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陳賡良 的個人博客

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天然氣脫有機硫工藝的環境損益估計

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強制性國家標準“天然氣”(GB17820-2018)已經于今年12月底正式分布。此次修訂重要內容之一是將一類氣的總硫含量由60mg/m3降到20mg/m3;二類氣的總硫含量由200 mg/m3降到100 mg/m3。對于一類氣總硫含量(限值)降到20mg/m3的規定,筆者認為從技術經濟角度分析既無此必要,也難以實現。以下就此問題談些認識,不當之處請廣大讀者批評指正。

一.降低商品天然氣總硫限值對大氣質量的影響微乎其微

盡管降低商品天然氣中的總硫含量是當前世界各國的發展趨勢;但要求達到的具體指標必須結合國情進行技術經濟綜合分析。表1的數據摘錄自歐洲能源監管理事會(CEER2016年發布的成員國商品天然氣氣質報告,表中數據說明向CEER申報氣質數據的11個成員國中,沒有一個國家采用CEN標準規定的20mg/m3指標。天然氣工業相當發達的法國和意大利,目前仍采用150mg/m3的總硫限值。特別在該標準的(資料性)附錄AA.2條中提出:“中長期的目標是將總硫控制為8mg/m3”的技術經濟依據何在?

我國有機硫化合物含量較高的原料天然氣主要產自川渝地區的高含硫氣田,如普光氣田、元壩氣田、羅家寨氣田、鐵山坡氣田等(參見表2),估計年產量約為200×108m3。若執行總硫含量技術指標從60 mg/m3降到20 mg/m3的規定,估計硫的年減排量僅為1790t,折算為SO2減排量3580t,后者尚不及當前我國SO2年均減排量的0.4%,對大氣質量的影響微乎其微。



二.硫減排與碳減排之間的關系

另一個必須注意的是硫減排與碳減排之間的關系問題。同等規模的高含硫天然氣凈化廠與中、低含硫天然氣凈化廠相比,前者的綜合能耗遠高于后者。表3所示數據表明,羅家寨天然氣凈化廠處理1×104m3原料天然氣的綜合能耗約為重慶天然氣凈化總廠忠縣分廠的10倍!

中國石油西南油氣田公司天然氣研究院近期研究成果表明,如果采用甲基二乙醇(MDEA)或以此為基礎的配方型溶劑新工藝實施凈化氣總硫含量降至20 mg/m3,勢必要進一步加大現有脫硫裝置的貧液循環量和重沸器蒸汽用量;對于硫醇含量較高的原料氣,則有可能實施“1+1”有機硫脫除工藝而將現用能耗較低的TEG脫水工藝改為投資及能耗均甚高的分子篩脫水脫硫醇工藝。凡此種種是否與我國“節約能源法”第三條的下列規定相符:“必須采取技術上可行、經濟上合理以及環境和社會可以承受的措施,從能源生產到消費的各個環節中降低消耗、減少損失和污染物排放”?


三.對Q廠實施溶劑升級的環境損益估計

   西南油氣田公司所屬Q天然氣凈化廠建有2套設計處理量150×104m3/d的脫硫裝置,處理含少量有機硫、碳/硫比略高于1的低含硫天然氣(參見表4)。目前采用的MDEA水溶液選吸脫硫工藝具有較好的節能效果,再生酸氣中H2S含量為50.5%,碳/硫比降至0.95。原料氣所含有機硫化合物中85%為硫醇型硫。


西南油氣田公司天然氣研究院在Q廠第Ⅱ套裝置上進行了CT8-24(活化MDEA溶劑脫有機硫工業試驗,結果證實在對工藝參數適當進行調整以保持原有選吸效率及再生酸氣組成基本不變的工況下,CT8-24溶劑能將有機硫脫除效率提高至60%以上,從而使凈化氣的總硫含量指標降至20 mg/m3(參見表5)。


根據表5所示數據,由溶劑升級而使凈化氣中的總硫含量由39 mg/m3降到18 mg/m3時,對環境損益分析的主要估計如下。

   1)凈化氣總硫含量降21 mg/m3低取得的硫減排效益為1.34kg/h;

2)貧液循環量提高67%導致能耗增加140MJ/h,碳排量增加30.6kg/h;

3)閃蒸氣增加(商品氣量減少)33.5m3/h,并導致能耗增加1240MJ/h;

4)再生溫度由1170C提高到1300C,至少增加再生蒸汽用量1t/h(或燃料氣用量100m3/h),并導致能耗增加3700MJ/h,碳排量增加19kg/h。

5)以上述數據為基礎,若在川渝地區與Q廠類似工況的、采用MDEA選吸脫硫工藝的裝置上實施溶劑升級,估計脫硫裝置的單位能耗將從目前的約1600 MJ/104m3(原料氣)上升至約2400 MJ/104m3(原料氣),能耗增幅達50%[9]。

6所示數據表明,在Q廠脫硫裝置的工況條件下,取得1kg硫減排環境效益估計可能產生的能耗約為3790MJ,并導致碳排放量增加37kg。


. W廠實施分子篩脫水脫硫醇技術的環境損益估計

西南油氣田公司所屬W天然氣凈化廠建有1套設計處理量200×104m3/d的脫硫裝置,采用MDEA技術選吸脫硫工藝與三甘醇法脫水工藝。該廠處理的原料氣中有機硫含量較高,目前凈化氣中H2S含量約4 mg/m3,總硫含量約120 mg/m3(參見表7)。商品氣水露點(設計值)-100C。    


對于W廠凈化氣的總硫超標問題,若采用活化MDEA溶劑脫除有機硫工藝,即使其脫除率達到85%也不能達到20 mg/m3的總硫限值;若采尾追用砜胺溶劑處理使總硫含量達標,則整個脫硫裝置需要推倒重建,耗資巨大。因而宜考慮采用分子篩脫水脫硫醇工藝。土庫曼斯坦阿姆河第一天然氣凈化廠在2013年進行技術改造后的分子篩脫水脫硫醇裝置采用四塔流程,每個分子篩吸附塔內上、下兩層分別裝填4A型與13X型兩種分子篩。裝置設計處理能力315×104m3/d,操作壓力為6.6MPag),產品氣設計水露點-200C,硫醇含量≤16mg/m3。對該裝置進行考核的結果如表8所示。


8所示數據表明,就總硫含量達標而言,凈化氣同時進行脫水及脫硫醇的技術方案是可行的。但必須將原有TEG脫水裝置推倒重建;而目前全球采用分子篩脫水脫硫醇技術的工業裝置甚少,運行數據鮮有報導,且分子篩的選擇和工藝過程的控制相當復雜。除上述不利因素外,分子篩法脫水工藝的能耗也遠高于TEG法。如果根據W廠的具體工況,對該廠實施分子篩脫水脫硫醇技術改造以降低商品氣的總硫限值至20 mg/m3時,脫水裝置的能耗將大幅度提高。表9的數據表明,在W廠以凈化氣分子篩脫水脫硫醇工藝現實總硫達標時,在取得1kg硫減排效益同時,僅再生部分即需增加10.4MJ/能量消耗,脫水裝置的綜合能耗則將增加1倍以上。


五.認識與建議

   1)我國在面臨大氣污染防治壓力的同時,還面臨溫室排放總量不斷增加而帶來氣候變化的挑戰。因此,節約能源與減排大氣污染物必須協調發展。近年來,我國正是在節約能源法與國務院發布的“大氣十條”的指引下,在碳減排與改善大氣質量兩個方面取得雙贏。因此,任何強調一個方面而否定另一方面的規程或標準都是錯誤的。

2標準本身是對重復性事物和概念所做的統一規定,它必須以科學、技術和實踐經驗的綜合為基礎,故它也必須是符合我國(而不是德國的)國情。因此,我國的商品天然氣質標準應有利于我國天然氣工業的發展,GB17820-2018中對總硫限值的規定,恐怕適得其反。再者,在附錄A中還提出了總硫限值8 mg/m3發展目標,更是前所未聞,不知根據何在?

   3)建議有關部門與領導再次審查GB17820有關商品天然氣總硫限值的規定是否與我國“節約能源法”第三條的有關規定相符。


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