天然气集输 第六章课件.ppt

* 图6.7 只脱出H2S的方法选择 图6.8 同时脱出H2S 和CO2的方法选择 * 图6.9 选择性脱出H2S方法的选用 * 第二节 硫磺的回收 一、克劳斯（Claus）硫磺回收原理 * 第二阶段是转化器内的低温催化反应 催化转化反应的温度一般均控制在170～350℃之间 * 二、克劳斯硫磺回收工艺流程 1、直流法工艺流程 * 2、分流法工艺流程 * 5、低温克劳斯工艺（MCRC） * 图6.9 选择性脱出H2S方法的选用 * 6、超级克劳斯工艺（Superclaus） 图6.14 超级克劳斯－99工艺流程图 * 图6.15 超级克劳斯－99.5工艺流程图 * 7、过程气再热方式 （1）外掺合式部分燃烧法流程（二级转化） * 缺点是高温掺合管制作要求高，掺合阀的腐蚀严重，因掺合气流中含有大量未经冷凝分离的硫蒸气，所以对总转化率有所影响。 * （3）酸气再热炉式部分燃烧法（三级转化） * 三、主要设备 1、反应炉和废热锅炉 * 3、转化器 硫化氢和二氧化硫在催化剂床层上继续进行克劳斯反应而生成元素硫，同时也使过程气中的COS、CS2等有机硫化合物在催化剂床层上水解为硫化氢和二氧化碳。 4、冷凝器 采用管壳式冷凝器，而且大多数设计为倾斜度为1%~2%的卧式 * 5、捕集器 金属丝网型，气速为1.5~4.1m/s时，平均捕集效率可达97%以上，尾气中硫含量约为0.56g/m3。高达2%的硫产量来自捕集器。 6、尾气灼烧炉 燃料气燃烧产生的高温将尾气中的含硫化合物全部转化为二氧化硫 * 第三节 尾气处理 一、排放标准 最高允许排放浓度，mg/m3 排气筒高度，m 最高允许排放速率，kg/h 一级 二级 三级 1200（960） 15 20 30 40 50 60 70 80 90 100 1.6 2.6 8.8 15 23 33 47 63 82 100 3.2（2.6） 5.1(4.3) 17(15) 30(25) 45(39) 64(55) 91(77) 120(110) 160(130) 200(170) 4.1(3.5) 7.7(6.6) 26(22) 45(38) 69(58) 98(83) 140(120) 190(160) 240(200) 310(270) 表6-9 GB16297—1996规定的SO2排放限值 注：括号内数值是对1997年7月1日起新建装置的要求 * 二、尾气处理方法 1、尾气灼烧 2、还原吸收法 * * 图6.19 SCOT法工艺流程图 * 第六章 天然气酸性组分的脱除 * 项目 一类 二类 三类 高位发热量， MJ/m3 ＞31.4 总硫（以硫计），mg/m3 ≤100 ≤200 ≤460 硫化氢， mg/m3 ≤6 ≤20 ≤460 二氧化碳， y，% ≤3.0 — 水露点，℃ 在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气的水露点应比最低环境温度低。 注：1、 天然气体积的标准参比条件是101.325 kPa，20℃。 2、 国家标准实施之前建立的天然气输送管道，在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气中应无游离水。无游离水是指天然气经机械分离设备分不出游离水。 表6-1 天然气的质量指标 * 第一节 天然气脱除酸性组分的方法 一、化学溶剂吸收法 在化学溶剂吸收法中，各种胺法应用广泛，所使用的胺有一乙醇胺（MEA）、二乙醇胺（DEA）、二异丙醇胺（DIPA）、甲基二乙醇胺（MDEA）、二甘醇胺（DGA）以及80年代工业化的位阻胺等。 * 1、醇胺法化学原理 表6-2 醇胺吸收H2S和CO2的主要反应 * 2、工艺流程 * 处理酸性组分含量超过30%的原料气时，可考虑用分路流程 * 4、常用的化学吸收剂 （1）一乙醇胺（MEA） MEA是各种醇胺中最强的碱，所以它与酸气反应最迅速。MEA既可脱除H2S，又可脱除CO2 ，在这两种酸气之间没有选择性，它具有最大的酸气负荷。MEA容易将酸气浓度降低到管输要求（一般H2S为低于6mg/Nm3 ）。 * MEA与羰基硫及二硫化碳的反应是不可逆的，这造成了溶剂损失和反应产物在MEA溶液中积累。MEA的缺点是容易发泡及降解变质，与CO2发生副反应生成噁唑烷酮等降解产物，导致部分溶剂丧失脱硫能力。MEA具有比其它胺高的蒸汽压，因此溶剂的蒸发损失稍大。MEA再生温度120℃以上，导致再生系统严重腐蚀。 * （2）二乙醇胺（DEA） DEA法与MEA法在原理和操作上是类似的。一个主要的差别是它与羰基硫及二硫化碳的反应速度比MEA缓慢，得到的产物也不同。结果DEA与这些硫化物反应所造成的损失最大限度地减少。 DEA是非选择性的，既可脱除H2S，又可脱除CO2。改良的DEA法（SNPA-DEA）能将