天然气脱硫技术

天然气脱硫技术（通用7篇）

天然气脱硫技术 篇1

摘要：在低碳经济发展的大背景下, 天然气已经成为人们关注较多的绿色能源之一, 各个国家都对天然气的质量净化标准提出明确要求。一般情况下, 天然气净化包括脱碳、脱硫、脱水等若干环节, 以此降低腐蚀性, 提高天然气使用的质量标准。本文将主要对几种脱硫技术在天然气净化中的应用进行分析与阐述。

关键词：脱硫技术,天然气净化,应用

1 天然气脱硫概述

近年来, 天然气的开发与利用程度与日俱增, 已成为全球范围内较为重要的清洁燃料, 当前正以每年2.0%以上的消费量增长, 远远高于石油消费量。一直以来, 我国受到各种煤烟型污染的困扰, 约有60%以上的城市位于二级或更低的大气污染水平。因此, 如何以能源机构改变为着眼点, 优化环境水平, 实现可持续发展目标, 已成为我国当前必须思考的问题。虽然我国天然气资源较为丰富, 但是约30%左右的天然气中含有大量硫元素, 因此如何实现脱硫技术, 已成为天然气净化的首要问题。

2 脱硫技术在天然气净化中的应用

2.1 物理法

采取物理方法实现脱硫技术, 其吸收剂为有机复合物, 通过吸收剂将硫化物溶解, 完成脱硫过程, 不需要任何化学反应。应该注意的是, 在采取物理法过程中存在共吸现象, 也就是说, 吸收剂除了吸收硫化物以外, 还吸收了部分重烃, 不利于净化器中硫磺的质量以及满足净化器热值, 因此一般在重烃含量低、酸气分压在0.30Mpa以上的天然气。但是同时物理法也存在诸多优势, 如利于再生、处理的容量较大, 可将其中大部分酸气减压闪蒸, 系统应用简单、方便, 造价较低, 一般溶剂不含有腐蚀性, 不会产生大量的泡沫, 稳定性较佳。常用的物理法主要有磷酸三丁酯法、低温甲醛法、多乙二醇二甲醚法, 等等。但是由于该方法存在共吸现象, 再加上溶剂的成本较高, 因此应用范围有限。

2.2 化学法

采取化学方法实现脱硫过程主要为醇胺法, 是当前天然气净化中最常采用的脱硫方法, 常见脱硫剂主要为:一乙醇胺、二乙醇胺、二甘醇按、三乙醇胺, 等等。利用醇胺溶液实现酸气吸收, 也就是将硫化氢和二氧化碳进入到液相状态, 同时和醇胺溶液产生化学反应。过去, 应用一乙醇胺、二乙醇胺方法较多, 由于该方法的反应速度较快、碱性较强, 再加上脱硫能力显著, 因此在一段时间内应用较多;但是由于这种溶剂的选择性不多, 再加上由于容易吸收热量并降解, 对设备产生腐蚀作用, 因此为了改善缺点, 开始应用性能更佳的甲基二乙醇胺或二异丙醇胺等作为脱硫剂在工业中应用, 以二乙醇胺为例, 其节能效果十分理想, 再加上腐蚀度较弱、使用的浓度高、选择性高等优势, 在国内外快速发展起来。当前, 在脱硫技术中应用醇胺法, 已由单一的水溶液过度到多元化的溶剂复配, 以此提高可操作性和应用范围, 降低生产成本, 实现节能目标。

另外, 通过采取物理溶剂——环丁砜与化学溶剂——烷醇胺相结合的方式, 可在天然气净化脱硫中发挥一定作用, 即砜胺法。在天然气净化中, 砜胺法的工艺流程和醇胺法基本相同, 只是吸收溶液存在一定差别。应用环丁砜, 可发挥物理除硫的重要作用, 再加上与化学吸收溶剂的配合使用, 吸收二者优势, 提高脱硫效率, 提高天然气质量标准。在脱硫技术中应用砜胺法, 将酸气负荷脱除的容量基本与气相中的酸气分压成正比。因此, 在处理高酸气分压过程中, 采用砜胺法比单一化的化学法将产生更多的酸气负荷, 这是由于在砜胺溶液中, 具有较多的醇胺类化合物, 因此经过净化处理的气体, 酸气含量比较少, 可更好地满足气质标准要求。但是由于砜胺法不能实现深度脱硫, 仅能停留在表面状态, 应与其他方法联合使用。

2.3 生物法

采取生物脱硫技术, 应用微生物的新陈代谢作用, 可实现硫元素的脱除目标, 在较为温和的条件下进行, 操作流程简单明了、成本较低, 因此应用广泛。由于采取生物酶催化反应形式, 具有专一性特征。因此针对各种形态的硫, 采用的脱硫细菌有所不同。在有氧条件下, 可以通过硫、硫化氢、氧化铁等获得能量, 达到固定二氧化碳的目标, 实现繁殖发展, 在酸性或者碱性条件下持续生长。应用生物法完成脱硫工作, 一般在含硫量较低的天然气中进行净化处理, 具有明显的经济技术优势。有关含硫天然气的处理, 一般为5t/d左右;而生物脱硫工艺的流程较为简单, 操作便捷, 化学品的消耗量不大, 不需要额外的催化剂, 脱硫效果较为满意。应用生物法进行脱硫的处理装置, 不会产生溶液发泡、硫堵等问题, 且产生的硫磺具有极强亲水性, 不会对管线造成堵塞。这样, 既便于实现天然气脱硫目标, 也方便回收硫磺, 因此在硫回收装置和再生酸气处理中也可应用。

应该意识到, 在天然气净化中采取生物脱硫方法, 也存在诸多弊端。例如, 该方法依赖于细菌的生化, 以此实现脱硫目标。但是由于溶液硫的负荷量较低, 再加上较长的反应时间, 因此增大循环量与生物反应器的体积, 不利于成本的控制。为了确保天然气中的硫全部转化, 在反应器中的氧气充足, 约5%左右的硫化氢转变成硫酸盐, 将废液处理之后, 达到环保目标, 方可排放;而对于较为分散的含硫气井来说, 需要进行外运处理, 或者采取集中处理方法。

2.4 膜分离

早在上个世纪的80年代, 膜分离技术已经在气体中应用, 并涉及到若干领域。当前, 有关膜分离法在天然气脱硫中的效果, 正处于探索与研究阶段。据大量实验结果来看, 膜分离法在天然气脱硫中具有可操作性, 并将其中硫含量控制到5mg/m³。但是应用该种技术, 也存在一些问题有待解决, 如脱硫过程采取单级膜组件, 脱硫过程中带来一定量的烃损失, 经济价值不理想。

实际上, 烃回收率与脱硫率存在矛盾关系, 很难同时满足。因此在进行天然气净化过程中, 只能尽量控制烃损失率。通过加大进气的流量, 更利于硫化氢的传质, 对膜两侧产生压差影响。如果将进气的温度降低, 则可提高脱硫率并控制烃损失, 加大硫化氢的浓度。应用单级膜分离法, 很难实现预定的回收率或者产品纯度目标, 可采取若干分离器联合操作方法, 以此提高产品的回收纯度。

3 结束语

总之, 虽然我国天然气净化技术已经发展了几十年, 并在设计、制造、探究等方面取得一定成绩, 但是与国外发达国家相比, 仍有一段距离。因此, 在今后发展中, 仍需不断努力, 改善设备和技术问题, 开发更高效、更环保的脱硫技术, 将传统技术与高新技术相结合, 提高脱硫效果与天然气质量水平。

参考文献

[1]李峰, 孙刚, 张强, 龙杰.天然气净化装置腐蚀行为与防护[J].天然气工业, 2009 (3) [1]李峰, 孙刚, 张强, 龙杰.天然气净化装置腐蚀行为与防护[J].天然气工业, 2009 (3)

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[4]倪伟, 万义秀.天然气净化厂脱硫系统补充水方案探讨[J].石油与天然气化工, 2007 (5) [4]倪伟, 万义秀.天然气净化厂脱硫系统补充水方案探讨[J].石油与天然气化工, 2007 (5)

[5]韩万龙, 范责鑫, 李亚萍, 王强.天然气低温甲醇洗净化工艺技术应用研究[J].石油化工应用, 2011 (9) [5]韩万龙, 范责鑫, 李亚萍, 王强.天然气低温甲醇洗净化工艺技术应用研究[J].石油化工应用, 2011 (9)

[6]熊钢, 印敬, 李静, 等.原料天然气条件变化后脱硫装置适应性分析的方法[J].石油与天然气化工, 2008 (1) [6]熊钢, 印敬, 李静, 等.原料天然气条件变化后脱硫装置适应性分析的方法[J].石油与天然气化工, 2008 (1)

天然气脱硫技术 篇2

关键词：天然气脱硫技术,发展现状,挑战,工艺,原理,思考

1 天然气脱硫技术发展的现状及面临的挑战

1.1 国内的天然气脱硫技术发展现状

(1) 配方型脱硫溶剂技术:在环境保护上我国的意识不断加强, 同时要求产品天然气中总硫、硫化氢和二氧化碳的含量普遍降低, 这就使得传统的工艺需要进行提高和改进, 同时还要不断的开发出新的技术和工艺来。在MDEA水溶液的基础上发展起来的就是配方型溶剂, 这种溶剂是最新型的脱硫脱碳溶剂。我国在20世纪90年代开始进行深入的研究, 现在还处于发展阶段, 而配方溶剂、混合胺、a MDEA这些都是以MDEA为主的新型配方型工艺也都相继开发成功。配方型脱硫溶剂不仅用于原料气的脱硫部分, 还广泛的用于尾气的后续处理, 进一步提高了硫的回收率、降低了大气污染物的排放, 在脱硫上满足于国内天然气净化厂和炼厂的需求。

(2) 化学物理溶剂及物理溶剂工艺:它具有能耗低、可脱有机硫以及高选择性等方面的工艺优势。其中以Shell公司内的S u l f i n o l工艺的物理-化学溶剂最具有代表性, 它是通过不同的溶剂进行配比, 可以满足不同类型的脱硫脱碳的需要;而纯物理溶剂就是在具有高压的条件下该溶剂对碳酸丙烯酯、N-甲基吡咯烷酮等酸性组分进行物理溶解, 进而达到对酸性组分脱除的目的。

1.2 天然气脱硫技术面临的挑战

随着我国经济的不断发展, 人们和企业对天然气的需求量也在不断的增长, 为了满足需求, 我们必须采取解决措施。在不断开发天然气气田的同时, 需进行海外油气业务上的扩展, 进一步加强国内天然气气田生产量, 达到相应的增产效果。这就说明了天然气脱硫技术在新形势下面临着巨大的挑战, 尤其是在原料气气质中所呈现出来的复杂化、日益严格的环保标准、海外油气业务上发展的需要以及对脱硫配套的技术要深入的进行研究等等方面。而脱硫溶剂在生产运行的过程中所出现的降解、发泡和腐蚀等方面的操作问题, 当前已有部分产物得到了初步的检测、分析和认识, 但还是在脱硫生产中缺乏有效的监控手段和应对措施。所以, 天然气脱硫技术在当今社会还存在着很多问题, 正是我们需要深入研究的问题所在。

2 我厂采用的天然气净化工艺和工作原理

(1) 随着社会的不断发展, 我厂的天然气净化工艺在不断的发展和改进, 我厂采用的天然气净化装置主要包括:一套原料天然气过滤分离装置、脱硫装置、脱水装置、硫磺回收装置, 辅助生产设施和公用工程部分。

装置设计工作压力4.8MPa。设计生产能力为单套处理原料天然400×104m3/d, 实际处理能力可达420×104m3/d。年均生产时间约为7920小时。装置采用40%~45% (重) C T8-5 (配方型甲基二乙醇胺) 水溶液脱除天然气中酸性气体, 脱硫液经再生后循环使用, 吸收塔顶湿净化天然气送至脱水装置, 胺液再生所得酸气送至硫磺回收装置处理。硫磺回收部分采用CPS工艺, 由一个热反应段、一个常规克劳斯反应段和三个后续的低温克劳斯反应段组成。硫回收率≥99.25%, 最大硫磺产量为24t/d。

(2) 我厂采用的天然气净化工艺原理。本装置利用有机溶剂CT8-5选择性脱硫的性能, 采用CT8-5的水溶液通过气液逆流接触进行脱硫。在4.8MPa (表) 高压, 40℃的低温下, 将天然气中的酸性组份吸收, 然后在0.08MPa (表) 低压, 123℃高温下, 将吸收的组份释放出来, 溶液再循环使用。

3 天然气净化技术下一步发展方向的思考

3.1 进一步的加强重力脱硫技术研究力度

对于不同的相间传质过程和大小分子间的扩散过程都是运用超重力进行的, 这比常规的重力场环境要快得很多, 形成的微米至纳米的膜液体和微小的液滴所接触的面积更大, 对于传统的塔器, 相间传质的速率就显得更快, 传质和混合过程得到了加强。目前该工艺主要在液相氧化还原技术脱硫工艺中运用, 而天然气脱硫是以醇胺溶剂作为吸收液, 可以很好的提高天然气和胺液之间反应的选择性和传质效率, 比传统的吸收塔具有投资小、放大容易、不宜堵塞和脱硫效果好的优先, 同时在海上油气井平台伴生气脱硫和净化厂闪蒸汽脱硫都有很好的发展前景。

3.2 在前言技术的研究上将取得更大的突破

近些年来在对天然气传统工艺技术的注重研究的同时, 还要对离子液体、超重力脱和生物脱等方面的前言脱硫技术开展探索研究。其中还具有对环境比较友好、低挥发、酸气组分有较高的选择性和溶解能力等独特的特征, 是天然气净化领域应用的技术开发中最新的方向。其发展有三个方面:

(1) 通过修饰和设计官能团来合成独特的分离型的离子型吸收溶剂;

(2) 醇胺溶液和离子液体进行复配得到全新的配方型脱硫脱碳溶剂;

(3) 将离子液体和正在发展中膜分离技术相互的结合, 开发更加全新的气体分离膜。

4 结语

综上所述, 我们了解到脱硫工艺发展是在高效、环保、资源化当中成为主流, 这样不仅可以满足于不同程度的需求, 还适应了当今较为严格的环境要求, 故而, 我们更加迫切的加大研究的力度, 解决技术和设备上的问题, 还要不断的促进传统脱硫技术进行改进, 积极开发新的脱硫技术, 努力做到新技术和工艺的开发。

参考文献

[1]陈昌介, 何金龙, 温崇荣.高含硫天然气净化技术现状及研究方向[J].天然气工业, 2013 (01) :119-122

[2]段荣全, 解析天然气化工利用现状及发展动向[J].中国石油和化工标准与质量.2013 (01) :39

天然气脱硫常见问题与对策 篇3

天然气作为一种清洁能源, 其推广使用对于保护环境有积极意义。现在高含硫油气田不断出现, 因此, 天然气净化厂如何净化天然气中的二氧化硫和在净化过程中如何保证装置平稳运行至关重要;在天然气中通常含有二氧化硫、二氧化碳和有机硫等化合物, 这三者又统称为酸性组分 (或酸性气体) 。这些气相杂质的存在会导致金属材料腐蚀, 而且污染环境。当天然气作为化工原料时, 它们还会导致催化剂中毒, 影响产品质量;而二氧化碳含量过高则使气体的热值达不到要求。因此, 天然气脱硫的目的是按不同用途把气体中的上述杂质组分脱除到要求的规格。

二、天然气脱硫常见的问题与对策

1. 设备腐蚀

(1) 设备腐蚀机理

脱硫装置的腐蚀发生的根本原因并不是由脱硫剂等溶液本身引起的, 而是由于在脱硫工艺装置中, 装置本身吸收了二氧化碳和二氧化硫等酸性气体而引起的, 腐蚀主要发生在酸性气体吸收的一侧、吸收酸性气体后液体的下游管线和二氧化硫及二氧化碳气体存在的容器内部。因此, 脱硫装置的腐蚀主要由装置吸收的酸气 (主要指二氧化碳和二氧化硫) 和温度过高引起, 但还有其它一些因素, 比如操作不当、设备选材不当也与设备腐蚀有关系。

(2) 设备选材

在机械选在设计中, 首先应考虑介质的组成、性质、温度、压力。介质的组成和性质是酸性还是碱性, 是氧化性还是还原性, 运行中介质浓度如何;含不含杂质, 杂质的性质如何, 杂质是减缓腐蚀的还是加速腐蚀的;碳钢或不锈钢材质的设备在装置运行中提供了很高的保障, 但在实际装置设计应用中, 完全用碳钢或不锈钢的设备是不经济的。而在设备和管线等关键部位, 如吸收二氧化硫和二氧化碳富液气体的设备和管线使用碳钢或不锈钢则可大大降低设备腐蚀的速率。依据不浪费、经济合理的原则, 并考虑投资和设备腐蚀两个方面, 推荐的选材方案为:设备外壳用碳钢, 酸性气体吸收的设备内部选用不锈钢, 选择碳钢也可以;吸收酸性气体流出的管线推荐采用不锈钢, 容器的附件选用碳钢, 吸收液的再生塔外壳推荐用碳钢, 而吸收塔内部附件及构件建议一定要用不锈钢;重沸器因为是高温部位, 推荐管线采用不锈钢。

(3) 设备防腐措施

建议在设计时就考虑设备防腐措施, 如脱硫塔、管线、附件, 采用了耐腐蚀、质地轻的有机材料, 即解决了设备防腐, 又降低了投资。系统管路的阀门、管件均选用有机材料, 既耐腐蚀, 价格又低。工艺上采用过滤装置 (机械法或活性炭法) 对吸收液进行滤, 可以降低溶液中酸性介质。有效降低装置设备的腐蚀。

2. 脱硫装置发泡

在脱硫装置中, 我们时常会遇到吸收液的发泡问题。装置发泡后果严重, 会导致现有的脱硫装置处理量下降, 脱硫剂再生不合格, 脱硫效果和效率达不到设计要求, 净化天然气中硫化氢含量不符合要求;它还会引起气相带液, 大量的溶液随气相而流失, 造成不必要的损耗。

(1) 装置发泡的原因

脱硫装置脱除天然气气体中硫化氢、二氧化硫的过程实际上是气液混合吸收的过程, 在气体离开液体的过程中, 会产生大量气泡, 在装置稳定的工况下, 产生的气泡会迅速破裂, 不会影响装置的正常操作。一般认为, 吸收液在吸收天然气中硫化氢等气体后, 其表面存在大量、细小而且长时间不破裂泡沫时, 即可认为装置已经发泡。

(2) 装置发泡后的处理

导致装置异常发泡的原因很多, 为了确保装置的正常稳定运行, 必须提前采取预防手段措施防止脱硫装置发泡, 一般可以采用以下措施:

原料气进装置前有效缓冲和分离

目前一般天然气都有可能带有油渍、污水、杂质、缓蚀剂等易引发装置发泡的物质, 而且其含量一般是不稳定的, 呈段塞形式, 有时瞬间流量很大, 在含硫天然气进装置前, 必须经过气液分离器以去除天然气中可能引起发泡的物质。

去除富液中的烃类

在脱硫装置中, 出装置的溶液可能溶解了少量烃类, 如果不及时的脱除掉溶解烃而直接进入装置的再生塔, 将可能引起再生塔发泡。合理安排闪蒸时间长度, 可以有效的脱除溶液中的大部分烃。

添加消泡剂

即便是严格按照操作规程操作脱硫装置, 仍有可能因以上2条外的因素致使脱硫装置发泡。对发泡的装置除采取上2条措施外, 向装置中添加少量消泡剂, 也可以对解决装置发泡起到作用。

3. 装置吸收液的损失

在装置脱硫操作规程中, 吸收液损失是非常严重的装置事故。吸收液损失一般是由于气相夹带、蒸发、液烃溶解和装置溶液的化学反应以及操作损失而引起的。可以在装置气相出口设置高效的捕雾器, 降低因气相夹带而流失溶剂。

三、结束语

目前有很多种方法去除天然气中的硫化氢, 但是不管是什么方法, 天然气中的二氧化碳、二氧化硫和硫化氢等酸性气体都会引起装置设备腐蚀而引发事故, 因此做好合理的预防, 非常有必要, 可以从设计入手, 根本解决问题, 也可以从操作上入手, 在管理上预防腐蚀的发生。此外, 随着国家节能的要求, 合理的运用技术手段, 降低装置的损耗, 这些我们的平时的运行中, 都应该注意。装置异常的的原因很多, 遇见问题要从多方面分析, 快速合理的解决问题, 使装置平稳运行。

参考文献

[1]原青民.四川盆地高含硫天然气开发中的有关技术问题[J].石油与天然气化工, 2002, 第31卷增刊44～47.

[2]于淼, 周理.天然气中H2S的脱除方法—发展现状与展望[J].天津化工, 2002 (5) :18～20.

天然气净化中的脱硫方法探讨 篇4

一、物理吸收法

有机复合物是物理吸收法的主要吸收剂, 其利用吸收剂实现天然气中硫化物的脱硫工作, 而且在脱硫期间没有出现任何化学反应。同时物理吸收法本身还具备减压酸气、闪蒸酸气、可处理和可再生等诸多优点, 且溶剂没有腐蚀性, 所以在不同程度上均无法形成大量泡沫, 加上稳定性能好, 没有冻结现象, 使得硫醇与COS能够于相同时刻脱除。最常使用的物理吸收法有磷酸三丁酯法 (24tasolvan法) 、低温甲醇法 (Rectiol法) 、N甲基吡咯烷酮法 (Purisol法) 和多乙二醇二甲醚法 (Selexol法) 等, 但这些方法均采用物价比较高的溶剂, 且存在共吸情况, 这对于这些方法的可持续发展来说起到了一定的阻碍作用。

二、化学吸收法

化学吸收法是天然气最常使用的一种脱硫方法, 其采用的脱硫剂包括一乙醇胺 (MEA) 、二乙醇胺 (DEA) 、三乙醇胺 (TEA) 、二甘醇胺 (DGA) 、甲基二乙醇胺 (MDEA) 和二异丙醇胺 (DIPA) 等。在液相中置入二氧化碳和硫化氢, 同时与醇胺溶液相互结合发生反应, 这一过程称之为醇胺溶液吸收酸气。目前, 脱碳工艺和脱硫工艺等采用的水溶液已开始从传统单一性发展转变成多种溶剂混合发展的现代化配方型溶液, 凭借着溶剂的复合化功能, 除了可以显著提高操作能力和扩大使用范围外, 还能够达到节能降耗、强化装置处理量与降低生产成本等目的。

三、混合吸收法

混合吸收法包括Sulfinol法、Hybfisol法和活化MDEA法, 具体表现如下: (1) Sulfinol法。该方法是砜胺法脱硫工艺的重要组成部分, 其主要通过物理吸收剂和化学吸收剂形成, 环丁砜是最为常用的物理吸收剂, DIPA和MDEA则是最为常用的化学吸收剂, 所以最终演变成Sulfinol-DIPA法和Sulfiol-MDEA法。Sulfinol法的使用类似于醇胺法, 具有高酸气负荷、强净化能力和低再生能消耗量等优点, 在很大程度上可以满足气能净化对实际产品质量提出的需求。除此之外, Sulfinol法还具有低投资、少操作费用等优点, 可以合理科学的调整砜胺比例, 进而取得最大化经济效益和社会效益。 (2) Hybfisol法。甲醇、叔胺和仲胺是Hybfisol法所采用吸收剂的主要构成物, 其可以把甲醇、叔胺和仲胺等物质相互结合起来, 进一步大大提升有机硫的实际脱除能力。Hybfisol法通常应用在酸性天然气和伴生原料气中。 (3) 活化MDEA法。把DEA活化剂或MEA活化剂与MDEA溶液相互结合, 以有效提高二氧化碳的实际吸收率, 最终推动活化MDEA溶剂形成[2]。从流程安排的角度上看, 活化MDEA法的安排呈多级降压闪蒸安排模式, 能够促进水溶液取得最大化的二氧化碳, 进而达到节能的目的。由于活化MDEA溶剂不具备较高的发泡产生率, 所以该节能效果除了能够在原料气中实现外, 无法在其他气体中实现。活化MDEA溶剂具有较高的热稳定性能和化学性能, 所以在一定程度上可以避免装置产生严重性结垢现象和严重性腐蚀现象。当前, 活化MDEA法已在原料气脱硫中得到广泛应用。

四、膜分离法

根据有关研究结果表明, 在天然气净化脱硫过程中采用膜分离法, 能够把每立方米存在的硫量有效控制在低于5mg内。展开脱硫工作时, 采用单级膜组件会直接损害到烃, 最终造成不必要的经济浪费。烃回收率与脱硫率之间呈相互依赖、相互抵触关系, 两者没有办法统一实现, 所以在实际脱硫工作中, 除了要确保脱硫量外, 还要尽可能降低烃损失率。此外, 还要采用有效性措施使进气温度下降, 以便增加脱硫量, 降低烃损失率。而提升原料气中存在的硫化氢浓度, 也可以达到增加脱硫量、降低烃损失率的目的。采用单级膜分离法对天然气进行脱硫, 极有可能无法实现高回收率和高产品纯度要求, 所以必须将多个分离器相互结合在一起共同操作, 尤其是某些特殊物料的循环级联, 只有这样才能强化产品纯度, 增加烃回收率。

五、生物催化脱硫法

利用微生物的新陈代谢功能进行脱硫, 这一过程称之为生物催化脱硫法。生物催化脱硫法具有操作简便、条件适应强、经济节省等诸多优点, 与其他方法相比, 其未来的发展前景十分可观。展开天然气净化脱硫工作时, 一定要高度重视以下三个方面的问题: (1) Shell-Paques工艺与Thiopaq工艺存在不同程度的缺陷; (2) 脱硫反应仅凭借细菌生化作用, 不仅会降低硫化反应速度, 减少溶液流负荷, 还会不断增加循环量和消耗量, 最终导致经济效益与社会效益无法取得最大化; (3) 硫磺产品缺乏较高的纯度[3]。

综上所述, 每一种天然气净化脱硫方法在使用过程中均具有相应的优势与劣势, 所以使用时必须事先充分了解和掌握处理对象的实际情况与要求, 以采取与之相适应的天然气净化脱硫方法执行, 只有这样才能取得最大化经济效益和社会效益。

摘要：近年来, 随着我国社会主义市场经济的快速发展以及分离技术的不断进步, 人们开始越来越重视天然气的净化, 并对其脱硫方法提出更高要求。本文详细的分析了天然气在脱硫过程中最常用的几种方法, 例如物理吸收法、化学吸收法、混合吸收法、膜分离法和生物催化脱硫法等, 同时也进一步深入研究了这些方法的各项工艺及其采用的吸收剂, 这对于天然气的可持续发展来说可起到一定的促进作用。

关键词：脱硫方法,天然气,净化

参考文献

[1]何金龙, 熊钢, 常宏岗, 陈胜永, 胡天友, 陈昌介.中国天然气净化技术新进展及技术需求——以川渝地区为例[J].天然气工业, 2009, 29 (03) :91-143.

[2]陈颖, 杨鹤, 梁宏宝, 张静伟.天然气脱硫脱碳方法的研究进展[J].石油化工, 2011, 40 (05) :565-570.

天然气脱硫技术 篇5

1 原材料和试验方法

熟料取自我公司2014年4~10月不同时间不同配方的出窑熟料;脱硫石膏取自日常生产所使用的浙能电厂脱硫石膏;天然石膏来自四川某矿点。为减少石膏不同掺量对熟料强度的影响, 选择SO3含量与天然石膏相差不大的脱硫石膏做试验, 其化学分析结果见表1。

%

我公司黏土质原料、铁质校正原料和烟煤质量都较稳定, 但进厂石灰石质量波动大, 导致熟料中Al2O3含量变化大, 所以在实际生产控制中只能采取保证熟料饱和比和硅酸率两个率值稳定的配料方案。在本次试验中熟料按KH为0.910±0.02, n为2.65±0.1来控制, Al2O3含量最低值为4.19%, 而最高值为5.62%。在半年的试验期内, 当石灰石质量变化引起熟料配方变化时, 对配方变化前后不同Al2O3含量的熟料样共33批进行了对比试验。

试验时先将天然石膏和脱硫石膏分别烘去外水、破碎并混合均匀, 把每批试验用熟料破碎并混合均匀后备用。称取5kg熟料样品分别加入相同质量的天然石膏和脱硫石膏, 倒入化验室统一小磨内粉磨相同的时间, 制成熟料试验样品, 掺加天然石膏的样品编为A, 掺加脱硫石膏的样品编为B。根据相关试验方法要求, 对试验样品分别进行标准稠度用水量、凝结时间、安定性和强度等项目的检验。

2 试验结果

所有样品的安定性都合格, 其他物理性能根据熟料的Al2O3含量, 按<4.5%、4.5%~4.8%、4.8%~5.1%和>5.1%4个范围对检验数据进行统计, 结果见表2。

随Al2O3含量的增加, 33批熟料样品掺加天然石膏和脱硫石膏后熟料的凝结时间和强度对比情况分别见图1~图4。

3 结论

1) 在粉磨时间相同的情况下, 掺加脱硫石膏后比表面积有所下降, 易磨性稍有降低。

2) 在水泥SO3含量基本不变的情况下, 掺加脱硫石膏后, 缓凝作用加强, 特别在Al2O3含量较低时。

3) 掺加脱硫石膏后, 除了Al2O3含量≤4.50%的熟料样品外, 其他样品总体来说强度稍有下降。

天然气脱硫技术 篇6

近年来, 国家强化了对电厂二氧化硫排放的控制, 燃煤电厂烟气脱硫产业快速发展。截至2005年底, 建成投产的烟气脱硫机组容量达5300万千瓦, 其中采用湿法脱硫工艺的就占到90%以上, 其主要副产品为脱硫石膏。到目前为止, 亟待处理的脱硫石膏达1000万吨以上, 如不予以处理, 则堆积排放、污染环境;如能综合利用, 可变废为宝。国内对脱硫石膏的综合处理和应用已经起步, 脱硫石膏的应用蕴藏着巨大的市场机遇, 对于江苏、浙江、广东等天然石膏匮乏的地区, 脱硫石膏的大量出现为以石膏为原材料的企业带来了商业机会。脱硫石膏可以用做制造石膏砌块、腻子石膏、模具石膏、纸面石膏板以及水泥等建材产品, 但是目前能大量使用的限于制造纸面石膏板和作水泥缓凝剂。对水泥行业来说, 作水泥缓凝剂是脱硫石膏最主要的应用方式。我国的脱硫石膏主要集中在东部沿海地区, 2006年我国水泥产量约13亿吨, 仅东部地区就有8亿吨。按照4%的添加量计算, 如果全部用脱硫石膏代替天然石膏作为缓凝剂, 一年可消化脱硫石膏3200万吨, 完全可以解决目前脱硫石膏的利用问题。根据国家节能环保生产要求及对工业废渣综合利用的相关政策, 利用脱硫石膏作为水泥缓凝剂生产水泥, 既可降低成本, 又可将工业废渣变废为宝, 因此该项目的实施是非常必要的。

1 脱硫石膏与天然石膏比较

天然石膏与脱硫石膏的化学成分、细度, 颗粒粒径分布分别见表1、表2。

2 脱硫石膏作为水泥缓凝剂的实验研究

2.1 原材料

试验分别选取了A热电厂的湿脱硫石膏 (AGS) 、经过设备处理过的干脱硫石膏 (AGG) 以及B热电厂的湿脱硫石膏 (BGS) 。原材料还有水泥熟料、天然二水石膏 (TG) 、矿渣、矿粉和石灰石。原材料的化学分析见表3, 熟料的矿物组成见表4。

2.2 试验方法

湿脱硫石膏因含水分较高, 进试验小磨粉磨前将其存自然条件下干燥, 自然条件下干燥的脱硫石膏 (以下简称为脱硫石膏) 的含水率 (附着水) 为0.7%。将水泥熟料、石膏及各种混合材按配比要求计量后在球磨机中混磨30min, 水泥细度达到国家标准要求, 按照GB1346-2001进行水泥标准稠度用水量、凝结时间和安定性的测定, 按照GB/T17671-1999测定水泥各龄期强度。

2.3 实验结果

2.3.1 掺天然石膏时, 水泥的各项物理指标都相差不太明显, 只有强度随着SO3含量的增加而略有增加。

与天然石膏相比, 掺A热电厂的干脱硫石膏的水泥, 标准稠度用水量有所减少, 强度明显降低;掺A、B热电厂的脱硫石膏 (AGS和BGS) 的水泥, 比表面积偏大, 凝结时间大大延长, 强度也较高。总的看来, A热电厂的湿脱硫石膏缓凝效果最好, B热电厂的湿脱硫石膏次之, A热电厂的干脱硫石膏最差;SO3含量在2.5%~3.0%时水泥强度较高。

2.3.2 天然石膏和脱硫石膏不同比例时的硅酸盐水泥性能

选取水泥SO3含量为2.7%, 天然石膏与脱硫石膏 (AGS和BGS) 分别按l:2、2:l比例, 制成的硅酸盐水泥物理性能见表5。

由表5可以看出, 天然石膏与脱硫石膏按不同比例制成的各种水泥, 其物理性能差别不大, 只是加A热电厂脱硫石膏的水泥要比加B热电厂脱硫石膏的水泥凝结时间短一些。

2.3.3 加天然石膏和脱硫石膏时普通硅酸盐水泥性能

为了检验脱硫石膏对掺加混合材的普通硅酸盐水泥的影响, 将石膏、熟料、矿渣、矿粉和石灰按表6所示配比, 制成普通硅酸盐水泥, 并分别测试物理性能进行对比, 结果见表7。

由表7可以看出, 完全使用脱硫石膏作水泥缓凝剂制得的普通硅酸盐水泥, 与脱硫石膏与天然石膏按比例制得的水泥性能相差无几, 比天然石膏制成的水泥性能略好一些。

2.4 结果分析

2.4.1 脱硫石膏对水泥易磨性的影响

由以上试验可以看出, 粉磨时间相同时, 加脱硫石膏的水泥比表面积都明显偏大。这主要是因为脱硫石膏的易磨性比天然石膏要好, 而且脱硫石膏已是细粉状物料, 对熟料有助磨作用, 所以在相同的时间内, 磨得的水泥细颗粒较多, 比表面积明显偏大。

2.4.2 脱硫石膏对水泥凝结时间的影响

从表5可以看出, 脱硫石膏明显延长了硅酸盐水泥的凝结时间, 但从表7可知, 脱硫石膏对普通硅酸盐水泥的凝结时间并无明显影响。与硅酸盐水泥相比, 由于混合材的加入, 在普通硅酸盐水泥中熟料含量相对减少了, 脱硫石膏对其凝结时间的影响就不太明显。另外, 脱硫石膏细度大, 在水泥中能与水泥颗粒充分接触, 迅速发生反应, 所以更能有效调节水泥凝结时间。

2.4.3 脱硫石膏对水泥强度的影响

从以上试验结果可以看出, 湿脱硫石膏在自然条件下干燥后, 制成的水泥的强度都要比用天然石膏稍高一些。因为脱硫石膏中含有部分未反应的Ca CO3和部分可溶盐, 如K+盐、Na+盐, 这些杂质的存在有利于加速水泥水化, 对促进水泥强度发展, 激发混合材活性的充分发挥, 对水泥结构性能都有提高作用。在杂质含量相同的情况下, 就脱硫石膏而言, 没有参加反应的碳酸钙颗粒一部分以石灰石颗粒形态单独存在, 另一部分以核形式存在于二水硫酸钙中心, 这就增加了有效参与水化反应的硫酸钙颗粒数量, 使其有效组分高于天然石膏, 而天然石膏杂质在水化时一般不能参加反应, 所以在一定程度上天然石膏性能不及脱硫石膏。

2.4.4 结论

根据试验结果, 已证明脱硫石膏用作缓凝剂在纯度、粒度和微量成分等性能上基本没有问题。

(1) 脱硫石膏用作水泥缓凝剂, 在相同的粉磨时间内, 与天然石膏相比, 制成的水泥比表面积偏大。

(2) 脱硫石膏能够延长硅酸盐水泥的凝结时间, 但对加入混合材的普通硅酸盐水泥几乎没有影响。

(3) 与天然石膏相比, 用脱硫石膏制成的水泥强度稍高。

(4) 工业试生产结果同样表明, 用脱硫石膏生产的水泥各项质量指标均能达到水泥标准的要求。

总的看来, 脱硫石膏代替天然石膏作水泥缓凝剂, 可以用于水泥生产。

3 脱硫石膏的使用案例

为了降低水泥成本, 某些水泥厂已经成功使用脱硫石膏代替天然石膏生产水泥, 并取得了良好的经济效益。基于此, 广州市珠江水泥有限公司于2007年8月开始进行使用脱硫石膏代替天然石膏项目的改造, 本改造方案在保留原有的石膏配料系统的基础上, 新建一个配料系统, 在试生产阶段同时使用两个系统配料来调整脱硫石膏的加入量, 再根据试生产的结果逐步增大脱硫石膏的用量, 以求达到用脱硫石膏来代替天然石膏的目的。

工艺流程如图1所示。

3.1 方案说明

3.1.1 脱硫石膏输送入仓

脱硫石膏用自卸船运至该厂码头, 通过船自有的皮带直接卸至F1J03皮带下料口, 也可以用普通船运到该厂码头, 利用码头抓斗机卸至F1J03皮带机的下料口, 先后经过F1J07、F1J08、F1J09、F1L01、F1L02、F1L03送至联合均化库专堆存放, 入仓时用装载车送入G1J01下料口, 经G1J01、G1J02, 后通过新增加的一条皮带机进入两个新建的石膏仓, 分别供三台水泥磨使用。

另外可以把船运来的脱硫石膏用自卸车运到工厂现在的石膏堆场, 要使用时再用自卸车运至F1J03皮带下料口, 再经输送系统输送到均化库专门堆场。这相当于现在天然石膏的使用流程。这样就可以保持一个安全的库存量。

购买脱硫石膏的结算数量:直接进联合均化库的脱硫石膏的可以用F1J09的测量结果作为结算数量;通过大堆场中转的可以过地磅, 也可通过F1J09来测量。

以上方案既能较好地利用现有的输送设备以减少投资, 又能保留原有的石膏配料系统。现在从码头到均化库的皮带输送机的下料斗和转料点的内侧都已经加装了高分子聚脂防粘衬板, 可有效防止物料在输送过程中发生堵塞。需要增加的设备:

(1) 皮带机1台, 把从G1J02出来的物料送至新建钢板仓。

(2) 气动三通闸2台。安装于皮带机下料处, 用于将物料卸入两个新建的钢板仓。

3.1.2 仓储和定量喂料

拟建造两个!5.0m×8m的钢板仓用于存储脱硫石膏, 分别计量后喂入1号、2号和3号水泥磨。在钢板仓底部出料口加装筒仓强制卸料器, 钢板仓锥斗内侧加装高分子聚脂防粘衬板, 以保证物料畅通。筒仓强制卸料器出来的物料通过皮带秤喂入配料皮带进磨。需要增加的主要设备:

(1) 两个!5.0m×8m的钢板仓, 用于存储脱硫石膏;

(2) 3台筒仓强制卸料器;

(3) 3台电子皮带秤。

3.2 投资 (表8)

3.3 设备维护成本

本系统投入运行后设备维护成本跟原有的天然石膏配料系统基本相同。

4 经济效益

天然气脱硫技术 篇7

1 使用天然石膏情况

1.1 水泥中SO3控制指标

经过多次小磨和大磨试验后确定的水泥中SO3控制指标:P·C32.5水泥为2.3±0.2%;P·O42.5水泥为2.1±0.2%。

1.2 熟料的化学成分及矿物组成 (见表1)

1.3 其它原材料的化学成分 (见表2)

1.4 水泥配比 (见表3)

1.5 水泥物理性能及化学成分 (见表4)

2 使用脱硫石膏与天然石膏的对比

2.1

脱硫石膏的化学成分 (见表5)

2.2 小磨试验

2011年4月, 我们开始陆续进行使用脱硫石膏的小磨试验, 每次对比试验原材料完全一样, 预先经过充分搅拌均匀, 结果如下。

(1) 配比, 见表6。

(2) 物理性能, 见表7。

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%

%

%

%

从小磨试验结果看出: (1) 使用脱硫石膏配制P·C32.5水泥SO3控制在1.8%时较为理想, 三天抗压强度较用普通石膏时高0.2MPa, 28天抗压强度高0.4MPa;而SO3控制在低于1.6%或高于2.0%时, 无论3天强度还是28天强度都存在下降的趋势。 (2) 使用脱硫石膏配制P·O42.5水泥SO3控制在2.2%时较为理想, 三天抗压强度与用普通石膏时持平, 28天抗压强度高0.8MPa;而SO3控制在低于2.0%或高于2.4%时, 无论3天还是28天强度也存在着下降的趋势。

2.3 大磨试验

2.3.1

大磨实验配比 (见表8)

2.3.2 物理性能 (见表9)

以P·C32.5水泥为例, 不同石膏品种及掺量对水泥性能的影响, 见图1。

从大磨试验结果看, 用脱硫石膏生产P·C32.5水泥SO3控制在1.8%时, 3天抗压强度与用普通石膏持平, 28天抗压强度高0.8MPa;同样, 生产P·O42.5水泥SO3控制在2.2%时, 3天抗压强度比用普通石膏高0.7MPa, 28天抗压强度高0.4MPa;SO3控制在其它范围时, 无论P·C32.5水泥还是P·O42.5水泥的强度都没有现在发挥得好, 此表没有一一列出。

%

因此, 经过小磨和大磨试验后, 笔者认为, 使用脱硫石膏代替天然石膏, 水泥SO3控制指标调整到以下控制范围比较合理:P·C32.5水泥为1.8±0.2%, P·O42.5水泥为2.2±0.2%。

3 结论

(1) 使用脱硫石膏代替天然石膏, 水泥的初凝和终凝都有不同程度的延长, 基本在20~30分钟左右。

(2) 效益测算: (1) 天然石膏进厂价为206元吨, 脱硫石膏进厂价为260元/吨, 水泥中的平均掺加量分别为6.5%和3.8%, 混合材平均进厂价为100元/吨, 脱硫石膏通过散装罐车直接打入罐内, 天然石膏要经过铲车上料进行破碎后入库, 每吨天然石膏铲运费和破碎电费合计为3.1元, 使用脱硫石膏后每吨水泥可节约 (206+3.1) ×6.5%-260×3.8%-100× (6.5%-3.8%) =1.01元; (2) 使用脱硫石膏后, 由于脱硫石膏属于粉体物料, 易磨性优于天然石膏, 磨机台时产量平均增加3.0吨, 电耗下降1.0kWh, 电费平均0.52元/kWh;按年产85万吨计算, 上述两项合计为: (1.01+0.52) ×85=130.05万元, 即年创效益130.05万元。