燃气脱硫技术与工艺_展示
天然气脱硫工艺介绍
天然气脱硫工艺介绍（1）工程中常用的天然气脱硫方法天然气脱硫的方法有很多种，习惯上把采用溶液或溶剂做脱硫剂的脱硫方法称为湿法脱硫，采用固体做脱硫剂的脱硫方法称为干法脱硫。
一般的湿法脱硫有化学溶剂法（如醇胺法）、物理溶剂法（如Selexol法、Flour法）、化学-物理溶剂法（如砜胺法）和直接转化法（如矾法、铁法）。
常见的干法脱硫有膜分离法、分子筛法、不可再生固定床吸附法和低温分离法等。
（2）天然气脱硫方法选用原则天然气组分、处理量、硫含量、厂站所处自然条件、产品质量要求、运行操作要求等都是天然气脱硫工艺的选择依据。
目前，根据国内外工业实践的经验，天然气脱硫脱碳工艺的选择原则可参考以下内容。
①原料气中含硫量高，处理量大，硫碳比高需要选择性吸收H2S同时脱除相当量的CO2，原料气压力低，净化气H2S要求严格等条件下，可选择醇胺法作为脱酸工艺。
②原料气中含有超量的有机硫化物需要脱除，宜选用砜胺法。
此外，H2S分压高的原料气选用砜胺法时能耗远低于醇胺法。
③H2S含量较低的原料气中，潜硫量在0.2t/d～5t/d时可考虑直接转化法，潜硫量低于0.2t/d的可选用非再生固体脱硫法如固体氧化铁法等。
实践中，往往在选择基本工艺方案之后，根据具体情况进行技术经济比较，最终确定天然气的脱硫脱碳方法。
图1 和图2 分别表示了原料气中酸气分压和出口气质量指标对脱硫方案选择的影响。
图1 脱硫方案选择与酸气分压的关系图2 脱硫方案选择与进、出口气质量指标的关系（3）低含硫量天然气脱硫方案某项目天然气组分和参数如下：表1 原料气组分表表2 原料气工艺参数表由表可知，本工程的特点是含硫量低，处理量不大，出口气要求较严格。
可用的几种脱硫工艺方案如下：①干法脱硫——固定床吸附法氧化铁固体脱硫是典型的干法脱硫工艺，处理原料气中的H2S含量一般在10ppm到1%之间。
工艺流程图如图3。
原料气首先进行过滤分离，除去固体杂质和游离水后，进入脱硫装置固体脱硫塔进行吸附脱除气体中含有的H2S，其余塔进行更换脱硫剂工作。
天然气脱硫工艺技术课件(PDF 36页)
DGA
60
3.5
0.25
35.75
180
37,800!
DEA
25
3.47
0.62
35.98
130
27,100
SNPA-DEA 25
1.96
1.1
63.84
130
15,3001
MDEA
35
3.48
0.5
35.92
120
25,100.
K2CO3
30
6.25
0.3
20.02
60
22,500
⑶各种胺法及砜胺法的工艺特点
天然气脱硫工艺技术
天然气脱硫工艺技术 天然气净化的目的是脱除含硫天然气中的 H2S、CO2、水份及其它杂质�如有 机硫等��使净化后的天然气气质符合 GB17820-1999《天然气》国家标准� 并回收酸气中的硫�且使排放的尾气达到 GB16297-1996《大气污染物综合排 放标准》的要求。天然气净化工艺一般包括脱硫、脱水以及硫磺回收和尾气 处理等几个环节。 一、天然气脱硫脱碳 1、按照脱硫脱碳工艺过程本质可将其分为化学反应类、物理分离类、化学物 理类及生化类等。 化学反应类�包括胺法�对不同天然气组成有广泛的适应性�、热钾碱法�宜 用于合成气脱除 CO2�、直接转化法�适用于低 H2S 含量的天然气脱硫�也可 用于处理贫 H2S 酸气�、非再生性方法�适用于天然气潜硫量很低的工况�等。 "物理类�包括物理溶剂法�适用于天然气中酸气分压高且重烃含量低的工况�、 分子筛法�适用于已脱除 H2S 的天然气进一步脱除硫醇 13X 和 5A�、膜分离 法�适用于高酸气浓度的天然气处理�可作为第一步脱硫脱碳措施�与胺法 组合是一种好的安排�、低温分离法�系为 CO2 驱油后的伴生气处理而开发的 工艺�等。 化学物理类�包括化学物理溶剂法�适用于天然气中有机硫需要脱除的工况� 高酸气分压更有利�但重烃含量高时不宜用�等。 生化类�包括生化法�尚待进一步发展�适用于低 H2S 含量的天然气脱硫� 等。
天然气脱硫工艺流程
天然气脱硫工艺流程
天然气中含有大量的二氧化硫，需要进行脱硫处理，以减少对环境的污染和对设备的腐蚀。
目前常用的天然气脱硫工艺有化学吸收法、生物法和物理吸附法。
化学吸收法是目前应用最广泛的脱硫工艺，其基本原理是将天然气与一种能与二氧化硫发生化学反应的溶剂接触，溶剂中的化学反应产物与二氧化硫结合，从而实现脱硫。
整个化学吸收法的工艺流程可分为吸收、析出、再生和尾气处理四个环节。
首先，天然气进入吸收塔，与含有溶剂的吸收液进行接触。
吸收塔中通常设置有填料，增加接触面积，使天然气与溶剂充分混合。
在接触的过程中，二氧化硫会与溶剂中的一种活性物质发生化学反应，生成可溶解于溶剂中的硫化物。
接下来，通过在脱硫塔中进行适当的压力和温度的变化，使得溶剂中的硫化物从溶解状态转变为析出状态。
这样，硫化物就从溶剂中分离出来，并沉积在塔底的析出器中。
然后，对析出后的溶剂进行再生处理。
通过对析出液进行加热，溶剂中的硫化物可以再次转化为可溶解的硫化物，从而方便后续的循环使用。
经过再生处理后的溶剂可以回流到吸收塔，继续进行脱硫操作。
最后，对脱硫后的尾气进行处理。
尾气中可能还残留有少量的
二氧化硫，需要进一步处理以达到排放标准。
常用的尾气处理方法有吸收法、膜分离法和催化氧化法等。
总的来说，天然气的脱硫工艺流程是一个多环节、连续进行的过程。
通过吸收、析出、再生和尾气处理等步骤，可以有效地将天然气中的二氧化硫去除，达到环保和能源利用的双重目标。
不断的技术创新和工艺优化，将进一步提高天然气脱硫工艺的效率和经济性。
毕业设计 天然气脱硫技术工艺流程
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H2 S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(D IPA) 、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H2 S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H2 S,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H2 S/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。
天然气脱硫技术工艺
天然气脱硫技术工艺天然气含硫对系统环境影响很大，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。
随着天然气工业的快速发展，为天然气处理所需的各种新工艺、新设备、新技术的应用提供了很好的条件。
天然气脱硫的目的是为用户提供合乎标准的净化气。
国家质量技术监督局颁布的天然气国家标准要求：一类气硫化氢≤6mg/m3，总硫≤100mg/m3；二类气硫化氢≤20mg/m3，总硫≤200mg/m3；而且是强制性标准。
另一方面国家环保局制定了GB16297-1996大气污染综合排放标准，对二氧化硫排放除限定排放速率外，还对排放浓度做了严格的规定：新污染源二氧化硫≤960mg/m3，现有污染源二氧化硫≤1200mg/m3，另外，由于天然气气质的变化，部分净化厂的适应性问题也很突出，需逐一加以改造。
由此可见国内天然气脱硫面领着十分繁重的任务，需进一步加大研究力度，开发出新型集成式脱硫新技术。
一、醇胺法是目前天然气脱硫中使用最多的方法。
该方法脱除硫化氢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、二乙醇胺、二异丙醇胺、甲基二乙醇胺等。
一乙醇胺工艺：原料气从吸收塔底部进入，与从塔顶部进入的贫胺溶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，通过换热器与贫胺溶液换热得到加热，然后在再生塔中再生，脱除的硫化氢和二氧化碳再生酸气进入克劳斯装置进行硫回收，贫胺经冷却泵进入吸收塔。
一乙醇胺既可以脱除硫化氢又可以脱除二氧化碳，一般认为在两种酸气之间没有选择性。
一乙醇胺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。
优缺点：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、原料气中硫化氢二氧化碳大小，该法均能使用。
煤气脱硫
煤气脱硫鼓入空气，用空气进行氧化再生并析出单指硫。
大量的硫泡沫在再生塔内生成，并浮于塔顶扩大部分。
由此利用位差自流入硫泡沫槽，经澄清分层，清夜返回循环槽，硫泡沫放至真空过滤机进行过滤，成为硫膏。
硫膏经处理制得硫磺产品。
再生塔内的液体自下流到脱硫塔顶部循环使用。
要求溶液的pH值在8.5～9.1之间，pH值若小于8.5会导致反应速度太慢，太高会增加副反应，使碱耗增大，同时硫析出速度加快，易造成堵塔。
图3—9 脱硫过程示意图1—吸收塔；2—再生塔；3—循环槽湿法脱硫常用的方法如下：（1）FRC法FRC法由日本开发研制，利用焦炉煤气中的氨，在催化剂苦味酸的作用下脱除H2S，利用多硫化铵脱除HCN。
其装置是由吸收塔和再生塔组成，前者用以吸收粗煤气中的硫化氢，后者用以硫化氢氧化和催化剂再生。
将煤气用弗玛克斯液洗涤，所含硫化氢被洗涤液吸收后，脱硫即可完成，其吸收反应为：NH3+H2S=NH4HS。
将吸收污液送入再生塔，使之与空气接触，氧化硫化氢的同时再生催化剂，然后送回吸收塔顶循环，循环液中悬浮再生的固体硫磺，用离心机分离回收。
该工艺脱硫效率高达99%以上、脱氰效率为93%，煤气经吸收塔后，H2S可降到20mg/m3，HCN可降到100mg/m3。
催化剂苦味酸耗量少且便宜易得，操作费用低；再生率高，新空气用量少、废气含氧量低，无二次污染。
但因苦味酸是爆炸危险品，运输存储困难，且工艺流程长、占地多、投资大等因素，其使用受到一定限制。
（2） HPF法HPF法是国内自行开发的以氨为碱源、HPF为复合催化剂的湿式液相催化氧化脱硫脱氰工艺，主要由脱硫和再生两部分组成。
该法也是以煤气中的氨为碱源，脱硫液在吸收了煤气中H2S后，在复合催化剂HPF作用下氧化再生，最终H2S转化为单体硫得以除去，脱硫液循环使用，生成的硫泡沫放人熔硫釜，经间歇熔硫、冷却成型后外售。
HPF催化剂活性高、流动性好，不仅对脱硫脱氰过程起催化作用，而且对再生过程也有催化作用，脱硫脱氰效率高。
煤气脱硫工艺流程
煤气脱硫工艺流程煤气脱硫是一种常用的煤气净化工艺，其主要目的是去除煤气中的二氧化硫（SO2）等有害物质，以达到环境保护和人体健康的要求。
下面将介绍一种常见的煤气脱硫工艺流程。
首先，煤气进入脱硫系统之前需要进行预处理，以提高脱硫效果。
预处理工序包括除尘和脱氢工艺。
除尘主要通过静电除尘器和布袋除尘器，去除煤气中的颗粒物。
脱氢则是通过高温加热使煤气中的烃类物质发生裂解反应，去除煤气中的烃类有机物。
接下来，煤气进入脱硫塔。
脱硫塔是煤气脱硫的关键设备，其工作原理是通过将煤气与脱硫剂接触反应，使SO2转化成易于分离的硫化物。
常用的脱硫剂包括石灰石、氨水和活性炭等。
煤气从脱硫塔的底部进入，与脱硫剂在塔内进行反应，然后从塔顶排出。
为了促进反应的进行，通常会在脱硫塔内设置填料层，增加反应界面积。
在脱硫塔内，煤气与脱硫剂接触反应后，生成的硫化物溶解在脱硫液中。
脱硫液经过塔底的排液器排出，再经过脱硫液处理装置进行处理。
处理过程中，将脱硫液进行过滤、浓缩和脱硫剂的再生等处理，以减少脱硫液的损失和对环境的影响。
处理后的脱硫液重新循环使用，提高了工艺的经济性和环保性。
除了脱硫剂反应生成的硫化物，脱硫塔排出的煤气中可能还有一部分未被吸收的SO2。
为了将其进一步减少，通常还需要设置脱硫塔的后处理装置，如催化剂吸附器或活性炭吸附器。
这些装置可将煤气中的SO2进一步吸附，并净化排出的煤气。
最后，经过脱硫系统处理后的煤气可以排放到大气中，其二氧化硫含量大大降低，达到环保要求。
同时，脱硫液处理装置所处理的废液也会得到综合利用或合理处理，降低环境污染。
总之，煤气脱硫工艺流程主要包括预处理、脱硫塔、脱硫液处理和后处理等工序。
通过这些步骤的相互配合，能够有效地去除煤气中的二氧化硫等有害物质，实现煤气净化、环保排放的目标。
煤气脱硫工艺的合理设计和优化运行，对于保护环境、改善空气质量具有重要意义。
循环流化床烟气脱硫工艺课件
循环流化床烟气脱硫工艺课件一、引言目前，空气质量污染已经成为了人们普遍关注的热门话题。
其中，烟气是造成大气污染的重要因素之一。
近年来，针对烟气的排放，人们不断地研究新的治理技术，其中，循环流化床烟气脱硫工艺成为了最受关注的一种。
a.流化床反应器的基本原理循环流化床烟气脱硫工艺是在流化床反应器的基础上开展的。
所谓流化床，即指在一定的流体动力学条件下，将固体颗粒物打破平衡状态，使之呈现出类似于流体的特性。
利用这一原理，可以有效地将气体和固体分离。
流化床反应器的特点是：在反应过程中，反应床内的颗粒物可以随着气体流动而自由移动，从而保持了反应床内混合物的均匀度和适应性。
b.烟气脱硫的基本原理烟气脱硫技术的基本原理是利用一定的化学反应来将烟气中的污染物去除。
在循环流化床烟气脱硫工艺中，采用了比较常见的湿法脱硫技术。
具体来说，将氧化钙或氢氧化钙作为脱硫剂，添加在烟气中，与气体中的气体反应，从而形成新的固体物质，如硫酸钙等。
这种新产生的固体物质会被循环流化床带到上游，进入脱硫反应器中进行二次反应，将硫酸钙分解为硫醇和水蒸汽。
脱硫后的烟气经过处理后可以安全地排放到大气中。
循环流化床烟气脱硫的基本流程主要包括：烟气进入循环流化床，与脱硫剂进行反应，脱除烟气中的污染物，经过后续的水洗处理后，将脱硫后的烟气排放到大气中。
a.高效性与传统的烟气排放治理技术相比，循环流化床烟气脱硫技术具有更高的效率。
在脱硫反应器中，脱硫剂可以充分地与烟气中的污染物反应，使其实现彻底去除，从而降低了空气中的污染物含量。
b.灵活性由于循环流化床烟气脱硫技术适用于不同种类的燃料和不同种类的烟气，因此，其灵活性更强。
换句话说，即使处理不同来源的烟气，在具体的操作过程中，同样可以采用循环流化床烟气脱硫技术进行治理。
c.安全性循环流化床烟气脱硫技术具有更好的安全性。
在烟气处理过程中，循环流化床反应器内部的高温、高压状况与烟气形成的压力，确保了反应器内部具有极高的稳定性，从而降低了由于待处理烟气导致的安全隐患。
天然气脱硫工艺
Hale Waihona Puke 项目六 知识拓展以上反应均是放热反应，反应式(3 -6-1)、式(3-6-2)在燃烧炉中进行， 不同的工艺对温度控制的要求有所不同，在1 100℃~1 600℃内，通过 严格控制空气量的条件下将硫化氢燃烧成二氧化硫，并生成部分产品硫， 同时为克劳斯催化反应提供H2S:SO2为2:1的混合气体。
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项目六 知识拓展
二、克劳斯硫回收
(一)概述 克劳斯硫回收是一种重要的酸气净化和回收工艺，广泛应用于油/气田
气处理、炼油、石化、化肥和城市煤气等诸多石油化工领域，目前全世 界共有400多套装置。国内的第一套克劳斯硫回收装置始建于1965年， 在四川东磨溪天然气田建成投产。到如今国内已建成的克劳斯硫回收装 置有70余套，其中最大达到了年产10万吨(大连西太平洋石化有限公司) 的设计规模。 (二)基本原理 克劳斯硫回收工艺是1883年由Claus提出的，并在20世纪初实现工业化， 此法回收硫的基本反应如下:
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项目六 知识拓展
③原料气H2S含量低的情况。在原料气H2S含量低、潜硫量不大、碳硫 比高且不需要脱除CO2时可以考虑如下工艺:潜硫量在0. 5 ~5 t/d内，可 考虑选用直接转化法，如络合铁法、ADA法或PDS法(酞着钻磺酸盐液 相催化法)等;潜硫量小于0. 1 t/d时可选用非再生类方法，如固体氧化铁 法、氧化铁浆液法。
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项目六 知识拓展
燃烧炉通过控制反应温度和气体在炉中的停留时间(燃烧炉尺寸)使反应 接近热平衡。
硫回收流程框图如图3-6-1所示。 (三)氧克劳斯工艺流程 两级氧克劳斯(OXYCLAUS(r))硫回收为富氧部分燃烧工艺，处理能力可
天然气脱硫技术
天然气脱硫技术引言随着全球能源结构的调整和清洁能源的兴起，天然气作为一种高效、环保的能源资源，正日益受到人们的和重视。
然而，天然气中含有的硫化物如硫化氢（H2S）和二硫化碳（CS2）等会对天然气开采和利用过程中的设备和管道造成严重的腐蚀和损害。
因此，为了提高天然气的品质和安全性，脱硫技术成为了天然气处理过程中的重要环节。
本文将详细介绍天然气脱硫的技术原理、工艺流程、优点及应用前景。
技术原理天然气脱硫技术主要基于化学吸收和物理吸收两种原理。
化学吸收法是利用酸性气体与碱性溶液反应的化学原理，将硫化物转化为可分离的硫化合物，如Na2S、CaS等。
物理吸收法则利用不同气体在特定溶剂中的溶解度差异，将硫化物从天然气中分离出来。
常用的物理吸收剂包括醇胺类、聚乙二醇类、毗啶类等。
工艺流程天然气脱硫的工艺流程主要分为以下几个步骤：1、预处理：去除天然气中的尘土、水分等杂质，保证进入脱硫装置的天然气品质。
2、吸收：将预处理后的天然气引入脱硫装置，与吸收剂发生反应，使硫化物被吸收剂吸收。
3、再生：将吸收剂从硫化物中分离出来，使其循环使用。
4、产品气处理：对脱硫后的天然气进行干燥、压缩等处理，以满足输配气要求。
具体案例中，化学吸收法的工艺流程如下：1、预处理：通过除尘、除水等措施，将天然气中的杂质分离出来。
2、吸收：在吸收塔中，用碱性溶液（如NaOH）与天然气中的酸性气体（如H2S）反应，生成可分离的盐类（如Na2S）。
3、再生：通过加热、减压等手段，使吸收剂从盐类中分离出来，循环使用。
4、产品气处理：对脱硫后的天然气进行干燥、压缩等处理，以满足输配气要求。
技术优点天然气脱硫技术具有以下优点：1、耗能低：相对于其他能源密集型处理方法，天然气脱硫技术的能耗较低。
2、效果好：采用化学吸收和物理吸收两种原理，可以有效地将天然气中的硫化物脱除，达到较高的净化效果。
3、操作简便：天然气脱硫装置的操作简单、稳定，可实现自动化控制。
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湿法脱硫技术MDEA 目前燃气脱硫工艺中最常用的方 法机理：
化学吸收方法
醇胺法
物理吸收方法
有机复合物法
混合吸收方法
Sulfinol法 Hybfisol法
活化MDEA法
2015-5-16
法，它利用碱性醇胺溶液在常温 (HOCH2CH2)2NCH3+H2S== 下与H2S和CO 等酸性气体反应生 (HOCH2CH2)2NH+（CH3+）+HS-(快反 产盐来脱硫。所得吸收富液通过 应 )(1) 物理吸收法全部采用有机复合物做吸 升温、降压，分解盐来释放出 收剂。由于该法存在共吸现象H2S (吸收剂 和 CO ，从而实现吸收剂的循环使 吸收H2S的同时吸收了很多重烃)，影 由于叔胺分子氮原子上没有氢原子， 用。低压操作时，化学吸收法比 响净化气的热值和硫的质量，因 不能和 CO：直接反应，必须通过下列 脱硫原理 混合吸收法是将化学吸收剂和物理吸 物理吸收法和混合吸收法更适用。 而多用来吸收酸气分压高(一般大于 过程： 收剂相混合，达到同时具备化学法和 利用吸收剂对硫化物的溶解性脱硫， 该方法不会造成重烃的大量损失。 0.35 MPa)、重烃含量低的天然气。 CO2+H2O ==（H+） +（HCO3-） (慢反 在脱硫过程中不发生化学反应。 物理法优点的目的。由于物理吸收剂 Hybrisol 工艺是由Elf Aquitaine最近才 应 )(2) 优点：处理量大、再生容易、大部分 的参与，会使得混合液在高酸气分压 成功的 ,吸收剂由甲醇、仲胺和叔胺混 （ H+ ） +R2NCH3==R2NH +（CH3+,） 酸气可减压闪蒸出来；溶剂循环量和 Sulfinol 法是砜胺法脱硫中的一种 它采 下，具有较高的酸气负荷力，由蒸汽 合而成 ,它将甲醇的物理溶解特性和仲胺 ( 瞬间反应)(3) 设备体积小、专用系统简单、基建和 用的吸收剂包括物理吸收剂环丁砜和 压和溶解降解引起的溶解损失也会减 活化 MDEA溶剂又称 一MDEA溶剂，它是 及叔胺的化学活性及选择性吸收结合为 以上反应均是可逆的。 操作费用低，溶剂一般无腐蚀性、不 化学吸收剂 ,化学吸收剂可采用任一种 少。该法运行灵活，适应性强，可以 由 MDEA 溶液加入活化剂 (常用的活化剂 一体 ,而且由于甲醇的存在 ,混合溶剂脱 易产生泡沫，可同时脱除有机硫 (硫醇 醇胺化合物 , 最常用的是二异丙醇胺 根据不同的酸气成分处理要求配制不 是 MEA、DEA)混合而成，其目的是提高 除有机硫的能力显著增加。 Hybfisol法适 和 COS) 而本身不降解，稳定性好、损 (DIPA) 和甲基二乙醇胺 (MDEA)。 同的吸收剂，发泡趋势小。混合溶剂 CO 的吸收效率，最初用于合成氨的脱碳， 用于处理绝大多数富含烃类的酸性、高 耗率低、不易发生冻结。 的价格通常比醇胺溶剂高。 经改进后开始用于天然气的净化，主要 酸性天然气或伴生原料气。 缺点：溶剂价格昂贵和存在共吸现象 用于原料气中 H s含量非常少，但有需 限制了该法的发展。 要大量脱除CO 的场合。
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膜分离法脱硫技术
气体膜分离技术是20世纪80年代发展起来的高新技术,在多领域 都有了成功应用。目前在脱硫领域已有初步研究及专利技术。 有气体膜分离实验结果表明,气体分离膜可以用来进行脱硫处理, 可将硫含量限制在5mg/m3以下。存在问题是:应用单级膜组件 进行脱硫,烃损失比较大,经济性得不到满足;脱硫率和烃回收率 是相互矛盾的,不能同时满足,所以应在满足脱硫含量要求的情况 下尽可能使烃损失率最小。增加进气流量,都有助于H2S传质,膜 两侧压差的影响尤为巨大;降低进气温度可以提高脱硫率并且降 低烃损失率;增大原料气H2S浓度,可以使脱硫率稍有增加,烃损 失率也有一定程度的降低;单级膜分离可能达不到预定的产品纯 度或回收率,可以考虑采用多个分离器级联操作,尤其部分物料循 环级联,可以大大提高产品纯度或烃回收率。
燃气脱硫技术与工艺
燃气工程课业展示
主讲人：
目录
1 燃气中硫元素的存在形式及危害 2 3 4 5 6 干法脱硫 湿法脱硫 最新脱硫技术介绍 工艺流程 不足及展望
硫在气化过程中会以无机硫化物（主要是H2S）和有机硫化 物（COS）的形式。有机硫化物在较高的温度下又几乎可以全部 转化成硫化氢。因此，在通常情况下，燃气中绝大部分的硫以 H2S的形式存在，燃气脱硫工艺主要围绕硫化氢的脱除问题进行。 煤气中H2S所含硫约占煤气中总硫量的90％以上。 H2S在常温下是一种带刺激臭味的无色气体，其密度为1.54kg/m3， 燃烧时生成SO2和H2O，有毒，在空气中含有0.1％时就能使人死 亡。同时， H2S对钢铁有严重的腐蚀性。
燃气中硫元素的存在形式
焦炉煤气中含H2S一般为3-12g/m3。 西气东输的天然气中硫的摩尔百分比是0.0001
燃气中硫元素的危害
燃气不脱除H2S的危害性：燃气中H2S严重腐蚀化学设备及燃气 储存输送设施，污染厂区环境。在用作炼钢、轧钢等工业热源时， 煤气中H2S会降低钢材产品的质量，腐蚀加热设备。用作城市燃 气时， H2S及燃烧生产的SO2、HCN及其燃烧生成的NOx均有毒， 会严重影响环境卫生、人们身体健康。 不同用户对煤气H2S含量的要求：冶炼常规优质钢时，允许含量 为1-2g/m3 ；冶炼一般钢时允许含量为2-3g/m3 ；薄板允许含量 为0.1g/m3。供化学合成时，允许含量为1-2mg/m3。供城市燃气 用时，含量应低于20mg/m3。 国家发改委2005年颁布实施的最新焦化行业准入条件规定：焦炉 煤气H2S含量低于200mg/m3，因此新建焦化厂煤气净化工艺必须 配备脱硫工艺。 2015-5-16 4
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生物脱硫法脱硫技术
生物脱硫利用微生物新陈代谢进行硫的脱除,其操作条件温和,流程 简单,操作费用低,具有较明显的竞争优势,应用和发展前景较为广阔 。由于生物酶催化反应的专一性,对于不同形态的硫,适用的脱硫细 菌不一样。这类细菌在有氧条件下可以利用氧化铁、硫和硫化氢 等无机物获得能量,以固定空气中CO2而进行繁殖,并在酸性或碱性 条件下生长。 生物脱硫用于中低含硫天然气的净化处理,技术经济优势明显。对 含硫天然气的处理,硫磺处理能力宜在5t／ d以内。 生物脱硫工艺流程简单,操作维护简单方便;化学品消耗少,能耗较低 ,不需化学催化剂,细菌使用过程中不会失活,无需更换,自动再生,运 行中仅需加入碱、营养液和补充水;脱硫效果好,能保证脱硫后H2S 含量小于4×10－6(g/g);处理装置不存在硫堵、溶液发泡问题,由于 生成的硫磺为亲水性,硫磺不会堵塞管线;不仅可用于天然气脱硫,也 可以进行硫磺回收,除处理含硫天然气外,还可用于处理再生酸气和 硫回收装置尾气。
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脱硫塔
脱硫工艺主要设备 构造：分为填料塔、空喷塔和板式塔
脱硫塔：
解吸塔：
再生塔：
解吸塔 等形式，常用的是填料塔。由圆同形塔体和 作用：在解吸塔内利用水蒸气的加热 和汽提作用，对吸收了硫化氢等酸性气 堆放在塔内对传质起关键作用的填料等组成， 再生塔 体的脱硫液进行解吸，从而将硫化氢等 作用：用来氧化和再生脱硫脱氰溶液。 内有喷淋、捕雾等装置。常用的填料有 木 酸性气体从中分离出来。 构造：再生塔大多为圆柱形空塔，有 构造：由圆筒形塔体和塔内的喷淋装 的还在空塔内设几层筛板。塔底设空气 格栅 、钢板网和塑料花形填料等。 置、填料及塔板组成。 分配盘，其作用是使压缩空气在塔截面 解吸原理：水蒸气 和脱硫液分别从下 脱硫原理：焦炉煤气和吸收液分别从塔底 上均匀分布。顶部扩大段为环形硫泡沫 部和上部进入解吸塔，汽液两相逆流接 槽。塔体用碳钢制成，内衬玻璃钢，以 和塔顶进入塔内，气液两相逆流接触传质， 触。硫化氢等酸性气体从塔顶排出，用 防腐蚀。 脱去硫化氢和氰化氢的煤气从塔顶排出，带 来制取硫磺或硫酸。再生吸收液从塔底 再生原理：利用空气中的氧气将脱硫 反应物的脱硫液从塔底排出。 排出，送回脱硫塔循环使用。 液中的硫化物氧化成单质硫，并借助空 气的作用将单质硫颗粒吹浮在再生液上 层，以便将硫泡沫分离。 10
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H.P.F法工艺流程图（煤气脱硫）
以氨为碱源、H.P.F(对苯二酚、PDS－酞 菁钴磺酸盐、FeSO4)为催化剂（复合型） 的湿式氧化脱硫脱氰工艺。用H.P.F催 化剂脱硫脱氰是一种液相催化氧化反 应，与其它催化剂相比，它不仅对脱 硫脱氰过程而且对再生过程均有催化 作用（脱硫脱氰过程为全过程的控制 步骤）。因此H.P.F具有活性高、流动 性好等明显优势（从而减缓了设备和 管道的堵塞）。
燃气脱硫技术
干法脱硫技术
分子筛法
氧化锌法 活性炭和氧化铁法
分子筛脱硫剂的脱硫效果一般， 优点是价格便宜、可以再 生而连续使用。不过，其再生过 程一般需在高温下进行，同时 再生气处理费用较高，再生出的 • 天然气干法脱硫主要包 硫化氢需要处理，使得装置一 次性投资增大；而若将再生气送 括分子筛法、氧化锌法、 氧化锌脱硫剂脱硫效果较好，但 至火炬燃烧，则原料气的损失 活性炭法和氧化铁法等。 一般需在高温下进行，这将增加 较大。因此，分子筛脱硫剂的应 活性炭和氧化铁脱硫剂效果较好， 设备投资与运行成本，同时氧化 • 其优点主要是工艺简单、 用受到了一定限制。 价格相对低廉，可在室温下操作， 锌脱硫剂价格过高，这都成为制 投资低、无需专人操作、 使得设备投资费用少、操作简便， 约其在天然气脱硫中广泛应用的 占地面积小等。 因此从性价比考虑，这两类脱硫 主要原因。 剂比较适合燃气的脱硫。不过， • 但由于脱硫剂硫容有限， 它们的脱硫原理也有所不同，即 更换比较频繁，因此硫 活性炭脱除 H2S必需在有02存在下 进行，而氧化铁脱硫剂有 02或无02 容大、价格低的脱硫剂 都能脱除 H2S (反应式1和2)： 更有市场。 H2S+02=S+H20 (1) Fe203· H20+H2S==FeS+S+H20(2) 5
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