第一篇：天然气脱硫

石油天然气脱硫

从70年代末期以来，年代末期以来，我国的天然气工业发展十分迅速，预计今后50年内天然气的应用将会显著扩大，天然气与其他燃料相比，具有使用方便、能最低限度处理和储存、经济价值高、燃烧热值高、污染少等优点，因此，它不仅被广泛作为钢铁、玻璃、食品、陶瓷等工业的来源，同时也是发电厂的主要燃料。但是环境问题同样是世纪整个人类要去面对大事。天然气人为排放到大气中的硫化氢对于空气的污染很大，因此，加快脱硫技术和设备的研究、开发、推广和应用成为当前大气污染控制工作的一个重点。

天然气脱硫的多种方法优缺点分析

对于天然气的脱硫方法有近百种，而这些方法一般分为湿法脱硫、干法脱硫以及80年代的膜分离法脱硫。湿法包括吸收法和湿式氧化法等，其脱硫负荷高，但普遍存在着动力消耗大、设备体积庞大、运行费用高、控制条件苛刻等缺点。干法包括氧化铁法、氧化锌法、活性炭法、分子筛法等，干法适用于低含硫气体处理，以其工艺简单、操作方便、脱硫精度高、能耗低而被广泛应用。

湿法脱硫工艺

采用溶液或溶剂作脱硫剂的脱硫方法习惯上又称为叫湿法脱硫，湿法脱硫是利用特定的溶剂与气体逆流接触而脱除其中的H2S，溶剂再通过再生后重新进行吸收,根据吸收机理的不同，又分为化学吸收法、物理吸收法、物理化学吸收法、直接转化法等，湿法脱硫流程复杂，投资大，适合于气体处理量大，含量高的场合。

一、干法脱硫工艺

采用固体作脱硫剂的脱硫方法统称为干法脱硫，干法脱硫技术常用于低含硫气体处理，特别是用于气体精细脱硫。大部分干法脱硫工艺由于需要更换脱硫剂而不能连续操作，还有一些干法如锰矿法、氧化锌法等，脱硫剂均不能再生，脱硫饱和后要废弃，这样一方面会造成环境问题，另一方面会增加脱硫成本。常用的方法有膜分离法、分子筛法、变压吸附法、不可再生的固定床吸附法、低温分离法。因此从目前来看，现在的脱硫方法可能不适应将来的发展要求，而随着社会的进步，环境法规也将日益严格，因此对天然气脱硫提出了新的要求，就目前状况而言，即开发高效、无污染、资源化即无二次污染的技术已成为脱硫技术发展的主流。天然气固体吸附法脱硫装置的工艺流程

从各脱硫方法来看，氧化铁作为脱硫剂，运用干法工艺，即固体吸附法，比较适合!氧化铁脱硫剂有再生型和非再生型，其最具有代表性的就是海棉铁法!原料天然气经流量调节分配后进入脱硫装置的原料气过滤分离单元，通过原料气过滤分离，除去天然气中夹带的机械杂质和游离水后，自下部进入脱硫吸收塔与自上而下的脱硫剂接触，天然气中几乎全部 B$[ 和部分 &Z$被脱除。

二、脱硫塔结构特点

脱硫塔的结构设计必须保证气流通过脱硫剂段时沿截面均匀分布，以便充分利用脱硫剂的硫容，尽可能减少硫容损失，减少脱硫剂的消耗，降低脱硫成本!原料气进入脱硫塔内，利用再分配器使气流尽可能均布在脱硫剂床层的顶部，使其能均匀地通过脱硫剂床层!设置卸料人孔挡板!装填脱硫剂时，卸料孔直管段也充满脱硫剂，因是死角，含硫天然气不可能流经这部分脱硫剂而得到净化，因而导致该部分脱硫剂的浪费!卸料人孔越大，数量越多，浪费的脱硫剂就越多!因此设置卸料孔挡板可阻止脱硫剂的浪费!脱硫塔的结构设计应方便新鲜脱硫剂的装填及废脱硫剂的卸出，尽可能减轻操作工人的劳动强度!原料天然气进入脱硫塔前，必须进行预处理，如分离“水饱和等!通常情况下，各气矿的配气站一般离气井较近，如果在配气站建氧化铁干法脱硫装置，原料天然气大多是水饱和的，可不单独设置水饱和器，但必须加强分离，避免油污和液相水进入脱硫塔而损坏脱硫剂!如果氧化铁干法脱硫装置建在远离气井的地方，由于原料天然气在管输过程中受温度”压力变化而失去水饱和状态。

为了保证脱硫效果，脱硫装置应设置水饱和器，原料天然气先实现水饱和，然后再进入脱硫塔，此时脱硫效果更佳，脱硫塔的结构设计应方便新鲜脱硫剂的装填及废脱硫剂的卸出，尽可能减轻操作工人的劳动强度!此外，便于对脱硫剂再生温度的检测和控制，也是脱硫塔结构设计要考虑的重要因素!中国石油西南油气田分公司天然气研究院根据氧化铁固体脱硫剂的再生特性，开发出了温度检测报警仪，为方便监控脱硫剂的再生温度，避免因温度过高而造成生产事故提供了可靠的保证!

第二篇：天然气脱硫脱水

天然气脱硫脱水

摘要：

天然气作为一种洁净的燃料能源，为人们所熟知并广泛利用，尤其近年来，全球范围内控制质量的下降，也为天然气在更大程度上替代石油提出了要求。而我国天然气中普遍含H2S，以及一些有机硫化合物，该类硫类化合物不仅危害人体健康，污染环境，而且会对燃气管道及相关设备产生腐蚀作用，尤其在与二氧化碳综合作用下，腐蚀强度极大。同时如果人体长期处于含有较高硫的环境中会与人体中的水分结合是人体形成酸性的环境，对人体的健康产生影响。因为硫对于人体和环境都会产生很大的危害，因此在用户接触到天然气前都需要将硫除去。脱水目的是为了防止天然气在输送、加工处理过程中有水冷凝出来进而带来腐蚀问题，同时也可防止水合物、冰生成堵塞管线和设备。关键词：MDEA法脱硫，膜分离法，溶剂吸收法

[1] 前言

天然气是继煤和石油之后的第二大能源。它是一种优质、洁净的燃料，分布广泛、开采方便、成本低廉、污染极小；是目前世界上产量增长最快的能源，已成为全球最主要的能源之一。天然气化学是指利用天然气生产化工产品的一门化学学科。内容包括天然气的组成、分类和性质，以及从天然气中分离出化学产品或以天然气为原料进行加工、精制和合成过程中的化学问题。

1天然气净化回收

天然气净化工厂引进了国外先进成熟的净化工艺包。工艺装置主要包括脱硫、脱水、硫磺回收、尾气处理、硫磺成型和酸性水汽提装置，采用MDEA法脱硫、三甘醇法脱水、常规克劳斯二级转化法回收硫磺、加氢还原吸收尾气处理和酸水汽提的工艺技术路线；以普光气田高含硫天然气为原料（硫化氢 14.5%，二氧化碳8.8%），年处理能力 120 亿方（日处理能力 3600 万方），净化气能力 90 亿方，硫磺能力 220 万吨，是国内建设的第一个百亿方级高含硫天然气净化厂，综合处理能力和硫磺产量位居世界前列。下面将主要对含硫天然常用的脱硫和脱水工艺方案进行论述。

[2]2天然气脱硫

含硫天然气的脱硫工艺主要包括化学反应类、物理分离类、生物法脱硫等，下面一一进行简单的介绍。2.1化学法脱硫

化学法脱硫主要包括分湿法和干法两大类。其中湿法主要是指将含硫天然气与液体进行接触，从而把气体中的硫化物转移到液体中。湿法脱硫一般包括氨洗法、热碱法和液相催化氧化法。其中氨洗法指的是将含硫天然气通入含有氨基的碱性水溶液中!利用氨基与酸化合物之间的中和反应，从而促使对天然气中硫化物的吸收。氨洗法对不同天然气组成有广泛的适应性，热碱法的原理和氨洗法差不多，就是将含硫化氢气体与碱性液体进行充分的混合利用碱性中和硫化氢。液相催化氧化法是指利用有机的催化剂将注入含硫天然气的溶液中的硫化氢转为硫磺，进而再通过一系列的化学反应使之转化为其氧化物的形式。这种方法适用于各种气体的脱硫，克服了传统化学难吸收的缺点。

干法脱硫指的是用固体物质的固定床作为酸气组分的反应区。固体脱硫法中，常用的脱硫剂有氧化铁、海绵铁、活性炭、泡沸石和分子筛等，其中海绵铁法用的较多。由于他们吸附硫容量较低，一般只用于含低至中等浓度H2S或硫醇的气体，不适用于含酸气(H2S)较高的工况。

1.醇胺法脱硫

随着国内酸性天然气气田特别是普光等大型气田的大规模开发, 酸性天然气气（H2S和CO2）处理压力日益增大，特别是酸性气体易产生剧毒，燃烧易产生二氧化硫等污染环境废气而且会造成很大的资源浪费。因此在得到商品天然气之前需进行原料气脱硫处理，中原油田天然气处理厂在醇胺法酸性天然气脱硫方面积累了丰富的经验，取得了良好的经济和社会效益。

（1）醇胺法脱硫的原理

醇胺法脱硫是一种典型的吸收反应工艺流程, 选择对硫化氢有强吸收能力, 并且化学反应速度较快的醇胺弱碱性的水溶液作为吸收剂。其化学公式原理是在醇胺分子结构内有一个胺基和至少一个羟基，羟基可降低醇胺法蒸汽压，增加在水中的溶解度；胺基使水溶液呈碱性，促进对酸性组分的吸收。其与酸性天然气的主要化学反应均为化学可逆反应，在低温下，醇胺溶液吸H2S和CO2酸气，生成胺盐并释放热能；在较高温下，溶液内的胺盐分解，放出酸气，溶液得到再生。实际操作过程是反应在脱硫塔内，使其在常温下与干气、液化气逆流接触, 醇胺吸收干气、液化气中的酸性气体H2S(C02)和其它含硫杂质，生成酸式硫化胺盐或酸式碳酸胺盐，当温度升高时，生成的胺盐又分解，放出H2S(C02)气体。脱出的H2S进入硫磺回收装置生产为硫磺，醇胺则可循环使用。（2）醇胺法常用吸收剂及特点

各种醇胺溶液是化学吸收法中使用最广泛的吸收剂，醇胺类酸性天然气脱硫工艺中最常用的吸收剂有：一乙醇胺(MEA)、二乙醇胺（DEA）、甲基二乙醇胺（MDEA）、二异丙醇胺（DIPA）以及二甘醇胺（DGA）等。主要通过酸碱反应以吸收酸气，升温吐出酸气。其净化度高，适应性宽、效果显著。（3）醇胺法脱硫的工艺流程

醇胺法脱硫脱碳的典型工艺流程主要由吸收、闪蒸、换热和汽提四部分组成。其中，吸收部分是将原料气中的酸性组分脱除至所需指标或要求；闪蒸部分是通过闪蒸将吸收了酸性组分后的溶液在吸收酸性组分时所吸收的一部分烃类除去；换热是回收离开再生塔的贫液热量；再生是将富液中吸收的酸性组分解吸出来转为贫液循环使用。工艺流程中，原料气经进口分离器除去游离液体和携带的固体杂质后进入吸收塔底部，与由塔顶自上而下流动的醇胺溶液逆流接触，吸收其中的酸性组分。离开吸收塔顶部的是含饱和水的湿净化气，经出口分离器除去携带的溶液液滴后出装置。通常，都要将此湿净化气脱水后再作为商品气或管输，或去下游的NGL回收装置或LNG生产装置。由吸收塔底部流出的富液降压经过后进入闪蒸罐，被醇胺溶液吸收的烃类被脱除。然后，富液经过滤器进入贫富液换热器，利用热贫液使其加热后进入在低压下控制的再生塔上部，使一部分酸性成分在再生塔顶部塔板上从富液中闪蒸出来。随着溶液自上而下流至底部，溶液中剩余的酸性组分就会被在重沸器中加热汽化的气体, 主要是水蒸气进一步汽提出来。因此，离开再生塔的是贫液，只含部分未汽提出来的残余酸性气体。此热贫液经贫富液换热器、溶液冷却器冷却和贫液泵增压，温度降至比塔内气体烃露点高5～6℃以上，然后进入吸收塔循环使用。有时，贫液在换热与增压后也经过一个过滤器。从富液中汽提出来的水蒸汽和酸性组分离开再生塔顶，经过冷凝器冷却及冷凝后，冷凝水作为回流返回到再生塔顶部。根据由回流罐分出的酸气组成和流量，一是去硫磺回收装置，或是压缩后回注地层以提高原油采收率，或是经处理后去火炬等。

2.2物理法脱硫

物理法脱硫包括物理溶剂法（适用于天然气中酸气分压高且重烃含量低的工况）、分子筛法（适用于已脱除H2S的天然气进一步脱除硫醇13X和5A）、膜分离法（适用于高酸气浓度的天然气处理，可作为第一步脱硫脱碳措施，与胺法组合是一种好的安排）、低温分离法（系为CO2驱油后的伴生气处理而开发的工艺）等。其中膜分离法的原理是在薄膜的表皮层中,有很多毛细管孔，根据气体中不同成分的分子直径的不同进行筛选和分离。膜分离技术由于同时具备分离、浓缩、纯化和精制的功能，因而被广泛的应用于各行各业中。物理法脱硫对于脱硫工艺有较高的要求，因此，在实际的脱硫中脱硫人员一定要有一定的经验，注意细节。

2.3 膜分离法

目前天然气脱硫工艺众多，主要有湿法和干法两大类。传统脱硫技术都存在某些不足：湿法中富液再生一直是难题，不仅会消耗较多热量，也会产生降解产物；干法中吸附剂的脱硫条件较严格，且再生困难，可循环使用的次数较少。一些新方法，如离子液体脱硫以及臭氧氧化法等，也因部分技术问题近期内难以推广。膜法天然气脱硫因能耗低，污染少且易与传统工艺组合等优点受到研究者的关注。随着制膜工艺的完善和新型膜材料的出现，膜法天然气除硫技术将成为传统工艺强有力的竞争对手。

膜吸收技术是膜分离法中新的分支，该技术是将膜基气体分离与传统的物理吸附，化学吸收等方法结合起来。在此法中，由于膜的疏水性，气体与液体并不直接接触，而是分别在膜的两侧流动，通过吸收液对某种气体的选择性吸收而达到分离净化目的。膜吸收天然气脱硫法的膜具有较高的装填密度，为气液接触提供了较大的反应空间，一般脱硫效率可达95%以上。

[3]3天然气脱水

从油气井所留出来的天然气一般都会携带一定量的水分。天然气中的水分与二氧化碳和硫化氢形成酸性环境，会腐蚀金属设备，同时过多的水分也会大大降低天然气管道的传输速率，也可防止水合物、冰生成堵塞管线和设备。

因此，需要对从油井出来的天然气进行脱水处理。常见的脱水技术有低温法、溶剂吸收法、固体吸附法、化学反应法和膜分离法等。其中，低温脱水法对于环境的要求较高，需要在高压的环境下，利用高压天然气节流膨胀降温实现。但是对于低压天然气使用这种方法就需要进行增压，从而增加了工业成本。下面主要对溶剂吸收法和固体吸附法进行论述。

3.1 溶剂吸收法

溶剂吸收法是利用亲水的溶剂与天然气充分接触，然后使天然气中的水分传递到溶剂中。溶剂吸水法是目前最常用的一种吸水方法，常采用具有强亲水性的醇类物质作为吸水剂。溶剂吸收法的基本原理就是利用脱水溶剂对水的溶解度高和吸收能力强而对天然气、烃类物质的溶解度低的特点，在吸收塔内进行气液传质从而脱除天然气中水分的方法。因为醇类化合物吸水性强的特点，作为脱水溶剂的主要是分子量高的醇类，例如乙二醇、二甘醇和三

[4]甘醇（TEG），工业上常用 TEG 作为脱水溶剂。其工艺设备主要包括：吸收塔、再生塔、贫/富液换热器、闪蒸罐、贫液/干气换热器等

[5-7]。

三甘醇脱水法的优点：热稳定好、容易再生，有着较强的吸水性和较低的蒸汽压，气相携带损失少，脱去水分后的天然气水露点可以降低至-30℃，充分满足天然气管道运输的水露点要求。

三甘醇脱水法的缺点：系统较复杂、TEG 再生能耗高、TEG 容易损失和被污染，需要及时补充和净化，系统中有轻油存在时甘醇易起泡，高温下甘醇溶液易氧化生成腐蚀性的酸，使用的撬装设备大多为进口，投资和运行成本较高等。

[9][8]3.2固体吸附法

固体吸附法的原理是通过干燥剂的吸附张力，干燥剂内孔将天然气中的水分子吸附而脱除的方法。工业上常用的干燥剂有分子筛、硅胶和活性氧化铝，其中分子筛脱水因其技术成熟可靠，在国内被广泛的应用。分子筛脱水技术在下列场合较为适用：天然气深冷处理，水露点要求在-40℃以下；脱水和脱烃同时进行以满足烃、水露点要求；天然气同时脱水和净化；酸性较大的天然气脱水以及需要要脱去微量硫化物（COS、H2S、CS2、硫醇）的场合[10]。

分子筛法优点：占地面积小、吸附性选择性强、具有高效的吸附容量、使用寿命长、并不易被液态水破坏，对天然气物性和负荷变化不敏感等优点。脱水后的干气含水量可降低到 10-6，而露点可达到-100℃，适用于深冷。分子筛法不仅可以使脱水后的天然气露点满足管输要求，而且满足轻烃回收装置对下游深冷回收液化石油气和轻质油的要求，当制冷温度进一步降低时，还能够回收乙烷

[11]。

分子筛法缺点：设备投资和操作费用高，干燥剂易中毒和破碎，分子筛再生过程能耗大，气体压降大；天然气中的重烃、CO2、H2S 等可使固体吸附剂污染。

3.3低温分离法

随着温度降低、压力增高，天然气的饱和含水量会逐渐减小，低温分离法根据这一特点，对饱和天然气进行冷却降温，或者先增加压力再降低温度从而对天然气进行脱水。低温分离法属于物理脱水，主要分膨胀制冷法和丙烷制冷法。膨胀制冷法又主要有 J-T 阀节流制冷和透平膨胀机制冷等方法。为了防止天然气温度在节流前后迅速降低而生成水合物，J-T 节流制冷法需要在预冷器前注入水合物抑制剂以防止水合物的形成[12]。

低温分离法优点：设备简单、投资低、特别适用于高压气体。

低温分离法缺点：耗能高、水露点高；脱水循环的部分环节可能会生成水合物，为预防水合物的形成要投入抑制剂，并对抑制剂进行回收；若要深度脱水需增设制冷设备，从而加大了工程投资和使用成本

[13]。

3.4膜分离法

天然气膜分离法是在压力的作用下，不同气体透过膜时渗透率的差异而被分离的过程。膜分离的优点：工艺简单，易操作、成本低、能耗低；无运动部件、便于维修、占地面积小；利用天然气自身压力作为推动力，压力损失可忽略不计；不添加其他试剂，无须再生、无二次污染。缺点：塑化作用对膜性能的影响；在渗透过程中 CH4随水分进入渗透气中，造成烃损失，损失率为 5%～6%；一次性投资较大等问题

[14]

。为了减少产品气的损失，使膜能承受更高压力，就需要进一步提高膜稳定性，开发出选择性更高的膜，随着制膜工艺和新型膜技术的不断提高，天然气膜分离法脱水会得到更大的发展，将是很有前景的天然气脱水过程。

结论

1醇胺法脱硫脱碳工艺虽已有近70年的发展历史, 但迄今仍是天然气和炼厂气净化中应用最广泛的工艺。通过应用醇胺法脱硫工艺应用，经过脱硫装置脱除的酸性气体，进而输入硫磺回收装置回收硫磺，经硫磺成型设施生产出硫磺工业品，硫磺回收装置尾气经处理燃烧后排放大气，从而达到了经济效益与社会效益的最大化，取得了良好的效果。在众多的脱硫工艺中，没有十全十美的具有绝对优势的方法, 而是各有其使用范围与特点，在实际应用时需要根据情况进行相应合适的选择。

2工业化天然气脱水应根据脱水的目的、要求和处理规模等，并结合各种脱水方祛的特点进行经济和技术比较，从而选择出最为合适的脱水方法和脱水工艺。

参考文献

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第三篇：含硫天然气脱硫脱水工艺技术方案

含硫天然气脱硫脱水工艺技术方案

202_-3-12 9:30:00 来源：上海朗瑞电子技术有限公司

1、概述

含硫天然气中含有硫化氢、有机硫（硫醇类）、二氧化碳、饱和水以及其它杂质，因此需将其中的有害成分脱除，以满足工厂生产和民用商品气的使用要求。各国的商品天然气标准不尽相同，主要是需满足管道输送要求的烃露点和水露点，同时对天然气中硫化氢、硫醇、二氧化碳的最高含量和低燃烧值有要求。原料天然气组成和商品天然气的要求不同，所选择的天然气净化工艺技术方案也是不同的，本文将结合哈萨克斯坦国某油气处理厂处理的天然气的组成和需输往国际管道中的产品天然气的要求，提出含硫天然气脱硫天然气脱水工艺技术方案的选择方法。

2、原料天然气条件

哈萨克斯坦国某油气处理厂处理的油田伴生天然气主要条件为：

1）处理量600×104m3/d（标准状态为0℃，101.325kPa，以下同）；

2）压力为0.7MPa，为满足管输压力和净化工艺需要，经增压站升压后进装置压力为

6.8MPa；

3）主要组成组分

组成（mol%）

C175.17C29.44C37.21C43.35C5+1.06CO20.71H2O0.51H2S36g/m3硫醇硫500mg/m33、商品天然气技术指标

该厂商品天然气将输往国际管道，需满足ОСТ51.40-93标准的要求，应达到的主要技术指标为：

1）出厂压力6.3MPa；

2）水露点≤-20℃；

3）烃露点≤-10℃；

4）硫化氢（H2S）≤7mg/m3；

5）硫醇硫（以硫计）≤16mg/m3；

6）低燃烧热值≥32.5MJ/m3。

4、工艺路线初步选择

根据原料天然气条件和商品天然气技术指标，工厂总工艺流程框图见图1。

油田伴生天然气经增压站增压后，至天然气脱硫脱水装置进行处理，需脱除天然气中绝大部分的H2S和RSH，以满足产品天然气中硫化氢和硫醇硫含量的技术指标；同时需脱除天然气中绝大部分的水，以满足产品天然气水露点的技术指标，同时为回收更多的液化气和轻油产品，脱水深度还需满足后续的轻烃回收装置所需的水露点≤-35℃的要求。而原料气中CO2的含量较低，为0.71%（mol），商品天然气的低燃烧热值≥32.5MJ/m3，可不考虑脱除。

经天然气脱硫脱水装置处理的干净化天然气经轻烃回收装置回收天然气中的轻烃（C3以上），生产液化气和轻油产品，并使商品天然气满足烃露点≤-10℃的技术指标。

脱硫装置脱除的酸性气体，主要由H2S、RSH、CO2、H2O等组成，输往硫磺回收装置回收硫磺，经硫磺成型设施生产硫磺产品，硫磺回收装置尾气经尾气处理装置处理后经燃烧后排放大气。

本文以下部分主要讨论脱硫脱水装置如何选择合理的工艺技术方案，以使脱硫脱水装置的产品气中硫化氢、硫醇含量合格，水露点能满足商品天然气和后续的轻烃回收装置的要求。

5、脱水工艺方案的初步选择

通常采用的脱水工艺方法有溶剂脱水法和固体干燥剂吸附法。溶剂吸收法具有设备投资和操作费用较低的优点，较适合大流量高压天然气的脱水，其中应用最广泛的为三甘醇溶液脱水方法，但其脱水深度有限，露点降一般不超过45℃。而固体干燥剂吸附法脱水后的干气，露点可低于-50℃。

由于本方案脱水装置产品天然气要求水露点≤-35℃，溶剂脱水法难以达到因此需采用固体干燥剂脱水工艺，如分子筛脱水工艺。

6、脱硫脱硫醇工艺方案的初步选择

本方案需处理的伴生天然气中H2S含量为36g/m3，硫醇含量为500mg/m3，而且天然气处理量达到600×104m3/d，规模较大，目前国内单套脱硫装置最大处理能力仅为400×104m3/d。

通常采用的脱硫脱硫醇的方法有液体脱硫法和固定床层脱硫法。

如果采用单一的固定床层脱硫法，如分子筛脱硫脱硫醇工艺，根据本方案需处理的天然气的流量和含硫量，按10天切换再生一次计算，10天内需脱除的硫化氢量为2.16×106kg，约需要DN3000的分子筛脱硫塔500座，这显然是不可行的。

目前国内较为成熟可行的液体脱硫工艺方法为醇胺法，因为含硫天然气中同时存在硫醇，所以可选择砜胺法来脱除硫化氢和硫醇。该工艺方法较为成熟，可把天然气中的硫化氢脱除至≤7mg/m3，同时对天然气中硫醇的平均脱除率为75%，则产品天然气中的硫醇硫含量为125mg/m3，尚不能达到硫醇硫≤16mg/m3的技术指标，此时可采用固定床层脱硫醇工艺，如分子筛脱硫醇工艺来脱除天然气中剩余的硫醇。

本方案还可以采用碱洗脱硫醇工艺来脱除天然气中的硫醇，为减少生产过程中碱的耗量和产生的废碱量，前面的醇胺法脱硫装置需采用一乙醇胺工艺，以脱除天然气中的大部分硫化氢和二氧化碳。

7、脱硫天然气脱水工艺方案的比选

由5和6所述，脱硫脱水工艺方案有以下两个较为可行的方案：

1）方案一：砜胺法脱硫+分子筛脱水脱硫醇

该方案工艺框图见图2，经增压站升压的含硫天然气进入砜胺法脱硫装置脱除几乎全部的H2S和75%的硫醇，然后进入分子筛脱水脱硫醇装置脱除水分和剩余的硫醇，净化天然气经轻烃回收装置回收液化气和轻油产品。脱水脱硫醇装置的分子筛再生气需增压后再返回至砜胺法脱硫装置进行脱硫，是一个循环的流程。

2）方案二：一乙醇胺法脱硫+碱洗脱硫醇+分子筛脱水

该方案工艺框图见图3，经增压站增压的含硫天然气进入一乙醇胺法脱硫装置脱除几乎全部的H2S和CO2，然后进入碱洗脱硫醇装置脱除几乎全部的的硫醇，脱除硫化物后的天然气进入分子筛脱水装置脱水，净化天然气输往轻烃回收装置回收液化气和轻油产品。脱水装置分子筛再生气需增压后返回脱水装置脱水，是一个循环的流程。

7.1方案一工艺特点

1）砜胺法脱硫装置，采用环丁砜和甲基二乙醇胺水溶液作脱硫剂，溶液的主要组成包括甲基二乙醇胺、环丁砜和水，其重量百分比为45:40:15，兼有化学吸收和物理吸收两种作用，而且还能部分地脱除有机硫化物（对硫醇的平均脱除率达到75%以上），溶液中甲基二乙醇胺对H2S的吸收有较好的选择性，减少对CO2的吸收，大大降低了溶液循环量，减小了再生系统的设备如再生塔、贫富液换热器、溶液过滤器、酸气空冷器等的规格尺寸，从而减少了投资，同时减少了再生所需的蒸汽量和溶液冷却所需的循环水量，节能效果更加显著。

2）分子筛脱水脱硫醇装置是利用分子筛的吸附特性，有选择性地脱除天然气中的水和硫醇。与传统的碱洗工艺不一样的是，分子筛工艺能有选择性地脱除硫化氢和硫醇，但不脱除CO2，这样可以使外输的天然气量比采用碱洗工艺时要增加2×104m3/d。

分子筛脱水和脱硫醇采用的分子筛是不同的，应用不同的两个分子筛床层，一般布置在同一座吸附塔内。

7.2方案二工艺特点

1）—乙醇胺法脱硫，为典型的化学吸收过程，此法只能脱除微量有机硫，对H2S和CO2几乎无选择性吸收，在吸收H2S的同时也吸收CO2，因此净化气中CO2含量很小，有利于后续的碱洗脱硫醇装置减少废碱的产生，降低碱耗量。但该方法溶液的酸气负荷较砜胺法低，因此所需的溶液循环量较大，溶液再生系统设备规格尺寸也较大，装置能耗也较高。

2）碱洗脱硫是一种比较传统的天然气脱硫工艺，MEROX法是目前运用较为广泛的碱洗脱硫技术，目前该技术多采用纤维膜技术来强化传质和分离过程。

碱液为NaOH水溶液，其和H2S、CO2以及硫醇（RSH）分别发生化学反应。其中NaOH和H2S、CO2反应生成的Na2S、Na2CO3溶解在碱液中不能再生，增加了碱液的耗量。而NaOH和RSH反应生成的硫醇钠（RSNa）可在催化剂的作用下和氧气、水反应转化为二硫化物和NaOH，完成碱液的再生，碱液只有很小部分的损耗。因此必须在前面的脱硫装置将天然气中H2S和CO2的含量脱除至最低，以减轻碱洗装置的负荷，为此在本方案中脱硫装置采用—乙醇胺法脱硫。

另外，碱洗装置会有大量的废碱液（约250m3/a）需要处理，拟输送至工厂附近的废碱处理装置进行处理，否则工厂需增设废碱液处理装置。

3）分子筛脱水装置主要是应用分子筛床层脱水，和脱水脱硫醇装置相比，吸附塔减少了分子筛脱硫醇床层。

8、结论

脱硫天然气脱水工艺方案是油气处理厂总工艺流程的核心部分，需根据原料天然气组成和商品天然气的技术指标要求，通过工艺方法特点、总工艺流程以及工程量、投资、能耗等技术经济指标进行对比确定。方案一和方案二相比，总工艺流程较为简单，工程量较小，一次投资较省，主要消耗指标及年操作费用较低，而且不产生废碱液，有利于环保，所以本工艺技术方案采用方案一工艺路线，即砜胺法脱硫+分子筛脱水脱硫醇。

第四篇：脱硫自查报告

脱硫专项检查自检报告 1．脱硫基本情况 1.1 脱硫设施建设

大唐洛阳热电厂总装机容量100.5万千瓦，6炉5机设置，其中2×300mw机组5、6号炉脱硫岛为一炉一塔，分别于202_年1月12日和202_年2月26日投运，2×165mw机组1、2、3、4炉脱硫岛为二炉一塔，202_年12月21日和202_年12月28日投运，165 mw机组脱硫与300mw机组公用一套脱硫湿磨制浆、石膏脱水设备，202_年7月实现了和省市环保部门、电力监管部门在线监测系统的联网运行。脱硫工程均由大唐环境科技工程有限公司epc方式总承包，西北电力建设工程有限责任公司负责监理，总投资2.932亿元。烟气脱硫采用石灰石/石膏湿法脱硫技术，技术支持方为奥地利aee公司，设计脱硫效率不低于95%，使用寿命30年。目前脱硫设施运行基本稳定，脱硫效率满足设计要求。各项审批手续齐全，如：项目备案表、可行性研究报告及批复文件、标书及批复文件、招投标及批复文件、合同及技术协议、开工及批复、初步设计、环境影响报告表及批复、限期治理方案及批复、环保竣工验收批复、脱硫电价批复等。1.2 脱硫规章制度建设

大唐洛阳热电厂制定了脱硫设施运行规程、检修规程、点检定修标准、脱硫设施系统图册、操作票和工作票标准票、脱硫运行交接班制度、文明生产管理制度、脱硫设施巡回检查制度、脱硫设备定期切换与试验制度、脱硫运行人员岗位责任制度、脱硫设备技术规范等管理制度和标准，而且对脱硫设施安全管理、检修管理、缺陷管理以及运行管理纳入电厂的有关管理制度中，把脱硫设备纳入主机管理，把脱硫环保设备的技术监督项目纳入全厂技术监督管理，并明确设备管理部化学环保高级主管做为专业负责人负责脱硫设施的技术监督管理工作。对于石灰石也建立了石灰石管理制度，建立烟气在线连续监测系统管理制度。1.3 脱硫管理机构和人员

设备管理部成立了除灰脱硫专业，并设置高级主管1名，主管1名，脱硫专业点检员3名，其主要负责全厂脱硫设备，并全部已取得集团公司下发的点检员上岗证；发电部将脱硫系统的运行管理纳入了辅机集控管理，并设置高级主管1名，主管1名，脱硫运行人员34名，其中5名主值具有集团公司颁发的脱硫值班员合格证，其他值班员全部具有脱硫高级工技能鉴定证。

1.4 脱硫设备管理

脱硫设备管理已纳入主设备管理，严格执行《缺陷管理制度》，进行脱硫设备点检，点检通过日报、周报、月报形式，掌握设备性能和恶化趋势，及时安排设备检修，每月每人要进行缺陷分析总结，脱硫设备消缺率达到95%以上。

脱硫设备检修纳入企业计划检修管理，并制订大、小修计划、辅助检修计划、技术改造计划。

脱硫系统主设备运行基本正常；165mw机组烟囱已防腐，无腐蚀，有冷凝液收集系统；300mw机组烟囱无防腐，有ggh，烟道系统防腐层有脱落现象；cems装置及ph计、浊度仪等在线仪表配备是齐全，测量准确，仪表冲洗、吹扫系统合理；但仪表探头存在着腐蚀、磨损等现象；烟道挡板开、闭正常；浆液循环泵轴承运行中正常；叶轮、泵体腐蚀泄漏；除雾器有堵塞脱落现象，ggh堵塞结垢。

执行“逢停必查”原则，制定逢停必检项目，利用每一次机组停运机会，对脱硫塔塔体防腐层、烟道防腐层、烟道接口等重点部位进行全面检查，发现问题及时处理。

脱硫设施备品配件储备充分，特别是公用系统以及容易受到腐蚀的系统和设备，其备品配件储备率达到90％以上，重要部件采购周期长。1.5 脱硫运行管理

脱硫设备运行现场按照厂部安全文明生产责任分工进

行保洁，现场各处安全标识、铭牌编号、介质流向、设备着色应均按照集团公司有关规定执行。

脱硫系统“两票三制”管理统一纳入厂安全生产管理，并不断修订完善。设备缺陷及缺陷处理纳入厂设备缺陷管理系统按期消缺。

脱硫运行纳入了辅机集控管理，运行人员配备齐全，岗位责任清晰，脱硫系统运行日志纳入厂运行日志记录系统，抄录参数按照202_年3月1日集团公司下发的标准进行抄录，各种脱硫系统记录台帐基本完备。

脱硫石灰石每车称重、取样化验，化验工作从202_年2月份开始按照每个工作日化验一次，当天每车取样混合后化验，记录齐全；脱硫石膏拉运时进行称重，并积极进行综合利用。

脱硫系统用电单耗纳入厂用电小指标考核体系，制定脱硫系统节电竞赛管理办法，物料平衡进行分析有待完善。1.6 脱硫在线监控

制订了脱硫烟气连续监测系统的运行管理制度，每天坚持巡视烟气在线监测装置运行情况，对cems和脱硫dcs历史数据站的检修维护，均明确了职责，实行设备专责工管理，检修记录、校准记录齐全，历史数据站数据、曲线齐全、完善。1.7 脱硫台账及记录数据

制订了《脱硫档案管理制度》，明确了发电部、设备部脱硫专业、设备部环保主管、环保科、物资部、燃料质检部等相关部门及专业的职责，各相关专业每月将脱硫相关支持性材料汇总至环保科环保主管处进行汇总、分析，并归档。1.8其它（环保验收、脱硫电价、特许及委托运行、限期治理、通报与处罚等）2×165mw机组1、2脱硫塔，202_年12月21日和202_年12月28日投运，202_年1月1日开始享受脱硫电价，202_年1月21日通过省环保局的环评验收。洛阳双源公司2×165mw机组1、2脱硫塔202_年因脱硫系统运行不稳定，202_年6月份被国家环保通报。2×300mw机组5、6号脱硫塔，分别于202_年1月12日和202_年2月26日投运，202_年4月1日开始享受脱硫电价，202_年3月13日通过国家环保局的环评验收。1.9 各脱硫系统202_年1-12月份和202_年1-2月份统计数据 表1

202_年1-12月份统计数据 篇二：环保自查报告

东海热电脱硫设施建设和试运情况自查报告

根据鲁电监价财〔202_〕19号文件《关于对省燃煤电厂脱硫设施建设和运行情况检查的通知》要求，东海热电有限公司对脱硫设施的建设和运行情况进行了全面检查。现将自查情况汇报如下：

一、2×150mw炉后烟气脱硫设施建设情况

根据鲁环审〔202_〕187号文件要求，东海热电一期2×150mw炉后烟气脱硫和除尘改造工程在202_年底前完成。该工程由南京龙源环保工程有限公司以总承包方式负责设计、安装、调试等，其中土建部分由南山建筑公司负责。工程采用循环流化床干法脱硫工艺，脱硫效率在90％以上，同时安装袋式除尘器，确保锅炉烟气在脱硫设施正常运行后能够满足《火电厂大气污染物排放标准》（山东省地方标准db37/664-202_）第三时段标准要求，实现烟气的达标排放。一期脱硫工程202_年5月份开工建设，为了按质按量按期完成，公司领导高度重视，加强组织协调，施工安装队伍加班加点进行施工，终于在202_年12月21日建成并开始整体投入试运行。

二、2×150mw炉后烟气脱硫设施试运情况 自202_年12月中旬开始，南京龙源环保工程有限公司分别对脱硫设施的烟气系统、脱硫剂制备存储输送系统、脱硫灰循环系统、工艺水系统、流化风系统、除尘系统、输灰系统、电气系统、自控系统进行了分部调试，于12月21日开始投入整体试运行。

为了明确调试任务和责任，提高调试质量，公司成立了以运行副总为总指挥、脱硫办和承包方及灰水、热控等有关分场人员参加的脱硫试运指挥部，对脱硫系统试运工作进行总体协调指挥。

调试程序如下：厂用电带电——dcs内部调试——工艺系统分部试运（包括单体和分系统试运）——烟风系统冷态试运——整套启动试运——热态试验——系统参数优化——(72+24)h试运

调试过程中发现生石灰给料设备出力不够，现场技术人员便对其进行了加大改造，取得了较好效果。

在从单体设备到整体系统进行调整试运和消缺过程中，建立了脱硫设施运行日志、烟气连续监测数据、脱硫剂的使用量记录、运行故障及处理记录等有关记录。目前，南京龙源环保工程有限公司的有关技术人员还在现场进行设备调试并收集整理各种原始资料，东海热电有限公司拟在其设备系统整体调试合格并正式投运后，向环保部门申请正式验收。

煤质分析和脱硫剂的年用量：

煤 质 特 性 表

根据脱硫技术协议要求，所提供的生石灰粉必须满足以下要求: 氧化钙〈cao〉含量： ≥85％ 粒径: ≤1mm 消化速度：德国t60标准，4分钟温升 〉60℃ 脱硫系统的设计采用一炉一套独立的系统。

脱硫除尘岛ca/s(mol/mol)≤1.25（硫份为锅炉出口烟气中so2的摩尔数，bmcr工况）。以上述品质的生石灰作原料，设计煤种脱硫剂用量：2.2吨/小时。生石灰仓总的有效容积将不小于锅炉bmcr工况下校核煤种3天用量。脱硫系统不影响机组的安全、稳定运行。脱硫系统不降低机组的出力，不影响锅炉效率。脱硫系统运行及停运不造成锅炉停炉和影响锅炉的负荷，脱硫系统的负荷范围与锅炉负荷范围相协调，为锅炉最大连续出力的50%～100%。在负荷调整时有良好的、适宜的调节特性，在电厂运行的条件下能可靠和稳定地连续运行。脱硫系统运行及停运时保证不影响除尘器的安全正常运行。脱硫后烟气温度保证满足布袋除尘器进口处烟气温度高于烟气水露点20℃以上的要求，保证脱硫系统所有设备不产生腐蚀和结露现象。

脱硫副产物采用气力输送至灰库，然后由汽车直接送至砖厂综合利用。

三、2×220mw机组烟气脱硫设施在建情况

二期2×220mw机组烟气脱硫工程采用旋转喷雾半干法脱硫工艺，设计脱硫效率为95％以上，该工程总投资约8500万元，除土建部分由南山集团建筑公司负责施

工外，其余设计、安装、调试等全部由广州天赐三和环保工程有限公司以总承包方式负责完成，计划于202_年7月底前建成投运。此工程自202_年10月下旬土建开工，至目前已完成土建总工程量的约50％；天赐三和公司安装队伍于12月中旬进场开工，目前已完成安装总工程量的约35％。我公司计划通过加强协调，在确保安全、质量的同时，进一步加快施工安装速度，力争提前建成投运。

四、烟气在线监测系统安装、联网及运行情况。

公司共4台机组，每台机组按装一台烟气在线监测装置。原烟在线监测系统于202_年9月底前安装调试完毕并投入正常运行，11月与烟台市环保局监控中心联网。自投运以来，在装置连续运行的基础上，有关人员认真填写“烟气在线监测运行记录”，出现问题及时联系青岛佳明厂家进行维修，保证了烟气在线监测装置正常运行。

目前烟气自动在线监测系统运行正常。

龙口市东海热电有限公司

202_年2月25日篇三：环境保护自查报告

山东菏泽德泰化工有限公司100万吨/年芳烃抽提项目 环境保护自查报告

建设单位：山东菏泽德泰化工有限公司（盖章）202_年6月17日

一、建设单位基本情况，本项目概况

1、单位基本情况： 山东菏泽德泰化工有限公司地处菏泽市开发区煤化工业园，202_年12月，投资24000万元建设100万吨/年油浆芳烃抽提装置采用与其他科研单位联合开发了催化裂化外甩油浆双溶剂抽提新工艺，对重油催化装置的产品油浆进一步加工，生产重芳烃系列高附加值化工产品，广泛用于道路沥青、橡胶、塑料和碳素纤维材料等行业，延伸了产业链并达到催化油浆综合利用之目的，减轻了环境污染。

2、项目概况：

（1）项目组成：拟建项目建设内容为100万t/a芳烃抽提装置，由主体工程、储运工程、环保工程和公用工程部分组成，拟建项目组成情况见表1-1。

项目组成一览表1-1 1（2）主要建设内容： 见工程主要设备表1-2。表1-2 主要设备一览表 2 菏泽德泰化工有限公司100万吨/年芳烃抽提项目于202_年9月委托山东省环境保护科学研究设计院编制了《山东菏泽德泰化工有限公司100万吨/年芳烃抽提项目环境影响报告书》，并于202_年10月得到山东省环保局批复。

菏泽德泰化工有限公司100万吨/年芳烃抽提项目于202_年10 3 月开工建设，202_年3月竣工验收，在202_年4月得到菏泽市环保局同意进行试生产，批复试生产时间为：202_年4月2日—202_年7月1日。在试生产期间未出现环境污染情况。菏泽德泰化工有限公司100万吨/年芳烃抽提项目总投资24000万元，其中环保投资1920万元。

二、环评批复落实情况

1、施工期间环保措施落实情况

该项目在施工期间严格按照《山东菏泽德泰化工有限公司100万吨/年芳烃抽提项目环境影响报告书》要求，认真落实环境影响报告书中环保措施。为减少对周围环境的影响，我们采取了以下控制措施，将不利影响降到了最低。1.1噪声污染控制措施

（1）、合理安排施工时间。安排施工计划时，应尽可能避免大量的高噪声设备同时施工，避开周围环境对噪声的敏感时间，避免夜间施工量。尽量加快施工进度，缩短整个工期。

（2）、降低设备声级。尽量选用了低噪声施工机械；施工过程中有专门的设备维护人员，运输车辆采取控速进场措施。

（3）、降低人为噪声。根据当地环保部门制定的噪声防治条例的要求施工，以免影响周围村民的生活。1.2扬尘污染控制措施

（1）、施工场地每天定时洒水，防止浮尘产生，在大风日加大了洒水量及洒水次数。（2）、施工场地内运输通道及时进行了清扫、冲洗，以减少汽车行驶扬尘。

（3）、运输车辆进入施工场地应低速行驶，或限速行驶，减少扬 4篇四：环境保护自查报告(改进版)××××××有限公司3000吨/年糠醛加工项目

环境保护自查报告

建设单位：××××××有限公司（盖章）20014年9月15日

一、建设单位基本情况，本项目概况

1、单位基本情况：

××××××糠醛有限公司地处××××××市××××××工业园区，始建于202_年8月，项目一期工程投资3000万元，预期可年产3000吨工业糠醛。糠醛是一种重要的化工产品，广泛应用于合成塑料，农药，医药，钢铁，石油等工业。生产工艺采用目前较为成熟和先进的水解三双串联和连续精制工艺进行糠醛生产。同时配备使用了先进的废水蒸发处理器及烟气脱硫除尘系统，有效地减轻了环境污染。

2、项目概况：

（1）项目组成：拟建项目建设内容为3000万t/a糠醛提取装置，由主体工程、储运工程、环保工程和公用工程部分组成，拟建项目组成情况见表1-1。

项目组成一览表1-1 1（2）主要建设内容： 见工程主要设备表1-2。表1-2 主要设备一览表 2（3）项目基本概况：

① 环评情况项目建设用地为××××××工业园区预留工业用地，厂区占地10000㎡,项目为公司新建工程，且与阿荣旗产业定位相符，符合×××××市统筹规划建设。② ××××××糠醛有限公司3000吨/年工业糠醛生产项目于202_年06月委托内蒙古自治区环境科学院编制了《××××××糠醛有限公司年产3000吨糠醛生产项目环境影响报告书》。于202_年9月27日得到了内蒙古自治区环境卫生厅的批复。③ 项目总投资2603万元，其中环保设施投资300万元。

××××××糠醛有限公司3000吨/年工业糠醛生产项目于 202_年08月开工建设，202_年4月竣工验收，在202_年月6得到

××××××旗环保局同意进行试生产。

二、环评批复落实情况

1、施工期间环保措施落实情况

该项目在施工期间严格按照《××××××糠醛有限公司年产 3 3000吨糠醛生产项目环境影响报告书》要求，认真落实环境影响报告书中环保措施。为减少对周围环境的影响，我们采取了以下控制措施，将不利影响降到了最低。1.1噪声污染控制措施

（1）、合理安排施工时间。安排施工计划时，应尽可能避免大量的高噪声设备同时施工，避开周围环境对噪声的敏感时间，避免夜间施工量。尽量加快施工进度，缩短整个工期。

（2）、降低设备声级。尽量选用了低噪声施工机械；施工过程中有专门的设备维护人员，运输车辆采取控速进场措施。

（3）、降低人为噪声。根据当地环保部门制定的噪声防治条例的要求施工，以免影响周围村民的生活。1.2扬尘污染控制措施（1）、施工场地每天定时洒水，防止浮尘产生，在大风日加大了洒水量及洒水次数。

（2）、施工场地内运输通道及时进行了清扫、冲洗，以减少汽车行驶扬尘。

（3）、运输车辆进入施工场地应低速行驶，或限速行驶，减少扬尘产生量。

（4）、施工渣土外运车辆加盖蓬布，减少了沿路遗洒。（5）、避免了起尘原材料的露天堆放。

（6）、所有来往施工场地的多尘物料应用帆布覆盖。

（7）、施工过程中，采用商品（湿）水泥和水泥预制件，尽量少用干水泥。1.3生活废水控制措施

生活污水主要含ss、cod和动植物油类等，经埋地式无动力生活 4篇五：环保自查自检报告

子长县余家坪乡志安煤矿

环保工作自查自检报告

一、矿井概况

子长县余家坪乡志安煤矿地处子长县城南约6km，北与恒发煤炭股分合作公司整合区及志安煤矿整合区为邻，西与永兴煤矿及石家沟煤矿整合区对接，南与禾草沟二矿整合区接壤。

志安煤矿行政区划隶属于子长县余家坪乡管辖，交通便利，北距子长县城6km。子长县南距延安市93km，北距榆林市208km。西（安）---包（头）公路通过子长矿区，从子长县城到各煤矿均有公路相联。西（安）---包（头）铁路经过子长矿区，并在县城东约3km处建有子长煤台。矿区内各煤矿的煤炭均可运输到子长煤台，能通过铁路外运。

根据延安市人民政府于202_年4月编制的《延安市煤炭资源整合方案》和《延安市煤炭资源矿权设置方案》煤矿资源整合的区段，志安煤矿列入子长县煤矿资源整合区的《子长县双流湾煤矿资源整合区》，陕西省政府202_年6月20日以“陕政函[202_]74号”文批准由原子长县余家坪乡志安煤矿、张家坪煤矿整合而成志安煤矿，整合区编号：zh16。整合后矿区面积为11.9279km2，可采煤层5号和3号两层，煤层厚度为0.60～0.75m，保有资源/储量650万t。202_年2月，建设单位委托陕西省榆林市榆神煤炭建筑设计有限公司进行了《志安煤矿煤炭资源整合实施方案开采设计》和《志安煤矿煤炭资源整合实施方案安全设施设计》设计，矿井设计可采储量598万t，设计生产能力30万t/年，服务年限12.7a。矿井设计采用两斜一立综合开拓，采用一个水平开采，开采层位于3号煤层中，标高+1048m。矿井通风采用中央并列式，抽出式通风，回采工作面采用高档普采采煤工艺，机械化生产。陕西省煤炭工业局和陕西省煤矿安全监察局分别以“陕煤局发 [202_]194号”和“陕煤安局发[202_]64号”文予以批复，陕西省环保厅以 “陕环批复

[202_]97号”文件对该项目环境影响报告书予以批复。

二、环保工作开展情况

（一）施工情况

矿井根据《建设项目环境保护管理条例》、《建设项目环境影响评价分类管理名录》及陕环函（202_）599号文等有关规定，由西安地质矿产研究院承担矿井建设项目的环境影响评价工作。根据环境保护设施与主体工程“三同时”制度的要求，委托西安新业建设咨询有限公司对子长县余家坪乡志安煤矿30万吨/年改扩建项目的进行环境保护工程施工进行监督及监测工作。

目前，我矿排矸厂、污水处理站、锅炉除尘、噪音防治、地面防尘等环境保护设施已基本形成并投入使用。

（二）运行情况 矿井采暖系统：安装2.8mw热风锅炉一台，clg-1.05-85/70常压热水锅炉一台，clg-0.70-85/70热水锅炉一台，5吨茶浴炉一台，每台锅炉均采用麻石水浴除尘器，除尘效率达95%以上，脱硫效率10%，锅炉烟气中烟尘和so2排放浓度分别为80mg/m3和459 mg/m3，均能满足《锅炉大气

污染物排放标准》二类区ⅱ时段排放标准要求。

矿井污水处理系统：井下污水处理站处理能力为q=150m3/ d，对井下泵房排至地面的矿井水进行处理。矿井水处理后水质可满足《煤炭工业水污染物排放标准》的规定。矿井水处理后，通过联合泵房，将水压入各生产场所，主要用于井上、下消防洒水系统和地面储煤场降尘和工业广场绿化使用。

生活污水处理系统：生活污水处理站处理能力为q=80m3/d，对生活污水进行深度处理，处理后水质可达到《污水综合排放标准》中的一级标准和《生活杂用水水质标准》，达到城市绿化标准和道路洒水标准，主要用于煤场降尘、道路洒水。

降噪系统：矿井充分考虑噪声对人员的影响，对产生噪声场所采用全密闭式处理，或选择带有消音装置的设备，努力降低噪音污染。

在矿区规划时，利用地形及建筑隔离等方式使生产区的噪声和尘源等与职工生活和办公区尽量隔绝，给职工创造宁静、温馨的生活和办公环境。

防尘系统：为防止煤场煤尘污染双刘湾河沟水体，煤场地面生产系统设置喷雾降尘设施、高压喷水设施、煤场周围设置降尘洒水管路，并在工业场地四周建成高8米的防风抑尘网，防止煤尘飞扬。

对主斜井原煤皮带输送机建设了皮带走廊，利用封闭的走廊来控制原煤运输过程中产生的粉尘。

固废处理工艺：矿井生活垃圾集中存放，定期运至子长县垃圾填埋场进行处理。

矸石处理：由汽车装运至矿矸石场，按照固体废物填埋场要求填埋并覆土绿化，并寻求矸石综合利用途径，以实现无害化、减量化、资源化。

三、存在问题

1、矿区道路因当地农民阻挠，迟迟没有动工，后来在多方努力及协调下，现正在建设阶段。

2、工业场地因洗煤厂建设迟缓，还没有硬化，在洗煤厂建成后，即进行硬化。

3、因建设需要对土方进行开挖，植被的恢复还没有到位，我矿将继续按照上级环保部门要求进行植被恢复及矿井绿化工作。

4、“两站”设备需要尽快完善，以便早日投入试运行。

5、矸石场边坡需要进行进一步修整。

6、场地内及周边部分地点存在弃土和矸石随意堆放现象。矿井建设以来，我矿在开展环境保护方面进行了有益的探索和实践，积累了一些经验，取得了一定的成效。但我矿环境保护工作还处在起步阶段，与建设环境友好型矿井和实现可持续发展要求相比，还有差距，我们仍要加倍努力，进一步增强责任感和使命感，积极做好环境保护工作，为煤炭环境保护事业的发展作出贡献。

第五篇：脱硫承包合同

山西省电力公司太原第二热电厂

五期技改工程（1×200MW）

烟气脱硫合同

甲方：太原第二热电厂扩建处

一、合同范围

1.1合同范围：本合同为“山西省电力公司太原第二热电厂五期技改工程（1×200MW）

”从烟气系统原烟气接入口(引风机出口)至吸收塔净烟气的接出口至烟囱（含进出口和旁路挡板门、非金属膨胀节）的全套脱硫装置及配套设备的总包合同，内容包括该工程的设计、设备的供给、安装、调试、技术资料以及售后服务、人员培训、工程文件等。

1.2乙方应提供崭新的设备、技术服务和所需的其它事项。在履行合同过程中，如

乙方没有提供或没有达到合同规定的技术性能所必须的某项指标，乙方应免费采取挽救措施，直到达到指标为止。

1.3对甲方需要而《技术协议》又没有提出的技术要求，甲方有权按照本合同向乙

方发出变更通知，乙方有责任以合理的供货期以及最优惠的价格向甲方供货，并经甲方确认后投入使用。

1.4供货清单详见《技术协议》。

二、合同价格

合同总价为：人民币780.00万元（大写为：柒佰捌拾万元整），该总价包括“山西

省电力公司太原第二热电厂五期技改工程（1×200MW）”的设计费、设备费、随机备品备件费、包装费、运杂费、脱硫的安装费（含连接部位的安装）、调试费、技术资料费、技术服务费、培训费、各种保险费、税金（含增值税和其他税费）等一切费用。

三、交货

本工程交付使用时间为合同签定后180天。具体工程进度和交货时间按《技术协议》

中工程进度要求执行。乙方设备交货地点为甲方项目施工现场, 即“山西省电力公司太原第二热电厂五期技改工程（1×200MW）”项目施工现场地面交货，为交钥匙工程。甲方在收到乙方土建设计、施工图后，30天内完成基础土建出±0.00m，若因甲方基础因素导致时间延迟（最长时间不超过10天），则乙方交货时间和工期顺延。

四、支付

4.1预付款：合同签定后30日内甲方向乙方支付预付款，预付款为合同总价的30%，共计人民币234.00万元（大写为：贰佰叁拾肆万元整）。

4.2主体工程设备在甲方现场开始安装10日内,甲方向乙方支付合同总价的30%，共计人民币234.00万元（大写为：贰佰叁拾肆万元整）。

4.3全部设备在甲方现场连续运行168小时验收合格后 10日内，甲方支付给乙方

合同总价的30 %，共计人民币234.00万元（大写为：贰佰叁拾肆万元整），同时乙方

应向甲方提供全额增值税发票。

4.4全部设备验收合格后一年，若无质量,甲方一次性向乙方支付合同总价的 10%，共计人民币 78.00 万元（大写为:柒拾捌万元整）。

五、设计及工程文件

5.1乙方应参照国家或国际有关的标准与规范及合同中的要求，进行“山西省电力

公司太原第二热电厂五期技改工程（1×200MW）”的设计、供货及安装调试。

5.2 甲方应尊重乙方的设计，应按乙方设计文件执行，甲方如有异议应以书面形式

向乙方提出，经乙方同意后作出变更要求。

5.3设备文件资料的提交应按照技术协议要求之规定进行，并使用公制单位。

六、变更通知

6.1乙方如因甲方原因影响了合同成本或交货期限，须立即以书面形式向甲方提出，甲方在核实同意后将向乙方发出书面变更通知。

6.2设计文件去定的材料及部件乙方不得变更，除非在甲方指示下双方认可的材料

及部件方能变更，双方认可变更单是更改合同价和交货期限的唯一合法方式。

6.3如果乙方认为所做的变更可能会使自己不能履行合同中义务时，须及时向甲方

提出。

七、违约责任

7.1由于甲方原因出现如逾期付款、未按有关要求验收设备及甲方工程项目批复原

因致使乙方延期交货和损失等由甲方承担相应责任，并负责赔偿损失。

7.2 由于技术、质量、非不可抵抗力等原因给甲方造成经济损失时，由乙方承担相

应责任，并负责赔偿损失。

八、索赔

如果乙方对偏差负有责任，而甲方在合同条款的其他条款规定的检验、安装、调试、验收和质量保证期内提出了索赔，因甲方失误疏忽而验收的材料货物除外，乙方应按照

相关法律法规索赔。

九、终止合同

9.1在甲方对乙方违约而采取的任何补救措施不受影响的情况下，甲方可向乙方发

出书面违约通知书，提出终止部分或全部合同。

9.2如果乙方破产或无清偿能力，甲方可在任何时候以书面形式通知乙方，提出终

止合同而不给乙方补偿。该合同的终止将不损害或影响甲方已经采取或将要采取的任何

行动或补救措施的权力。

十、合同生效及其它

10.1合同自双方签字、盖章之日起生效。双方均已履行完合同规定的全部责任和义

务时终止。

10.2在合同执行期间，双方均不得单方随意做出合同规定范围以外的变更或解除合同。

10.3合同或有未尽事宜，须经双方共同协商做出补充规定，补充规定经双方签字盖

章后生效，并与合同具有同等法律效力，若补充规定与合同不一致时，以签定日期在后

者为准。

10.4合同组成部分：包括本合同、技术协议、补充规定等，具有同等法律效力。

10.5合同一式六份，甲方执三份、乙方执三份。

甲方乙方

单位名称：太原第二电厂扩建处单位名称：武汉凯迪电力股份有限公司

地址：太原市尖草坪区留路5号地址：武汉武珞路江天大厦F22电话号码：0351-3112468电话号码：027-87655171

传真号码：0351-3112129传真号码：027-87655218

邮编： 030041邮政编码：430070

开户银行：中国银行洪山支行

账号：00437508093001

纳税人登记号：***

法人代表：法人代表：

委托代表：委托代表：

山西电能成套设备有限公司

法人代表：

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日期：202_年5月16日