導(dǎo)航：安全管理網(wǎng)>> 安全論文>> 環(huán)境保護(hù)論文>>正文

濕法煙氣脫硫過程白煙成因及防治措施分析

文檔作者：鄧驥　魏芳文檔來源：新疆寰球工程公司		點(diǎn) 擊數(shù)：	更新時(shí)間： 2022年03月11日
下載地址：點(diǎn)擊這里	文件大?。?2.66 MB 共5頁	文檔格式： PDF	下載點(diǎn)數(shù)： 1 點(diǎn)（VIP免費(fèi)）

全屏查看

內(nèi)容預(yù)覽 [文件共5頁]

本文件共5頁，如需編輯使用，請(qǐng)下載。

注：預(yù)覽效果可能會(huì)出現(xiàn)部分文字亂碼（如口口口）、內(nèi)容顯示不全等問題，下載是正常的。

	文件大?。?.66 MB 共5頁文件格式：PDF 下載點(diǎn)數(shù)：1 點(diǎn)（VIP會(huì)員免費(fèi)）

下一篇：燒結(jié)煙氣脫硫系統(tǒng)濕煙氣排放的環(huán)境問題探討

上一篇：濕式石灰/石灰石煙氣脫硫工藝存在的問題…

文本預(yù)覽

僅提取頁面文字內(nèi)容，供快速閱讀使用。

濕法煙氣脫硫過程白煙成因及防治措施分析
鄧驥　魏芳
新疆寰球工程公司
　　摘　要　濕法煙氣凈化過程普遍采用濕法脫硫工藝，但該工藝會(huì)導(dǎo)致煙囪出現(xiàn)白煙，造成不良社會(huì)
公眾影響，并導(dǎo)致露點(diǎn)腐蝕。在分析白煙成因的基礎(chǔ)上，以某煉廠硫磺回收裝置煙氣為例，重點(diǎn)探討水
含量和采用氣／氣換熱器對(duì)煙氣水露點(diǎn)的影響。結(jié)果表明，在研究范圍內(nèi)：① 煙氣中水的體積分?jǐn)?shù)每增
加１％ ，煙氣的水露點(diǎn)溫度上升１ ．１３ ℃ ，含硫煙氣溫度每下降１ ℃ ，排煙溫度上升０ ．９２５ ℃ ，補(bǔ)水量可
減少５ ．０７ kg／h ；② 綜合考慮設(shè)備投資和煙氣換熱效果，降溫含硫煙氣溫度控制在１５０ ～ １８０ ℃ 為宜；③
采用高效除霧器將游離水質(zhì)量分?jǐn)?shù)控制在０ ．０１％ ，設(shè)置氣／氣換熱器控制降溫含硫煙氣溫度為１６５ ℃ ，
煙氣中水體積分?jǐn)?shù)可降低６ ．２１％ ，系統(tǒng)補(bǔ)水量可減少６９０ kg／h ，排煙溫度可升高１２２ ℃ ，遠(yuǎn)高于露點(diǎn)溫
度。采取上述措施后，可在有效減少白煙的同時(shí)節(jié)約裝置用水量。
關(guān)鍵詞　濕法脫硫　白煙　水含量　氣／氣換熱　排煙溫度
中圖分類號(hào)：TE９９１ ．１ 　　文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A 　　DOI ：１０ ．３９６９ ／j ．issn ．１００７‐３４２６ ．２０１７ ．０２ ．００４
Analysis on the causes and prevention measures of white mist in
wet flue gas desulfurization
Deng Ji ，Wei Fang
X inj iang Huanqiu Engineering Corporation ，Dushanz i ，X inj iang ，China
Abstract ：The Wet Flue Gas Desulfurization （WFGD ） is widely used in flue gas purification ，
which always leads to numerous white mist causing adverse public effect and dew point corrosion of
the stack ．Based on the reasons analysis of forming white mist ，the impact of water content and gas／
gas heater （GGH） was analyzed for the sulfur recovery unit of a refinery ． The results showed as
follows ：（１） the １％ increase of water volume fraction led to about １ ．１３ ℃ rise of the flue gas dew
point ，the １ ℃ decrease of cooling feed gas resulted in the ０ ．９２５ ℃ increase of exhaust temperature
and the decrease of ６９０ kg／h water consuming ；（２）after comprehensively considering the equipment
investment and heat transfer effect of flue gas ， it was suitable to control the cooling feed gas
temperature at １５０ － １８０ ℃ ； （３ ） when the free water content was controlled at ０ ．０１ wt％ by the
highly efficient mist eliminator and feed gas was cooled to １６５ ℃ by GGH ，the water content in
discharged flue was decreased by ６ ．２１ vol％ ，the flow of make‐up water was decreased by ６９０ kg／h ，
the flue discharge temperature was raised by １２２ ℃ ．After taking above measures ，the white mist and
the water consumption was reduced simultaneously ．
Key words ：wet flue gas desulfurization ，white mist ，water content ，gas／gas heater ，exhaust gas
temperature
１７
　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　石油與天然氣化工
　第４６ 卷　第２ 期　　　　　　　　　CHEMICAL ENGINEERING OF OIL &amp;amp; GAS
　　作者簡(jiǎn)介：鄧驥（１９９０ － ） ，男，主要從事天然氣、煉廠氣處理與加工方面相關(guān)研究和設(shè)計(jì)工作。E‐mail ：dengji＠ cnpc ．com ．cn 萬方數(shù)據(jù)
　　相較于GB １６２９７ － １９９６枟大氣污染物綜合排放標(biāo)
準(zhǔn)枠，２０１４ 年頒布的GB ３１５７０ － ２０１５枟石油煉制工業(yè)
污染物排放標(biāo)準(zhǔn)枠顯著提升了石油煉制行業(yè)大氣污染
物的排放要求［１ ］ 。未來現(xiàn)有和新建的催化和硫磺回收
裝置排放煙氣均需滿足大幅降低的SO２ 排放限
值［２‐３ ］ 。目前的煙氣脫硫技術(shù)主要有濕法、干法和半干
法３ 類，其中濕法脫硫工藝流程簡(jiǎn)單，技術(shù)成熟，煙氣
凈化度高，成為應(yīng)用最廣泛的煙氣脫硫工藝［４‐５］ 。經(jīng)過
濕法脫硫后的含硫煙氣可輕松實(shí)現(xiàn)達(dá)標(biāo)排放，但排放
煙氣被水飽和后，煙囪頂部可能會(huì)出現(xiàn)白煙［６‐７］ 。白煙
視覺效果差，嚴(yán)重影響社會(huì)公眾對(duì)煉廠的認(rèn)可度。本
研究就濕法煙氣脫硫過程中煙囪頂部白煙的成因和危
害進(jìn)行討論，以采用濕法脫硫工藝處理某煉廠硫磺回
收裝置高溫含硫煙氣為例，對(duì)白煙防治措施進(jìn)行分析，
以期在工程設(shè)計(jì)和實(shí)際操作過程中為減少甚至消除白
煙提供參考和指導(dǎo)。
1 　煙氣濕法脫硫工藝及白煙成因
煙氣濕法脫硫（Wet Flue Gas Desulfurization ，簡(jiǎn)
稱WFGD）工藝的原理是利用酸堿中和原理通過含硫
煙氣與堿的水溶液充分接觸，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)煙氣達(dá)標(biāo)排放。
煙氣濕法脫硫流程簡(jiǎn)圖見圖１ 。濕法脫硫一般包含煙
氣脫硫和氣液分離兩部分。在煙氣脫硫部分，高溫含
硫煙氣和堿液通過傳質(zhì)強(qiáng)化元件實(shí)現(xiàn)氣液兩相充分接
觸，同時(shí)完成氣液兩相的傳質(zhì)和傳熱。一方面，SO２ 在
氣液界面被吸收后，在液相主體內(nèi)經(jīng)過酸堿中和反應(yīng)
生成鹽［８］ ；另一方面，在氣液兩相間溫差的推動(dòng)下，高
溫?zé)煔獾臒崃總鬟f給溫度較低的堿液，煙氣因傳熱而
降溫，液相因吸熱而升溫并氣化部分水分，實(shí)現(xiàn)煙氣水
汽飽和。在接觸過程中，氣液兩相在短時(shí)間內(nèi)劇烈湍
動(dòng)，濕凈化煙氣不可避免會(huì)夾帶大量游離水液滴。在
氣液分離部分，濕凈化煙氣中大部分游離水液滴在重
力沉降和除霧設(shè)施的捕集作用下得以脫除。
濕法脫硫煙囪出口的白煙主要為大量小尺度水
滴，其主要來源包括：脫硫單元夾帶的液體小液滴和煙
氣中氣態(tài)水的凝結(jié)。形成白煙的原因在于：① 煙囪排
出的凈化煙氣中的水不能及時(shí)被大氣充分稀釋；② 排
放煙氣與大氣形成的局部混合氣體的露點(diǎn)溫度高于混
合氣體干球溫度。
煙囪頂部的白煙不但會(huì)造成不良的社會(huì)公眾影
響，凝結(jié)的液態(tài)水與凈化煙氣中殘存的SO２ 還會(huì)生成
亞硫酸液滴，在氧氣的作用下，亞硫酸會(huì)進(jìn)一步轉(zhuǎn)化成
腐蝕能力更強(qiáng)的硫酸液滴，見式（ Ⅰ ）和式（ Ⅱ ）［９ ］ 。在
煙囪內(nèi)形成的硫酸液滴對(duì)煙囪構(gòu)成露點(diǎn)腐蝕，縮短煙
囪使用壽命。在煙囪外部，因蒸汽冷凝形成的硫酸液
滴則以酸雨的形式回落至地面，進(jìn)而加劇煙囪周圍設(shè)
備的腐蝕速率。
SO２ ＋ H２ O H２ SO３ （ Ⅰ ）
２H２ SO３ ＋ O２ ２H２ SO４ （ Ⅱ ）
在熱力學(xué)方面，若氣體的露點(diǎn)溫度高于氣體干球
溫度，則會(huì)出現(xiàn)蒸汽凝結(jié)。氣體的露點(diǎn)溫度主要由氣
體絕對(duì)濕含量決定，故是否形成白煙直接取決于排放
煙氣與大氣形成的混合氣體的絕對(duì)濕度和溫度［８ ］ 。煙
囪頂部生成白煙的影響因素十分復(fù)雜，主要包括：① 煙
囪出口煙氣的絕對(duì)濕含量；② 煙氣的排煙溫度；③ 大氣
濕度；④ 大氣溫度；⑤ 煙囪出口煙氣排放線速度；⑥ 煙
囪頂部風(fēng)速［９ ］ 。其中，因素② 、⑤ 和⑥ 影響到煙氣在大
氣中的擴(kuò)散性能，因素① 和③ 影響到煙氣與大氣形成
的混合氣體絕對(duì)濕度，因素② 和④ 影響到煙氣與大氣
形成的混合氣體溫度。
綜合以上分析，生成白煙的影響因素眾多，在不同
的天氣條件下，白煙出現(xiàn)的幾率和形式也不一樣。上
述影響因素中，可控因素是排放煙氣中絕對(duì)水含量和
煙氣的排放溫度。因此，減少甚至消除白煙現(xiàn)象可從
控制煙氣水含量和提升煙氣排煙溫度兩方面著手。
2 　白煙防治措施
2 ．1 　水含量控制
某煉廠硫磺回收裝置采用一級(jí)熱轉(zhuǎn)化、兩級(jí)催化
轉(zhuǎn)化的SCOT 制硫工藝和SSR 尾氣處理工藝。經(jīng)過
尾氣焚燒爐和余熱回收后的未凈化含硫煙氣組成、溫
度和壓力見表１ 。目前，裝置排放煙氣中SO２ 質(zhì)量濃
度滿足GB１６２９７ － １９９６枟大氣污染物綜合排放標(biāo)準(zhǔn)枠
１８ 鄧驥 等 　 濕法煙氣脫硫過程白煙成因及防治措施分析 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 ２０１７ 　
萬方數(shù)據(jù)
表1 　某煉廠未凈化含硫煙氣組成及其操作條件
Table 1 　Compositions and operation conditions of unpurified flue gas in a refinery
φ（Ar）／
％
φ（O２ ）／
％
φ（N２ ）／
％
φ（CO）／
％
φ（CO２ ）／
％
φ（H２ O）／
％
ρ（SO２ ）／
（mg · m － ３ ）
溫度／
℃
表壓／
kPa
０ ．９５６ ２ ８１ ．７２２ ０ ．００３ ３ ．８１６ １１ ．５０３ ５３３ ３０１ － ０ ．５ 中９６０ mg／m３ （０ ℃ ，１０１ ．３２５ kPa）的限值要求。為實(shí)
現(xiàn)排放煙氣中SO２ 質(zhì)量濃度滿足GB ３１５７１ － ２０１５
枟石油煉制工業(yè)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)枠的要求達(dá)標(biāo)排放，某
煉廠硫磺回收裝置煙氣擬采用濕法脫硫工藝進(jìn)行處
理，借助工藝流程模擬手段探究煙氣在不同水含量下
水露點(diǎn)的變化趨勢(shì)，見圖２ 。
由圖２ 可知，在研究范圍內(nèi)排放煙氣的水露點(diǎn)隨
煙氣水含量的增加而上升。對(duì)圖２ 中數(shù)據(jù)利用最小二
乘法進(jìn)行線性擬合，校正相關(guān)系數(shù)為０ ．９８５［１０ ］ 。擬合
結(jié)果表明，飽和水體積分?jǐn)?shù)每增加１％ ，煙氣水露點(diǎn)大
致上升１ ．１３ ℃ 。
煙氣中的水含量分為飽和水含量和游離水含量?jī)?
部分。在不同的溫度、壓力下，飽和水和游離水可相互
轉(zhuǎn)化，升高溫度、降低壓力有利于游離水向飽和水轉(zhuǎn)
化。反之，飽和水則會(huì)轉(zhuǎn)化為游離水。在一定的溫度、
壓力下，煙氣中的飽和水含量取決于氣液分離時(shí)的氣
相溫度，游離水含量則取決于除霧設(shè)施的捕集能力高
低。為降低煙氣中的飽和水含量，可采取兩方面措施：
① 降低煙氣進(jìn)入煙氣脫硫部分的溫度；② 對(duì)脫硫堿液
進(jìn)行降溫冷卻。對(duì)脫硫堿液進(jìn)行降溫冷卻需要采用合
適溫位的冷源移出高溫?zé)煔鈳淼臒崃?，這必將導(dǎo)致
脫硫部分的運(yùn)行費(fèi)用上升。故建議采用控制高溫?zé)煔?
進(jìn)脫硫部分溫度，以降低煙氣中的飽和水含量。游離
水的脫除較飽和水更為容易，故建議盡量降低排放煙
氣中的游離水含量。根據(jù)工程實(shí)際，采用高效除霧設(shè)
施可將游離水質(zhì)量分?jǐn)?shù)控制在０ ．０１％ 以下。
2 ．2 　排煙溫度控制
提升凈化煙氣排出溫度的主要措施有：① 凈化煙
氣和高溫含硫煙氣進(jìn)行換熱；② 凈化煙氣與熱空氣混
合；③ 加熱凈化煙氣［９ ］ 。措施② 和措施③ 需消耗外部
熱量，增加裝置消耗，措施② 增加了煙囪排煙負(fù)荷，減
小了煙囪抽力，故推薦采用措施① 。配置凈化煙氣和
高溫含硫煙氣換熱器的濕法脫硫工藝流程框圖如圖３
所示。
設(shè)置氣／氣換熱器后，排煙溫度取決于降溫含硫煙
氣溫度。針對(duì)上述高溫?zé)煔鉂穹摿蜻^程，借助工藝
流程模擬手段探究?jī)艋療煔鉁囟?、凈化煙氣中飽和?
含量、排煙溫度、換熱器KA 值和補(bǔ)水量隨降溫含硫煙
氣溫度的變化關(guān)系，見圖４ 和圖５ 。
由圖４ 可知，凈化煙氣溫度和凈化煙氣的飽和含
水量隨降溫含硫煙氣溫度的上升而上升，排煙溫度則
隨降溫含硫煙氣溫度的上升而下降。這主要是因?yàn)闊?
氣進(jìn)脫硫部分溫度越高，氣／氣換熱量減小，在脫硫部
分更多的熱量可以傳遞給脫硫堿液，進(jìn)而氣化更多的
水分。對(duì)排煙溫度和降溫含硫煙氣溫度進(jìn)行擬合，校
正相關(guān)系數(shù)達(dá)０ ．９９９ ，表明其具有良好的線性關(guān)系，高
溫含硫煙氣經(jīng)氣／氣換熱器每降低１ ℃ ，排煙溫度可上
升０ ．９２５ ℃ ，見式（１） 。
１９
　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　石油與天然氣化工
　第４６ 卷　第２ 期　　　　　　　　　CHEMICAL ENGINEERING OF OIL &amp;amp; GAS
萬方數(shù)據(jù)
tp ＝ ３４０ － ０ ．９２５ × tj （１）
式中：tp 為排放煙氣溫度，℃ ；tj 為降溫含硫煙氣溫
度，℃ 。
由圖５ 可知，降溫?zé)煔鉁囟让拷档停?℃ ，脫硫系統(tǒng)
外補(bǔ)水量可以減少５ ．０７ kg 。換熱器KA 值則隨降溫
含硫煙氣溫度的上升而迅速下降。這主要是因?yàn)闊煔?
進(jìn)脫硫部分的溫度越高，帶入系統(tǒng)的熱量越多，更多的
液態(tài)水則需通過汽化以維持系統(tǒng)熱量平衡。煙氣進(jìn)脫
硫部分溫度越高，氣／氣傳熱量越小，冷熱物流兩側(cè)傳
熱溫差大，所需的換熱面積小。由圖５ 可知，進(jìn)入系統(tǒng)
溫度低于１５０ ℃ 后，換熱器的KA 值迅速上升，單位換
熱面積完成的傳熱量顯著下降，故為控制換熱器成本
在合理范圍內(nèi)，建議降溫含硫煙氣溫度控制在１５０ ～
１８０ ℃ 。
設(shè)定降溫含硫煙氣溫度為１６５ ℃ ，濕法煙氣脫硫
部分有無氣／氣換熱器的對(duì)比情況見表２ 。由表２ 可
知，相較于無氣／氣換熱器，設(shè)置氣／氣換熱器并將進(jìn)入
脫硫單元的溫度控制在１６５ ℃ 可以實(shí)現(xiàn)：① 排放煙氣
中的水體積分?jǐn)?shù)減少６ ．２１％ ，煙氣露點(diǎn)降低７ ℃ ；②
排放溫度將上升至１８７ ℃ ，保證煙囪出口煙氣處于過
熱狀態(tài)；③ 系統(tǒng)補(bǔ)水量減少６９０ kg／h 。前兩條可有效
降低煙囪頂部白煙出現(xiàn)幾率，第③ 條則可降低裝置運(yùn)
行成本，實(shí)現(xiàn)節(jié)水的目的。
表2 　有無氣／氣換熱器脫硫單元參數(shù)對(duì)比情況
Table 2 　Parameters comparison of desulfurization
unit with or without gas／gas heater（GGH）
項(xiàng)目無GGH 有GGH 差值
進(jìn)入脫硫單元溫度／ ℃ ３０１ １６５ － １３６ 　 　 煙氣露點(diǎn)／ ℃ ６５ ５８ － ７ 　 　 排煙溫度／ ℃ ６５ １８７ １２２ 系統(tǒng)補(bǔ)水量／（kg · h－ １ ） １ ２６０ ５７０ － ６９０ 排放煙氣組成
φ（Ar）／％ ０ ．８３ ０ ．８９ ０ ．０６ φ（O２ ）／ ％ １ ．７３ １ ．８７ ０ ．１４ φ（N２ ）／ ％ ７０ ．５８ ７６ ．３２ ５ ．７４ φ（CO）／ ％ ３ ．３０ ３ ．５７ ０ ．２７ φ（H２ O）／％ ２３ ．５６ １７ ．３５ － ６ ．２１ ρ（SO２ ）／（mg · m － ３ ） ≤ １００ ≤ １００ － 3 　結(jié)論
在介紹濕法煙氣脫硫工藝的基礎(chǔ)上，分析了煙囪
頂部白煙生成的因素，重點(diǎn)分析了煙氣中水含量和增
設(shè)氣／氣換熱器對(duì)白煙生成情況的影響，基于最小二乘
法對(duì)關(guān)鍵參數(shù)之間的關(guān)系進(jìn)行定量關(guān)聯(lián)，并對(duì)有無氣／
氣換熱器進(jìn)行對(duì)比分析，進(jìn)而得出如下結(jié)論：
（１） 煙氣濕法脫硫工藝煙氣頂部白煙成因復(fù)雜，
可控參數(shù)主要為煙氣中水含量和煙氣排煙溫度。
（２） 煙氣中的水體積分?jǐn)?shù)每增加１％ ，煙氣水露點(diǎn)
上升１ ．１３ ℃ ，降溫含硫煙氣溫度每下降１ ℃ ，排煙溫
度上升０ ．９２５ ℃ ，補(bǔ)水量可減少５ ．０７ kg／h 。
（３） 濕法煙氣脫硫系統(tǒng)建議采用高效除霧器，將
游離水質(zhì)量分?jǐn)?shù)控制在０ ．０１％ 。
（４） 從氣／氣換熱器的經(jīng)濟(jì)性出發(fā)，降溫含硫煙氣
溫度建議控制在１５０ ～ １８０ ℃ 為宜。
（５） 設(shè)置氣／氣換熱器并控制降溫含硫煙氣溫度
為１６５ ℃ 時(shí)，煙氣中水的體積分?jǐn)?shù)可降低６ ．２１％ ，排
２０ 鄧驥 等 　 濕法煙氣脫硫過程白煙成因及防治措施分析 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 ２０１７ 　
萬方數(shù)據(jù)
煙溫度可升高１２２ ℃ ，系統(tǒng)補(bǔ)水量可減少６９０ kg／h ，
同時(shí)實(shí)現(xiàn)減少白煙和節(jié)水的目的。
參考文獻(xiàn)
［１］ 黃順賢，曹東學(xué)．煉油產(chǎn)業(yè)未來發(fā)展環(huán)境分析及對(duì)策建議［J］ ．石
油煉制與化工，２０１６ ，４７（２ ） ：９８‐１０２ ．
［２］ 金洲．降低硫磺回收裝置煙氣中SO２ 排放問題探討［J］ ．石油與天
然氣化工，２０１２ ，４１（５） ：４７３‐４７８ ．
［３］ 劉勇，張萬全，李峰，等．煉油廠硫磺回收聯(lián)合裝置SO２ 達(dá)標(biāo)排放
對(duì)策［J］ ．石油與天然氣化工，２０１５ ，４４（４ ） ：８‐１３ ．
［４］ 陳紹敏．安裝GGH 對(duì)濕法脫硫系統(tǒng)的影響［J］ ．電站輔機(jī)，２００７ ，
２８（２） ：２６‐２９ ．
［５］ 齊文義，郝代軍．FCC 煙氣濕法洗滌脫硫過程中煙羽生成及應(yīng)對(duì)
措施［J］ ．煉油技術(shù)與工程，２０１２ ，４４（１０ ） ：２０‐２３ ．
［６］ 陳昭瓊，傅俊萍，謝鳳球．濕法脫硫煙氣再加熱方案的選擇［J］ ．湘
潭大學(xué)自然科學(xué)學(xué)報(bào)，１９９７ ，１９（４） ：４０‐４４ ．
［７］ 王力，高苑輝，何玉才．濕法脫硫煙氣再加熱問題的探討［J］ ．廣東
電力，２０００ ，１３（５） ：１４‐１６ ．
［８］ 陳敏恒，叢德滋，方圖南，等．化工原理（下冊(cè)）［M ］ ．３ 版．北京：
化學(xué)工業(yè)出版社，２００６ ：１６‐１７ ，２３５‐２３８ ．
［９］ 王啟軍．WFGD 系統(tǒng)“白煙現(xiàn)象”的成因及防治分析［J］ ．科技風(fēng)，
２００９（１３） ：１６３ ．
［１０］ 王松桂，陳敏，陳立萍．線性統(tǒng)計(jì)模型線性回歸與方差分析［M ］ ．
北京：高等教育出版社，１９９９ ：２８‐３３ ．
收稿日期：２０１６‐０８‐１７ ；編輯：溫冬云
（上接第１１ 頁）
參考文獻(xiàn)
［１］ 蔣洪，何愈歆，王軍．高壓吸收塔工藝回收天然氣凝液的模擬分析
［J］ ．天然氣化工（C１ 化學(xué)與化工） ，２０１１ ，３６（３） ：７‐１１ ．
［２］ 李昱江．凝析氣田天然氣處理工藝技術(shù)研究［D］ ．青島：中國(guó)石油
大學(xué)（華東） ，２０１３ ．
［３］ 朱聰，蔣洪，雷利．膨脹機(jī)制冷天然氣凝液回收流程模擬［J］ ．石油
與天然氣化工，２００５ ，３４（５ ） ：３６１‐３６２ ．
［４］ 黃禹忠．輕烴回收工藝過程模擬研究［D］ ．成都：西南石油學(xué)院，
２００４ ．
［５］ 黃思宇．含CO２ 天然氣乙烷回收工藝研究［D］ ．成都：西南石油大
學(xué)，２０１５ ．
［６］ 張勇，武艷，范冠軍，等．大型輕烴回收工藝的應(yīng)用與優(yōu)化［J］ ．化
工時(shí)刊，２００７ ，２１（９） ：２４‐２７ ．
［７］ 李建剛．中原油田第三氣體處理廠改擴(kuò)建工程技術(shù)總結(jié)［J］ ．石油
與天然氣化工，２００２ ，３１（２ ） ：６３‐６６ ．
［８］ 王麗賢，何波，孫德鵬，等．大慶油田輕烴增產(chǎn)潛力分析［C］／／中
國(guó)石油學(xué)會(huì)第六屆青年學(xué)術(shù)年會(huì)論文集．北京：石油工業(yè)出版社，
２００９ ：１‐４ ．
［９］ 王修康，張輝，顏世潤(rùn)，等．具有先進(jìn)深冷工藝技術(shù)的大型NGL
回收裝置［J］ ．天然氣工業(yè)，２００３ ，２３（６） ：１３３‐１３５ ．
［１０］ 于海迎．油田氣深冷技術(shù)在大慶油田的應(yīng)用［J］ ．油氣田地面工
程，２００８ ，２７（５） ：３‐４ ．
［１１］ 諸林．天然氣加工工程［M］ ．２ 版．北京：石油工業(yè)出版社，２００８ ：
２５９‐２６１ ．
［１２］ Ortloff Engineers ，Ltd ．Ortloff NGL LPG recovery CO２ separation
and sulfur recovery technologies ［EB／OL ］ ． https ：／／www ．
uop ．com／ ？ document ＝ uop － ortloff － ngl － lpg － and － sulfur －
recovery － technologies&amp;amp;download ＝ １ ．
［１３］ 王遇冬，王璐．我國(guó)天然氣凝液回收工藝的近況與探討［J］ ．石油
與天然氣化工，２００５ ，３４（１） ：１１‐１３ ．
［１４ ］ MESFIN G ，SHUHAIMI M ，MOONYONG L ．A performance
study for representative natural gas liquid （NGL） recovery processes
under various feed conditions［C］／／Proceedings of the ６th International
Conference on Process Systems Engineering ． Kuala
Lumpur ，Computers &amp;amp; Chemical Engineering ，２０１３ ：６ ．
［１５］ GETU M ，MAHADZIR S ， LONG N V D ， et al ． Techno‐economic
analysis of potential natural gas liquid （NGL ） recovery
processes under variations of feed compositions［J］ ．Chemical Engineering
Research and Design ，２０１３ ，９１（７） ：１２７２‐１２８３ ．
［１６］ PROCESSING H ．２０１２ Gas Processes Handbook［M］ ．Houston ：
Gulf Publishing Company ，２０１２ ．
［１７］ PITMAN R N ，HUDSON H M ，WILKINSON J D ，et al ．Next
generation processes for NGL ／LPG recovery ［C ］／／Presented at
the ７７th Annual Convention of the Gas Processors Association ．
Tulsa ，OK ，United States ：Gas Processors Association ，１９９８ ．
［１８］ 扈海莉．YM 凝析氣田天然氣凝液回收流程模擬與優(yōu)化［D］ ．成
都：西南石油大學(xué)，２０１４ ．
［１９］ FOGLIET TA J H ，HADDAD H ，MOWREY E R ，et al ．Cryogenic
process utilizing high pressure absorber column ：US６７１２８８０
［P］ ．２００４ ．
［２０］ LYNCH J T ，MCCANN J P ，CARMODY P ．Retrofit of the Amerada
Hess sea robin plant for very high ethane recovery ［C］／／Gas
Processors Association ８４th Annual Convention ． San Antonio
TX ：Gas Processors Association ，２００５ ．
［２１］ Ortloff Engineers ，Ltd ．Gas processing plants licensed to use ortloff
technology ［EB／OL ］ ． （２０１４‐０４‐１８ ） ． http ：／／www ．ortloff ．
com／files／GasPPLicAll ．pdf ．
［２２］ 蔣洪，何愈歆，楊波，等．天然氣凝液回收工藝RSV 流程的模擬
與分析［J］ ．天然氣化工，２０１２ ，３７（２） ：６５‐６８ ．
［２３］ CAMPBELL R E ，WILKINSON J D ，HUDSON H M ．Hydrocarbon
gas processing ：US５５６８７３７A［P］ ．１９９６‐１０‐２９ ．
［２４］ 黃思宇，蔣洪，巴璽立，等．英買天然氣處理裝置提高丙烷收率
工藝改進(jìn)研究［J］ ．石油與天然氣化工，２０１５ ，４４（４ ） ：１‐７ ．
［２５］ ROSS M E ，F(xiàn)OGLIETTA J H ．Efficient ，high recovery of liquids
from natural gas utilizing a high pressure absorber ［C］／／Proceedings
of the ８１st Annual Convention of the Gas Processors Association
．Dallas ，Texas ，２００２ ：１２ ．
［２６ ］ Gas Processors Suppliers Association ． Engineering Data Book
［M ］ ． １３th Ed ． Gas Processors Suppliers Association ， Canada ：
Energy Processing ，２０１２ ：４２３ ．
收稿日期：２０１６‐１０‐１２ ；編輯：溫冬云
２１
　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　石油與天然氣化工
　第４６ 卷　第２ 期　　　　　　　　　CHEMICAL ENGINEERING OF OIL &amp;amp; GAS
萬方數(shù)據(jù)

網(wǎng)友評(píng)論 more

環(huán)境保護(hù)論文最新內(nèi)容

03-05