基于GB 17820-2018的天然氣凈化工藝探討

楊超越 常宏崗 何金龍 易鏵劉可 趙國星 李林峰

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.中國石油西南油氣田公司川中油氣礦

天然氣是一種重要的清潔能源和化工原料，對國家改善能源結(jié)構(gòu)、保護環(huán)境具有特殊的意義，國家“十三五”規(guī)劃綱要明確了“創(chuàng)新、協(xié)調(diào)、綠色、開放、共享”的發(fā)展理念。因此，我國正在加速發(fā)展天然氣工業(yè)，以滿足國家可持續(xù)發(fā)展對清潔能源日益增長的需求。

含硫天然氣是國內(nèi)天然氣生產(chǎn)中極其重要的組成部分，占據(jù)較高的市場份額。含硫天然氣必須通過凈化處理才能獲得符合國家標(biāo)準(zhǔn)的商品天然氣。作為天然氣凈化處理的主要環(huán)節(jié)，脫硫工藝對獲得高標(biāo)準(zhǔn)商品天然氣起著重要的作用。我國對商品天然氣中總硫及H2S含量指標(biāo)要求越來越嚴(yán)苛，《天然氣》標(biāo)準(zhǔn)從GB 17820-1999發(fā)展至今，最新的GB 17820-2018于2018年11月19日正式發(fā)布，將于2019年6月1日正式實施。其中，對進入長輸管道的天然氣高位發(fā)熱量、總硫、硫化氫和二氧化碳含量引入過渡期要求，過渡期至2020年12月31日。在GB 17820-2018中，天然氣技術(shù)指標(biāo)進一步提高，尤其是總硫含量的指標(biāo)較GB 17820-2012有較大的變化。此最新標(biāo)準(zhǔn)達到國際先進水平，但也為我國天然氣凈化行業(yè)帶來了巨大挑戰(zhàn)，國內(nèi)現(xiàn)有大部分天然氣凈化廠脫硫裝置面臨著技術(shù)的升級改造。以下就如何選擇工藝以實現(xiàn)商品天然氣達標(biāo)進行了初步分析和探討。

1 天然氣標(biāo)準(zhǔn)

隨著環(huán)保要求的日趨嚴(yán)格，國內(nèi)外油氣產(chǎn)品升級也逐漸加快。目前，國內(nèi)汽、柴油總硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)已經(jīng)由2003年“國Ⅱ”標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的500 mg/kg升級到2017年“國Ⅴ”標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的10 mg/kg，歐美等發(fā)達國家對天然氣中總硫質(zhì)量濃度的要求多為6～30 mg/m3，而我國的民用天然氣總硫質(zhì)量濃度指標(biāo)仍保持1999年規(guī)定的200 mg/m3，2012年版的標(biāo)準(zhǔn)主要對一類氣和三類氣的硫指標(biāo)進行了升級?，F(xiàn)今天然氣產(chǎn)品的質(zhì)量升級已引起社會各界的廣泛關(guān)注[1]，第十二屆全國人民代表大會第五次會議第4091號提案提出了“關(guān)于抓緊修訂天然氣質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)的建議”。標(biāo)準(zhǔn)修訂歷時4年，于2018年11月19日正式發(fā)布最新的GB 17820-2018《天然氣》標(biāo)準(zhǔn)。

1.1 國外天然氣標(biāo)準(zhǔn)

歐洲標(biāo)準(zhǔn)EN 16726-2016《Gas infrastructure. Quality of gas. Group H》(燃?xì)饣A(chǔ)設(shè)施氣體質(zhì)量H組)對燃?xì)庵锌偭蚝刻岢隽诵碌囊骩2]，國外主要發(fā)達國家天然氣標(biāo)準(zhǔn)如表1所列。

1.2 國內(nèi)天然氣標(biāo)準(zhǔn)

目前，國內(nèi)天然氣凈化廠遵循標(biāo)準(zhǔn)GB 17820-2012《天然氣》的規(guī)定，允許一類氣和二類氣進入長輸管網(wǎng)。具體指標(biāo)如表2所列。

表1 國外天然氣硫含量指標(biāo)Table 1 Sulfur content in natural gas abroad國家及標(biāo)準(zhǔn)編號總硫質(zhì)量濃度/(mg·m-3)硫化氫質(zhì)量濃度/(mg·m-3)硫醇質(zhì)量濃度/(mg·m-3)歐洲氣體能量交換合理化協(xié)會EASEE gas≤30ρ(H2S+COS)≤5≤6歐洲EN 16726-2016≤20(不包括加臭劑)≤30(包括加臭劑)ρ(H2S+COS)≤5≤6德國DVGW G 260:2013≤6(不包括加臭劑)≤8(包括加臭劑)ρ(H2S+ COS)≤5≤6美國AGA Report No. 4A-200911.5～460≤5.7～234.6～46美國長灘油氣部2005≤17≤5.75≤6.9俄羅斯國家標(biāo)準(zhǔn) ГОСТ 5542-2014≤20≤36

表2 GB 17820-2012天然氣指標(biāo)Table 2 Natural gas indexes of GB 17820-2012氣質(zhì)高位發(fā)熱量/(MJ·m-3)總硫質(zhì)量濃度(以硫計)/(mg·m-3)硫化氫質(zhì)量濃度/(mg·m-3)y(CO2)/%水露點/℃一類氣≥36.0≤60≤6≤2.0二類氣≥31.4≤200≤20≤3.0三類氣≥31.4≤350≤350在交接點的壓力下,水露點應(yīng)比輸送條件下最低環(huán)境溫度低5 ℃ 注:氣體體積的標(biāo)準(zhǔn)參比條件是101.325 kPa,20 ℃。

最新發(fā)布的GB 17820-2018代替GB 17820-2012，主要技術(shù)變化如下：修改了一類氣和二類氣高位發(fā)熱量、總硫、硫化氫和二氧化碳含量的指標(biāo)，進入長輸管道的天然氣高位發(fā)熱量由31.4 MJ/m3修改為34.0 MJ/m3，總硫質(zhì)量濃度由200 mg/m3修改為20 mg/m3，硫化氫質(zhì)量濃度由20 mg/m3修改為6 mg/m3，具體指標(biāo)如表3所列。

表3 GB 17820-2018天然氣指標(biāo)Table 3 Natural gas indexes of GB 17820-2018氣質(zhì)高位發(fā)熱量/ (MJ·m-3)總硫質(zhì)量濃度(以硫計)/(mg·m-3)硫化氫質(zhì)量濃度/(mg·m-3)y(CO2)/%一類氣≥34.0≤20≤6≤3.0二類氣≥31.4≤100≤20 注:氣體體積的標(biāo)準(zhǔn)參比條件是101.325 kPa,20 ℃。

2 國內(nèi)天然氣氣質(zhì)及脫硫工藝現(xiàn)狀

2.1 全國天然氣氣質(zhì)及凈化氣現(xiàn)狀

對國內(nèi)三大石油公司2016年天然氣氣質(zhì)現(xiàn)狀進行調(diào)查，據(jù)不完全統(tǒng)計，全國天然氣表觀消費量達到1932×108m3。中國石油統(tǒng)計的二類氣共185.2×108m3，其中西南油氣田公司約占100×108m3。在總硫質(zhì)量濃度大于20 mg/m3的全國天然氣氣質(zhì)中，除新疆有少量總硫質(zhì)量濃度約60 mg/m3的天然氣外，其余主要集中在川渝地區(qū)。

2017年，針對川渝地區(qū)11個天然氣凈化廠所采用的脫硫工藝、凈化氣中總硫及H2S含量進行調(diào)研，結(jié)果見表4。目前，國內(nèi)天然氣凈化廠通常采用以MDEA為主的醇胺法脫硫，少部分凈化廠采用砜胺法[3]，其中，總硫含量和H2S含量均達到GB 17820-2012標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定，但大部分凈化廠均不能滿足最新標(biāo)準(zhǔn)的要求。

表4 川渝地區(qū)部分天然氣凈化廠氣質(zhì)情況Table 4 Purified gas production and total sulfur content of several natural gas purification plants in Sichuan and Chongqing area凈化廠序號凈化氣產(chǎn)量/(108 m3·a-1)脫硫工藝總硫質(zhì)量濃度/(mg·m-3)ρ(H2S)/(mg·m-3)16.880醇胺工藝10.42.029.331醇胺工藝14.02.434.881醇胺工藝17.42.540.255醇胺工藝53.16.054.661醇胺工藝23.02.463.201醇胺工藝25.02.570.393砜胺工藝24.03.087.947醇胺工藝69.03.994.625醇胺工藝118.310.71075.693醇胺工藝108.07.31111.270醇胺工藝103.0<1.0

國內(nèi)天然氣凈化廠現(xiàn)有脫硫裝置如果按照最新標(biāo)準(zhǔn)(H2S質(zhì)量濃度≤6 mg/m3，總硫質(zhì)量濃度≤20 mg/m3)執(zhí)行，總硫含量達標(biāo)較為困難。為降低凈化氣中總硫含量，一方面需盡可能將H2S深度脫除，另一方面需提高有機硫脫除能力。基于GB 17820-2018的技術(shù)指標(biāo)，國內(nèi)現(xiàn)有的大部分凈化廠將面臨技術(shù)升級或工藝改造。目前，國內(nèi)正在開展相關(guān)研究，以滿足嚴(yán)苛的天然氣中總硫和H2S含量要求。

2.2 脫硫工藝現(xiàn)狀

2.2.1溶劑法脫硫

目前，在全球范圍內(nèi)，天然氣凈化領(lǐng)域最常用的脫硫工藝依然是溶劑法。據(jù)統(tǒng)計，美國的天然氣凈化裝置中，溶劑法占84.4%(化學(xué)溶劑法72.4%，物理溶劑法12.0%)。俄羅斯每年生產(chǎn)的天然氣中80%以上是采用溶劑法處理的；在中國川渝地區(qū)，除普光凈化廠因羰基硫(以下簡稱COS)含量太高而采用有機硫水解技術(shù)，以及部分邊遠(yuǎn)分散井由于條件限制采用干法脫硫工藝外，其余原料氣全部采用以MDEA為主的溶劑法處理[4]。可見溶劑法依然是目前天然氣處理最主流的工藝。

對于含有機硫的原料氣，目前最常用的是Sulfinol工藝。常用的包括Sulfinol-M(以MDEA為基礎(chǔ))和Sulfinol-D(以DIPA為基礎(chǔ))[5]。其中，Sulfinol-M對有機硫的脫除率為40%～60%，對CO2的選擇性和MDEA相當(dāng)。Sulfinol-D的有機硫脫除率可以達到80%以上，經(jīng)過工藝參數(shù)調(diào)整后甚至可以達到95%以上，但因其脫除了全部CO2，導(dǎo)致再生能耗大大增加，同時，不利于下游硫磺回收裝置的操作[6]。

在國內(nèi)，中國石油西南油氣田公司天然氣研究院于2011年自主研發(fā)出CT8-24高效有機硫脫除溶劑，在6 MPa的吸收壓力下，對COS的脫除率可達到80%～85%，優(yōu)于Sulfinol-M溶劑。更重要的是，由于引入了可阻礙CO2吸收的關(guān)鍵組分，其對CO2的選擇性優(yōu)于Sulfinol-D，CO2脫除率普遍在50%～60%。

對于原料氣中有機硫質(zhì)量濃度不超過100 mg/m3的氣質(zhì)條件，根據(jù)情況合理選用Sulfinol-M、Sulfinol-D以及CT8-24等有機硫脫除溶劑，有望將凈化氣中總硫質(zhì)量濃度控制在20 mg/m3之內(nèi)。但對于有機硫含量更高的氣質(zhì)，特別是有機硫質(zhì)量濃度超過200 mg/m3的天然氣，采用溶劑法則會面臨CO2脫除率過高和產(chǎn)品氣產(chǎn)量降低的問題。因此，需采用諸如COS水解和分子篩脫有機硫等技術(shù)進行處理。

2.2.2分子篩脫有機硫

分子篩從20世紀(jì)60年代開始用于脫除硫醇、硫醚等有機硫化物[7]，工業(yè)應(yīng)用的分子篩主要有A型、X型、Y型、M型和ZSM-5型等，其中，吸附燃油中難脫除的有機大分子硫化物主要使用介孔材料如ZSM-5 型分子篩等，而用于天然氣脫水、脫硫多采用A 型和X 型微孔分子篩[8]。

哈薩克斯坦扎那若爾油氣處理廠的天然氣脫水脫硫醇裝置采用UOP公司生產(chǎn)的專利產(chǎn)品RK-38和RK-33兩種分子篩組成的混合床，前者是5A型分子型，主要應(yīng)用于脫水，后者是應(yīng)用于脫硫醇的13X型分子篩[9]。

土庫曼斯坦阿姆河第一天然氣凈化廠在2013年進行技術(shù)改造后的分子篩脫水脫硫醇裝置采用四塔流程，每臺分子篩塔內(nèi)上、下兩層分別裝填4A型與13X型兩種分子篩，分子篩脫水塔在1個操作周期內(nèi)吸附10 h，再生5 h，冷卻5 h，運行期間保持兩塔吸附、一塔冷卻、一塔再生，保證了再生氣加熱爐的連續(xù)操作。同一股氣流，先用作冷吹氣，后作為再生氣，既減少了再生氣用量，又回收了熱能，降低了能耗[10]。

國內(nèi)分子篩的應(yīng)用主要集中在脫水工藝，在脫除氣體中有機硫工業(yè)應(yīng)用方面鮮有報道。對分子篩的研究主要集中在分子篩改性、提高分子篩吸附能力方面，如采用離子交換法制備了一系列Cu2+改性的13X 型分子篩吸附劑，在一定溫度下焙燒后，在靜態(tài)反應(yīng)裝置和動態(tài)工業(yè)模擬裝置上考察吸附劑對硫醇的吸附效果。結(jié)果表明，銅離子交換改性后的13X型分子篩對硫醇的吸附能力得到很大提高。

對硫醇含量高的天然氣，在胺法脫硫裝置后端增加一套分子篩精脫裝置，精脫塔上層采用硅膠吸附劑，下層采用NaX分子篩，對粗脫后的凈化氣中的H2S、硫醇和水進一步進行脫除[11]。精脫后，有望使凈化氣中總硫達到GB 17820-2018中對總硫和H2S的要求，但在結(jié)構(gòu)上，COS和CO2類似，在CO2存在的條件下，分子篩上存在競爭吸附。同時，在硫化氫和水存在的條件下，可以催化生成COS，吸附后氣體中COS含量更高，故分子篩對COS脫除效果不佳[12]。因此，針對原料氣中COS含量特別高的氣質(zhì)條件，還需考慮采用COS水解技術(shù)。

2.2.3COS水解

COS水解機理為：催化劑的表面覆蓋有OH-和水，COS因為離子偶極作用而吸附在催化劑的表面，與水作用形成中間產(chǎn)物硫代碳酸鹽，迅速分解形成CO2和H2S。

對于COS含量較高(質(zhì)量濃度>100 mg/m3)的原料氣，可采用在主吸收塔后端增加有機硫水解裝置精脫的工藝。即原料氣經(jīng)過主吸收塔脫硫后，經(jīng)預(yù)熱器預(yù)熱至140 ℃，進入水解反應(yīng)器，在水解催化劑的作用下，根據(jù)COS+H2O→CO2+H2S的化學(xué)反應(yīng)原理，在130～140 ℃、3000 h-1的條件下將原料天然氣中COS水解轉(zhuǎn)化為H2S[13]。換熱后進入二級胺法吸收塔，進一步脫除其中少量的H2S和CO2。該工藝的優(yōu)點是對有機硫的脫除率極高，特別是COS，水解率可達到99.9%以上，且裝置操作平穩(wěn)[14]，可以確保將高含COS原料氣中COS質(zhì)量濃度脫除至20 mg/m3以內(nèi)。

目前，國內(nèi)采用COS水解技術(shù)最具代表性的裝置為普光天然氣凈化廠處理裝置，其處理能力(0 ℃，101.325 kPa下)為12×300×104m3/d(共12列，每列裝置規(guī)模為300×104m3/d)，其原料氣較為特殊，H2S體積分?jǐn)?shù)可高達15.8%，COS質(zhì)量濃度高達340 mg/m3。為保障凈化氣中總硫及H2S含量達標(biāo)且盡可能少脫除CO2，普光天然氣凈化廠脫硫單元采用兩級胺法吸收+一級COS水解的脫硫工藝。即原料天然氣從一級吸收塔進入，與胺液接觸進行初脫，經(jīng)換熱器預(yù)熱至140 ℃后，進入水解反應(yīng)器進行COS水解。之后再進入二級吸收塔與新鮮胺液接觸，脫除剩余的H2S和CO2。該工藝運行穩(wěn)定且效果較好，凈化氣中總硫質(zhì)量濃度小于20 mg/m3。

COS水解工藝與還原法、吸收法、吸附法、光解法、氧化法相比較，具有COS轉(zhuǎn)化率高、反應(yīng)溫度低、不消耗氫源、無副反應(yīng)、設(shè)備投資低等特點，但缺點在于該工藝裝置投資較高，占地面積大，且需將粗凈化氣加熱至140 ℃，能耗較高[15]。

3 達標(biāo)措施

3.1 提高溶劑脫硫性能

分子篩脫有機硫、COS水解等工藝對裝置的改動大，投資和運行成本高，且仍需要和胺法工藝配合才能達到脫除的目的。目前，國內(nèi)天然氣凈化廠胺法脫硫溶劑大多使用MDEA或其配方溶劑，若進行溶劑升級僅需更換溶劑，調(diào)整部分工藝參數(shù)，費用低且工期短。因此，胺法脫硫工藝仍然是當(dāng)前H2S及有機硫脫除的最佳選擇。

盡管當(dāng)前胺法工藝已較為成熟，對各種含硫化合物的脫除也均有相應(yīng)的工藝技術(shù)。但由于GB 17820-2012中對于進入長輸管網(wǎng)的天然氣中總硫質(zhì)量濃度要求≤200 mg/m3，該標(biāo)準(zhǔn)較為寬松。而最新標(biāo)準(zhǔn)GB 17820-2018要求進入長輸管網(wǎng)的天然氣中總硫質(zhì)量濃度≤20 mg/m3，部分凈化廠需對溶劑進行升級，研究方向應(yīng)集中在提高H2S凈化度的同時提高溶劑對有機硫的脫除性能。

3.1.1提高溶劑對H2S的選擇性

近年來，對于新型選擇性脫硫溶劑的研發(fā)基本上都基于MDEA溶劑體系，通過添加一些能降低CO2吸收的特殊組分進行溶劑改進，從而實現(xiàn)更好的脫硫選擇性。這些特殊添加組分主要是具有較強空間位阻效應(yīng)的空間位阻胺。

空間位阻胺是在氮原子上帶有一個或多個具有空間位阻效應(yīng)的取代基的胺類化合物。目前最具代表性的是美國Exxon公司開發(fā)的牌號為Flexsorb的系列空間位阻胺脫硫脫碳溶劑。國內(nèi)目前急需對空間位阻胺進行系列針對性的研發(fā)，以開發(fā)出更多對H2S具有高選擇性的脫硫溶劑。

3.1.2針對COS及硫醇開發(fā)更高效的脫硫溶劑

目前，針對有機硫脫除的溶劑主要是砜胺類物理-化學(xué)溶劑，如國外研發(fā)的Sulfinol-D、Sulfinol-M等。COS與CS2的分子結(jié)構(gòu)與CO2相似，與伯醇胺和仲醇胺直接反應(yīng)的機理也類似。COS與伯醇胺和仲醇胺反應(yīng)機理見式(Ⅰ)和式(Ⅱ)。

(Ⅰ)

(Ⅱ)

而MDEA中不存在可供直接反應(yīng)的活潑H原子，只能通過水解反應(yīng)來脫除COS，見式(Ⅲ)和式(Ⅳ)。

H2O+COS→H2S+CO2

(Ⅲ)

R3N+H2S+CO2→R3NH++NCOOS-

(Ⅳ)

反應(yīng)(Ⅲ)實質(zhì)上是堿催化反應(yīng)，MDEA起堿催化劑的作用。雖然COS的反應(yīng)機理與CO2類似，但其反應(yīng)速率卻遠(yuǎn)低于CO2，因而只有在深度脫除CO2的條件下才能徹底脫除COS。

硫醇型有機硫的酸性比H2S和CO2弱得多，基本上不與醇胺發(fā)生化學(xué)反應(yīng)。因此，醇胺水溶液脫除硫醇效果極差，必須用有機溶劑以物理吸收的途徑進行脫除。經(jīng)研究發(fā)現(xiàn)，硫醇在物理溶劑中的溶解度取決于體系的亨利常數(shù)，其值越小，溶解度越大，不同天然氣凈化廠原料氣的氣質(zhì)不同。針對COS含量高的原料氣，采用溶劑脫硫時應(yīng)結(jié)合COS的反應(yīng)機理，開發(fā)對COS脫除率高且對CO2脫除有一定阻礙作用的溶劑；針對硫醇含量高的原料氣，根據(jù)反應(yīng)機理，應(yīng)先考察物理溶劑溶解硫醇時體系的亨利常數(shù)，以此開發(fā)出對硫醇脫除效率高的物理-化學(xué)溶劑。

3.2 加大COS水解工藝工程化研究力度

在國內(nèi)凈化廠中，羅家寨、鐵山坡、渡口河、七里峽、黃龍場氣田天然氣中COS質(zhì)量濃度大于100 mg/m3，鐵山坡和渡口河氣田天然氣中COS質(zhì)量濃度大于300 mg/m3。針對此類氣質(zhì)條件，要達到GB 17820-2018標(biāo)準(zhǔn)中總硫質(zhì)量濃度小于20 mg/m3的要求，僅通過升級溶劑難以達到目的，關(guān)鍵是對COS的脫除。

針對氣相固定床COS水解轉(zhuǎn)化工藝，COS水解催化劑是核心，目前國內(nèi)具備少量該工藝配套的催化劑，但皆處于實驗室研究階段，暫未實現(xiàn)工業(yè)應(yīng)用。故催化劑性能的穩(wěn)定性、適用的工藝條件等還需通過現(xiàn)場試驗進一步考察。并且目前COS水解催化劑對硫醇類水解效果不佳，針對此類催化劑還需進行大力研究。

3.3 提高分子篩精脫硫醇工藝整體性能

通過脫硫溶液升級、配合COS水解技術(shù)，國內(nèi)大部分天然氣凈化廠完全可以滿足總硫含量指標(biāo)要求。但也存在部分凈化廠(如中國石油西南油氣田公司重慶凈化總廠渠縣分廠等)升級改造后總硫質(zhì)量濃度只能降至20 mg/m3左右，超標(biāo)的風(fēng)險仍未完全消除，必須進一步降低凈化氣中總硫含量。分析結(jié)果顯示，有超標(biāo)風(fēng)險的凈化氣均含有一定量的硫醇，為了確保凈化氣中總硫質(zhì)量濃度低于20 mg/m3的指標(biāo)要求，需要進一步降低凈化氣中硫醇含量。目前，對于分子篩精脫硫醇技術(shù)，僅中亞、俄羅斯等地凈化廠有應(yīng)用案例，國內(nèi)天然氣處理領(lǐng)域?qū)τ诖祟悜?yīng)用鮮有報道。在現(xiàn)有技術(shù)中，硫醇脫除大多使用大孔分子篩，分子篩孔徑越大，可脫除的物質(zhì)種類越多，如H2S、H2O及CO2等。幾種物質(zhì)存在一定的競爭吸附。在不同的氣質(zhì)條件下，針對不同相對分子質(zhì)量的硫醇，不同類型分子篩的脫除效率也存在差異，還有待進一步優(yōu)化研究，以提高分子篩精脫硫醇工藝的整體性能。針對分子篩精脫技術(shù)開展研究，全面掌握分子篩精脫硫工藝在凈化氣精脫硫中的應(yīng)用特性，提高對分子篩精脫硫工藝在技術(shù)上的認(rèn)識。

在含COS和硫醇均較高的氣質(zhì)條件下，可考慮COS水解技術(shù)與分子篩脫硫技術(shù)相結(jié)合。在脫除硫醇的同時，采用分子篩脫除水解后的H2S，替代COS水解中的二次吸收。因此，分子篩脫硫技術(shù)與COS水解技術(shù)相結(jié)合的適用性還有待進一步研究。

4 結(jié)論與建議

為達到GB 17820-2018指標(biāo)的要求，部分凈化廠需進行溶劑升級或工藝改進。達標(biāo)措施首先考慮溶劑升級，若原料氣中有機硫含量過高，溶劑升級后總硫質(zhì)量濃度不能降至20 mg/m3，考慮引入COS水解技術(shù)；若原料氣中硫醇含量較高，溶劑升級后仍有超標(biāo)風(fēng)險，則需引入分子篩精脫有機硫技術(shù)。通過以上3種措施選擇性結(jié)合，可基本消除超標(biāo)風(fēng)險。但在以上3種技術(shù)的實施和配合使用方面，目前國內(nèi)還需進一步研發(fā)相關(guān)產(chǎn)品、技術(shù)及開發(fā)軟件等。