净化厂脱水汽提废气焚烧改造评价

净化厂脱水汽提废气焚烧改造评价
杨成贺;陈强;杨建军;宋桂琴;鲍云翔;张利锋
【摘要】目前国内的天然气净化厂脱水装置大多数都采用三甘醇(TEG)脱水,以此来降低产品气的露点达到外输指标.在甘醇再生过程中要向再生釜内通入产品气作为汽提气,降低重沸器汽相中的水汽分压,提高TEG的再生效果.而提气后的废气一般只是通过重力分离直接外排,造成了溶液损耗及环境污染.为了改变现状,长庆油田第二净化厂对废气焚烧系统进行了改造,本文主要介绍废气系统改造过程及改造后的的运行效果.
【期刊名称】《石油化工应用》
【年(卷),期】2015(034)007
【总页数】4页(P114-117)
【关键词】脱水;三甘醇;汽提气;改造
【作者】杨成贺;陈强;杨建军;宋桂琴;鲍云翔;张利锋
【作者单位】中国石油长庆油田分公司第一采气厂,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司第一采气厂,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司第一采气厂,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司第一采气厂,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司第一采气厂,陕西靖边718500;中国石油长庆油田分公司第一采气厂,陕西靖边718500
【正文语种】中文
【中图分类】TE644
TEG湿法脱水，具有工艺流程简单、脱水效果较好、操作费用较低且可以循环使
用的特点。

吸收了水分的TEG富液经过换热、闪蒸、过滤进入再生釜加热再生，
再生完后贫液再经过换热、冷却增压至脱水塔，完成溶液的脱水、再生循环。

再生釜一般用产品气作为热源，再生其间在再生釜内通入产品气作为汽提气，降低重沸器汽相中的水汽分压，提高TEG的再生效果。

一般重沸器温度为200℃，汽提气
量40 m3/h的条件下，TEG浓度可达99.6%以上。

汽提后的尾气一般经过废气分离器通过重力对气液两相分离，气相直接外排至大气，液相也外排至生产污水系统。

TEG脱水工艺流程简单，技术成熟，与其它脱水法相比具有可获得较大露降、热
稳定性好、易于再生、损失小、投资和操作成本低等优点，但是与其配套的汽提废气系统在运行中却存在如下的不足：
（1）汽提废气通过简单的沉降分离出游离态的液体后，直接外排，致使生产装置区臭味弥漫，在一定程度上污染了环境和影响了员工的身心健康。

（2）废气温度一般夏季在105℃左右，冬季在90℃左右，里面夹杂大量水蒸气
和TEG溶液，冬季生产时由于外界温度较低，外排气体温度快速冷凝，导致气相
中的大量液体飘落到再生釜及周围设备和地面上，其中含有少许TEG溶液；同时
在向再生系统补液时，由于补充的溶液温度较低，在快速提升温度时，致使部分溶液随着水汽带出，污染了设备、给工业卫生带来许多不便。

（3）在通入汽提气后废气中有大量的燃料气外排，加大了燃料气的浪费。

通过对长庆气田第二净化厂2#天然气净化装置（在工况条件为处理气量260×104m3/d，TEG循环量为6.3 m3/h，汽提气量40 m3/h，再生温度为200℃）的汽提尾气做样分析（以下样品均来自该厂，简称二净），得到全组分分析，废气中主要成分为烷烃、二氧化碳及氮气，其中主含量为烷烃体积分数基本为84%，不含有硫化氢。

从废气全组分分析表中可以看出废气中主要成分为烷烃、二氧化碳及氮气，其中主含量为烷烃的体积分数基本为84%，不含有硫化氢。

（4）废气分离器底部外排的冷凝液含有一定量的TEG溶液，直接外排增加了溶液的损耗。

通过对二净2#天然气净化装置的废气的冷凝液做样分析，将改造前流程
外排的液相称为一级冷凝液，将排空气相冷却后的液相称为二级冷凝液。

从表2可以看出一级冷凝液TEG的浓度达到30%～35%，具有回收的价值。

通过用量筒对一级冷凝液计时计量测得平均每套装置为6 L/h。

每套净化装置按年运行
8 000 h计算：单套装置年TEG回收量=8 000×6× 35%=16.8 m3。

根据以上得到的化验数据及参照西南油气田的改造方案，针对长庆气田净化厂制定了相应方案，并在第二净化厂2014年检修过程中，对2#净化装置区脱水系统进
行了实验性改造。

具体实施为，在原有的脱水废气系统的基础上，增加一台换热套管，为了保证换热效果，在换热器外加保温，将原脱水废气外排管线与新增的脱水废气换热套管一端相连，使原本直接外排的气体进入废气换热套管，废气走壳程，另一端连通循环水管线，循环水走管程，通过与循环水进行换热，从而达到对废气进行冷凝的目的。

3.1 换热套管改造
套管内部使用φ18的管束20根。

为了便于废气中冷凝液更好的全部析出，防止
水汽对再生釜内部造成腐蚀，期望废气进再生釜温度降至50℃以下，根据公式：
Q=K×ΔTm×A，其中：Q为换热量；K为换热系数；ΔTm为温差；A为换热面积。

循环水的换热量与管束中蒸汽的换热量相等，即K1×ΔTm1×A1=K2×ΔTm2×A2，式中：K1，K2分别表示水蒸气与循环水的导热系数（分别取105℃和25℃），
ΔTm1，ΔTm2分别表示蒸汽与循环水换热后的温差，A1、A2分别表示管束与套管的换热面积。

根据现场运行条件，可用换热系数计算工具计算出K1=0.068，
K2=0.55，根据经验值，取循环水进出口温差为5℃，套管长为6.8 m，由于考虑到冬夏季的温差变化，期望废气进出口温差可达到60℃。

最后带入可得A1=5.18 m2，即套管半径为0.121 m，故可以使用DN250的钢管作为管程，理论上来说
是可以达到预期的冷凝效果的。

3.2 冷凝后废气进再生釜改造
冷凝后的可燃性气体就近接入再生釜作为燃料（再生釜燃烧室为负压可以引入，且废气组分中不含有硫化氢燃烧较安全）。

为了保证冷凝后气体的充分燃烧，将原有风门填料拆除一部分，使空气进入量增大；并且利用热虹吸式原理，在废气进入再生釜风门位置后的管线上增加喇叭口，喇叭口尾端四周开小孔，同时可以根据重沸器的风门调节，来调节进入废气管线的风量，保证废气的配风量，管段末端增加了一个半圆挡板，并在进入重沸器部分的管段上，切割出条形结构，以增加废气与火焰的接触时间与接触面积，使燃烧更均匀、充分。

同时在投运汽提气后，也可以使气体从不同方向扩散到重沸器内，使得燃烧更充分。

3.3 冷凝液水封装置
为了防止废气由冷凝液管线直接外排至排污系统，造成污染，在冷凝液出换热器后采用了U型管，运行过程中，U型管底部充满液体，防护废气延冷凝液管线排至地面，起到水封作用。

4.1 冷凝液回收
改造后对冷凝液进行了取样分析。

由表3数据可以看出：改造后回收的废气冷凝液TEG平均含量为35.45%，回收冷凝液为：6.25 L/h左右，每套净化装置按年运行8 000 h计算，2#净化装置每年回收纯TEG量＝8 000×6.25×35%=17.5 m3，与改造前计算的年回收量16.8 m3基本相符。

由于二级冷凝液TEG含量较低，没有回收价值，因此二级冷凝液全部进行排污处理。

4.2 再生釜燃料气量
废气系统改造前后同一季度脱水再生釜使用燃料气单耗（见图6），可以看出，改造前2013年7-11月平均处理每万方天然气再生釜平均需燃料气9.18 m3，改造
后2014年7月-11月平均处理每万方天然气再生釜需燃料气6.56 m3，改造后比改造前处理每万方天然气节约燃料气2.62 m3，以每年处理天然气量18亿m3左右，每年可节约燃料气量47.16万m3。

4.3 溶液损耗对比
由图7可以看出：改造前2#净化装置区TEG溶液损耗率为0.36 kg/104m3，改造后2#净化装置区TEG溶液损耗率为0.18 kg/104m3，改造后比改造前处理每万立方米天然气节约TEG溶液0.18 kg/104m3，每年处理天然气量18亿m3左右，每年可节约TEG溶液=3.24 t。

4.4 改造后冷却状况
汽提废气焚烧系统改造后夏季废气进换热器前温度为105℃，冬季为90℃，废气进再生釜时夏季温度为50℃，冬季温度30℃，达到了预期理论冷凝效果，废气系统运行平稳。

使改造后的汽提气废气系统为封闭的系统，只有冷凝液排放，改变了原来废气通过简单的分离、直接外排使装置区内很大的臭味、污染环境的现状，实现了企业减排的目标，降低了溶液损耗及燃料气的使用量。

此外，改造后的系统改变了原系统在对脱水单元补充溶液时，会有大量的液体飘落到再生釜周围设备和地面的现状，最大限度保护了工业卫生，降低了现场工作量。

【相关文献】
［1］蔡之兴，翁军利，王晓军，等.天然气净化厂脱水汽提气废气系统改造研究［J］．石油化工应用，2008，27（6）：60-63.。