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%。     

MDEA+MEA/DEA混合胺液脱碳性能实验研究

混合胺液脱碳法具有吸收能力强、反应速度快、适用范围广、再生能耗低等许多优点,得到了越来越多的关注。为此,采用带有磁耦合搅拌的高压反应釜,进行了不同浓度配比MDEA+MEA、MDEA+DEA混合胺液对CO2的吸收与解吸实验研究。结果表明:①向2.0mol/L的MDEA中加入1.0mol/L的MEA,混合胺液对CO2的吸收解吸综合性能才有显著改善;②MDEA/DEA配比为2.0/1.0时CO2吸收反应很快达到平衡,但该配比在酸气负荷较高的情况下CO2吸收速率较低;③MDEA/DEA配比为2.6/0.4的混合胺液较MDEA单一胺液对CO2的吸收性能并无明显改善;④2.3/0.7配比的MDEA+DEA混合胺液对CO2的吸收负荷与CO2吸收速率均保持较高水平;⑤向MDEA中添加DEA对其CO2解吸性能的改善作用并不明显,只有2.0mol/L的MDEA+1.0mol/L的DEA混合胺液CO2解吸性能稍好,但不如相同配比的MDEA+MEA混合胺液。该成果为天然气脱碳胺液的配方优选和脱碳工业装置的设计提供了基础数据。     

JC-17高效复合脱碳剂在天然气制甲醇装置上的工业应用

介绍了JC-17高效复合脱碳剂与传统脱碳剂的实验室对比及在10×104 t/a天然气制甲醇装置CO2回收单元工业应用情况,结果表明:JC-17脱碳剂与传统脱碳剂相比,溶剂消耗降低约10%,CO2产量提高10%以上,同时设备腐蚀、溶剂抗降解能力、装置能耗等指标均明显优于传统脱碳剂。该剂对于天然气制甲醇装置充分发挥烟道气回收CO2单元潜力,弥补碳不足,提高经济效益,提供了更先进的溶剂选择。     

干气提浓乙烯装置运行优化

中国石油化工股份有限公司茂名分公司30 dam3/h干气提浓装置于2009年12月建成投产,以炼油厂催化裂化干气和焦化干气为原料,采用国内先进、成熟的变压吸附组合净化技术,分离出的气体中富含C2及其以上组分,气体流量为8～11 t/h。通过将炼油厂常减压蒸馏装置初、常顶燃料气、加氢裂化装置脱丁烷塔顶气体、连续重整预加氢汽提塔顶气体等含有较多C2和C3组分的气体脱除C3以上组分及H2S后,净化后的干气送至干气提浓装置作为原料回收C2和C3组分,拓宽了原料来源。此外通过降低催化裂化干气中的氢气含量、优化调整吸附压力、时间、产品气中的甲烷含量来提高C2及其以上组分的回收率,优化装置的操作参数,提高了富乙烯气产量,发挥出装置的综合效能。     

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。     

延迟焦化装置脱硫干气带胺液的原因分析及对策

介绍了延迟焦化装置脱硫干气携带胺液的现象及其影响,分析了其主要原因是干气中焦粉携带以及作为贫吸收剂的柴油量不足。通过柴油流程改造,将再吸收塔的吸收柴油温度由135℃降低到60℃,柴油吸收剂流量可提高近20 t/h,有效地降低了焦粉携带,柴油冷却器管束清洗频次由每年2次降低到1次;通过干气脱硫塔水洗操作,可将干气脱硫塔压差由0.05 MPa降低到0.01 MPa,胺液"发泡"现象由每8~9个月发生一次延长到连续运行15个月未再发生,有效缓解了干气携带胺液的情况,可挽回经济效益6万元/a。提出了相关建议及防范措施,为类似装置提供了依据与借鉴。     

HYSYS流程模拟在溶剂再生脱硫装置的应用

利用HYSYS软件对中国石油化工股份有限公司镇海炼化分公司Ⅰ号催化裂化干气、液化石油气脱硫及配套溶剂再生装置进行流程模拟,运用软件自带Amine Pkg流体物性包中Li-Mather方法进行稳态模拟,对影响脱硫装置净化干气硫化氢超标的原因进行技术分析,得出了因胺液净化器投用,胺液系统热稳态盐含量大幅下降,贫胺液浓度过低,最终导致再生效果不佳是净化干气硫化氢超标的主要原因。同时对装置进行节能优化,找出影响再生塔底重沸器热负荷的因素。对低盐胺液系统,当贫胺液浓度维持30%~35%、进料温度维持90~100℃、贫胺液中H_2S质量浓度为1.0~1.5 g/L时,既能满足产品质量需求,又能达到节能降耗目的。     

从炼油厂含氢气体中回收氢气的研究

分析中国石油化工股份有限公司济南分公司(济南分公司)氢气平衡和含氢气体组成,发现其氢气利用率较低,仅为76.37%,同时有大量廉价氢气可以回收。根据含氢气体特性,研究了加氢低分气脱硫脱氨工艺,脱除低分气中的氨和硫化氢后,重整氢气提浓装置可以回收低分气中的氢气;通过改造催化干气氢气提浓装置,可以回收催化干气和重整氢气提浓装置解吸气中的氢气。预计项目实施后,基于目前的加工量,济南分公司可以回收氢气4 313 m~3/h,从而停运干气制氢装置,氢气利用率可以提高近10百分点。在质量升级项目完成后,氢气回收项目可以充分发挥作用,每年可以回收氢气6 253 t,节约天然气27 kt/a,降低全厂加工损失率0.36%,具有较好的经济效益。     

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。     

干气提浓乙烯装置开工不放火炬探索与实践

中国石油四川石化有限责任公司30 dam~3/h干气提浓乙烯装置开工进料时,往复压缩机入口压力由入口放火炬压控阀调节,控制在8~15 kPa,通过入口放火炬压控阀直接排放至火炬系统量2~5 dam~3/h,持续时间20~50 min,既造成大量半产品气浪费,也不符合环保要求。结合该公司干气提浓乙烯装置工艺技术、往复压缩机启动条件和无级能量调节系统的现有工况,在启动变压吸附程序后,先启动半产品气压缩机,根据压缩机入口压力再依次启动罗茨真空泵、往复真空泵,保证机组入口压力不超高放火炬,实现了干气提浓乙烯装置开工不放火炬,开工时间缩短50~60 min,开工放火炬量减少2~5 dam~3/h,直至完全不放火炬,产出合格产品时间缩短50~120 min,实现了装置清洁生产、节能降耗的目标。     

高含硫天然气脱硫脱碳工艺技术在普光气田的应用研究

普光气田是我国迄今为止开发的规模最大、丰度最高的特大型海相碳酸盐岩整装气田,天然气中H2S含量高达13%～18%(φ),CO2为8%～10%(φ),有机硫化合物高达340.6mg/m3,常规脱硫脱碳工艺无法适用。该文通过对高含硫工艺技术进行研究分析,制定了普光气田天然气净化工艺路线,选用甲基二乙醇胺(MDEA)作为吸收溶剂,通过催化反应脱除天然气中有机硫,设置级间冷却器控制CO2的吸收,吸收溶剂通过串级吸收、联合再生,降低了装置能耗和运行成本。该工艺在普光气田应用后,外输产品气中H2S含量在6mg/m3以下,CO2含量低于3%(φ),总硫含量低于200mg/m3。     

国内大规模MDEA脱碳技术在中海油成功应用——以中海油东方天然气处理厂为例

中国海洋石油总公司（以下简称中海油）近年来为开发在南中国海发现的一批高含CO₂的天然气田,通过与国内相关单位联合攻关并消化吸收国外MDEA溶液脱除CO₂技术,依靠自身及国内力量,在海南省东方市建成了国内大规模的MDEA脱除CO₂装置。具有MDEA贫液、半贫液二段吸收,减压、汽提二次解吸再生特点的CO₂脱除工艺流程不仅降低了装置投资,而且具有高CO₂净化度、低能耗和溶剂损失少等优势,该装置年平均稳定完好运行达350天,净化气质CO₂含量小于1.5%,完全满足下游用户对气质的要求。经多年实际运行证明,该技术应用于大规模CO₂脱除装置是合理和可行的,近年来在中海油已得到广泛应用。     

高含硫天然气超重力脱硫技术研究

基于MDEA溶液和不同配比位阻胺溶液对H2S吸收容量的静态测定实验结果,在操作压力为8.3 MPa的超重力侧线试验装置上,考察不同气液比条件下MDEA溶液和优化配方的位阻胺溶液对高酸性天然气的选择性脱硫效果,同时考察了超重力机转速对溶剂选择性脱硫效果的影响。结果表明,几种溶剂中以8号溶剂对H2S的吸收容量最大,40 ℃和50 ℃条件下H2S的最大吸收容量分别为79.67 g/L和59.20 g/L,采用超重力脱硫工艺,可将天然气中硫化氢质量浓度由2.0×105 mg/m3降至100 mg/m3以下,在气液比95左右时,净化气中H2S、总硫质量浓度分别为19.8 mg/m3和32.27 mg/m3,CO2体积分数为0.38%,达到二类天然气指标要求。     

中变气脱碳-变压吸附联合提取H_2和CO_2工艺中CO_2溶解度的测定

在模拟工业上采用N-甲基二乙醇胺(MDEA)脱除CO2(简称脱碳)装置的基础上,采取一系列改进措施,建立了一套实验室脱碳装置,弥补了工业脱碳过程中分析方法的不足,所得实验数据较为准确。在中变气脱碳-变压吸附(PSA)联合提取H2和CO2工艺条件下,测定了CO2在4.28mol/LMDEA水溶液中的溶解度。实验结果表明,实验值与文献值能够很好地吻合,实验装置及分析方法准确度较高,丰富了温度为70～120℃、压力为131～422kPa范围内CO2在MDEA水溶液中的溶解度数据;实验结果为中变气脱碳-PSA联合提取H2和CO2工艺提供了可靠的理论依据和设计参数,对该工艺的具体实施具有指导意义,并验证了提高解吸压力构想的可行性。     

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。     

催化干气回收乙烯工艺的工业应用

进行了炼厂催化干气经变压吸附浓缩及精制除杂后用作乙烯裂解原料的工业实践。结果表明:利用干气作乙烯裂解原料,当其质量分数为总裂解原料的7.44%时,可使乙烯物耗由3.163t/t降低至3.066t/t,能耗由29.45GJ/t下降至29.39GJ/t。精制干气中CO2,CO含量超标及乙烷含量偏高,影响了乙烯装置的运行,但通过采取增大碱洗时新鲜碱液的用量、提高甲烷化反应温度、优化乙烯精馏塔操作条件等措施,可实现乙烯装置的安全稳定运行。     

炼油厂硫磺回收工艺及催化剂的改进和优化

中国石油宁夏石化分公司炼油厂5000 t/a硫磺回收装置改造前采用两级克劳斯+低温加氢还原吸收工艺,加氢后的尾气经过MDEA吸收,其排放烟气中SO_2质量浓度为500～800 mg/m~3。其中,溶剂再生系统采用集中再生。根据中国石油西南油气田公司天然气研究院的设计工艺,工厂进行了全新的工艺改造,即采用天然气研究院生产的钛基催化剂增强水解和双段吸收工艺,成功解决了硫磺回收装置烟气中SO_2质量浓度达标排放的问题,排放烟气中SO_2质量浓度约50 mg/m~3,可为小型硫磺回收装置,尤其是碱液碱渣处理困难的工厂的尾气达标排放提供技术思路及解决方案。     

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。