大型天然气净化厂硫磺回收装置尾气SO2减排技术

GB 39728—2020《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》对新建及现有天然气净化厂硫磺回收装置大气污染物排放限值提出了更高的要求。为降低尾气SO₂排放浓度,实现含硫废气资源化利用,对高含硫天然气净化厂硫磺回收装置工艺技术进行了优化：(1)开发大型硫磺回收装置液硫池含硫废气回收工艺,将液硫池废气引入克劳斯炉进行硫元素回收;(2)开发大型硫磺回收装置深度热备开工技术,建立酸性气联通网,减少开工期间SO₂排放;(3)开发大型硫磺回收装置绿色停工工艺,利用热氮吹硫实现绿色停工。技术优化后,装置负荷100%时,尾气SO₂质量浓度可降至197 mg/m³,减少排放40%;停工期间,尾气SO₂排放浓度远低于甲烷吹硫模式,平均值可达237 mg/m³,满足GB 39728—2020对大型硫磺回收装置的SO₂排放要求。     

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。     

高含硫天然气净化技术新进展与发展方向

高含硫天然气的安全高效净化处理对我国天然气工业发展具有重要意义。为此，在系统回顾我国含硫天然气净化技术的3大发展历程的基础上，围绕天然气气质达标和硫磺回收装置尾气减排2大难题，指出了脱硫脱碳、硫磺回收及尾气处理、净化装置稳定运行3方面研究取得的进展、面临的挑战及攻关方向。研究结果表明：(1)以高含硫天然气有机硫脱除为核心的技术已开发成功并实现工业应用，可实现高含硫天然气达标净化处理，以CT-Redox和CT-LOP工艺为代表的络合铁法脱硫技术则有力地保障了我国高含硫天然气单井脱硫生产；(2)在现有常规与延伸克劳斯硫磺回收配套还原吸收与氧化吸收尾气处理技术基础上，研发的大型硫磺回收装置有机硫水解与尾气高效处理技术可满足日益严苛的国家标准要求，实现装置尾气超低排放；(3)以配方型脱硫胺液复活、高含硫净化厂设备腐蚀防护和净化装置长周期运行风险评价技术为代表的关键技术成效显著，有力地保障了净化装置的长周期安全平稳运行。结论认为，我国高含硫天然气净化技术已全面实现国产化，总体水平与国外相当，部分技术处于国际领先水平，建议在复杂含硫天然气中多组分有机硫深度脱除、净化装置尾气全天候全时段达标、物理化...     

高含硫天然气净化新工艺技术在普光气田的应用

普光气田的天然气具有高含H₂S和含CO^₂及有机硫的特点,天然气净化难度大。为满足高含硫天然气净化的要求,普光天然气净化厂采用了MDEA法脱硫脱碳、TEG法脱水、常规Claus硫磺回收、加氢还原吸收尾气处理的天然气净化工艺路线。同时,在国内首次应用了气相固定床水解脱除羰基硫（COS）、中间胺液冷却、MAG^R液硫脱气等国际先进的天然气净化新工艺和专利技术,通过不断地摸索及优化工艺参数,解决了原料气脱除有机硫、CO₂选择性吸收、液硫深度脱除H₂S等技术难题;还应用了溶剂串级吸收和联合再生工艺、能量回收利用等多项技术,通过优化调整胺液循环量、降低能耗等手段,降低了操作费用。高含硫天然气净化新工艺技术应用于普光气田后,净化装置运行稳定,净化气质量超过设计要求,达到了国家标准一类气的指标。     

天然气净化厂Claus硫磺回收装置硫回收率计算方法

介绍了天然气净化厂Claus硫磺回收装置硫回收率的主导计算公式和带尾气处理装置的总硫回收率计算方法,重点讨论了Claus硫磺回收装置硫回收率主导计算公式中硫磺在尾气中体积分数的确定方法及用氮平衡、碳平衡和硫平衡确定尾气流量的方法。     

天然气净化厂尾气SO_2排放治理工艺探讨

随着国家新《环境保护法》的实施,越来越严格的尾气排放标准给天然气净化厂硫磺回收及尾气处理装置带来巨大的减排压力和技术升级的严峻挑战。为此,分析了国内外天然气净化厂尾气排放标准改进及国内尾气排放现状,对可用于现有装置升级改造的5种尾气处理工艺(还原吸收法、胺法SO_2吸收法、湿法制酸法、石灰石/石膏湿法和循环流化床干法)、液相氧化还原法和生物脱硫法进行了技术评价分析,并针对2种不同处理规模(原料气潜硫量大于等于1 t/d及原料气潜硫量小于1 t/d)进行了技术经济对比分析。结果表明:①现有天然气净化厂硫磺回收装置排放尾气具有SO_2排放浓度较高、总量小的特点,宜采用还原吸收法、胺法SO_2吸收法和循环流化床法用于尾气治理或采用液相氧化还原法直接处理;②对原料气中潜硫量较大的,尾气处理宜选用还原吸收类工艺,反之则宜采用液相氧化还原法直接处理;③对尾气中潜硫量为中等的,宜选用胺法SO_2吸收工艺,潜硫量较小的则宜选用循环流化床干法工艺。     

碱液脱硫在天然气净化厂的应用北大核心CSCD

目的针对天然气净化厂硫磺回收尾气处理装置的运行特点及现有工艺的优缺点,提出一种能够适应中小规模、工况变化大的尾气处理工艺。方法采用碱液脱硫工艺应用于天然气净化厂硫磺回收尾气处理,采取了尾气NaOH碱洗“洗涤塔+脱硫塔”双塔组合脱硫、优化焚烧炉结构、提升硫酸钠产品指标等措施。结果碱液脱硫后,排放尾气中SO_(2)质量浓度为10~268 mg/m^(3),满足GB 39728-2020《陆上石油天然气开采工业污染物排放标准》的要求,且副产物硫酸钠满足合格品要求直接外销。结论碱洗脱硫可满足天然气净化厂尾气处理装置技术、经济性的要求,同时取得了巨大的环保效益,可为同类装置提供技术参考。     

西南地区天然气净化厂尾气减排方案探讨

通过对硫磺回收尾气处理主要工艺以及西南地区天然气净化厂硫磺回收装置排放现状的分析,着重对比了加氢还原类和可再生型有机胺类脱硫尾气处理工艺,提出了天然气净化厂尾气减排方案,为天然气净化厂尾气减排提供了新思路。     

常规克劳斯非常规分流法硫磺回收工艺在天然气净化厂的应用

针对元坝天然气净化厂脱硫再生酸气中H_2S体积分数较低(41%~48%)的特点,元坝天然气净化厂硫磺回收装置采用常规克劳斯非常规分流法硫磺回收工艺,该工艺具有流程简单、操作弹性大及自控调节先进等特点。通过在元坝天然气净化厂硫磺回收装置1年时间的工业应用,结果表明,当酸气中H_2S体积分数为41%~48%时,常规克劳斯非常规分流法硫磺回收工艺燃烧炉炉温均在1 050℃以上,炉内硫转化率为65%~68%,产品硫磺达到国家优等品质量指标。该工艺技术在元坝净化厂硫磺回收装置的成功应用,可为天然气净化厂同类装置提供参考。     

20×104 t/a硫磺回收装置液硫脱气组合工艺应用分析

普光天然气净化厂建设有12套大型硫磺回收装置,硫磺产能240×10~4 t/a。原设计采用BlackVeatch的专利MAG~(○R)技术脱除液硫中硫化氢(H_2S),逸散废气经低压蒸汽抽射器引入尾气焚烧炉。投产初期,液硫中H_2S质量分数远高于控制指标0.001 5%。后续引入空气鼓泡加喷射脱气工艺,液硫中H_2S质量分数降至0.001 0%以下。随着装置的运行,催化剂、溶剂性能下降,烟气SO_2排放标准日趋严格,采用中压蒸汽抽射器,将液硫池废气由尾气焚烧炉改入克劳斯炉,回收废气中的硫元素,将排放烟气中SO_2质量浓度降至200 mg/m~3以下。     

Commercial Application of the RAR Sulfur Recovery and Tail Gas Treating Process

The 40kt/a sulfur recovery unit for tail gas treating applying the reduction-absorption-recycling (RAR) technology is aimed at regeneration of the rich amine solution and recovery of sulfur to operate in tandem with the 1.2Mt/a diesel hydrofining unit. The process unit calibration data have revealed that the recovery of total sulfur reaches 99.86%, which is 6.65 percentage points higher than that before application of the RAR technology. The SO2 content in vented tail gas is 0.27 t/d, which is much less than the latest emission standard prescribed by the State. The factors that can affect the unit operation have been analyzed and corresponding measures have been suggested including the necessity to improve the control over the reaction temperature in the tail gas hydrogenation unit.     

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??As the new Law of Environmental Protection is implemented in China, sulfur recovery and tail gas treatment units in natural gas purification plants have to reduce emissions by technological upgrading in order to meet the stringent tail gas emission standards. In this paper, the improvement of tail gas emission standards on natural gas purification plants at home and abroad and the status of tail gas emission in China were analyzed. Then, five tail gas treatment methods (i.e., reduction adsorption, amine SO₂ adsorption, wet acid, limestone–gypsum wet, and dry circulating fluidized bed), liquid phase oxidation-reduction method and bio-desulfurization method were technically evaluated. Moreover, two treatment scales (potential sulfur rate of feed gas higher and equal to 1 t/d or lower than 1 t/d) were compared technically and economically. It is indicated that the tail gas emitted from the sulfur recovery units in existing natural gas purification plants is characterized by a high SO₂ content and a small SO₂ volume. It should be treated by means of reduction adsorption method, amine SO₂ adsorption method and dry circulating fluidized bed method or directly treated by means of the liquid phase oxidation- reduction method; that the tail gas of the feed gas with a higher potential sulfur rate should be treated by means of reduction adsorption technologies, and otherwise liquid phase oxidation-reduction method should be used for the direct treatment of tail gas; and that the tail gas of the feed gas with a medium potential sulfur rate should be treated by means of the amine SO₂ adsorption technology and that with a lower potential sulfur rate should be treated by means of the dry circulating fluidized bed technology.     

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。     

亚露点硫磺回收及尾气处理新进展

亚露点技术在天然气硫磺回收及尾气处理技术中占有重要地位。综述了亚露点硫磺回收及尾气处理技术的进展情况，着重介绍了Clauspol系列，Clinsulf-SDP和MCRC工艺的技术特点、应用及发展，探讨了亚露点技术的发展趋势。     

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...     

大型硫黄装置液硫池废气回收技术应用分析

按照新标准要求,硫黄回收装置二氧化硫排放浓度应小于400 mg/m^3,为此选择了克劳斯循环处理技术回收液硫池废气,从而降低装置烟气二氧化硫的排放浓度。装置新增1台空气加热器,将燃烧空气加热至140℃,降低废气对主燃烧炉温度的影响,避免含硫废气堵塞主燃烧炉风线;新增了联锁系统,在克劳斯系统异常停车工况,废气入主燃烧炉切断阀和中压蒸汽切断阀联锁关闭,以保证系统的本质安全。测试数据分析表明,克劳斯系统、加氢系统运行稳定,催化剂床层温度、硫比值数据、急冷塔出口气氢含量、急冷水pH值等硫黄单元工艺参数未见异常。硫黄单元在80%、100%负荷工况下,烟气二氧化硫减排超过100 mg/m^3,减排幅度达到50%。     

LS-951催化剂在Claus尾气加氢装置上的应用

以氢氧化铝干胶为主要原材料,经改性制备成三叶草型载体,采用钴钼共浸液浸渍制备硫磺尾气加氢LS-951催化剂。考察了LS-951催化剂的物化性质、尾气处理工艺流程及所用尾气加氢催化剂LS-951的装填、预处理过程及工业应用情况。结果表明,催化剂具有良好的低温活性,完全能满足硫磺回收装置尾气处理工艺的要求,经净化后的尾气总硫排放量一般在100mg/m3以下。     

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长庆气田第一净化厂从德国Linde公司引进了一套采用Clinsulf-o工艺的硫磺回收装置，用以处理1200×104m3/d  MDEA脱硫装置产生的酸性气体，该酸气H₂S含量为1.3%～3.4%（摩尔分数）。装置于2004年4月底建成投产，截至目前装置运行情况良好，实际硫回收率平均为94.85%，硫磺纯度为99.9%，排放尾气中的H₂S含量和CO₂含量均符合我国当前的排放标准。     

硫回收装置尾气排放执行新标准的看法和建议

从我国硫回收装置的现状出发 ,比较国外有关标准 ,认为新的大气污染物综合排放标准 (GB162 97)规定的SO2 最高允许排放浓度 ,对硫回收装置的尾气排放来说 ,定得过严 ,实施难度大 ,应有所放宽。提出了按硫回收装置规模规定最低硫回收率的具体建议方案。     

酸气回注技术发展现状及其在中国的应用前景

零排放的酸气回注技术是一种替代硫磺回收工艺的经济可行的酸气处理方法,同时也是一个减少温室气体排放的环保方法。为此,总结了酸气回注技术的发展和应用现状,结合实例对酸气回注和硫磺回收进行了经济技术和环保对比分析,结果表明：酸气回注方案的硫处理费用为1 270美元/t;而硫磺回收的硫处理费用为1 400美元/t,若进一步考虑CO₂排放、硫磺销售等因素,其综合处理费用将超过1 779美元/t。同时,分析了酸气回注在中国的应用需求及条件,展望了该技术在中国的应用前景,指出在下述几种情况下,为了取得最好的经济和环保效益,酸气回注会是一个不错的选择：①老气田气质变化后,硫磺回收装置已不适应生产需要而需改造;②新开发气田太偏远或H₂S含量太低,硫磺回收不经济或工艺技术不好解决;③部分新开发气田的天然气组成不稳定,进行硫磺回收投资大、风险高;④部分碳酸盐岩开发油田伴生气含H₂S,但含量变化大,进行硫磺回收工艺选择难度大;⑤火驱开发油田和采用蒸汽辅助重力泄油开发的稠油油田,其伴生气中H₂S含量大,但气量小,回收不经济;⑥低渗透油田用CO₂提高采收率等。