天然气净化加氢脱硫催化剂在线硫化分析与总结
《石油天然气化学》内容总结
石油：指气态、液态和固态的烃类混合物，具有天然性。
原油：指石油的基本类型，常压下呈液态，其中也包括一些液态非烃类组分（天然的液态烃类混合物）。
课程研究内容：1.石油天然气及产品化学；2.石油天然气加工化学；3.石油天然气化学品合成化学。
天然气：定义：广义上指通常所称的天然气只指贮存于地层较深部的一种富含碳氢化合物的可燃气体；狭义上指沉积有机质演化生成的可燃气体，即存在于沉积物或沉积岩中以气态烃为主的气体。
主要成分是甲烷，尚含有不同数量的乙烷、丙烷、丁烷、戊烷、己烷等低碳烷烃以及二氧化碳、氮气、氢气、硫化物等非烃类物质；氦气。
类型：依矿藏特点：气井气（天然气以气相存在，其中甲烷含量高）、凝析井气（甲烷、乙烷外，还含有一定量的丙烷、丁烷及C5以上的烃类）、油田气（伴生气）；依组成：干气、湿气或贫气、富气。
溶解性：能溶于水和石油，为建设地下储气库提供了条件；易溶于石油，难溶于水。
油中：0.3 m3/m3，水中：0.033 m3/m3。
燃烧性：发热值一般为36MJ/Nm3，是理想的高效燃料。
天然气的露点：天然气露点是控制天然气储运过程中不产生液态物质的重要指标，分为水露点和烃露点：水露点：指天然气在一定压力下析出液态水时的最高温度；烃露点：指天然气在一定压力下析出液态烃时的最高温度。
干湿气：C5界定法（干气：在1Nm3井口流出物中，C5以上烃液含量低于10cm3的天然气）；CH4界定法（湿气：甲烷含量低于90%，而乙烷、丙烷等烷烃的含量在10%以上）；C3界定法（贫气：在1Nm3井口流出物中，C3以上烃类液含量低于94 cm3的天然气）。
常规天然气：包括单一相态的气藏气、气层气、油藏溶解气等。
非常规天然气：包括致密岩石中的煤层气、页岩气、深层气(4500m)和天然气水合物。
气井气：即纯气田气，气田天然气。
特点：气藏中的天然气以气相存在，通过气井开采出来，其中甲烷含量高。
凝析井气：即凝析气田天然气，其凝析液主要为凝析油。
加氢硫化氢脱硫塔的工作原理
加氢硫化氢脱硫塔的工作原理
加氢硫化氢脱硫塔的工作原理是利用加氢和氧化还原反应将硫化氢转化为硫和水。
在脱硫塔中，氢气和硫化氢在催化剂的作用下发生加氢反应，将硫化氢转化为硫和水。
同时，氧化还原反应将硫化物氧化为硫和水，从而实现脱硫的目的。
具体来说，加氢硫化氢脱硫塔的工作原理可以分为以下几个步骤：
1. 预处理：将原料气中的杂质去除，如水、烃类化合物等，以避免对催化剂造成影响。
2. 加氢反应：在催化剂的作用下，氢气和硫化氢发生加氢反应，将硫化氢转化为硫和水。
这个反应是放热反应，需要控制温度以避免过热。
3. 氧化还原反应：在催化剂的作用下，硫化物被氧化为硫和水，从而实现脱硫的目的。
这个反应也是放热反应，需要控制温度以避免过热。
4. 产品气处理：将脱硫后的气体进行进一步处理，如去除剩余的氢气、硫等杂质，得到纯净的天然气。
加氢硫化氢脱硫塔的优点包括高脱硫率、低能耗、环保等。
但是，它也存在着一些缺点，如需要使用高纯度的氢气、催化剂易失活等。
因此，在实际应用中需要根据具体情况选择适合的脱硫技术。
加氢脱硫催化剂与反应机理的研究进展
表明反应可以通过最 少量的氢耗来完 成 , 且 B iPh
与 CH B的加氢速率很低. D BT 的加氢速率随着 H2
S的浓度的增加而增加 , 并且还发现取决于催化剂
的组成. 当采用 N Mi o /A l2O 3催化剂时得到的 CHB
的浓度比采用相似的 CoM o /A l2O3催化剂高两倍.
图 5 DBT HD S反应网络
图 2 BT HDS的反应途径 F ig. 2 P aralle l R eaction P athw ay s fo r the HD S of BT
1. 3 DBT的 HD S 对于 DBT 的 HDS, G ates等[ 22] 提出了图 3所示
的 DBT HDS 的连续反应机理. 因为发现联苯 (B iPh)是反应的主要产物 , 而环己基苯 (CHB )只有极 少量. 在添加 B iPh 和 H2 S 的 条件下 进行 DBT 的 HDS时 , 发现 B iPh的添加显著地减少了 DBT 的转 化率 , 而添加 H2 S 则没有影响 [ 12] . 这意味着 DBT 的 HDS受到了 B iPh的抑制. B artsch 等人 [ 23] 的结 果也支持这一机理.
- d [DB T] dt
=H2 +kDBT pDBT +Kp rod pprod )(1
+KH2 pH2 )
限速步骤为表面 H 与底物之间的反应. 随 DBT
浓度减少 , 对 DBT 衍变为一级. H oualla等 [ 28] 提出了图 5所示的反应机理. 它
键的断裂是首先经过氢解以形成丁二烯来完成的. 但是 , 更多的研究表明要使芳环中的 C - S 直接断 裂是相当困难的 [ 15] . 对于噻吩的加氢脱硫 , 认为先 进行 C =C 的氢 化饱和 , 然后再 进行 C - S 的断 裂 [ 17] . 由于加氢饱和破坏了噻吩环的芳香性 , 使得
影响天然气制氢装置氢气纯度分析
影响天然气制氢装置氢气纯度分析作者：曹春边立贵来源：《中国化工贸易·下旬刊》2018年第02期摘要：随着地球的各种不可再生的能源开发，新能源的开发显得尤为的重要。
太阳能的开发，潮汐能的开发，风能的开发，还有氢能源的开发。
而太阳、潮汐、风的能源都在大自然中，我们是可以直接去获取的，唯独有氢能源是需要我们人类自己去通过技术手段来提取的。
于是我们研发了天然气制氢装置用以生产氢气，但是尽管天然气制氢装置已经成熟，仍然还是有着各种问题，比如怎样提高氢气的浓度，操作时怎样才能确保氢气的浓度。
以下是笔者对影响天然气制氢装置氢气纯度进行分析，仅供参考。
关键词：制造氢气；纯度影响因素；纯度分析；优化调整1 天然气制氢装置1.1 天然气制氢装置概述天然气制氢装置主要是以天然气，石脑油和干气为原料的轻烃水蒸气转化法为工艺路线，通过一系列的技术手段如：原料精制，预转化，转化，高温变换和变压吸附等等将原料变为氢气的一种新建装置。
这种制氢装置代表着当今世界上比较先进的制氢技术的水平。
1.2 天然气制氢装置工作原理先将原料气体天然气进行净化，借助一定的压力、风速和温度还有催化剂、脱硫剂还有脱氯剂的作用，把天然气中的氯化物还有硫化物脱离出来，净化后的天然气中，在催化剂的作用下发生一系列的裂解反应，以及化学反应生成了氢气和甲烷，在催化剂的作用下甲烷与水蒸气反应，变成了一氧化碳还有氢气，而一氧化碳不够稳定，因为催化剂的缘故与水蒸气进行反应，最后生成氢气和二氧化碳。
最后通过PSA（变压吸附）将反应后生成的最终气体混合物进行分离提纯，利用各种气体分子的吸附顺序不一样进行氢气的提纯。
最后将氢气放进氢气专用的容器中进行储存以及利用。
1.3 天然气制氢装置的工艺过程利用转化炉、顶烧炉、侧烧炉、梯台炉、底烧炉等锅炉得到二氧化碳和氢气的混合气体，再利用二氧化碳和氢气之间吸附顺序的不同，运用变压吸附（PSA）原理，分子筛对于二氧化碳的吸附力大于氢氣的吸附力，通过压缩机和反应器的变压吸附，使得二氧化碳和氢气进行分离，由此得到纯净的氢气。
焦炉煤气加氢脱硫催化剂器外预硫化
焦炉煤气加氢脱硫催化剂器外预硫化高维恒;张秋利;周晓奇;齐小峰;吴志涛;黄彦琦【摘要】探讨了焦炉煤气加氢脱硫催化剂器外预硫化的方法, 研究了硫化剂加入量以及预硫化浸渍温度、浸渍时间、浸渍压力等硫化条件对催化剂活性的影响, 同时对预硫化催化剂的稳定性能进行考察.结果表明, 以单质硫和有机多硫化物的混合物溶于馏分油中制成的混合硫化物作为硫化剂, 在温度140℃和压力1. 0 MPa的条件下, 将焦炉煤气加氢脱硫催化剂浸渍2 h所制备的器外预硫化型催化剂活性优于传统的器内预硫化的催化剂, 且催化剂性能稳定.%Methods for perparing ex-situ presulfurization for coke gas hydrodesulfurization catalysts were studied. Such factors as amount of sulfiding agent added, presulfurization impregnated temperature, impregnated time and impregnated pressure that impact catalyst acticity were investigated. The stability of presulfurization catalysts were also investigated. The research results show that with the mixture of sulfur and organic sulider dissolved in distillate oil made as sulfiding agent, under the condit ion of temperature is140 ℃, pressure is 1. 0 MPa, the coke gas hydrodesulfurization catalyst impregnated 2 h. The catalysts prepated by this method had more activity and stability than in-situ presulfurization catalysts.【期刊名称】《工业催化》【年(卷),期】2019(027)001【总页数】5页(P23-27)【关键词】催化剂工程;焦炉煤气;加氢脱硫;器外预硫化【作者】高维恒;张秋利;周晓奇;齐小峰;吴志涛;黄彦琦【作者单位】西安建筑科技大学,陕西西安 710055;西安元创化工科技股份有限公司,陕西西安 710061;西安建筑科技大学,陕西西安 710055;西安元创化工科技股份有限公司,陕西西安 710061;西安元创化工科技股份有限公司,陕西西安 710061;西安元创化工科技股份有限公司,陕西西安 710061;西安元创化工科技股份有限公司,陕西西安 710061【正文语种】中文【中图分类】TQ446.6;TQ426.94我国是全球最大的焦炭生产国，随着我国经济的快速发展，焦炭产量由2010年的454 Mt增长到2016年的690 Mt，年均增长率达7.2%。
加氢催化剂预硫化-16页文档资料
—生产四部培训小组
预硫化的目的
催化剂的加氢脱硫活性主要是在它的硫化状态下，而催化 剂的主要成分是钴、钼的氧化态，所以开工时必须对其预 硫化 即：
9CoO+8H2S → Co9S8+9H2O MoO3+2H2S+H2 → MoS2+3H2O
催化剂预硫化的主要方法
预硫化技术是加氢催化剂开发应用的关键步骤之一，使加 氢催化剂保持最佳的活性和稳定性，提高选择性，延长使 用寿命，在国内外受到广泛的关注。因此，深人研究加氢 催化剂的预硫化方法对开发高活性的催化剂有重要意义。 目前，工业上使用的加氢催化剂常用的硫化方法有很多种 ．从介质相态上可分为干法硫化和湿法硫化两类，从介质 来源上可分为强化硫化和非强化硫化两种情况．从预硫化 的位置又可分为器内预硫化和器外预硫化
[ I ] － TIC-06089和FIC-06045串级控制 [ I ] － 缓慢调节TIC-06089， [ I ] － 按升温曲线升温（速率不大于20℃/小时） ( P ) － 确认E-0613开始产生蒸汽，将蒸汽排空几小时至合格 [ P ] 一 缓慢关闭放空阀逐渐提高蒸汽压力 ( I ) － 确认PI-06057稍高于PI-06029压力 [ I ] － 缓慢打开E-0613至PV-06029的手阀， [ I ] － 调整发汽并内部低低压蒸汽管网 [ I ] － PIC-06029A自动操作 [ I ] － 设定SV=0.55MPa [ P ] 一 完全关闭放空阀 [ P ] 一 启动加药设施（见加药计量泵操作）， [ P ] 一 废锅连续加药 [ P ] 一 连续排污投用 ( I ) － 确认TIC-06089升温至200℃
加氢反应器R-0603催化剂预硫化
1、 预硫化前准备 2、 引氢气进反应器 3、 引再生酸性气进反应器 4、 加氢催化剂预硫化
JT-1A／JT-1型加氢脱硫催化剂在水煤气脱硫中的应用
Ｕｓ ｆＴｙ ｅＪ １ Ｊ － Ｈｙ ｒ ｄ ｓ ｌｕ ｉａ ｉｎ ｅ ｏ ｐ Ｔ－ Ｔ－ ｄ ｏ ｅｕｆ ｒｚ ｔｏ Ａ／ １
Ｃａ ａｙ ｔｉ ａ ｅ ｓＤ ｅ ｕ ｆ ｒｚ ｔｏ ｔ ｌ ｓ ｎ Ｗ ｔ ｒ Ｇａ ｓ ｌｕ ｉａ ｉ ｎ
Ｊ一Ａ Ｊ． Ｔ１／ Ｔ１型加氢 脱硫 催化 剂 以物性 优 良的 球状 Ａ： 为 载 体 ， Ｃ ． ｉ １ Ｏ 以 ０Ｎ— Ｍｏ为 主 要 活 性 组 分 ； 用 于水 煤 气 、 炉 煤气 、 成气 等 气 体 的净 适 焦 合
本文作者的联 系方式 ：ｘｘｌ ｉａｔｍ ｓｌ ｃ＠ｓ ．ｏ ｆ ｎ
注意 ， 且胀 管率 取 上 限 ， 以保 证接 头质 量 。
４ ３ 采用先 焊后 胀 的制 造工 艺 ． 管 板 管孔 与换 热管 管端 的清洁程 度对 接 头 的
形 地胀 周边 区域 ， 以减小 管板 变形 ， 降低 接头残 余 应 力 。胀接 连接 时 ， 其胀 接 长 度 不 应 伸 出管 板 背 面（ 壳程 侧 ） 换 热管 的胀 接 部 分 与非 胀 接 部分 应 ，
体 中的油 污 以及 粉 尘 后 ， 经 原料 加 热 器 加 热 至 再
２０ｃ 开始补 氢 ， 系统 压 力 升 至 ０ ３ Ｐ ， ０ Ｃ， 使 ．８Ｍ ａ Ｈ
体 积分 数 达 到 ４ ％ ； ０ ４月 １ 日 ０ ０ ９ ５：０开 始 加 入
５ ０℃ 进 入 除油 器 ， 一 步 吸 附脱 除 气 体 中 的 油 进 污、 粉尘 、 凝 水 等杂 质 ； 净气 体 进 入加 氢 换 热 冷 干 器 Ｉ加氢 换热 器 Ｉ， 、 Ｉ与来 自 Ｊ一 加 氢 脱硫 槽 的热 Ｔ１ 气体 换 热 至２ ０～３ ０℃ 后 进 入 Ｊ 一Ａ 加 氢 脱 ５ ０ Ｔ１ 预
加氢脱硫反应
加氢脱硫反应
加氢脱硫反应是一种重要的化学反应。
在这个反应中，硫化物会与氢气反应，产生硫化氢和水。
这种反应在石化工业中非常常见，可以用来净化燃料油和天然气，使其达到环保标准。
同时，加氢脱硫反应也可以用来制备一些有机硫化合物，如硫代乙酸酯等，这些化合物在药物和农药工业中有着广泛的应用。
加氢脱硫反应的催化剂主要有镍、钼、钨等金属元素，其中钼酸铵和硫酸钼酸铵是最常用的催化剂之一。
该反应的反应条件包括反应温度、反应压力、反应时间等因素，这些因素对反应的速率和产物选择性都有着重要的影响。
加氢脱硫反应是一种基础而重要的反应，深入研究它的反应机理和控制条件，对于开发高效、环保的化学制造工艺具有重要的意义。
- 1 -。
分析低含硫天然气处理和硫回收问题
分析低含硫天然气处理和硫回收问题本文重点分析了适用于不同气质硫化氢，硫化氢产量较小的低含硫天然气的处理方法，及其相关的硫回收问题进行了分析和阐述，以此来有效提高天然气的使用质量以及安全性。
标签：低含硫天然气;硫回收;处理传统形式下的低含硫天然气处理工作，主要是基于硫回收的具体收益来进行决定，仅考虑到不回收单方面的经济性问题，自从新阶段我国环境保护工作的不断开展，传统形式下的克劳斯法硫回收方式，由于涉及到硫的尾气排放已经不能充分适用于现阶段的发展形势，通常情况下在低含硫的天然气的处理工作当中，具有两个或者是三个转化器的克劳斯硫回收装置在实际的硫处理过程当中，整体的硫元素排放标准无法满足环境保护工作的各种要求，因此这也在很大程度上提高了整个硫元素的处理复杂程度，并且降低了整个回收过程的经济性。
1.低含硫天然气处理分析低硫元素的产生量相对较大，通过克劳斯法的处理方式在整体的处理效果上无法符合经济效益以及环境效益的双重作用，即使添加了尾气处理装置，但是在整体的处理效果以及处理的经济效益上并不是非常明显，基本上都是以一种较大规模的硫回收设备来进行硫的回收工作，但是当硫的实际产量小于等于30t的情况下，该项处理技术在整个技术发展的经济路线上不存在非常明显的优势，但是当硫的产量小于等于10t的情况下，克劳斯法设备在整个操作硫程上存在诸多的影响因素，如果硫产量小于1t那么在处理工作当中硫化氢的处理以及硫的回收工作则属于另外一种化工处理概念。
在一个设备当中硫的实际产量直接决定于天然气资源当中硫化氢的具体含量，以及在处理过程当中两种不同物质的涵盖比例，低浓度的硫化氢天然气在处理工作当中，针对小产量的硫回收工艺来讲本身就属于一个比较重要的工作环节，因此在实际的处理工作当中涉及到了尾气的排放以及环境保护等相关工作。
整体上来讲低含硫天然气的处理工作，必须要充分考慮到装置反映的整体经济性，同时还需要实现装置的实用性，在实用性的基础之上来不断提高硫回收的整体经济效益，也就是在整体的硫产量相对较低的状态下需要依照实际的生产和回收状况，选用出合理的反应流程来有效改善整个天气处理的经济性要求。
含硫天然气脱硫技术的选择
含硫天然气脱硫技术的选择随着2014年国际原油价格出现断崖式下跌，天然气的价格优势消失，伴随沿海液化天然气(LNG)和中亚天然气进口量的增加，国内天然气在短时间内出现了供大于求的状况，用户对天然气质量的要求越来越高。
过去符合《天然气》(GB17820—2012)二类天然气指标就会有市场，现在即使符合一类天然气指标，也难以全产全销。
天然气埋藏深达数千米，产气成因各异，其组分差别大。
含硫天然气除了主要组分如甲烷、硫化氢(H2S)、二氧化碳、氮气以外，还有甲硫醇(CH3SH)、羰基硫(COS)、其他类硫醇和硫醚等杂质组分，利用常规脱硫溶剂很难将所有杂质脱除干净。
因此，针对不同地区矿产气的组成，选择合适的脱硫工艺至关重要。
文章针对近几年已建成投产的天然气净化厂所选用的脱硫工艺加以分析、总结，以期待对以后含硫天然气脱硫工艺的选择提供借鉴。
1管道输送天然气的质量要求目前天然气用户主要有3类:第一类用作燃气，主要是家用燃气、燃气锅炉和工业加热炉;该类天然气质量指标由烟气排放标准来决定，目前国家一类气和二类气均能满足需要。
第二类就是化工原料，例如可将天然气用作蒸汽转化炉原料，主要产品是氢气、化肥、甲醇等。
硫是转化催化剂的毒物，一般要求总硫体积分数不大于0.005×10-6。
为此，所有转化炉之前，都设计了原料固定床加氢脱硫和氧化锌脱除H2S。
首先通过加氢反应，把有机硫转变为H2S，再用串联的氧化锌反应器，通过化学吸附，将原料气中的H2S脱除，以满足转化催化剂的需要。
国内蒸汽转化装置从原料精脱硫成本考虑，一般要求天然气总硫含量不大于30mg/m3。
第三类是用作动力，典型的就是压缩天然气(CNG)和LNG。
天然气在液化过程中，由于硫化物在未达到甲烷液化温度-163℃之前就变成了固体，堵塞换热器，LNG生产装置也需要精脱硫。
因为天然气液化装置没有氢气来源，因此一般选择分子筛吸附脱硫。
用户要求天然气中有机硫含量越低越好，一般要求总硫含量为不大于50mg/m3。
高含硫天然气净化技术现状及研究方向
化工能源化 工 设 计 通 讯Chemical EnergyChemical Engineering Design Communications·199·第45卷第4期2019年4月1 高含硫天然气净化技术现状为了有效脱除天然气中的硫化氢和碳化物，国外很多国家都采用物理化学溶剂法，主要包括Sulfinol 法和Flex-sorb PS 法等。
如果这些成分的浓度过高，在进行净化处理过程中，需要采用DEA 法和MDEA 法。
为了有效提高对硫化氢的处理效率，在国外通常采用的是组合脱硫和脱碳技术。
硫磺回收技术。
在对天然气进行脱硫处理后，其中硫化氢的含量会极大降低。
含硫的天然气经过脱硫处理后，其酸气中往往会包含50%~80%的硫化氢，如果采用三级克劳斯硫磺回收装置，可以将对硫化氢的回收率提高到98%左右，各种回收副产品的量也非常少，通过与水解技术的结合，能够进一步降低其中硫的损失量。
如果天然气中的含硫量过高，在经过脱硫处理后，其中硫化氢的浓度往往较低，经常不足40%，再经过克劳斯硫磺装置的回收后，净化率依然不是很高，一般的水解技术也无法得到较好的应用效果。
2 技术研究方向脱硫脱碳技术的研究。
随着科学技术的高速发展，高含硫天然气脱硫技术也得到了飞速的发展，其中应用比较广泛的有物理溶剂法和空间位阻胺，其具体情况如下：由于硫化氢、二氧化碳、甲烷在溶解剂中的差异往往较大，物理溶剂法是利用这些物质性质的不同进行净化分离。
由于酸性气体和化学溶剂的反应热要大于其在物理溶剂中的溶解热，因此对溶剂的消耗量更少。
通过采用物理溶剂法，可以将碳化物和硫化氢同时进行脱除。
但该方法在酸度较高天然气净化中的应用还比较少，需要进一步加大在该方面的研究。
空间位阻胺-物理溶剂法是利用各种硫化氢中硫含量的不同，从而有针对性选择位阻胺、位阻胺与MDEA 联合等，其最大的优势在于再生性区别较大，腐蚀性和发泡性能也有较大的差异。
对硫磺回收技术的研究。
一种体相加氢脱硫催化剂的程序升温硫化表征
作 用 以及焙烧 温度对这种催 化剂硫化性 能 的影 响 。
ｌ 实验 部分
ＴＳ Ｐ 实验在美 国 Ｍｉ ｏ ｒｉｓ ｃ ｍｅｉｃ 公司生产 的 ２ １ ｒ ｔ ９０
反应 气
脉 冲气
图 １ 预 处 理 阶段 流 程 图
Ｆｉ ． Ｐｒ ｐ ｒ ｔｏ ｔｇｅｆｏ ｇ１ ｅ ａ ａｉ ｎ ｓａ ｗ ｌ
文献 标 识 码 ： Ａ 文 章编 号 ： １７ － ４０ ２ １ ）２ ０ ２— ４ ６ １０ ６ （００ ０ — １０ ０ 中图分 类号 ： Ｔ ２ ． Ｅ６４９
环保 标准 的 日益提 高 和 国际竞 争 的 日趋激 烈 ，
型全 自动化学吸附仪上进行。硫化气 为 ＨｓＨ 和 Ａ ：、 ｒ 的混合气 （ 积 比为 ２ ７： ０ ２： ６ １， 体 ． ３． ６． ）气体 经净 ９ ６ ４ 化 、 流 、 量后 进 入装 有 催 化剂 的 Ｕ形 石 英反 应 稳 计
管 ， 进入热 导 池检测 。Ｔ Ｓ实验分 为 ３个 阶段 ： 尾气 Ｐ （） １ 样品预处理 。 将催化剂 样 品用 高纯 Ｈｅ 流 气（ 量为 ５ ／ ｎ 、在 ４ ５℃下 吹扫 １ ０ ｎ后 降温 ０ ｍｉ ） ｍＬ ８ ２ ｍｉ 至５ ０℃， 以除去催化剂 表面吸 附的水 和其他杂 质 。 （） ２ 程序升 温硫 化 。将 Ｈ ｅ气切换 成 硫化气 ， 待 基线稳 定后 以 １ ０℃／ ｎ的 升 温 速 率 升 温 至 ６ ０ ｍｉ ５
加氢脱硫催化剂总结
加氢脱硫催化剂总结一、负载型催化剂1.1 活性组分加氢脱硫精制催化剂的活性组分一般是过渡金属元素如Mo、Co、Ni、Pt 和Pd 等及其化合物。
这些金属元素都具有未充满的d电子轨道，且具有体心或面心立方晶格或六方晶格，无论是从电子特性还是几何特性上均具备作为活性组分的条件。
由于这些金属元素间存在协同效应，几乎所有的加氢精制催化剂都由二元或多元活性组分组合而成。
最常用的加氢精制催化剂金属组分的最佳搭配为Co-Mo、Ni-Mo、Ni-W，三组分的有Ni-W-Mo、Co-Ni-Mo等，选用哪种金属组分搭配，取决于原料的性质及要去达到的主要目的。
加氢脱硫催化剂制备过程大多是将金属组分直接浸渍于γ- Al2O3载体上，然后进行干燥、焙烧即得氧化态的催化剂。
使用时需先进行预硫化将其转化为硫化态才具有较高的催化活性。
由于负载型催化剂中的载体没有活性或活性很低且载体所占比例很大，从而导致负载型催化剂的催化活性不是很高，难以满足生产超低硫柴油（硫含量低于50μg/g或30μg/g，甚至10μg/g）的要求，所以人们又逐渐把注意力转移到另一类全新的催化剂上，即非负载型加氢脱硫催化剂或称为Bulk催化剂。
1.2 助剂HDS催化剂常用的助剂为P、F、B等，目的是调节载体的性质，减弱金属与载体间强的相互作用，改善催化剂的表面结构，提高金属的可还原性，促使活性组分还原为低价态，以提高催化剂的催化性能。
硼与Al2O3反应生成Al-O-B键，B-OH的酸强度比Al-OH高，因而B的引入增加了载体的表面酸度。
此外B的电负性比Al的大，因而Mo7O246-与B3+作用比Al3+的强，使八面体Ni2+或Co2+增多。
在载体表面有更多的CoMoO或NiMoO，产生更多的加氢脱硫和加氢活性中心，从而提高催化剂的活性。
加氟能提高载体的酸性，增强催化剂的裂化和异构化能力，提高C-N、C-S、C-O氢解反应活性，同时降低Al2O3的等电点，改善金属分布，提高催化剂的加氢活性。
天然气化工工作总结
天然气化工工作总结
天然气是一种清洁、高效的能源资源，而天然气化工作则是将天然气进行加工
和转化，以满足各种工业和民用需求。
在进行天然气化工作时，需要考虑到安全、环保和高效生产等多方面因素，下面我将对天然气化工作进行总结。
首先，天然气化工作需要严格遵守相关的安全规定和操作流程。
天然气是一种
易燃易爆的气体，因此在天然气化工作中，必须严格执行安全操作规程，确保设备和人员的安全。
在生产过程中，需要定期进行设备检查和维护，及时排除安全隐患，确保生产过程的安全稳定。
其次，天然气化工作需要重视环保问题。
天然气是一种清洁能源，但在加工和
转化过程中也会产生一定的污染物和废气。
因此，在天然气化工作中，需要采取有效的措施，减少废气排放，并对废气进行处理，以保护环境和人民健康。
最后，天然气化工作需要不断提高生产效率和产品质量。
通过优化生产工艺和
技术，提高设备利用率，降低生产成本，提高产品的质量和市场竞争力。
同时，还需要加强科研和技术创新，不断推动天然气化工作的发展和进步。
总的来说，天然气化工作是一项重要的工作，需要我们在安全、环保和生产效
率等方面不断努力和提高。
只有不断完善工作流程，加强管理和技术创新，才能更好地发挥天然气的优势，为社会经济发展和人民生活提供更好的能源保障。
天然气脱硫技术应用现状及发展趋势
天然气脱硫技术应用现状及发展趋势摘要：硫化氢作为一种酸性的易燃危化品，与天然气混合遇到明火或高温极易产生爆炸。
因此，天然气脱硫技术的应用的主要目的是确保天然气在管道运输过程中的安全。
本文通过对天然气脱硫技术进行简要阐述，研究天然气脱硫技术应用现状，并对天然气脱硫技术发展趋势进行分析，以此来保障天然气的使用安全与经济发展。
关键词：天然气；脱硫技术；发展趋势引言：天然气作为自然界常见的一种气体，在开采过程中包含很多杂质。
硫作为天然气中常见的杂质，很容易与其他化学物质产生反应形成有毒物质，因此，天然气脱硫技术是净化天然气的重要技术之一。
天然脱硫技术的主要目的在于去除天然气中硫化物的成分，以此来保证天然气的安全性。
因此，了解天然气脱硫技术的应用现状对于天然气能源行业未来发展提供参考。
一、天然气脱硫技术概述天然气脱硫技术作为保障天然气使用安全的关键，能够将天然气中的硫元素以及硫化物的含量降到安全范围内。
天然气脱硫的目的在于降低运输过程中硫化物对天然气管道的腐蚀，提升天然气运输效率以及运输安全性。
除此之外，天然气脱硫技术还可以去除天然气中的有毒物质，提高天然气使用过程中的安全性，保障用户的安全。
另外，天然气中的硫元素在燃烧过程与氧气发生氧化反应形成的二氧化硫，不仅会产生刺激性气味，对空气造成污染，还会对人体造成伤害。
二、天然气脱硫技术应用现状天然气脱硫技术应用研究不断展开，很多脱硫技术应运而生，如湿法脱硫技术、干法脱硫技术、生物脱硫技术、膜分离技术等。
（一）湿法脱硫法湿法脱硫是指利用气液反应，对天然气中的硫化氢进行脱硫处理。
湿法脱硫法可分为化学溶剂脱硫法、物理溶剂脱硫法以及混合溶剂法。
化学溶剂脱硫法主要是利用吸收反应，使用醇胺溶剂对天然气进行吸收。
其原理是将醇胺溶剂作为吸收剂，在溶液保持40℃左右时呈弱碱性，碱性溶液与天然气中的酸性硫化物发生酸碱中和反应，从而将天然气中的硫化物吸收到醇胺溶剂中。
由于中和反应属于可逆反应，因此，将溶液升温至120℃时，溶液中的酸性硫化物就会被释放出来，使醇胺溶剂再生并进行循环利用。
气体净化中的硫化氢脱除技术研究
ＰＤＳ法
ＰＤＳ是酞菁钴磺酸盐系化合物的混合物，主要
成分为双核酞菁钴磺酸盐。该技术是通用液相催化 氧化法的发展，由于将常用的ＡＤＡ、对苯二酚等催
联合应用，事实上也本着复配型溶液提高脱硫效率
的思路。如１９６３年由Ｓｈｅｕ公司推出的Ｓｕｌｆｉｏｎｌ工 艺，以环丁酚（二氧化四氢噻吩）一二异丙醇胺水溶 液脱除Ｈ：Ｓ、ＣＯ：，大多用于天然气脱硫。对于有机 硫含量甚高的原料气，环丁砜法迄今是最为有效的 方法。缺点是对原料气中烃类共吸率较高，因此不 适于重质烃类含量高的场合。 １．４液相催化氧化法 该法特点是：脱硫效率高，可使净化后的气体含 硫量低于１０×１０巧（１３．３ ｍｇ・ｍ一），既可在常温下 操作也可在加压下操作。其中改良ＡＤＡ和栲胶法 是醌类催化的典型代表，ＰＤＳ是络合催化的典型代 表。
度很敏感，一般使用温度均要求在２００℃以上。因 此，在中国许多小型化工化肥企业使用中，常常造成 工艺技术上出现“冷热病”。同时，中国锌资源匮
乏、价格贵，一定程度上限制了它的大量使用。
氧化锌在油制气和天然气净化中，通常与钴钼
［１］鼬ｎｕｅｌ８
［２］
Ａ．Ｈ２ｓ Ｒｅｍｏｆ’ｒａｌ ８ｙｓｔｅｍ ｓｈｏｗｓ
本低，可用于较高空速下操作。同时改性活性炭的
开发，脱硫效率和应用领域的拓宽，使其成为更具有
命力。氧化铁高温脱硫的优势在于其价廉易得，与 Ｈ：Ｓ反应速度快，硫容高。氧化锌具有脱硫精度高 的优点。但单一金属氧化物脱硫剂在脱硫效率、硫
容、机械性能、硫化温度和再生等方面均存在各种不 足，目前的研究重点是复合金属氧化物脱硫剂的开
万方数据
全国中文核心期刊矿业类核心期刊‘Ｃ凡ｐ七Ｄ规范＞执行优秀期刊Ｊ
ｒ、ｉ订
硫，对Ｈ：Ｓ的吸收选择性优于ＭＥＤＡ，目前在炼厂得 到广泛的推广和应用Ｈ］。 １．２．２热钾碱法 最早由美国Ｕｎｉｔｅｄ
天然气脱除硫化氢的研究
第49卷第12期2020年12月应用化工Applied Chemical IndustryVol.49No.12Dec.2020天然气脱除硫化氢的研究谭更彬1，王志泉2,吴钟旺2（1.青岛科技大学机电工程学院，山东青岛266061；2.山东省化工研究院，山东济南250014）摘要:用甲基二乙醇胺（MDEA）脱除天然气中的硫化氢，研究反应温度与MDEA浓度对脱硫效果的影响。
甲基二乙醇胺最优工作温度为15~30咒，最佳浓度范围为40%-50%,原料气空速范围为1.5-3.5h",脱硫剂空速范围为0.55-1.2h-'o与二乙醇胺（DEA）对比，在吸收温度20T下,MDEA与DEA溶液浓度45%,DEA第180h 时硫含量＞0.2mg/L,超过二类气标准,MDEA在第276h时硫含量＞0.2mg/L。
10mL硫含量大于二类气要求的时间增加53%，证明甲基二乙醇胺较二乙醇胺脱硫效果大幅增加，为采油厂工艺迭代提供了数据。
关键词:硫化氢;脱除;甲基二乙醇胺;工作温度中图分类号:TQ110.2；TE644；TE645文献标识码:A文章编号：1671-3206（2020）12-3108-03 Study on removal of hydrogen sulfide from natural gasTAN Geng-bin,WANG Zhi-quan,WU Zhong-wang2(1.College of Electromechanical Engineering,Qingdao University of Science and Technology,Qingdao266061,China；2.Shandong Chemical Research Institute,Ji nan250014,China)Abstract:Use methyldiethanolamine(MDEA)to remove hydrogen sulfide from natural gas,and study the effect of reaction temperature and MDEA concentration on the desulfurization effect.The optimal working temperature of methyldiethanolamine is15〜30兀，the optimal concentration range is40%〜50%,the space velocity of raw gas is 1.5~3・5h-1,and the space velocity of desulfurizer is0.55~1.2h_1o Compared with diethanolamine(DEA),the concentration of MDEA and DEA solution is45%at the absorption temperature of20兀,and the sulfur content at the180th h of DEA is greater than0.2mg/L,exceeding the Class II gas standard,the sulfur content at the276th hour of MDEA is greater than 0.2mg/L o The time required for sulfur content greater than Class II gas has increased by53%,it proves that the desulfurization effect of MDEA is greatly increased compared with DEA,which provides data for the process iteration of oil production plants.Key words:hydrogen sulfide;desorption；methyldiethanolamine;working temperature天然气中含有大量酸性气体、重姪、水、汞等杂质，进行液化处理时易形成水合物,导致储罐腐蚀,管道堵塞⑴。
加氢催化剂预硫化技术探讨
加氢催化剂预硫化技术探讨发表时间：2020-08-13T15:14:11.920Z 来源：《科学与技术》2020年3月第8期作者：铁鲁越[导读] 加氢催化剂大多是由Ni,W,Mo,Co等活性金属组分和载体组成，摘要：加氢催化剂大多是由Ni,W,Mo,Co等活性金属组分和载体组成，其中金属组分是以氧化态形式分散在载体上，可进行加氢脱硫、氮，加氢脱芳烃及加氢裂化等反应。
研究表明，未经预硫化的催化剂的活性、选择性和稳定性均低于硫化态的催化剂，而且使用寿命较短。
将氧化态的催化剂进行预硫化，使活性金属组分转变为硫化态，可最大限度的发挥加氢催化剂的活性，因而加氢催化剂预硫化技术的开发和应用，成为国内外研究的热点，受到广泛关注。
关键词：加氢；催化剂；预硫化技术 1 预硫化机理在加氢催化剂预硫化的过程中会放出大量的热量。
其反应原理是在H2存在的条件下，硫化剂加氢生成H2S，在H2和H2S同时存在的氛围下，加氢催化剂活性金属由氧化态转变为硫化态，预硫化过程分为如下两个反应步骤:加氢催化剂预硫化可使催化剂中的金属组分由氧化态变成硫化态，处于最佳活性价态。
在H2和H2S同时存在的条件下，金属氧化物上可发生还原反应和硫化反应的竞争，硫化效果的好坏会直接影响催化剂的性能和寿命，由于预硫化过程中放出大量的热，并伴随有水生成，因此预硫化过程中需密切监控反应器床层的温度和循环气中的水含量，防止床层飞温。
2 预硫化方式加氢催化剂的预硫化方式可根据硫化反应进行的场所不同，分为器内预硫化和器外硫化。
器内预硫化是在催化剂装入反应器之后，加入H2和硫化剂将金属活性组分转变为硫化态。
器内预硫化有干法预硫化和湿法预硫化两种方式。
干法预硫化是在H2存在的条件下，使用一定浓度的H2S、在循环气中注入CS2或使用其它有机硫化物；湿法预硫化是在H2存在下，用含硫化合物(如CS2或DMDS等)的烃类或馏分油在半液相或液相状态下进行硫化。
器外预硫化方式有两种：一种是将新鲜的或者再生后的催化剂进行硫化，再经冷却、钝化和过筛后装填到反应器；另一种是将硫化剂直接添加到氧化态的催化剂上，经处理后装入反应器。
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１ 天然气净化工艺流程简介 二期甲醇装置天然气净化系统工艺流程见图
１。天然气和 Ｈ２ （变压吸附系统回收甲醇合成弛 放气中的 Ｈ２，然后将部分 Ｈ２供给天然气净化系 统用于加氢脱硫） 被预热至 ３４５℃，在镍钼加 氢脱硫槽中有机硫和 Ｈ２ 反应生成 Ｈ２Ｓ，然后经 过 ２台串联的氧化锌脱硫槽脱除 Ｈ２Ｓ，粗脱硫的 天然气换热降温至 ２００℃ 后进入氧化铜精脱硫 槽，将天然气中的总硫脱至 １０×１０－９以下。
镍钼加氢脱硫催化剂硫化操作条件：原料气 流量 ９３０００ｍ３／ｈ、温度 ３４０℃、压力 ２６４ＭＰａ， 原 料 气 组 分 ＣＨ４ ６０１４％、 Ｎ２ １３１０％、 ＣＯ２ ２２６９％、Ｈ２３００％、其他气体 １０７％；向原料
气中注入二甲基二硫 （Ｃ２Ｈ６Ｓ２），控制原料气总 硫含量在 （２０～３５）×１０－６。
图 １ 二期甲醇装置天然气净化系统工艺流程简图 ２ 镍钼加氢脱硫催化剂硫化原理
［收稿日期］２０１８０９３０ ［作者简介］熊华敏（１９８４—），男，湖南永州人，化工工艺工 程师，工艺技术监督。
镍钼加氢脱硫催化剂在硫化态下可达最大活 性，据经验，要维持硫化态，原料气中总硫含量 应不小于 ２×１０－６ （体积分数，下同）。二期甲
［关键词］天然气净化；镍钼加氢脱硫催化剂；在线硫化；硫化原理；硫化方案；硫化过程；硫化效 果；不良影响
［中图分类号］ＴＱ４２６９４ ［文献标志码］Ｂ ［文章编号］１００４－９９３２（２０１９）０３－００５０－０３
中海石油化学股份有限公司二期甲醇装置以 高 ＣＯ２含量天然气为原料生产甲醇，设计产能 为 ２５００ｔ／ｄ；其天然气净化系统采用 “镍钼加 氢脱硫 ＋氧 化 锌 脱 硫 ＋氧 化 铜 精 脱 硫” 工 艺， 即在镍钼加氢脱硫催化剂作用下将有机硫转化成 易于脱除的 Ｈ２Ｓ，然后由氧化锌脱硫剂和氧化铜 精脱硫剂将硫化物脱除至 １０×１０－９ （体积分数， 下同） 以下。二期甲醇装置因设计原料天然气 与实际原料天然气硫含量差距过大，自投产以 来，镍钼加氢脱硫催化剂活性低，有机硫转化成 Ｈ２Ｓ的效率低，天然气净化系统出口硫含 量 超 标，影响下游预转化催化剂的使用寿命。中海石 油化学股份有限公司一期甲醇装置 （设计产能 ２０００ｔ／ｄ） 镍钼加氢脱硫催化剂 使 用 情 况 与 二 期甲醇装置类似，但是一期甲醇装置没有设置精 脱硫系统和预转化系统，设计天然气净化系统出 口硫含量小于 ０１×１０－６，实际生产中没有发生 过超标现象。为提高二期甲醇装置镍钼加氢脱硫 催化剂的活性，２０１８年 １月 ２４日—３月 １２日， 我们对其进行了在线硫化。以下对镍钼加氢脱硫 催化剂的在线硫化作一总结。
第 ３期 ２０１９年 ５月
中 氮 肥 ＭＳｉｚｅｄＮｉｔｒｏｇｅｎｏｕｓＦｅｒｔｉｌｉｚｅｒＰｒｏｇｒｅｓｓ
Ｎｏ３ Ｍａｙ２０１９
天然气净化加氢脱硫催化剂在线硫化分析与总结
熊华敏
（中海石油化学股份有限公司，海南 东方 ５７２６００）
［摘 要］中海石油化学股份有限公司 ２５００ｔ／ｄ甲醇装置以高 ＣＯ２ 含量天然气为原料，其天然气净化 系统采用 “镍钼加氢脱硫 ＋氧化锌脱硫 ＋氧化铜精脱硫” 工艺，由于设计原料天然气与实际原料天然气硫 含量差距过大，自装置投产以来镍钼加氢脱硫催化剂活性一直偏低，有机硫转化率低，影响下游预转化催 化剂的使用寿命。为此，在 ２０１８年度装置计划检修前 （按计划本次检修期间将更换氧化锌脱硫剂、氧化铜 精脱硫剂、预转化催化剂） 尝试对镍钼加氢脱硫催化剂进行在线硫化 （硫化剂为二甲基二硫）。详细介绍 镍钼加氢脱硫催化剂的硫化原理、硫化方案、硫化过程。实践表明，在线硫化收到了一定的成效，但会在 一定程度上影响氧化锌脱硫剂、氧化铜精脱硫剂、预转化催化剂的使用寿命，如何提高天然气净化系统的 脱硫效率尚需进一步研究和探索。
第 ３期
熊华敏：天然气净化加氢脱硫催化剂在线硫化分析与总结
· ５１ ·
醇装置所用原料天然气ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ设计总硫含量为 １３× １０－６，在系统运行过程中镍钼加氢脱硫催化剂就 能逐渐硫化，因此原始开车时没有进行预硫化。 但据实际检测结果，镍钼加氢脱硫槽入口原料天 然气总硫含量约 ０４×１０－６ （其中，有机硫含量 约 ０２７×１０－６），镍钼加氢脱硫槽出口天然气中 有机硫含量约 ０１０６×１０－６，即由于镍钼加氢脱 硫槽入口实际总硫含量远低于设计值，镍钼加氢 脱硫催化剂实际上未能完全硫化，其活性低，导 致镍钼加氢脱硫槽出口天然气中有机硫含量占进 口有机硫含量的 ３９２％。而注硫能使更多的镍 钼加氢脱硫催化剂硫化，可提高其活性。
Ｃ２Ｈ６Ｓ２ ＋３Ｈ２ ２Ｈ２Ｓ＋２ＣＨ４ ３ＮｉＯ＋２Ｈ２Ｓ＋Ｈ２ Ｎｉ３Ｓ２ ＋３Ｈ２Ｏ ＭｏＯ３ ＋２Ｈ２Ｓ＋Ｈ２ ＭｏＳ２ ＋３Ｈ２Ｏ
３ 硫化方案
由于二期甲醇装置没有设计循环硫化流程， 无法单独进行离线硫化，若利用开停车时硫化则 要影响生产进度而损失较大，因此我们采用了在 线硫化，而在线硫化可以有间歇注硫和连续注硫 ２种选择。间 歇 注 硫 要 求 短 时 间 内 注 入 大 量 硫， 使镍钼加氢脱硫催化剂快速硫化，考虑到镍钼加 氢脱硫催化剂已使用了 ７ａ，如果无法硫化，将 会有大量硫穿透至氧化锌脱硫槽；而连续注硫是 小流量持续注硫，其风险更易控制，且此种情况 下镍钼加氢脱硫催化剂被硫化后也不容易发生反 硫化。因此，硫化方案最终选择了连续注硫。
二期甲醇装置镍钼加氢脱硫催化剂为庄信万 丰的 Ｋａｔａｌｃｏ６１１Ｔ型催化剂，设计寿命为 ６ａ， 本次注硫前催化剂已使用了 ７ａ（因实际生产所 用原料天然气中硫含量低，据我公司合成氨装置 和一期甲醇装置镍钼加氢脱硫催化剂的使用情 况，其实际使用寿命可达 １２ａ以上）。该型号催 化剂主要组分为 ＮｉＯ３５％ （质量分数，下同）、 ＭｏＯ３１０５％，在线硫化所采用的硫化剂为二甲 基二硫 （Ｃ２Ｈ６Ｓ２），注入位置如图 １。硫化过程 是一 个 十 分 复 杂 的 放 热 反 应 过 程，ＮｉＯ、ＭｏＯ３ 与 Ｃ２Ｈ６Ｓ２、Ｈ２主要发生如下反应［１］：