天然气脱硫工艺流程图（通用11篇）
2010-3-12 9:30:00 来源：上海朗瑞电子技术有限公司
1、概述
含硫天然气中含有硫化氢、有机硫（硫醇类）、二氧化碳、饱和水以及其它杂质，因此需将其中的有害成分脱除，以满足工厂生产和民用商品气的使用要求。各国的商品天然气标准不尽相同，主要是需满足管道输送要求的烃露点和水露点，同时对天然气中硫化氢、硫醇、二氧化碳的最高含量和低燃烧值有要求。原料天然气组成和商品天然气的要求不同，所选择的天然气净化工艺技术方案也是不同的，本文将结合哈萨克斯坦国某油气处理厂处理的天然气的组成和需输往国际管道中的产品天然气的要求，提出含硫天然气脱硫天然气脱水工艺技术方案的选择方法。
2、原料天然气条件
哈萨克斯坦国某油气处理厂处理的油田伴生天然气主要条件为：
1）处理量600×104m3/d（标准状态为0℃，101.325kPa，以下同）；
2）压力为0.7MPa，为满足管输压力和净化工艺需要，经增压站升压后进装置压力为
6.8MPa；
3）主要组成组分
组成（mol%）
C175.17C29.44C37.21C43.35C5+1.06CO20.71H2O0.51H2S36g/m3硫醇硫500mg/m33、商品天然气技术指标
该厂商品天然气将输往国际管道，需满足ОСТ51.40-93标准的要求，应达到的主要技术指标为：
1）出厂压力6.3MPa；
2）水露点≤-20℃；
3）烃露点≤-10℃；
4）硫化氢（H2S）≤7mg/m3；
5）硫醇硫（以硫计）≤16mg/m3；
6）低燃烧热值≥32.5MJ/m3。
4、工艺路线初步选择
根据原料天然气条件和商品天然气技术指标，工厂总工艺流程框图见图1。
油田伴生天然气经增压站增压后，至天然气脱硫脱水装置进行处理，需脱除天然气中绝大部分的H2S和RSH，以满足产品天然气中硫化氢和硫醇硫含量的技术指标；同时需脱除天然气中绝大部分的水，以满足产品天然气水露点的技术指标，同时为回收更多的液化气和轻油产品，脱水深度还需满足后续的轻烃回收装置所需的水露点≤-35℃的要求。而原料气中CO2的含量较低，为0.71%（mol），商品天然气的低燃烧热值≥32.5MJ/m3，可不考虑脱除。
经天然气脱硫脱水装置处理的干净化天然气经轻烃回收装置回收天然气中的轻烃（C3以上），生产液化气和轻油产品，并使商品天然气满足烃露点≤-10℃的技术指标。
脱硫装置脱除的酸性气体，主要由H2S、RSH、CO2、H2O等组成，输往硫磺回收装置回收硫磺，经硫磺成型设施生产硫磺产品，硫磺回收装置尾气经尾气处理装置处理后经燃烧后排放大气。
本文以下部分主要讨论脱硫脱水装置如何选择合理的工艺技术方案，以使脱硫脱水装置的产品气中硫化氢、硫醇含量合格，水露点能满足商品天然气和后续的轻烃回收装置的要求。
5、脱水工艺方案的初步选择
通常采用的脱水工艺方法有溶剂脱水法和固体干燥剂吸附法。溶剂吸收法具有设备投资和操作费用较低的优点，较适合大流量高压天然气的脱水，其中应用最广泛的为三甘醇溶液脱水方法，但其脱水深度有限，露点降一般不超过45℃。而固体干燥剂吸附法脱水后的干气，露点可低于-50℃。
由于本方案脱水装置产品天然气要求水露点≤-35℃，溶剂脱水法难以达到因此需采用固体干燥剂脱水工艺，如分子筛脱水工艺。
6、脱硫脱硫醇工艺方案的初步选择
本方案需处理的伴生天然气中H2S含量为36g/m3，硫醇含量为500mg/m3，而且天然气处理量达到600×104m3/d，规模较大，目前国内单套脱硫装置最大处理能力仅为400×104m3/d。
通常采用的脱硫脱硫醇的方法有液体脱硫法和固定床层脱硫法。
如果采用单一的固定床层脱硫法，如分子筛脱硫脱硫醇工艺，根据本方案需处理的天然气的流量和含硫量，按10天切换再生一次计算，10天内需脱除的硫化氢量为2.16×106kg，约需要DN3000的分子筛脱硫塔500座，这显然是不可行的。
目前国内较为成熟可行的液体脱硫工艺方法为醇胺法，因为含硫天然气中同时存在硫醇，所以可选择砜胺法来脱除硫化氢和硫醇。该工艺方法较为成熟，可把天然气中的硫化氢脱除至≤7mg/m3，同时对天然气中硫醇的平均脱除率为75%，则产品天然气中的硫醇硫含量为125mg/m3，尚不能达到硫醇硫≤16mg/m3的技术指标，此时可采用固定床层脱硫醇工艺，如分子筛脱硫醇工艺来脱除天然气中剩余的硫醇。
本方案还可以采用碱洗脱硫醇工艺来脱除天然气中的硫醇，为减少生产过程中碱的耗量和产生的废碱量，前面的醇胺法脱硫装置需采用一乙醇胺工艺，以脱除天然气中的大部分硫化氢和二氧化碳。
7、脱硫天然气脱水工艺方案的比选
由5和6所述，脱硫脱水工艺方案有以下两个较为可行的方案：
1）方案一：砜胺法脱硫+分子筛脱水脱硫醇
该方案工艺框图见图2，经增压站升压的含硫天然气进入砜胺法脱硫装置脱除几乎全部的H2S和75%的硫醇，然后进入分子筛脱水脱硫醇装置脱除水分和剩余的硫醇，净化天然气经轻烃回收装置回收液化气和轻油产品。脱水脱硫醇装置的分子筛再生气需增压后再返回至砜胺法脱硫装置进行脱硫，是一个循环的流程。
2）方案二：一乙醇胺法脱硫+碱洗脱硫醇+分子筛脱水
该方案工艺框图见图3，经增压站增压的含硫天然气进入一乙醇胺法脱硫装置脱除几乎全部的H2S和CO2，然后进入碱洗脱硫醇装置脱除几乎全部的的硫醇，脱除硫化物后的天然气进入分子筛脱水装置脱水，净化天然气输往轻烃回收装置回收液化气和轻油产品。脱水装置分子筛再生气需增压后返回脱水装置脱水，是一个循环的流程。
7.1方案一工艺特点
1）砜胺法脱硫装置，采用环丁砜和甲基二乙醇胺水溶液作脱硫剂，溶液的主要组成包括甲基二乙醇胺、环丁砜和水，其重量百分比为45:40:15，兼有化学吸收和物理吸收两种作用，而且还能部分地脱除有机硫化物（对硫醇的平均脱除率达到75%以上），溶液中甲基二乙醇胺对H2S的吸收有较好的选择性，减少对CO2的吸收，大大降低了溶液循环量，减小了再生系统的设备如再生塔、贫富液换热器、溶液过滤器、酸气空冷器等的规格尺寸，从而减少了投资，同时减少了再生所需的蒸汽量和溶液冷却所需的循环水量，节能效果更加显著。
2）分子筛脱水脱硫醇装置是利用分子筛的吸附特性，有选择性地脱除天然气中的水和硫醇。与传统的碱洗工艺不一样的是，分子筛工艺能有选择性地脱除硫化氢和硫醇，但不脱除CO2，这样可以使外输的天然气量比采用碱洗工艺时要增加2×104m3/d。
分子筛脱水和脱硫醇采用的分子筛是不同的，应用不同的两个分子筛床层，一般布置在同一座吸附塔内。
7.2方案二工艺特点
1）—乙醇胺法脱硫，为典型的化学吸收过程，此法只能脱除微量有机硫，对H2S和CO2几乎无选择性吸收，在吸收H2S的同时也吸收CO2，因此净化气中CO2含量很小，有利于后续的碱洗脱硫醇装置减少废碱的产生，降低碱耗量。但该方法溶液的酸气负荷较砜胺法低，因此所需的溶液循环量较大，溶液再生系统设备规格尺寸也较大，装置能耗也较高。
2）碱洗脱硫是一种比较传统的天然气脱硫工艺，MEROX法是目前运用较为广泛的碱洗脱硫技术，目前该技术多采用纤维膜技术来强化传质和分离过程。
碱液为NaOH水溶液，其和H2S、CO2以及硫醇（RSH）分别发生化学反应。其中NaOH和H2S、CO2反应生成的Na2S、Na2CO3溶解在碱液中不能再生，增加了碱液的耗量。而NaOH和RSH反应生成的硫醇钠（RSNa）可在催化剂的作用下和氧气、水反应转化为二硫化物和NaOH，完成碱液的再生，碱液只有很小部分的损耗。因此必须在前面的脱硫装置将天然气中H2S和CO2的含量脱除至最低，以减轻碱洗装置的负荷，为此在本方案中脱硫装置采用—乙醇胺法脱硫。
另外，碱洗装置会有大量的废碱液（约250m3/a）需要处理，拟输送至工厂附近的废碱处理装置进行处理，否则工厂需增设废碱液处理装置。
3）分子筛脱水装置主要是应用分子筛床层脱水，和脱水脱硫醇装置相比，吸附塔减少了分子筛脱硫醇床层。
8、结论
摘要：天然气中的H2S是一种具有很大毒性的气体, 高浓度的硫化氢对人有生命危险;CO2含量过高会降低天然气的热值及长输管道的有效输送效率, 因此要按照不同的用途将CO2、H2S等杂质脱除。常见的天然气脱硫脱碳的方法主要有:化学吸收法、物理吸收法、氧化还原法、生物脱硫和膜分离脱硫技术等。
关键词：天然气,脱硫,脱碳,甲基二乙醇胺,二乙醇胺
参考文献
[1]王开岳.天然气净化工艺[M].北京:石油工业出版社, 2005
[2]王遇冬等编.天然气处理与加工工艺[M].北京:石油工业出版社, 1999
【关键词】煤炭资源；煤制气；工艺技术；发展前景
1.我国煤制气发展前景
煤制气项目是以煤炭为主要原料生产化工和能源产品，传统煤化工主要包括合成氨、甲醇、焦炭和电石四种产品，现代煤制气是指替代石油或石油化工的产品，目前主要包括煤制油、煤制烯烃、二甲醚、煤制天然气等。煤制气是非石油路线生产替代石油产品的一个有效途径。从有关资料看，煤制气的能源转化效率较高，比用煤生产甲醇等其他产品高约13%，比直接液化高约8%，比间接液化项目高约18%。
煤制气前景看好，相对于传统煤化工已经日益明显的“夕阳”特征，而在材料和燃料两个新型煤化工发展方向上，煤质烯烃和煤质乙二醇等煤基材料的发展前景要好于煤制油等新型煤基清洁能源的煤基燃料方向。
2.煤制天然气概述
煤制天然气是以煤为原料，采用气化、净化和甲烷化技术制取的合成天然气。天然气（natural gas）又称油田气、石油气、石油伴生气。开采石油时，只有气体称为天然气；石油和石油气，这个石油气称为油田气或称石油伴生气。天然气的化学组成及其理化特性因地而异，主要成分是甲烷，还含有少量乙烷、丁烷、戊烷、二氧化碳、一氧化碳、硫化氢等。无硫化氢时为无色无臭易燃易爆气体，密度多在0.6～0.8g/cm3，比空气轻。通常将含甲烷高于90%的称为干气，含甲烷低于90%的称为湿气。天然气是一种优质、清洁能源，煤制天然气的耗水量在煤化工行业中是相对较少，而转化效率又相对较高，因此，与耗水量较大的煤制油相比具有明显的优势。此外，煤制天然气过程中利用的水中不存在有无污染物质，对环境的影响也较小。
3.煤制天然气工艺流程
煤制SNG可以高效清洁地利用我国较为丰富的煤炭资源，尤其是劣质煤炭；还可利用生物质资源，拓展生物质的利用形式，来生产国内能源短缺的天然气，然后并入现有的天然气长输管网；再利用已有的天然气管道和NGCC电厂，在冬天供暖期间，将生产的代用天然气供给工业和用作为燃料用于供暖；在夏天用电高峰时，部分代用天然气用于发电；在非高峰时期，可以转变为LNG以作战略储备；从而省去了新建燃煤电厂或改建IGCC电厂的投资和建立铁路等基础设施的费用，并保证了天然气供应的渠道和实现了CO2的减排。由此可见，煤制SNG是一举数得的有效措施，有望成为未来劣质煤炭资源和生物质资源等综合利用的发展方向。本文以某厂煤制SNG项目为例，首先对总工艺流程进行了简要描述，并对其中甲烷化技术进行了介绍。其次对流程进行了模拟计算，得出客观可靠数据。最后对煤制SNG在节能减排方面的优势进行了分析。
3.1工艺简介
煤制SNG技术是利用褐煤等劣质煤炭，通过煤气化、一氧化碳变换、酸性气体脱除、高甲烷化工艺来生产代用天然气。本文所研究项目的工艺流程如图1所示，其中气化采用BGL技术，并配有空分装置和硫回收装置。主要流程为：原煤经过备煤单元处理后，经煤锁送入气化炉。蒸汽和来自空分的氧气作为气化剂从气化炉下部喷入。在气化炉内煤和气化剂逆流接触，煤经过干燥、干馏和气化、氧化后，生成粗合成气。粗合成气的主要组成为氢气、一氧化碳、二氧化碳、甲烷、硫化氢、油和高级烃，粗合成气经急冷和洗涤后送入变换单元。
粗合成气经过部分变换和工艺废热回收后进入酸性气体脱除单元。粗合成气经酸性气体脱除单元脱除硫化氢和二氧化碳及其它杂质后送入甲烷化单元。在甲烷化单元内，原料气经预热后送入硫保护反应器，脱硫后依次进入后续甲烷化反应器进行甲烷化反应，得到合格的天然气产品，再经压缩干燥后送入天然气管网。
图1 煤制SNG总工艺流程示意图
3.2甲烷化技术
煤制SNG工艺流程中主要包括煤气化、变换、酸性气体脱除、甲烷化等工艺技术，其中高甲烷化技术为关键技术之一。
3.2.1托普索甲烷化技术
丹麦托普索公司开发甲烷化技术可以追溯至20世纪 70年代后期，该工艺已经在半商业规模的不同装置中得到证明，在真实工业状态下生产200m3/h～3000m3/h的SNG。在TREMPTM工艺中，反应在绝热条件下进行。反应产生的热量导致了很高的升，通过循环来控制第一甲烷化反应器的度。TREMPTM工艺一般有三个反应器，第二和第三绝热反应器可用一个沸水反应器（BWR）代替，虽投资较高，但能够解决空间有限问题。另外，在有些情况下，采用四个绝热反应器是一种优化选择，而在有些条件下，使用一个喷射器代替循环压缩机。除了核心技术外，因为生产甲烷的过程要放出大量的热量，如何利用和回收甲烷化热量是这项技术的关键。托普索工艺可以将这些热量再次利用，在生产天然气的同时，产出高压过热蒸汽。
3.2.2 Davy甲烷化技术
20世纪90年代末期，Davy工艺技术公司获得了将CRG技术对外转让许可的专有权，并进一步开发了 CRG技术和最新版催化剂。Davy甲烷化工艺技术除具有托普索TREMPTM工艺可产出高压过热蒸汽和高品质天然气特点外，还具有如下特点：催化剂具有变换功能，合成气不需要调节H/C比，转化率高。催化剂使用范围很宽，在230℃～700℃范围内都具有很高且稳定的活性。
3.2.3鲁奇甲烷化技术
鲁奇甲烷化技术首先由鲁奇公司、南非沙索公司在20世纪70年代开始在两个半工业化实验厂进行试验，证明了煤气进行甲烷化可制取合格的天然气，其中CO转化率可达100%，CO2转化率可达98%，产品甲烷含量可达95%，低热值达8500kcal/Nm3，完全满足生产天然气的需求。
4.总结
煤制气项目对工业快速发展具有一定的必要性；对于人们生活质量的提高也具有重要的意义。特别是煤制天然气项目，它具有广阔的发展空间和光明的发展前景。从技术上说：煤制气技术中，KBR制氨技术效率高而且环保，在煤制天然气技术上我国也有所突破。随着市场油价的增长，煤制天然气发展空间很大，同时国家政策又给予有利的鞭策及支持，这使煤制气更“健康而茁壮成长”例如：2010年6月，国家发改委发布《关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》，进一步加强对煤制天然气产业的规范和引导，促进煤制天然气行业健康发展。所以发展煤化工的煤制气项目具有发展前景。
【参考文献】
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搭建组合平台——组件单片拼接——组件组合吊装——分段或整体组合吊装，烟道挡板门，组件相关支吊架，随着组件安装同步安装。
二、GGH安装
设备本体部件及转动部件安装——转子定位验收——内部按防腐要求进行焊接、打磨、防腐——二次安装、传热原件、密封、油系统设备及管路安装与调整。
三、增压风机安装
同发电工程引风机。
四、吸收塔塔体组合安装
底板梁安装——底板安装——壳体及罐顶组合后整体吊装——外部加强筋及支撑安装——吸收塔内部支撑梁及托架安装——烟气进出口管道接口及各类管接口安装——塔内壁衬胶前的打磨、喷砂——塔内设备喷淋管、除雾器、搅拌器安装。
五、湿磨安装
基础定位——轴承箱就位——筒体、轴承座就位找正——传动设备安装——筒体内橡胶衬瓦安装——油、冷却水系统安装。
六、浆液泵主要安装顺序
同发电工程泵类。
七、真空皮带脱水机安装顺序
设备框架、皮带主动辊和被动辊轴、导轮就位——收水盘和滤布冲洗水收集盘、皮带下面的润滑板安装——皮带和滤布的托辊、回转辊、支撑架、轴承和张紧装置调整——安装真空箱，密封槽、条，密封带及密封带支撑，收集管，润滑板，抽真空管——皮带驱动电机、减速箱;联轴器与皮带主动轮连接，安装滤布张紧导轮和张紧轮——带电、带水试转皮带调节润滑板安装位置——皮带、滤布纠偏装置，真空箱抬升装置，跑偏跟踪和纠偏气动装置调整——粘结皮带裙边，皮带中心打孔—— 安装皮带机附属设备——调整皮带松紧、真空箱密封带松紧、真空箱与皮带间隙、落料位置、冲洗位置、测厚位置等——调试开始前安装石膏滤布。
八、衬胶施工
钢件预处理(打磨、补焊)——喷砂——涂底涂——刷粘接剂——贴胶板——固化。
九、玻璃鳞片涂层施工
钢件预处理(打磨、补焊)——喷砂——涂底涂——涂玻璃鳞片树脂——面涂——固化。
十、设备安装质量的控制
1 湿法脱硫装置设备安装过程中采用的质量标准及规范
(1) 企业标准。包括：吸收塔、烟道、箱罐及仓制造规范，吸收塔安装施工验收技术规范，衬胶、涂鳞片施工规范。
(2) 国家和行业标准。包括：电力建设施工及验收技术规范，圆桶形钢制焊接贮藏罐施工及验收规范，立式圆筒形钢制焊接油罐施工及验收规范，工业设备、管道防腐工程施工及验收规范，涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级，钢结构、管道涂装技术规程，中低压化工设备施工及验收规范，机械设备安装工程施工及验收通用规范，钢结构工程施工及验收规范，钢结构高强度螺栓连接的设计、施工及验收规范，橡胶衬里设备技术条件，工业设备管道防腐蚀工程施工及验收规范。
2 主要设备的安装质量控制要点
2.1 烟道安装
施工中对所有需防腐内表面检查消除毛刺、凹坑等缺陷，对焊缝打磨至光滑平整并着色检验，直至符合防腐施工要求。
2.2 GGH安装
(1) 下轴承座水平检查≤0.02/1000mm。
(2) 转子水平度检查≤0.25/1000mm。
(3) 径向轴向密封片检查调整。
(4) 对需防腐组件的焊缝均打磨至光滑平整，直至符合防腐施工要求。
2.3 吸收塔安装
(1) 底板安装。底板安装要保证底板平整并紧贴混凝土基础面，防止焊接变形引起底板翘起。在焊接时，必须用配重块压在底板上保证底板的平整度，所有的焊缝焊接完毕后打磨至光滑平整，并做着色检查及真空度检查。
(2) 吸收塔壳体组合。每层塔壳体在组合平台上组合，组合平台整体平整度≤3mm。壳体组合包括预组装、找正、测量、竖向焊接、焊接后复测、内壁打磨、着色检查。每层壳体的竖向焊缝仅焊到距边缘300 mm处，以便壳体安装时调整。检查内容：筒壁垂直度偏差、筒壁焊缝间隙、坡度及错口量、筒壁上平面高差。
(3) 吸收塔壳体安装，
质量要求：筒壁局部凹凸变形在1Bm长度范围内允许值≤5mm;筒壁高度允许偏差0.05%H≤30mm;筒壁铅锤允许偏差 0.05%H≤30mm;罐轴线与垂直线偏差、中心线整体偏差≤30mm(从罐顶至底板)。每层壳体第一遍焊接后，做焊缝清根处理，将焊渣、氧化铁等打磨干净。全部焊接完毕后，将焊缝打磨平整做着色检查。内壁T字焊口打磨作PT抽查，外部焊口抽查作X光金相检查。
(4) 吸收塔壳体加强筋安装。吸收塔壳体外侧有环形加强筋和竖直加强筋。加强筋随壳体同步安装。加强筋安装覆盖壳体焊缝的地方，应经射线金相检查合格。质量检查内容：加劲环标高、水平、对口间隙及坡度。要求加劲环不准修割，须调整筒壁找对口间隙。
(5) 罐顶安装。吸收塔罐顶现场组装，吊至吸收塔上部与筒壁焊接。主要检查塔顶与筒壁焊口间隙、塔顶中心漂移量、塔顶钢板平整度、焊接质量。
(6) 所有开孔及内部构件和进出管道接口安装。吸收塔加强筋安装完成后，安装内部构件和在筒壁上进行各种开孔。开孔前，必须准确测量划出位置线，经验收后方可进行。质检内容：检查各支架及支架梁的中心、标高，检查焊接厚度和表面质量，要求支架梁标高与喷淋管开孔中心标高误差控制在≤5mm。开孔划线并复查管接座中心、标高、角度、水平度、法兰垂直度。焊缝作5%PT抽查。
(7) 烟气进出口烟道接口安装。质量检查内容：单片组合几何尺寸、法兰对角线、焊接质量、烟气进口中心、标高、法兰与水平面的角度、法兰到吸收塔中心距离、不锈钢表面保护情况。
(8) 吸收塔内部衬胶准备工作。对所有的焊缝进行打磨至光滑平整，并对整个内表面进行检查消除毛刺、凹坑等缺陷直至符合衬胶要求。
2.4 湿磨安装
(1) 主轴承标高偏差±10mm，两轴承的水平偏差≤0.5mm。
(2) 旋转筛必须保证与筒体同心。
(3) 进料口与进料弯管径向间隙应均匀。
2.5 真空皮带脱水机安装
(1) 检查真空皮带脱水机架的水平和对正状态，支架水平误差≤1mm，确保皮带产生均布荷载。
(2) 皮带滑板前、中间、尾段总成的水平误差不超过1mm，主滑轮和尾滑轮顶端部与皮带滑板之间的高差为4～5mm。
(3) 真空箱与皮带间隙不得超过3mm(可根据石膏含水率进行调整)。
(4) 滤布限位开关当滤布处于中心位置时两侧间隙为20～25mm。
2.6 防腐工程：
(1) 原材料进场验收。原材料的品种、质量和有效使用期是进场验收的重点。胶板验收项目包括品种、厚度、硬度、电火花(检查孔洞)检测和外观。玻璃鳞片原材料储存温度要求在20℃以下，相对湿度控制在75%以下。
(2) 预处理工序质量控制。防腐施工中的预处理主要是基体补焊打磨、喷砂和衬胶施工中的胶板打磨。衬胶和玻璃鳞片施工要求喷砂后的基体表面洁净度要达到Sa2(1/2)级，粗糙度分别达到50μm和70μm。喷砂质量为必检项目，以喷砂质量标准样板为依据，对各部位的喷砂表面进行检验。同时严 格监控喷砂压缩空气质量和砂的质量，严禁压缩空气存在油污和水汽。
(3) 施工环境条件控制
衬衬胶及玻璃鳞片施工现场要求温度控制在10～35℃，相对湿度控制在60%以下。
(4) 施工过程控制：
1) 配料。包括：衬胶底涂、粘接剂、玻璃鳞片底涂、玻璃鳞片树脂、玻璃钢环氧树脂、环氧漆、耐酸胶泥和衬砖胶泥等防腐材料，在施工过程中要现场配制。配料过程主要监检配比准确性和活化期。
2) 工序衔接。防腐施工要在喷砂后24Bh内刷第一遍与第二遍底涂，底涂与第一遍粘接剂，两遍粘接剂之间，第二遍粘接剂与贴胶板，每道玻璃鳞片涂层之间都有最短和最长的间隔时间要求。施工时要根据工艺文件对该工序的时间间隔严格地监督检查，确保工序衔接符合工艺要求。
3) 衬胶搭接。基本原则搭接方向要与介质流动方向保持一致，防止介质冲刷胶板搭接缝。施工人员须根据设备内各部位介质流向，确定胶板搭接形式。施工中应对胶板搭接部位进行严格检查，保证正确的接缝方向。
4) 衬胶。吸收塔和各种箱罐衬胶质量验收项目包括：厚度、硬度、电火花、外观和粘接强度。其中厚度、硬度、电火花(100%检测规定电压14kV下不漏电)、外观验收检查在制品上进行，剥离强度(规定值≥4N/mm)检测在产品试板上进行。外观检查要求：搭接缝方向正确，无十字接缝，各部位所衬胶板品种符合规定，未见气泡、鼓包、大的裂缝等严重缺陷。
5) 玻璃鳞片树脂衬里涂层。玻璃鳞片涂层质量验收项目包括：厚度、硬度、电火花、外观和粘接强度。其中厚度要求：检查前根据测厚仪标准板校验测厚仪，测定鳞片衬里厚度，使用测厚仪每4Bm2检测2～3处。外观要求：鳞片衬里面100%电火花检测(规定4kV/mm电压下不漏电)在制品上进行，检测时避免电压过高或在一处停滞时间过长，电压必须稳定，使用检测仪扫描所有衬里面(扫描速度为300～500mm/s)。确认有无缺陷。在产品试板上检验硬度(巴氏硬度，规定值40)和粘接强度(规定值7MPa)。
(5) 烟气脱硫系统试运后的检查。根据经验，防腐层的大多数质量问题多在运行开始的一年内暴露出来，所以试运行后要对防腐层进行仔细检查，检查防腐有无开裂、鼓包、脱落，有无异常损害。建议重点检查以下部位。
1) 吸收塔喷淋部位衬胶层。重点是喷淋层下部1～2m处和喷淋支管托架部位，此部位衬双层胶，受冲刷最厉害，最容易出问题。
2) 吸收塔原烟入口防腐层。此部位接触的介质有烟气、浆液和各种介质蒸气，温度变化大。一般采用胶板、玻璃鳞片、耐酸磁砖防腐，在试运后要对该部位仔细检查。
浅谈电厂脱硫废水及其处理工艺
摘要：火电厂广泛采用的`湿法脱硫在生产过程中会产生脱硫废水.脱硫废水的水质非常特殊,含有高浓度的悬浮物、无机盐以及各种重金属,对环境有很强的污染性,处理难度较大.因此,必须对脱硫废水进行单独处理.文章对火电厂脱硫废水的来源,脱硫废水的特点和性质,脱硫废水处理工艺现状及处理工艺流程进行了分析介绍.作 者：杨发祥 作者单位：常州江南电力环境工程有限公司,江苏,常州,213245期 刊：中国高新技术企业 Journal：CHINA HIGH TECHNOLOGY ENTERPRISES年，卷(期)：2010,“”(3)分类号：X703关键词：火电厂 脱硫废水 处理工艺 中和反应
摘要：介绍了我国SO2的排放情况和国家的政策,对目前市场上使用比较广泛的3种烟气脱硫技术方案进行了介绍,分析了3种方案的.运行成本,并提出了相应技术方案的发展方向.作 者：韩彩玲 桑斌修 宋建军 HAN Cai-ling SANG Bin-xiu SONG Jian-jun 作者单位：韩彩玲,HAN Cai-ling(青建集团有限公司,山东青岛,266021)
桑斌修,SANG Bin-xiu(浙江融智能源科技有限公司,北京,100025)
宋建军,SONG Jian-jun(神华国华三河发电有限责任公司,北京,100025)
一、LNG工艺流程站概述
LNG是一个链状系统工程, 不仅各项投资十分巨大, 而且上下游之间各个环节都有紧密的关联。天然气构成环节包括:天然气开采、天然气加工、天然气运输、LNG的接收和气化、外输管线以及最终用户。无论其中的哪个环节上出现了问题, 将会使LNG工艺流程站的整个生产流程收到一定影响, 同时也将影响到上下游的相关环节, 严重情况下造成一定的经济损失。所以, 这就要求在天然气生产过程中对各个环节的工艺和相关设备的可靠性要求都比较高, 而LNG接收站是天然气生产过程中非常重要的一个工作环节, 对整个的工作流程及各个相关环节都要求比较严格, 保证正常生产需要。
LNG接收站的工艺方案一般分为直接输出式和再冷凝式两种, 而储罐蒸发气 (BOG) 的处理方式不同是这两种工艺方案的最主要区别, 直接输出式主要是将LNG储罐的蒸发气通过压缩机压缩, 将气体进行增压, 达到低压用户所需压力, 与由低压气化器出来的气体混合后向外输出;再冷凝式是利用压缩机将储罐内的蒸发气增加压力后进入再冷凝器, 在同从LNG储罐中经过压缩泵出的LNG发生冷交换, 促使在再冷凝器中的蒸发气发生液化, 最后经高压泵将压力增加后通过高压气化后外输。再冷凝工艺同直接输出工艺相比, 其工艺更加合理化、科学化, 前者主要是利用了LNG的冷量, 将蒸发气体压缩所产生的功耗降低, 可有效的降低能量损耗。
二、LNG接收站工艺系统
1. LN G储存工艺系统
LNG存储工艺中最主要的设备是LNG储罐, 同时也是接收站中核心设备, 储罐的制作、建设费用大概占整个LNG接收站总费用的三分之一。因此, 他占据了非常重要的作用。随着加工工艺和焊接技术更新发展, 材料科学不断进步, LNG储罐的形式逐渐也发展为多样化和大型化。其主要形式分为地上式储罐、地下式储罐、半地下式储罐和坑内式储罐。
(1) 地上式储罐。
地上式储罐主要是在地表上设置储罐本体以及与储罐相关的一些设施。主要可分为单容式、双容式、全容式和三重式。单容式储罐的内罐材料为一般根据Typel制造的自立式耐用低温钢, 外罐材料为Grade 60碳钢, 内外壁之间填充保温材料。双容式储罐由2个具有足够强度和气容性及密性的罐体构成, 内壁为9%镍钢, 外壁可为9%镍钢也可为预压力混凝土, 内外壁之间填充保温材料。全容式储罐除具有双容式储罐的特点外, 它还有双层罐顶, 因此对于L N G和其蒸发气都有双层包容能力, 能防止L N G和蒸发气的泄漏。三重式储罐的主要内罐和第2层内罐皆为自立式耐低温钢, 最外层为碳钢或预应力混凝土, 这种形式储罐的最大优点是当主要内罐破裂时, 第2层内罐仍可发挥内罐的功能, 而且罐体外壁仍不产生结冻现象。
(2) 地下式储罐
地下式储罐主要是指罐内LN G正常工作中最高液位低于地表高度。采用钢筋混凝土将储罐外层构建成, 储罐的内层通常会采用不锈钢薄膜材料, 选用保温材料将填充到储罐的内层及外层, 通常选用普通的钢材作为圆弧形的在罐顶的材料。
(3) 半地下式储罐
半地下式储罐是指在特定的生产状况下, 由于收到土地使用制约, 以及不允许挖出大量的土方等条件影响, 而地下式储罐的L N G最高液面并未要求在地表高程以下。
(4) 坑内式储罐
坑内式储罐与地下式储罐在结构的构建上有一些相似的地方, 其钢筋混凝土的最外层并未同土层直接接触, 而是采用钢筋混凝土构筑一坑体, 将储罐放置在正中间。在前期施工设计中, 通常要充分考虑LNG接收站周围的环境、所处的地理位置以及投资金额等因素, 从而进行选择选用哪种类型的储罐。
2. BOG处理工艺流程
在LNG生产过程中会吸收一定的热量, 使储罐内持续产生一定量的蒸汽, 这种蒸气称为BOG。通常采取除去罐内BOG。来保持罐内的压力, 利用BOG压缩机将储罐内蒸汽不断的排除。LNG储罐产生的蒸发气经过蒸发气总管进入BOG压缩机进行升压, 通过加压后蒸发气进入再冷凝器与经储罐流出的LNG相混合冷凝成LNG。LNG在流入高压泵的入口管线, 通过加压气化后输出。若压缩机和再冷凝器的处理能力较弱, 不能处理蒸发气流量的情况下, 蒸发气总管与储罐的压力将上升, 如果上升的压力超出压力阀的工作值时, 超出量的蒸汽会被排到火炬进行燃烧。调温器一般都安装在压缩机入口管线上, 通常使用温度控制阀, 将一定量的LNG喷射到蒸发气内, 对进入压缩机的蒸发气温度进行控制。在LNG喷射点下游, 一般都会将缓冲罐安装在BOG压缩机入口, 防止压缩机内流入掺有LNG液体的蒸发气。对于再冷凝器主要是将蒸发气处理过程中将蒸发气与从储罐输送的过冷LNG混合并使蒸发气冷凝。由LNG储罐输出的LNG一部分根据冷凝蒸发气所需量进入再冷凝器, 剩余部分通过再冷凝器旁路直接送至高压输出泵。同时再冷凝器也起到高压输出泵的入口缓冲罐的作用。
结语
LNG接收站在我国还是新兴的行业, 但随着经济的发展, 天然气进口量将继续保持上升。预计到2020年, 中国每年天然消费增长率将两倍于中国经济增长率。所以, LNG接收站在未来经济发展中发挥着非常重要的作用。
摘要：随着经济快速发展, 能源的需求越来越广泛, 但能源供应短缺, 环境污染日益严重问题逐渐引起人们的注意。LNG作为一种清洁、高效的能源成为我国积极引进的重点, LNG接收站又是能源引进的关键环节。本文简要介绍液化天然气接收站工艺系统的原则流程以及主要设备。
关键词：LNG产业链,LNG接收站,工艺流程
参考文献
[1]梁金桂论中国LNG发展趋势及拓展福建LNG的应用[J], 油气世界, 2007.3.
[2]顾安忠液化天然气技术[M], 北京:机械工业出版社, 2004.
石灰石─石膏湿法烟气脱硫洗涤工艺分析
石灰石─石膏湿法烟气脱硫工艺中氧化的过程十分重要.直接影响到石膏品质、脱硫效率、石灰石消耗量等.通过对此分析进一步增强脱硫过程中氧化效果.
作 者：李岷 作者单位：北京博奇电力科技有限公司,北京,100022刊 名：黑龙江科技信息英文刊名：HEILONGJIANG SCIENCE AND TECHNOLOGY INFORMATION年，卷(期)：“”(14)分类号：X7关键词：湿式石灰石─石膏洗涤工艺 强制氧化 自然氧化
流程解释：
1、客户报装申请：客户通过武汉市天然气有限公司提供的报装联系方式，准确提交报装信息，填写《报装申请表》。
2、资料准备：用气点所在区域1：500总平面图；用气点所在房间1：100建筑施工图（含平、立、剖）；用气点所在区域地下管网综合图；已入住的老小区无法提供以上资料的，请与市场营部客户代表协商。
3、现场踏勘：市场营销部客户代表，设计单位人员及客户联合上门踏勘（在资料齐全的基础上2个工作日内安排踏勘）。
4、方案设计：天然气公司与方案设计单位签订方案设计委托合同约定设计时间。
5、客户确认方案图：客户对设计方案图提交书面审核意见，并加盖公章确认。
6、签订合同并付款：客户与天然气公司签订《施工委托合同》，并按合同约定支付款项。
7、施工图设计：客户按合同付清款向后，天然气公司在1个工作日内向设计规划部门下施工图设计委托，并约定设计时间。
8、工程发包：施工图完成后，在1-3个工作日内发包。
9、报建、报监：天然气公司代客户办理报建、报监手续。
10、组织施工：天然气公司组织并督促施工单位按照合同约定时间完成施工。
天然气压气站的主要功能是接上游压气站来气, 经压缩机增压后输送到下游站场。西气东输二线压气站大多使用的是燃驱压缩机, 通过燃烧天然气带动压缩机运转给天然气增压。燃驱压缩机运转时要自耗天然气, 站场需设置燃料气撬将减压后的天然气供给压缩机组使用。天然气减压后温度会下降, 在调压前电加热器需对天然气加热, 防止调压后天然气温度骤降导致管线冰堵。目前压缩机燃料气的工艺流程为:进站天然气—过滤分离—燃料气撬加热调压—压缩机燃料气撬加热调压—供压缩机组燃烧使用。燃料气撬调压后压力一般为4MPa, 实际运行中天然气压力每降低1MPa其温度下降约4.5℃。压缩机燃料气撬出口压力控制在2MPa, 出口温度为30℃。
如果将压缩机出口天然气作为燃料气气源, 调压前不需要对天然气加热, 节省了电能。然而, 天然气经压缩机增压时需要燃烧天然气, 增压后的那部分天然气作为燃料气使用时实际上就是额外消耗了一部分的天然气。调压前加热器对天然气加热也需要消耗电能, 下面讨论额外消耗的天然气是否比天然气加热时消耗的电能更经济。
2 方案举例及讨论
表1为压气站冬季和夏季运行参数的统计值。
2.1 冬季运行
增压10.522万标方的天然气需消耗的天然气为10.522÷5363.41×10.522=0.02064万标方=206.4标方。将10.522万标方的天然气从15.83℃加热到47.14℃需要吸收的热量Q=CMΔT, 其中C为天然气比热容, 其值为2160 J/ (kg·℃) , M为10.522万标方的天然气质量 (单位为kg) , ΔT为天然气升高的温度 (单位为℃) , 其值为47.14—15.83=31.31℃。在标况下天然的压力为101.325K, 温度为293.15K, 由理想气体状态方程PV=NRT可计算出M=10.522×104×103÷22.4×273.15÷293.15×16g=70029×103g=70029kg, 则Q=CMΔT=2160J/ (kg·℃) ×70029kg×27℃=4084115863J, 由1W=1J/s可以算出Q=4084115863J=4084115863ws=4084115863÷103÷3600kwh=1134.5kwh, 考虑电加热器热转化效率低于和保温层热损失, 电加热器工作一天的实际耗能大于1134.5kwh。
2.2 夏季运行
增压10.149万标方的天然气需消耗的天然气为10.149÷5160.69×10.149=0.01995万标方=199.5标方。将10.149万标方的天然气从24.7℃加热到55.2℃需要吸收的热量Q=C MΔT, 其中C为天然气比热容, 其值为2160 J/ (kg·℃) , ΔT为天然气升高的温度 (单位为℃) , 其值为55.2—24.7=30.5℃。M为10.149万标方天然气天然气的质量 (单位为kg) , 在标况下天然的压力为101.325K, 温度为293.15K, 由理想气体状态方程PV=NRT可计算出M=10.5×104×103÷22.4×273.15÷293.15×16g=67546×103g=67546 kg, 则Q=CMΔT=2160 J/ (kg·℃) ×67546kg×24℃=3501584640J, 由1W=1J/s可以算出Q=3501584640J=3501584640ws=3501584640÷103÷3600kwh=972.66kwh, 考虑电加热器热转化效率低于和保温层热损失, 电加热器工作一天的实际耗能大于972.66kwh。
3 可行性分析
3.1 能耗对比
目前工业电价格均在0.7元/度至0.8元/度, 冬季运行时1134.5kwh电能的价格为794—907元, 假设以794—907元购买206.4标方天然气, 则天然气价格为3.84—4.39, 而目前压气站天然气成本远远低于此值。由此对比可以看出将压缩机出口天然气作为燃料气气源可以大幅度缩减企业运营成本。夏季运行时972.66kwh电能的价格为680.8—778元, 假设以680.8—778元购买199.5标方天然气, 则天然气价格为3.41—3.90, 而目前压气站天然气成本远低于此值。由此对比可以看出将压缩机出口天然气作为燃料气气源可以大幅度缩减企业运营成本。
3.2 可靠性对比
电加热器在使用过程中会出现各种故障, 影响燃料气的正常供给, 将压缩机出口天然气作为燃料气气源只需从压缩机出口管线连一根管道到燃料气撬调压阀前, 管道中间加装阀门控制气源的通断, 其可靠性较高。
4 结论
石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺二次环境影响因素分析
介绍了石灰石-石膏湿法烟气脱硫的.主要特点,结合工程设计实际,分析了该工艺实施现状及其对二次环境的影响,提出石灰石粉尘污染、酸性降水、二氧化碳排放及其石膏和脱硫废水处置是可能造成新的二次环境影响的主要因素,建议采取控制高硫、特高硫煤用于燃煤电厂,尽可能用碱性更强、溶解度更大的吸收剂替代石灰石,选用高品质的石灰石集中制粉,采用高效的除雾器,鼓励脱硫石膏综合利用等各种污染防治对策,有效防治石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺脱硫过程中产生的二次环境影响.
作 者：单志伟 作者单位：东北电力设计院,吉林,长春,130021刊 名：吉林电力英文刊名：JILIN ELECTRIC POWER年，卷(期)：200836(3)分类号：X701.3关键词：石灰石-石膏湿法脱硫 环境影响 防治对策
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