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  1. 天然氣凈化(處理)及回收

    Natural Gas Purification (Processing) and Recovery

    分離器

    脫硫單元

    脫水單元

    NGL回收

    分離器

    天然氣脫硫單元

    Natural Gas Desulfurization Unit

    天然氣脫硫的原因

    The Reason of Natural Gas Desulfurization

    天然氣中含有的H2S、CO2和有機硫等酸性組分,在水存在的情況下會腐蝕金屬;含硫組分有難聞的臭味、劇毒、使催化劑中毒等缺點。CO2為不可燃氣體,影響天然氣熱值的同時,也影響管輸效率。特別是,H2S是一種具有令人討厭的臭雞蛋味,有很大毒性的氣體??諝庵蠬2S含量達到幾十mg/m3就會使人流淚、頭痛,高濃度的硫化氫對人有生命危險;H2S在有水及高溫(400℃以上)下對設備、管線腐蝕嚴重;還對某些鋼材產生氫脆,在天然氣凈化廠曾發生閥桿斷裂、閥板脫落現象。有機硫中毒會產生惡心、嘔吐等癥狀,嚴重時造成心臟衰竭、呼吸麻痹而死亡。

    因此天然氣脫硫有保護環境、 保護設備、管線、儀表免受腐蝕及有利于下游用戶的使用等益處。

    同時還可以化害為利,回收資源。將天然氣中的硫化氫分離后經克勞斯反應制成硫(亮黃色,純度可達99.9),可生產硫和含硫產品,在工業、農業等各個領域都有著廣泛的用途。

    從高含量CO2的天然氣中分離出來的高純度的CO2可用于制備干冰,也可用于采油上回注地層以提高原油的采收率。

    天然氣脫硫、脫碳的方法

    Method for Desulphurization and Decarbonization of Natural Gas

    關于天然氣中酸性氣體的脫除,開發了許多處理方法,這些方法可分成濕法和干法兩大類。干法脫硫目前工業上已很少應用,工業大型裝置以濕法為主。濕法脫硫按照溶液的吸收和再生方法,可分為化學吸收法、物理吸收法和氧化還原法三類。

    天然氣脫水單元

    Natural Gas Dehydration Unit

    天然氣脫水的意義

    The Reason of Natural Gas Dehydration

    天然氣在進輸氣管道中將逐漸冷卻,天然氣中的飽和水蒸汽逐漸析出形成水和凝析液體。該液體伴隨天然氣流動,并在管線較低處蓄積起來,造成阻力增大。當液體蓄積到形成段塞時,其流動具有巨大的慣性,將造成管線末端分離器的液體捕集器損壞。

    管道中有液體存在,會降低管線的輸送能力。

    水和其它液體在管道中和天然氣中的硫化氫、二氧化碳形成腐蝕液,造成管道內腐蝕,縮短管道的使用壽命,同時增大了爆管的頻率。

    水在管道中容易形成水合物,堵塞管道,影響正常生產。 為了保護天然氣的長輸管道,提高管線輸送效率,天然氣進入輸氣管道之前,必須進行脫水處理。

    天然氣脫水的方法及特點

    Methods and Characteristics of Natural Gas Dehydration

    天然氣脫水的方法很多,按其原理可以分為冷凍分離法、固體干燥吸附和溶劑吸收三大類,長慶天然氣凈化廠采用的三甘醇(TEG)脫水工藝。三甘醇(TEG)學名三乙二醇醚,分子式為 HO(CH2)2O·(CH2)2O·(CH2)2OH。 三甘醇具有強吸水性、高溫條件下容易再生等特點,利用這種特點可作為脫水劑來降低天然氣中的含水量。三甘醇脫水過程是一個物理過程,利用三甘醇的強吸水性將天然氣中水分吸收,吸收了水分的三甘醇稱為富液;富液進入重沸器后,在常壓、高溫情況下將水分蒸發出去,再加上干氣汽提,可得到濃度大于99%的三甘醇貧液,貧液循環再利用。該工藝具有以下特點:

    工藝流程簡單、技術成熟,露點降大(30~60℃)、熱穩定性好、易于再生、損失小、投資和操作費用省等優點。

    將貧液冷卻設在循環泵入口前,既改善了循環泵的操作條件,又可降低產品氣的溫度,減小了對長輸管道管輸能力的影響。

    在富液管線上設置過濾器,以除去溶液系統中攜帶的機械雜質和降解產物,保持溶液清潔,有利于裝置長周期運行。

    可以避免專為三甘醇再生而設置中壓蒸汽系統。

    硫磺回收單元

    Sulfur Recovery Unit

    硫磺回收單元

    Sulfur Recovery Unit

    硫磺回收裝置是脫硫單元配套環保工程,主要是將脫硫單元脫除的酸氣轉化成硫磺,尾氣進酸氣焚燒單元焚燒后經煙囪排入大氣。

    核心單元(反應單元)為系列連續化生產,輔助單元(硫成型單元)為間歇生產。

    主要生產裝置有:硫回收單元、硫磺成型和包裝、硫磺倉庫

    第一凈化廠硫磺回收裝置處理酸氣能力10-27×104 m3/d,其中H2S含量為1.3-3.4%(mol)。

    第二凈化廠硫磺回收裝置處理酸氣能力12-30×104m3/d,其中H2S含量為1.55-3.59%(mol)。

    兩套裝置均采用德國林德公司的Clinsulf-DO直接氧化法工藝。

     

    硫磺回收工藝流程簡述

    Methods and Characteristics of Natural Gas Dehydration

    空氣和脫硫單元來的酸氣按照一定的比例(理想配比的空氣數量是由一分子O2和1/2計算出來的,空氣和H2S的比例一般為0.42)經過中壓蒸汽預熱至200℃后,進入反應器中,在催化劑的作用下酸氣中的硫化氫和氧氣發生放熱反應生成單質硫,反應器的正常溫度為292.1℃(這個溫度隨著H2S含量的變化而變化),自反應器出來的硫蒸氣經過硫冷凝器、硫分離器后,液態硫進入液硫儲槽后,由液硫泵將液體硫磺輸送到硫固化冷凝器,通過布料器均勻滴落于旋轉鋼帶上,在冷卻水的作用下,液體硫磺在鋼帶上固化成半球狀顆粒,收集于包裝料斗中。半球狀顆粒硫磺從包裝料斗中自由落下,由產品包裝稱自動包裝,采用叉車送入硫磺倉庫儲存。尾氣進入酸氣焚燒單元焚燒后排放。

    酸氣焚燒

    Acid Gas Incineration

    酸氣焚燒單元主要用于焚燒脫硫單元脫除的酸性氣體,將酸性氣體H2S氧化成SO2后排入大氣。在硫磺回收裝置建成以后,本單元主要處理硫磺回收裝置產生的尾氣。

    脫硫裝置脫除的酸氣進入硫磺回收單元進行處理,產生的尾氣進入本單元,經負壓焚燒爐(H-2101)燃燒,使尾氣中的H2S和硫氧化成SO2后排入大氣。從焚燒爐出來的高溫煙氣進入煙囪排放。

    為了保證安全,在酸氣進口、燃料氣進口管均安裝有阻火器。正常操作時應控制爐膛溫度在600℃左右,爐膛溫度與燃料氣壓力串級控制,通過調節燃料壓力來達到控制爐膛溫度的目的。

    NGL回收單元

    Recovery Unit

    天然氣凝液(NGL)回收

    NGL Recovery Unit

    天然氣(尤其是凝析氣及伴生氣)中除含有甲烷外,一般還含有一定量的乙烷、丙烷、丁烷、戊烷以及更重烴類。為了符合商品天然氣質量指標或管輸氣對烴露點的質量要求,或為了獲得寶貴的液體燃料和化工原料,需將天然氣中的烴類按照一定要求分離與回收。

    目前,天然氣中的乙烷、丙烷、丁烷、戊烷以及更重烴類除乙烷有時是以氣體形式回收外,其他都是以液體形式回收的。由天然氣中回收到的液烴混合物稱為天然氣凝液(NGL),簡稱液烴或凝液,我國習慣上稱其為輕烴,但這是一個很不確切的術語。天然氣凝液的組成根據天然氣的組成、天然氣凝液回收目的及方法不同而異。從天然氣中回收凝液的工藝過程稱之為天然氣凝液回收(NGL回收,簡稱凝液回收),我國習慣上稱為輕烴回收?;厥盏降奶烊粴饽夯蛑苯幼鳛樯唐?,或根據有關產品質量指標進一步分離為乙烷、液化石油氣(LPG,可以是丙烷、丁烷或丙烷、丁烷混合物)及天然汽油(C5+)等產品。因此,天然氣凝液回收一般也包括了天然氣分離過程。

    天然氣凝液(NGL)回收的目的

    The Reason of Natural Gas Condensate (NGL) Recovery

    從天然氣中回收液烴的目的是:

    • 使商品氣符合質量指標;
    • 滿足管輸氣質量要求;
    • 最大程度地回收凝液,或直接作為產品或進一步分離為有關產品。

    天然氣凝液(NGL)回收方法

    Method for recovery of natural gas condensate (NGL)

    NGL回收可在油氣田礦場進行,也可在天然氣處理廠、氣體回注廠中進行?;厥辗椒ɑ旧峡煞譃椋何椒?、吸收法及冷凝分離法三種。

    液化天然氣(LNG)

    Liquefied Natural Gas (LNG)

    液化天然氣(LNG)的優勢

    Advantages of Liquefied Natural Gas (LNG)

    由于液化天然氣(LNG)體積約為液化前氣體體積的1/625,故有利于儲存和輸送。

    LNG不僅可作為汽油、柴油的清潔替代燃料,也可用來生產甲醇、氨及其他化工產品。此外,LNG已廣泛用于燃氣調峰和應急氣源,提高了城鎮居民和工業用戶供氣的穩定性。LNG再氣化時的蒸發相變烙(-161.5℃時約為510KJ/kg)還可供制冷、冷藏等行業利用。

    LNG的生產流程

    LNG Production Process

    LNG生產一般包括天然氣預處理、液化及儲裝三部分,其中液化系統則是其核心。通常,先將天然氣經過預處理,脫除對液化過程不利的組分,然后再進入液化部分的高效低溫換熱器不斷降溫,并將重烴分出,最后在常壓(或略高壓力)下使溫度降低到-162℃(或略高溫度),即可得到LNG產品,在常壓(或略高壓力)下儲存、裝運及使用。

    原料氣預處理

    Feed Gas Pretreatment

    LNG工廠的原料氣來自常規天然氣如油氣田的氣藏氣、凝析氣、油田伴生氣,以及非常規天然氣如煤層氣等,一般都不同程度地含有H2S、CO2、有機硫、重烴、水蒸氣和汞等雜質。在液化之前,必須進行預處理。 原料氣預處理工藝包含:

    • 1.脫硫脫碳
    • 2.脫水
    • 3.脫重烴
    • 4.脫汞
    • 5.脫氮脫氧

    天然氣液化工藝

    Natural Gas Liquefied Technique

    原料氣經過預處理后,進入液化系統的換熱器中不斷降溫直至液化。因此,天然氣液化過程的核心是制冷系統。通常,天然氣液化過程根據制冷方法不同又可分為:

    • 1.節流制冷循環
    • 2.膨脹機制冷循環
    • 3.階式制冷循環
    • 4.混合冷劑制冷循環
    • 5.帶預冷的混合冷劑制冷循環等工藝。

    目前,世界上基本負荷型LNG工廠主要采用后三種液化工藝。

    LNG的儲存和運輸

    Storage and Transportation of LNG

    液化后的天然氣都要儲存在儲罐或儲槽內。在LNG接收站中,也都有一定數量和不同規模的儲罐(儲槽)。由于天然氣易燃、易爆,而LNG的儲存溫度又很低,故要求其儲存容量與設施必須安全可靠而且效率要高。

    液化天然氣(LNG)的運輸主要有兩種方法,陸上一般用LNG槽車,海上則用LNG船。近年來由于技術上的發展,也有通過火車運輸以及大型集裝箱運輸LNG的方法。

    壓縮天然氣(CNG)

    Compressed natural Gas (CNG)

    壓縮天然氣(CNG)的優勢

    Advantages of Compressed natural Gas (CNG)

    在常溫和高壓(20~25MPa)下,相同體積的天然氣質量比高壓條件下的質量約大270~300倍,因而可使天然氣的儲存和運輸量大大提高,也使天然氣的利用更為方便。目前,壓縮天然氣(CNG)廣泛用于交通、城鎮燃氣和工業生產領域。

    目前,國內外都在大力發展代用汽車燃料,現已實際應用的有壓縮天然氣(CNG)、液化天然氣(LNG)、液化石油氣(LPG)、甲醇、乙醇及電能等。

    CNG站分類

    Classification of CNG Station

    目前CNG站的分類方法尚不統一,按供氣目的一般可分為加壓站、供氣站和加氣站;按功能設置多少可分為單功能站、雙功能站和多功能站;按附屬關系不同可分為獨立站和連鎖站。

    CNG站工藝

    CNG Station Process

    CNG站的基本功能為天然氣接收(進站調壓計量)、處理、壓縮、供應(包括儲存、加氣供應和減壓供應)等。LPG和LNG站通常也包括在內,但站內工藝流程則與CNG站不同。按照CNG站供氣目的不同,以下為各類CNG站的工藝流程圖展示:

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