天然气净化中的脱硫方法与节能措施

王晓光

【摘 要】高含硫天然气净化厂需对H2S含量较高的原料气进行处理，溶液循环量大、工艺流程长、公用工程消耗量大、能耗高。本文介绍了天然气脱硫原理及工艺流程和含硫天然气脱硫方法，阐述了含硫天然气脱硫节能措施及效果。

【关键词】天然气；脱硫装置；脱硫方法；节能措施

在天然气净化工作中的开展节能措施工作，能够有效的降低能源消耗和生产成本，是天然气企业生产工作中的重中之重，而在天然气净化工程中脱硫单元的能耗占到整个生产过程中能耗的90%以上，做好脱硫装置的节能降耗工作对整体节能降耗工作有着非常重要的意义。

一、天然气脱硫原理及工艺流程

1.1原理。原料气被分离掉其中的绝大部分杂质和游离水后，进入脱硫装置脱除其所含的H2S和部分CO2，从脱硫装置出来的湿天然气送至脱水装置进行脱水处理，脱水后的干净化天然气即产品天然气经输气管道外输至用户。与其它脱硫方法相比，甲基二乙醇胺（MDEA）脱硫法具有选择性好、解吸温度低、能耗低、腐蚀性弱、溶剂蒸汽压低、气相损失小、溶剂稳定性好等优点，是目前天然气工业中普遍采用的脱硫方法。但MDEA溶液的再生过程能耗较大，再生塔重沸器消耗了净化厂全厂蒸汽消耗总量的90%以上。因此，对脱硫工艺过程本身的能量进行合理而高效的回收利用是天然气脱硫工艺节能的重要途径。

1.2工艺流程。MDEA法脱硫工艺原料天然气在约20℃、4～7MPa条件下进入脱硫装置，在塔内40～50℃、4～7MPa的低温高压条件下进行脱硫脱碳反应；吸收了酸气的富胺液（40～50℃、4～6MPa）从吸收塔底部抽出，经液位控制后压力降至约0.6MPa进入闪蒸罐；经液位控制从闪蒸罐底部抽出的富液经贫/富液换热器与从再生塔底来的贫液换熱，温度升至约90℃后进入再生塔。再生塔顶酸气出口含有大量的潜在热能，温度为100～110℃，其中水蒸气含量约为70%。典型MDEA脱硫工艺使用风冷、水冷将其冷却至约40℃，冷却后酸气送至硫磺回收装置，液体部分回流至再生塔顶进行循环。在此过程中，水蒸汽的潜热不仅没有被有效回收利用，而且消耗了电能及大量循环冷却水。

二、含硫天然气脱硫方法

2.1膜分离法。有相关试验结果显示，在脱硫处理中应用气体分离膜，可将每立方米所含硫量控制在5mg以内。而在脱硫中应用单级膜组件，对于烃的损害较大，无法实现经济性。脱硫率以及烃回收率之间属于相互矛盾的关系，无法同时满足两者，因此在脱硫工作中，应在保证脱硫量的前提下，尽量减少烃的损失量。

2.2生物催化脱硫法。生物催化脱硫法是通过对微生物新陈代谢的效果而实现脱硫的目的，此方法操作条件较为温和，且操作流程简单，费用合理，其竞争优势较为显著，发展前景也较为明朗。对于中低含硫量的天然气而言，在净化处理中应用生物脱硫法，在技术经济上的优势尤为明显。在处理含硫天然气中，硫磺的处理能力不宜超出5t/d。生物催化脱硫法的流程较为简单，且对于化学品与能源的消耗方面较少，无需借助化学催化剂。此外，生物催化脱硫法的效果较好，可确保天然气在进行脱硫处理后，其硫化氢含量不超出4×10-6（g/g）。并且，由于生成硫磺的亲水性较佳，对管线不会产生堵塞情况，因此处理装置方面无硫堵与溶液发泡的现象。

2.3混合吸收法

（1）Hybfisol法。此方法是Elf Aquitaine近年开发成功的脱硫工艺，其吸收剂的构成物包括叔胺、仲胺、甲醇等物质，该吸收剂将叔胺、仲胺、甲醇等的特性有效结合在一起。在富含烃类的伴生原料气或是酸性天然气等气体的处理中较适宜应用Hybfisol法。

（2）活化MDEA法。活化MDEA溶剂是将MEA或DEA等活化剂与MDEA溶液混合所构成，增强二氧化碳的吸收效率为活化MDEA溶剂最主要的目的，常在处理硫化氢含量较少但需要进行大量脱除二氧化碳的原料气中应用。在流程的安排方面，活化MDEA法是以多级降压闪蒸进行安排，从而使水溶液中所溶解的二氧化碳最大化，实现节能的目标。然而，节能目的仅能在二氧化碳分压极高的原料气中实现。活化MDEA溶剂在化学性、热稳定性等方面的性能较优，因而可有效预防装置出现严重腐蚀与结垢的现象。此外，活化MDEA溶剂产生发泡现象的几率也较低。

（3）Sulfinol法。此方法属于砜胺法脱硫工艺之一，主要由化学吸收剂与物理吸收剂构成，其中物理吸收剂采用环丁砜，而化学吸收剂可由多种醇胺化合物中选取一种，其中MDEA（甲基二乙醇胺）与DIPA（二异丙醇胺）属于较为常用的化学吸收剂，因而衍生了SulfinolMDEA法、Sulfinol-DIPA法。Sulfinol法与通常使用的醇胺法较为相似，主要有强净化能力、再生能消耗量低、酸气负荷高等特点，在气能的净化方面可满足商品气对于质量的要求。

（4）物理吸收法。物理吸收法中应用的吸收剂均为有机复合物。该方法通过吸收剂对硫化物进行溶解性脱硫，同时在脱硫期间无化学反应发生。因为此种方法具有共吸现象，例如在同一时间不仅吸收H2S物质还吸收了重烃，这一现象会对净化期在热值与硫磺等方面的质量造成影响，因此常用于吸收含烃量较大、酸气分压在0.35MPa以上的天然气中。物理吸收法具有易再生、处理量大、可减压闪蒸出大部分酸气等优点。

（5）化学吸收法。化学吸收法属于现阶段在天然气脱硫中最为多用的一种方法。MEA（一乙醇胺）、MDEA（甲基二乙醇胺）、DEA（二乙醇胺）、TEA（三乙醇胺）、DIPA（二异丙醇胺）、DGA（二甘醇胺）等均是目前较为多见的脱硫剂。醇胺法中的脱硫、脱碳等工艺所应用的水溶液已由单一性发展至多种溶剂混合调配成的配方型溶液，借助溶剂的复合化，不仅可提升其操作性能、扩展其应用范围，还可实现提高装置处理量、降低生产成本以及节能降耗的效果。

三、含硫天然气脱硫节能措施及效果

3.1采用先进节能工艺。应根据天然气的组成、压力和对产品气质量的要求，选用能耗低、经济效益好的脱硫工艺方法。采用溶剂吸收法脱硫时，宜选用溶液酸气负荷高的溶剂，以降低溶液循环量。对含二氧化碳与硫化氢比例高的原料气，在二氧化碳含量已符合产品气要求时，宜选用对硫化氢具有选择性的溶剂，如甲基二乙醇胺（MDEA）及配方溶液。溶液循环量少，则贫胺液增压的电力消耗、冷却贫胺液耗用的循环冷却水量及再生胺液的蒸气消耗量均较低。适当降低硫磺回收装置的配风量，提高硫磺回收装置出口尾气中还原气量，确保尾气中的还原气量能满足尾气处理装置加氢反应的需要，在线炉仅起进加氢反应器前尾气的再热作用，燃料气采用等当量燃烧，减少尾气处理装置在线炉的燃料气消耗。

3.2回收可利用能源。①将脱硫装置和脱水装置的闪蒸气回收用作燃料气，以降低燃料气消耗。②甘醇吸收法脱水工艺中，若汽提气用量较大，应根据将含水汽提气回收利用。③脱水装置在贫液循环泵前设置贫/富液换热器，有效地回收了部分热量，减少了贫液冷却的循环冷却水用量和富液再生的燃料气耗量，降低了工厂能耗。④根据尾气焚烧炉出口尾气量大、温度高、可回收热量大的实际情况，将该热量回收产生过热蒸气供装置使用。⑤将酸水汽提后的汽提水用作循环水装置的补充水，减少新鲜水用量，降低取水及水处理系统规模，降低能耗。

四、结语

目前，我国国内天然气开采时，会面临着酸性气体，尤其是硫化氢物质危害严重的问题，给实际开采工作造成了困难，对其进行脱硫净化具有重要意义。高含硫天然气净化厂因H2S含量高，溶液循环量大，公用工程负荷大，需要的能量大，同时，因酸气量大，硫磺回收装置工艺过程将产生大量可回收利用的热能，节能的潜力巨大。优化工艺方案，尽量回收能量，合理利用热量，可有效降低能耗，提高经济效益。

【参考文献】

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[2]李红菊，唐晓东，赵红义，郭巧霞.天然气脱硫技术[J].石油化工腐蚀与防护，2009，26（05）