天然氣凈化裝置國產(chǎn)有機硫水解催化劑的工業(yè)應用總結

摘要:介紹了天然氣脫硫裝置的工藝流程及國產(chǎn)有機硫水解催化劑在某天然氣凈化裝置水解反應器的工業(yè)應用情況。該裝置在負荷分別為90%，100%，105%的3種工況條件下使用國產(chǎn)有機硫水解催化劑9個月后，對有機硫水解催化劑進行標定，分析了水解反應器出口COS含量、水解轉化率及產(chǎn)品天然氣組分變化情況。結果表明:天然氣中有機硫水解轉化率大于99.5%，濕凈化天然氣中COS的體積分數(shù)低于1μL/L，產(chǎn)品天然氣中硫化氫的質量濃度低于3mg/m3，總硫的質量濃度低于5mg/m3，滿足GB/T17820—2018《天然氣》一類氣技術指標，可以保障裝置安全穩(wěn)定運行。

1天然氣脫硫裝置簡介

1.1工藝流程簡介

原料天然氣經(jīng)過濾聚結分離器后進入第一級主吸收塔脫除天然氣中的硫化氫、二氧化碳等酸性氣體。為控制產(chǎn)品天然氣中二氧化碳含量及降低產(chǎn)品天然氣中總硫含量，采用兩級吸收、級間冷卻技術。第一級主吸收塔脫硫后的天然氣送入水解部分脫除COS，換熱后升溫的天然氣進水解反應器入口分離器分離出攜帶的胺液，分出的胺液排入胺液回收罐，分離胺液后的天然氣在水解反應器預熱器中被中壓蒸汽由110℃加熱至141℃，加熱后的天然氣進入水解反應器(R-101)。

水解反應器出口天然氣冷卻至50℃后進入第二級主吸收塔，與貧受液逆流接觸，再次脫出天然氣中的硫化氫和二氧化碳，然后分離出攜帶的胺液后進入天然氣脫水單元。脫水后的天然氣通過外輸管道進入天然氣長輸管網(wǎng)。胺液由第二級主吸收塔底部流出，進入中間胺液冷卻器冷卻后再進入第一級主吸收塔吸收天然氣中的硫化氫和二氧化碳成為富胺液。富胺液經(jīng)閃蒸罐閃蒸后升溫至105℃進入胺液再生塔進行再生，再生后的貧胺液進入第二級主吸收塔進行循環(huán)吸收酸性氣體，酸性氣體進入硫磺回收單元回收硫磺。該工藝的特點:產(chǎn)品天然氣總硫含量低(其質量濃度不大于10mg/m3)、硫化氫含量低(其質量濃度小于6mg/m3)。天然氣凈化裝置處理量達3.0×106m3/d，操作彈性為50%～110%［2］。天然氣脫硫裝置流程見圖1。

1.2水解催化劑運行情況

天然氣脫硫裝置水解反應器裝填進口PURASPECTM2312型氧化鋁基催化劑，設計使用壽命6a。2009年裝置投產(chǎn)后，一直未對水解催化劑進行更換。運行至2020年，天然氣凈化裝置產(chǎn)品氣中總硫含量及硫化氫含量均滿足GB/T17820—2018《天然氣》一類氣標準。

2 有機硫水解催化劑國產(chǎn)化應用

2.1進口催化劑性能分析

2020年8月，在100%運行負荷條件下，對進口在運行有機硫水解催化劑進行標定，標定期間，水解反應器主要操作參數(shù)及出入口氣體COS含量情況見表1～2。水解反應器入口溫度為130℃，出口溫度為131～132℃，壓差為11.2～11.8kPa。有機硫脫除率隨著反應溫度的升高而增大，溫度到某一數(shù)值時脫除率相對平穩(wěn)，在保證COS脫除率的基礎上，盡可能降低運行溫度以節(jié)約能源。

由表1～2可知，在滿負荷的情況下，水解反應器出口溫度上升1～2℃、出口COS的體積分數(shù)小于1μL/L，進口水解催化劑活性高、水解轉化率不小于99.5%。

2.2國產(chǎn)化催化劑應用

進口有機硫水解催化劑活性高、水解轉化率高，但是在裝置檢修過程中發(fā)現(xiàn)水解反應器后空氣冷卻器換熱管束內(nèi)存在催化劑粉末，打開水解反應器發(fā)現(xiàn)部分催化劑顆粒粉化，由φ(2～6)mm減小到φ0.2mm以下。考慮到進口水解催化劑可能無法滿足下個運行周期需要，同時為實現(xiàn)引進水解催化劑國產(chǎn)化應用，中國石化中原油田普光分公司聯(lián)合齊魯分公司研究院開發(fā)了國產(chǎn)化有機硫水解催化劑，其物化指標見表3。

2020年11月，對水解反應器進行國產(chǎn)化水解催化劑更換，水解反應器底部封頭部分裝填φ50mm支撐瓷球;然后分別裝填φ19mm支撐瓷球、φ6mm支撐瓷球，高度各為100mm;反應器中段裝填水解催化劑，高度為4600mm;反應器頂部裝填φ19mm瓷球，高度為100mm。裝填方式見圖2。

3國產(chǎn)化催化劑性能評價

3.1裝置運行總體情況

2020年12月24日，天然氣國產(chǎn)有機硫水解催化劑投入使用，各項運行參數(shù)正常，產(chǎn)品天然氣中總硫質量濃度小于10mg/m3。運行9個月后，2021年9月對該國產(chǎn)化催化劑運行情況進行了標定，標定負荷分別為90%，100%，105%，每個負荷的標定時間均為24h。裝置處理量分別為113，125，131km3/h，水解反應器壓差分別為8.1，8.6，9.0kPa，其余參數(shù)基本相同。

在3種不同裝置負荷條件下，裝置運行正常，處理量滿足設計要求，水解反應器進出口溫度與進口催化劑相比變化不大，水解催化劑壓差則由之前的11.2kPa降至8.6kPa，也從側面體現(xiàn)了進口催化劑使用過程中存在粉化的現(xiàn)象。

3.2標定數(shù)據(jù)分析

3.2.1COS含量

不同運行負荷下水解反應器入口及出口COS在線分析儀數(shù)據(jù)見表4～5

由表4～5可以看出，不同運行負荷下，水解反應器入口COS的體積分數(shù)在50～200μL/L，出口COS的體積分數(shù)在0.8μL/L以下，國產(chǎn)化有機硫水解催化劑活性良好。

3.2.2國產(chǎn)化有機硫水解轉化率

標定期間，根據(jù)水解反應器進出口COS含量變化，計算得到國產(chǎn)化水解催化劑的水解轉化率，具體數(shù)據(jù)見表6。

由表6可見，國產(chǎn)化有機硫水解催化劑水解轉化率不低于99.5%，催化性能良好。

3.2.3產(chǎn)品天然氣組分

標定期間，對不同運行負荷下產(chǎn)品天然氣組分進行跟蹤，具體數(shù)據(jù)見表7。

從表7可以看出，產(chǎn)品天然氣中硫化氫的質量濃度低于3mg/m³，總硫的質量濃度低于5mg/m³，遠低于總硫的質量濃度小于20mg/m³的要求，滿足GB/T17820—2018一類氣指標。

4結論

(1)裝填天然氣國產(chǎn)有機硫水解催化劑后，COS轉化率不小于99.5%，濕凈化天然氣中COS的體積分數(shù)低于1μL/L，產(chǎn)品天然氣中硫化氫的質量濃度低于3mg/m³、總硫的質量濃度低于5mg/m³，滿足國家標準一類氣要求。

(2)天然氣有機硫水解催化劑國產(chǎn)化后，可以滿足裝置運行需求，可以代替進口催化劑

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