CN106318500A - 一种非常规天然气生物净化的工艺方法 - Google Patents
一种非常规天然气生物净化的工艺方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN106318500A CN106318500A CN201510389505.6A CN201510389505A CN106318500A CN 106318500 A CN106318500 A CN 106318500A CN 201510389505 A CN201510389505 A CN 201510389505A CN 106318500 A CN106318500 A CN 106318500A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- biological
- gas
- tower
- unconventional
- regeneration
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 83
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 59
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 95
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 60
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 55
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims abstract description 43
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims abstract description 43
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 27
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims abstract description 25
- 238000005261 decarburization Methods 0.000 claims abstract description 21
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract description 20
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 14
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 85
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 50
- 239000004459 forage Substances 0.000 claims description 49
- 238000005262 decarbonization Methods 0.000 claims description 48
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 33
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 33
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 32
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 claims description 29
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 claims description 28
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 24
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 23
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 23
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 21
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical group [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 16
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 12
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 claims description 11
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 claims description 11
- 241000605118 Thiobacillus Species 0.000 claims description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 9
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims description 9
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims description 9
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 claims description 9
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 102000003846 Carbonic anhydrases Human genes 0.000 claims description 8
- 108090000209 Carbonic anhydrases Proteins 0.000 claims description 8
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- -1 alkali metal salt Chemical class 0.000 claims description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 claims description 7
- 229910001872 inorganic gas Inorganic materials 0.000 claims description 7
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M sodium bicarbonate Substances [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 7
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 claims description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-N Glycine Chemical compound NCC(O)=O DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 claims description 6
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000004471 Glycine Substances 0.000 claims description 4
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 4
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 claims description 3
- WHUUTDBJXJRKMK-UHFFFAOYSA-N Glutamic acid Natural products OC(=O)C(N)CCC(O)=O WHUUTDBJXJRKMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- FFDGPVCHZBVARC-UHFFFAOYSA-N N,N-dimethylglycine Chemical compound CN(C)CC(O)=O FFDGPVCHZBVARC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- KZSNJWFQEVHDMF-UHFFFAOYSA-N Valine Natural products CC(C)C(N)C(O)=O KZSNJWFQEVHDMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 3
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 claims description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 3
- 108700003601 dimethylglycine Proteins 0.000 claims description 3
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 claims description 3
- 235000013922 glutamic acid Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000004220 glutamic acid Substances 0.000 claims description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 3
- 238000004148 unit process Methods 0.000 claims description 3
- 239000004474 valine Substances 0.000 claims description 3
- 235000014393 valine Nutrition 0.000 claims description 3
- MTCFGRXMJLQNBG-REOHCLBHSA-N (2S)-2-Amino-3-hydroxypropansäure Chemical compound OC[C@H](N)C(O)=O MTCFGRXMJLQNBG-REOHCLBHSA-N 0.000 claims description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- XUJNEKJLAYXESH-REOHCLBHSA-N L-Cysteine Chemical compound SC[C@H](N)C(O)=O XUJNEKJLAYXESH-REOHCLBHSA-N 0.000 claims description 2
- ONIBWKKTOPOVIA-BYPYZUCNSA-N L-Proline Chemical compound OC(=O)[C@@H]1CCCN1 ONIBWKKTOPOVIA-BYPYZUCNSA-N 0.000 claims description 2
- QNAYBMKLOCPYGJ-REOHCLBHSA-N L-alanine Chemical compound C[C@H](N)C(O)=O QNAYBMKLOCPYGJ-REOHCLBHSA-N 0.000 claims description 2
- CKLJMWTZIZZHCS-REOHCLBHSA-N L-aspartic acid Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CC(O)=O CKLJMWTZIZZHCS-REOHCLBHSA-N 0.000 claims description 2
- WHUUTDBJXJRKMK-VKHMYHEASA-N L-glutamic acid Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CCC(O)=O WHUUTDBJXJRKMK-VKHMYHEASA-N 0.000 claims description 2
- HNDVDQJCIGZPNO-YFKPBYRVSA-N L-histidine Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CC1=CN=CN1 HNDVDQJCIGZPNO-YFKPBYRVSA-N 0.000 claims description 2
- ROHFNLRQFUQHCH-YFKPBYRVSA-N L-leucine Chemical compound CC(C)C[C@H](N)C(O)=O ROHFNLRQFUQHCH-YFKPBYRVSA-N 0.000 claims description 2
- KZSNJWFQEVHDMF-BYPYZUCNSA-N L-valine Chemical compound CC(C)[C@H](N)C(O)=O KZSNJWFQEVHDMF-BYPYZUCNSA-N 0.000 claims description 2
- ROHFNLRQFUQHCH-UHFFFAOYSA-N Leucine Natural products CC(C)CC(N)C(O)=O ROHFNLRQFUQHCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- SGXDXUYKISDCAZ-UHFFFAOYSA-N N,N-diethylglycine Chemical compound CCN(CC)CC(O)=O SGXDXUYKISDCAZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ONIBWKKTOPOVIA-UHFFFAOYSA-N Proline Natural products OC(=O)C1CCCN1 ONIBWKKTOPOVIA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 102000018120 Recombinases Human genes 0.000 claims description 2
- 108010091086 Recombinases Proteins 0.000 claims description 2
- MTCFGRXMJLQNBG-UHFFFAOYSA-N Serine Natural products OCC(N)C(O)=O MTCFGRXMJLQNBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 241001509286 Thiobacillus denitrificans Species 0.000 claims description 2
- 235000004279 alanine Nutrition 0.000 claims description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- XKMRRTOUMJRJIA-UHFFFAOYSA-N ammonia nh3 Chemical compound N.N XKMRRTOUMJRJIA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims description 2
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 claims description 2
- 235000003704 aspartic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- OQFSQFPPLPISGP-UHFFFAOYSA-N beta-carboxyaspartic acid Natural products OC(=O)C(N)C(C(O)=O)C(O)=O OQFSQFPPLPISGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 claims description 2
- 235000018417 cysteine Nutrition 0.000 claims description 2
- XUJNEKJLAYXESH-UHFFFAOYSA-N cysteine Natural products SCC(N)C(O)=O XUJNEKJLAYXESH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZPWVASYFFYYZEW-UHFFFAOYSA-L dipotassium hydrogen phosphate Chemical compound [K+].[K+].OP([O-])([O-])=O ZPWVASYFFYYZEW-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 229910000396 dipotassium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000019797 dipotassium phosphate Nutrition 0.000 claims description 2
- HNDVDQJCIGZPNO-UHFFFAOYSA-N histidine Natural products OC(=O)C(N)CC1=CN=CN1 HNDVDQJCIGZPNO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 235000014304 histidine Nutrition 0.000 claims description 2
- SURQXAFEQWPFPV-UHFFFAOYSA-L iron(2+) sulfate heptahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.O.[Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=O SURQXAFEQWPFPV-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 235000005772 leucine Nutrition 0.000 claims description 2
- WRUGWIBCXHJTDG-UHFFFAOYSA-L magnesium sulfate heptahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[O-]S([O-])(=O)=O WRUGWIBCXHJTDG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 229940061634 magnesium sulfate heptahydrate Drugs 0.000 claims description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 2
- 235000013930 proline Nutrition 0.000 claims description 2
- 235000004400 serine Nutrition 0.000 claims description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims 2
- 238000005273 aeration Methods 0.000 claims 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 abstract description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 10
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 8
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 abstract description 6
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 abstract description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 48
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 46
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 32
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 26
- 229960004424 carbon dioxide Drugs 0.000 description 19
- GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N Piperazine Chemical compound C1CNCCN1 GLUUGHFHXGJENI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 13
- PVXVWWANJIWJOO-UHFFFAOYSA-N 1-(1,3-benzodioxol-5-yl)-N-ethylpropan-2-amine Chemical compound CCNC(C)CC1=CC=C2OCOC2=C1 PVXVWWANJIWJOO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- QMMZSJPSPRTHGB-UHFFFAOYSA-N MDEA Natural products CC(C)CCCCC=CCC=CC(O)=O QMMZSJPSPRTHGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 11
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 10
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 10
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 5
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 5
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 5
- OHVLMTFVQDZYHP-UHFFFAOYSA-N 1-(2,4,6,7-tetrahydrotriazolo[4,5-c]pyridin-5-yl)-2-[4-[2-[[3-(trifluoromethoxy)phenyl]methylamino]pyrimidin-5-yl]piperazin-1-yl]ethanone Chemical compound N1N=NC=2CN(CCC=21)C(CN1CCN(CC1)C=1C=NC(=NC=1)NCC1=CC(=CC=C1)OC(F)(F)F)=O OHVLMTFVQDZYHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WZFUQSJFWNHZHM-UHFFFAOYSA-N 2-[4-[2-(2,3-dihydro-1H-inden-2-ylamino)pyrimidin-5-yl]piperazin-1-yl]-1-(2,4,6,7-tetrahydrotriazolo[4,5-c]pyridin-5-yl)ethanone Chemical compound C1C(CC2=CC=CC=C12)NC1=NC=C(C=N1)N1CCN(CC1)CC(=O)N1CC2=C(CC1)NN=N2 WZFUQSJFWNHZHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IHCCLXNEEPMSIO-UHFFFAOYSA-N 2-[4-[2-(2,3-dihydro-1H-inden-2-ylamino)pyrimidin-5-yl]piperidin-1-yl]-1-(2,4,6,7-tetrahydrotriazolo[4,5-c]pyridin-5-yl)ethanone Chemical compound C1C(CC2=CC=CC=C12)NC1=NC=C(C=N1)C1CCN(CC1)CC(=O)N1CC2=C(CC1)NN=N2 IHCCLXNEEPMSIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000011953 bioanalysis Methods 0.000 description 3
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 230000000536 complexating effect Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 2
- 235000001014 amino acid Nutrition 0.000 description 2
- 238000010170 biological method Methods 0.000 description 2
- 230000003009 desulfurizing effect Effects 0.000 description 2
- 238000004134 energy conservation Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 125000003630 glycyl group Chemical group [H]N([H])C([H])([H])C(*)=O 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 125000001967 indiganyl group Chemical group [H][In]([H])[*] 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 2
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 2
- 239000003595 mist Substances 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N Dimethoxyethane Chemical compound COCCOC XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PTFCDOFLOPIGGS-UHFFFAOYSA-N Zinc dication Chemical compound [Zn+2] PTFCDOFLOPIGGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 150000001413 amino acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 235000011089 carbon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 239000003034 coal gas Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 235000009508 confectionery Nutrition 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 1
- 125000000291 glutamic acid group Chemical group N[C@@H](CCC(O)=O)C(=O)* 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000002906 microbiologic effect Effects 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000016709 nutrition Nutrition 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 125000002987 valine group Chemical group [H]N([H])C([H])(C(*)=O)C([H])(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 238000009279 wet oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 229940006486 zinc cation Drugs 0.000 description 1
Landscapes
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
本发明应用于非常规天然气净化领域，具体涉及一种非常规天然气生物净化的方法，可实现非常规天然气中CO2、H2S的同时脱除，并联产二氧化碳和单质硫的过程，属于绿色低碳、生物环保范畴。该方法利用撬装式模块化、高效微生物菌群、高效生物脱碳吸收剂、生物反应器等产品、技术及装备，通过生物脱硫与生物脱碳两个过程，实现非常规天然气净化、二氧化碳回收、单质硫回收的目的，从而有效解决非常规天然气中H2S、CO2净化处理的难题，实现清洁生产、回收附加值单质硫和二氧化碳的目的，达到资源效益和环境效益的统一。
Description
技术领域
一种非常规天然气生物净化的工艺方法，用于从煤层气、页岩气、水溶气、天然气水合物、无机气、浅层生物气及致密砂岩气等非常规天然气中脱除硫化氢、二氧化碳的净化，并联产单质硫和二氧化碳的工艺，属于非常规天然气资源净化技术领域。
背景技术
非常规天然气是指在成藏机理、赋存状态、分布规律或勘探开发方式等方面有别于常规天然气的烃类（或非烃类）资源，其主要成分为甲烷及少量的乙烷、丁烷、戊烷，还有二氧化碳、硫化氢、氮气和水等。非常规天然气资源主要包括煤层气、页岩气、水溶气、天然气水合物、无机气、浅层生物气及致密砂岩气等。它具有资源丰度低、低孔、低渗、日产量低“四低”特征，但是具有资源量大、单井生产寿命长等特点。中国非常规天然气资源十分丰富，有着巨大的发展潜力，正处于快速发展阶段。非常规天然气气质升级、尾气排放浓度递减和气质组成日趋复杂化成为推动非常规天然气净化技术进步的强大动力，同时也对非常规天然气净化技术提出了新的挑战。为了实现非常规天然气规模效益开发，研究开发先进、经济、环保的低成本净化技术，具有重要的战略意义。
过去天然气净化粗放式处理方式为：用脱硫塔脱除硫化氢，二氧化碳随沼气直接燃烧排放。采用这样的处理工艺，虽然可有效地脱除沼气中的硫化氢，减少对设备的腐蚀，但是由于二氧化碳的存在导致沼气热值较低，且无法达到回收沼气中硫化氢和二氧化碳的目的，造成了资源的白白浪费，也增加了对环境的污染。
尽管各国对于民用天然气和各种化工产品对于原料级天然气需要达到的脱硫脱碳指标不尽相同，但国外主流天然气净化技术和产品供应商总体上均朝着精细化、技术组合/耦合一体化方向发展。同时，对于中低含硫天然气的处理，还形成了以硫回收管理技术或总硫管理技术统领涉硫全流程的集成技术，液相氧化还原法工艺拥有的优势十分明显。但化学脱硫脱碳存在化学成本高、溶剂消耗大、能耗居高不下等。
目前很多有关天然气净化的专利报道。CN102477331A、CN101831333A、CN102977964A、CN103031171A等中国专利均报道了含硫天然气脱硫的方法，通过多塔串联、微旋流等多种手段，使溶剂降耗、节能，但化学脱硫成本高、溶剂消耗高、能耗居高不下等，同时仅天然气脱硫而对脱碳没有涉猎。CN102086417A公布了一种沼气净化的方法，通过化学脱碳脱硫、Clinsulf脱硫等过程，但存在化学溶剂消耗大、成本高、能耗高等缺点。
为解决传统化学捕集过程成本过高的问题，碳酸酐酶（CA）作为生物催化剂被应用到烟道气二氧化碳捕集的脱碳工艺。CA是已知催化CO2水合生成HCO3 -的速率最快的酶，US7740689、US8192531、US20120129246、WO2012167388等公开了使用碳酸酐酶和吸收化合物从含有CO2的气体吸收CO2方法。
US6221652B1、WO91/19558、EP0845288A1、WO92/10270、US5351545等均报道了气相中硫化物的生物脱硫工艺，通过硫化物-氧化细菌脱除硫化氢并再生硫磺的过程。CN102504902B公布了一种生物脱硫、化学脱硫、化学脱碳等单元的生物——化学耦合方法，同样存在化学成本高、易降解、能耗高等限制。
生物净化技术作为近年来开发的一种绿色低碳型新技术，已逐渐应用于含硫废液、天然气、炼厂气、煤制气、沼气等领域，具有成本低、高效、清洁、无二次污染等优势。由于非常规天然气分布广泛、丰度低，若开发出适应含硫和/碳物流（气体净化或液相处理）低成本的新工艺和方法，必将极大地带来非常规天然气化工的清洁生产，促进天然气产业的生产变革，达到节能、降耗、增产、增效的效果。
发明内容
针对目前天然气资源净化工艺方法存在的不足、鉴于带来天然气革命的非常规天然气资源开发（如页岩气等），本发明的目的在于提供一种非常规天然气生物净化联产单质硫和二氧化碳的工艺方法，包括生物脱硫和生物脱碳两个单元过程，属于绿色低碳、生物环保范畴。本生物净化工艺实现非常规天然气资源中二氧化碳、硫化氢的净化脱除，同时联产单质硫和二氧化碳，以解决现有物理和化学方法存在的投资大、能耗高、流程复杂、二次污染等问题。该方法将生物脱硫与生物脱碳在同一工艺流程中完成，并实现联产单质硫与二氧化碳的过程。
本发明的技术思想是：针对非常规天然气新型能源，不同于以往针对天然气处理的物理净化、化学净化、生物净化及其耦合工艺，创造性地将生物脱碳引至非常规天然气净化领域，加之日益蓬勃发展的生物脱硫技术，使之成为低成本、撬装式的纯生物法净化非常规天然气的新型净化技术。本发明提出一种可实现非常规天然气中二氧化碳及硫化氢同时脱除的生物脱硫—生物脱碳工艺方法，采用撬装式模块化、高效微生物菌群、高效生物脱碳吸收剂、气源适应性广、生物反应器达到非常规天然气净化、二氧化碳回收、单质硫回收的目的，从而有效解决非常规天然气中H2S、CO2联合净化的成本昂贵的难题，并最终达到资源效益和环境效益的统一。
本发明的主要技术方案：一种非常规天然气生物净化的工艺方法，包括生物脱硫和生物脱碳两个单元过程，包括H2S吸收、H2S再生、CO2吸收、CO2再生五个步骤，其特征在于：碱性生物脱硫单元经H2S化学吸收、H2S微生物氧化再生及硫磺回收步骤，实现脱硫过程，并回收单质硫；生物脱碳单元经CO2化学吸收、CO2微生物再生步骤，实现脱碳过程，并回收二氧化碳，碱性生物脱硫与生物脱碳构成非常规天然气生物净化核心体系。
一般地，本发明是这样实现的：一种非常规天然气生物净化的工艺方法，其特征在于该方法包含以下处理步骤：
（一）生物脱硫过程
非常规天然气进入生物洗涤塔，与自上而下的碱性生物脱硫吸收剂逆流接触，非常规天然气中含有的H2S被碱性生物脱硫吸收剂吸收，脱硫后的非常规天然气从洗涤塔顶部排出，吸收了硫化氢的碱液流至塔底，通过富H2S液泵送进入H2S生物再生塔，控制H2S生物再生塔内温度为20~40℃，H2S生物再生塔底部设置的布气系统供氧气给再生塔中的生物脱硫催化剂（硫杆菌脱硫微生物），将H2S生物再生塔中溶解的硫化物转化为单质硫，同时碱液得到再生。再生碱液经由贫H2S液泵返回H2S洗涤塔循环利用。硫浆送至硫回收离心泵，实现单质硫与生物脱硫吸收剂离心分离，分离出单质硫，滤液返回H2S生物再生塔循环利用。
（二）生物脱碳过程
经生物脱硫处理后的非常规天然气送入CO2吸收塔，气体在塔内向上流动过程中与自上而下的生物脱碳吸收剂及生物脱碳催化剂（碳酸酐酶）溶液接触，气流中的二氧化碳被吸收，通过位于脱碳塔顶部的除沫器，从塔顶离开CO2吸收塔，经净化气分离器分离掉夹带的雾沫，成为净化非常规天然气，供外使用。吸收二氧化碳的富液，从CO2吸收塔底流出，经由富CO2液泵进入贫富液换热器中与贫液进行换热，回收部分热量后，从CO2再生塔顶部进入，与自下而上的塔底蒸汽煮沸器产生的气提蒸汽逆流接触，解吸出其中的CO2。从再生塔顶部出来的再生气经气水分离器回收冷凝液后去后工序。从再生塔底部出来的再生较好的生物脱碳吸收剂（贫液），经贫CO2液泵加压进入贫富液换热器与富液换热，然后送入贫液冷却器冷却后，最后进入CO2吸收塔顶部循环利用。
进一步地，本发明针对的非常规天然气气源包括煤层气、页岩气、水溶气、天然气水合物、无机气、浅层生物气及致密砂岩气。
进一步地，本发明针对的非常规天然气典型包含H2S和CO2酸性气体，其中H2S含量为0.01%~20%，优选0.1 %~10 %；CO2含量为5%~50%，优选10%~30%。
进一步地，所述的生物脱硫吸收剂为Na2CO3/NaHCO3缓冲溶液和或由硫酸铵、氯化钾、磷酸氢钾、七水硫酸镁、硝酸钙、氯化铵、氯化钙、七水硫酸亚铁中的两种或几种混合组成的水溶液。
进一步地，所述的生物脱碳吸收剂可以是甘氨酸、丝氨酸、谷氨酸、天冬氨酸、丙氨酸、脯氨酸、缬氨酸、组氨酸、亮氨酸、半胱氨酸、二甲基甘氨酸、二乙基甘氨酸中的一种或几种，或是它们的碱金属盐及其组合。
进一步地，所述的生物脱硫催化剂中的有效脱硫菌群是以脱氮硫杆菌、排硫硫杆菌及那不勒斯硫杆菌为主的脱硫菌群，均为嗜碱性细菌，以还原态的硫化物为能量来源，以铵态氮为氮源，以二氧化碳为碳源。
进一步地，所述的生物脱碳催化剂选自碳酸酐酶，可以是重组酶、变异酶、天然酶或其任意组合。
进一步地，所述的生物脱硫单元中H2S生物再生塔的温度为10~50℃，优选为20~40℃。
进一步地，所述的生物脱碳单元中生物催化脱碳吸收剂吸收CO2的方法的温度为25~40℃。
进一步地，所述的生物脱碳单元中生物催化脱碳吸收剂解吸CO2的方法的温度为60~90℃。
生物脱硫催化剂（脱硫微生物）的存在加速了硫化物与氧气的氧化反应速率，使单质硫回收及碱液再生能在较短的时间内发生。与化学湿式氧化脱硫（比如络合铁脱硫）消耗昂贵大量的络合剂、硫堵、成本高等限制相比，生物脱硫具有低成本、仅需补充少量的营养液、碱液、自动化程度高、绿色清洁等优势。生物脱碳吸收剂（氨基酸）可快速地吸收CO2，并且经氨基酸的至少一个氨基从金属酶的活性位点捕获H+离子，从而允许酶以加速的方式催化CO2的水合反应。与传统的化学胺类相比，这种生物脱碳吸收剂带来较小的吸收设备和较低的解吸能量要求，同时使用在稳定性和生物降解方面更有益的溶剂。生物脱碳催化剂（碳酸酐酶）的存在加速了生物吸收剂与CO2的吸收速率，降低其反应能垒；相应地，其解吸反应在相对较低的温度（60~90℃）就可进行。与常规化学脱碳工艺（比如MDEA法）中解吸温度为110~120℃相比，生物脱碳工艺极大地降低再生能耗。
本发明的有益效果：采用绿色低碳、生物环保的理念，对非常规天然气中H2S、CO2进行净化处理，达到非常规天然气资源生物净化的目的，同时实现硫资源与CO2资源的回收，带来额外的经济效益。该工艺方法撬装式、环境友好，投资少、成本低、净化纯度高等优点，生物法净化非常规天然气具有撬装式、成本低、高效节能、净化效果好、出气气质稳定等优势，具有良好的发展前景。
非常规天然气作为新型天然气资源，具有资源丰度低、低孔、低渗、日产量低“四低”特征且资源量大、单井生产寿命长等特点，开发撬装式、低成本的生物净化非常规天然气技术，将有助于用于煤层气、页岩气、水溶气、天然气水合物、无机气、浅层生物气及致密砂岩气等非常规天然气的勘探与开采，推动天然气产业的进步与升级，对于新型资源开发、节能降耗、清洁生产具有重要的战略意义。
附图说明
附图1是本发明实施例用于非常规天然气生物净化的工艺流程简图。
图中：1——H2S洗涤塔、2——H2S生物再生塔、3——硫回收离心机、4——CO2吸收塔、5——CO2再生塔、6——脱硫气分离器、7——净化气分离器、8——CO2再生气分离器、9——贫富液换热器、10——贫液冷却器、11——煮沸器、12——富H2S富液泵、
13——贫H2S液泵、14——富CO2液泵、15——贫CO2液泵。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明作进一步的详细描述。
以下实施例参考附图1，煤层气、页岩气、水溶气、天然气水合物、无机气、浅层生物气及致密砂岩气等非常规天然气进入H2S洗涤塔（1），非常规天然气在H2S洗涤塔（1）内与自上而下的生物脱硫吸收剂逆流接触，非常规天然气中含有的H2S被生物脱硫吸收剂吸收，脱硫后的非常规天然气从洗涤塔顶部经由脱硫气分离器（6）排出。吸收硫化氢的碱液流至塔底，通过富H2S液泵（12）送入H2S生物再生塔（2），控制H2S生物再生塔内温度为25℃，H2S生物再生塔（2）底部设置的布气系统供氧气给H2S生物再生塔（2）中的生物脱硫催化剂，将H2S生物再生塔（2）中溶解的硫化物转化为单质硫，同时洗涤碱液得到再生。再生碱液经由贫H2S液泵（13）返回H2S洗涤塔（1）循环利用。硫浆送至硫回收离心机（3），实现单质硫与再生碱液离心分离，分离出单质硫，滤液返回H2S生物再生塔（2）循环利用。
经生物脱硫处理后的非常规天然气送入CO2吸收塔（4），气体在塔内向上流动过程中与自上而下的生物脱碳吸收剂及生物催化剂溶液接触，气流中的二氧化碳被吸收，通过位于脱碳塔顶部的除沫器，从塔顶离开CO2吸收塔（4），经净化气分离器（7）分离掉夹带的雾沫，成为净化非常规天然气，供外用。吸收二氧化碳的富液，从CO2吸收塔底流出，经由富CO2液泵（14）进入贫富液换热器（9）中与贫液进行换热，回收部分热量后，从CO2再生塔顶部进入，与自下而上的塔底蒸汽煮沸器（11）产生的气提蒸汽逆流接触，解吸出其中的CO2。从CO2再生塔（5）顶部出来的再生气经气水分离器（8）回收冷凝液后去后工序。从CO2再生塔（5）底部出来的再生较好的生物脱碳吸收剂（贫液），经贫CO2液泵（15）加压进入贫富液换热器（10）与富液换热，然后送入贫液冷却器（10）冷却后，最后进入CO2吸收塔（4）顶部循环利用。
实施例1：生物气生物脱硫&生物脱碳过程
某沼气厂生物质发酵的待净化的生物气，处理量为3万Nm3/h，压力为3.0
KPa, CO2 35%，H2S
0.5%。
采用本发明，生物脱硫吸收剂为Na2CO3/NaHCO3缓冲溶液pH值为8.7，生物脱硫催化剂那不勒斯硫杆菌浓度为300mg/L，生物再生温度为30℃；生物脱碳吸收剂为45%的谷氨酸与5%哌嗪的混合液，生物脱碳催化剂碳酸酐酶浓度为300mg/L，脱碳吸收温度为40℃、解吸温度为80℃。净化气质H2S<4ppmv，CO2含量小于1.5%，再生CO2含量＞99.5%，硫磺回收率为95%。
实施例2：煤层气生物脱硫&生物脱碳过程
待净化的煤层气处理量为5.0万Nm3/h，压力为1.2MPa，CO2 28%，H2S
5.0%。
采用本发明，生物脱硫吸收剂为Na2CO3/NaHCO3缓冲溶液pH值为9.0，生物脱硫催化剂脱氮硫杆菌浓度为1000mg/L，生物再生温度为35℃；生物脱碳吸收剂为45%的缬氨酸与5%哌嗪的混合液，生物脱碳催化剂碳酸酐酶浓度为1200mg/L，脱碳吸收温度为40℃、解吸温度为75℃。净化气质H2S<4ppmv，CO2含量小于1.5%，再生CO2含量＞99.5%，硫磺回收率为95%。
实施例3：天然气水合物生物脱硫&生物脱碳过程
待净化的天然气水合物处理量为4.0万Nm3/h，压力为5.0MPa，CO2 35%，H2S
1.5%。
采用本发明，生物脱硫吸收剂为Na2CO3/NaHCO3缓冲溶液pH值为8.8，生物脱硫催化剂排硫硫杆菌浓度为600mg/L，生物再生温度为30℃；生物脱碳吸收剂为45%的二甲基甘氨酸与5%哌嗪的混合液，生物脱碳催化剂碳酸酐酶浓度为800mg/L，脱碳吸收温度为35℃、解吸温度为75℃。净化气质H2S<4ppmv，CO2含量小于1.5%，再生CO2含量＞99.5%，硫磺回收率为95%。
实施例4：页岩气生物脱硫&生物脱碳过程
待净化的页岩气处理量为2.5万Nm3/h，压力为4.2MPa,
CO2 10%，H2S
1.0%。
采用本发明，生物脱硫吸收剂为Na2CO3/NaHCO3缓冲溶液pH值为8.5，生物脱硫催化剂脱氮硫杆菌浓度为400mg/L，生物再生温度为25℃；生物脱碳吸收剂为45%的甘氨酸与5%哌嗪的混合液，生物脱碳催化剂碳酸酐酶浓度为600mg/L，脱碳吸收温度为35℃、解吸温度为70℃。净化气质H2S<4ppmv，CO2含量小于1.5%，再生CO2含量＞99.5%，硫磺回收率为95%。
对比例4-1页岩气化学脱硫&生物脱碳过程
待净化的页岩气处理量为2.5万Nm3/h，压力为4.2MPa,
CO2 10%，H2S
1.0%。
采用实施例4工艺流程，化学脱硫吸收剂为络合铁浓度0.5mol/L、Na2CO3浓度为20g/L、稳定剂浓度为15g/L，化学再生温度为55℃；生物脱碳吸收剂为45%的甘氨酸与5%哌嗪的混合液，生物脱碳催化剂碳酸酐酶浓度为600mg/L，脱碳吸收温度为35℃、解吸温度为70℃。净化气质H2S<6ppmv，CO2含量小于1.5%，再生CO2含量＞99.5%，硫磺回收率为90%。
与实施例4相比，若采用化学脱硫法，化学脱硫吸收剂成本高、易降解，且化学再生温度为55℃，较生物再生温度25℃，增加能耗。另外易发生硫堵、有硫副产物产生，导致硫回收率有适当下降。需定期补充化学脱硫吸收剂，带来额外的运行成本。
对比例4-2页岩气生物脱硫&化学脱碳过程
待净化的页岩气处理量为2.5万Nm3/h，压力为4.2MPa,
CO2 10%，H2S
1.0%
采用实施例4工艺流程，生物脱硫吸收剂为Na2CO3/NaHCO3缓冲溶液pH值为8.5，生物脱硫催化剂脱氮硫杆菌浓度为400mg/L，生物再生温度为25℃；化学吸收剂为45%的MDEA与5%哌嗪的混合液，脱碳吸收温度为35℃、解吸温度为115℃。净化气质H2S<4ppmv，CO2含量小于3%，再生CO2含量＞98.0%，硫磺回收率为95%。
与实施例4相比，若采用化学脱碳法，以MDEA为化学吸收剂，则解吸温度由生物法的70℃激增至114℃，能耗增高近40%，且再生CO2气纯度略有下降。另外，由于MDEA易降解、易挥发、腐蚀性大，需定期补充MDEA吸收剂，带来额外的运行成本。
对比例4-3页岩气化学脱硫&化学脱碳过程
待净化的页岩气处理量为2.5万Nm3/h，压力为4.2MPa,
CO2 10%，H2S
1.0%
采用实施例4工艺流程，化学脱硫吸收剂为络合铁浓度0.5mol/L、Na2CO3浓度为20g/L、稳定剂浓度为15g/L，化学再生温度为55℃；化学脱碳吸收剂为45%的MDEA与5%哌嗪的混合液，脱碳吸收温度为40℃、解吸温度为115℃。净化气质H2S<6ppmv，CO2含量小于3%，再生CO2含量＞98.0%，硫磺回收率为90%。
与实施例4相比，若采用纯化学脱硫脱碳法，化学脱硫吸收剂成本高、易降解，且化学再生温度为55℃，较生物再生温度25℃，增加能耗。另外易发生硫堵、有硫副产物产生，导致硫回收率有适当下降。采用MDEA为吸收剂，则解吸温度由生物法的70℃激增至114℃，能耗增高近40%，且再生CO2气纯度略有下降。另外，由于MDEA易降解、易挥发、腐蚀性大，需定期补充MDEA吸收剂，带来额外的运行成本。
表1为实施例4、对比例4-1、对比例4-2及对比例4-3实施情况对比。
表1 实施例与对比例处理工艺对比
从表1可以开出，采用化学脱硫法，增加脱硫吸收剂成本，再生能耗也有适当增加（由25℃到55℃）。另外易发生硫堵、有硫副产物产生，导致硫磺回收率有适当下降。若采用化学脱碳法，以MDEA为化学吸收剂，解吸温度由生物法的70℃激增至115℃，能耗增高40%~60%，且再生CO2气纯度略有下降。另外，由于MDEA易降解、易挥发、腐蚀性大，需定期补充吸收剂，带来额外的运行成本。能耗大小顺序：实施例4<对比例4-1<对比例4-2<对比例4-3。
本发明所公布的非常规天然气生物净化的工艺方法，不仅实现煤层气、页岩气、水溶气、天然气水合物、无机气、浅层生物气及致密砂岩气等非常规天然气H2S、CO2中的净化处理，达到非常规天然气资源净化的目的，同时实现硫资源与CO2资源的回收，带来额外的经济效益。生物净化非常规天然气具有撬装式、成本低、高效节能、净化效果好、出气气质稳定等优势，具有良好的发展前景。
Claims (10)
1.一种非常规天然气生物净化的工艺方法，包括生物脱硫、生物脱碳两个单元过程，具体包括H2S吸收、H2S再生、单质硫回收、CO2吸收及CO2再生五个步骤，同时联产单质硫和二氧化碳的过程，其特征在于：
（a）H2S吸收步骤：非常规天然气进入H2S洗涤塔，与自上而下的碱性生物脱硫吸收剂逆流接触，非常规天然气中含有的H2S被碱性生物脱硫吸收剂吸收，脱硫后的非常规天然气随即进入生物脱碳单元；
（b）H2S再生步骤：含有硫化物的富液从洗涤塔底部流入H2S生物再生塔，通过空气曝气氧化及生物脱硫催化剂的生物催化作用，将溶解的硫化物转化为单质硫，同时碱液得到再生，再生碱液经由贫H2S液泵返回H2S洗涤塔循环利用；
（c）单质硫回收步骤：硫浆送至硫回收离心机，实现单质硫与再生碱液离心分离，分离出单质硫，滤液返回H2S生物再生塔循环利用；
（d）CO2吸收步骤：经生物脱硫处理后的非常规天然气送入CO2吸收塔，气体在塔内向上流动过程中与自上而下的生物脱碳吸收剂及生物脱碳催化剂溶液接触，气流中的二氧化碳被吸收，从塔顶离开CO2吸收塔，成为净化非常规天然气，供外使用；
（e）CO2再生步骤：吸收二氧化碳的富脱碳吸收剂经由富CO2液泵进入贫富液换热器中与贫液进行换热，回收部分热量后，从CO2再生塔顶部进入，与自下而上的塔底蒸汽煮沸器产生的气提蒸汽逆流接触，解吸出其中的CO2，从CO2再生塔底部出来的再生较好的生物脱碳吸收剂（贫液），经贫CO2液泵加压进入贫富液换热器与富液换热，然后送入贫液冷却器冷却后，最后进入CO2吸收塔顶部循环利用。
2.根据权利要求1所述的非常规天然生物净化的工艺方法，其特征在于：非常规天然气气源包括煤层气、页岩气、水溶气、天然气水合物、无机气、浅层生物气及致密砂岩气。
3.根据权利要求1所述的非常规天然生物净化的工艺方法，其特征在于：非常规天然气中H2S含量为0.01%~10%；CO2含量为5%~40%。
4.根据权利要求1所述的非常规天然生物净化的工艺方法，其特征在于：碱性生物脱硫吸收剂为Na2CO3/NaHCO3缓冲溶液和/或硫酸铵、氯化钾、磷酸氢钾、七水硫酸镁、硝酸钙、氯化铵、氯化钙、七水硫酸亚铁中的两种或几种混合组成的水溶液。
5.根据权利要求1所述的非常规天然生物净化的工艺方法，其特征在于：生物脱碳吸收剂是甘氨酸、丝氨酸、谷氨酸、天冬氨酸、丙氨酸、脯氨酸、缬氨酸、组氨酸、亮氨酸、半胱氨酸、二甲基甘氨酸、二乙基甘氨酸中的一种或几种混合组成的水溶液，或是它们的碱金属盐溶液及其组合。
6.根据权利要求1所述的非常规天然生物净化的工艺方法，其特征在于：生物脱硫催化剂中的有效脱硫菌群是以脱氮硫杆菌、排硫硫杆菌及那不勒斯硫杆菌为主的脱硫菌群，均为嗜碱性细菌，以还原态的硫化物为能量来源，以铵态氮为氮源，以二氧化碳为碳源。
7.根据权利要求1所述的非常规天然生物净化的工艺方法，其特征在于：生物脱碳催化剂选自碳酸酐酶，包括重组酶、变异酶、天然酶或其任意组合。
8.根据权利要求1所述的非常规天然生物净化的工艺方法，其特征在于：生物脱硫单元中H2S生物再生塔的温度为10~50℃。
9.根据权利要求1所述的非常规天然生物净化的工艺方法，其特征在于：生物脱碳单元CO2吸收塔中生物催化脱碳吸收剂吸收CO2的温度为25~40℃。
10.根据权利要求1所述的非常规天然生物净化的工艺方法，其特征在于：生物脱碳单元CO2再生塔中生物催化脱碳吸收剂解吸CO2的方法的温度为60~90℃。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510389505.6A CN106318500A (zh) | 2015-07-06 | 2015-07-06 | 一种非常规天然气生物净化的工艺方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510389505.6A CN106318500A (zh) | 2015-07-06 | 2015-07-06 | 一种非常规天然气生物净化的工艺方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN106318500A true CN106318500A (zh) | 2017-01-11 |
Family
ID=57727617
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201510389505.6A Pending CN106318500A (zh) | 2015-07-06 | 2015-07-06 | 一种非常规天然气生物净化的工艺方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN106318500A (zh) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109276982A (zh) * | 2017-07-20 | 2019-01-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种燃料气厌氧生物脱硫的方法 |
| CN109751913A (zh) * | 2018-12-26 | 2019-05-14 | 南通正拓气体有限公司 | 一种气提换热器系统的淀粉污垢处理系统及其处理工艺 |
| CN110652864A (zh) * | 2019-10-10 | 2020-01-07 | 南京清源生物工程有限公司 | 一种用于处理h2s的生物脱硫处理装置及其工艺 |
| CN110684576A (zh) * | 2019-11-07 | 2020-01-14 | 北京奥博斯工程技术有限公司 | 一种用于燃料气深度净化脱硫的工艺装置 |
| CN111565821A (zh) * | 2017-12-21 | 2020-08-21 | 乔治洛德方法研究和开发液化空气有限公司 | 从排出气体中除去氮气的低温方法 |
| CN116785889A (zh) * | 2023-07-18 | 2023-09-22 | 中国石油大学(华东) | 一种生物基溶剂作为吸收剂捕集二氧化碳的方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1300635A (zh) * | 2000-12-19 | 2001-06-27 | 中国冶金建设集团鞍山焦化耐火材料设计研究总院 | 生物气中co2、h2s的净化工艺 |
| US20110174156A1 (en) * | 2008-07-31 | 2011-07-21 | Novozymes A/S | Modular Reactor and Process for Carbon-Dioxide Extraction |
| CN102504902A (zh) * | 2011-11-11 | 2012-06-20 | 南通正拓气体有限公司 | 高硫化氢含量的沼气分离生产生物质天然气的方法及装置 |
| CN102548644A (zh) * | 2009-08-04 | 2012-07-04 | 二氧化碳处理公司 | 使用氨基酸和生物催化剂捕获co2的制剂和方法 |
| CN102559316A (zh) * | 2011-12-31 | 2012-07-11 | 浙江工业大学 | 净化沼气的方法及其设备 |
| CN102816619A (zh) * | 2011-06-10 | 2012-12-12 | 中国科学院过程工程研究所 | 一种用于生产生物天然气的生物脱硫与二氧化碳回收耦合的方法及装置 |
| CN104415642A (zh) * | 2013-08-20 | 2015-03-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于二氧化碳捕集的双氨基离子液体-mdea复合吸收剂 |
-
2015
- 2015-07-06 CN CN201510389505.6A patent/CN106318500A/zh active Pending
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1300635A (zh) * | 2000-12-19 | 2001-06-27 | 中国冶金建设集团鞍山焦化耐火材料设计研究总院 | 生物气中co2、h2s的净化工艺 |
| US20110174156A1 (en) * | 2008-07-31 | 2011-07-21 | Novozymes A/S | Modular Reactor and Process for Carbon-Dioxide Extraction |
| CN102548644A (zh) * | 2009-08-04 | 2012-07-04 | 二氧化碳处理公司 | 使用氨基酸和生物催化剂捕获co2的制剂和方法 |
| CN102816619A (zh) * | 2011-06-10 | 2012-12-12 | 中国科学院过程工程研究所 | 一种用于生产生物天然气的生物脱硫与二氧化碳回收耦合的方法及装置 |
| CN102504902A (zh) * | 2011-11-11 | 2012-06-20 | 南通正拓气体有限公司 | 高硫化氢含量的沼气分离生产生物质天然气的方法及装置 |
| CN102559316A (zh) * | 2011-12-31 | 2012-07-11 | 浙江工业大学 | 净化沼气的方法及其设备 |
| CN104415642A (zh) * | 2013-08-20 | 2015-03-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于二氧化碳捕集的双氨基离子液体-mdea复合吸收剂 |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109276982A (zh) * | 2017-07-20 | 2019-01-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种燃料气厌氧生物脱硫的方法 |
| CN111565821A (zh) * | 2017-12-21 | 2020-08-21 | 乔治洛德方法研究和开发液化空气有限公司 | 从排出气体中除去氮气的低温方法 |
| CN109751913A (zh) * | 2018-12-26 | 2019-05-14 | 南通正拓气体有限公司 | 一种气提换热器系统的淀粉污垢处理系统及其处理工艺 |
| CN110652864A (zh) * | 2019-10-10 | 2020-01-07 | 南京清源生物工程有限公司 | 一种用于处理h2s的生物脱硫处理装置及其工艺 |
| CN110684576A (zh) * | 2019-11-07 | 2020-01-14 | 北京奥博斯工程技术有限公司 | 一种用于燃料气深度净化脱硫的工艺装置 |
| CN116785889A (zh) * | 2023-07-18 | 2023-09-22 | 中国石油大学(华东) | 一种生物基溶剂作为吸收剂捕集二氧化碳的方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106318500A (zh) | 一种非常规天然气生物净化的工艺方法 | |
| CN103203174B (zh) | 一种捕集燃煤电厂烟气中so2和co2并生产化工产品的方法 | |
| CN100577265C (zh) | 生物还原耦合化学吸收净化烟气中氮氧化物的方法 | |
| CN101091864A (zh) | 回收混合气体中二氧化碳的复合脱碳溶液 | |
| CN107824026A (zh) | 一种水泥窑烟气二氧化碳捕集纯化处理装置 | |
| CN101935566B (zh) | 天然气的生物组合脱硫方法及装置 | |
| JP2016515936A (ja) | 吸収媒体、吸収媒体を製造するための方法、並びに酸性ガスから硫化水素を分離するための方法及び装置 | |
| CN103055666A (zh) | 一种脱除烟气中氮氧化物的方法 | |
| CN103265988A (zh) | 天然气净化处理方法 | |
| CN111575075A (zh) | 一种固体废弃物和废碱液联合进行沼气脱硫脱碳的方法 | |
| CN105214450B (zh) | 一种选择性吸收so2的吸收剂以及吸收so2的工艺方法 | |
| CN103432879B (zh) | 超重力络合亚铁烟气脱硫脱硝的方法 | |
| CN109173669B (zh) | 一种净化黄磷尾气的方法 | |
| CN203212538U (zh) | 一种沼气分离净化装置 | |
| CN103316563B (zh) | 兰炭尾气脱硫净化装置及其使用方法 | |
| CN103721561A (zh) | 一种有氧环境下同时脱除nox、so2和pm2.5的生物过滤方法 | |
| CN105561750A (zh) | 一种锰矿浆微生物耦合烟气脱硫脱硝方法 | |
| CN107376586A (zh) | 一种燃煤烟气脱硫脱碳的有效方法 | |
| CN114367169A (zh) | 烟气可再生脱硫装置及方法 | |
| CN103952200B (zh) | 一种沼气脱硫化氢的方法及装置 | |
| CN115738667A (zh) | 一种油页岩尾矿干馏烟气中二氧化碳捕集装置 | |
| CN110252090A (zh) | 一种利用三乙醇胺提高亚硫酸钠脱硫工艺吸收容量和利用率的方法 | |
| CN102051244B (zh) | 高酸性石油天然气的高效净化脱硫剂 | |
| CN103879970B (zh) | 一种从烟气中回收二氧化硫制取硫磺的生产工艺 | |
| CN108525509B (zh) | 一种气体脱硫方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20170111 |
|
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |