天然气净化装置国产有机硫水解催化剂的工业应用总结

摘要:介绍了天然气脱硫装置的工艺流程及国产有机硫水解催化剂在某天然气净化装置水解反应器的工业应用情况。该装置在负荷分别为90%，100%，105%的3种工况条件下使用国产有机硫水解催化剂9个月后，对有机硫水解催化剂进行标定，分析了水解反应器出口COS含量、水解转化率及产品天然气组分变化情况。结果表明:天然气中有机硫水解转化率大于99.5%，湿净化天然气中COS的体积分数低于1μL/L，产品天然气中硫化氢的质量浓度低于3mg/m3，总硫的质量浓度低于5mg/m3，满足GB/T17820—2018《天然气》一类气技术指标，可以保障装置安全稳定运行。

1天然气脱硫装置简介

1.1工艺流程简介

原料天然气经过滤聚结分离器后进入第一级主吸收塔脱除天然气中的硫化氢、二氧化碳等酸性气体。为控制产品天然气中二氧化碳含量及降低产品天然气中总硫含量，采用两级吸收、级间冷却技术。第一级主吸收塔脱硫后的天然气送入水解部分脱除COS，换热后升温的天然气进水解反应器入口分离器分离出携带的胺液，分出的胺液排入胺液回收罐，分离胺液后的天然气在水解反应器预热器中被中压蒸汽由110℃加热至141℃，加热后的天然气进入水解反应器(R-101)。

水解反应器出口天然气冷却至50℃后进入第二级主吸收塔，与贫受液逆流接触，再次脱出天然气中的硫化氢和二氧化碳，然后分离出携带的胺液后进入天然气脱水单元。脱水后的天然气通过外输管道进入天然气长输管网。胺液由第二级主吸收塔底部流出，进入中间胺液冷却器冷却后再进入第一级主吸收塔吸收天然气中的硫化氢和二氧化碳成为富胺液。富胺液经闪蒸罐闪蒸后升温至105℃进入胺液再生塔进行再生，再生后的贫胺液进入第二级主吸收塔进行循环吸收酸性气体，酸性气体进入硫磺回收单元回收硫磺。该工艺的特点:产品天然气总硫含量低(其质量浓度不大于10mg/m3)、硫化氢含量低(其质量浓度小于6mg/m3)。天然气净化装置处理量达3.0×106m3/d，操作弹性为50%～110%［2］。天然气脱硫装置流程见图1。

1.2水解催化剂运行情况

天然气脱硫装置水解反应器装填进口PURASPECTM2312型氧化铝基催化剂，设计使用寿命6a。2009年装置投产后，一直未对水解催化剂进行更换。运行至2020年，天然气净化装置产品气中总硫含量及硫化氢含量均满足GB/T17820—2018《天然气》一类气标准。

2 有机硫水解催化剂国产化应用

2.1进口催化剂性能分析

2020年8月，在100%运行负荷条件下，对进口在运行有机硫水解催化剂进行标定，标定期间，水解反应器主要操作参数及出入口气体COS含量情况见表1～2。水解反应器入口温度为130℃，出口温度为131～132℃，压差为11.2～11.8kPa。有机硫脱除率随着反应温度的升高而增大，温度到某一数值时脱除率相对平稳，在保证COS脱除率的基础上，尽可能降低运行温度以节约能源。

由表1～2可知，在满负荷的情况下，水解反应器出口温度上升1～2℃、出口COS的体积分数小于1μL/L，进口水解催化剂活性高、水解转化率不小于99.5%。

2.2国产化催化剂应用

进口有机硫水解催化剂活性高、水解转化率高，但是在装置检修过程中发现水解反应器后空气冷却器换热管束内存在催化剂粉末，打开水解反应器发现部分催化剂颗粒粉化，由φ(2～6)mm减小到φ0.2mm以下。考虑到进口水解催化剂可能无法满足下个运行周期需要，同时为实现引进水解催化剂国产化应用，中国石化中原油田普光分公司联合齐鲁分公司研究院开发了国产化有机硫水解催化剂，其物化指标见表3。

2020年11月，对水解反应器进行国产化水解催化剂更换，水解反应器底部封头部分装填φ50mm支撑瓷球;然后分别装填φ19mm支撑瓷球、φ6mm支撑瓷球，高度各为100mm;反应器中段装填水解催化剂，高度为4600mm;反应器顶部装填φ19mm瓷球，高度为100mm。装填方式见图2。

3国产化催化剂性能评价

3.1装置运行总体情况

2020年12月24日，天然气国产有机硫水解催化剂投入使用，各项运行参数正常，产品天然气中总硫质量浓度小于10mg/m3。运行9个月后，2021年9月对该国产化催化剂运行情况进行了标定，标定负荷分别为90%，100%，105%，每个负荷的标定时间均为24h。装置处理量分别为113，125，131km3/h，水解反应器压差分别为8.1，8.6，9.0kPa，其余参数基本相同。

在3种不同装置负荷条件下，装置运行正常，处理量满足设计要求，水解反应器进出口温度与进口催化剂相比变化不大，水解催化剂压差则由之前的11.2kPa降至8.6kPa，也从侧面体现了进口催化剂使用过程中存在粉化的现象。

3.2标定数据分析

3.2.1COS含量

不同运行负荷下水解反应器入口及出口COS在线分析仪数据见表4～5

由表4～5可以看出，不同运行负荷下，水解反应器入口COS的体积分数在50～200μL/L，出口COS的体积分数在0.8μL/L以下，国产化有机硫水解催化剂活性良好。

3.2.2国产化有机硫水解转化率

标定期间，根据水解反应器进出口COS含量变化，计算得到国产化水解催化剂的水解转化率，具体数据见表6。

由表6可见，国产化有机硫水解催化剂水解转化率不低于99.5%，催化性能良好。

3.2.3产品天然气组分

标定期间，对不同运行负荷下产品天然气组分进行跟踪，具体数据见表7。

从表7可以看出，产品天然气中硫化氢的质量浓度低于3mg/m³，总硫的质量浓度低于5mg/m³，远低于总硫的质量浓度小于20mg/m³的要求，满足GB/T17820—2018一类气指标。

4结论

(1)装填天然气国产有机硫水解催化剂后，COS转化率不小于99.5%，湿净化天然气中COS的体积分数低于1μL/L，产品天然气中硫化氢的质量浓度低于3mg/m³、总硫的质量浓度低于5mg/m³，满足国家标准一类气要求。

(2)天然气有机硫水解催化剂国产化后，可以满足装置运行需求，可以代替进口催化剂

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