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。空氣中H₂S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。回收到的天然氣凝液或直接作為商品，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。回收方法基本上可分為：吸附法、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：