垃圾渗滤液处理同步填埋气脱硫脱碳提纯

为研究二级膜生物膜反应器(MBfR)在处理垃圾渗滤液协同垃圾填埋气脱硫脱碳提纯方面的效能与机制,依次考察了前置短程硝化MBfR和后置MBfR运行过程中有机物和氮素污染物的去除效能,以及垃圾填埋气中H_(2)S、CO_(2)和CH_(4)的转化特性。实验结果表明:在反应系统运行280 d后,成功实现了渗滤液深度处理协同填埋气高效脱硫脱碳。通过控制前置反应器低溶氧,亚硝化率可达85%以上,可实现短程硝化和DAMO-Anammox过程的耦合。系统对COD、NH_(4)^(+)和TN的平均去除率分别可达95%、99%和99%,可实现垃圾渗滤液高效减碳脱氮;垃圾填埋气经过净化后的CO_(2)和H_(2)S气体成分分别降低至0.2%以下和5%左右,而CH_(4)气体成分提高至80%左右,显著提升了垃圾填埋气的质量。反硝化型厌氧甲烷氧化古菌和产甲烷古菌在电子转移系统中表现出高活跃性,暗示其通过直接电子转移的种间关系,可强化CO_(2)还原产CH_(4)过程。本研究中,高效的填埋气升级效果一方面归功于富集了电活性产甲烷菌Methanothrix和硫自养反硝化细菌Thiobacillus;另一方面,高有机负荷的厌氧产甲烷过程消耗大量质子,从而提高体系碱性并增加液相中可吸收的CO_(2)量。这进一步促进了垃圾填埋气中CO_(2)含量减少和CH_(4)含量增加。

渤海某终端处理厂天然气脱硫脱碳用消泡剂合成及评价

研制了一种以聚醚改性硅油/硅脂为主剂的天然气脱硫脱碳溶液用消泡剂,测试了其在不同发泡液、温度下的消泡性能。结果表明:贫胺液加入100 mg/L自制消泡剂即可达到应用需求;富胺液需加注超过1 000 mg/L才能满足应用要求。消泡剂加量1 000~1 500 mg/L时,在不同实验温度下可以满足现场应用要求,消泡效果明显优于现场在用有机硅乳液型消泡剂和收集的聚醚型胺液消泡剂。

天然气净化厂脱硫脱碳装置的适应性分析

为分析净化厂脱硫脱碳装置的适应性,利用HYSYS软件建立脱硫脱碳工艺流程的稳态模型,研究原料气气质组分变化对天然气净化度的影响,并对DEA、MEA、PZ三种溶液的活化性能进行了模拟研究。研究结果表明:原料气中CO_(2)含量高于5.9%时,脱硫脱碳装置原有设计参数不再满足净化度的要求;在相同活化剂浓度下,改善脱CO_(2)性能的活化剂顺序由高至低依次是PZ>MEA>DEA,H_(2)S净化度由低至高的活化剂顺序依次为PZ>DEA>MEA。CO_(2)含量小于等于5%的天然气可采用MDEA溶液为吸收溶剂,CO_(2)含量大于5%的天然气宜采用MDEA/DEA溶液为吸收溶剂。

高含CO_(2)含有机硫天然气脱硫实验研究

为提高某天然气处理厂MDEA+UDS复合脱硫溶液CO_(2)吸收性能,解决高含CO_(2)含有机硫天然气净化问题。通过PROMAX工艺模拟软件,对比分析了单乙醇胺(MEA)、二乙醇胺(DEA)、二异丙醇胺(DIPA)3种活化剂CO_(2)吸收及再生性能,考察了复合吸收溶液加入优选活化剂后对有机硫、H2S、CO_(2)吸收效果的影响以及在不同浓度、不同气液比下对CO_(2)的吸收效果影响,并开展现场侧线实验。结果表明:DEA相比其余两种活化剂,CO_(2)吸收率可达83%,且再生后性能恢复率达到50%;在气液比560、溶液质量浓度44%条件下,“MDEA+UDS+DEA”复合脱硫溶液具有良好的H_(2)S、CO_(2)以及有机硫脱除能力,有机硫脱除率为72.6%,净化气H_(2)S、CO_(2)满足一类气标准要求。

高含硫天然气净化技术新进展与发展方向

高含硫天然气的安全高效净化处理对我国天然气工业发展具有重要意义。为此,在系统回顾我国含硫天然气净化技术的3大发展历程的基础上,围绕天然气气质达标和硫磺回收装置尾气减排2大难题,指出了脱硫脱碳、硫磺回收及尾气处理、净化装置稳定运行3方面研究取得的进展、面临的挑战及攻关方向。研究结果表明:①以高含硫天然气有机硫脱除为核心的技术已开发成功并实现工业应用,可实现高含硫天然气达标净化处理,以CT-Redox和CT-LOP工艺为代表的络合铁法脱硫技术则有力地保障了我国高含硫天然气单井脱硫生产;②在现有常规与延伸克劳斯硫磺回收配套还原吸收与氧化吸收尾气处理技术基础上,研发的大型硫磺回收装置有机硫水解与尾气高效处理技术可满足日益严苛的国家标准要求,实现装置尾气超低排放;③以配方型脱硫胺液复活、高含硫净化厂设备腐蚀防护和净化装置长周期运行风险评价技术为代表的关键技术成效显著,有力地保障了净化装置的长周期安全平稳运行。结论认为,我国高含硫天然气净化技术已全面实现国产化,总体水平与国外相当,部分技术处于国际领先水平,建议在复杂含硫天然气中多组分有机硫深度脱除、净化装置尾气全天候全时段达标、物理化学类脱硫溶剂复活、高含硫净化厂耐腐蚀材质等方面开展技术攻关,以进一步提升我国高含硫天然气开发的技术水平。

适合高含硫天然气的脱硫脱碳工艺研究

在分析了目标高含硫天然气组分及含量的基础上,采用MDEA/DEA混合胺溶液对高含硫天然气进行脱硫脱碳处理,并对MDEA/DEA法脱硫脱碳工艺的主要参数进行了优化。确定最佳工艺参数为:MDEA/DEA混合胺溶液中MDEA和DEA的质量浓度分别为41.0%和5.0%、MDEA/DEA混合胺溶液循环量为105 m^(3)·h^(-1)、吸收塔压力为4 MPa、吸收塔塔板数为20块、MDEA/DEA混合胺溶液温度为40℃,在此条件下,净化气中H_(2)S和CO_(2)的含量分别为10.69 mg·m^(-3)和2.74%,能够达到GB 17820-2018中二类天然气的质量要求。

某海上项目天然气低温脱水工艺路线对比

天然气开采中需对天然气进行净化后外输,主要包括:脱除固体杂质、脱水、脱烃、脱硫和脱二氧化碳,其中脱水脱烃是天然气开采过程中普遍存在的要求。分别对工业上广泛采用的脱水以及脱烃方法进行介绍,结合某海上天然气开采项目条件,针对该项目对天然气外输水露点和烃露点的要求,决定采用低温方法进行脱水脱烃,但考虑到不同工况的初始压力与外输压力之间的差值,采用Aspen HYSYS软件分别采用增压透平膨胀技术与膨胀+丙烷冷却技术对主要工况进行计算分析,最终得出采用增压透平膨胀技术路线能耗较低,且设备投资成本较低,且更适用于该海上天然气开采项目。

催化烟气脱硫除尘技术应用总结

介绍了中石化宁波工程公司自主研发的新一代烟气脱硫除尘技术在某公司120万吨/年LTAG单元烟气脱硫装置的应用情况。经净化处理后外排烟气中的SO_(2)质量浓度从1500 mg/Nm^(3)降至15 mg/Nm^(3),颗粒物质量浓度由150 mg/Nm^(3)降至10 mg/Nm^(3),外排废水各项指标均达到《石油炼制工业污染物排放标准》(GB 31570-2015)要求。该技术具有针对性强、工况适应性好、切换自动平稳、设备使用效率高、投资低占地少等诸多优势,可大量减少污染物的排放,具有良好的环境效益、经济效益以及社会效益。对装置运行初期和停工检查中发现的问题,分析原因,提出整改措施,可供其他同类装置参考借鉴。

炼厂气脱硫脱碳吸收工艺理论分析与应用探讨

炼厂干气、天然气、合成气等工业气体中均含有一定量的H_(2)S和CO_(2)酸性气体,在使用前需进行严格脱除。传统吸收设备仍存在传质效率低、所需级数高、胺液消耗量大和设备体积大等问题。文章选取脱硫脱碳吸收工艺为研究对象,理论分析吸收过程的传质过程、反应机理、吸收动力学、热力学以及工业吸收塔的性能。研究分析发现:在现有的吸收工艺过程中针对影响吸收选择性的动力学和热力学变化的核心关键问题,难以实现精准解耦和控制。基于核心关键问题,提出了提高动力学选择性和改善热力学选择性的过程强化方向。

一种解决烟气脱硫石膏附着水偏高的方法

石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术中,经反应结晶后的石膏浆液通过排浆泵将其输送到脱水系统脱水,脱水后的石膏可以作为工业原料使用,其附着水含量具有严格的技术指标。附着水含量过高将严重影响石膏的销售,增大灰场存储压力,增加运输成本。本文分析了附着水偏高的原因,根据问题采取了相应的控制措施,最终将附着水含量控制在较经济的范围内。

创建中国天然气净化基地的思考

中国石油西南油气田公司重庆天然气净化总厂将建设中国天然气净化基地(以下简称基地)作为其发展战略目标。为了明确基地建设的基本框架和工作思路、推进建设进程,基于该厂2008年以来的相关数据和资料,明确了基地建设的内涵、6个结构要素和标志(天然气净化技术、天然气净化技术服务、天然气净化新技术推广和试验、天然气净化技术培训、天然气净化技能鉴定、天然气净化文化体系),进而根据上述结构要素将基地建设划分为对应的6个子基地,分析其现状并提出了相应的实施建议。结论认为:(1)建设基地是该厂发展的自身定位和战略目标,也是机遇和挑战;(2)应持续编制、出台天然气净化行业的相关标准、规程和规范,为工厂标准化管理、新厂标准化建设积累经验;(3)持续培养净化技术技能人才,进行前沿引领技术创新攻关,结合"两化融合""中国制造2025",推进智能净化厂建设;(4)提升检维修整体业务水平,强化培训基地软硬实力;(5)以"工厂标准化、人才精英化、业务专业化"建设为驱动,实现跨越式发展,全面建成中国天然气净化基地。

分子筛吸附脱除燃煤烟气硫碳硝的研究进展

煤炭是我国主要的能源,但燃煤烟气中二氧化硫(SO2)、二氧化碳(CO2)、一氧化氮(NO)等污染物会对环境和人类健康造成不利的影响。本文综述了分子筛及改性分子筛吸附脱硫、脱碳、脱硝技术和同时脱硫脱硝技术的现状;分析了温度、改性对脱硫的影响,压力、温度、改性对脱碳的影响,O2、水分、改性对脱硝的影响以及浓度、抗硫性能对脱硫脱硝的影响;并对同时脱除上述3种气体的发展趋势进行了展望,为多组分气体共吸附技术及燃煤烟气硫碳硝同时脱除的工业化应用提供理论依据和方法。

长庆油田第四天然气净化厂450×10~4 m^3/d净化装置运行评价

中国石油长庆油田分公司第四天然气净化厂天然气净化装置是长庆设计院自主设计的首套450×104 m3/d天然气净化装置,自2013年11月进气投产,两套450×104 m3/d主体净化装置已安全平稳运行至今,总体达到工程项目的设计要求。通过运行过程中不断地总结经验、优化参数,净化装置整体运行平稳,关键参数控制在设计指标范围内。总结了该装置1年多的运行情况,针对装置从投运到进气生产中存在的问题提出对策,并给出下一步的改进建议。

MDEA-H_2O-CO_2-H_2S体系的气体溶解度的计算

目前天然气脱碳和脱硫的主要溶剂是醇胺类水溶液 ,其中最有代表性的是N -甲基二乙醇胺 (简称MDEA)。作者采用严格的混合溶剂电解质理论建立的气体吸收溶解度和吸收热的热力学计算模型 ,可以同时计算CO2 、H2 S及混合气体在MDEA水溶液中的溶解度 。

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。

热稳定盐对MDEA溶液脱硫脱碳性能的影响

热稳定盐是甲基二乙醇胺(MDEA)脱硫溶液的主要变质产物之一,热稳定盐会影响MDEA溶液的性能。热稳定盐对MDEA溶液脱硫脱碳性能的影响,目前主要依据净化装置脱硫能力的变化和胺液复活前后净化装置脱硫能力的变化进行推断。影响净化装置脱硫能力的因素很多,仅根据工业数据很难准确确定热稳定盐的影响情况。为此,在实验室小型胺法脱硫装置上研究了热稳定盐对MDEA溶液脱硫脱碳性能的影响,并在实验结果的基础上对热稳定盐影响MDEA溶液脱硫脱碳性能的机理进行了探讨,最后根据研究结果对热稳定盐的控制提出了建议。研究结果表明,热稳定盐对MDEA溶液脱硫性能和脱碳性能的影响是不同的,不同性质的热稳定盐对溶液的影响也不一样。

富气的密相输送工艺技术

现代管材技术为富气密相输送工艺打开了应用的大门。在正常操作条件下,富气密相输送工艺避开了富气两相输送所带来的问题。与传统压力下的干气输送工艺相比,富气密相输送工艺的管路压降小,压缩机表现出更高的效率。富气密相输送工艺对富气的烃露点要求不高,在矿场或采油平台,一般通过常温分离得到的富气就能满足密相输送的要求,因而可以简化油田、凝析气田的气体处理工艺,节省天然气凝析液储运费用。然而,富气中较高的重烃含量也给富气脱硫、脱水带来了困难。文中分析了富气的特性,讨论了富气处理与密相输送工艺技术,简述了国外富气密相输送技术应用概况。

天然气脱硫脱碳方法的研究进展

综述了甲基二乙醇胺(MDEA)法、砜胺法、LO-CAT法及CT8-5法等天然气脱硫脱碳方法的应用状况,对脱硫脱碳方法的适用范围、溶剂的变质过程、脱除效果进行了比较和分析,并展望了天然气脱硫脱碳方法未来的发展方向。通过对比分析得出,当原料气压力较高且硫含量高时,适宜采用LO-CAT法处理;若原料气中硫含量低时,应采用砜胺Ⅲ法;当原料气压力较低时,采用MDEA法和CT8-5法均适宜,但使用CT8-5法时溶剂更稳定,不易变质。若需要从原料气中选择性脱除H2S和有机硫、可适当保留CO2的工况,应选用砜胺Ⅲ法。

电厂脱硫石膏制水泥缓凝剂二水石膏的研究

脱硫石膏作为电厂最大的固体废弃物之一,对其进行研究将其回收利用具有重要的意义。以电厂干法脱硫石膏为原料,采用将亚硫酸钙氧化并重结晶的方法制备二水石膏(CaSO4·2H2O),以用于水泥缓凝剂。考察了溶液pH、液固比(质量比)、催化剂用量、空气流速、反应时间等因素对亚硫酸钙氧化转化率的影响。得到亚硫酸钙氧化为二水石膏的最佳工艺条件:溶液pH为4~5、反应时间为1.5 h、催化剂用量(亚硫酸钙与催化剂的质量比)为7.5、空气流速为0.15 m3/h、液固比为10∶1。在此条件下,亚硫酸钙转化率接近100%。实验得到的二水石膏产品晶形良好、便于过滤,为后续工业化放大奠定了基础。

LNG原料气深度脱硫脱碳技术研究

天然气在液化过程中需深冷至约-162℃,为了避免在低温液化过程中因结冰堵塞设备和管线,需对天然气中的酸性组分进行深度脱除。介绍了LNG工厂中原料天然气预处理工艺中的重点单元—脱硫脱碳单元的技术路线,阐述了中国石油西南油气田公司天然气研究院自主研发的CT8-23活化MDEA溶剂及CT8-25深度脱硫脱碳脱有机硫溶剂的性能及技术特点,并与国外同类溶剂Sulfinol-D的性能进行了对比。结果表明,在吸收压力仅为2MPa、吸收塔塔板数为13块的条件下,CT8-25溶剂对H2S、CO2均可达到深度脱除的要求,且对有机硫的脱除率高出Sulfinol-D约28%。