天然气的福音—天然气脱硫脱碳工艺大全

乙醇胺(MEA)法：

特点如下：

（1）高净化度。不论是H2S还是CO2，MEA法均可将其脱除达到很高的净化度。对于天然气管输指标，要获得低于20mg/m3或5mg/m3H2S指标是容易的。

（2）化学性能稳定。能够最大限度地减少溶液降解，用蒸气汽提容易使它与酸气组分分离；

（3）与COS及CS2发生不可逆降解。所以，当天然气中含有COS或CS2时，应避免使用MEA法；

（4）脱除一定量的酸气所需要循环的溶液较少。在普通的胺中因其分子量最低，故在单位重量或体积的基础上它具有最大的酸气负荷；

（5）腐蚀限制了MEA溶液浓度及酸气负荷。为了使装置腐蚀控制在可以接受的范围内，通常MEA溶液浓度在15％左右，酸气负荷一般也不会超过0.35mol/mol，按体积计不超过20m3/m3；

（6）MEA装置通常配置溶液复活设施。由于MEA与CO2存在不可逆的降解反应，系统内除H2S和CO2之外的强酸性组分又会与MEA结合形成无法再生的热稳定盐。通常采取加碱措施，加碱只能使热稳定盐中的MEA析出，而无法使降解物复原成MEA。

二乙醇胺(DEA)法

特点如下：

（1）用于天然气净化可保证净化度。DEA的碱性较MEA稍弱，平衡时气相中的H2S及CO2分压要高一些，不适用于高压条件的天然气净化。

（2）基本不为COS及CS2降解。DEA与COS及CS2的反应产物在装置再生条件下可分解而使DEA获得再生，故适于处理含COS及CS2的天然气。

（3）DEA法通常不安排溶液复活设施。采用侧线加碱真空蒸馏复活DEA溶液的效果不佳，故DEA装置通常不设复活设施。

二异丙醇胺(DIPA)法

特点如下：

（1）蒸汽耗量低。DIPA富液再生容易，所需的回流比显著低于MEA和DEA。

（2）腐蚀轻。其腐蚀速率低于MEA和DEA。

（3）降解慢。不为COS及CS2所降解，CO2所至降解速度也很慢，其降解产物可以碱析出DIPA，但实际生产中勿需安排复活设施。

（4）DIPA相对分子量大，熔点较高，导致配置溶液较为麻烦。

二甘醇胺法(DGA)

特点如下：

（1）高DGA浓度。DGA法的溶液浓度高达65%。循环量相应降低而可获得节能效果。

（2）高H2S净化度。即使贫液温度高达54℃也可保证H2S净化度，因此溶液冷却可仅使用空冷而不用水冷，故适用于沙漠及干旱地区。

（3）二甘醇胺溶液凝固点低。在通常使用的DGA浓度下，溶液的凝固点低于-40℃，而MEA及DEA等溶液则在-10℃以上，所以DGA法适于寒冷地区使用。