天然气预处理系统 - 360文档中心

《浅析天然气玻璃窑炉废气（NOX、SO2、颗粒物）达标排放的控制方法》

《浅析天然气玻璃窑炉废气（NOX、SO2、颗粒物）达标排放的控制方法》摘要：随着我国经济的快速发展，玻璃广泛的应性也大大提升，我国平板玻璃产量已达全球首位，但随着玻璃产业的日益增多，所产生的窑炉废气对环境造成极大的破坏。

根据《中华人民共和国环境保护法》和《中华人民共和国大气污染防治法》，加强固定污染源烟气排放监测监管，提高固定污染源烟气排放连续监测管理水平和有关要求，对固定污染源排放的颗粒物和（或）气态污染物的排放浓度和排放量进行连续、实时的自动监测系统CEMS。

玻璃窑炉燃烧产生的主要废气包括：NOX、SO2、颗粒物，下面简单的介绍一下我们公司天然气燃烧废气浓度达标排放的一些方法，仅供参考。

关键词：陶瓷滤管一体化；NOX、SO2、颗粒物名词：连续监测固定污染源颗粒物和（或）气态污染物排放浓度和排放量所需要的全部设备，简称 CEMS。

一、工艺简介：本系统包含氨喷射系统、烟气预处理系统、预除尘系统、滤管除尘脱硝系统、脱硫剂循环系统、换热器系统等。

烟气由余热锅炉高温段确保余热锅炉高温出口烟气温330~380℃引入到脱硝系统中，烟气进入烟气预处理塔预处理，以熟石灰为脱硫剂进行预脱硫，脱除三氧化硫、二氧化硫。

在脱硫塔前烟道中喷入氨气，氨气经过充分混合后随烟气进入触媒陶瓷纤维滤管除尘器，触媒陶瓷纤维滤管表面形成滤饼层，过滤烟气中的颗粒物，在触媒陶瓷纤维滤管所载催化剂的作用下，除尘器内烟气中的氮氧化物与氨发生氧化还原反应，生成氮气和水，处理后的干净烟气回到锅炉低温段，再经引风机至烟囱排出，完成整个除尘脱硝过程。

①工艺流程图：熔窑烟气→高温段锅炉→干法脱硫塔→旋风除尘器→ 触媒陶瓷纤维滤管(一体化)→低温段锅炉→引风机→烟囱其中氨气和石灰从脱硫塔前烟道进入，烟气温度350-380度，一体化烟气温度330-360度。

二、主要控制设备及作用：1、干法脱硫系统脱硫塔是保证将SO2降低到合理水平的关键核心设备，采用底部进气，塔前烟道加入熟石灰，与烟道内烟气充分混合后，进行干法脱硫，经脱硫后的烟气进入下游除尘脱硝一体化系统。

中国天然气重卡发展现状、应用设备及加气站发展趋势分析

中国天然气重卡发展现状、应用设备及加气站发展趋势分析一、现状重卡可以分成柴油重卡和天然气重卡。

使用燃料的不同使得天然气重卡和柴油重卡在整体结构设计上存在诸多的区别。

以发动机为例，天然气重卡在燃料供给系统上增加了蒸发调压器、减压器等零部件，同时取消油泵，以点火传动装置替代，在控制系统上采用电控，并增加相应的传感器等。

除此之外，在排气系统、冷却水路及燃烧产物等方面也有着明显的区别。

2019年重卡销量达到历史高点，天然气重卡自然水涨船高。

2019年重卡销量117.4万辆，同比增长2.3%，达历史高点。

重卡销量的波动主要受下游基础建设投资和房地产投资的影响，2004年-2017年，重卡销量呈现较大的波动，同比增长率在-40%至80%之间波动，主要由于和基础建设投资及房地产开发投资同比的关系较明显，2004年、2010年等基建及房地产投资大年的重卡销量都迎来了40%以上的增长。

2018年-2019年波动放缓，保持2.5%左右低速增长，和基建房地产投资相关性减弱，主要由于存量更新需求，即2010年前后高销量背景下的重卡更新换代需求。

天然气重卡自然也水涨船高，天然气重卡自然也水涨船高，2019年销量增速大幅提升年销量增速大幅提升：一方面由于随重卡销量稳定增长而增长，另一方面自身渗透率也在稳步提升。

根据国家相关法规要求，重卡从2019年7月1日起将率先执行国六a阶段排放标准，在政策推动下，2019年1-6月，国内天然气重卡整体销量一路高歌，总体销量达到8.5万辆，远超2018年全年。

高峰期6月天然气重卡单月销量近3.9万辆。

随着各省市打赢蓝天保卫战三年行动计划方案陆续出台与实施，各地国三标准货车的淘汰更新政策正在加速实施，同时叠加国六a阶段排放标准的实施，卡车用户在19年二季度尤其是二季度后期(5、6月)大量提前购买国五排放的天然气重卡，大幅带动需求增长。

进入2019年，气价持续回落，柴油价格上升，使得油气差价不断拉大年，气价持续回落，柴油价格上升，使得油气差价不断拉大（气价基本在4.2——4.5元/公斤左右，柴油价格约7.5元/公斤），虽然燃气车售价比柴油车贵几万元，但其使用成本低，如果能维持当前的油气价差，又能保证货源充足的话，运行一到两年就能补齐购车成本的差价。

液化天然气LNG气化站运行操作手册

第一章天然气与液化天然气（LNG）知识1.1 天然气知识近20多年来，世界天然气需求持续稳定增长，平均增长率保持在2%，预计2020在世界能源组成中的比重将会增加到29%左右。

中国是开发利用天然气资源最早的国家。

新中国成立后，天然气产业有了很大发展。

特别是“八五”以来，中国储量快速增长，天然气进入高速发展时期。

但从全世界看，中国天然气产业整体水平还很低，资源探明程度仅7%左右，储量动用程度约50%，特别是天然气在能源结构中所占的比例极低，不到世界平均水平的十分之一。

随着中国国民经济的持续发展，工业化程度的不断提高，对清洁能源的需求不断增大，预示着天然气具有很大的发展空间，中国天然气产业具有良好的发展前景。

中国天然气产业正面临着前所未有的发展机遇和挑战。

随着科技进步，世界能源消费结构不断地向低碳化演变，天然气作为低碳化的清洁能源在世界各国都得到了高度的重视和发展，而目前中国天然气产业的发展与国民经济及社会发展很不适应。

为此，国家从能源结构调整、加强环保和可持续发展等基本国策出发，“十五”将大力发展天然气的开发利用，这将为天然气产业的发展创造良好环境。

1.1.1 天然气组成天然气是由烃类和非烃类组成的复杂混合物。

大多数天然气的主要成份是气体烃类，此外还含有少量非烃类气体。

天然气中的烃类基本上是烷烃，通常以甲烷为主，还有乙烷、丙烷、丁烷、戊烷、以及少量的已烷以上烃类。

在C中6有时还含有极少量的环烷烃（如甲基不戊烷）及芳香烃（如苯、甲苯）。

天然气中的非烃类气体，一般为少量的氮气、氧气、氢气、二氧化碳、水蒸气、硫化氢，以及微量的惰性气体如氦、氩、氙等。

天然气中的水蒸气一般呈饱和状态。

天然气的组成并非固定不变，不仅不同地区油、气藏中采出的天然气组成判别很大，甚至同一油、气藏的不同生产井采出的天然气组成也会有很大的区别。

1、根据化学组成的不同分类（1）干性天然气：含甲烷90%以上的天然气。

（2）湿性天然气：除主要含甲烷外，还有较多的乙烷、丙烷、丁烷等气体。

15、天然气处理原理、流程

第二处理厂培训课件
⑷ 机械制冷冷却法
在一些以低压伴生气为原料气的露点控制装置中一般采用机械制冷[通常为蒸汽压缩制冷]的方法获得低温，使天然气中更多的烃类气体（同时还有水蒸气）冷凝析出，从而达到露点控制或既回收液烃又同时脱水的目的。综述：对于压力比较低的天然气，可采用机械制冷方式进行冷却脱水。首先对天然气进行压缩，使天然气达到高温高压、经水冷却器冷却、再经节流，从而使温度降至天然气中水的露点之下，则水从天然气中析出，实现脱水。若冷却脱水过程达不到作为液化厂原料气中对水露点的要求，则还应采用其他方法对天然气进行进一步的脱水。为防止形成水合物，通常在降温前把甘醇（乙二醇、二甘醇）、甲醇等防冻剂注入气流中。
天然气处理原理、流程
克拉作业区第二处理厂
中国石油塔里木油田公司
Petrochina Tarim OilField Company
第二处理厂培训课件
培训内容
天然气基础知识天然气脱水工艺
轻烃的回收处理
其余杂质的处理
第二处理厂培训课件
天然气的范畴
广义来说，天然气是指自然界中一切天然生成的各种气体的混合物。从能源角度，天然气指自然生成，在一定压力下蕴藏于地下岩层孔隙或裂缝中的混合气体，其主要成分为甲烷及少量乙烷、丙烷、丁烷、戊烷及以上烃类气休，并可能含有氮、氢、二氧化碳、硫化氢及水汽等非烃类气体及少量氦、氩等惰性气体。我们所讲的天然气通常指从气田采出的天然气及油田采油过程中同时采出的伴生天然气。
第二处理厂培训课件
天然气基础知识天然气脱水工艺轻烃的回收处理
其余杂质的处理
第二处理厂培训课件
天然气脱水工艺一般包括：低温冷却法、溶
剂吸收法脱水、固体吸附法脱水和化学反应脱水。

工艺培训

第一节全厂系统简介天然气液化工厂的工艺过程基本包括预处理（净化）、液化、储存、装车及辅助系统等，主要工艺流程包括天然气净化和液化工艺。

本装置的原料气为山西晋城的煤层气，在进行液化前必须对其进行彻底净化。

即除去原料气中的酸性气体、水分和杂质，如H2S、CO2、H2O、Hg和芳香烃等，以免它们在低温下冻结而堵塞、腐蚀设备和管道（在低温下冻结的先后顺序为H2O、CO2和芳香烃，腐蚀设备和管道的物质为H2S、CO2、Hg）。

（一）工艺系统1、过滤调压计量系统2、压缩系统3、原料气预处理系统，包括：原料气脱酸系统原料气脱硫系统原料气干燥系统原料气脱汞系统4、冷剂配比及循环压缩制冷系统5、LNG储存充装系统6、BOG压缩系统；7、安全泄压（火炬）系统。

（二）、公用工程系统1、仪表风和PSA制氮系统2、燃料气系统3、锅炉及水处理系统4、循环冷却水系统（三）、电气系统1、10kv高低压配电系统2、同步电机、异步电机3、备用380V柴油发电系统4、建构筑物照明系统5、防雷、接地系统（四）、仪控系统1、工艺装置过程控制系统(DCS)2、紧急停车系统(ESD)3、火灾检测及报警系统(FGS)4、CCTV系统四、全厂系统简图（见附图）五、主要工艺指标和技术经济指标脱酸剂：MDEA N-CH3（CH2OHCH2OH）2，CO2＜50ppm脱硫剂：复合氧化铁 S＜4ppm干燥剂：3A分子筛 H2O＜1ppm脱汞剂：浸硫活性炭 Hg＜0.01ug/sm3日处理煤层气：30万方日产LCBM：200T第二节工艺流程描述及设备功能参数1、原料天然气过滤与计量和压缩单元工艺流程描述：进入工厂的原料天然气，经过过滤分离器过滤掉液体和可能存在的机械杂质以后，气体进入调压计量撬进行调压计量（调压后压力AH@1.02 MPa;AL0.98 MPa；计量流量AH@13750 Sm³/h;NL@12500 Sm³/h;AL@6250 Sm³/h），之后进入LCBM装置的原料气压缩机入口平衡罐，为原料压缩机提供洁净、压力和温度均比较稳定的原料天然气。

天然气管道输送

天然气管道输送1 集输管道1．1天然气的预处理及气质要求从地层中开采出的天然气往往含有砂和混入的铁锈等固体杂质，以及水、硫化物和二氧化碳等有害物质。

固体杂质容易造成设备仪表损坏；水容易与硫化氢和二氧化碳形成酸性水溶液，腐蚀管道。

因此，天然气在进入干线之前，必须净化。

分离和除尘一般采用重力式和旋风式分离器；脱水方法有低温分离、干燥剂吸附和液体吸收三种；脱硫一般采用醇胺法和环丁砜法。

我国管输天然气的气质标准是：硫化氢含量不大于10mg/m3,气体的露点应比最低输气温度低5℃。

1．2天然气集输管道的功能和集输管网布局的原则气田内部集输系统是天然气集输配总系统的子系统，是整个系统的源头部分，它的主要功能是将各气井的天然气集输至集气站，然后在处理厂进行脱水、脱油、脱硫等预处理，最后计量调压后外输。

集输管网的布局主要是确定气田中各气井、处理厂和集气站等单元设施间的连接形式。

连接形式一般有三种：树枝状、放射状和环状。

管网布局是个复杂的系统工程，涉及很多因素：如气田地形地貌、地质构造、气体组成及特性和用户的不同需求等。

因此必须用系统工程的方法选择最优方案，首先确定最优网络布局，然后确定费用最小的管径组合。

2、干线管道2．1干线管道的系统构成和特点天然气长输管道系统是由输气站库、线路工程、通讯工程和监控系统等四个基本部分构成。

输气站库包括储气库、压气站、清管站、分输站、阴极保护站和调压计量站等。

压气站多采用以天然气为燃料的燃气轮机直接拖动压缩机为输送天然气增压；线路工程包括管道、防腐涂层、截断阀室、穿跨越工程和管道标志等；通讯工程包括通讯线路和站内交换系统，以传输调度指令和监控管道运行参数，保证管道安全和正常运行；监控系统包括调度中心、远传通道和监控终端三大部分，实现对管道运行工况的监测、数据采集和过程控制，是保证管道安全、平稳和优化运行的重要手段。

2．2干线管道的水力、热力分布和输气管沿线的压力是按抛物线规律变化的，靠近起点的管短压力降落比较缓慢，距离起点越远，压力降落越快，在前3/4的管段上，压力损失约占一半，另一半消耗在后面的1/4管段上。

西安市太华路天然气加气站论文正文

1绪论1.1选题的目的及意义加气站是一个易燃、易爆、有毒的危险场所。

在生产区内,分布于各处的工艺装置彼此由各种阀门与管道相通,构成了一个相互关联、相互制约的生产体系。

天燃气长期以一定的压力存在于工艺装置和管路中,很容易从老化和松弛的各密封点渗漏出来。

同时在加气过程中，残存在管内的天燃气不可避免地也要逸出。

不仅操作人员直接置身于这种环境中操作,维修人员也常常在此环境中对各设备管道进行维护修理作业,如果在任何一个工作面上，违反某项安全制度，就极有可能出现燃烧、爆炸事故，甚至造成站毁人亡的恶果。

对天然气加气站进行安全评价研究，可以认识了解到加气站运作工程以及对危险危害因素的认识。

认识到存在的危险危害因素,就能全方位的认识加气站,对于某些事故隐患予以消除，从而预防不必要的事故的发生，对于减少事故发生和重大的经济损失有很大的帮助。

最主要的意义就是避免人员伤亡。

研究过程中将涉及到对加气站评价单元的划分,从而对于天然气加气站中的每一个环节都不会遗漏。

对于西安市太华路天然气加气站的安全评价主要是先认识到它存在着哪些危险危害因素，然后一一对其评价。

安全评价是实现安全生产的重要手段和基本程序,是有效提高企业本质安全程度的一项基础性工作;是为安全生产监督管理部门提供决策和技术监督支撑的有利手段;是消除隐患、防范事故的一项重要举措；对有效贯彻我国“安全第一、预防为主”的安全方针具有重要意义1.2国内外加气站安全评价现状１。

2．１国外加气站安全评价现状安全评价技术起源于2０世纪30年代。

它在２０世纪60年代得到了很大的发展,首先应用于美国军事工业.196２年4月美国公布了第一个有关系统安全的说明书《空军弹道导弹系统安全工程》，从此对与民兵式导弹计划有关的承包商提出了系统安全的要求,这是系统安全理论首次实际应用。

系统安全工程的发展和应用，为系统安全评价工作奠定了可靠的基础.安全评价的现,实作用又促进许多国家政府、生产经营单位加强对安全评价的研究，开发自己的评价方法，对系统进行事先、事后的评价、分析、预测系统的安全可靠性，努力避免不必要的损失。

SCADA系统在吐哈气田天然气预处理装置中的应用

摘要：本文介绍了吐哈油田丘东采油厂红台集气站单井ＲＵ设备控制单元ＰＣ和集气站ＤＳ所组成的安全可靠、能强大、济Ｔ、ＬＣ功经
实用的新一代ＳＡＡ控制系统。ＣＤ实现对整个装置的生产过程的监控和保护、自动控制以及对单井采集数据远传监控，有规模灵活具可变、用简单、使维护方便的特点。关键词：ＡＡ系统；ｏＲＵ虚拟模块网关ＳＤＣＭｘＴ；单井ＲＵ系统采用太阳能供电，Ｔ由于红隔离，以保证ＤＩＶ控制系统的安全。ｅａｔ虚拟模块网关仿真占用ＤｈＶ控制系ｅａ吐哈油田丘东采油厂天然气预处理装置台集气站处于古城新疆鄯善西行１０公里０余红台集气站主要对来自周边２Ｏ多口单井天处的不毛的戈壁，阳辐射强，ｔ太Ｅ照时间长；统最后一块１０底板，占用１即０卡号５— ４７６。块２Ｃ的太阳能电池板完全满足若为简单模式，每块虚拟模块网关占用１０卡然气进行油气闪蒸分离，然后利用氨制冷进采用２１ＶＤＴ号５— ０６一４７６或ｌ６。若为冗余模式，冗余占则行制冷后预冷分离，将分离的天然气进入三ＲＵ系统的供电要求。用１０卡号５／８５／、１２６／。７、９０６／和３４５６６６甘醇脱水系统脱水后增压集输至丘东天然气２ＳＡＤＡ系统Ｃ处理厂。集气站主要由ＤｈＶＤＳ系统实现ｅａＣ２１ＳＡＤ．ＣＡ系统结构ＶＭＮｔＩｅ网络上所有的节点设备ＩＰ地址对整个装置的生产过程的监控和保护。预处理装置控制站内的ＤＳ系统有ｌ都需设置在同一网段上，使用同一的子网屏Ｃ在单井上主要是对来自地下的天然气进台工程师站、台操作员站和ｌＷＥ２台Ｂ服务蔽码。行节流，然后通过水套加热炉进行加热后外器实现过程数据Ｗｅ远程发布。在丘东生产ｂ根据工程实际使用ＶＭＮｔ态软件对Ｉｅ组Ｂ浏览器对虚拟模块网关进行一系列的设置。首先对虚输至天然气预处理装置。井的井口压力、单温调度室调度人员可以利用ＷＥ度、天然气泄漏的仪表检测以及水套加热炉ＳＡＡ系统数据进行监测。ＳＡＡ系统结拟模块网关的Ｉ地址、网屏蔽码、真的ＣＤＣＤＰ子仿火焰、温、水水位检测和外输天然气的紧急切构图见图１：１号及冗余进行设置，对仿真的串口进０卡再２２ＰＣ与ＤＣ．ＬＳ通讯行设置，Ｉ址ＲＵ系统为设备的具体ＩＰ地ＴＰ断阀的远程关断整个系统的实现由远程终端装置ＭＸ公司的产品ＭＸＴＯＯＲＵ来实现。集气站１２套机组设备的ＰＣ用来独立地址；ｏ号一ＴＬ，ＰｒｔＲＵ系统为５２０，通信协议一Ｔｌ系统结构控制各自设备的运行。利用Ｒ４５／ｄｕＵＲＵ系统为ＲＵ，设置完成后进行保存和Ｓ８ＭｏｂｓＴ１．１集气站ＤＳＣ协议与ＤｌＶＤＳ统的ＰＩ口通信卡下载。ｅａ — Ｃ系ｔＳＣ串天然气预处理装置红台集气站选用艾默件采用２线制的Ｒ４５接线通讯，其具体参Ｓ８２系统功能．４生公司的ＤｌＶＤＳｅａＣ系统。ｅａｔＤｌＶ系统实现数：波特率：６０ｉｓｔ９０Ｂｆ；数据位：ｉ停止位：８ｔＢ；２．．１气田各井站数据的采集、４监控和工Ｂｔ；偶错无艺流程的动态显示。对整个装置的生产过程的监控和保护，包括１ｉ奇偶校验：校验；误码检测：。过程控制（Ｃ）急关断控制（Ｓ）可燃气ＰＳ、紧ＥＤ、采用深圳市天地华杰科技有限公司的２．在线完成温度、力、量、位、．２４压流液体检测、火气探测（＆和消防控制。ＦＧ）同时对Ｔ一２４Ｒ一８集线器。Ｄ１０／Ｓ４５每个端口都独立具ＰＤ调节等参数及给定值的设定。Ｉ现场１２套机组设备的ＰＣ和２Ｌ０套单井有光隔、短路、路保护功能。在系统单个通开２．．３采用ＡＡ天然气流量计算。４Ｇ８ＲＴ进行数据通讯和控制；在操作站的人机讯回路发生故障的时候，内置的控制器能够Ｕ２．．４提供完善的报警管理、事件记录、４界面上实现远程停机和单井紧急切断阀关及时的切断有故障的端口，使Ｒ４５线器趋势图显示等功能。Ｓ８集断。保证每一端口都起到独立工作，达到互不干２．具有多级用户管理功能，用户的．５４将１．２单井ＭｏＲＵｘＴ扰的效果。权限划分为操作员、系统工程师、工艺工程师各气井的远程终端装置采用采用ＭＸＯ２３ＭｏＲＵ与ＤＣ．ｘＴＳ通讯ｊ级。公司具有模块化结构、开放的技术设计思路远程终端ＭＯＲＵ采片通信方式为ＸＴ】２．．６具有调度远程能监控管理功能。４的产品ＭＯＲＵ作为硬件平台。ｘＴ的ＭｄｕＣ／ＸＴＭｏＲＵｏｂｓＴＰＩ议通信，在ＤＳ统配置Ｐ协Ｃ系２．艺流程和报警信息提示汉化。．７工４设计采用国际工业标准和目前最先进的技中选用了ＶＭ— ＭｄｓＣ／ＩｏｂｕＴＰＩ拟网关，Ｐ虚３结束语术。保证系统能在恶劣的环境下正常Ｔ作。产虚拟８串口，２个网址；虚拟模块网关使个３红台集气站ＳＡＡ系统实现了计算机ＣＤ品采用目前最新的通信方式Ｍｄｕｃ／用ＭｏｂｓＣ／ｏｂｓＴＰＪＰｄｕＴＰＩＰ和ＥｈｒｅＰ协议实现及自动控制技术管理气田，中控室操作人员ｔｅｎｔＩ协议通信，道采用自建光纤网络，口单井ＤｌＶ控制系统与开放式以太网络和设备之能够远程监控和控制，生产调度人员能够通信每ｅａｔ将光缆敷设ＲＵ柜至ＤＳＴＣ控制室，现实时间的通信。ＤｌＶ控制器可以通过以太网络过ＷＥ浏览实现数据远程监控；证气田生实ｅａｔＢ保快速的有线通讯方式。从ＲＵ等设备中读取和写入信号。Ｔ虚拟模块产安全、可靠、平稳、济地运行。经网关由硬件、同件两部分参考文献组成：硬件一ＭＭ一『１Ｈ３６ — ９９ＩｌＳ０３１９，石油化工企业可燃气体和４０：２７虚拟１块卡件；有毒气体检测报警设计规范０模固件一Ｉ一１１ＯＤ４０：Ｍｏ — 『Ｈｆ２５１２ｏ，ｄ２ＧＦ０ｌ— ０ｏ信号报警，全联锁系］安ｂｓＣ驱动程序或统设计规定ｕＴＰ１０Ｄ一４１２：ＥｈｒｅＩ０ｔｅｎｔＰ［刘伟．于Ｉｔｎｔ田生产管控一体化系３］基ｎａｅ油ｒ驱动程序。统『１气自动化，０４Ｊ．电２０．每套ＤｈＶ控制器【陆德民．油化工自动控制设计手册【１ｅａ４】石ｓ．第至多可以安装两套虚拟３版，学工业出版社，９３化１９．模块网关组件，每套虚拟模块网关组件包括一块作者简介：富余，工程师，事油田金男，从两槽系统底板、块系统机电一体化控制系统设计、集成维护管理工一电源卡件、块虚拟模块作。一网关卡件。拟模块网关虚必须安装在ＤｈＶ控制ｅａ器的左侧。虚拟模块网关通信网络（ＩＮｔ必须ＶＭｅ）与ＤｌＶ控制网络相互ｅａｔ图１ＣＤＡ系统结构图ＳＡ

某LNG工厂脱酸系统发泡原因分析及对策

某LNG工厂脱酸系统发泡原因分析及对策摘要：活化MDEA在天然气脱碳脱硫工艺中应用十分广泛，近年来投产的LNG 工厂大多采用该工艺深度脱除原料气中的CO2和H2S，某LNG工厂由于上游原料气中CO2含量波动，导致脱酸系统发泡。

本文详细分析了导致胺液发泡的原因，结合本厂的实际运行状况提出解决办法，最终工厂能够平稳操作。

关键词：LNG工厂；脱酸系统；发泡；对策前言近年来，国内建设并投产了许多小型液化天然气工厂，一般液化天然气工厂由原料气增压、脱碳、脱水、脱重烃装置净化处理后，再经过混合冷剂制冷液化得到液化天然气（简称LNG）。

作为液化天然气的原料，首先必须对天然气进行预处理，一般天然气液化装置液化前的净化指标及限制依据如表1所示[1]。

表1 LNG工厂与处理指标杂质组允许含量杂质组分允许含量分H2O<1ppm总硫10～50 mg/m3CO250～100 ppm汞< 0.01 μg/m3COS< 0.5 ppm H2S 3.5 mg/m3芳烃类<1 ppm BETX< 1 ppm甲基二乙醇胺法（MDEA）在天然气脱碳脱硫工艺中应用十分广泛，用MEDA溶液吸收天然气中二氧化碳和硫化氢等酸性气体，具有不易降解、具有较强的抗化学和热降解能力及特殊的溶解性，因此工艺过程具有能耗低，投资少等优点。

近年来新建与在建中的LNG 工厂天然气预处理系统大部分使用MDEA 配方的一类气体脱碳脱硫溶液。

它以MDEA为主剂，复配有各种不同的添加剂来增加或抑制MDEA 吸收二氧化碳的动力学性能。

配方型溶剂工艺不但将醇胺法脱碳工艺所面临的设备腐蚀、溶液降解等诸多问题和困难降到最低水平，而且使装置能耗大幅度下降，显著地降低了操作费用，成为目前技术最先进的溶剂法脱碳工艺。

但是，在用胺液脱碳过程中普遍存在胺液发泡现象，严重时可引起雾末夹带而使胺液大量损失，还可能污染下游分子筛脱水装置造成分子筛污染失活，甚至使装置无法正常生产。

液化天然气(LNG)

一、液化天然气（LNG）液化天然气(Liquified Natural Gas，简称LNG)，主要成分是甲烷,被公认是地球上最干净的能源。

无色、无味、无毒且无腐蚀性，其体积约为同量气态天然气体积的1/600，液化天然气的重量仅为同体积水的45%左右。

其制造过程是先将气田生产的天然气净化处理，经一连串超低温液化后，利用液化天然气船运送。

燃烧后对空气污染非常小，而且放出热量大，所以液化天然气好。

它是天然气经压缩、冷却，在-160度下液化而成。

其主要成分为甲烷，用专用船或油罐车运输，使用时重新气化。

20世纪70年代以来，世界液化天然气产量和贸易量迅速增加，2005年LNG国际贸易量达1888.1亿立方米，最大出口国是印度尼西亚，出口314.6亿立方米；最大进口国是日本763.2亿立方米。

二、国内外概况及发展趋势1941 年在美国克利夫兰建成了世界第一套工业规模的LNG 装置，液化能力为8500 m3 /d 。

从60 年代开始，LNG 工业得到了迅猛发展，规模越来越大，基本负荷型液化能力在 2. 5 ×104 m3 /d 。

据资料[3]介绍，目前各国投产的LNG 装置已达160 多套，LNG 出口总量已超过46.1 8 ×106 t/a 。

天然气的主要成分是甲烷，甲烷的常压沸点是-16 1 ℃，临界温度为-84 ℃，临界压力为 4.1MPa 。

LNG是液化天然气的简称，它是天然气经过净化（脱水、脱烃、脱酸性气体）后[4]，采用节流、膨胀和外加冷源制冷的工艺使甲烷变成液体而形成的[5]。

2.1 国外研究现状国外的液化装置规模大、工艺复杂、设备多、投资高，基本都采用阶式制冷和混合冷剂制冷工艺，目前两种类型的装置都在运行，新投产设计的主要是混合冷剂制冷工艺，研究的主要目的在于降低液化能耗。

制冷工艺从阶式制冷改进到混合冷剂制冷循环，目前有报道又有 C Ⅱ-2 新工艺[6]，该工艺既具有纯组分循环的优点，如简单、无相分离和易于控制，又有混合冷剂制冷循环的优点，如天然气和制冷剂制冷温位配合较好、功效高、设备少等优点。

天然气处理原理、流程

天然气的组成和性质
1
天然气主要由甲烷组成，还含有少量的乙烷、丙烷、丁烷等烃类物质，以及氮、二氧化碳等非烃类气体。
2
天然气是一种无色、无味、低毒性的气体，具有高热值、燃烧稳定等特点，是清洁能源的重要来源。
3
天然气的物理性质包括密度、粘度、比热容、导热系数等，这些性质对天然气的处理和运输都有重要影响。
天然气处理的必要性
天然气中含有水蒸气、硫化氢、二氧化碳等杂质，这些杂质不仅影响天然气的品质，还会对管道和设备造成腐蚀和堵塞。
在天然气开采过程中，还可能夹带泥沙、岩石等固体杂质，这些杂质也需要进行分离和排除。
天然气的处理是确保天然气安全、高效输送和利用的重要环节，也是实现天然气工业可持续发展的必要条件。
防止水合物形成
在脱水过程中，应防止天然气中的水蒸气与烃类气体反应形成水合物，以避免堵塞管道和设备。
天然气的脱硫和脱氮
脱硫
采用物理或化学方法，将天然气中的硫化氢、硫醇等含硫化合物脱除，以满足环保要求和防止腐蚀。
脱氮
通过各种吸附、分离等技术，将天然气中的氮气脱除，以提高天然气的热值和品质。
天然气的压缩和液化
天然气处理的目的
提高天然气的品质
通过脱硫、脱碳等处理，降低天然气中的有害物质含量，使其达到商品天然气标准。
满足市场需求
根据市场需求和用户要求，对天然气进行加工和调整，生产不同热值和组成的天然气产品。
实现资源最大化利用
通过回收和处理天然气中的轻烃和凝液等副产品，提高资源的综合利用效率。
02 天然气处理原理
脱水设备
分子筛脱水
利用分子筛的吸附作用，将天然气中的水分吸附并脱除。
甘醇脱水

天然气液化流程工艺选择优化

天然气液化工艺流程方案选择优化液化厂的工艺系统主要包括净化工艺系统、液化工艺系统和存储系统。

工艺优化主要体现在：液化中制冷方式的优化和储存方式的优化。

一、液化制冷方式的选择：天然气液化为低温过程。

天然气液化所需冷量是靠外加制冷循环来提供，配备的制冷系统就是要使得换热器达到最小的冷、热流之温差，并因此获得极高的制冷效率。

天然气液化的制冷系统已非常成熟，常用的工艺有：阶式制冷循环、混合冷剂制冷循环、膨胀机制冷循环。

1、阶式制冷循环阶式制冷循环1939 年首先应用于液化天然气产品，装于美国的Cleveland，采用NH3、C2H4为第一、第二级制冷剂。

经典阶式制冷循环由三个独立的制冷系统组成。

级联式液化流程图第一级采用丙烷做制冷剂，经过净化的天然气在丙烷冷却器中冷却到-35～-40℃，分离出戊烷以上的重烃后进入第二级冷却。

由丙烷冷却器中蒸发出来的丙烷气体经压缩机增压，水冷却器冷却后重新液化，并循环到丙烷冷却器。

第二级采用乙烯做制冷剂，天然气在第二级中被冷却到-80～-100℃，并被液化后进入第三级冷却。

第三级采用甲烷做制冷剂，液化天然气在甲烷冷却器中被过冷到-150～-160℃，然后通过节流阀降压，温度降到-162℃后，用泵输送到LNG 贮槽。

甲烷冷却器中蒸发出来的气体经增压、水冷后，在丙烷冷却器中冷却、在乙烯冷却器中液化后，循环到甲烷冷却器。

经典阶式制冷循环，包含几个相对独立、相互串联的冷却阶段，由于制冷剂一般使用多级压缩机压缩，因而在每个冷却阶段中，制冷剂可在几个压力下蒸发，分成几个温度等级冷却天然气，各个压力下蒸发的制冷剂进入相应的压缩机级压缩。

各冷却阶段仅制冷剂不同，操作过程基本相似。

从发展来看，最初兴建LNG 装置时就用阶式制冷循环的着眼点是：能耗最低，技术成熟，无需改变即可移植用于LNG 生产。

随着发展要求而陆续兴建新的LNG 装置，这时经典的阶式制冷循环就暴露出它固有的缺点：1）经典的阶式制冷循环由三个独立的丙烷、乙烯、甲烷制冷循环复迭而成。

天然气膜法脱碳技术应用研究

- 19 -第5期天然气膜法脱碳技术应用研究吕红岩（中石油昆仑燃气有限公司天津分公司，天津 300457）[摘要] 本文对利用膜法对天然气脱碳技术进行了研究，介绍了膜法天然气脱碳系统流程、膜效率的影响因素、膜法天然气脱碳系统的工艺参数等问题，当进入膜组的天然气压力为5300 kPaG、温度为30-35℃时，模组效率较高，能够满足脱除后天然气含CO 2≤3%（摩尔分数）的国标要求。

利用膜法对天然气脱碳具有投资小、空间利用率高、重量轻以及运行费用低等特点。

[关键词] 天然气；脱除CO 2；膜分离；技术应用作者简介：吕红岩（1983—），女，黑龙江人，2009毕业于中国石油大学（北京）工业催化专业，硕士研究生，安全环保工程师。

现在中石油昆仑燃气有限公司天津分公司主要从事管道天然气、CNG、LNG的销售管理及天然气城市输配管网的建设与运营管理等工作。

图1 天然气膜法脱碳原理图天然气中主要以甲烷等烃类为主，常含有H 2S 和CO 2等酸性物质，酸性物质的存在给天然气集输带来很大影响，最主要的是造成严重的设备和管道腐蚀。

此外，如果天然气中CO 2含量过高会严重影响天然气的热值，不利于燃烧发电，给燃料气系统设计造成极大难度，因此研究如何将天然气中的CO 2脱除是非常必要的。

目前国内主要天然气处理厂均对天然气中的CO 2进行脱除，主要采用MDEA （甲基二乙醇胺）吸收法，该种生产模式造成设备及管线的腐蚀余量选取很大，很不经济。

如果不对天然气中CO 2进行脱除，除会造成设备和管道严重腐蚀和发电机无法发电外，还将造成火炬系统无法点燃，不仅给工程设计造成极大困难，也给正常生产造成了极大安全隐患。

1 SEPAREXTM 膜系统SEPAREXTM 膜系统是一种简单、紧凑、高效的高压天然气脱CO 2系统，是Honeywell 公司开发的新一代天然气净化处理技术，其主要利用了CO 2等气体渗透性强的原理，将酸气从天然气中分离出去。

天然气尾气焚烧炉烟气分析仪预处理系统存在的问题及改进措施

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天然气尾气焚烧炉将尾气及装置内各种废气中所含的硫化物完全燃烧，达到排放标准之后在排人大气。某天然气净化厂天然气尾气焚烧炉的
工艺控制流程如图１所示，个控制系统的主要整控制目标是，以最少的燃料气消耗将Ｈｓ和其它硫化物尽可能完全地转化成Ｓ：Ｏ。其控制回路的
第１０期
林达明等．然气尾气焚烧炉烟气分析仪预处理系统存在的问题及改进措施天
天然气尾气焚烧炉烟气分析仪预处理系统存在的问题及改进措施
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染和危害有重要意义。２烟气分析仪系统简介冷／干法源级抽取采样系统（２是被广泛图）采用的一种烟气处理分析系统。在样气进入分析

关于液化天然气储备站DCS控制系统在生产中的应用研究

关于液化天然气储备站DCS控制系统在生产中的应用研究发布时间：2021-12-29T03:46:42.824Z 来源：《中国科技人才》2021年第25期作者：于凯泽[导读] 液化天然气储备站具有液化、储存和气化等功能，所以生产工艺非常的复杂，为保证稳定生产，增强天然气生产事故的应急能力，运用DCS控制系统，以实现集中管理、分散控制的效果，使天然气生产更加安全化、稳定化和自动化。

中石化中原石油工程设计有限公司河南郑州 450000摘要：液化天然气储备站具有液化、储存和气化等功能，所以生产工艺非常的复杂，为保证稳定生产，增强天然气生产事故的应急能力，运用DCS控制系统，以实现集中管理、分散控制的效果，使天然气生产更加安全化、稳定化和自动化。

关键词：DCS（集散）控制系统；液化天然气生产；应用研究LNG（液化天然气）事故储备站主要是对天然气进行预处理的，其包括很多个工段，主要为：液化工段、存储工段、气化工段、蒸发工段、输出工段以及加臭工段等。

为确保生产安全，应用PC+PCS构成的DCS控制系统，DCS控制系统的主要内容就是集中管理、分散控制，使流程工业自动控制过程和操作人员对自动控制环节的管理过程相分离，其中流程工业自动控制过程让各个控制站独立完成；操作人员对自动控制环节的管理过程使用中央控制室完成。

中央控制室和现场控制站是独立运行的，这样能够有效减少故障，提升自动控制系统的安全性与稳定性，同时中央控制室和现场控制站之间能够有效实现数据通讯与信息交换功能，因此操作人员在中央控制室就能对整个过程实施自动化的管理和控制。

一、DCS控制系统的组成自控系统组成包括以下几个部分，分别为：上位监控软件、工艺生产控制（DCS）、紧急停车系统（ESD）、消防系统（FGS）、储槽数据采集系统（TGS）、现场仪表设备以及控制盘。

其中，上位监控软件应用的是冗余形式，这样可以加强系统的容错能力，同时还具有数据采集和报警等功能，可与DDE、WIN API和ODBC等数据接口连接。

天然气处理原理、流程

3、理论热分解温度达206.7℃ 4、露点降可达44--83℃
5、蒸汽压较DEG低，蒸发损耗小（15mg/m3）
6、投资及操作费用较DEG低
1、投资及操作费用较CaCl2水溶液法高
2、当有液烃存在时再生过程易起泡，有时需要加入消泡剂
集中处理站内大流量、露点降要求较大的天然气脱水
第二处理厂培训课件
三甘醇（TEG）的主要物性三甘醇分子式 HOCH2CH2OCH2CH2OCH2CH2OH 无色或微黄粘稠液体，相对密度1.1254，沸
点285.5℃，蒸汽压（25℃）小于1.33Pa，理论热分解温度206.7℃
从结构上看，甘醇有两个羟基，存在氢键作用。当天然气与甘醇充分接触时，甘醇靠氢键作用会与天然气中的水汽分子结合成缔合物而脱除水份，吸水后的溶剂经加热可实现再生。
第二处理厂培训课件
根据冷却方式不同，又可分为直接冷却法、加压冷却法、
膨胀制冷冷却法和机械制冷冷却法。
⑴ 直接冷却法
当气体温度非常高时，可考虑采用直接冷却法。如自然冷却、冷却水冷却等。但直接冷却脱水往往达不到气体露点的要求，一般与其它脱水方法结合使用。
⑵ 加压冷却法
根据在较高压力下天然气水含量减少的原理，将气体加压使部分水冷凝，并由压缩机出口气液分离器排出（冷却后）。通常加压冷却脱水往往达不到气体露点的要求，故常与其它脱水方法结合使用。这种脱水“预处理”方式，能够大大减轻其后脱水设备（如分子筛）的负荷。
天然气
气液分离气预冷换热
J-T阀节流
注乙二醇
冷温分离器
外输
回收冷量
干气聚结器
第二处理厂培训课件
低温分离（LTS）法在中央处理厂的运用
低温分离脱水主工艺