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陈赓良 的个人博客

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天然气脱有机硫工艺的环境损益估计

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强制性国家标准“天然气”(GB17820-2018)已经于今年12月底正式分布。此次修订重要内容之一是将一类气的总硫含量由60mg/m3降到20mg/m3;二类气的总硫含量由200 mg/m3降到100 mg/m3。对于一类气总硫含量(限值)降到20mg/m3的规定,笔者认为从技术经济角度分析既无此必要,也难以实现。以下就此问题谈些认识,不当之处请广大读者批评指正。

一.降低商品天然气总硫限值对大气质量的影响微乎其微

尽管降低商品天然气中的总硫含量是当前世界各国的发展趋势;但要求达到的具体指标必须结合国情进行技术经济综合分析。表1的数据摘录自欧洲能源监管理事会(CEER2016年发布的成员国商品天然气气质报告,表中数据说明向CEER申报气质数据的11个成员国中,没有一个国家采用CEN标准规定的20mg/m3指标。天然气工业相当发达的法国和意大利,目前仍采用150mg/m3的总硫限值。特别在该标准的(资料性)附录AA.2条中提出:“中长期的目标是将总硫控制为8mg/m3”的技术经济依据何在?

我国有机硫化合物含量较高的原料天然气主要产自川渝地区的高含硫气田,如普光气田、元坝气田、罗家寨气田、铁山坡气田等(参见表2),估计年产量约为200×108m3。若执行总硫含量技术指标从60 mg/m3降到20 mg/m3的规定,估计硫的年减排量仅为1790t,折算为SO2减排量3580t,后者尚不及当前我国SO2年均减排量的0.4%,对大气质量的影响微乎其微。



二.硫减排与碳减排之间的关系

另一个必须注意的是硫减排与碳减排之间的关系问题。同等规模的高含硫天然气净化厂与中、低含硫天然气净化厂相比,前者的综合能耗远高于后者。表3所示数据表明,罗家寨天然气净化厂处理1×104m3原料天然气的综合能耗约为重庆天然气净化总厂忠县分厂的10倍!

中国石油西南油气田公司天然气研究院近期研究成果表明,如果采用甲基二乙醇(MDEA)或以此为基础的配方型溶剂新工艺实施净化气总硫含量降至20 mg/m3,势必要进一步加大现有脱硫装置的贫液循环量和重沸器蒸汽用量;对于硫醇含量较高的原料气,则有可能实施“1+1”有机硫脱除工艺而将现用能耗较低的TEG脱水工艺改为投资及能耗均甚高的分子筛脱水脱硫醇工艺。凡此种种是否与我国“节约能源法”第三条的下列规定相符:“必须采取技术上可行、经济上合理以及环境和社会可以承受的措施,从能源生产到消费的各个环节中降低消耗、减少损失和污染物排放”?


三.对Q厂实施溶剂升级的环境损益估计

   西南油气田公司所属Q天然气净化厂建有2套设计处理量150×104m3/d的脱硫装置,处理含少量有机硫、碳/硫比略高于1的低含硫天然气(参见表4)。目前采用的MDEA水溶液选吸脱硫工艺具有较好的节能效果,再生酸气中H2S含量为50.5%,碳/硫比降至0.95。原料气所含有机硫化合物中85%为硫醇型硫。


西南油气田公司天然气研究院在Q厂第Ⅱ套装置上进行了CT8-24(活化MDEA溶剂脱有机硫工业试验,结果证实在对工艺参数适当进行调整以保持原有选吸效率及再生酸气组成基本不变的工况下,CT8-24溶剂能将有机硫脱除效率提高至60%以上,从而使净化气的总硫含量指标降至20 mg/m3(参见表5)。


根据表5所示数据,由溶剂升级而使净化气中的总硫含量由39 mg/m3降到18 mg/m3时,对环境损益分析的主要估计如下。

   1)净化气总硫含量降21 mg/m3低取得的硫减排效益为1.34kg/h

2)贫液循环量提高67%导致能耗增加140MJ/h碳排量增加30.6kg/h

3)闪蒸气增加(商品气量减少)33.5m3/h,并导致能耗增加1240MJ/h

4)再生温度由1170C提高到1300C,至少增加再生蒸汽用量1t/h(或燃料气用量100m3/h),并导致能耗增加3700MJ/h,碳排量增加19kg/h

5)以上述数据为基础,若在川渝地区与Q厂类似工况的、采用MDEA选吸脱硫工艺的装置上实施溶剂升级,估计脱硫装置的单位能耗将从目前的约1600 MJ/104m3(原料气)上升至约2400 MJ/104m3(原料气),能耗增幅达50%[9]

6所示数据表明,在Q厂脱硫装置的工况条件下,取得1kg硫减排环境效益估计可能产生的能耗约为3790MJ,并导致碳排放量增加37kg


. W厂实施分子筛脱水脱硫醇技术的环境损益估计

西南油气田公司所属W天然气净化厂建有1套设计处理量200×104m3/d的脱硫装置,采用MDEA技术选吸脱硫工艺与三甘醇法脱水工艺。该厂处理的原料气中有机硫含量较高,目前净化气中H2S含量约4 mg/m3,总硫含量约120 mg/m3(参见表7)。商品气水露点(设计值)-100C    


对于W厂净化气的总硫超标问题,若采用活化MDEA溶剂脱除有机硫工艺,即使其脱除率达到85%也不能达到20 mg/m3的总硫限值;若采尾追用砜胺溶剂处理使总硫含量达标,则整个脱硫装置需要推倒重建,耗资巨大。因而宜考虑采用分子筛脱水脱硫醇工艺。土库曼斯坦阿姆河第一天然气净化厂在2013年进行技术改造后的分子筛脱水脱硫醇装置采用四塔流程,每个分子筛吸附塔内上、下两层分别装填4A型与13X型两种分子筛。装置设计处理能力315×104m3/d,操作压力为6.6MPag),产品气设计水露点-200C,硫醇含量≤16mg/m3。对该装置进行考核的结果如表8所示。


8所示数据表明,就总硫含量达标而言,净化气同时进行脱水及脱硫醇的技术方案是可行的。但必须将原有TEG脱水装置推倒重建;而目前全球采用分子筛脱水脱硫醇技术的工业装置甚少,运行数据鲜有报导,且分子筛的选择和工艺过程的控制相当复杂。除上述不利因素外,分子筛法脱水工艺的能耗也远高于TEG法。如果根据W厂的具体工况,对该厂实施分子筛脱水脱硫醇技术改造以降低商品气的总硫限值至20 mg/m3时,脱水装置的能耗将大幅度提高。表9的数据表明,在W厂以净化气分子筛脱水脱硫醇工艺现实总硫达标时,在取得1kg硫减排效益同时,仅再生部分即需增加10.4MJ/能量消耗,脱水装置的综合能耗则将增加1倍以上


五.认识与建议

   1)我国在面临大气污染防治压力的同时,还面临温室排放总量不断增加而带来气候变化的挑战。因此,节约能源与减排大气污染物必须协调发展。近年来,我国正是在节约能源法与国务院发布的“大气十条”的指引下,在碳减排与改善大气质量两个方面取得双赢。因此,任何强调一个方面而否定另一方面的规程或标准都是错误的。

2标准本身是对重复性事物和概念所做的统一规定,它必须以科学、技术和实践经验的综合为基础故它也必须是符合我国(而不是德国的)国情。因此,我国的商品天然气质标准应有利于我国天然气工业的发展,GB17820-2018中对总硫限值的规定,恐怕适得其反。再者,在附录A中还提出了总硫限值8 mg/m3发展目标,更是前所未闻,不知根据何在?

   3)建议有关部门与领导再次审查GB17820有关商品天然气总硫限值的规定是否与我国“节约能源法”第三条的有关规定相符。


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