天然气净化厂尾气达标排放对策

近年来,有关部门相继出台了严格的硫磺回收装置尾气排放控制指标,天然气净化厂硫磺回收装置尾气排放达标面临着巨大的压力和严峻的挑战。为此,对比了加拿大和美国天然气净化厂尾气SO2排放标准,分析了我国天然气净化厂尾气SO2排放执行标准的制订现状,以中国石油西南油气田公司（以下简称西南油气田）为例,对其现有的天然气净化厂尾气处理装置进行了技术经济性对比分析,并基于对技术先进性和经济合理性的综合考虑推荐了改造工艺。研究结果表明：①天然气净化厂硫磺回收率指标,我国明显高于欧美国家;②针对西南油气田各天然气净化厂特点,提出了升级溶剂并优化运行参数、有机胺法SO2吸收技术改造、络合铁液相氧化还原技术改造和关停等4种改造方案,预计改造投资为5.59亿元;③对于硫磺回收规模较大（超过200 t/d）的天然气净化厂,建议选用还原吸收类工艺;④对于硫磺回收规模中等（5～200 t/d）的天然气净化厂,建议选用有机胺法和SO2吸收工艺;⑤对于原料气中低潜硫量（不足10 t/d）的天然气处理装置,建议采用液相氧化还原工艺。结论认为,按推荐工艺改造完成后,西南油气田所有的硫磺回收装置尾气SO2排放均能满足国家标准的规定,并且能达到国际先进水平。     

克劳斯尾气低温加氢水解催化剂研究与工业应用

随着国家环保标准的日益严格,节能减排、清洁生产对硫磺回收尾气处理工艺和催化剂都提出了更高的要求,克劳斯尾气加氢催化剂逐渐由常规加氢催化剂转变为低温加氢催化剂。为此,重点介绍了低温加氢水解催化剂技术的研发、催化剂制备及工业应用情况。针对低温加氢过程中的SO_2加氢反应和有机硫水解反应特性,提出了加氢型催化剂和水解型催化剂组合使用的新工艺,分别研发了适合低温条件下使用的低温加氢催化剂和低温水解催化剂,将两种催化剂组合使用,使传统的加氢反应器入口温度由280℃降至220℃,同时SO_2的加氢转化率提高到超过99%。为进一步提高有机硫水解率.还开发了低温有机硫水解催化剂。实验室研究两种催化剂按体积比为5:5组合使用时尾气总硫含量(体积比)最低可达131×10~(-6)。该催化剂在15家单位的17套硫磺回收尾气处理装置上获得了工业应用,其中中国石化金陵石化分公司的尾气排放浓度低于77.9 mg/m~3,装置总硫回收率达到99,97%,应用效果良好。     

含硫气田水闪蒸气处理工艺评述

含硫气田水闪蒸气中含有H_2S等恶臭气体,需进行安全有效处置后才能排放,对于现有的几种处理工艺(碱液吸收、胺液吸收、液相氧化还原脱硫及干法脱硫技术)尚缺乏系统的对比分析,因而在一定程度上限制了技术的进步和推广。为此,对含硫气田水闪蒸气的来源、组成、排放特点及其控制工艺等进行了分析,探究含硫气田水闪蒸气处理的可行途径,重点从工艺原理、技术路线和适用性等方面针对当前主要的闪蒸气脱硫工艺展开评述,分析、对比了各种技术的特点和适用范围,根据潜硫量的大小对处理工艺进行了推荐,提出了技术发展的方向和建议。研究结果表明:(1)气田水闪蒸气具有含硫化氢浓度高、瞬时流量大、日均潜硫量低和压力低等特性,对其处理应满足国家标准GB/T 14554—1993中H_2S的排放要求;(2)上述几种闪蒸气处理技术各有优缺点:非再生胺液吸收工艺简单、投资较低、运行成本高、净化度低,干法脱硫工艺较简单、生产稳定、投资较高,液相氧化还原脱硫工艺适应潜硫量范围广、净化度高,但工艺复杂、投资高、稳定性较差;(3)含硫气田水闪蒸气处理应首选有组织达标排放,潜硫量在10 kg/d以内建议采用干法或胺液吸收工艺,潜硫量超过10 kg/d建议采用液相氧化还原吸收工艺。结论认为,应进一步探索气田水闪蒸气气质、气量和气速的准确变化规律,以支撑工业设计,并使装置向橇装化、标准化、模块化和自动化方向发展;同时引进增压回收和其他行业低压气体处理新技术,以完善技术体系。     

液化气脱硫醇装置碱液再生高硫尾气的净化处理

液化气脱硫醇装置碱液再生单元的尾气硫含量较高，直接送至常减压蒸馏装置加热炉伴烧时将引起加热炉排放烟气中的SO₂浓度大幅上升，无法满足环保要求。通过对再生尾气进行离线模拟吸收试验，发现催化裂化柴油对再生尾气中的硫化物具有良好的吸收效果。依据试验结果对再生尾气系统进行脱硫改造，改造后加热炉外排烟气中的SO₂浓度大幅降低，满足国家和地方的相关排放标准要求。     

低浓度H2S酸气硫回收工艺技术的优化

针对靖边气田某天然气净化厂硫磺回收装置尾气SO₂排放不达标等问题,以提高H₂S转化率、降低SO₂排放量为目标,在传统Clinsulf-DO工艺的基础上,从工艺流程和催化剂方面进行优化设计,形成了双反应器选择性氧化硫回收工艺及尾气碱洗技术,并采用国产催化剂HS-35和HS-38进行催化反应。工业标定结果表明,改造后装置总硫转化率由原工艺的80.27%提升到94%以上,尾气中SO₂的质量浓度降低到100 mg/m³以下,达到了新环保法规《石油炼制工业污染物排放标准（GB31570—2015）》的规定。较好的工业应用结果可为同行业低含H₂S酸性气硫回收和尾气排放达标提供一定的参考。     

磷石膏、NH3联合矿化天然气净化厂尾气中CO2的流程模拟

针对CCUS新工艺——磷石膏、NH3联合矿化天然气净化厂排放尾气中CO2,应用流程模拟方法,在物性估算、模型建立的基础上,对磷石膏矿化CO2反应的工艺条件进行了优化,提出反应温度为60℃、反应时间为100min的优化方案。对比优化后工艺条件与现有工艺条件的模拟结果可知,优化后尾气中CO2、NH3、磷石膏排放量比现有工艺排放量均减少3%以上。以降低工程能耗为优化目标,通过对全流程进行换热网络的设计,可使热公用工程能耗降低15%,冷公用工程能耗降低5.6%。     

基于GB 39728-2020的中小规模天然气净化厂达标排放工艺技术经济对比

随着国家对环境质量要求的日益严格,GB 39728-2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》由国家生态环境部正式发布,明确了中小规模(硫磺产量<200 t/d)天然气净化厂排放尾气中SO2质量浓度的控制指标为800 mg/m3.若要满足该标准,需进行尾气处理工艺改造.对适用于中小规模天然气净化厂的达标排放尾...     

N2中SO2对S Zorb吸附剂活性组分的影响

S Zorb烟气中空纤维膜分离的尾气中含有大量N₂和少量的SO₂。为了考察膜分离尾气用于S Zorb装置再生和汽提的可行性,采用小型固定流化床装置,以含有少量SO2的普氮作为进料气,在S Zorb再生条件下分别考察了SO₂含量对S Zorb新鲜剂再生和再生剂汽提过程中活性组分 金属氧化物的影响。结果表明,N2中SO2质量分数低于0.5%时,只对新鲜剂再生略有影响而对再生剂汽提没有影响,因此膜分离尾气可以用于S Zorb吸附剂的再生或汽提;随着N2汽提时间延长,汽提产品气中硫含量提高,表明N₂汽提可以促进再生剂中已生成的硫酸盐、亚硫酸盐分解。     

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为配合天然气“东输”工程的实施 ,重庆市川东北地区将开发高含硫天然气气田 ,并配套建设大型天然气净化厂。川东北地区拟建 2套 30 0× 10 4m3 /d天然气净化装置 ,其原料气H2 S和CO2 含量高达 10 %和 6 % ,产硫量达到 80 0t/d ,当数国内之最 ,按我国现行环保法规要求 ,硫回收率至少要达到 99.7%以上 ,尾气排放才能达标。这对硫磺回收和尾气处理装置的优化设计提出了苛刻的要求。文章介绍了国外大型硫磺回收及尾气处理技术的最新发展动态 ,并结合国外公司技术交流情况 ,针对预可研推荐的总工艺流程 ,从现场操作管理的角度提出了采用两级Claus转化、溶液串级再生和高效富氧工艺技术等初步建议 ,力争实现净化厂工艺简洁先进、技术成熟可靠、操作安全平稳、投资经济合理的目的     

H2O对γ-Al2O3吸附SO2和NO性能的影响

在小型固定流化床实验装置上,以γ-Al2O3为吸附剂、吸附温度为200℃时,研究了H2O对γ-Al2O3吸附SO2和NO性能的影响;通过XRD和NH3-TPD等表征手段,对吸附反应前后的吸附剂样品进行表征。结果表明：无论是无氧或者有氧条件,H2O均不利于SO2在γ-Al2O3上的吸附,相比于H2O体积分数为0%,H2O体积分数为10%时,γ-Al2O3对SO2高吸附效率的时间从20 min缩减至12 min,H2O的体积分数越高抑制作用越明显;H2O对于NO单独吸附的影响并不明显;SO2和O.2同时存在可以促进NO在γ-Al2O3表面的吸附,H2O对γ-Al2O3同时吸附SO2和NO的性能存在抑制作用。