CO_2在混合胺MEA+DETA溶液中的溶解度

在温度298—338 K,压力300—700 kPa,吸收剂浓度1—3 mol/L的实验条件范围内,讨论了CO2-吸收剂体系气液二相基本达到平衡时,CO2吸收量与体系温度,压力及吸收剂浓度的关系。根据亨利定律,引入温度及压力相关因子,建立了CO2在单胺溶液中的溶解度模型。模型对CO2在MEA、DETA单胺溶液中的溶解度预测效果较好,与实验值比较,误差在1%以下。引入增强因子β=1.06,并以单胺在混合胺溶液中的摩尔分数为系数,将CO2在单胺溶液中的溶解度叠加获得CO2在MEA+DETA混合溶液中的溶解度模型。模型对MEA+DETA混合胺的预测误差在1%—10%。     

13C NMR定量分析一乙醇胺（MEA）与CO2的吸收和解吸特性

13C NMR是一种有效的测定有机胺与CO2反应过程中离子浓度变化的检测手段。本文采用13C NMR分析了一乙醇胺(MEA)吸收与解吸CO2过程,吸收与解吸实验温度分别在313K和393K下进行。结果表明,吸收CO2过程中生成了MEA氨基甲酸盐、质子胺MEAH+与HCO3-/CO32-,并且CO2与MEA反应时先生成MEA氨基甲酸盐,当溶液吸收的CO2担载量达到0.455molCO2/mol胺时,才产生HCO3-/CO32-离子。在MEA吸收CO2过程中,MEA氨基甲酸盐的摩尔分数先增加后减少。在解吸过程中,MEA氨基甲酸盐的摩尔分数同样先增加后减少。HCO3-/CO32-在解吸过程中很容易就能被解吸,而生成的MEA氨基甲酸盐中大约有75%在解吸过程中并没有被解吸。     

氨水与MEA喷雾捕集CO_2能力的比较

为了研究喷雾捕集CO2技术的可行性,并比较新型吸收剂——氨水与传统吸收剂——MEA喷雾捕集CO2的能力,用微细雾化喷头将氨水与MEA溶液雾化,在喷雾塔中与模拟烟气逆向接触。研究了不同的氨水与MEA浓度、氨水与MEA流量、气体总流量、温度对CO2脱除率的影响。实验结果表明,喷雾捕集CO2技术可达很高的CO2脱除率(96.0%以上);CO2脱除率随着氨水、MEA浓度和流量的提高而增大,其中流量提高时MEA吸收CO2的脱除率增大幅度较大,可由36.9%增加到63.2%;随烟气流量的增大,MEA和氨水吸收CO2的脱除率分别下降16.5%和17.3%。在可比条件下,与相同浓度的MEA溶液相比,氨水脱除CO2的能力较强。     

有机胺基氨基酸盐混合吸收剂对沼气中CO2的分离特性

在鼓泡式CO2吸收和再生装置中,研究了N-甲基二乙醇胺(MDEA)/乙醇胺(MEA)、MDEA/乙醇胺基甘氨酸(MEAGLY)和MDEA/乙醇胺基肌氨酸(MEASAR)混合吸收剂的沼气CO2吸收及再生特性。结果表明:混合吸收剂的沼气CO2吸收速率随MEA、MEAGLY和MEASAR等添加剂添加量的增加而提高,但再生速率却呈现下降趋势。再生过程中,吸收剂在升温阶段均发生了CO2再生,且混合吸收剂再生效果要优于单一吸收剂。综合考虑CO2吸收速率、再生速率和CO2循环携带量,MDEA与活化剂质量配比为3∶2时所组成的混合吸收剂的沼气CO2吸收-再生综合性能最优。沼气CO2分离成本对比分析显示,与质量分数为30%的MEA相比,总质量分数为30%的MDEA/MEAGLY(3∶2)和MDEA/MEA(3∶2)的CO2分离成本可分别下降约12%和30%,在未来具有替代MEA进行工程应用的潜能。     

混合醇胺/MEA法电厂烟气CO_2吸收性能的实验比较

目前对应用于烟气CO2的吸收液以醇胺MEA为主,但其存在吸收量小、再生能耗高、腐蚀性强等缺点,配方型混合胺溶液已经成为重要的研究方向。本文对部分混合醇胺(MEA+DEA、MEA+TEA、MEA+AMP)的吸收速率和吸收总量进行了实验测定,并与MEA做了比较分析。实验结果表明:在本文的实验条件下,混合胺MEA+AMP的吸收效果优于MEA溶液,而混合胺MEA+TEA的吸收效果最差。为混合胺的研究及工业化应用提供理论指导。     

MEA-TETA二元复配溶液吸收烟气中CO_2的实验研究

采用搅拌实验装置对乙醇胺(MEA)为主体的三种二元混合胺溶液MEA-TETA(三乙烯四胺)体系吸收和解吸模拟烟道气中CO2特性进行研究,揭示了吸收速率、吸收量和pH值与吸收时间之间的内在联系,并与目前工业应用较广的MEA、DEA(二乙醇胺)溶液进行了对比;对CO2初始逸出温度、试液再生温度、试液再生率、再生pH值下降率进行了细致记录分析。结果表明,0.7 mol.L-1MEA-0.3 mol.L-1TETA是较佳的MEA-TETA混合胺体系,混合胺二种组分之间存在较弱的负交互作用。     

AMP吸收电厂烟气CO_2性能的实验

电厂烟气CO2捕集目前以醇胺法中的MEA为主,但MEA吸收剂的CO2吸收总量较低,对设备有腐蚀性。空间位阻胺作为一种新兴的吸收剂,具有较快的吸收速率和较大的吸收量,在烟气脱碳方面越来越引起重视。本文设计了一套小试实验装置,测试了不同浓度的MEA和AMP吸收烟气CO2的实验,对比了其吸收速率和总吸收量,分析了AMP溶液吸的收速率随溶液pH值和吸收剂浓度的变化规律,为空间位阻胺在电厂烟气脱碳工业中的应用提供理论指导。     

基于HYSYS模拟的天然气脱碳影响因素的研究

采用Aspen Hysys模拟软件,对胺液脱除天然气中CO2的影响因素吸收塔塔板数目、吸收塔操作压力、原料气温度、MDEA溶液浓度、胺液组成进行模拟研究,并对模拟结果进行规律总结和合理解释。模拟结果表明,吸收塔塔板数目的增加对于胺液吸收CO2有促进作用;吸收塔的操作压力增大使得CO2的脱除率呈现出先线性增大后逐渐变缓的趋势;原料气的反应温度提高使CO2的脱除率提高;MDEA浓度的增大在一定范围内提高了CO2的脱除率,浓度过高时CO2的脱除率减小;MEA、DEA的加入会提高MDEA脱CO2的活性,且MEA促进效果优于DEA。     

MEA—MDEA复合胺溶液吸收烟气中二氧化碳实验研究

采用搅拌实验装置,对MEA-MDEA不同配比的复合胺溶液吸收和解吸模拟烟道气中二氧化碳特性进行研究,揭示了吸收速率、吸收容量和酸碱度与时间之间的内在联系,并与目前工业应用较广的MEA、DEA溶液进行了对比分析;对CO2初始逸出温度,试液再生温度,试液再生率,再生pH值下降率进行了细致记录分析。实验结果表明,0．5mol／LMEA-0．5mol／LMDEA是MEA—MDEA复合胺体系中最佳配比溶液。     

填料塔中AEE与MEA混胺对低浓度CO2的吸收

在常压下考察了体积分数20%乙醇胺（MEA）+2% N-甲基二乙醇胺（MDEA）与20%羟乙基乙二胺（AEE）+ 2% N-甲基二乙醇胺（MDEA）有机胺水溶液对CO2的吸收及解吸效果。考察了静态吸收和中试动态吸收实验。实验结果表明：在吸收温度及解吸温度相同的条件下,20%羟乙基乙二胺（AEE）+2% N-甲基二乙醇胺（MDEA）吸收剂对CO2的吸收及解吸效果要好于20%乙醇胺（MEA）+2% N-甲基二乙醇胺（MDEA）,而且不易降解。达到同样的解吸效果,20%羟乙基乙二胺（AEE）+2% N-甲基二乙醇胺（MDEA）吸收剂的能耗要低10%左右,具有较好的工业应用前景。     

烟道气中二氧化碳回收技术的研究

介绍了一乙醇胺(MEA)法回收烟道气中二氧化碳的基本原理和工艺流程,指出MEA法具有蒸汽消耗量高、溶液腐蚀性强、MEA易与氧气发生降解反应等缺点。开发了一种从烟道气中回收二氧化碳的新技术,采用的吸收剂是在MEA水溶液中添加了活性胺、抗氧剂和防腐剂的复合溶液。将新技术应用于赤天化集团有限公司烟道气中二氧化碳的回收装置上,试验结果表明,二氧化碳年平均产量提高了25.8%,1m3二氧化碳的蒸汽消耗量可减少3.23kg,并可解决MEA对设备的腐蚀问题。     

单乙醇胺法煤气脱硫生产实践

论述了单乙醇胺法脱硫原理及工艺流程,指出需关注工艺设备的腐蚀情况,对于易腐蚀部位应选用耐腐材质,也可在MEA溶液中选择投加缓腐剂,并需防止设备发生堵塞,影响脱硫效率。     

新型氟碳油井缓蚀剂在高含水油田应用研究

研制了一种以氟碳咪唑啉为主成分的高效油井采出液缓蚀剂,在陕北青化砭采油厂丰富川井区进行了现场应用试验,用分光光度法测试采出液水质总铁含量和井下挂片失重法评价缓蚀效果。结果表明,加药后油井采出液水质中总铁含量明显下降,平均为64%~77%,缓蚀率平均为97%~99%,有效抑制了油井采出液对金属设备的腐蚀。     

基于CCS的MEA脱碳技术全球专利发展态势

以单乙醇胺(MEA)吸收法为主的脱碳技术被认为是较具可行性的CO₂捕集技术。本文主要针对MEA脱碳技术开展专利分析,建立MEA技术专利分析方法,研究认为基于二氧化碳捕集、运输和封存(CCS)应用的MEA脱碳技术在近十年得到大幅增长,其中增长较快的国家有美国、中国、日本、澳大利亚等,中国和韩国在近3年尤其增长较快;各国MEA脱碳技术专利的侧重点和优势各不同,美国、日本、俄罗斯等国专利较为倾向烟气脱碳、装置、材料等实际应用,中国则倾向于MEA基础方法研究,该研究结果有望为我国MEA脱碳技术研发创新、专利申请与保护提供参考借鉴。     

基于全球专利分析的单元醇胺研发机构竞争力比较

单乙醇胺(MEA)吸收法被认为是较具可行性的CO₂捕集技术之一。从技术竞争与市场应用的角度,本文基于全球专利数据,从专利申请数量、专利覆盖地区、专利引用频次、专利权人合作关系、核心专利等方面分析全球MEA技术研发机构的竞争实力。研究结果发现,美、日、欧的研发机构实力较强;美国、欧洲和中国是MEA专利保护的重点国家和地区;从专利数量来看,法国石油研究院申请的专利最多,日本三菱重工和关西电力、荷兰壳牌公司紧追其后;总体上,美国申请MEA专利的公司与专利数量最多;从MEA专利关注的技术方向看,依次为吸收能力、能耗、水消耗、腐蚀和降解;从专利战略来看,国外机构更为注重专利在多国的申请保护和核心专利的引用保护。     

氯碱生产环境下金属阳极 电解槽的腐蚀探讨与防护方法研究

金属阳极电解槽的腐蚀严重影响了氯碱生产整个装置的安危以及产品的收率与质量。实验模拟氯碱生产中电解槽所处的恶劣介质环境,运用腐蚀失重法,揭示了电解槽的腐蚀行为与影响因素。实验结果表明：在氯碱生产环境下,当电解槽温度为85~90 ℃、阴极液中氢氧化钠质量分数为8%~12%、阳极液pH＜4时,电解槽的腐蚀速率最低。在此基础上,制定出了可行的电解槽腐蚀防护措施。     

CORROSIVITY IN 2-AMINO-2-METHYL-l-PROPANOL(AMP)-CO2 SYSTEM

Weight loss tests were performed to investigate the corrosivity of a new absorbent, 2-amino-2-methyl-l-propanol (AMP) saturated with pure CO₂ and Mixture of CO₂ and air on carbon steel under boiling conditions. The corrosion data were compared with those of a conventional amine, monoethanolamine (MEA), tested under the same conditions. The results indicated that corrosion rates in the AMP system were generally lower than those in the M EA system, probably due to differences in characteristics of the corrosion products in each of the absorbents. Corrosivity in the AMP system tended to stabilize when the amine concentration reached 5 kmol/m³ while corrosion rates in the MEA system were directly proportional to amine concentrations. Furthermore, it was observed that a small amount of O₂ seemed to expedite severe corrosion     

加工高含酸原油装置的长周期运行方法与措施

目前不少石油化工企业所炼原油属高酸值低硫原油,密度和粘度大,各项腐蚀因素随原油开采深度和难度的增加呈上升趋势。恶劣的原油性质大大加剧设备腐蚀,严重影响装置长周期平稳运行。加强设备防腐蚀,应在投入力度、不同腐蚀类型的防护措施、新耐蚀技术应用等方面加强。分析了某石化企业的高酸值低硫原油炼制,提出采用"高温部位加强材质升级,低温部位加强工艺防腐,辅以防腐新技术应用"的防腐技术思路,探讨有效控制设备腐蚀破坏,同时降低防腐成本、提升经济效益和社会效益的方法与措施。     

新建电脱盐装置技术及设备应用

电脱盐是原油预处理的重要手段之一,随着环保要求的越来越高及对设备防腐的更加重视,电脱盐装置在设备及技术方面也有了一些新的改进,这为常减压及其后续装置的平稳运行和设备防护提供了有力的保障。     

钢粒磨料射流在石油工程中的应用

钢粒磨料射流是在不改变现有钻井设备和工艺的基础上,将体积分数为2％～5％,粒径为1～3mm的钢粒,通过注入系统注入到高压钻井液中,钢粒沿钻杆流动,并通过特殊设计的钻头得以加速,以较高的频率和大约150m／s的速度冲击破碎井底岩石,实现高效破岩,提高钻井速度的一项新的钻井技术。通过国外的现场应用表明,该技术可以将深井硬地...