劉宗社 王向林 何為 張杰 王靈軍 鄧蘇恒

1.中國石油西南油氣田公司天然氣研究院 2.國家能源高含硫氣藏開采研發(fā)中心 3.中國石油天然氣集團(tuán)公司高含硫氣藏開采先導(dǎo)性試驗(yàn)基地 4.中國石油西南油氣田公司天然氣凈化總廠

SO2是石油、天然氣、煤加工利用過程中的副產(chǎn)物，同時(shí)也是一種會對大氣環(huán)境和人體健康產(chǎn)生影響的有毒有害氣體?！笆濉逼陂g，國家調(diào)整能源化工結(jié)構(gòu)，根據(jù)行業(yè)加工原料的特點(diǎn)，制定更加嚴(yán)格的排放標(biāo)準(zhǔn)，使含硫污染物的減排取得了較大的進(jìn)步。圖1是國內(nèi)1985-2020年SO2排放總量統(tǒng)計(jì)結(jié)果，從最高排放總量2 588.8×104t降至457.3×104t，降幅達(dá)82%以上。國家大力推進(jìn)清潔生產(chǎn)和油品升級，嚴(yán)控環(huán)境質(zhì)量要求，“綠色、低碳”是未來能源化工產(chǎn)業(yè)的發(fā)展趨勢[1]，結(jié)合行業(yè)加工原料的特點(diǎn)，先后發(fā)布實(shí)施了一系列污染物控制標(biāo)準(zhǔn)，促進(jìn)了石油、石化及天然氣行業(yè)的技術(shù)進(jìn)步和含硫污染物的減排發(fā)展。

1 SO2排放標(biāo)準(zhǔn)要求

GB 31570-2015《石油煉制工業(yè)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》規(guī)定：一般地區(qū)SO2排放質(zhì)量濃度限值為400 mg/m3，環(huán)境敏感地區(qū)SO2排放質(zhì)量濃度限值為100 mg/m3[2]。GB 31571-2015《石油化學(xué)工業(yè)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》規(guī)定：一般地區(qū)SO2排放質(zhì)量濃度限值為100 mg/m3，環(huán)境敏感地區(qū)SO2排放質(zhì)量濃度限值為50 mg/m3[3]。近年來，石油煉制行業(yè)和石油化學(xué)工業(yè)通過采取工藝技術(shù)改造、優(yōu)化操作參數(shù)、升級高性能催化劑、分散處理含硫污染物、強(qiáng)化含硫污染物硫資源回收等措施，大幅度削減了工業(yè)SO2的排放濃度，以滿足上述標(biāo)準(zhǔn)的要求。

天然氣作為一種高效、清潔的燃料，具有潛硫量低、硫磺回收規(guī)模較小、SO2排放總量小、排放濃度高、治理難度大、改造費(fèi)用高的特點(diǎn)。多年以來，硫磺回收工藝以二級Claus、三級Claus或延伸Claus工藝為主，2020年以前建設(shè)的天然氣凈化廠按GB 16297-1996《大氣污染物綜合排放標(biāo)準(zhǔn)》中的SO2最高允許排放速率指標(biāo)進(jìn)行控制[4]，上述硫磺回收裝置排放SO2的控制措施主要是通過調(diào)整工藝參數(shù)從而提高硫回收率加以實(shí)現(xiàn)，由于各天然氣凈化廠采用的硫磺回收工藝不同，SO2排放質(zhì)量濃度從幾百mg/m3到幾萬mg/m3不等，差異較大[5]，表1為國外硫磺回收裝置硫回收率的要求。

表1 國外硫磺回收裝置硫回收率要求國家硫回收率/%裝置規(guī)模/(t·d-1)0.30.3～22～55～1010～2020～5050～20002000～10000加拿大709096.398.5～98.899.8意大利959697.5德國979899.5日本99.9法國97.5荷蘭99.8英國98.0

從表1可以看出，國外SO2排放最嚴(yán)格的國家是日本，其他歐美等國家由于國土資源及人口密度等原因，硫回收率普遍要求不高。

2020年12月8日，國家生態(tài)環(huán)境部發(fā)布了石油天然氣行業(yè)國家標(biāo)準(zhǔn)GB 39728-2020《陸上石油天然氣開采工業(yè)大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》[6]，該標(biāo)準(zhǔn)于2021年1月1日正式實(shí)施，規(guī)定新建天然氣凈化廠自2021年1月1日起，現(xiàn)有天然氣凈化廠自2023年1月1日起執(zhí)行此排放標(biāo)準(zhǔn)。國內(nèi)硫磺回收裝置不同排放標(biāo)準(zhǔn)對SO2質(zhì)量濃度排放限值的規(guī)定見表2。

表2 國內(nèi)不同排放標(biāo)準(zhǔn)對SO2質(zhì)量濃度排放限值的規(guī)定標(biāo)準(zhǔn)號標(biāo)準(zhǔn)名稱SO2質(zhì)量濃度排放限值/(mg·m-3)GB16297-1996大氣污染物綜合排放標(biāo)準(zhǔn)1200(現(xiàn)有裝置)960(新建裝置)GB31570-2015石油煉制工業(yè)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)400(一般地區(qū))100(環(huán)境敏感地區(qū))GB31571-2015石油化學(xué)工業(yè)污染物排放標(biāo)準(zhǔn)100(一般地區(qū))50(環(huán)境敏感地區(qū))GB39728-2020陸上石油天然氣開采工業(yè)大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)800(硫磺回收裝置總規(guī)模<200t/d)400(硫磺回收裝置總規(guī)?！?00t/d)

從表2可以看出，國內(nèi)對SO2質(zhì)量濃度排放限值的規(guī)定從早期GB 16197-1996中的最低960 mg/m3降至目前GB 31571-2015中的最低50 mg/m3，對應(yīng)硫回收率99.9%以上，對硫磺回收及尾氣處理技術(shù)提出了新的挑戰(zhàn)。

2 天然氣凈化廠硫磺回收及尾氣處理工藝現(xiàn)狀

GB 39728-2020發(fā)布實(shí)施后，新建天然氣凈化廠在可研階段進(jìn)行工藝方案比選論證時(shí)，需充分考慮到將來SO2排放要求可能更為嚴(yán)格的發(fā)展趨勢，選擇技術(shù)成熟和SO2排放質(zhì)量濃度更低的技術(shù)路線。按原標(biāo)準(zhǔn)建設(shè)運(yùn)行的天然氣凈化廠，由于工藝本身的特點(diǎn)決定了硫回收率有限，因此，排放煙氣中SO2無法達(dá)標(biāo)，必須進(jìn)行工藝升級改造，配套尾氣處理裝置，以現(xiàn)有工藝及公用工程為基礎(chǔ)，可在降低投資費(fèi)用、利用現(xiàn)有設(shè)備和儀表等的前提下，通過應(yīng)用高性能催化劑進(jìn)一步提高硫回收率，以滿足GB 39728-2020的要求。

2.1 國內(nèi)天然氣行業(yè)硫磺回收裝置情況

經(jīng)統(tǒng)計(jì)，國內(nèi)現(xiàn)有天然氣凈化廠約28座，分布在川渝油氣田、長慶油田、塔里木油田、青海油田四大產(chǎn)氣盆地。國內(nèi)天然氣凈化廠普遍采用醇胺法脫硫脫碳、三甘醇或分子篩脫水工藝滿足商品天然氣的氣質(zhì)要求，由于大部分天然氣氣田潛硫量低，脫硫再生酸氣中H2S體積分?jǐn)?shù)多為30%～60%，與煉廠酸氣中H2S體積分?jǐn)?shù)(>80%)相比低了很多。因此，國內(nèi)的硫磺回收裝置規(guī)模普遍較小，所采用的硫磺回收工藝及設(shè)計(jì)硫磺產(chǎn)量見表3。

表3 國內(nèi)天然氣凈化廠硫磺回收裝置基本情況t/d序號硫磺回收及尾氣處理工藝設(shè)計(jì)硫磺產(chǎn)量序號硫磺回收及尾氣處理工藝設(shè)計(jì)硫磺產(chǎn)量1CBA7015SuperClaus132SuperClaus+Cansolv5216Lo-Cat2.53CBA45.417Lo-Cat64CPS14718SuperClaus135CPS/Claus+CPH42019CPS1056MCRC36.420CPS105CPS4221Claus0.87Claus+SCOT43022Claus1.88Claus4.1123Claus219Claus+SCOT132024Claus1.510Claus+Cansolv33625Claus0.0211Claus+CPH1826Claus0.0212Claus+Cansolv1127Claus+SCOT727213MCRC4628Claus+SCOT90914Clinsulf-DO13

從表3可以看出，對照GB 39728-2020中劃分SO2質(zhì)量濃度排放標(biāo)準(zhǔn)的裝置規(guī)模200 t/d而言，一方面，國內(nèi)天然氣凈化廠規(guī)模普遍偏小，絕大多數(shù)小于100 t/d，僅個(gè)別裝置規(guī)模大于200 t/d；另一方面，就裝置所采用的工藝而言，硫磺回收單元主要以常規(guī)二級Claus或三級Claus為主，尾氣處理單元以早期引進(jìn)國外的延伸Claus工藝技術(shù)為主，主要包括當(dāng)時(shí)硫回收率最高的幾種技術(shù)，如：CBA、MCRC、SuperClaus、Clinsulf-DO、Lo-Cat及后期引進(jìn)的SCOT和Cansolv尾氣處理工藝。

此外，國內(nèi)用于天然氣行業(yè)硫磺回收裝置的CPS和CPH工藝也是在引進(jìn)國外工藝的基礎(chǔ)上優(yōu)化創(chuàng)新形成，其核心還是低溫Claus反應(yīng)和加氫還原水解反應(yīng)，近年來，國內(nèi)煉油行業(yè)創(chuàng)新研發(fā)了一些硫磺回收尾氣處理工藝，中國石油西南油氣田公司天然氣研究院(以下簡稱天然氣研究院)在尾氣處理工藝方面也開展了長期的研究，取得了較好的研究成果。國內(nèi)硫磺回收技術(shù)已從引進(jìn)消化吸收為主轉(zhuǎn)變?yōu)樽灾鲃?chuàng)新為主。

2.2 天然氣凈化廠典型硫磺回收工藝流程

2000年以前，國內(nèi)天然氣凈化廠硫磺回收裝置多以Claus延伸類工藝為主。近年來受環(huán)保政策、污染物減排及技術(shù)進(jìn)步、裝置大型化等因素的影響，大多配套了SO2排放濃度更低的尾氣處理裝置，但仍有不少天然氣凈化廠尚未進(jìn)行硫磺回收工藝的升級改造，排放尾氣中SO2質(zhì)量濃度與GB 39728的要求存在較大差距，需對現(xiàn)有硫磺回收裝置進(jìn)行技改，增加尾氣處理工藝，以提高硫回收率，降低SO2的排放，滿足標(biāo)準(zhǔn)要求。圖2是天然氣凈化廠CPS硫磺回收工藝流程圖。

該工藝應(yīng)用較多，硫回收率最高可達(dá)99.25%，其中，燃燒器、二通切換閥、三通切換閥、風(fēng)機(jī)等關(guān)鍵設(shè)備從國外引進(jìn)。裝置包括1個(gè)熱反應(yīng)段、1個(gè)常規(guī)Claus反應(yīng)段和3個(gè)低溫Claus反應(yīng)段，低溫反應(yīng)器循環(huán)操作，在低溫條件下生成硫磺并吸附至催化劑孔道，在催化劑失活前以再生方式恢復(fù)其活性。從工藝運(yùn)行可知，反應(yīng)器切換期間必然存在煙氣SO2脈沖式排放現(xiàn)象。

顯然，早年建成的Claus延伸類工藝裝置已經(jīng)難以適應(yīng)新的環(huán)保形勢，其SO2排放質(zhì)量濃度與GB 39728的指標(biāo)存在較大差距，需對硫磺回收裝置進(jìn)行技改，并增設(shè)與硫磺回收裝置配套的尾氣處理裝置，將總硫回收率提高至99.7%以上，才能滿足GB 39728的要求。

3 天然氣凈化廠SO2達(dá)標(biāo)排放技術(shù)及分析

根據(jù)上述分析，國內(nèi)大多數(shù)天然氣凈化廠采用常規(guī)Claus及Claus延伸類硫磺回收工藝，其尾氣排放超標(biāo)問題因受到硫磺回收工藝過程氣波動大、硫回收率不夠高的限制，必須額外增設(shè)尾氣處理裝置，才能達(dá)到GB 39728的排放限值要求。由于天然氣凈化廠通常建設(shè)在氣田附近，地點(diǎn)分散，潛硫量差異大，因此，要求在不對原有裝置進(jìn)行太大改動的前提下，選擇一種與之匹配的尾氣處理工藝，在兼顧SO2減排達(dá)標(biāo)的同時(shí)，做到技術(shù)成熟可靠、操作維護(hù)方便、避免二次污染、經(jīng)濟(jì)合理適用。

GB 39728-2020發(fā)布實(shí)施后，新建裝置主要采用二級Claus或三級Claus配套還原吸收尾氣處理工藝，部分尾氣裝置采用氧化吸收尾氣處理工藝，現(xiàn)有裝置在原延伸Claus工藝的基礎(chǔ)上增加還原吸收或氧化吸收尾氣處理裝置。

3.1 硫磺回收裝置煙氣SO2排放技術(shù)

根據(jù)所處理的含硫化合物類型，將天然氣凈化廠可以采用的硫磺回收裝置尾氣處理技術(shù)分為兩類，一類為H2S類尾氣處理技術(shù)，包括了還原吸收工藝和液相氧化還原工藝，其中，還原吸收工藝是當(dāng)前應(yīng)用最廣泛的工藝，其將尾氣中的其他硫化物通過加氫還原轉(zhuǎn)化為H2S，再對H2S進(jìn)行處理。另一類為SO2類尾氣處理工藝，將尾氣中的硫化物通過灼燒或催化反應(yīng)轉(zhuǎn)化為SO2，再對SO2進(jìn)行處理，包括有機(jī)胺法SO2吸收工藝、循環(huán)流化床干法脫硫工藝等，見圖3。

3.1.1還原吸收法SO2脫除工藝

還原吸收工藝是將Claus尾氣中除H2S以外的SO2、COS和CS2、硫蒸氣等加氫水解轉(zhuǎn)化為H2S，進(jìn)而利用醇胺脫硫溶液吸收脫除H2S，再生出的H2S返回硫磺回收主燃燒爐處理，自吸收塔出來的凈化尾氣中含少量H2S和有機(jī)硫，經(jīng)過熱焚燒轉(zhuǎn)化為SO2后排放，目前，主要是利用高效脫硫溶液將吸收塔出口氣體中H2S質(zhì)量濃度降至約10 mg/m3。國內(nèi)天然氣行業(yè)代表性裝置有中國石油遂寧天然氣凈化有限公司，圖4是該廠在原CPS工藝的基礎(chǔ)上增設(shè)還原吸收CPH工藝的流程示意圖[7]，排放煙氣中SO2質(zhì)量濃度由約3 000 mg/m3降至200 mg/m3以下[8]。中石化普光天然氣凈化廠引進(jìn)的BV公司工藝包為二級Claus+還原吸收工藝，排放煙氣中SO2質(zhì)量濃度<300 mg/m3。

3.1.2氧化吸收法SO2吸收工藝

氧化吸收法是將Claus尾氣、液硫脫氣廢氣等含硫化合物熱焚燒轉(zhuǎn)化的SO2利用氣液接觸吸收脫除，脫硫溶液是一種二元有機(jī)胺，有機(jī)胺高溫再生循環(huán)使用[8-9]，再生的SO2氣體返回Claus裝置。主要反應(yīng)見式(Ⅰ)～式(Ⅱ)。

SO2吸收：H+RAN=NRB+SO2+H2O→

(Ⅰ)

H+RAN=NRB+SO2+H2O

(Ⅱ)

該工藝可將SO2體積分?jǐn)?shù)降至100×10-6以下，但介質(zhì)腐蝕性較強(qiáng)，對相關(guān)設(shè)備材質(zhì)要求較高。溶液降解會產(chǎn)生熱穩(wěn)定鹽，故需設(shè)置在線凈化系統(tǒng)進(jìn)行脫除。同時(shí)，有部分強(qiáng)酸性(主要為H2SO4)酸水產(chǎn)生，需進(jìn)行中和處理。該工藝早期用于國內(nèi)電廠煙氣中SO2的脫除，近3年在國內(nèi)煉廠及天然氣凈化廠開始應(yīng)用(如克拉瑪依石化、華北石化等)。而在天然氣行業(yè)，中國石油西南油氣田公司引進(jìn)工藝包已建設(shè)投運(yùn)了4套裝置，其中3套二級Claus+Cansolv工藝，1套超級Claus+Cansolv工藝，正在設(shè)計(jì)改造1套CPS+Cansolv尾氣處理工藝。圖5是國內(nèi)某天然氣凈化廠Cansolv尾氣處理工藝流程示意圖。目前，該技術(shù)已形成國產(chǎn)化工藝包。天然氣研究院也配套開發(fā)了具有高選擇性和可再生性的SO2脫除溶劑[10-11]。

3.1.3堿液洗滌法SO2脫除技術(shù)

堿液洗滌法SO2脫除技術(shù)利用酸堿中和反應(yīng)達(dá)到脫除SO2的目的。常用的堿性物質(zhì)有氫氧化鈉、氧化鈣、氧化鎂等，生成穩(wěn)定的硫酸鹽。該技術(shù)目前在國內(nèi)電廠、煤化工等領(lǐng)域廣泛使用，是一種高效的SO2脫除技術(shù)。近3年來，國內(nèi)煉廠配套應(yīng)用了幾十套裝置。在天然氣行業(yè)，長慶油田天然氣凈化廠也建有兩套裝置。該技術(shù)可將SO2排放質(zhì)量濃度降至100 mg/m3以下，但同時(shí)會產(chǎn)生廢堿液或石膏等副產(chǎn)物，帶來二次產(chǎn)物的處理問題。圖6～圖9是國內(nèi)某天然氣凈化廠尾氣堿液洗滌法和配套蒸發(fā)結(jié)晶工藝流程及裝置圖。

3.1.4液相氧化還原法SO2脫除技術(shù)

液相氧化還原法通過絡(luò)合鐵溶液中的Fe3+將氣體中的H2S直接氧化為元素硫[12]，同時(shí)，F(xiàn)e3+被還原為Fe2+。隨后通入空氣，將其氧化為Fe3+，使溶液得到再生，尾氣中H2S質(zhì)量濃度小于10 mg/m3，無需焚燒直接排放，能滿足相當(dāng)嚴(yán)格的環(huán)保要求。該工藝流程簡單，硫回收率高，投資較低，可直接處理天然氣或脫硫再生的酸氣，如處理Claus尾氣，需先將尾氣中的硫化物加氫還原轉(zhuǎn)化為H2S。圖10、圖11是國內(nèi)某天然氣凈化廠液相氧化還原工藝流程及裝置圖。

3.1.5催化吸附法SO2脫除技術(shù)

催化吸附法SO2脫除技術(shù)是天然氣研究院研發(fā)的一種尾氣處理新技術(shù)，利用多孔吸附材料將焚燒爐煙氣中的SO2催化轉(zhuǎn)化并吸附，吸附劑達(dá)到飽和前，可在還原劑的作用下再生,從而恢復(fù)吸附活性，再生含硫氣返回硫磺回收裝置，可將排放尾氣中SO2質(zhì)量濃度降至50 mg/m3以下，工藝流程見圖12。

與還原吸收法、氧化吸收法和堿液洗滌法相比，催化吸附法的特點(diǎn)有：①生產(chǎn)過程為氣固反應(yīng)，無液相參與，不產(chǎn)生廢水、廢液和廢渣；②工藝設(shè)備少，流程更短，投資費(fèi)用低；③吸附和再生程序化切換，可實(shí)現(xiàn)智能控制；④吸附劑可再生循環(huán)使用；⑤排放煙氣中SO2質(zhì)量濃度可降至50 mg/m3。圖13是該技術(shù)在工況條件下經(jīng)過30次吸附再生循環(huán)工業(yè)試驗(yàn)的吸附劑硫容情況，在煙氣中SO2質(zhì)量濃度為3 000～5 000 mg/m3的條件下，吸附時(shí)間為120～160 h，排放煙氣中SO2質(zhì)量濃度<50 mg/m3，工業(yè)試驗(yàn)裝置已連續(xù)運(yùn)行超過3 000 h，吸附再生效果良好，吸附劑硫容穩(wěn)定，具備進(jìn)一步工業(yè)推廣應(yīng)用的基礎(chǔ)條件。

3.2 幾種尾氣處理技術(shù)對比分析

以國內(nèi)某天然氣凈化廠硫磺回收裝置為例，對上述尾氣處理技術(shù)進(jìn)行技術(shù)對比分析，見表4。

表4 尾氣處理工藝技術(shù)對比分析工藝技術(shù)成熟度裝置尺寸(長×寬)/(m×m)SO2排放質(zhì)量濃度/(mg·m-3)污染物清潔生產(chǎn)適合潛硫量還原吸收法成熟65×35≤400少量廢水好大氧化吸收法較成熟26×21≤100大量污水較好中等堿液洗滌法成熟30×15≤100①少量廢水;②廢堿液、堿渣;③副產(chǎn)物石膏較差中等液相氧化還原法成熟35×15無SO2排放,H2S質(zhì)量濃度<10mg/m3少量廢水,固廢一般中低

(1)還原吸收法工藝最成熟，SO2排放質(zhì)量濃度可小于400 mg/m3，甚至更低，國內(nèi)有300余套工業(yè)應(yīng)用裝置，其中，在天然氣行業(yè)應(yīng)用25套，主要為大型硫磺回收裝置配套，對中低潛硫量的硫磺回收裝置也有較好的適應(yīng)性，投資費(fèi)用較高，生產(chǎn)過程中會產(chǎn)生一定量的廢水。

(2)氧化吸收法較為成熟，在國內(nèi)工業(yè)應(yīng)用有30余套，主要應(yīng)用于電廠和煉廠，天然氣行業(yè)目前僅有4套裝置投運(yùn)，在建裝置1套，整體運(yùn)行平穩(wěn)，均能滿足尾氣中SO2質(zhì)量濃度小于100 mg/m3的要求。

以國內(nèi)某天然氣凈化廠為例，Cansolv廢水主要存在以下問題：①廢水量大，污水處理單元長期處于超負(fù)荷運(yùn)行狀態(tài)，污水池滿液位甚至溢流，容易造成環(huán)保風(fēng)險(xiǎn)；②廢水COD高，中和廢水COD均值為450 mg/L，最高可達(dá)3 800 mg/L，遠(yuǎn)超70 mg/L的設(shè)計(jì)值，高COD廢水容易造成污水膜處理設(shè)備堵塞，形成的蒸發(fā)結(jié)晶鹽呈黏稠狀，堵塞設(shè)備管線；③廢水含鹽量較高，蒸發(fā)結(jié)晶裝置滿負(fù)荷運(yùn)行，現(xiàn)場連續(xù)手動操作出鹽。

堿液洗滌法技術(shù)成熟，在國內(nèi)天然氣行業(yè)目前僅2套裝置在用，整體運(yùn)行效果與設(shè)計(jì)值還存在一定的差距，排放尾氣中SO2質(zhì)量濃度小于100 mg/m3。

國內(nèi)某天然氣凈化廠在原選擇性氧化制硫工藝的基礎(chǔ)上，增設(shè)了尾氣焚燒和堿洗脫硫，使用了30%(w)的NaOH，配套蒸發(fā)結(jié)晶裝置，廢水經(jīng)處理后回用或回注。該裝置還存在一些問題，需要進(jìn)行操作優(yōu)化及調(diào)整，如：①堿液消耗量略高，每處理1 kg SO2需消耗30%(w)的NaOH溶液14 kg；②堿洗液及中間產(chǎn)物帶有各種顏色，初步判斷多由設(shè)備管道腐蝕引起；③硫酸鈉鹽晶粒細(xì)小，容易黏附堵塞離心干燥、除塵、包裝等設(shè)備；④產(chǎn)品硫酸鈉純度暫不滿足GB/T 6009-2014《工業(yè)無水硫酸鈉》中Ⅲ類一等品技術(shù)指標(biāo)的要求。

從表4中的技術(shù)對比分析可知，不同尾氣處理工藝各有其優(yōu)缺點(diǎn)，在優(yōu)選配套尾氣處理技術(shù)時(shí)，針對天然氣凈化廠的特點(diǎn)，需要考慮：①現(xiàn)有低溫Claus硫磺回收裝置周期性切換過程中SO2濃度波動的問題，提高尾氣處理裝置的適應(yīng)性；②部分尾氣處理工藝產(chǎn)生的高鹽、高酸性污水對天然氣凈化廠污水處理系統(tǒng)的適應(yīng)性問題。綜上所述，從綠色環(huán)保和節(jié)能降耗的角度出發(fā)，在選擇尾氣處理工藝時(shí)，應(yīng)選擇技術(shù)成熟可靠、總硫回收率高、SO2排放濃度低、三廢少且易處理、環(huán)境友好、經(jīng)濟(jì)適用的尾氣處理工藝路線。

4 結(jié)論

(1)針對不同規(guī)模的硫磺回收裝置，GB 39728-2020對天然氣行業(yè)污染物排放提出了SO2排放質(zhì)量濃度分別小于800 mg/m3和400 mg/m3的要求，對天然氣凈化技術(shù)的發(fā)展和進(jìn)步提出了更高的要求。

(2)國內(nèi)按GB 16297-1996建設(shè)的天然氣凈化廠若僅設(shè)置Claus延伸類硫磺回收裝置，必須進(jìn)行技術(shù)升級，配套尾氣處理裝置，才能實(shí)現(xiàn)SO2達(dá)標(biāo)排放。

(3)大型天然氣凈化廠配套還原吸收法尾氣處理工藝具有較高的經(jīng)濟(jì)性。中小規(guī)模硫磺回收裝置選擇氧化吸收法、堿洗法或液相氧化還原法需充分考慮公用工程的配套、依托和適應(yīng)性問題。

(4)現(xiàn)有已建的氧化吸收法、堿洗法存在設(shè)備腐蝕、高鹽廢水、廢渣等問題，需要加強(qiáng)裝置的精細(xì)化操作管理。

(5)針對新研發(fā)的催化吸附法SO2脫除技術(shù)，建議加快開展其工業(yè)應(yīng)用及推廣力度，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)國內(nèi)硫磺回收尾氣處理技術(shù)的新突破，為環(huán)境保護(hù)和可持續(xù)發(fā)展做出貢獻(xiàn)。