天然气脱硫单元

Natural Gas Desulfurization Unit

天然气脱硫的原因

The Reason of Natural Gas Desulfurization

天然气中含有的H₂S、CO₂和有机硫等酸性组分，在水存在的情况下会腐蚀金属;含硫组分有难闻的臭味、剧毒、使催化剂中毒等缺点。CO₂为不可燃气体，影响天然气热值的同时，也影响管输效率。特别是，H₂S是一种具有令人讨厌的臭鸡蛋味，有很大毒性的气体。空气中H₂S含量达到几十mg/m³就会使人流泪、头痛，高浓度的硫化氢对人有生命危险；H₂S在有水及高温（400℃以上）下对设备、管线腐蚀严重；还对某些钢材产生氢脆，在天然气净化厂曾发生阀杆断裂、阀板脱落现象。有机硫中毒会产生恶心、呕吐等症状，严重时造成心脏衰竭、呼吸麻痹而死亡。

因此天然气脱硫有保护环境、 保护设备、管线、仪表免受腐蚀及有利于下游用户的使用等益处。

同时还可以化害为利，回收资源。将天然气中的硫化氢分离后经克劳斯反应制成硫（亮黄色，纯度可达99.9），可生产硫和含硫产品，在工业、农业等各个领域都有着广泛的用途。

从高含量CO₂的天然气中分离出来的高纯度的CO₂可用于制备干冰，也可用于采油上回注地层以提高原油的采收率。

天然气脱硫、脱碳的方法

Method for Desulphurization and Decarbonization of Natural Gas

关于天然气中酸性气体的脱除，开发了许多处理方法，这些方法可分成湿法和干法两大类。干法脱硫目前工业上已很少应用，工业大型装置以湿法为主。湿法脱硫按照溶液的吸收和再生方法，可分为化学吸收法、物理吸收法和氧化还原法三类。

天然气脱水单元

Natural Gas Dehydration Unit

天然气脱水的意义

The Reason of Natural Gas Dehydration

天然气在进输气管道中将逐渐冷却，天然气中的饱和水蒸汽逐渐析出形成水和凝析液体。该液体伴随天然气流动，并在管线较低处蓄积起来，造成阻力增大。当液体蓄积到形成段塞时，其流动具有巨大的惯性，将造成管线末端分离器的液体捕集器损坏。

管道中有液体存在，会降低管线的输送能力。

水和其它液体在管道中和天然气中的硫化氢、二氧化碳形成腐蚀液，造成管道内腐蚀，缩短管道的使用寿命，同时增大了爆管的频率。

水在管道中容易形成水合物，堵塞管道，影响正常生产。 为了保护天然气的长输管道，提高管线输送效率，天然气进入输气管道之前，必须进行脱水处理。

天然气脱水的方法及特点

Methods and Characteristics of Natural Gas Dehydration

天然气脱水的方法很多，按其原理可以分为冷冻分离法、固体干燥吸附和溶剂吸收三大类，长庆天然气净化厂采用的三甘醇（TEG）脱水工艺。三甘醇（TEG）学名三乙二醇醚，分子式为 HO(CH₂)₂O·(CH₂)₂O·(CH₂)₂OH。 三甘醇具有强吸水性、高温条件下容易再生等特点，利用这种特点可作为脱水剂来降低天然气中的含水量。三甘醇脱水过程是一个物理过程，利用三甘醇的强吸水性将天然气中水分吸收，吸收了水分的三甘醇称为富液；富液进入重沸器后，在常压、高温情况下将水分蒸发出去，再加上干气汽提,可得到浓度大于99％的三甘醇贫液，贫液循环再利用。该工艺具有以下特点：

工艺流程简单、技术成熟，露点降大(30～60℃）、热稳定性好、易于再生、损失小、投资和操作费用省等优点。

将贫液冷却设在循环泵入口前，既改善了循环泵的操作条件，又可降低产品气的温度，减小了对长输管道管输能力的影响。

在富液管线上设置过滤器，以除去溶液系统中携带的机械杂质和降解产物，保持溶液清洁，有利于装置长周期运行。

可以避免专为三甘醇再生而设置中压蒸汽系统。

硫磺回收单元

Sulfur Recovery Unit

硫磺回收单元

Sulfur Recovery Unit

硫磺回收装置是脱硫单元配套环保工程，主要是将脱硫单元脱除的酸气转化成硫磺，尾气进酸气焚烧单元焚烧后经烟囱排入大气。

核心单元（反应单元）为系列连续化生产，辅助单元（硫成型单元）为间歇生产。

主要生产装置有：硫回收单元、硫磺成型和包装、硫磺仓库

第一净化厂硫磺回收装置处理酸气能力10-27×10⁴ m³/d，其中H₂S含量为1.3－3.4％（mol）。

第二净化厂硫磺回收装置处理酸气能力12-30×10⁴m³/d，其中H₂S含量为1.55－3.59％（mol）。

两套装置均采用德国林德公司的Clinsulf-DO直接氧化法工艺。

 

硫磺回收工艺流程简述

Methods and Characteristics of Natural Gas Dehydration

空气和脱硫单元来的酸气按照一定的比例（理想配比的空气数量是由一分子O₂和1/2计算出来的，空气和H₂S的比例一般为0.42）经过中压蒸汽预热至200℃后，进入反应器中，在催化剂的作用下酸气中的硫化氢和氧气发生放热反应生成单质硫，反应器的正常温度为292.1℃（这个温度随着H₂S含量的变化而变化），自反应器出来的硫蒸气经过硫冷凝器、硫分离器后，液态硫进入液硫储槽后，由液硫泵将液体硫磺输送到硫固化冷凝器，通过布料器均匀滴落于旋转钢带上，在冷却水的作用下，液体硫磺在钢带上固化成半球状颗粒，收集于包装料斗中。半球状颗粒硫磺从包装料斗中自由落下，由产品包装称自动包装，采用叉车送入硫磺仓库储存。尾气进入酸气焚烧单元焚烧后排放。

酸气焚烧

Acid Gas Incineration

酸气焚烧单元主要用于焚烧脱硫单元脱除的酸性气体，将酸性气体H₂S氧化成SO₂后排入大气。在硫磺回收装置建成以后，本单元主要处理硫磺回收装置产生的尾气。

脱硫装置脱除的酸气进入硫磺回收单元进行处理，产生的尾气进入本单元，经负压焚烧炉（H-2101）燃烧，使尾气中的H₂S和硫氧化成SO₂后排入大气。从焚烧炉出来的高温烟气进入烟囱排放。

为了保证安全，在酸气进口、燃料气进口管均安装有阻火器。正常操作时应控制炉膛温度在600℃左右，炉膛温度与燃料气压力串级控制，通过调节燃料压力来达到控制炉膛温度的目的。

NGL回收单元

Recovery Unit

天然气凝液（NGL）回收

NGL Recovery Unit

天然气（尤其是凝析气及伴生气）中除含有甲烷外，一般还含有一定量的乙烷、丙烷、丁烷、戊烷以及更重烃类。为了符合商品天然气质量指标或管输气对烃露点的质量要求，或为了获得宝贵的液体燃料和化工原料，需将天然气中的烃类按照一定要求分离与回收。

目前，天然气中的乙烷、丙烷、丁烷、戊烷以及更重烃类除乙烷有时是以气体形式回收外，其他都是以液体形式回收的。由天然气中回收到的液烃混合物称为天然气凝液（NGL），简称液烃或凝液，我国习惯上称其为轻烃，但这是一个很不确切的术语。天然气凝液的组成根据天然气的组成、天然气凝液回收目的及方法不同而异。从天然气中回收凝液的工艺过程称之为天然气凝液回收（NGL回收，简称凝液回收），我国习惯上称为轻烃回收。回收到的天然气凝液或直接作为商品，或根据有关产品质量指标进一步分离为乙烷、液化石油气（LPG，可以是丙烷、丁烷或丙烷、丁烷混合物）及天然汽油（C5+）等产品。因此，天然气凝液回收一般也包括了天然气分离过程。

天然气凝液（NGL）回收的目的

The Reason of Natural Gas Condensate (NGL) Recovery

从天然气中回收液烃的目的是：

• 使商品气符合质量指标；
• 满足管输气质量要求；
• 最大程度地回收凝液，或直接作为产品或进一步分离为有关产品。

天然气凝液（NGL）回收方法

Method for recovery of natural gas condensate (NGL)

NGL回收可在油气田矿场进行，也可在天然气处理厂、气体回注厂中进行。回收方法基本上可分为：吸附法、吸收法及冷凝分离法三种。

液化天然气（LNG）

Liquefied Natural Gas (LNG)

液化天然气（LNG）的优势

Advantages of Liquefied Natural Gas (LNG)

由于液化天然气（LNG）体积约为液化前气体体积的1/625，故有利于储存和输送。

LNG不仅可作为汽油、柴油的清洁替代燃料，也可用来生产甲醇、氨及其他化工产品。此外，LNG已广泛用于燃气调峰和应急气源，提高了城镇居民和工业用户供气的稳定性。LNG再气化时的蒸发相变烙（-161.5℃时约为510KJ/kg）还可供制冷、冷藏等行业利用。

LNG的生产流程

LNG Production Process

LNG生产一般包括天然气预处理、液化及储装三部分，其中液化系统则是其核心。通常，先将天然气经过预处理，脱除对液化过程不利的组分，然后再进入液化部分的高效低温换热器不断降温，并将重烃分出，最后在常压（或略高压力）下使温度降低到-162℃（或略高温度），即可得到LNG产品，在常压（或略高压力）下储存、装运及使用。

原料气预处理

Feed Gas Pretreatment

LNG工厂的原料气来自常规天然气如油气田的气藏气、凝析气、油田伴生气，以及非常规天然气如煤层气等，一般都不同程度地含有H₂S、CO₂、有机硫、重烃、水蒸气和汞等杂质。在液化之前，必须进行预处理。 原料气预处理工艺包含：

• 1.脱硫脱碳
• 2.脱水
• 3.脱重烃
• 4.脱汞
• 5.脱氮脱氧

天然气液化工艺

Natural Gas Liquefied Technique

原料气经过预处理后，进入液化系统的换热器中不断降温直至液化。因此，天然气液化过程的核心是制冷系统。通常，天然气液化过程根据制冷方法不同又可分为：

• 1.节流制冷循环
• 2.膨胀机制冷循环
• 3.阶式制冷循环
• 4.混合冷剂制冷循环
• 5.带预冷的混合冷剂制冷循环等工艺。

目前，世界上基本负荷型LNG工厂主要采用后三种液化工艺。

LNG的储存和运输

Storage and Transportation of LNG

液化后的天然气都要储存在储罐或储槽内。在LNG接收站中，也都有一定数量和不同规模的储罐（储槽）。由于天然气易燃、易爆，而LNG的储存温度又很低，故要求其储存容量与设施必须安全可靠而且效率要高。

液化天然气（LNG）的运输主要有两种方法，陆上一般用LNG槽车，海上则用LNG船。近年来由于技术上的发展，也有通过火车运输以及大型集装箱运输LNG的方法。

压缩天然气（CNG）

Compressed natural Gas (CNG)

压缩天然气（CNG）的优势

Advantages of Compressed natural Gas (CNG)

在常温和高压（20~25MPa）下，相同体积的天然气质量比高压条件下的质量约大270~300倍，因而可使天然气的储存和运输量大大提高，也使天然气的利用更为方便。目前，压缩天然气（CNG）广泛用于交通、城镇燃气和工业生产领域。

目前，国内外都在大力发展代用汽车燃料，现已实际应用的有压缩天然气（CNG）、液化天然气（LNG）、液化石油气（LPG）、甲醇、乙醇及电能等。

CNG站分类

Classification of CNG Station

目前CNG站的分类方法尚不统一，按供气目的一般可分为加压站、供气站和加气站；按功能设置多少可分为单功能站、双功能站和多功能站；按附属关系不同可分为独立站和连锁站。

CNG站工艺

CNG Station Process

CNG站的基本功能为天然气接收（进站调压计量）、处理、压缩、供应（包括储存、加气供应和减压供应）等。LPG和LNG站通常也包括在内，但站内工艺流程则与CNG站不同。按照CNG站供气目的不同，以下为各类CNG站的工艺流程图展示：