碳工艺建立了小型胺液吸收-再生循环实验装置,开展了甲基二乙醇胺(MDEA)+哌嗪(PZ)混合胺液的再生实验,考察了不同工艺参数下再生能耗的变化情况。结果表明:再沸器温度由381 K升高到391 K时,再生能耗随之由3.13 MJ/Kg增大到5.52 MJ/Kg,其中潜热消耗为主要因素;将再生后贫液负荷控制在0.25 mol/mol,可同时保持较低的再生能耗和较高的再生程度;增大富液负荷可有效降低再生能耗;富液经预热后再进入再生塔可降低胺液蒸发潜热消耗量,当胺液进塔温度由353 K升高至373 K时,再生能耗降低了17%;该实验装置胺液处理量为3.6 L/h时,再生能耗可达到最低值。     

位阻胺选择性脱硫配方溶剂（CT8-16）脱除天然气中H2S、CO2现场应用试验

在处理量1×10^4m^3/d的脱硫装置上,对室内研制的位阻胺选择性脱硫配方溶剂（CT8-16）进行了较长时间的试验和运转。考察了溶剂在不同填料高度、不同气液比、不同贫液入塔温度等条件下的吸收和再生性能,以及溶剂对碳钢的腐蚀性和抗发泡性能,并进一步优化了工艺操作参数。试验结果表明,经该位阻胺选择性脱硫配方溶剂处理后,净化气H2S含量较甲基二乙醇胺溶剂（MDEA）低29%以上,而在净化气H2S含量相当时,CO2脱除率则比MDEA低14.5个百分点。该脱硫溶剂对碳钢腐蚀速率低;试验过程中装置运行平稳,未见发泡迹象,具有较强的抗发泡能力。本次现场应用试验所取得的结果为该溶剂工业推广应用提供了重要的依据。     

煤制油尾气脱碳工艺影响因素分析与优化

针对神华宁煤集团有限公司400万t/a煤制油尾气脱碳工艺,为了解决脱碳净化气中CO_2超标、能耗高等问题,分析了装置运行过程中吸收塔压力、闪蒸槽温度、尾气处理量、K_2CO_3溶液质量浓度、活化剂质量浓度等因素对脱碳净化气中CO_2体积分数的影响,优化了降低净化气中CO_2体积分数的操作条件。结果表明:提高尾气脱碳工艺中吸收塔压力、K_2CO_3溶液质量浓度、活化剂质量浓度均有利于降低出口净化气中CO_2体积分数;优化工艺条件为吸收塔压力2.469 MPa、闪蒸槽温度98.52℃,尾气处理量低于6.80×10~5 m~3/h,K_2CO_3溶液和活化剂质量浓度分别为324,78 g/L,在优化操作条件下,净化气中CO_2体积分数可降低至0.17%。     

旋转填充床中叔丁氨基乙氧基乙醇溶液选择性脱硫性能的评价

在旋转填充床中,分别以叔丁氨基乙氧基乙醇(TBEE)溶液和N-甲基二乙醇胺(MDEA)溶液为胺液,对含CO2和H2S的N2进行选择性脱硫实验。考察了旋转填充床转速及胺液中醇胺含量、胺液流量、气体流量与液体流量的比值(气液比)、吸收温度对胺液脱硫性能的影响。实验结果表明,在相同的条件下与MDEA溶液相比,TBEE溶液的脱硫率(η)和选择性因子(S)更大,体现出空间位阻胺选择性脱硫的优势;胺液中醇胺含量和胺液流量的增大可提高η、降低S;旋转填充床转速增大有利于提高η,气液比增大有助于选择性脱硫;当N2中H2S含量为0.6%～0.8%(φ)和CO2含量为8%(φ)时,在w(TBEE)=5%、旋转填充床转速1 200 r/min、胺液流量6 L/h、气液比200、吸收温度30℃的条件下,S可达22～28。     

位阻胺选择性配方溶剂尾气处理装置工业应用

为了解决常规甲基二乙醇胺(MDEA)脱硫溶剂在低压下脱硫效果不理想,导致排放尾气中SO_2浓度升高的问题,利用位阻胺与H_2S反应具有良好活性、同时能较好抑制位阻胺与CO_2反应的特点,研究开发出了位阻胺选择性脱硫配方溶剂,并在处理量为1×10~4m~3/d的装置上进行中间放大试验的基础上,在中国石油西南油气田公司川中油气矿龙岗天然气净化厂硫磺回收加氢尾气脱硫装置上进行了工业应用。在工业应用期间,考察了溶剂在不同吸收塔板数、不同贫液入塔温度、不同溶液循环量等条件下的吸收性能,还考察了脱硫溶液的再生性能,确定了较适宜的工艺操作参数。应用1年后的考核结果表明:(1)该位阻胺选择性脱硫配方溶剂在进尾气脱硫吸收塔气体中H_2S含量为0.77%～3.96%、CO_2含量为23.91%～32.79%的气质条件下,可使净化尾气中H_2S含量低于30 mg/m~3;(2)与装置原用的常规MDEA相比,净化尾气中H_2S含量降低58.45%;(3)该位阻胺选择性脱硫配方溶剂的再生性能良好,再生后贫液中H_2S和CO_2含量均小于0.12 g/L。     

电渗析胺液脱盐净化技术在溶剂再生系统的工业应用

分析了中国石化青岛石油化工有限责任公司2#溶剂再生系统再生塔发生操作异常波动及冲塔现象的原因,介绍了电渗析脱盐净化撬装设备的引入,及其电渗析胺液脱盐净化技术在该溶剂再生系统于2022年4月的净化应用情况。结果表明:实施该电渗析胺液脱盐净化技术后,系统胺液中含热稳态盐质量分数降低了1.64个百分点,降幅达72%;发泡高度降低了1.9 cm,消泡时间缩短了0.7 s;乙醇胺贫液中硫化氢质量浓度降低了0.12单位,贫胺液中N-甲基二乙醇胺质量分数下降了0.58个百分点;经脱硫化氢后的干气,以及脱硫化氢、硫醇后的液化气产品质量均合格,截至2022年11月30日,该装置的溶剂再生系统不仅实现了连续安稳运行,未发生操作异常波动及冲塔现象,再生塔塔底1.0 MPa加热蒸汽用量还降低了0.08 t/h。     

Analysis of energy demand for natural gas sweetening process using a new energy balance technique

Absorption by alkanolamine solvents is widely used for acid gas removal in natural gas sweetening plant. In the present research, one of the Iranian gas treating unit, Ilam Gas Treating Company (IGTC), with 3.27 mole % H₂S and 3.76 mole % CO₂ in the inlet feed gas was simulated using HYSYS V8.8. Piperazine activated solution of MDEA (PZ-MDEA) at various process operating conditions was examined to yield energy demand of natural gas sweetening process using a new energy balance technique. In this technique, the total required energy demand was related to three sections: 1. heat of vaporization, 2. sensible heat and 3. heat of the absorption. Energy balance of the absorption and regeneration columns brings a perspective of energy distribution in the sweetening plant. The effects of CO₂ and H₂S concentration at inlet feed, PZ mass fraction in activated solution of MDEA and lean amine temperature on energy distribution of the natural gas sweetening process and reboiler duty were investigated. It was finally elucidated that energy demand in the gas sweetening process or duty of reboiler is greatly influenced by heat of vaporization rate. It was also found that the heat of absorption and sensible heat have minor impacts on the energy demand.