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天然气脱硫技术工艺流程

引言
国内天然气的使用量逐年增加,预计2010年消费量将自目前的210×1010m3/d跃增至
1011m3/d,其中国内产量将达700m3/a.四川地区(含重庆市)天然气产量占全国的一半左右,
且大都是含硫的。这对环境系统影响很大。为此,国内制定了相关规定,控制污染物排放量。
这就要求加大研究和开发节能、高效、环保的新型工艺技术,用于天然气净化等领域。
1醇胺法
醇胺法是目前天然气脱硫中使用最多的方法。该方法脱除H2S等酸气的过程主要为化学
过程所控制,因此在低操作压力下,比物理溶剂或混合溶剂更适用。常用的醇胺类溶剂有一乙
醇胺(MEA)、二乙醇胺(DEA)、二异丙醇胺(DIPA)、甲基二乙醇胺(MDEA)等。
胺法工艺流程可简述为:原料气从吸收塔底部进入,与从顶部加入的贫胺液逆流接触脱硫
净化后,从吸收塔顶部引出,离开吸收塔的富胺溶液,通过换热器与贫胺换热得到加热,然后在
再生塔中再生,脱除的含H2S和CO2再生酸气进入克劳斯装置进行硫回收,贫胺经冷却泵送
至吸收塔。
MEA既可脱除H2S,又可脱除CO2,一般认为在两种酸气之间没有选择性[1。]MEA与其
他醇胺相比碱性较强,与酸气反应较迅速,其分子质量也最低,故在单位质量或体积的基础上,
它具有最大的酸气负荷。这就意味着脱除一定量的酸气需要循环的溶液较少[2。]使用MEA
法具有以下优点:
(1)化学性能稳定,可最大限度地减少溶液降解,蒸汽气提即可与酸气组分分离;
(2)使用范围广,无论装置操作压力高低、酸气含量多少、原料气中H2S/CO2大小,该法
均能有效使用;
(3)操作弹性大,适应性强,但其缺点主要是溶剂挥发损失大,容易发泡及降解变质,再生温
度较高(约125℃)导致再生系统腐蚀严重,在高酸气负荷下更严重[。因此,在实际应用中,MEA
溶液浓度(质量分数)一般为15%～20%,酸气负荷仅为013～014。目前,MEA应用较小。
DEA的碱性较MEA弱,同样对H2S和CO2没有选择性,净化程度不高。但其溶剂蒸发损
失较MEA小,腐蚀性弱,再生时具有比MEA溶剂低的残余酸性组分浓度。
二异丙醇胺(DIPA)和甲基二乙醇胺(MDEA)脱硫法从20世纪80年代后期开始广泛应用
于气体净化,对CO2和H2S具有选择性。在CO2存在的情况下,能将H2S脱除到管输标准要
求,节能效果明显。
DIPA是1963年由Shell公司推出的一种用于化学、物理溶剂处理酸性气体的新工艺。其
优点是腐蚀性小,降解产物生成部敏感;在低酸气分压下以DIPA化学吸附为主,而在高分压下
则物理吸收起主导作用,兼容了化学、物理吸收之长;与MEA相比,溶液和能量的消耗显著降低,
经济效益可观;该工艺更重要的是具有脱除有机硫的能力[5]。但是它使设备换热效果差,而
且DIPA黏性大,易发泡,实际操作浓度控制在30%以下。
MDEA化学稳定性好,溶剂不易降解变质;对装置腐蚀较轻,可减少装置的投资和操作费
用;在吸收H2S气体时,溶液循环量少,气体气相损失小[6。]但是,MDEA比其他胺的水溶液抗
污染能力差,易产生溶液发泡、设备堵塞等问题。
胺吸收法是一种发展比较成熟的天然气处理方法,但该法存在设备笨重、投资费用高、
再生和环境污染等问题。其中最大的问题就是吸收液的再生。目前所应用的再生方法主要是
高温减压蒸馏,该方法回收耗能高,投资大,再生回收液率不高。
2Sulfatreat法
干法脱硫是将气体通过固体吸附剂床层来脱除H2S.常用的固体吸附剂有海绵铁、活性
炭、氧化铝、泡沸石、分子筛等。仅用于处理含微量H2S的气体,能完全脱除H2S.但由于该
法是间歇操作,存在设备笨重、投资高、处理量低,吸附剂不易再生以及研制开发难度较大等
原因,严重制约了该技术的发展和应用。
Sulfatreat是一种由美国Shell公司开发的新型干法脱硫剂。它是由取得专利的30%单一的
铁化合物与30%蒙脱石和30%～40%水组合而成,具有均匀的孔隙度和渗透率。Sul2fatreat装
置应直接安装在气/液分离器的下游和脱水工艺装置的上游,气体温度最好在21～50℃之间,
且含饱和水蒸汽。Sulfatreat对压力不敏感,并且不受气体中任何其他组分的影响。Sulfatreat
工艺方法完全有选择性地脱除H2S,并且不产生废气。Sulfatreat的一个重要优点是除了对气
体中的含硫化合物起作用外,而与其他物质都不起化学反应,这就消除了可能降低Sulfatreat效
率的副作用(如强氧化剂反应)并且对下游设备,如检测仪表或控制仪器不产生腐蚀。
Sulfatreat可以在很宽的操作条件范围内正常运行,可实现无人操作。而且它有以下优点:
(1)在Sulfatreat替换过程中没有发生火灾和燃烧的危险,并且不