天然气脱硫工艺技术（通用9篇）
篇1：天然气脱硫工艺技术
含硫天然气脱硫脱水工艺技术方案
2010-3-12 9:30:00 来源：上海朗瑞电子技术有限公司
1、概述
含硫天然气中含有硫化氢、有机硫（硫醇类）、二氧化碳、饱和水以及其它杂质，因此需将其中的有害成分脱除，以满足工厂生产和民用商品气的使用要求。各国的商品天然气标准不尽相同，主要是需满足管道输送要求的烃露点和水露点，同时对天然气中硫化氢、硫醇、二氧化碳的最高含量和低燃烧值有要求。原料天然气组成和商品天然气的要求不同，所选择的天然气净化工艺技术方案也是不同的，本文将结合哈萨克斯坦国某油气处理厂处理的天然气的组成和需输往国际管道中的产品天然气的要求，提出含硫天然气脱硫天然气脱水工艺技术方案的选择方法。
2、原料天然气条件
哈萨克斯坦国某油气处理厂处理的油田伴生天然气主要条件为：
1）处理量600×104m3/d（标准状态为0℃，101.325kPa，以下同）；
2）压力为0.7MPa，为满足管输压力和净化工艺需要，经增压站升压后进装置压力为
6.8MPa；
3）主要组成组分
组成（mol%）
C175.17C29.44C37.21C43.35C5+1.06CO20.71H2O0.51H2S36g/m3硫醇硫500mg/m33、商品天然气技术指标
该厂商品天然气将输往国际管道，需满足ОСТ51.40-93标准的要求，应达到的主要技术指标为：
1）出厂压力6.3MPa；
2）水露点≤-20℃；
3）烃露点≤-10℃；
4）硫化氢（H2S）≤7mg/m3；
5）硫醇硫（以硫计）≤16mg/m3；
6）低燃烧热值≥32.5MJ/m3。
4、工艺路线初步选择
根据原料天然气条件和商品天然气技术指标，工厂总工艺流程框图见图1。
油田伴生天然气经增压站增压后，至天然气脱硫脱水装置进行处理，需脱除天然气中绝大部分的H2S和RSH，以满足产品天然气中硫化氢和硫醇硫含量的技术指标；同时需脱除天然气中绝大部分的水，以满足产品天然气水露点的技术指标，同时为回收更多的液化气和轻油产品，脱水深度还需满足后续的轻烃回收装置所需的水露点≤-35℃的要求。而原料气中CO2的含量较低，为0.71%（mol），商品天然气的低燃烧热值≥32.5MJ/m3，可不考虑脱除。
经天然气脱硫脱水装置处理的干净化天然气经轻烃回收装置回收天然气中的轻烃（C3以上），生产液化气和轻油产品，并使商品天然气满足烃露点≤-10℃的技术指标。
脱硫装置脱除的酸性气体，主要由H2S、RSH、CO2、H2O等组成，输往硫磺回收装置回收硫磺，经硫磺成型设施生产硫磺产品，硫磺回收装置尾气经尾气处理装置处理后经燃烧后排放大气。
本文以下部分主要讨论脱硫脱水装置如何选择合理的工艺技术方案，以使脱硫脱水装置的产品气中硫化氢、硫醇含量合格，水露点能满足商品天然气和后续的轻烃回收装置的要求。
5、脱水工艺方案的初步选择
通常采用的脱水工艺方法有溶剂脱水法和固体干燥剂吸附法。溶剂吸收法具有设备投资和操作费用较低的优点，较适合大流量高压天然气的脱水，其中应用最广泛的为三甘醇溶液脱水方法，但其脱水深度有限，露点降一般不超过45℃。而固体干燥剂吸附法脱水后的干气，露点可低于-50℃。
由于本方案脱水装置产品天然气要求水露点≤-35℃，溶剂脱水法难以达到因此需采用固体干燥剂脱水工艺，如分子筛脱水工艺。
6、脱硫脱硫醇工艺方案的初步选择
本方案需处理的伴生天然气中H2S含量为36g/m3，硫醇含量为500mg/m3，而且天然气处理量达到600×104m3/d，规模较大，目前国内单套脱硫装置最大处理能力仅为400×104m3/d。
通常采用的脱硫脱硫醇的方法有液体脱硫法和固定床层脱硫法。
如果采用单一的固定床层脱硫法，如分子筛脱硫脱硫醇工艺，根据本方案需处理的天然气的流量和含硫量，按10天切换再生一次计算，10天内需脱除的硫化氢量为2.16×106kg，约需要DN3000的分子筛脱硫塔500座，这显然是不可行的。
目前国内较为成熟可行的液体脱硫工艺方法为醇胺法，因为含硫天然气中同时存在硫醇，所以可选择砜胺法来脱除硫化氢和硫醇。该工艺方法较为成熟，可把天然气中的硫化氢脱除至≤7mg/m3，同时对天然气中硫醇的平均脱除率为75%，则产品天然气中的硫醇硫含量为125mg/m3，尚不能达到硫醇硫≤16mg/m3的技术指标，此时可采用固定床层脱硫醇工艺，如分子筛脱硫醇工艺来脱除天然气中剩余的硫醇。
本方案还可以采用碱洗脱硫醇工艺来脱除天然气中的硫醇，为减少生产过程中碱的耗量和产生的废碱量，前面的醇胺法脱硫装置需采用一乙醇胺工艺，以脱除天然气中的大部分硫化氢和二氧化碳。
7、脱硫天然气脱水工艺方案的比选
由5和6所述，脱硫脱水工艺方案有以下两个较为可行的方案：
1）方案一：砜胺法脱硫+分子筛脱水脱硫醇
该方案工艺框图见图2，经增压站升压的含硫天然气进入砜胺法脱硫装置脱除几乎全部的H2S和75%的硫醇，然后进入分子筛脱水脱硫醇装置脱除水分和剩余的硫醇，净化天然气经轻烃回收装置回收液化气和轻油产品。脱水脱硫醇装置的分子筛再生气需增压后再返回至砜胺法脱硫装置进行脱硫，是一个循环的流程。
2）方案二：一乙醇胺法脱硫+碱洗脱硫醇+分子筛脱水
该方案工艺框图见图3，经增压站增压的含硫天然气进入一乙醇胺法脱硫装置脱除几乎全部的H2S和CO2，然后进入碱洗脱硫醇装置脱除几乎全部的的硫醇，脱除硫化物后的天然气进入分子筛脱水装置脱水，净化天然气输往轻烃回收装置回收液化气和轻油产品。脱水装置分子筛再生气需增压后返回脱水装置脱水，是一个循环的流程。
7.1方案一工艺特点
1）砜胺法脱硫装置，采用环丁砜和甲基二乙醇胺水溶液作脱硫剂，溶液的主要组成包括甲基二乙醇胺、环丁砜和水，其重量百分比为45:40:15，兼有化学吸收和物理吸收两种作用，而且还能部分地脱除有机硫化物（对硫醇的平均脱除率达到75%以上），溶液中甲基二乙醇胺对H2S的吸收有较好的选择性，减少对CO2的吸收，大大降低了溶液循环量，减小了再生系统的设备如再生塔、贫富液换热器、溶液过滤器、酸气空冷器等的规格尺寸，从而减少了投资，同时减少了再生所需的蒸汽量和溶液冷却所需的循环水量，节能效果更加显著。
2）分子筛脱水脱硫醇装置是利用分子筛的吸附特性，有选择性地脱除天然气中的水和硫醇。与传统的碱洗工艺不一样的是，分子筛工艺能有选择性地脱除硫化氢和硫醇，但不脱除CO2，这样可以使外输的天然气量比采用碱洗工艺时要增加2×104m3/d。
分子筛脱水和脱硫醇采用的分子筛是不同的，应用不同的两个分子筛床层，一般布置在同一座吸附塔内。
7.2方案二工艺特点
1）—乙醇胺法脱硫，为典型的化学吸收过程，此法只能脱除微量有机硫，对H2S和CO2几乎无选择性吸收，在吸收H2S的同时也吸收CO2，因此净化气中CO2含量很小，有利于后续的碱洗脱硫醇装置减少废碱的产生，降低碱耗量。但该方法溶液的酸气负荷较砜胺法低，因此所需的溶液循环量较大，溶液再生系统设备规格尺寸也较大，装置能耗也较高。
2）碱洗脱硫是一种比较传统的天然气脱硫工艺，MEROX法是目前运用较为广泛的碱洗脱硫技术，目前该技术多采用纤维膜技术来强化传质和分离过程。
碱液为NaOH水溶液，其和H2S、CO2以及硫醇（RSH）分别发生化学反应。其中NaOH和H2S、CO2反应生成的Na2S、Na2CO3溶解在碱液中不能再生，增加了碱液的耗量。而NaOH和RSH反应生成的硫醇钠（RSNa）可在催化剂的作用下和氧气、水反应转化为二硫化物和NaOH，完成碱液的再生，碱液只有很小部分的损耗。因此必须在前面的脱硫装置将天然气中H2S和CO2的含量脱除至最低，以减轻碱洗装置的负荷，为此在本方案中脱硫装置采用—乙醇胺法脱硫。
另外，碱洗装置会有大量的废碱液（约250m3/a）需要处理，拟输送至工厂附近的废碱处理装置进行处理，否则工厂需增设废碱液处理装置。
3）分子筛脱水装置主要是应用分子筛床层脱水，和脱水脱硫醇装置相比，吸附塔减少了分子筛脱硫醇床层。
8、结论
脱硫天然气脱水工艺方案是油气处理厂总工艺流程的核心部分，需根据原料天然气组成和商品天然气的技术指标要求，通过工艺方法特点、总工艺流程以及工程量、投资、能耗等技术经济指标进行对比确定。方案一和方案二相比，总工艺流程较为简单，工程量较小，一次投资较省，主要消耗指标及年操作费用较低，而且不产生废碱液，有利于环保，所以本工艺技术方案采用方案一工艺路线，即砜胺法脱硫+分子筛脱水脱硫醇。
篇2：天然气脱硫工艺技术
阐述了电厂烟气湿法脱硫工艺原理及存在的技术问题和处理方法,并对影响脱硫效率的主要因素进行了探讨.
作 者：卢飚 作者单位：大唐阳城发电有限责任公司,山西,晋城,048102 刊 名：中国电力教育 英文刊名：CHINA ELECTRIC POWER EDUCATION 年，卷(期)： “”(z2) 分类号：X7 关键词：湿法脱硫 技术问题 脱硫效率
篇3：天然气脱硫脱碳工艺
摘要：天然气中的H2S是一种具有很大毒性的气体, 高浓度的硫化氢对人有生命危险;CO2含量过高会降低天然气的热值及长输管道的有效输送效率, 因此要按照不同的用途将CO2、H2S等杂质脱除。常见的天然气脱硫脱碳的方法主要有:化学吸收法、物理吸收法、氧化还原法、生物脱硫和膜分离脱硫技术等。
关键词：天然气,脱硫,脱碳,甲基二乙醇胺,二乙醇胺
参考文献
[1]王开岳.天然气净化工艺[M].北京:石油工业出版社, 2005
[2]王遇冬等编.天然气处理与加工工艺[M].北京:石油工业出版社, 1999
篇4：天然气脱硫工艺技术
关键词：脱硫装置 工艺设计 MDEA
中图分类号：X5 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）11（b）-0122-01
随着时代的变迁，天然气俨然已成为人类生产活动中不可或缺的组成部分。天然气可被分为酸性天然气与洁气，酸性天然气富含硫化物与二氧化碳等酸性成分，只有经过加工处理，直至各项指标达到无害标准，才能投入使用。对于天然气化工厂而言，天然气脱硫装置的设计与建设工作不容疏忽。在生产与应用天然气的同时，务必要为人类的生存环境与生命健康提供可靠保障。
1 天然气脱硫装置的必要性
天然气中含有大量硫化物以及二氧化碳，硫化氢是天然气中最常见、含量最多的硫化物，它是一种剧毒性气体，即使是浓度很低的硫化氢，人体一旦触碰均会产生强烈不适感，浓度高时甚至会危及生命。这些成分复杂的气体与水反应后，生成的产物会腐蚀金属，使天然气运输管道的耐用性降低，一旦运输管道经腐蚀后破裂，则会导致天然气泄漏，造成环境污染。另外，含硫组分具有难闻臭味，毒性强，容易使下游工厂催化剂重度，会给产品与中间产品的质量带来不利影响。由此可见，对天然气进行脱硫处理很有必要。为确保天然气脱硫装置处理后的气体能够达到净化标准，在对天然气脱硫装置进行设计时，除需对上述各种因素进行充分考虑外，还需结合各生产厂家的输气需求，如输气效率、输气管耐腐蚀性等情况再做定夺。据笔者调查获悉，国内有不少对天然气含硫量有着严格要求的天然气化工厂，还设有二次脱硫装置。
2 天然气脱硫装置的设计原则与理论依据
（1）天然气脱硫装置的设计原则。
本文设计规模中，天然气处理量为300×104 m3/d，原料气中主要组成部分为硫化氢、二氧化碳、水、碳合物以及氮气。设计中，源天然气压力为4.0 MPa，温度为25 ℃。设计要求为：经脱硫装置处理后，最终天然气产品的气质量应达到国家标准《天然气》（GB17820-1999）一类气技术指标。最终天然气产品在压力条件为2.5 MPa的环境下，硫化氢含量不可超过10 mg/m3，水露点温度不可超过-5 ℃。
（2）天然气脱硫装置的设计依据。
该文中，天然气脱硫装置的设计依据主要参照：《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）、《大气污染物综合排放标准》（GB16297-19696）、《关于天然气净化厂脱硫尾气排放执行标准相关问题》（国家环保总局环函1999）、《建筑物防空气污染物腐蚀规范》（GB/50057-94.2000年）、《工业企业厂噪音污染标准》（GB12348-90）以及《气田天然气净化厂设计规范》（SY/T0011-96）等。
3 工艺流程的介绍
3.1 天然气脱硫方法的确定
3.1.1 膜分离工艺
使用膜分离法处理酸性天然气，能耗低，可实现无人操作，有效节约了人工成本，减少了技术投入。不过，经该方法处理后的天然气依旧不纯，并不适用于酸气过浓的天然气，目前，该工艺主要被用于二氧化碳去油伴生气处理。在天然气脱硫装置中，膜分离法一般被置于比较靠前的处理环节上，利用它对天然气进行初步的脱硫处理。
3.1.2 Sulfinol法工艺
Sulfinol-M法不但能够有选择性地消除硫化氢，还能脱除有机硫，实现对天然气的净化。Amisol法的工艺原理，是利用醇胺-甲醇溶液于常温下，消除天然气中的算起，生成富液气提。Selefining与Optisol法，主要是将叔胺物理溶剂和水的混合物作为吸收剂，达到脱硫效果。不过该方法只能进行粗脱，一般在使用时还需其他方法加以辅助才能达到良好的脱硫效果。
3.1.3 化学溶剂法
醇胺一类的化学溶剂是天然气脱硫中，最常见的脱硫工艺。该工艺需在低压环境下进行，相较于物理溶剂以及混合溶剂，主要由于硫化氢等酸性组分的脱除会发生化学反应，对组分的分压并无特殊要求。另外，化学溶剂对烃类的溶解度并不高，因此无需担心化学溶剂的使用会影响天然气中烃类的含量。据了解，甲基二乙醇胺（MDEA）是使用频率最高的化学溶剂。
相较于其他化学溶剂，MDEA主要具备以下几点优势：（1）能耗低，脫除酸气效果佳，装置操作成本低，可操作性强;（2）大多数脱硫装置，仅需稍作改良即可成为MDEA脱硫，无需耗费大量的改良装置费用;（3）能选择性吸收硫化氢，处理效率高，脱除的硫化氢气体还能投入生产，经济性强;（4）MDEA蒸汽压低，不易挥发，因此有效降低了容积损失;（5）该容积化学性质稳定，能够最大化提高溶剂的有效利用率，降低物耗;（6）MDEA既能独立完成脱硫工作又能与其他化合物联合使用。因此，在本次设计中，笔者选用的脱硫工艺是MSEA法。
3.2 工艺流程的确定
原料气经吸收塔进入到分离器中，过滤掉大分子液体与固体颗粒。接着，气体从吸收塔下端向上流动，与醇胺溶液充分接触，酸气被完全脱除后，净化工序完成，天然气从塔顶排出。充分吸收酸气的富醇胺液从吸收塔底流出，经闪蒸罐处理后释放出烃类气体，在贫富液换热器的帮助下，再次被输送至塔顶，沿再生塔与蒸汽充分接触后，脱除酸气，半贫液经再沸器加热处理后，酸气被完全吸收，溶液获得再生，并再次被送往吸收塔上端，实现循环利用。由再生塔溶液施放的酸性气体经冷凝处理后，可将冷凝液运输回系统内，以免胺溶液浓度过高。
4 结语
综上所述，天然气是一种高效、优质的绿色能源，近年来，被广泛应用到工业生产与居民燃气等多个领域中。为满足市场日益增长的应用需求，含硫天然气处理工作面临着严峻挑战。硫化物的存在会给天然气运输管道与加工设备带来不利影响，处理不当还会给人身安全与生态环境构成严重威胁。该文从环境保护的角度出发，对天然气脱硫装置工艺进行了设计，以供业内同行参考借鉴。
参考文献
[1] 陈胜男，单葵，陈亮.日处理2万方天然气的固体吸附法脱硫装置工艺设计[J].化学工程与装备，2010（9）：102-104.
[2] 蒲远洋，罗绍春，闵刚，等.天然气净化工艺设计要点及优化[J].天然气与石油，2012（1）：36-40.
篇5：电厂脱硫工艺介绍
氧化镁脱硫工艺介绍：
1、技术成熟：镁脱硫技术是一种成熟度仅次于钙脱硫工艺，氧化镁脱硫工艺在世界各地非常突出，其中在日本已经应用了120多个项目，台湾岛的电站97%应用氧化镁法除硫，美国、德国等国家都已经广泛应用，并且目前在我国部分地区也广泛应用。
2、原料资源充足：我国是镁石储量大国，矿资源丰富，目前已探明的镁石储藏量约为160亿吨,占全世界的80%左右。其资源主要分布在辽宁、山东、四川、河北等省，其中辽宁占总量84.7%，其次是山东莱州，占总量10%，其它主要是在河北邢台大河，四川干洛岩岱、汉源，甘肃肃北、别盖等地。因此氧化镁***完全能够作为脱硫剂应用于电厂的脱硫系统中去。
3、脱硫效率高：在化学反应活性方面氧化镁要远远大于钙基脱硫剂，并且由于氧化镁的分子量比碳酸钙和氧化钙都比较小。因此其它条件相同的情况下氧化镁的脱硫效率要高于钙法的脱硫效率。一般情况下氧化镁的脱硫效率可达到95~98%以上，而石灰/石膏的脱硫效率仅达到90~95%左右。
4、投资费用少由于氧化镁作为脱硫本身有其独特的优越性，因此在吸收塔的结构设计、循环浆液量的大小、系统的整体规模、设备的功率都可以相应较小，因此整个脱硫系统的投资费用可以降低20%以上。
5、运行费用低：决定脱硫系统运行费用的主要因素是脱硫剂的消耗费用和水电汽的消耗费用。氧化镁的价格比氧化钙的价格高一些，但是脱除同样的SO2氧化镁的用量是碳酸钙的40%；水电气等动力消耗方面：液气比是十分重要的因素，它直接关系到整个系统的脱硫效率以及系统的运行费用。对石灰、石膏系统而言，液气比一般在15L/m3以上，而氧化镁在5 L/m3以下，这样轻烧氧化镁脱硫工艺就起到了大量节省资金。同时氧化镁脱硫的副产物具有回收价值。
6、运行可靠性：镁脱硫法相对于钙脱硫法的最大优势是脱硫系统不会发生设备结垢堵塞问题，能保证整个脱硫系统安全有效的运行，同时镁脱硫法PH值控制在6.0~6.5之间，在这种条件下设备腐蚀问题也得到了一定程度的解决。总体来说，氧化镁脱硫法在实际工程中的安全性能拥有非常有利的保证。
7、综合效益高：由于镁脱硫法的反应产物是亚硫酸镁和硫酸镁，回收利用价值很高。一方面我们可以进行强制氧化全部生成硫酸镁，然后再经过浓缩、提纯生成七水硫酸镁进行出售，另一方面也可以直接煅烧生成纯度较高二氧化硫气体来制硫酸。
8、副产物利用前景广阔。我们知道硫酸被称为“化学工业之母”，二氧化硫是生产硫酸的原料。我国是一个硫资源相对缺乏的国家，硫磺的年进口量超过500万吨，折合二氧化硫750万吨。另外硫酸镁在食品、化工、医药、农业等很多方面应用都比较广，市场需求量也比较大。镁法脱硫充分利用了现有资源，推动了中国循环经济的发展。
篇6：脱硫技术的种类
一.湿法脱硫技术
1.石灰石-石膏湿法
2.氨法
3.海水法
4.双碱法
5.镁法
6.磷铵肥法
7.有机酸钠-石膏法
8.石灰-镁法
9.氧化锌法
10.尿素法
11.络合吸收法
二.1.炉内喷钙 干法脱硫技术
2.炉内喷钙尾部烟气增湿活化脱硫
3.管道喷射
4.荷电干式吸收剂喷射
5.等离子体法
6.活性焦炭法
三.半干法脱硫技术
1.喷雾干燥
2.循环流化床
3.喷动床脱硫
篇7：燃煤脱硫技术小结（范文）
论文作者：袁栋栋
摘要：我国是世界上最大的煤炭生产和消费国，也是世界上少数几个以煤为主要能源的国家之一。我国排放的二氧化硫90%来自于燃煤，1995年二氧化硫排放量超过2370万吨，超过欧美，位居世界第一。而二氧化硫排放会造成酸雨，对人及生态环境造成严重的危害，为此我国积极推行脱硫技术，减少二氧化硫的排放。目前减少二氧化硫排放的措施主要有燃烧前煤脱硫技术、燃烧中煤脱硫技术、燃烧后烟气脱硫技术。下面进行具体的介绍。
关键词：燃煤 烟气脱硫
我国是世界上最大的煤炭生产和消费国，也是世界上少数几个以煤为主要能源的国家之一。我国排放的二氧化硫90%来自于燃煤，1995年二氧化硫排放量超过2370万吨，超过欧美，位居世界第一。而二氧化硫排放会造成酸雨，对人及生态环境造成严重的危害，为此我国积极推行脱硫技术，减少二氧化硫的排放。目前减少二氧化硫排放的措施主要有燃烧前煤脱硫技术、燃烧中煤脱硫技术、燃烧后烟气脱硫技术。下面进行具体的介绍。
一、燃烧前煤脱硫技术
主要为煤炭洗选脱硫，即在燃烧前对煤进行净化，去除原煤中部分硫分和灰分。分为物理法、化学法和微生物法等。
1、物理法：主要指重力选煤，利用煤中有机质和硫铁矿的密度差异而使它们分离。该法的影响因素主要有煤的破碎粒度和硫的状态等。主要方法有跳汰选煤，重介质选煤，风力选煤等。
2、化学法：可分为物理化学法和纯化学法。物理化学法即浮选；化学法又包括碱法脱硫，气体脱硫，热解与氢化脱硫，氧化法脱硫等。
3、微生物法：在细菌浸出金属的基础上应用于煤炭工业的一项生物工程新技术，可脱除煤中的有机硫和无机硫。
我国当前的煤炭入洗率较低，大约在 20％ 左右，而美国为 42％，英国为94．9％，法国为 88．7％，日本为 98．2％。提高煤炭的入洗率有望显著改善燃煤 二氧化硫污染。然而，物理选洗仅能去除煤中无机硫的 80％，占煤中硫总含量的 15％～30％，无法满足燃煤二氧化硫污染控制要求，故只能作为燃煤脱硫的一种辅助手段。
二、燃烧中煤脱硫技术
煤燃烧过程中加入石灰石或白云石作脱硫剂，碳酸钙、碳酸镁受热分解生成氧化钙、氧化镁，与烟气中二氧化硫反应生成硫酸盐，随灰分排出。在我国采用的燃烧过程中脱硫的技术主要有两种：型煤固硫和流化床燃烧脱硫技术。
1、型煤固硫技术：将不同的原料经筛分后按一定比例配煤，粉碎后同经过预处理的粘结剂和固硫剂混合，经机械设备挤压成型及干燥，即可得到具有一定强度和形状的成品工业固硫型煤。固硫剂主要有石灰石、大理石、电石渣等，其加入量视含硫量而定。燃用型煤可大大降低烟气中二氧化硫、一氧化碳和烟尘浓度，节约煤炭，经济效益和环境效益相当可观，但工业实际应用中应解决型煤着火滞后、操作不当会造成的断火熄炉等问题。
2、流化床燃烧脱硫技术：把煤和吸附剂加入燃烧室的床层中，从炉底鼓风使床层悬浮进行流化燃烧，形成了湍流混合条件，延长了停留时间，从而提高了燃烧效率。其反应过程是煤中硫燃烧生成二氧化硫，同时石灰石煅烧分解为多孔状氧化钙，二氧化硫到达吸附剂表面并反应，从而达到脱硫效果。流化床燃烧脱硫的主要影响因素有钙硫比，煅烧温度，脱硫剂的颗粒尺寸孔隙结构和脱硫剂种类等。为提高脱硫效率，可采用以下方法：
（1）改进燃烧系统的设计及运行条件（2）脱硫剂预煅烧（3）运用添加剂，如碳酸钠，碳酸钾等（4）开发新型脱硫剂
三、燃烧后烟气脱硫技术
烟气脱硫的基本原理是酸碱中和反应。烟气中的二氧化硫是酸性物质，通过与碱性物质发生反应，生成亚硫酸盐或硫酸盐，从而将烟气中的二氧化硫脱除。最常用的碱性物质是石灰石、生石灰和熟石灰，也可用氨和海水等其它碱性物质。共分为湿法烟气脱硫技术、干法烟气脱硫技术、半干法烟气脱硫技术三类，分别介绍如下：
1、湿法烟气脱硫技术
湿法烟气脱硫技术是指吸收剂为液体或浆液。由于是气液反应，所以反应速度快，效率高，脱硫剂利用率高。该法的主要缺点是脱硫废水二次污染；系统易结垢，腐蚀；脱硫设备初期投资费用大；运行费用较高等。
（1）石灰石—石膏法烟气脱硫技术
该技术以石灰石浆液作为脱硫剂，在吸收塔内对烟气进行喷淋洗涤，使烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙，同时向吸收塔的浆液中鼓入空气，强制使亚硫酸钙转化为硫酸钙，脱硫剂的副产品为石膏。该系统包括烟气换热系统、吸收塔脱硫系统、脱硫剂浆液制备系统、石膏脱水和废水处理系统。由于石灰石价格便宜，易于运输和保存，因而已成为湿法烟气脱硫工艺中的主要脱硫剂，石灰石—石膏法烟气脱硫技术成为优先选择的湿法烟气脱硫工艺。该法脱硫效率高（大于95%），工作可靠性高，但该法易堵塞腐蚀，脱硫废水较难处理。
（2）氨法烟气脱硫技术
该法的原理是采用氨水作为脱硫吸收剂，氨水与烟气在吸收塔中接触混合，烟气中的二氧化硫与氨水反应生成亚硫酸氨，氧化后生成硫酸氨溶液，经结晶、脱水、干燥后即可制得硫酸氨（肥料）。该法的反应速度比石灰石—石膏法快得多，而且不存在结构和堵塞现象。
另外，湿法烟气脱硫技术中还有钠法、双碱脱硫法和海水烟气脱硫法等，应根据吸收剂的来源、当地的具体情况和副产品的销路实际选用。
2、半干法烟气脱硫技术
主要介绍旋转喷雾干燥法。该法是美国和丹麦联合研制出的工艺。该法与烟气脱硫工艺相比，具有设备简单，投资和运行费用低，占地面积小等特点，而且烟气脱硫率达75%—90%。
该法利用喷雾干燥的原理，将吸收剂浆液雾化喷入吸收塔。在吸收塔内，吸收剂在与烟气中的二氧化硫发生化学反应的同时，吸收烟气中的热量使吸收剂中的水分蒸发干燥，完成脱硫反应后的废渣以干态形式排出。该法包括四个在步骤：1）吸收剂的制备；2)吸收剂浆液雾化；3）雾粒与烟气混合，吸收二氧化硫并被干燥；4）脱硫废渣排出。该法一般用生石灰做吸收剂。生石灰经熟化变成具有良好反应能力的熟石灰，熟石灰浆液经高达15000～20000r/min的高速旋转雾化器喷射成均匀的雾滴，其雾粒直径可小于100微米，具有很大的表面积，雾滴一经与烟气接触，便发生强烈的热交换和化学反应，迅速的将大部分水分蒸发，产生含水量很少的固体废渣。
3、干法烟气脱硫技术
干法采用固体粉末或颗粒为吸附剂，干法脱硫后烟气仍具有较高的温度（100℃），排出后易扩散。主要有炉内喷钙法和活性炭法。由于炉内喷钙法的吸收剂及反应原理与湿法有些相似，这里不再详述，只介绍一下活性炭法。活性炭法是利用活性炭的活性与较大的比表面积使烟气中的二氧化硫在活性炭表面上与氧及水蒸气反应生成硫酸而被吸附。吸附过的活性炭经再生，可以获得硫酸，液体二氧化硫，单质硫等产品。该法不仅可以控制二氧化硫的排放，还能回收硫资源，是一种发展前景较好的脱硫工艺。
篇8：天然气脱硫技术的研究
一、硫的影响分析
在制取氨、甲醇、氢气以及石油化学工业所催化剂均具有很高的活性和选择性, 但它们对诸如硫、氯、砷、氧等毒物也十分敏感。为了达到生产长期平稳运转, 必须严格控制原料中毒物的含量。因为通过催化剂气体的量非常大, 即使毒物含量较低, 但累积的影响相当可观, 它会缩短催化剂的使用寿命。
硫是最常见毒物之一。硫对含镍的转化催化剂和甲烷化催化剂, 对含铜的低温变换催化剂和甲醇合成催化剂, 以及以铁为活性组分的氨合成催化剂都会造成危害。虽然大多数生产工艺允许在含硫最高达0.5ppm下操作, 但这对活性仍有一定影响, 一般要求硫含量小于0.1ppm。硫中毒会使转化炉管产生“热带”, 也会促使出口气体甲烷含量增高。
二、硫化物对催化剂的影响
1. 对转化催化剂和甲烷化催化剂的影响
硫是甲烷转化催化剂最重要的毒物。据研究, 在100℃以上直到800℃以下, 无论何种形态硫化物都会镍基催化剂产生毒害, 其原因是硫化物的自由电子对与催化剂中过渡金属 (Ni、Co、Fe) 的d键形成配合键致使催化剂中毒。
烃类蒸汽转化制氢过程中, 炉内硫中毒的作用是复杂的, 并不存在一个低于某一界线就不发生的硫中毒极限。据计算, 每一千个镍原子中只要有不到一个硫原子就足以产生严重中毒效应, 气流中硫含量越高中毒越深。硫的影响程度因催化剂而异, 对于高活性催化剂其影响更明显。
2. 对中温变换催化剂的影响
H2S能与中温变换催化剂的活性组分Fe3O4发生可逆反应, 生成Fe S和H2O。当气相H2S含量高时生成Fe S, 而在H2S含量低时生成Fe3O4。Fe S和Fe3O4晶形是不同的, 当在H2S含量在反应的平衡浓度上下波动时, 就会发生Fe S的六方晶格与Fe3O4立方晶格之间反复多次的相变。这种反复相变会导致催化剂强度变弱, 进而破碎、粉化。
三、脱硫剂技术的选择
1. 硫化物的种类
硫化物的种类一般有以下几种, 硫化氢、硫醇、硫醚、噻吩、二硫化碳、羰基硫。
2. 天然气中硫化物形态
天然气中经常遇到的硫化物主要是硫醇 (特别甲硫醇和乙硫醇) 和羰基硫, 有些天然气含有二硫化碳和硫醚。
3. 脱硫方法的选择
脱硫方法的介绍
气体脱硫一般可分为干法和湿法。
(1) 干法可分为活性炭法、氧化铁法、氧化锌法、氧化锰法、分子筛法、加氢转化法、水解转化法、离子交换树脂法。
(2) 湿法又可分为化学法、物化法和物理法。
脱硫方法的选择
脱硫方法选择的基本原则:根据原料天然气硫含量高低、硫形态及所选择催化剂对硫含量要求等来选择脱硫剂及方法。以下主要以天然气总硫含量≤20mg/m3、且硫为硫化氢和噻吩为主时的脱硫方法介绍。通常采用脱硫方法为干法。
(1) 加氢脱硫
气体中硫化氢可用常规氧化锌的方法脱除至0.1ppm以下, 而有机硫化物尤其是噻吩类有机硫化物则必须采用加氢脱硫的方法, 即有机硫在催化剂存下与氢反应转化为硫化氢和烃, 硫化氢再氧化锌吸收而达到精脱硫目的。
(2) 氧化铁法
常温下, Fe2O3氧化铁的α-水合物和γ-水合物具有脱硫作用, 它与硫化氢反应生成Fe2S3和Fe S。
工业上应用的常温氧化铁脱硫剂主要有两种类型:一类是将铁屑、活性赤泥等分散于木屑、煤渣等载体上, 作为脱硫剂;另一类是用纯的水合氧化铁作为脱硫剂。
按脱硫剂形状有粉状, 也有颗粒状的。粉状氧化铁脱硫剂广泛用于煤气脱硫。该脱硫剂的优点是:来源广泛、价格低廉;但由于气体流动阻力大, 线速小, 使用空速低, 造成脱硫设备体积庞大。将粉状氧化铁进行加工, 可制得片状或柱状脱硫剂。颗粒状脱硫剂的特点是:流体阻力小, 使用空速及线速较大, 但价格较高。
(3) 氧化锌脱硫
氧化锌脱硫剂以其脱硫精度高、使用简便、稳妥可靠、硫容量高、起着“把关”和“保护”作用而占据着非常重要的地位。它广泛地应用于合成氨、制氢、煤化工、石油精制、饮料生产等行业以脱除天然气、石油馏份、油田气、炼厂气、合成气 (CO+H2) 、二氧化碳等原料中的硫化氢及某些有机硫。由于氧化锌脱硫剂可将原料气 (油) 中的硫脱除至0.5ppm以至0.5ppm以下, 从而保证了后续工序的蒸汽转化、低变、甲烷化、甲醇、低碳醇、羰基合成等含镍、铜、铁以及贵金属催化剂免于硫中毒。
四、结论与建议
1. 根据工艺原料的不同选择和使用正确的脱硫方法, 必须了解工艺原料的特性和硫含量、工艺过程对硫含量的要求等等。
2. 对于含有无机硫 (主要以H2S为主) 的原料来说, 可以选择氧化锌脱硫的方法来达到工艺的要求。
3.对于原料气中有有机硫和无机硫或硫的形式比较复杂, 可以采用钴钼加氢脱硫, 后面串氧化锌脱硫, 主要是用作加氢脱硫后的“保护”和“把关”。
摘要：天然气作为化工产品的基础性原料, 可以制取氨、甲醇、氢等等多种高附加值的产品, 利用脱硫技术可以达到生产工艺长期运转, 消除影响因素, 确保企业的经济效益。
关键词：天然气,脱硫技术,分析原理
参考文献
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篇9：浅析天然气净化脱硫装置节能措施
【关键词】天然气；脱硫装置；节能
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，所以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。
1.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热，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。
2.换热器在MDEA脱硫单元中的应用
板式换热器在MDEA脱硫单元中的应用在天然气净化装置中，主要设备除吸收塔、再生塔外，贫富液换热设备也是保证脱硫工艺正常进行的重要环节。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120～130℃贫液换热，温度升至约90℃后进入再生塔。在典型工艺流程中，所有换热器均采用管壳式换热器或蛇管换热器，由于其传热系数较低，故各换热器的换热面积相对较大，因而装置占地面积较大。若能以传热效率高的换热器取代传统的低效换热器，无论是从投资角度还是从能耗角度考虑，对天然气净化装置都十分有利。由于板式换热器的散热量极少，热效率通常在90%以上，反映不出有太多的能量损失。高效板式换热器替代在役套管换热器是一种较为经济、合理的优化方案。
3.节能措施
3.1采用先进节能工艺
3.1.1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。同时，酸气量少，酸气浓度高，硫磺回收装置过程气量少，过程气再热等过程能耗低。另外，进入尾气处理装置的尾气量少，则尾气处理装置在线炉加热消耗的燃料气小，溶液循环量小，溶液循环泵消耗的电能低。再则进入焚烧炉的尾气量少，焚烧炉消耗的燃料气小，节能效果明显。
3.1.2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。
3.1.3根据全厂蒸气量的平衡，中压、低压蒸气宜实现梯级利用，合理利用装置自产蒸气，溶液循环泵、主风机、中压锅炉给水泵、循环水泵宜采用背压式气轮机驱动。汽轮机排出的背压蒸气经减温后进入低压蒸气系统，向重沸器及其他需热点供热，将大大节约电量。
3.2选用先进节能设备
①脱硫装置的贫/富液换热器采用板式换热器，大大提高了热量回收率，减少了循环冷却水用量和富液再生蒸气耗量，降低了工厂能耗。②蒸气凝结水回收采用凝结水回收器，提高凝结水回收压力，减少凝结水二次蒸发损失，提高了回收率。③选用效率高的锅炉，热效率达90%。
3.3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。
4.结语
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，将大大降低工厂能耗，提高工厂经济效益是非常明显的。
参考文献
[1]王正权，王瑶，席红志，王毅，匡国柱.MDEA吸收法天然气脱硫过程节能途径探讨[J].天然气技术，2010（02）
