摘 要 川渝地區(qū)天然氣田多數(shù)為含硫甚至高含硫氣田,，有的還含有較多二氧化碳和有機

硫，這些氣田的開發(fā)需要解決與天然氣凈化相關(guān)的技術(shù)問題,。中石油西南油氣田公司天然氣

研究院在該技術(shù)領(lǐng)域的研究中,，已在醇胺溶劑、物理化學(xué)溶劑,、配方溶劑,、液相氧化還原、

干法等脫硫技術(shù)及硫磺回收技術(shù)方面取得了一系列成果,，并在天然氣凈化中獲得成功應(yīng)用,。

目前圍繞高含硫天然氣開發(fā)問題,開展了多項天然氣凈化課題的研究。

關(guān)鍵詞 天然氣 凈化 脫硫 硫磺回收

隨著國民經(jīng)濟的快速發(fā)展,能源消耗量呈現(xiàn)出“加速度”的趨勢,。預(yù)計到2020 年,我國天然

氣供需缺口將達(dá)到800 ×108 m3,。川渝地區(qū)是我國天然氣生產(chǎn)的重要基地，預(yù)計到年底,西南

油氣田公司天然氣年產(chǎn)量就將超過97 ×108 m3 ,，約占全國天然氣總產(chǎn)量的27% ,，它承擔(dān)著

川渝地區(qū)和“兩湖”地區(qū)的安全平穩(wěn)供氣，在我國的能源安全中占有重要位置,。雖然目前川

渝地區(qū)天然氣連續(xù)增長最快的時期,，但仍然難以滿足市場需求，今年缺口達(dá)到了8 ×108 m3,。

據(jù)已掌握的資料預(yù)測,即使2010年西南油氣田分公司上產(chǎn)到150×108 m3 ,，仍是一個供不應(yīng)求

的局面。川渝地區(qū)天然氣田屬含硫甚至高含硫氣田,， 90%以上天然氣都含硫化氫,，有的氣

井硫化氫高達(dá)17%以上，有的CO2 /H2 S比值達(dá)20%以上,，有的還含高達(dá)500 mg/m3 的有機硫。

近年西南油氣田公司在川東北發(fā)現(xiàn)的渡口河,、羅家寨,、鐵山坡、飛仙關(guān)等氣田皆屬特殊含硫

氣質(zhì)氣田,，目前探明的這類天然氣儲量至少2 777. 5 ×108m3 ,，它是川渝地區(qū)新增天然氣的重

要氣田。還有部分邊遠(yuǎn),、分散氣井也需進(jìn)行開發(fā),以滿足對天然氣的需求,。開發(fā)這些含硫氣

田,需對含硫天然氣進(jìn)行凈化處理，使之達(dá)到GB17820 - 1999“天然氣”標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的天然氣的

技術(shù)指標(biāo),才能成為商品氣供用戶使用,。但由于不同氣田的天然氣中硫化氫,、二氧化碳,、有

機硫含量不同,，所采用的凈化工藝也存在差異，由此要求開發(fā)適用于不同氣質(zhì)的經(jīng)濟合理的

工藝技術(shù),。特別是高含硫天然氣的凈化問題,，國內(nèi)尚無成熟的技術(shù)可借鑒，它已成為天然氣

開發(fā)的瓶頸,。因此天然氣凈化技術(shù)是天然氣工業(yè)中的重要研究內(nèi)容之一,。中石油西南油氣田

公司天然氣研究院(以下簡稱天研院)長期從事天然氣凈化技術(shù)領(lǐng)域的研究工作，在脫硫工

藝,、溶劑合成,、分析測試、硫磺回收與尾氣處理工藝及催化劑,、基礎(chǔ)研究等方面,，具有良好

的基礎(chǔ)和優(yōu)勢,，初步形成了一套天然氣凈化技術(shù),并在生產(chǎn)中獲得成功應(yīng)用,。近年來,為了適

應(yīng)川渝地區(qū)高含硫天然氣凈化需求,結(jié)合生產(chǎn)實際,，開展了一系列相關(guān)課題的研究。本文簡

要介紹了天然氣脫硫工藝,、硫磺回收與尾氣處理,、催化劑研究等成果,。

1 溶劑脫硫技術(shù)開發(fā)研究

溶劑脫硫技術(shù)包括物理溶劑、化學(xué)溶劑和物理化學(xué)溶劑等脫硫技術(shù),。醇胺法脫硫是天然氣脫

硫最常用的方法，早期胺法脫硫一般采用伯胺或仲胺,，如單乙醇胺(MEA)或二乙醇胺(DEA) ,。

MEA、DEA 具有堿性強,、與酸氣反應(yīng)迅速,、價格較便宜等優(yōu)點,，但不足之處是裝置腐蝕較

嚴(yán)重，溶劑只能在較低濃度下使用,以及與酸氣的反應(yīng)熱較大導(dǎo)致溶劑循環(huán)量大及能耗高,。

上世紀(jì)80年代以來,具有一定選吸能力的二異丙醇胺(D IPA) ,，甲基二乙醇胺(MDEA)等脫硫

工藝逐漸進(jìn)入工業(yè)應(yīng)用,。由于MDEA 具有高使用濃度、高酸氣負(fù)荷,、低腐蝕性,、抗降解能

力強、高脫硫選擇性,、低能耗等優(yōu)點,，因此受到重視,它的推廣應(yīng)用是上世紀(jì)80年代天然氣

凈化工業(yè)最顯著的技術(shù)進(jìn)步之一。但MDEA也存在有三個固有的弱點:其一是與伯,、仲胺相

比,其堿性較弱，在較低的吸收壓力下凈化氣中H2 S含量不易達(dá)到20 mg/m3 的管輸標(biāo)準(zhǔn),；其二

是若CO2 /H2 S比值高,，這時MDEA與CO2 的反應(yīng)速率較低,，凈化氣中CO2 含量不易達(dá)到≤3%

的管輸要求,；其三是如果需要深度脫碳，僅采用MDEA不能達(dá)到要求,。為了克服此類弱點,，

開發(fā)配方溶劑脫硫脫碳新工藝是近年來胺法脫硫的發(fā)展方向之一。

天研院先后開發(fā)了MEA,、DEA,、D IPA 等伯胺、仲胺及MDEA水溶液早期脫硫溶劑脫硫技術(shù)之后,，又開發(fā)成功了選擇性脫硫溶劑,、脫硫脫碳溶劑、有機硫脫除溶劑等系列脫硫技術(shù),。目前針對川東北高含硫特殊氣質(zhì)研發(fā)的位阻胺脫硫技術(shù),、物理溶劑脫硫技術(shù)以及其 它新技術(shù)也正在進(jìn)一步深入研究中。

1. 1 一乙醇胺溶劑脫硫技術(shù)

為了發(fā)展我國的氣體凈化工業(yè),滿足天然氣脫硫的要求,，天研院在國內(nèi)率先進(jìn)行了天然氣胺法脫硫研究工作,。在上世紀(jì)60年代中期,，先后進(jìn)行了一乙醇胺水溶液,、一乙醇胺—環(huán)丁砜—水溶液脫硫的實驗室、中試及工業(yè)試驗工作,考察了溶液濃度、溶液負(fù)荷,、貧液溫度,、貧液質(zhì)量與凈化氣硫化氫含量之間的關(guān)系，考察了再生塔操作條件對貧液質(zhì)量的影響,，并于上世紀(jì)60年代與兄弟單位一起在四川建立了國內(nèi)第一套天然氣脫硫工業(yè)裝置,。其它的天然氣脫硫和煉廠氣脫硫裝置也借鑒了這些試驗結(jié)果及生產(chǎn)經(jīng)驗。之后又分別進(jìn)行了一乙醇胺—環(huán)丁砜—水溶液脫除天然氣中硫化氫,、有機硫等工業(yè)試驗,并取得了成功,。

1. 2 二異丙醇胺系列溶劑脫硫技術(shù)

上世紀(jì)70年代中期,在工業(yè)裝置上進(jìn)行了二異丙醇胺—環(huán)丁砜脫硫溶液工業(yè)試驗，考察了氣液比,、貧液溫度對凈化氣總硫的影響,測定了溶液的再生狀況,、酸氣中烴含量、冷換設(shè)備的傳熱系數(shù),、D IPA的變質(zhì)速率以及掛片腐蝕結(jié)果等,。裝置由MEA - 環(huán)丁砜溶液更換為D IPA - 環(huán)丁砜溶液后，蒸汽可節(jié)約25%以上,，腐蝕性明顯降低,，長期穩(wěn)定運行性能良好，獲得工業(yè)應(yīng)用,。

1. 3 甲基二乙醇胺溶劑脫硫技術(shù)

天研院從上世紀(jì)80 年代開始在國內(nèi)率先開始MDEA脫硫工藝技術(shù)研究,從試驗室到工業(yè)裝置,從常壓到壓力條件下,， 取得了一系列成果。在考察了MDEA的吸收特性,選吸能力,、溶液濃度,、氣液比、貧液溫度及再生條件,，并與D IPA溶液的性能進(jìn)行了對比,。在川東脫硫總廠墊江分廠進(jìn)行的MDEA水溶液取代D IPA—環(huán)丁砜溶液試驗結(jié)果表明,在4. 0 MPa壓力、原料氣H2 S為0. 18%～0. 25%,、CO2 /H2 S比7～10,、氣液比3 500～4 000、15塊吸收塔板,、蒸汽量200 kg/m3 溶液,，凈化氣質(zhì)量穩(wěn)定合格,與原用D IPA - 環(huán)丁砜溶液相比,酸氣濃度上升10% ，達(dá)20%以上,，溶液循環(huán)量為原來的三分之一至四分之一,，蒸汽、水,、電消耗相應(yīng)降低,裝置處理能力增加,，天然氣加工損耗下降,。

1. 4 物理—化學(xué)混合溶劑選擇性脫除硫化氫和有機

硫化物技術(shù)

在川東天然氣凈化總廠進(jìn)行了甲基二乙醇胺—環(huán)丁砜—水溶液試驗，該試驗在5. 5MPa壓力下,，從該廠原料氣中選擇性脫除硫化氫與有機硫化物,，通過甲基二乙醇胺環(huán)丁砜水溶液與二異醇胺—環(huán)丁砜—水溶液對比。確認(rèn)了甲基二乙醇胺—環(huán)丁砜—水溶液取代使用的二異丙醇胺—環(huán)丁砜—水溶液可使凈化氣中硫化氫含量穩(wěn)定低于20 mg/m3 ,，有機硫脫除率高于70% ,， 二氧化碳共吸收率在60%左右。脫硫裝置蒸汽耗量節(jié)約25%～30% ,，有利于提高酸氣中硫化氫濃度,，提高硫磺回收率，減輕尾氣處理裝置負(fù)荷,。

1. 5 配方溶劑脫硫脫碳技術(shù)

鑒于我國天然氣工業(yè)高速發(fā)展,對產(chǎn)品氣硫含量要求越來越低,特別是含硫氣田天然氣的凈化沒有成熟的經(jīng)驗可借鑒,，因此必須進(jìn)一步提高和完善我國的脫硫技術(shù)水平。為了解決天然氣脫硫中出現(xiàn)的一些亟待解決的問題,，天研院提出并開展了“配方型脫硫溶劑及脫硫技術(shù)研究”,，主要開發(fā)了以MDEA水溶液為基礎(chǔ)組分，根據(jù)不同要求加入不同添加劑,，分別改善 MDEA水溶液的脫硫選擇性,、有機硫脫除能力和脫硫脫碳性能,以及位阻胺、物理溶劑和其配方溶劑等,，用以滿足某些特殊原料氣組成及產(chǎn)品氣質(zhì)要求的天然氣脫硫,。

1. 5. 1 高選擇性溶劑脫硫技術(shù)

開發(fā)選擇性脫硫溶劑CT8 - 5及工藝技術(shù)是為了滿足天然氣、煉廠氣要求,，進(jìn)一步提高M(jìn)DEA

水溶液脫硫選擇性和改善其操作穩(wěn)定性的需要,，它是在MDEA溶劑中加入適量能抑制MDEA與CO2 反應(yīng)速度的添加劑，在保證凈化氣H2 S指標(biāo)合格的前提下,，提高溶液的脫硫選擇性,并輔助加入微量消泡劑,、緩蝕劑和抗氧劑來改善溶液的操作穩(wěn)定性。CT8 - 5的脫硫選擇性優(yōu)于MEA,、DEA,、D IPA等伯胺,、仲胺及MDEA水溶液,,，CO2 吸收率比MDEA降低約5%～10% ,酸氣H2 S濃度有明顯提高,，抗發(fā)泡能力優(yōu)于常用醇胺溶液,。CT8 - 5 溶液脫硫率高，再生容易,，貧液H2 S,、CO2 含量很低,，進(jìn)一步降低了設(shè)備腐蝕的可能性,。CT8 - 5可在較高濃度范圍內(nèi)使用,，使得溶液循環(huán)量降低,所需再生蒸汽量減少,。CT8 - 5化學(xué)穩(wěn)定性好，無化學(xué)降解和熱降解,，無需溶劑復(fù)活處理。CT8 - 5使用方便,原用醇胺溶液脫硫裝置無需改變設(shè)備,，可直接使用,。該溶劑可用于天然氣、煉廠氣等氣體的選擇性脫硫,，也可用于酸氣提濃,。目前該新型選擇性脫硫溶劑已在重慶天然氣凈化總廠等大型裝置上應(yīng)用,經(jīng)濟效益和社會效益顯著。

1. 5. 2 脫硫脫碳技術(shù)

脫硫脫碳溶劑CT8 - 9 及工藝技術(shù)是為了克服MDEA堿性弱,，與CO2 反應(yīng)速度低,不利于大量或深度脫除CO2 的缺點而開發(fā)的,。其最大特點是可以通過靈活調(diào)整溶液組成來滿足對原料氣中CO2 不同程度的脫除要求。它適用于CO2 含量較高的天然氣,、煉廠氣,、合成氣等氣體的凈化。CT8 - 9 脫硫脫碳溶劑是以MDEA 為基礎(chǔ)組份,，適量添加能改善醇胺溶液脫硫脫碳性能和再生性能的添加劑及微量輔助添加劑復(fù)配的脫硫溶劑,。CT8 - 9脫硫脫碳溶劑具有脫硫效果好、CO2 脫除率可根據(jù)要求調(diào)節(jié),抗污染能力強,、再生容易,、對裝置腐蝕輕微等優(yōu)點。CT8 - 9脫硫脫碳溶劑抗發(fā)泡和抗腐蝕能力優(yōu)于MDEA水溶液,。CT8 - 9 脫硫脫碳溶劑使用方便,， 如果裝置原使用醇胺溶液脫硫，無需改動設(shè)備,，可直接使用,。CO2 脫除率根據(jù)需要可在30% ～99%范圍內(nèi)調(diào)節(jié)。

1. 5. 3 高酸性天然氣有機硫脫除技術(shù)

目前正在開發(fā)的川東北高含硫氣田,，除了氣井壓力高外,，不僅含硫化氫高、CO2 高,，還含有機硫,。對川東北高含硫氣田一些氣井天然氣中有機硫分析結(jié)果顯示，其有機硫的形態(tài)主要是羰基硫(COS)和二硫化碳(CS2 ) ,，含量高低不等,有的高達(dá)300 mg/m3 ,，甚至500mg/m3 ，而對于高含H2 S和CO2 ,，同時有機硫含量也較高的高酸性天然氣的凈化處理,，我國尚無成熟的經(jīng)驗,。 鑒于上述原因，天研院開展了高酸性天然氣中有機硫脫除技術(shù)的研究,。側(cè)線試驗表明,，在3. 3MPa吸收壓力和所試驗的原料氣組成條件下，所選脫硫溶劑對高酸性天然氣中的H2 S和有機硫仍具有良好的脫除效果,。當(dāng)采用440氣液比時,，有機硫脫除率> 70% ，凈化氣達(dá)到GB17820 - 1999中二類氣質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)對H2 S,、CO2 以及總硫的要求,；在300的氣液比下,有機硫脫除率大于80% ，凈化氣符合GB17820 - 1999中一類氣質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)對H2 S,、CO2 以及總硫的要求,。

1. 5. 4 位阻胺配方溶劑脫硫技術(shù)

空間位阻胺與常用醇胺相比，其結(jié)構(gòu)特點是有一個或多個結(jié)構(gòu)較復(fù)雜,、相對分子質(zhì)量較大的非直鏈烷基或其它基團取代了氨分子(NH3 )上的氫原子,。研究表明，在胺分子中引入這類具有空間位阻效應(yīng)的基團會改善其凈化效果,。位阻胺配方溶劑的凈化效果比MDEA好,，溶劑循環(huán)量更小，能夠降低凈化裝置的操作能耗,。在實驗壓力和原料氣組成范圍內(nèi),，空間位阻胺配方溶劑處理后的凈化氣H2 S含量小于6 mg/m3 ,，CO2含量小于3% ,，達(dá)到國標(biāo)一類氣對H2 S和CO2 含量的要求,。與MDEA水溶液相比，其CO2 脫除率更高,。含有空間位阻胺的另一配方溶劑與單純MDEA水溶液相比,其脫硫凈化度明顯改善,，H2 S脫除率由98. 55%升高到99. 89% ，凈化氣H2 S含量減少30%以上,；CO2脫除率與MDEA水溶液相比降低1～2個百分點,，選吸性能更優(yōu)；循環(huán)量較MDEA 水溶液可減少10% ～15% ,，且在較長時間的連續(xù)運轉(zhuǎn)過程中脫硫性能穩(wěn)定,，再生性能良好;抗發(fā)泡傾向比單純MDEA 水溶液好，腐蝕性與MDEA水溶液相當(dāng),能夠滿足脫硫凈化的要求,。

1. 5. 5 新型物理溶劑脫硫技術(shù)

醇胺法雖然具有凈化度高等優(yōu)點,，但也存在著投資大、操作費用較高等不足之處,。物理溶劑法主要是利用對H2 S,、CO2 和有機硫物理溶解度大的有機溶劑,，在較高壓力下吸收H2 S、CO2 和有機硫,，由于是物理吸收過程,酸性氣體在其中的溶解熱大大低于其與化學(xué)溶劑的反應(yīng)熱,，故溶劑再生所需能耗明顯低于使用醇胺溶液所需能量。而且,，在常用的物理溶劑體系內(nèi),，在 凈化時可以保留大部分的CO2。近期,，天研院還研究成功了一種新的物理溶劑,，該溶劑具有對H2 S和有機硫脫除率高,，對烴的共吸收率低,，溶劑化學(xué)和熱穩(wěn)定性好、無毒,、對環(huán)境影響小,、對設(shè)備腐蝕小、再生能耗低等特點,。它特別適宜于酸氣濃度較高的天然氣脫硫,，其凈化氣的質(zhì)量可達(dá)到管輸氣質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)。試驗結(jié)果表明,，該溶劑在6. 0 MPa的吸收壓力,，200氣液比，H2 S含量≤7% ,， CO2 含量≤5%的條件下,，凈化氣氣質(zhì)可達(dá)到GB17820 - 1999中對一類氣質(zhì)的要求。在相同條件下,，脫除H2 S和有機硫能力優(yōu)于環(huán)丁砜,，其選擇性也較環(huán)丁砜好,而烴溶解損失率則低于環(huán)丁砜。其配方溶劑脫除H2 S的效果與Sulfinol - M溶劑基本接近,而選擇性和有機硫脫除率優(yōu)于Sulfinol- M溶劑,，烴溶解損失率比Sulfinol - M溶劑低,。

2 硫磺回收技術(shù)

硫磺回收技術(shù)是大規(guī)模脫硫的配套凈化技術(shù)，對脫硫系統(tǒng)產(chǎn)生的酸氣做進(jìn)一步處理,，使得凈化后的裝置尾氣能達(dá)標(biāo)排放,。自上世紀(jì)30年代改良克勞斯法實現(xiàn)工業(yè)化以來，以H2 S酸性氣為原料的硫磺回收工藝得到迅速發(fā)展,。1970年天研院與兄弟單位一起建成了我國第一套500 kg/d的分流法兩級克勞斯裝置,，開始了工藝設(shè)計、工藝操作參數(shù)以及催化劑等方面的科研工作并逐步深入,，相繼在燃燒爐的工藝參數(shù),、反應(yīng)器各參數(shù)的控制,、爐內(nèi)各組分和過程氣各組分同硫回收率的關(guān)系等方面做過大量的工作。隨著環(huán)保法規(guī)的日益嚴(yán)格,，上世紀(jì)80年代天研院進(jìn)行了尾氣加氫,、亞露點工藝的科研工作，上世紀(jì)90年代又從事了選擇性氧化回收硫的技術(shù)開發(fā)以及貧酸氣的治理等,。目前面對我國環(huán)保日益嚴(yán)格的要求,需不斷改進(jìn)和完善已有 技術(shù),，進(jìn)一步探討硫磺回收尾氣排放達(dá)標(biāo)的技術(shù)難題。隨著川渝地區(qū)高含硫化氫氣田的開發(fā),，對硫磺回收技術(shù)多樣化的需求進(jìn)一步加大,根據(jù)不同的酸性氣質(zhì),，將尋求更合理的硫磺回收技術(shù)，針對天然氣凈化的新需求,，天研院將不斷地深入研究硫磺回收及尾氣處理相關(guān)的新課題,。

2. 1 常規(guī)克勞斯硫磺回收技術(shù)

常規(guī)克勞斯硫磺回收技術(shù)的核心就是利用克勞斯最基本的反應(yīng)原理，即H2 S與SO2 反應(yīng)生成元素硫和水,，通過硫磺回收裝置來實現(xiàn)對含硫化合物的處理并達(dá)到回收硫磺,，減少含硫化合物排入大氣的技術(shù)?？藙谒狗磻?yīng)為放熱反應(yīng),，低溫有利于反應(yīng)平衡，常規(guī)反應(yīng)器通常為二到三級,，反應(yīng)溫度在180℃～350℃范圍內(nèi)操作,。但是，在反應(yīng)爐內(nèi)生成的副反應(yīng)產(chǎn)物COS和CS2 只有在高溫下才能水解更完全,，一般要求有機硫在一反內(nèi)完成水解,，此外還有反應(yīng)爐內(nèi)沒有完全反應(yīng)的氧對下游催化劑亦有影響，催化劑也面臨抗氧和硫酸鹽化的問題,，天研院通過幾十年的努力基本解決了以上問題,，并掌握了以上技術(shù)。催化劑的克勞斯反應(yīng)活性,、有機硫水解活性和抗氧抗硫酸鹽化性能是評價硫磺回收催化劑的重要指標(biāo),。催化劑的克勞斯反應(yīng)活性通常指最基本的硫化氫與二氧化硫的反應(yīng)，該反應(yīng)為可逆反應(yīng),。在催化反應(yīng)段,，克勞斯反應(yīng)轉(zhuǎn)化率的大小直接反映催化劑的活性，是硫磺回收裝置影響回收效果的最直接的考核指標(biāo),。 天研院開發(fā)的催化劑都能很好的滿足這一基本要求,，目前廣泛應(yīng)用于硫磺回收裝置的CT6 - 2B、CT6 - 4B、CT6 - 7催化劑,，在工業(yè)裝置使用條件下都具有克勞斯反應(yīng)活性高,、性能穩(wěn)定、使用壽命長等特點,。催化劑的有機硫水解活性通常是指COS和CS2在催化劑上轉(zhuǎn)化為H2 S和水的能力,。只有將有機硫轉(zhuǎn)化后才有利于硫的回收，否則有機硫?qū)⒅苯舆M(jìn)入灼燒爐轉(zhuǎn)化成SO2

排入大氣,。CT6 - 8的水解性能優(yōu)于其它催化劑,，能滿足最苛刻的要求,可以使有機硫接近完 全轉(zhuǎn)化，CT6 - 7也有很好的有機硫水解能力,，CT6 -4B,、CT - 2B的水解能力能滿足裝置的一般要求。過程氣中的氧除了能引起催化劑的硫酸鹽化外,，當(dāng)其濃度達(dá)到一定程度,還將大大降低催化劑的初活性,，包括克勞斯轉(zhuǎn)化率和CS2 水解率。氧主要來源于燃燒爐和再熱爐的殘余氧,，氧同化學(xué)吸附的SO2 反應(yīng)生成亞硫酸鹽,，它再與氧化鋁反應(yīng)生成穩(wěn)定的硫酸鋁,。 在克勞斯反應(yīng)中硫酸鹽是沒有活性的,。CT6 - 8有最完善的抗硫酸鹽化的能力， CT6 - 7,、CT6 - 4B 有脫除氧和轉(zhuǎn)化氧的良好功能,，天研院的其它常規(guī)硫磺回收催化劑也都有不同程度的抗氧和較好的抗硫酸鹽化的能力。

2. 2 亞露點技術(shù)

亞露點技術(shù)是常規(guī)克勞斯工藝過程的發(fā)展和延伸,，即常規(guī)兩級轉(zhuǎn)化后的過程氣在更有利的熱力學(xué)(130℃～150℃)條件下,更有利于往克勞斯反應(yīng)生成硫的方向進(jìn)行,，借此獲得高的克勞斯轉(zhuǎn)化率。在上世紀(jì)80年代后期天研院開發(fā)了低溫克勞斯催化劑CT6- 4,，在研究過程中,，重點研究了低溫催化劑制備，工藝操作參數(shù)的相互關(guān)系,，特別是低溫吸附性能和再生性能,以及在運轉(zhuǎn)過程中的使用特性,，并在川西北凈化廠先后進(jìn)行了該催化劑應(yīng)用于亞露點工藝和Sulfreen工藝,并取得成功。

2. 3 硫回收尾氣加氫技術(shù)

硫磺回收裝置為了獲得高的硫回收率,往往帶有尾氣處理部分,將二級反應(yīng)后的克勞斯尾氣加氫再作進(jìn)一步處理是一種通常使用的方式,。SCOT工藝是這種方式最具有代表性的一種工藝,。它將二級克勞斯后的過程氣中的含硫化合物通過加氫反應(yīng)器，全部轉(zhuǎn)化為硫化氫后,，再脫硫,，再將酸氣返回到克勞斯裝置。其中加氫催化劑是該技術(shù)的重要組成部分,，天研院在上世紀(jì)80年代就開展了這方面的研究,，主要對加氫催化劑的制備,、改進(jìn)，工藝操作參數(shù)的影響,，以及加氫還原的相關(guān)因素開展研究,。通過對該技術(shù)的研究，成功開發(fā)了CT6 - 5,、CT6 - 5B硫磺回收尾氣加氫催化劑,。該催化劑目前已廣泛應(yīng)用于川渝地區(qū)乃至全國的硫回收加氫裝置。

2. 4 選擇性氧化技術(shù)

選擇性氧化技術(shù)是利用H2 S與氧選擇性氧化生成元素硫,。該技術(shù)的核心是阻止SO2 的生成或阻止已生成的元素硫進(jìn)一步反應(yīng)生成SO2 ,，使之向有利的元素硫的方向進(jìn)行。上世紀(jì)90年代初,，天研院進(jìn)行了選擇性氧化制硫催化劑及工藝的研究,，主要研究了催化劑的活性組分及其形態(tài)對催化劑活性的影響；過程氣組成,，特別是氧含量與硫轉(zhuǎn)化率的關(guān)系,；使用溫度、空 速等對轉(zhuǎn)化率,、選擇性的影響等,。

2. 5 硫回收尾氣低溫加氫技術(shù)

在傳統(tǒng)還原- 吸收型硫回收尾氣處理工藝中，加氫段所使用的催化劑操作溫度通常為330℃左右,，經(jīng)過加氫后的尾氣總硫(除硫化氫外的總硫)小于300×10- 6,。為簡化加氫段再熱操作,減小加氫反應(yīng)器下游冷卻器熱負(fù)荷，降低能耗,，國外新的進(jìn)展是開發(fā)了具有更低入口溫度的加氫催化劑以及由此帶來的對整個工藝設(shè)計的改進(jìn),，稱為LT - SCOT工藝，與傳統(tǒng)的SCOT工藝相比,，LT - SCOT工藝總投資約低18% ,，在界區(qū)內(nèi)可節(jié)約操作費用約20%。常規(guī)加氫催化劑在空速為1 500 h- 1 ,，溫度為250℃時,，原料氣經(jīng)過加氫/水解后的尾氣除硫化氫外，總硫為400 ×10- 6 (φ)左右,。天研院實驗室開發(fā)的低溫加氫催化劑在相同操作條件下,，加氫后的尾氣總硫小于150 ×10- 6 (φ) 。此外,，新開發(fā)的催化劑在210℃,，催化劑加氫/水解率穩(wěn)定在97%以上，加氫后尾氣總硫小于200 ×10- 6 ；在3 500 h- 1,、溫度250℃條件下,，加氫后的尾氣總硫小于220 ×10- 6 (φ) ，顯示了催化劑的良好活性,。

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