液化气脱硫醇培训资料

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1.1.1脱硫醇技术原理

其原理依据硫醇的弱酸性和硫醇负离子易被氧化生成二硫化合物这两个特性，反应方程式如下：

RSH + NaOH RSNa + H2O （从油品中脱除硫醇硫）油相

（从碱中脱硫醇负离子）水相油相

首先由强碱（NaOH）与硫醇反应生成硫醇钠，硫醇钠溶于碱液中，从而从液化气中脱除；带有硫醇的碱液在焦化剂作用下通入空气使硫醇氧化为二硫化物脱除再生，再生脱除了硫醇后的碱液循环使用，可以避免大量碱渣的产生。

1.1.2深度脱硫的原理、措施及效果

深度脱硫技术是在深入分析传统技术原理、原料中硫化物的分布规律以及硫醇和二硫化物是导致精制后总硫高的主要原因等理论和事实基础上，为了解决炼油液化气总硫高的问题而提出的。（专利申请号：200910250279.8）

深度脱硫技术主要包括功能强化助剂、三相混合氧化再生、再生催化剂与抽提剂分离等工艺设备措施。功能强化助剂的加入可提高循环溶剂抽提和再生的综合性能，提高循环剂对硫醇的抽提能力、羰基硫的溶解性和溶剂再生的活性；三相混合氧化再生反应，使再生反应形成的二硫化物能够及时转移到反抽提油中，强化了再生反应推动力，从而大大提高了再生效果，还实现了常温再生，并延长了碱液的使用寿命，简化了流程和控制，降低了投资和操作费用；固定床催化剂技术，将氧化催化剂固定在再生塔内，从而明显减弱了溶解氧的影响，消除了抽提反应时发生再生副反应的主要因素，减少或避免在抽提时形成二硫化物，从而实现了深度脱硫。

深度脱硫技术综合以上措施，在实现焦化液化气深度降总硫目标

的同时，还可取得节能、降耗、减排和防止脱后铜片腐蚀等效果。碱耗和排渣减少至原有排渣量的四分之一，常温再生节能降耗。经济效益和社会环保效益都非常可观。

2.2 主要工艺操作条件

2.2.1 预碱洗操作参数

表2.1 预碱洗部分操作参数

2.2.2 硫醇抽提部分操作参数

表2.2 硫醇抽提部分操作参数

2.2.3 碱液再生部分操作参数

表2.3 剂碱再生部分操作参数

2.3 工艺流程说明

本工艺包括液化气预碱洗、抽提脱硫醇、剂碱再生及反抽提油水洗三部分。

2.3.1原料要求

认真控制胺脱后液化气硫化氢含量及夹带的富胺液的量，控制液化气稳定进料，是装置稳定操作的基础。

脱硫醇反应与胺脱硫化氢一样，都是化学吸附和解吸过程。低温有利吸收，加温有利解吸再生。采用助溶法强化脱硫醇技术后，虽然可以实现常温再生，但再生温度不得低于30℃。采用稳定汽油作为反抽提油时，为了提高油剂的分离效果，减少反抽提油带碱，尤其是冬季要求合理控制液化气来料温度，使再生温度控制在40℃左右。或者保留循环剂的加热措施；采用改质柴油作为反抽提油时，再生温度不高于50℃。

2.3.2 焦化液化气预碱洗部分

预碱洗的主要目的，是为了脱除液化气中的硫化氢和夹带的富胺液，防止抽提剂过早失活的同时，避免精制液化气铜片腐蚀不合格现象发生。

硫化氢和碱液之间的反应：

H2S + 2NaOH → Na2S + 2H2O （1）

原料液化气与D-1318底部来的碱液在文丘里管M-1305内混合，再经静态混合器M-1301充分接触反应，进预碱洗罐D-1318沉降分离，液化气中的硫化氢被脱除。预碱洗后的液化气从罐D-1318顶压出，去脱硫醇。控制D-1318界位，防止预减洗后液化气带碱。预碱洗液化气出口管线上设采样口，定期进行硫化氢含量测定，以确定是否更换碱液；预碱洗碱液设采样口，定期分析碱浓度。

2.3.3 脱硫醇部分

抽提脱硫醇的原理是利用硫醇的弱酸性与强碱反应形成硫醇钠，硫醇钠溶于碱液中，使硫醇从液化气中脱除。反应方程式如下：

RSH + NaOH → RSNa + H2O （2）

在抽提脱硫醇的同时，抽提剂中的COS 水解焦化剂促进液化气中COS 的水解反应。

COS ＋H 2O OH - →H 2S ＋CO 2

H 2S + 2NaOH → Na 2S + 2H 2O

溶剂抽提脱硫醇采用两级逆流抽提，都采用静态混合器组作为反应设备，确保油剂接触传质效果的同时降低设备投资；液化气自二级抽提罐沉降罐D-1319压出，进入水洗罐D-1311水洗后出装置。

预碱洗合格的液化气与泵P-1308A/B 来的半贫溶剂经静态混合器M-1302A/B 充分混合，完成一级抽提反应后，进罐D-1310沉降分离，富含硫醇钠的抽提溶剂由罐D-1310底部压出，经界位控制去再生部分。液化气自D-1310顶压出，与P-1306A/B 来的再生贫溶剂，进二级反应静态混合器M-1306A/B 充分接触，进行二级抽提脱硫醇反应后，进罐D-1319沉降分离。脱硫醇合格的液化气从D-1319顶部去水洗罐D-1311后出装置。D-1319底部的半贫溶剂被泵P-1308A/B 抽出，经界位控制送至一级反应混合器M-1302A/B 前。

由于一二级抽提过程都采用强混合，所以D-1310和D-1319要有足够的沉降分离时间。设计剂油混合物停留时间要大于45分钟。

精制后液化气出装置管路上设采样口，采样分析脱硫醇和总硫效果，作为抽提操作调整的依据。循环剂管路上设采样口，采样分析循环抽提剂碱浓度。

2.3.4 溶剂再生部分工艺

这部分包括两个过程：抽提剂氧化再生过程和溶剂反抽提脱二硫化物过程

含有硫醇钠的抽提溶剂，在氧化焦化剂的存在下，硫醇钠被溶剂中的溶解氧氧化形成二硫化物，抽提剂得以再生。

2RSNa + 1/2 O 2 + H 2O ?????→?催化剂 RSSR + 2NaOH

二硫化物为油溶性物质，利用此特性，用反抽提溶剂将二硫化物从脱硫醇抽提剂中萃取脱除。

自D-1310来的富溶剂与系统来的非净化风、反抽提油经静态混合器M-1307预混合，进入溶剂再生塔T-1304下部。经过塔内填料段进行再生反应。抽提剂溶解的硫醇钠被氧化成二硫化物，并溶解于反

抽提油中。抽提剂、反抽提油自塔顶压出进三相分离罐D-1312进行分离，尾气经塔顶压控送去焦化烟囱。再生好的贫溶剂经泵P-1306A/B循环使用；反抽提油越过罐内隔板，自罐底由反抽提油泵P-1307A/B抽出，部分由流量控制去再生塔静态混合器M-1307前循环使用，部分经反抽提油液位控制去塔顶粗汽油罐。

氧化风、反抽提油进装置设流量控制、单向阀；混合器前后设压力表，D-1312设界位指示及高低报警、压力指示和反抽提油液位控制。

溶剂系统管路、玻璃板液位计、容器底部及脱液包需伴热。根据季节合理控制液化气进料温度，如冬季温度低，循环剂管路上要考虑设加热措施，以保证溶剂不低于30℃。根据脱硫醇效果，脱硫醇循环剂需定期置换；换剂操作时注意先停反抽提油进入和循环，防止退补剂过快至反抽提油泵抽空或液位超高。装置内设配剂储剂罐，故障时也可作为系统溶剂的退剂罐。

从再生注风到尾气排放，设备管线均需设置静电接地消除静电措施。

循环溶剂各段，如贫溶剂、半贫溶剂、富溶剂管线上均设采样口，用于碱浓度和硫化物的分析，作为换补溶剂的参考。

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液化气脱硫醇培训资料 1.1.1脱硫醇技术原理 其原理依据硫醇的弱酸性和硫醇负离子易被氧化生成二硫化合物这两个特性，反应方程式如下： RSH + NaOH RSNa + H2O （从油品中脱除硫醇硫）油相 （从碱中脱硫醇负离子）水相油相 首先由强碱（NaOH）与硫醇反应生成硫醇钠，硫醇钠溶于碱液中，从而从液化气中脱除；带有硫醇的碱液在焦化剂作用下通入空气使硫醇氧化为二硫化物脱除再生，再生脱除了硫醇后的碱液循环使用，可以避免大量碱渣的产生。 1.1.2深度脱硫的原理、措施及效果 深度脱硫技术是在深入分析传统技术原理、原料中硫化物的分布规律以及硫醇和二硫化物是导致精制后总硫高的主要原因等理论和事实基础上，为了解决炼油液化气总硫高的问题而提出的。（专利申请号：200910250279.8） 深度脱硫技术主要包括功能强化助剂、三相混合氧化再生、再生催化剂与抽提剂分离等工艺设备措施。功能强化助剂的加入可提高循环溶剂抽提和再生的综合性能，提高循环剂对硫醇的抽提能力、羰基硫的溶解性和溶剂再生的活性；三相混合氧化再生反应，使再生反应形成的二硫化物能够及时转移到反抽提油中，强化了再生反应推动力，从而大大提高了再生效果，还实现了常温再生，并延长了碱液的使用寿命，简化了流程和控制，降低了投资和操作费用；固定床催化剂技术，将氧化催化剂固定在再生塔内，从而明显减弱了溶解氧的影响，消除了抽提反应时发生再生副反应的主要因素，减少或避免在抽提时形成二硫化物，从而实现了深度脱硫。 深度脱硫技术综合以上措施，在实现焦化液化气深度降总硫目标

的同时，还可取得节能、降耗、减排和防止脱后铜片腐蚀等效果。碱耗和排渣减少至原有排渣量的四分之一，常温再生节能降耗。经济效益和社会环保效益都非常可观。 2.2 主要工艺操作条件 2.2.1 预碱洗操作参数 表2.1 预碱洗部分操作参数 2.2.2 硫醇抽提部分操作参数 表2.2 硫醇抽提部分操作参数 2.2.3 碱液再生部分操作参数 表2.3 剂碱再生部分操作参数

半干法脱硫操作规程.doc

除灰装置操作规程 目次 第一章脱硫岗位操作规程第 6 页～第30 页 第一章脱硫岗位操作规程 原则流程 1、烟气系统 系统描述：从锅炉空气预热器出来的热烟气送往预除尘器，一电除尘器再经过独立的烟道和流量测量装置，反应器弯头，在弯头中使烟气流速增加，进入反应器混合段，在混合段中烟气同从消化混合器中来的含湿物料混合，烟气温度迅速降到70℃左右，湿度增加到70%以上，烟气同物料中的反应剂迅速地在反应器中发生反应，然后烟气通过静压沉降室进入到布袋除尘器进行收尘，烟气从布袋除尘器出来后通过出口喇叭进入引风机进口烟道然后进入引风机然后从引风机出口经烟道排入烟囱。

2、流化风系统 系统描述：流化风系统主要用于循环物料的输送、物料的流化、消化混合器的轴封密封和喷嘴流化风。外界的空气通过流化风机进风口进入流化风机入口过滤器，使空气中固体颗粒粒径小于0.7μm以下，经蒸汽加热,然后通过消音器，通过高压离心风机升压至16~21kpa 左右，进入到流化风母管。在脱硫反应器平台处通过管道分别送往流化底仓、消化混合器。每个流化底仓设置四个流化风机入口，主要用于物料的流化，防止循环下来的湿的脱硫灰发生板结和结块；每台混合器的底部各设置一组流化风，作用同流化底仓；喷嘴流化风主要用于消化器、混合器喷嘴保护，防止喷嘴被湿的物料堵塞；流化风主要用于消化混合器各轴承的密封。 由于各用气点的流化布一旦发生堵塞，则极其容易造成相关设备的输送不畅或流化状态不好，导致物料板结，因此流化风机入口的过滤器相当重要。过滤器能自动清灰保持良好过滤状态。 当脱硫系统停运或切除后，应保持流化风机的运行，以满足流化底仓中物料的流化或正常的排灰(粉煤灰)需要。 3、工艺水系统 系统描述：从锅炉来水通过给水管路进入脱硫岛工艺水箱，再通

醇基燃料配方

醇基燃料配方 醇基燃料配方是以廉价的生活物质原料粗甲醇等为主要原料，按特定工艺经生化合成的一种高清洁新型液体燃料。醇基燃料可在常温常压下储存、运输、使用，无需高压钢瓶存储，醇基燃料可用普通金属或塑料容器存储。 醇基燃料燃烧值与石油液化气相当，可作为石油液化气及燃料油的替代燃料，燃烧后的废气排放比石油液化气低80%以上，无残渣残液，不黑锅底，醇基燃料具有清洁卫生、安全、廉价、原料易购、使用方便等特点，属国家鼓励发展的生物质清洁新能源。醇基燃料成本目前仅为石油液化气或柴油批发价格的二分之一左右，利润空间巨大，醇基燃料具备极高的投资价值。 醇基燃料 石油液化气与石油一样来自地下开采，因石油液化气资源日益紧缺，价格必然不断上涨。 目前我国大中城市的液化气（或煤气）用户已超过70%，广大农村也有越来越多的人在使用瓶装液化气，消费市场巨大。有关统计资料显示：2005年我国液化气的消费量已超过2000万吨，同时全国餐饮业每年消耗柴油近千万吨。据估算：一座50万人口的县市，年消耗液化气1.8万吨左右，餐饮业每年消耗柴油达2000吨以上。 能源紧缺，价格日高一日，直接影响到城乡居民的生活。开发廉价、清洁的替代能源已迫在眉睫！醇基燃料应运而生。醇基燃料其廉价、清洁、安全、原料资源丰富等优势，将大大缓解民用燃料供应的紧张局势，市场前景广阔。 醇基燃料产品特点及技术优势 (1)醇基燃料原料广泛，成本低廉。配制燃料的原料各地化工厂、化肥厂、化工市场都有售。可就近采购、加工就地销售。醇基燃料，热值高达6000大卡/公斤，与石油液化气热值相当，醇基燃料成本仅为石油液化气或柴油批发价格的二分之一左右，利润空间大。 (2）醇基燃料清洁卫生，保护环境。醇基燃料含氧量高，燃烧充分，无黑烟、无积碳、不黑锅底，无残液残渣，燃烧后的废气排放比石油液化气低80%以上，醇基燃料是名副其实的清洁燃料。 (3)醇基燃料安全可靠、适用范围广。醇基燃料在常温常压下储存、运输和使用，无需高压钢瓶，用普通铁桶或塑料桶封口储存即可，使用方便。万一失火，用水即可扑灭，不会引发爆炸的危险，也不会因漏气而引发煤气中毒事件。醇基燃料可替代液化气用于千家万户，或替代燃料柴油用于酒店、宾馆、学校、机关等单位厨房、食堂，醇基燃料亦可替代部分燃料柴油用作工业燃料。 (4)醇基燃料设备投资少，工艺简便，上马快。据调查，投资建一座供6000户居民使用的液化气供应站（日供量3吨），其基本建设投资不低于100万元。建一座同等规模的民用新型醇基燃料供应站只需投资5万元左右，5～10天即可建站投产。个体小规模生产，投资1~2万元即可投产运营。醇基燃料千家万户都需要，市场稳定持久。 醇基液体燃料(2)

加氢裂化脱硫系统

1脱硫系统操作法 1.1工艺操作指标 1.1.1气柜气（T201）脱硫塔 塔顶温度℃40 塔顶压力MPa(G) 0. 7 1.1.2液化气脱硫抽提塔 塔顶温度℃40 塔顶压力MPa(G) 1.5 1.1.3干气（T101）脱硫塔 塔顶温度℃40 塔顶压力MPa(G) 0.7 1.1.4MDEA 分子式：C5H13NO2 分子量：119.16 沸点：247℃ 密度（20℃）：1047.8kg/m3 粘度（20℃）：101 cp 溶液浓度：～30 W% 1.2操作因素分析 1.2.1工艺原理 干气、气柜气在脱硫塔内与甲基二乙醇胺溶剂（MDEA）逆向接触，发生化学吸附反应。由于MDEA 对硫化氢具有较高的吸收率，同时又不易溶解原料气中的其它组分，所以能有效地从原料气中将硫化氢脱除，从而使干气、气柜气得到净化。 反应过程如下： C5H13O2N + H2S C5H13O2NH+ + HS- 这个反应是在瞬间内完成的，所以能达到迅速连续的脱硫效果。同时，较高的压力及较低的温度有利于反应向右进行。 1.2.2温度对脱硫的影响 MDEA的碱性随温度的变化而变化，即温度低，MDEA碱性强，脱硫性能好；温度高则有利于硫化物在富液中分解。因而，脱硫操作都是在低温下进行，而再生则在较高的温度下进行。 对吸收塔（T101、T201）来说，温度低一则MDEA碱性强，有利于化学吸收反应，二则会使贫液中的酸性气平衡分压降低，有利于气体吸收；但如果温度过低，可能会导致进料气的一部分烃类在吸收塔内冷凝，导致MDEA溶液发泡而影响吸收效果。 1.2.3压力对脱硫的影响 对吸收来说，如果压力高，使气相中酸气分压增大，吸收的推动力就增大，故高压有利于吸收。相反，如果吸收压力低，同样道理会使吸收推动力减少不利于吸收。实际操作中由于压力太高会使设备承受不了而造成安全阀跳，同时会导致部分烃类气体的冷凝，压力太低会降低吸收效率，故需要严格控制操作压力。 1.2.4胺循环量 在一定的温度、压力下，MDEA的化学脱硫，溶解度是一定的，循环量过小，满足不了脱硫的化学需要量，导致吸收效果降低，会出现净化气中的H2S量过大，质量不合格；而循环量过大，则塔负荷大，能耗高。 所谓溶剂的酸气负荷是指吸收塔底富液中酸性气体（H2S）摩尔数与溶液中胺的摩尔数之比。当

液化气脱硫装置操作规程

目录一．装置概况 二．脱硫原理 三．工艺流程简述 四．装置检查与介质引进五．开、停工方案 六．液化气脱硫岗位操作法七．事故状态下操作法八．碱洗操作法及注意事项九．焚烧炉操作注意事项

液化气脱硫装置操作规程 一．装置概况 本装置于2004年9月竣工9月28日投料生产，一次成功按设计能力每小时处理液化气12×104T/H.该装置采用二乙醇胺脱硫工艺，二塔流程。设计中严格工艺控制脱硫塔及再生塔的温度、压力，使之有利于H2S、CO2的吸收及胺液再生。 本装置为连续性生产装置，年开工时数为8000小时生产制度为三班制。 二．脱硫原理 1.任务：将外购及本厂催化生产的液化气从罐区送至本装置与脱硫剂在脱硫塔中逆向接触，脱除其中的H2S和部分CO2。 2.本装置的脱硫剂主要是以N—甲基二乙醇胺为主，脱硫剂中添加了消泡剂、缓冲剂和稳定剂。 3.反应如下： CH2ON CH2ON CH2 CN2 CH2—N﹢H2S [CH2—N—H]﹢HS CH2CH2 CH2ON CH2ON

CH2ON CH2ON CH2 CN2 CH2—N﹢H2S﹢CO[CH2—N—H]﹢HCOS CH2CH2 CH2ON CN2OH 因反应是可逆反应，吸收H2S和CO2的脱硫剂，在溶剂再生塔中的高温低压下又释放出所吸收的H2S和CO2，并得以再生，再生后的脱硫剂可供循环使用。 4.脱硫剂性质 化学名称N—甲基二乙醇胺 分子式C2H13HO2 分子量119119 外观无色或浅黄油状液体 含量95% 可溶性可与水和醇相溶、微溶于酸 折光率 1.46—1.47 比重 1.04—1.05 沸点≈410℃ 三．工艺流程简述 1.自催化裂化装置含硫液化气和外购含硫液化气通过液化气站。在1.5Mpa，40℃压力下，首先进入液化脱硫塔C—3101下部，塔内设9层筛孔塔板。液化气由下而上与塔顶自上而下（浓度为20～30%）的N—甲基二乙醇胺贫液逆向接

石油化工脱硫方法

石油化工脱硫方法 随着环保和市场对石化产品中硫含量要求越来越苛刻，石油化工中硫化物脱除，尤其是较难脱除的有机硫化物脱除方法已成为各石化企业和研究者关注的热点。本文就近年来有机硫化物脱除方法的研究进展进行综述，介绍了加氢转化、生物脱除技术、超生婆脱硫、沸石脱硫、液相吸附脱硫、离子液脱硫等，展望了有机硫脱除技术发展远景。 关键词：有机硫；脱除；石油化工 随着世界范围环保要求日益严格，人们对石油产品质量要求也越来越苛刻，尤其是对燃烧后形成SO2、SO3继而与大气中水结合形成酸雾、酸雨严重影响生态环境和人们日常生活的硫化物含量限制。世界各国对燃油中的硫提出了越来越严格的限制，以汽油为例，2005年欧美要求含硫质量分数降低到30×10-6～50×10-6，至2006年，欧洲、德国、日本、美国等国家和地区要求汽油中硫含量低于10～50μg/g，甚至提出生产含硫质量分数为5×10-6～10×10-6的“无硫汽油；”自2005年起，我国供应北京、上海的汽油招待相当于欧洲Ⅲ排放标准的汽油规格，即含硫质量分数低于150×10-6。为了满足人们对石油产品高质量的要求和维护生产安全稳定进行，石油化工各生产企业不断改进生产过程中的脱硫工气。石油化工生产过程中涉及到的硫化物可分为无机硫化物和有机硫化物，无机硫化物较容易脱除，本文就比较难脱除的有机硫脱除技术新进展进行综述。 1 加氢转化脱硫

天然气、液化气、炼厂气、石脑油及重油中常含有二硫化碳、硫醇、硫醚、羰基硫和噻吩等有机硫化物，热分解温度较高，且不易脱除。加氢转化脱硫技术是最有效的脱除手段之一。有机硫在加氢转化催化剂作用下加氢分解生成硫化氢（H2S）和相应的烷烃或芳烃，生成的H2S可由氧化锌等脱硫剂脱除达到很好的脱除效果。近年来，国外开发出几种典型的催化裂化（FCC）汽油脱硫新工艺，如ExxonMobil公司的SCANFining工艺和OCTGAIN工艺、LFP公司的Prime-G+工艺和UOP公司的ISAL工艺；在中内，中国石化抚顺石油化工研究院（FRIPP）针对我国FCC汽油的不同特点，开发出了OCT-M、FRS和催化裂化（FCC）汽油加氢脱硫/降烯烃技术并在国内石化企业得到成功应用；还开发了FH-DS柴油深度加氢脱硫催化剂，成功应用于福建炼油化工有限公司柴油加氢装置[1，2]，此外洛阳石油化工工程公司工程研究院开发出催化裂化汽油加氢脱硫及芳构化工气技术Hydro-GAP[3]。但加氢脱硫技术存在设备投资大，操作费用高，需要大量氢等局限，对于一些没有氢气或氢气资源紧张的中小型炼油企业而言，投资成本太大，转而寻求非加氢脱硫技术。 2 生物脱硫技术 加氢脱硫法对化石燃料中含有的典型有机硫化合物—二笨并噻吩（DBT）及其衍生物无能为力。许多研究人员认为生物脱硫技术是化石燃料精度技术的替代或补充，可以运用需氧或厌氧细菌来完成微生物脱硫工艺过程。生物催化的操作温度比较温和，大多数条件下都可以实现，具有很高的选择性，可降低能耗，减少排放物，不产生

液化气脱硫醇不同工艺技术及设备比较110322

液化气纤维（液）膜脱硫醇及碱液氧化再生不同工艺技术比较 （以40吨/小时催化液化气脱硫醇装置为例） 一． 工艺流程及技术特点比较 1．宁波中一石化LiFT-HR工艺（工艺流程图见附图1） （1） 纤维式聚结器脱除胺液预处理，降低胺洗后液化气中的硫化氢，从源头控制碱渣排放； （2） 两级纤维液膜反应器碱洗脱硫醇，硫醇脱除率可达到95-99%，同时可保证无碱液夹带，有利于降低除盐水消耗； （3） 一级纤维液膜接触器水洗脱碱，除盐水消耗低于传统工艺的1/2，产品钠离子可保证低于0.1ppm； （4） 脱硫醇碱液采用高效氧化、二硫化物聚结分离及气提工艺精脱二硫化物，可保证再生碱液中硫醇钠浓度低于0.5%wt、二硫化物含量不超过200ppm（提供企标分析方法），系统碱液可长周期使用，催化装置半年以上不用更换碱液、焦化装置1-2个月更换一次碱液，碱渣排放率较其它工艺降低50-80%； （5） 碱液再生尾气经过脱硫系统处理后，可达到国家《恶臭污染物排放标准GB14554-1993》排放标准，直排烟囱。 （6） 碱液、除盐水循环流量为传统工艺的1/5-1/3，为其它纤维膜同类工艺的1/3-1/2，同时碱液氧化在常温条件下进行，显著降低了碱液氧化再生加热和冷却用的能耗；机泵电耗也大幅降低； （7） 回收的二硫化物精制后可作为加氢装置催化剂预硫化剂，替代目前广泛使用的二硫化碳，二硫化物也是目前使用较多的化工原料，二硫化物的回收利用为企业增加了一个利润创效点。

2．MERICHEM公司工艺（工艺流程图见附图2） （1） 两级纤维膜反应器碱洗脱硫醇，脱硫醇效果较传统填料塔有明显提高； （2） 一级纤维膜接触器水洗脱碱； （3） 脱硫醇碱液氧化再生采用填料氧化塔、二硫化物分离罐及纤维膜反抽提脱二硫化物工艺：碱液氧化塔在传统填料塔基础上有些改进，但仍无法分离二硫化物，碱液中二硫化物主要通过纤维膜反抽提溶剂油带走及尾气、碱渣排放带走；（根据对齐鲁石化一套焦化装置的了解，采用两级纤维膜反抽提后碱液中二硫化物含量仍较LiFT-HR工艺略高） （4） 反抽提技术要避免溶剂油夹带碱液，会导致溶剂油加氢催化剂中毒，因此需要增设配套的溶剂油脱碱设施，工艺流程较复杂；（5） 碱液氧化前需要加热至55-70℃，再生后需要冷却至40℃，增加了液化气精制成本。 二． 设备及规格比较 - - 宁波中一石化LiFT-HR工艺MERICHEM公司纤维膜脱硫醇及再生碱液 反抽提工艺 备注 序号设备名称数量 (台) 设备规格 数量 (台) 设备规格 - 1 纤维（液）膜脱硫醇接触器 2 Φ950×4500 2 Φ900×4500 - 2 纤维（液）膜水洗接触器 1 Φ950×4500 1 Φ900×4500 - 3 纤维（液）膜反抽提接触器 - 无 1 Φ600×4500 - 4 碱液氧化塔 1 30 m3 1 20 m3- 5 二硫化物分离塔 1 9 m3- 无塔式有利于二硫化物排放 6 脱硫醇分离罐 2 34 m3 2 70-80 m3LiFT-HR工艺液化气夹带碱

造成液化气油渍不通过的原因和相关分析方法及措施

中国石油大学（华东）现代远程教育 毕业设计（论文） 题目：造成液化气油渍不通过的原因和 相关分析方法及措施学习中心：塔河分公司学习中心 年级专业：面授 10级石油化工生产技术（高起专）学生姓名：肖林学号：1010524076 指导教师：职称： 导师单位：塔河分公司化验室 中国石油大学（华东）远程与继续教育学院

造成液化气油渍不通过的原因和相关分析方法及措施 摘要最近一年多时间里，1#，2#硫磺吸附后液化气屡次出现油渍不合格的情况，并污染液化气罐，造成液化气出厂延误。调和，重练造成了巨大经济损失。主要原因可能是上游焦化吸收稳定装置分离不充分，也可能是脱硫部分操作不稳定造成的。针对这一情况，对相关原因及分析方法进行分析讨论，以便及早采取措施，杜绝油渍不通过的发生。 关键词液化气油渍试验不通过原因分析措施 一、前言 随着人民生活水品提高，能源结构改善，液化气逐渐代替煤成为民用主要燃料。液化气作为我厂主要产品之一，为了适应越来越强烈的企业竞争，提高产品质量，为大众提供清洁环保的能源，迫切要求液化气出厂及时并合格。所以根据化验室对液化气的分析方法和装置生产工艺调整综合分析原因，及时跟踪监控并即使反馈信息调整使油渍通过。 二、造成液化气油渍不通过的化学物质及相关分析方法 (一) 产品标准 液化气作为我厂一重要产品，液化气油渍检验，作为液化气的一项指标在液化气标准“GB 11174-1997 液化石油气”。该标准规定的液化气适用做工业和民用燃料。主要规定了安全性能，燃烧性能和燃烧腐蚀性能三个方面，具体包括七个项目：密度、 蒸汽压、C 5及C 5 以上组分含量，残留物、铜片腐蚀、总硫含量及游离水。油渍是按 SY/T7509方法所述，每次以0.1mL的增量将0.3mL溶剂残留物混合物滴到滤纸上，2min后在日光下观察，无持久不退的油环为通过（更详细的可参考GB11174-97和SY/T 7509）。 (二) 液化气工艺流程 我厂液化气大致流程为：各个装置富气进入气柜，再进入焦化压缩机，然后进人焦化吸收稳定装置进行分离。稳定塔顶液化气进入硫磺装置进行贫胺液脱硫，抽提吸附后出装置进入液化气罐。 即： 装置富气→气柜→焦化压缩机→焦化吸收稳定→硫磺脱硫塔→硫磺抽提、吸附→液化气大罐。

半干法脱硫技术介绍

半干法脱硫技术介绍 一、概述 循环流化床烟气脱硫工艺是八十年代末德国鲁奇(LURGI)公司开发的一种新的半干法脱硫工艺，这种工艺以循环流化床原理为基础以干态消石灰粉Ca（OH）2作为吸收剂，通过吸收剂的多次再循环，在脱硫塔内延长吸收剂与烟气的接触时间，以达到高效脱硫的目的，同时大大提高了吸收剂的利用率。通过化学反应，可有效除去烟气中的SO2、SO3、HF与HCL等酸性气体，脱硫终产物脱硫渣是一种自由流动的干粉混合物，无二次污染，同时还可以进一步综合利用。该工艺主要应用于电站锅炉烟气脱硫，单塔处理烟气量可适用于蒸发量75t/h～1025t/h之间的锅炉，SO2脱除率可达到90%～98%，是目前干法、半干法等类脱硫技术中单塔处理能力最大、脱硫综合效益最优越的一种方法。 二、CFB半干法脱硫系统工艺原理 Ca（OH）2+ SO2= CaSO3 + H2O Ca（OH）2+ 2HF= CaF2 +2H2O Ca（OH）2+ SO3= CaSO4 + H2O Ca（OH）2+ 2HCl= CaCl2 + 2H2O CaSO3+ 1/2O2= CaSO4 三、流程图 四、CFB半干法脱硫工艺系统组成 1. 脱硫剂制备系统 2. 脱硫塔系统 3. 除尘器系统 4. 工艺水系统 5. 烟气系统

6. 脱硫灰再循环系统 7. 脱硫灰外排系统 8. 电控系统 五、CFB半干法脱硫工艺技术特点 1. 脱硫塔内烟气和脱硫剂反应充分，停留时间长，脱硫剂循环利用率高； 2. 脱硫塔内无转动部件和易损件，整个装置免维护； 3. 脱硫剂和脱硫渣均为干态，系统设备不会产生粘结、堵塞和腐蚀等现象； 4. 燃烧煤种变化时，无需增加任何设备，仅增加脱硫剂就可满足脱硫效率； 5. 在保证SO2脱除率高的同时，脱硫后烟气露点低，设备和烟道无需做任何防腐措施； 6. 脱硫系统适应锅炉负荷变化范围广，可达锅炉负荷的30%～110%； 7. 脱硫系统简单，装置占地面积小； 8. 脱硫系统能耗低、无废水排放； 9. 投资、运行及维护成本低。

醇基液体燃料及专用燃烧器使用安全管理暂行规定(2020新版)

( 安全管理 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 醇基液体燃料及专用燃烧器使用安全管理暂行规定(2020新Safety management is an important part of production management. Safety and production are in the implementation process

醇基液体燃料及专用燃烧器使用安全管理 暂行规定(2020新版) 第一条为了加强醇基液体燃料及专用燃烧器在使用过程中的安全管理，防范事故发生，依据国家相关标准，结合本市实际，制定本规定。 第二条本市推行使用醇基液体燃料及专用燃烧器。凡燃气管道未覆盖区域及覆盖区域内未连接使用的餐饮经营单位（含建筑工地、学校、企业、机关食堂），要求安装使用醇基液体燃料及专用燃烧器。 第三条生产、经营醇基液体燃料的单位必须取得市安全生产监督管理局核发的《危险化学品生产许可证》、《危险化学品经营许可证》。 制造、安装、维修专用燃料燃烧器的单位，应向市安全生产监督管理局登记，登记机关应在网上进行公示。

第四条醇基液体燃料应符合国家标准《醇基液体燃料》（GB16663-1996），醇基液体燃料专用燃烧器应符合《ZGCY60-A型醇基液体燃料燃烧器》（DG4174-2008）。 第五条购置醇基液体燃料燃烧器的应由生产厂家负责安装。生产、经营醇基液体燃料、专用燃烧器的单位应当向使用单位提供产品生产许可证、产品检测报告、产品执行证书及产品说明书，配备专业技术人员，并负责相应的技术服务和指导。 第六条使用醇基液体燃料及专用燃烧器的单位应符合下列安全条件： （1）燃料箱、液路、燃料阀系统应严密，不得有液、气泄漏； （2）专用燃烧器发生异常情况，应立即关闭阀门并及时维修； （3）燃料系统的管路、接头等应确保在承压0.3兆帕及150摄氏度情况下，无液、气泄漏； （4）加注燃料时应检查醇基液体燃料运输专用证及防爆泵安全情况； （5）厨房操作间通风换气保持良好，空气不畅或密闭的空间应

液化石油气脱硫

液化石油气脱硫研究进展 摘要:综述了国内外液化石油气脱硫技术，特别是Merox抽提-氧化工艺、纤维膜接触器碱处理技术、无碱固定床催化氧化-吸附结合法等脱硫技术发展现状，并对液化气脱硫技术发展前景作出展望。 关键词:液化气；脱硫；有机硫 中图分类号:TQ203.2文献标识码:A 石油炼制过程中，焦化、常减压、催化裂化等装臵产生的液化石油气(liquefied petroleum gas，LPG)，含有大量的硫化物[1~3]，除H2S 外，还有各种形态的有机硫，如COS，CH3SH，C2H5SH，CH3SCH3等，其中主要是CH3SH。硫化物会造成后续加工过程中催化剂的中毒和失活，而元素硫和硫化氢对管路及储存容器腐蚀大，作为民用燃料时会生成SOx，污染环境，形成酸雨等。目前，国内外对LPG作为燃料时，其总硫含量和铜片腐蚀级别有所要求；如果作为化工原料，则要求更严。我国的液化气标准(GB 1174-1997)规定，LPG中总硫质量分数小于343 mg/m3，铜片腐蚀的级别小于1级。因此，深度脱除LPG中的硫化物，具有重要的经济和环保意义。 1 LPG脱硫工艺研究 传统的LPG脱硫精制有干法和湿法两种方法[3~6]，一般根据其硫含量及净化要求而定，对于硫含量低或处理量小的LPG采用干法，如用氧化锌、氧化铝、活性炭吸附或者用简单的碱法吸收。对于硫含量高、处理量大的LPG的处理包括两部分：第一步利用醇胺溶液脱除LPG中的硫化氢，或将COS水解后一并脱除，常用的醇胺[7,8]有

MEA，DI-PA，MDEA，DEA及相应的复配溶液，该工艺已非常成熟；第二步则是用碱洗或精脱硫催化剂进行精制。另外，欧美少数公司采用分子筛法，具有同时脱H2S，COS，水和有机硫的能力；也有学者研究[9]利用等离子体破坏硫醇结构来脱硫。 液化气脱硫醇的方法最早是由美国环球油品公司(UOP)1958年提出的，发展至今形成了成熟的液液抽提、氧化再生工艺，即Merox 抽提氧化法。目前国内外应用最广泛的是美国UOP公司的梅洛克斯(Merox)脱硫醇技术和美利肯(Merichem Co.)公司的纤维薄膜(Fiber-Film)接触器碱处理技术，即硫醇提净(ThiolexSM)技术[3,10]。LPG 脱COS、硫醇等有机硫是脱硫的难点，是国内外研究的重点。 1.1 湿法脱硫醇 传统湿法工艺中，液化气首先通过MDEA吸收塔脱H2S，CO2等，再用10% NaOH溶液洗脱残余的H2S，然后用溶解了磺化酞菁钴的碱液脱除LPG中的硫醇，脱后LPG去气分装臵；脱硫塔底碱液进再生塔，经通风在磺化酞菁钴催化剂作用下，将硫醇钠氧化成二硫化物，使碱液得到再生后循环使用。其反应原理如下: 碱液加助剂可显著提高高分子硫醇在碱液中的溶解度，提高硫醇脱除率。研究表明[6,11]，液化气用磺化酞菁钴脱硫醇时，MEA、氯化铵、吗啉、尿素、烷基氢氧化钠等助催化剂，可显著提高脱硫醇效率。 该法缺点如下：(1)酞菁钴类催化剂处于碱相，易聚集失活[12]，

脱硫方法

随着环保和市场对石化产品中硫含量要求越来越苛刻，石油化工中硫化物脱除，尤其是较难脱除的有机硫化物脱除方法已成为各石化企业和研究者关注的热点。本文就近年来有机硫化物脱除方法的研究进展进行综述，介绍了加氢转化、生物脱除技术、超生婆脱硫、沸石脱硫、液相吸附脱硫、离子液脱硫等，展望了有机硫脱除技术发展远景。 关键词：有机硫；脱除；石油化工 随着世界范围环保要求日益严格，人们对石油产品质量要求也越来越苛刻，尤其是对燃烧后形成SO2、SO3继而与大气中水结合形成酸雾、酸雨严重影响生态环境和人们日常生活的硫化物含量限制。世界各国对燃油中的硫提出了越来越严格的限制，以汽油为例，2005年欧美要求含硫质量分数降低到30×10-6～50×10-6，至2006年，欧洲、德国、日本、美国等国家和地区要求汽油中硫含量低于10～50μg/g，甚至提出生产含硫质量分数为5×10-6～10×10-6的“无硫汽油；”自2005年起，我国供应北京、上海的汽油招待相当于欧洲Ⅲ排放标准的汽油规格，即含硫质量分数低于150×10-6。为了满足人们对石油产品高质量的要求和维护生产安全稳定进行，石油化工各生产企业不断改进生产过程中的脱硫工气。石油化工生产过程中涉及到的硫化物可分为无机硫化物和有机硫化物，无机硫化物较容易脱除，本文就比较难脱除的有机硫脱除技术新进展进行综述。 1 加氢转化脱硫 天然气、液化气、炼厂气、石脑油及重油中常含有二硫化碳、硫醇、硫醚、羰基硫和噻吩等有机硫化物，热分解温度较高，且不易脱除。加氢转化脱硫技术是最有效的脱除手段之一。有机硫在加氢转化催化剂作用下加氢分解生成硫化氢（H2S）和相应的烷烃或芳烃，生成的H2S可由氧化锌等脱硫剂脱除达到很好的脱除效果。近年来，国外开发出几种典型的催化裂化（FCC）汽油脱硫新工艺，如ExxonMobil公司的SCANFining工艺和OCTGAIN工艺、LFP公司的Prime-G+工艺和UOP公司的ISAL工艺；在中内，中国石化

液化气脱硫醇装置运行情况总结

液化气脱硫醇装置运行情况总结 一、装置情况简介： 液化气脱硫醇装置由南京金炼科技有限公司设计，2009年4月份建成，12月份随1000万吨/年炼油装置同时开车，开车初期运行平稳，产品质量合格。 装置将纤维膜分离技术和Merox工艺很好的结合到一起，提高了液化气脱硫醇的效率。基本流程如下： 脱硫后的混合焦化液化气经焦化液化气过滤器(SR-301A/B)后,从一级液化气脱硫醇罐(D-301)上部进入一级脱硫醇纤维膜接触器(FFC-301)，在纤维膜的表面液化气与自二级碱洗沉降罐(D-302)来的碱液接触，使含有的少量硫化氢以及硫醇被碱液抽提出来进入碱液。之后液化气和碱液依靠重力在一级液化气脱硫醇罐(D-301)沉降分离。为保证液化气中的硫醇脱除至满意的效果，串级设置两台液化气脱硫醇纤维膜接触器。脱除了硫化氢及硫醇的焦化液化气从一级液化气脱硫醇罐(D-301)的顶部流出，从上部进入二级脱硫醇纤维膜接触器(FFC-302)，在纤维膜的表面液化气与再生后的碱液接触，进一步脱除硫醇，经二级液化气脱硫醇罐(D-302)沉降聚结分离，进入水洗纤维膜接触器(FFC-303)与除盐水接触，使液化气中的溶解性杂质溶于水中。从液化气水洗罐(D-303)顶出来的精制液化气至产品罐区。除盐水经除盐水过滤器(SR-303A/B) 过滤后,由除盐水注入泵(P-305)间断加入，含油污水间断排出。 从一级液化气脱硫醇罐(D-301)底出来的碱液经碱液加热器(E-301)加热至60℃并与一定量的空气混合后进入氧化塔(C-301)，在塔内被空气氧化为二硫化物，碱液得到再生。再生后的碱液依次经过二硫化物沉降分离罐(D-304)、碱液冷却器（E-302）冷却至40℃后，从碱液再生沉降罐(D-305)上部进入碱液再生接触器(FFC-304)，在纤维膜表面，碱液和轻石脑

半干法脱硫技术

一、工艺概述循环悬浮式半干法烟气脱硫技术兼有干法与湿法的一些特点，其既具有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又具有干法无污水排放、脱硫后产物易于处理的好处而受到人们广泛的关注。 循环悬浮式半干法烟气脱硫技术是近几年国际上新兴起的比较先进的烟气脱硫技术，它具有投资相对较低，脱硫效率相对较高，设备可靠性高，运行费用较低的优点，因此它的适用性很广，在许多国家普遍使用。 循环悬浮式半干法烟气脱硫技术主要是根据循环流化床理论，采用悬浮方式，使吸收剂在吸收塔内悬浮、反复循环，与烟气中的SO2充分接触反应来实现脱硫的一种方法。 利用循环悬浮式半干法最大特点和优势是：可以通过喷水（而非喷浆）将吸收塔内温度控制在最佳反应温度下，达到最好的气固紊流混合并不断暴露出未反应的消熟石灰的新表面；同时通过固体物料的多次循环使脱硫剂具有很长的停留时间，从而大大提高了脱硫剂的利用率和脱硫效率。与湿法烟气脱硫相比，具有系统简单、造价较低，而且运行可靠，所产生的最终固态产物易于处理等特点。 二、技术特点循环悬浮式半干法烟气脱硫技术是在集成浙大和国外环保公司半干法烟气脱硫技术基础上，结合中国的煤质和石灰品质及国家最新环保要求，经优化、完善后开发的第三代半干法技术。它是在锅炉尾部利用循环流化床技术进行烟气净化，脱除烟气中的大部分酸性气体，使烟气中的有害成分达到排放要求。与第一、第二代半干法相比，第三代循环悬浮式半干法烟气脱硫技术具有以下特点： 1、在吸收塔喉口增设了独特的文丘里管，使塔内的流场更均匀。 2、在吸收塔内设置上下两级双流喷嘴，雾化颗粒可达到50µm以下，精确的灰水比保证了良好的增湿活化效果，受控的塔内温度使脱硫反应在最佳温度下进行，从而取得较高的脱硫效率，较长的滤料使用寿命。 3、采用比第二代更完善的控制系统，操作更简捷。 4、采用成熟的国产原材料和设备，降低成本，节约投资. 5、占地少，投资省，运行费用低，无二次污染。 6、非常适合中小型锅炉的脱硫改造。 7、输灰采用上引式仓泵，耗气量小，输灰管路不易堵塞，使用寿命长。同时，在仓泵和布袋之间增设中间灰仓，使仓泵运行更稳定、可靠。 8、固体物料经袋式除尘器收集，再用空气斜槽回送至反应器，使未反应的脱除剂反复循环，在反应器内的停留时间延长，从而提高脱除剂的利用率，降低运行成本。 9、根据烟气净化需要，添加适量的活性炭等添加剂可改变循环物料组成，有效的吸附脱除二噁英和重金属等毒性大、难去除的污染物，达到特殊净化效果。由于采用了大量的技术改良和优化，目前掌握的第三代半干法烟气脱硫技术克服

醇基液体燃料及专用燃烧器使用安全管理暂行规定(精编版)

醇基液体燃料及专用燃烧器使用安全管理暂行规定 Through the process agreement to achieve a unified action policy for different people, so as to coordinate action, reduce blindness, and make the work orderly. 编制：___________________ 日期：___________________

醇基液体燃料及专用燃烧器使用安全管理暂行规定 温馨提示：该文件为本公司员工进行生产和各项管理工作共同的技术依据，通过对具体的工作环节进行规范、约束，以确保生产、管理活动的正常、有序、优质进行。 本文档可根据实际情况进行修改和使用。 第一条为了加强醇基液体燃料及专用燃烧器在使用过程中的安全管理, 防范事故发生, 依据国家相关标准, 结合本市实际, 制定本规定。 第二条本市推行使用醇基液体燃料及专用燃烧器。凡燃气管道未覆盖区域及覆盖区域内未连接使用的餐饮经营单位（含建筑工地、学校、企业、机关食堂）, 要求安装使用醇基液体燃料及专用燃烧器。 第三条生产、经营醇基液体燃料的单位必须取得市安全生产监督管理局核发的《危险化学品生产许可证》、《危险化学品经营许可证》。 制造、安装、维修专用燃料燃烧器的单位, 应向市安全生产监督管理局登记, 登记机关应在网上进行公示。 第四条醇基液体燃料应符合国家标准《醇基液体燃料》（GB 16663-1996）, 醇基液体燃料专用燃烧器应符合《ZGCY60-A型醇基液体燃料燃烧器》 （DG4174-2008）。 第五条购置醇基液体燃料燃烧器的应由生产厂家负责安装。生产、经营醇基液体燃料、专用燃烧器的单位应当向使用单位提供产品生产许可证、产品检测报告、产品执行证书及产品说明书, 配备专业技术人员, 并负责相应的技术服务和指导。

液化气脱硫技术的发展现状研究

2019年第19卷第3期气体净化?5? 液化气脱硫技术的发展现状研究 龚伟 （贵州省产品质量监督检验院，贵州贵阳550016） 摘要：阐述了Merox抽提-氧化脱臭技术、吸附脱硫技术、纤维膜脱硫技术、络合脱硫技术等液化气脱硫技术的发展现状，最后对液化气脱硫技术前景进行了展望。 关键词：液化气脱硫技术吸附纤维膜 根据液化气中硫含量及净化程度要求，分为干法脱硫与湿法脱硫。湿法脱硫针对硫含量较高且处理量大的液化气，常用方式为抽提与纤维膜脱硫技术。干法脱硫针对含硫量低、处理量较少的液化气，常用活性炭吸附、氧化铝及氧化锌等⑷。 1Merox抽提-氧化脱臭技术 液化气脱硫技术从酸碱精制、醇胺精制、萃取精制，到Merox抽提-氧化脱臭精制、加氢精制⑷。由美国UOP公司于1958年研发，形成2种工业生产形式：液-液脱臭法与固定床脱臭法⑶。国内以液-液脱臭法为主,原理：液化气先经醇胺洗，进行预碱洗除去残存少量H2S及硫醇，随碱液抽提入塔,硫醇与NaOH在磺化猷菁钻催化下生成硫醇钠，再进入氧化再生塔，硫醇钠在催化剂作用下与氧气发生反应生成二硫化物，经分离除去二硫化物的再生碱液，经沉降和水洗得精制液化气⑷。 液-液脱臭技术优点：脱硫醇容量大、耗碱量低；缺陷：废碱液排放量大,硫脱除率与传质效率低，催化剂稳定性不高，环境污染等⑴。 固定床脱臭法的脱硫原理同液-液脱臭法，将液化气中的硫醇通过酸碱反应生成硫醇钠，与氧气生成二硫化物，于精憎塔内与C3分离⑷。该技术缺点：成本高、能耗大、催化剂适应性差。 2吸附脱硫技术 与传统脱硫技术相比，吸附脱硫具有无碱脱硫、污染小、吸附物循环利用、脱硫程度高等优势。该技术主要用于脱硫的吸附物有活性炭、金属氧化物、分子筛等"1。 活性炭与吸附物间形成络合反应，可除去液化气中的硫醇⑻。其原理：水蒸气在活性炭微孔内形成水膜，催化出S与。2反应生成单质硫，提高脱硫效率⑼。国内研发的T101-T103系列活性炭穿透硫容提高4~8倍，国外研究,在孔径0.7nm活性炭上负载PdCJ与CuCl,穿透硫容最大何。单一金属氧化物成本较高，硫容量低。Baird1111与Wangle］分别研发了复合金属氧化物与再生介质辅助脱硫，极大的提高了金属氧化物吸附脱硫能力。金属有机骨架材料（MOFs）由金属阳离子与多官能团组成，具有结构多样、化学可修饰等特点⑴），可通过其特殊的配位金属与硫化物发生络合作用，达到脱硫的目的。MOFs材料目前通过加热法与溶剂冲洗法完成循环再生［⑷。分子筛根据其孔道大小及围数，孔口的形状与尺寸，孔壁的性质等，选择性吸附多种硫化物问。 吸附脱硫技术虽然有诸多优点,但也存在很多缺陷：循环回收成本高、回收吸附物吸附容量有损失、再生条件苛刻及吸附时易受其他物质影响等。 3纤维膜脱硫技术 1975年，美国Merichem1161公司研发岀纤维膜脱硫技术。该技术用多条直径微小的玻璃纤维或钢丝纤维组成纤维束，碱液在纤维束表面流动高度分散成薄液膜。油相进入后，与碱液同向流动并发生酸碱反应。因碱液表面张力与密度均大于油相，会在沉降罐中完全分离。罐内经脱硫处理的油品抽出，罐底碱相再次循环进入接触器顶部W纤维膜脱硫技术具有设备占地少、节省投资与操作费用、降低传质过程中的能量消耗、在炼油和化工行业中应用前景突出问。 4无碱固定床脱硫技术 无碱固定床脱硫技术利用固定床流程替换传

醇基燃料配方

醇基燃料配方Last revision on 21 December 2020

醇基燃料配方 醇基燃料配方是以廉价的生活物质原料粗甲醇等为主要原料，按特定工艺经生化合成的一种高清洁新型液体燃料。醇基燃料可在常温常压下储存、运输、使用，无需高压钢瓶存储，醇基燃料可用普通金属或塑料容器存储。 醇基燃料燃烧值与石油液化气相当，可作为石油液化气及燃料油的替代燃料，燃烧后的废气排放比石油液化气低80%以上，无残渣残液，不黑锅底，醇基燃料具有清洁卫生、安全、廉价、原料易购、使用方便等特点，属国家鼓励发展的生物质清洁新能源。醇基燃料成本目前仅为石油液化气或柴油批发价格的二分之一左右，利润空间巨大，醇基燃料具备极高的投资价值。 醇基燃料 石油液化气与石油一样来自地下开采，因石油液化气资源日益紧缺，价格必然不断上涨。 目前我国大中城市的液化气（或煤气）用户已超过70%，广大农村也有越来越多的人在使用瓶装液化气，消费市场巨大。有关统计资料显示：2005年我国液化气的消费量已超过2000万吨，同时全国餐饮业每年消耗柴油近千万吨。据估算：一座50万人口的县市，年消耗液化气万吨左右，餐饮业每年消耗柴油达2000吨以上。 能源紧缺，价格日高一日，直接影响到城乡居民的生活。开发廉价、清洁的替代能源已迫在眉睫！醇基燃料应运而生。醇基燃料其廉价、清洁、安全、原料资源丰富等优势，将大大缓解民用燃料供应的紧张局势，市场前景广阔。 醇基燃料产品特点及技术优势 (1)醇基燃料原料广泛，成本低廉。配制燃料的原料各地化工厂、化肥厂、化工市场都有售。可就近采购、加工就地销售。醇基燃料，热值高达6000大卡/公斤，与石油液化气热值相当，醇基燃料成本仅为石油液化气或柴油批发价格的二分之一左右，利润空间大。 (2）醇基燃料清洁卫生，保护环境。醇基燃料含氧量高，燃烧充分，无黑烟、无积碳、不黑锅底，无残液残渣，燃烧后的废气排放比石油液化气低80%以上，醇基燃料是名副其实的清洁燃料。 (3)醇基燃料安全可靠、适用范围广。醇基燃料在常温常压下储存、运输和使用，无需高压钢瓶，用普通铁桶或塑料桶封口储存即可，使用方便。万一失火，用水即可扑灭，不会引发爆炸的危险，也不会因漏气而引发煤气中毒事件。醇基燃料可替代液化气用于千家万户，或替代燃料柴油用于酒店、宾馆、学校、机关等单位厨房、食堂，醇基燃料亦可替代部分燃料柴油用作工业燃料。 (4)醇基燃料设备投资少，工艺简便，上马快。据调查，投资建一座供6000户居民使用的液化气供应站（日供量3吨），其基本建设投资不低于100万元。建一座同等规模的民用新型醇基燃料供应站只需投资5万元左右，5～10天即可建站投产。个体小规模生产，投资1~2万元即可投产运营。醇基燃料千家万户都需要，市场稳定持久。 醇基液体燃料(2)

干气液化气脱硫脱硫醇工艺讲解

干气、液化气-脱硫、脱硫醇操作讲义 2.4.1.脱硫岗位的任务 (1) 利用化学吸收原理将干气及液化气中的硫化氢吸收下来，使干气及液化气中硫化氢含量达到质量要求。 (2) 采用预碱洗脱硫化氢及催化剂碱液抽提催化氧化脱硫醇工艺，将液化气中的硫化氢及硫醇脱除。 (3) 负责维护本岗位所属设备、仪表、电气可靠好用，保证安全生产。 (4) 严格遵守巡回检查制度，定时、定点对室内、外仪表进行对照，保证平稳生产。 (5) 优化操作，努力降低能耗及剂耗。 2.4.2.脱硫岗位操作要点 (1) 操作中发生超温、超压以及停水、电、汽、风等不正常现象，岗位要根据具体情况果断及时地进行处理，严防事故扩大。 (2) 严格按照工艺卡片规定控制好各塔压力、温度以及液、界位。 (3) 正常生产运行时，严防设备受憋、超压，串压，做到安全第一。 2.4. 3.净化干气硫化氢含量的控制 控制目标：指令值范围内 控制范围：≯3％（V/V） 相关参数：原料温度；原料量；脱硫塔压力；贫液量；溶剂贫液中硫化氢含量；贫液入塔温度 控制方式：正常情况下，净化后的干气及液化气硫化氢含量由溶剂量的大小来控制。

2.4.4.干气脱硫塔压力的控制 控制范围： 0.85-0.95MPa 控制目标：正常操作中干气脱硫塔顶压力应控制在上述范围内，保证干气质量合格 相关参数：高压瓦斯管网压力 控制方式：干气脱硫塔压力由压控阀控制，通过控制干气出装置流量来控制干气脱硫塔压力 2.4.5.干气脱硫塔液位的控制 控制范围： 45%±5% 控制目标：正常操作中干气脱硫塔底液位应控制在上述范围内，保证平稳操作相关参数：干气脱硫塔压力，贫液循环量，富液闪蒸 控制方式：干气脱硫塔底液位由液控阀控制，通过控制富液流量来控制干气脱硫塔液位