天然气处理厂（精选10篇）
天然气处理厂 篇1
水平衡测试是加强企业科学用水管理, 最大限度地节约用水和合理用水的一项基础工作, 它涉及到用水单位管理的各个方面, 同时也表现出较强的综合性和技术性。通过水平衡测试能够全面掌握企业用水现状, 并可依据测定的各项水量基础数据, 找出水量平衡关系和合理用水程度, 采取相应的措施, 挖掘用水潜力, 达到加强用水管理、提高合理用水水平的目的。天然气处理厂是气田开发生产的重点环节, 工业用水量占比较大, 因此, 开展天然气处理厂水平衡测试对指导西南油气田公司的节水工作有着重要意义。
1 天然气处理厂水平衡测试范围
GB/T12452—2008《企业水平衡测试通则》是建立在通用原则的基础上对企业水平衡测试进行了规定, 但针对具体的测试对象, 在实际操作中仍需要根据实际生产情况具体分析, 确定其测试范围及计算指标, 才能指导测试工作顺利开展、测试数据科学合理。
天然气处理厂生产用水消耗的重点单元主要有全厂新鲜水用水管网系统、锅炉系统, 以及循环水系统。其中, 全厂新鲜水用水管网系统是提供各生产单元、公用和辅助生产单元以及生活用水的管网系统;锅炉系统产生工艺用蒸汽, 因而需要消耗大量新鲜水, 同时锅炉系统与全厂蒸汽凝结水回用系统有着不可分割的关系, 从考虑系统测试工作的具体实施, 以及数据分析出发, 应将全厂蒸汽凝结水回用系统纳入锅炉系统进行统一考虑;循环水系统提供装置热量交换, 以满足工艺生产要求。目前, 西南油气田公司天然气处理厂均采用半敞开式循环水系统, 由于受蒸发损失和飞溅损失的影响, 以及满足循环水系统运行中对循环水浓缩倍数的要求, 需要消耗大量新鲜水对循环水系统进行补充。同时, 按照GB/T12452—2009《企业水平衡测试通则》以及GB/T7119—2006《节水型企业评价导则》要求, 应对天然气处理厂的废水回用率、污水达标排放率进行分析, 因此, 虽然污水处理单元新鲜水消耗量较低, 但也应纳入重点耗水单元进行测试。
根据以上分析, 天然气处理厂水平衡测试应包括全厂新鲜水用水管网系统、锅炉系统 (包括蒸汽凝结水回收系统部分) 、循环水系统和污水处理系统, 对这四个部分进行水平衡测试和分析, 即可较为全面地反映天然气处理厂的用水现状。
2 天然气处理厂水平衡测试方法及指标计算
水平衡测试计算指标应依据GB/T12452—2009《企业水平衡测试通则》以及GB/T7119—2006《节水型企业评价导则》相关要求, 结合天然气处理厂实际生产情况进行分析和选择。
2.1 新鲜水管网系统
2.1.1 测试边界、测试项目, 以及测量参数的分析和确定
针对天然气处理厂新鲜水管网系统的实际情况, 以及考虑用水计量器具配置现状, 对新鲜水管网主要考查其主管网系统的水量漏损情况以及处理单位天然气的新鲜水取水量。因此, 新鲜水管网系统的测试边界设定为从天然气处理厂新鲜水系统总进水口到各新鲜水使用单元。涉及的测量参数包括全厂新鲜水用量、各单元新鲜水用量和天然气处理量。
2.1.2 水平衡指标的计算分析
按照天然气处理厂新鲜水管网取水和各单元用水的相互关系, 全厂新鲜水用量应等于各单元用水消耗与系统漏损之和。
处理厂新鲜水管网系统水平衡方程为
式中:VXSGW, XS为全厂新鲜水用量;VXSGW, YSi为第i个单元新鲜水用量;VXSGW, LS为新鲜水管网系统综合漏失水量。
则新鲜水管网综合漏损率的计算如下:
处理104m3天然气取新鲜水量的计算如下:
式中:HCL, XS为处理104m3天然气取新鲜水量;VCL为天然气处理量。
2.2 循环冷却水系统
2.2.1 测试边界、测试项目, 以及测量参数的分析和确定
目前, 分公司天然气处理厂循环冷却水系统均采用半敞开式系统, 从用水管理的角度出发, 对该系统主要考查其管网系统的水量漏损情况以及循环冷却水系统冷却水循环率。循环冷却水系统冷却水循环率是反应循环水单元用水效率的指标, 循环率越高, 其系统用水效率越高。因此, 循环冷却水系统测试边界设定为从循环冷却水系统的各进水管线入口至该系统出口。涉及的测量参数包括循环水系统新鲜水补充水量、冷却水循环量、消耗量和排水量。循环水系统的消耗量是半敞开式循环水系统在运行中其循环水与空气的热交换过程中产生的蒸发和飞溅损失。
2.2.2 水平衡指标的计算分析
根据半敞开式循环水系统新鲜水补充水量、循环量、消耗量、排水量间的相互关系, 进入循环水系统的新鲜水补水量与循环冷却水量之和应等于出系统的循环水量、消耗量、排水量以及系统综合漏失水量之和。
循环冷却水系统水平衡方程为
式中:VCYJ为进循环水装置冷却水循环量;VXLJ, BC为循环冷却水系统补充水量;VCYC为出循环水装置冷却水循环量;VXLC, WP为排水量;VXLC, XH为循环冷却水系统消耗水量;VXLC, LS为循环冷却水系统综合漏失水量。
其中, 循环冷却水系统消耗水量在没有测试条件的情况下可参考GB/T12452—2009《企业水平衡测试通则》附录A计算取得。
循环冷却水系统冷却水循环率的计算如下:
2.3 锅炉系统 (包括蒸汽凝结水回收系统)
2.3.1 测试边界、测试项目, 以及测量参数的分析和确定
对天然气处理厂锅炉系统而言, 主要考查其管网系统的水量漏损情况, 以及蒸汽凝结水的回用量。蒸汽凝结水的回用量可以反映天然气净化水的用水效率, 回用量越高, 其水利用效率越高。因此, 锅炉系统的测试边界设定为从蒸汽发生及凝结水回收系统的各进水管线入口至该系统排水管线的出口。涉及的测量参数包括冷却水循环系统新鲜水补充水量、冷却水循环量和排水量, 还包括软化水输入量、冷凝水回收量、蒸汽生产量和排污量。
2.3.2 水平衡指标的计算分析
根据锅炉系统软化水输入量、冷凝水回收量、蒸汽生产量和排污量间的相互关系, 进入锅炉系统的软化水输入量与返回系统的蒸汽凝水量之和应等于系统产生的蒸汽量、排污量以及系统综合漏失水量之和。
锅炉系统水平衡方程为
式中:VZNJ, LN为冷凝水回收量;VZNJ, RH为软化水输入量;DZNC, ZQ为蒸汽生产量;VZNC, WP为排污量;VZNC, LS为蒸汽发生及凝结水回收系统综合漏失水量。
蒸汽冷凝水回用率计算如下:
2.4 污水处理系统
2.4.1 测试边界、测试项目, 以及测量参数的分析和确定
按照GB/T12452—2009《企业水平衡测试通则》以及GB/T7119—2006《节水型企业评价导则》要求, 应对废水回用率、达标排放率进行核查。因此, 污水处理系统其测试边界设定为从处理厂污水处理单元的各进水管线入口至输出管线的出口。涉及的测量参数包括新鲜水用量、污水输入量、处理污水外排量、处理污水回用量和达到排放标准的排水量。
2.4.2 水平衡指标的计算分析
根据污水单元新鲜水用量、污水输入量、处理污水外排量和处理污水回用量间的相互关系, 可以得出水平衡方程。
污水处理系统水平衡方程为
式中:VWCJ, XS为新鲜水用量;VWCJ, WS为污水输入量;VWCC, WP为处理污水外排量;VWCC, HY为处理污水回用量;VWCC, DB为达到排放标准的排水量;VWCC, LS为污水处理系统综合漏失水量。
污水处理系统达标排放率计算如下:
污水回用率计算如下:
2.5 天然气处理厂其他水平衡指标计算
按照GB/T12452—2009《企业水平衡测试通则》以及GB/T7119—2006《节水型企业评价导则》要求, 还应对天然气处理厂水重复利用率进行计算:
3 结论和建议
1) 天然气处理厂水平衡测试范围包括全厂新鲜水用水管网系统、锅炉系统 (包括蒸汽凝结水回收系统) 、循环水系统和污水处理系统, 对这四部分进行水平衡测试和分析即可较为全面地反映天然气处理厂的用水现状。
2) 天然气处理厂水平衡测试的计算指标主要包括新鲜水管网综合漏损率、处理104m3天然气取新鲜水量、重复利用率、蒸汽冷凝水回用率、循环冷却水单元冷却水循环率、标排放率和污水回用率。
3) 依据GB/T12452—2009《企业水平衡测试通则》以及GB/T7119—2006《节水型企业评价导则》要求, 结合天然气处理厂实际生产情况, 建立天然气处理厂水平衡测试的企业标准, 可以更加规范、科学地指导天然气处理厂水平衡测试工作的开展。
参考文献
[1]中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局, 中国国家标准化管理委员会.GB/T 12452—2008企业水平衡测试通则[S].北京:中国标准出版社, 2008.
[2]中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局, 中国国家标准化管理委员会.GB/T 7119—2006节水型企业评价导则[S].北京:中国标准出版社, 2006.
天然气处理厂 篇2
1．天然气的分类:
（1）按产状分类，游离气和溶解气
（2）按经济价值分类，常规天然气和非常规天然气
（3）按来源分类，与油有关的气，与煤有关的气，天然沼气，深源气，化合物气
（4）按组成分类，a，以天然气中烃类组成:干气，湿气，贫气，富气.b,以天然气中硫化氢、二氧化硫含量分类：净气，酸气。
（5）我国习惯分法，伴生气，气藏气和凝析气
2．天然气的主要产品：液化天然气，液化石油气，天然气凝液，天然气油，压缩天然气
3.冷却脱水的方法：直接冷却法，加压冷却法，膨胀制冷冷却法，机械制冷冷却法
天然气脱水的方法：冷却法，吸收法和吸附法
4.常用的脱水吸附剂：活性铝土、活性氧化铝、硅胶和分子筛
5.固体吸附剂的吸附容量与被吸附气体的特性和分压，固体吸附剂的特性，比表面积和空隙
率以及吸附温度等有关。
6.天然气液回收方法：吸附法、油吸收法、冷凝分离法。
目的:生产管输气、满足商品气的质量要求、最大程度的回收天然气液。
7.尾气处理方法：从类型上可分为干法、湿法和直接灼烧法三类。除灼烧法外，按其基本原
理又可分为延续反应法、H2S回收法和SO2回收法三类。SO2回收率不可能超过100%。
8.吸附剂/催化剂需要再生：Sulfreen法
还原---吸收法：SCOT法
氧化---吸收法：Wellman-Lord
二.选择
1.天然气的主要成分是甲烷，此外还有乙烷，丙烷，丁烷，戊烷及己烷以上的烃类
2.天然气处理与加工含义：
（1）天然气加工是指从天然气中分离，回收某些组分，使之成为产品的那些工艺过程
（2）天然气处理是指使天然气符合商品质量和管道运输要求所采取的工艺过程
3.烃露点：在一定压力下，天然气中烃类开始冷凝的温度
水露点：在一定压力下，天然气中水蒸气开始冷凝的温度
4.华白指数：是代表燃气特性的一个参数，是燃气互换性的一个判定指数
5.预测天然气水含量的方法：图解法和状态方程法
6.引起水合物形成的主要条件：（1）天然气的温度等于或低于露点温度，有液态水存在（2）
在一定压力和气体组成下，天然气温度低于水合物形成的温度（3）压力增加，形成水合物的温度相应增加
7.水合物形成的条件预测：相对密度法、平衡常数法、Baillie和Wichert法、分子热力学模
型法、实验法
8.天然气水合物的结构：体心立方晶体结构、金刚石型结构、结构H型水合物
在形成水合物的气体混合物体系中，可能出现平衡共存的相有气相，冰相，富水液相，富
烃液相和固态水合物相
9.吸附负荷曲线（吸附波）：在吸附床层中，吸附质沿不同床层高度的浓度变化曲线，称为
吸附曲线
10.复合固体吸附剂的特点：
（1）既可以减少投资，又可以保证干气露点
（2）活性氧化铝可以作为分子筛的保护层
（3）活性氧化铝再生时能耗比分子筛低
（4）活性氧化铝的价格较低
三.判断
1.破点：床层出口气体中水的浓度刚刚开始发生变化的点，为破点
2.透过（穿透）曲线：从破点到整个床层达到饱和时，床层出口端流体中吸附质的浓度随时间的变化曲线
3.吸附剂平衡吸附量：当床层达到饱和时，吸附剂的吸附量
4.动态（有效）吸附（湿容）量：吸附过程达到破点时，吸附剂的吸附量
5.天然气绝对含水量：每标准立方米天然气的实际含水量
6.天然气饱和含水量：在一定温度压力下，天然气与液态水达到平衡时气体的绝对含水量
7.天然气的相对湿度：天然气中实际含水量与饱和含水量之比
8.天然气的水露点：在一定压力下，天然气中的水蒸汽开始冷凝的温度
9.甘醇在使用过程中将会受到的污染：氧气串气系统、降解、PH值降低、盐污染、液烃、淤渣、起泡
10.吸附法脱水是指气体采用固体吸附剂脱水，固也称为固体吸附剂脱水
11.物理吸附是由液体中吸附质分子与固体吸附剂表面之间的范德华力引起的12.化学吸附是吸附质与固体吸附剂表面的未饱和化学键力作用的结果
13.分子筛类型为A型X型和Y型
14.固体吸附剂工艺参数的选择：吸附周期、湿气进干燥器温度、再生加热与冷却温度、加热与冷却时间分配
15.吸附剂床层由吸附饱和区、吸附传质区和未吸附区三部分组成16.按照提供冷量的制冷系统不同，冷凝分离法可分为：冷剂制冷法，直接膨胀制冷法和联合制冷法三种
17.根据天然气在冷冻分离系统中的最低冷冻温度，又将冷凝分离法分为：浅冷凝分离与深冷凝分离
四.了解
1.制冷方法，（1）阶式制冷系统：由几个单独而又相互联系的不同温度等级冷剂压缩制冷循环组成（2）混合冷剂：是指由甲烷至戊烷等烃类混合物组成的冷剂
2.节流膨胀与透平膨胀的区别：
（1）节流过程用节流阀，结构简单，操作方便，等熵膨胀过程用膨胀机，结构复杂
（2）膨胀机中实际上为多变过程，因而所得到的温度效应及制冷量比等熵过程的理论值小
（3）节流阀可以气液两相内工作，即节流阀出口可以允许有很大的带液量，而膨胀机出口允许的带液量有一定的限度
3天然气回收工艺方法主要由原料气预处理、压缩、冷凝分离、凝液分馏、干气再压缩以及制冷等部分组成。
原料气预处理的目的是：脱除原料气中携带的油、游离水和泥沙等杂质、以及脱除原料气中的水蒸气和酸性组分等
原料气压缩的目的是：为了提高天然气的冷凝率
4.二氧化碳含量过高，会降低天然气的热值
5.从天然气中脱除酸性组分的工艺过程称为脱硫，脱碳，习惯上统称为天然气脱硫
6.天然气脱硫的方法：间歇法、化学吸收法、物理吸收法、联合吸收法（化学-物理吸收法）、直接转化法、膜分离法
7.克劳斯法硫磺回收常用的工艺方法有：直通法、分流法、硫循环法、直接氧化法
8.克劳斯法硫磺回收装置的主要设备有反应炉、余热锅炉、转化器、冷凝器
9.液硫脱气工艺有循环喷洒法和气提法两种
10.天然气液化一般包括天然气净化（也称预处理）过程和天然气液化过程两部分
11.LNG工厂按照LNG的使用情况主要分成两种类型：基本负荷型（基地型）和调峰型
12.天然气液化工艺过程原料气预处理：原料气中的CO HS COS 采用醇胺法或其它方法脱
除，水采用分子筛吸附法脱除，汞采用可再生的HgSIV吸附剂脱除，N采用闪蒸分离法脱除
13.天然气液化原理及工艺 ：天然气液化的实质就是通过换热不断从天然气中取走热量最终
达到液化的目的。因此天然气液化的核心是制冷系统
14.LNG装置实质上是压缩机，换热器，膨胀机或节流阀等的组合体
LNG装置工艺流程采用的制冷循环可分为下述几种
1）节流制冷循环
2）膨胀剂制冷循环
3）阶式制冷循环
4）混合冷剂制冷循环
5）有冷剂预冷的混合冷剂制冷循
6）以低温制冷机为冷源的制冷循环
15.天然气液化工艺中的主要设备是压缩机组及换热器等
16.常用的压缩机有两种类型：离心式压缩机和轴流式压缩机
17.大中型LNG装置的压缩机采用的驱动机有两种：蒸汽轮机和燃气轮机
天然气母站冰堵的预防与处理措施 篇3
一、冰堵产生的原因
众所周知，天然气实质上由多种组分组成的天然气水合物。冰堵现象的产生需要满足一定的条件。经科学研究发现，所谓的“冰”实质上是天然气水合物，这种水合物是在一定压力和温度条件下，由天然气中某些气体组分和液态水生成的一种不稳定的、具有非化合性质的晶体，外观类似松散的冰或致密的雪。这些水合物的在场站设备内大量聚集，堵塞管道设备，形成冰堵。由于北方冬季温度普遍较低，如果场站天然气含水量满足条件，加之由于调压、变径等产生的节流效应造成的温降，气体在高压高速并伴有晶核的输气状态下，冰堵事故极易发生。
二、冰堵的危害
冰堵一般发生在调压、变径、分离器、管束车汇管等设备。冰堵对以上所述设备危害较大，可能导致调压阀皮膜穿孔，高压气体未经减压输送到下游，易引起下游管道超压运行，造成泄露甚至火灾、爆炸事故。同时水合物可能堵塞过滤器滤芯，造成前后压差增大，造成滤芯破坏，起不到过滤杂质的作用。在脱水过程中，如果脱水装置运行过程中，变径处或者冷却管发生冰堵，极易造成温升突然增大，影响传感器、变送器使用寿命，如果控制系统失效，极易可能发生爆炸。因此冰堵危害巨大，需要采取一定的措施进行预防和控制。
三、冰堵的预防措施
针对冰堵，一般可以采取以下几种预防措施：
（一）及时脱除天然气中的水分，降低天然气水露点
目前，天然气母站基本配有脱水装置，一定要发挥脱水装置的作用，定期检测水露点，一旦水露点升高到-33℃，就需要及时开启脱水装置，对天然气进行脱水，使气态水冷却为液态水，通过排污系统排出。脱水装置中分子筛也需要根据环境及使用条件定期更换，确保脱水效果。
（二）采取多次减压的方式进行减压
母站最易发生冰堵的是调压系统，采用多级减压可以减少去压降的幅度，可以减少冰堵的发生。因为在通常情况下，降低压力会影响管道的输送能力，因此在天然气传输的过程中几乎不采用调压系统来进行降压。但在天然气输送完后，利用天然气母站的调压系统来处理管道中的液态水，可以有效的避免冰堵的情况发生。具体的做法是在下部分输管道具备一定的储气调峰能力的情况下，适当的调节调压系统，提升下部分属管的压力，促使液态水在压力的作用下从下部分输管道中排除。另外，天然气母站中调压系统的运用，会发生能源转换，而能源转换又会产生热量，其散发在天然氣母站中，可以提升天然气母站抗寒能力，避免天然气母站发生冰堵情况。
（三）采用伴热的方式对管道进行保温
天然气母站之所以会发生冰堵的情况，与天然气母站温度较低有很大关系，而采用伴热的方式来对管道进行保温，可以提高天然气管道抗寒能力，如此有利于降低天然气管道冰毒情况的发生。这里所说的利用伴热方式来保温管道是指通过对排污系统及调压系统采取伴热带方式提高天然气的温度，可以有效减少冰堵的发生。因为在利用天然气管道输送完天然气后，通常会利用排污系统对天然气母站中的分离器、过滤器、汇管等设备进行多次排污，而排污系统运作会产生大量热能，这会使天然气管受到热量的作用，使其保温效果增强。而调节系统运作能够对天然气管道起到的保温作用，上文已经说明，在此就不做过多的重复说明。
（四）加气过程中，控制天然气流速
通过修改加气机的参数，降低天然气流速，可以避免管束车在初期充装时，汇管处发生冰堵。具体来说，就是在天然气母站输送天然气的过程中，工作人员要观察天然气管道中液态水积流情况，进而适当的修改加气机的参数，促使加气机的加气程度得以调整，如此便可以有效的控制天然气输送速度，而天然气管道中生成的液态水就会被及时的排出，从而有效的避免液体水积留在天然气管道中，那么即便室外温度降低，天然气母站的管道也不会发生冰堵。
四、冰堵发生后的处理措施
（一）冰堵段放空降压
通过放空使水合物的形成温度随压力的降低而降低，当其降至低于管线内天然气温度时，已形成的水合物将发生分解，达到解除冰堵的目的。具体的做法是：明确天然气拇战冰堵段的管道，对冰堵段部位进行放空或降压，天然气水合物会受到压力的作用，使其形成温度随压力下降而降低，当温度降至低于管线内天然气温度时，此时的温度点便是天然气水合物分解的温度点，天然气水合物便会分解，如此便可以达到解除冰堵的目的。
（二）通过提高温度的方式解冻
这里所说的通过提高温度来解冻天然气母站冰堵段是采用热源的方式对已形成冰堵的管段进行加热，如热开水，电伴热带。具体的做法是在已形成天然气水合物冰堵的管段，利用热源加热天然气（如电伴热、热水）来对冰堵段进行加热处理，提高天然气的温度，进而会使天然气水合物的形成条件被破坏，相应的天然气水合物便会分解，分解后的天然气会随着管道传输到天然气装置中，而对于天然气水合物分解产生的液态水，可以利用排污的方式将液态水排出去。在此需要说明是如若在调压阀指挥器或引压管出现冰堵时，利用加热方式分解天然气水化物，产生大量的液态水难以通过直径小的流道流出，此时可采取在指挥器或引压管上直接浇注开水的方法进行解决。
结束语
在天然气母站传输天然气的过程中生成的液态水如若积流在天然气管道中，那么在室外温度降低的情况下天然气管道容易发生冰堵现象，这会给天然气母站带来一定危害。为了避免此种情况发生，应当做好相应的预防措施，如及时脱除天然气中的水分，降低天然气水露点、采取多次减压的方式进行减压、采用伴热的方式对管道进行保温、加气过程中，控制天然气流速等，如此可以有效预防天然气母站冰堵现象发展。当然如若不幸发生天然气母站冰堵情况，相关工作人员应当在冰堵段放空降压或提高温度来处理冰堵情况。总之，天然气母站工作人员应当对天然气母站冰堵的危害予以了解，并明确预防冰堵现象的措施和处理冰堵现象的措施，如此可以有效避免天然气母站冰堵现象的发生。
（作者单位：1.中石油昆仑燃气有限公司苏里格分公司，2.中石油昆仑燃气有限公司山西分公司）
作者简介
天然气处理厂空压站的设计 篇4
1 气源质量要求
仪表用气源一般采用洁净、干燥的压缩空气。
供气系统气源操作 (在线) 压力下的露点, 应比工作环境或历史上当地年 (季) 极端最低温度至少低10℃[1]。
用于仪表供气的气源, 必须进行净化处理。经净化装置, 在过滤器出口处, 要求仪表空气含尘粒径不大于3µm.含尘量应小于1mg/m3.当选用油润滑式空压机或者直接使用工艺压缩空气气源做仪表气源时, 必须配高效除油器, 将压缩空气中的油分含量控制在规定值以下, 并配以相应的过滤、干燥装置和备用储罐。
天然气处理厂的空压站选用无油螺杆机或微油螺杆机时, 为保证仪表空气的气源要求都设置了至少3级空气过滤器。
2 仪表空气的用量
仪表供气系统的负荷包括指示仪、记录仪、分析仪、信号转换器、气路电磁阀、继动器、变送器、电气阀门定位器、执行器等气动仪表和吹气液位计、吹气法测量用气正压防爆通风用气、仪表修理间气动仪表调试检修用气、仪表吹扫用气等。仪表空气设计容量即产气量应满足以上仪表用气的需要。对于为管道、设备、地坑等提供吹扫用的工厂风为非仪表用气负荷, 可另设一路管网。
仪表总耗气量计算, 可采用简便的方法估算耗气的总量, 即:按控制阀数汇总, 每台控制阀耗气量为1～2Nm3/h;控制室用气动仪表每台耗气量为0.5～1Nm3/h;现场每台气动仪表耗气量为1.0Nm3/h;正压通风防爆柜每小时换气次数大于6次[2]。
在计算耗气量时, 我们通常计算指为标准状态 (101.325k Pa, 0℃) , 仪表说明书中多为操作状态 (供气压力为140 k Pa, 20℃) , 必须经过换算:
式中Qc′-标准状态下的耗气量, Nm3/h;
Qc-操作状态下的耗气量, m3/h。
根据规范HGT20510-2000《仪表供气设计规定》和SH3020-2001《石油化工仪表供气设计规范》, 其仪表气源装置容量按下式计算:
式中:
QS—气源装置设计计算容量, Nm3/h;
Qc—各类仪表耗气总和, m3/h。
0.1～0.3—供气管网系统泄漏系数
3 压缩机组配置的确定
3.1 处理量的确定
空压机组的配置, 要考虑三种气量的消耗:仪表空气用量、吹扫点火某些装置鼓泡用的工厂风用量、正常生产时氮气用量。
压缩后的空气经过两级前置过滤器、吸附式干燥过滤器、一级后置过滤器成为达标的净化空气, 干燥损失率考虑10%～15%。
根据氮气用量计算出所需要的压缩空气的用量, 此用量与仪表风用量和工厂风用量之和为压缩机选型的依据。
在确定压缩机的处理量时, 还要根据当地大气压和环境温度对压缩机组的额定处理量进行校核。由于空压机的处理量一般是以20℃, 101.325kPa为标准状态确定的, 因此, 对于环境温度、压力与标况相差较大的地区, 特别是青海等高原地区, 其环境温度低 (年平均温度为5.5℃) , 大气压力低 (年均大气压约70KPa) , 应对空压机组的处理量进行校核。校核可采用下面公式:
式中:
V1—空压机组在20℃, 101.325kPa状态下的处理量, m3/h
P2—当地大气压, kPa
T2—当地环境温度, 20℃
V2—空压机组在当地的处理量, m3/h
3.2 空压机台数的确定
空气压缩机的型号、台数和不同空气品质、压力的供气系统, 应根据供气要求、压缩空气负荷, 经技术经济比较后确定。
压缩空气站内, 活塞空气压缩机或螺杆空气压缩机的台数宜为3～6台。对同一品质、压力的供气系统, 空气压缩机的型号不宜超过两种。离心空气压缩机的台数宜为2～5台, 并宜采用同一型号[3]。
净化厂的空气压缩机一般都会考虑备用, 防止空气压缩机出现故障使全厂的停产。
4 净化空气储罐的设计
仪表气源装置应设有足够容量的储气罐, 其容积按下列公式计算:
式中:V—储气罐容积 (m3) ;
t—维持时间 (min) ;
P1—正常操作压力 (kPa (a) ) ;
P2—最低输出压力 (kPa (a) ) ;
P0—大气压力, 通常P0=101.33k Pa (a) 。
维持时间t, 应根据生产规模、工艺流程复杂程度及安全联锁自动保护设计水平来确定。如果没有特殊要求, 可在15～30分钟内取值;净化厂净化空气储罐的设计, 一般都在此范围取值。
针对设计规模较大的净化厂, 净化空气的储罐宜全厂统一考虑个数和平面布置位置, 储罐后的净化空气管线一般采用不锈钢管线, 储罐的位置要考虑供气气量的同时, 尽量降低工程成本。碳钢的价格为1万/吨～1.5万/吨, 不锈钢的价格为2万/吨～2.5万吨, 净化空气管线在规模较大的净化厂中系统管架上的敷设距离能达到几公里, 空压站的净化空气储罐尽量布置在装置区附近, 减少不锈钢管线的用量。
5 结论
通过对仪表风气质要求的描述, 以及仪表风用量计算的介绍, 空压机选型的注意事项, 净化空气储罐的计算及平面布置的介绍, 勾勒出空压站设计的设计要点, 为净化厂空压站的设计提供参考。
摘要：通过对仪表气源质量要求及天然气处理厂空压机后仪表风干燥过滤设备要求的介绍, 引用了标准规范中计算仪表风量公式, 给出了工程中安全、可靠、合理的仪表风设计方案;再根据当地大气压及温度的影响、仪表风过滤损耗情况、氮气用量、非净化空气用量以及空压机台数配置要求等原则, 说明了空压机组设置;最后根据净化空气的仪表使用要求, 给出了仪表风罐的计算方法, 提出了安全、可靠的空压站配置要求, 同时为减少投资对仪表风罐的设计和布置提出建议。
关键词：天然气处理厂,仪表风质量,仪表风用量计算,压缩机的配置,净化空气储罐的设计
参考文献
[1]SH3020-2001, 石油化工仪表供气设计规范[S]
[2]HG/T20510-2000, 仪表供气设计规定[S].
天然气处理厂 篇5
UASB反应器处理天然气厂检修废水的负荷变化试验研究
摘要：本文以某天然气净化厂检修废水为研究对象,采用上流式厌氧污泥床(UASB)反应器对该废水进行处理.当进水COD浓度已达最大时,小范围改变进水有机负荷,观察出水VFA、pH、COD 及产气量的.变化情况,研究负荷变化对该反应器的影响,最终确定反应器能承受的最适负荷.作 者：宋旭燕 欧阳峰 潘法康 SONG Xu-yan OUYANG Feng PAN Fa-kang 作者单位：西南交通大学环境科学与工程学院,成都,610031期 刊：四川环境 ISTIC Journal：SICHUAN ENVIRONMENT年，卷(期)：,27(1)分类号：X703关键词：UASB COD 有机负荷
天然气处理厂 篇6
苏里格天然气处理厂生产装置的物料介质都具有易燃易爆的危险性, 防火防爆是处理厂安全生产的重要研究对象。
爆炸是物质从一种状态, 经过物理或化学变化, 突然变成另一种状态, 并放出巨大的能量。急剧速度释放的能量, 将使周围的物体遭受到猛烈的冲击和破坏。爆炸危险区域的划分是根据爆炸性混合物出现的频繁程度和持续时间确定的, 分为。区、1区、2区。防爆设备类别可以分为两大类:I为煤矿井下用电设备, II为工厂用电气设备;防爆级别分为A、B、C三级, 说明其防爆能力的强弱。
天然气处理厂建设过程中, 设计合理的防火防爆系统能有效保证处理厂设备、人员的安全。防护层分析LOPA (layers of protect ion analysis) 是2000年以来国际上广泛应用且行之有效的一种安全设计技术。过程设计者采用多重防护层或安全措施, 以便深度防止或减轻灾难性事故的影响。防止事故与灾难发生的措施可以是安全设备、系统或行动, 能够防止危险剧情向不利后果扩展[1]。通过过程工业防护层的对比, 处理厂安全防火防爆系统可以分为以下几个方面:基础防火防爆、员工操作防爆、安全报警系统、防爆泄压系统、消防灭火系统等方面。
一、基础防火防爆
基础防火防爆层是处理厂工艺过程的安全设计、防爆电器设备的选型和处理厂防雷防静电基础设施的建设等方面组成。
1. 工艺安全设计
合理的天然气处理工艺, 生产设备和容器的密闭性好, 输送可燃物质采用无缝钢管, 阀门、连接法兰、泵密闭防漏。电缆沟在不同区域间的密封与隔离问题, 要采取充砂、填阻火堵料或加设防火隔墙等措施。
2. 防爆电器设备选型
根据电气设备类别及环境区域等级, 选用合适的防爆电气设备, 使防爆电气设备的安全性能满足爆炸危险环境要求[2]。
在处理厂使用防爆电器中, 应用最多的是隔爆型、增安型和本质安全型。防爆危险区域划分中应该注意到:处理厂装置区内的变配电所位置设置在非爆炸危险区域内;加热炉区的爆炸危险区域, 离炉子外壁1.5m内应视为非防爆区。爆炸性危险区域内按照介质危险程度的级别 (ⅡB级) 和组别 (T6组) 选用防爆电气设备, 选用防爆标识不得低于ⅡBT6的防爆电气设备。下表是处理厂常见防爆电器设备防爆类别。
3. 处理厂防雷、防静电系统
雷电和静电极易引起易燃易爆场所气体的燃烧和爆炸。防雷防静电设施是确保其安全的重要技术措施之一, 定期进行安全技术检验, 及时发现隐患, 方可预防爆炸、火灾事故的发生[3]。
变电所、配电室、中控楼、化验楼、空氮站等主要建筑物均按二类防雷建筑物设防, 屋面上均设避雷带。
厂区内设联合接地网, 接地网兼作防静电接地。接地装置总接地电阻≤1Ω。厂区内各种设备的金属外壳、电缆桥架、金属管道均需做等电位连接并与接地装置可靠连接。放空火炬区设置单独的接地网, 接地电阻≤10Ω。
为保护电力及电子设备免遭受雷击及电涌过电压损坏, 在电源系统进线端加装电涌保护器 (SPD) 作为一级保护。在自控、通讯设备前端的配电箱、UPS等装置加装电涌保护器作为第二级保护, 将电涌电压限制在相应设备的耐压等级范围内[4]。
加强防雷检测工作, 规范防雷装置安全检测工作管理[5]。处理厂接地系统采用TN-S系统, PE线和N线分为两根线, PE不通过电流, 也不带电位, 比较安全。图1是TN-S系统接地原理图。
二、员工操作防爆层
员工操作防爆层是由于人的不安全因素引起的火灾爆炸等事故, 因此员工应按照岗位标准化作业程序进行操作。
1. 杜绝明火存在 (严禁携带火种进入厂区) ;
2. 现场通讯不允许使用手机, 处理厂配备相应的防爆对讲机、防爆电话站等通讯设施;
3. 制定相关的制度进行防火防爆安全系统检查, 定期安全检查 (安全阀、液位计、阻火器、水封井等) ;
4. 现场检修维护时使用防爆工具;
5. 动火作业前, 办理动火票, 制定安全措施;
6. 加强防火防爆安全知识的学习;
7. 完善的安全应急预案, 定期开展消防应急演练。
三、安全系统报警系统
处理厂安全报警系统由FGS系统 (火灾、可燃气体监测系统) 、火灾自动报警系统组成。
1. FGS系统 (火灾、可燃气体监测) 的应用
FGS系统能够监测现场可燃气体泄漏、火灾情况时, 能够及时报警。FGS系统结构原理如图3所示, FGS系统现场用到的仪表有:可燃气体检测仪、火焰探测器、声光报警器和防爆操作接线柱。可燃气体检测仪可以及时检测天然气泄漏情况, 火焰探测器可以及时检测现场火灾情况, 防爆操作柱可以进行现场紧急报警。FGS系统自动采集各个区域可燃气体检测仪、火焰探测器的输出信号和手动防爆火灾按钮信号, 完成可燃气体泄漏浓度监测报警、火灾监视报警、声光报警等。当有报警信号时, 能准确地切换到相应画面, 显示出报警部位, 以便人员及时处理。
2. 火灾自动报警系统的应用
自动报警控制系统能够及时监测中控室内的火灾情况, 能够及时报警。火灾自动报警系统仪表设备如图4所示, 中控室安装有温感和烟感变送器, 当温感或烟感检测信号达到报警限时, 火灾自动报警控制器发出报警信号, 同时声光报警器报警。4100U火灾自动报警器还包含手动报警, 通过操作控制器操作面板上的手动报警或者操作中心控制室楼道中的手动报警按钮均可以实现中控楼火灾报警, 以便人员及时处理。
四、防爆泄压系统的应用
防爆泄压系统即是火炬放空系统, 天然气处理厂放空系统由安全阀、放空管线、放空火炬等组成。
当设备或管道内压力超过安全阀设定压力时, 自动开启泄压, 保证设备和管道内介质压力在设定压力之下, 保护设备和管道正常工作, 防止发生意外, 减少损失。
火炬放空系统设置有高压火炬系统和低压火炬系统两部分。火炬放空系统设计应综合考虑火炬筒的最大放空量, 确保放空泄压安全, 同时应该设计紧急停车逻辑确保放空马赫数达到要求, 保证火炬安全。高压火炬系统用于紧急事故及装置检修时的天然气放空, 低压放空系统用于停工检修时系统内的余气和工厂事故状态低压气放空 (包括丙烷制冷系统、燃料气系统, 凝析油稳定装置的闪蒸气, 甲醇污水处理的闪蒸气和不凝气) [6]。为了确保上游工艺装置及火炬本身的安全, 保持火炬筒的微正压, 防止火炬筒中形成爆炸性气体, 放空时引起爆炸毁坏火炬系统。
五、消防灭火系统的应用
1. 以“自救为主, 外援为辅”的原则进行消防设计。注重风向、朝向, 符合安全、环保、卫生要求。
2. 厂内道路采用环形布置。路面采用城市型混凝土道路结构, 主要干道与支道相互衔接, 各生产装置区域设有环形通道, 满足消防要求。厂区设置安全教育门岗室, 安全应急门。火炬区域及35KV变电所设置有独立的出入口。
3. 生活区内设置消防站 (类别三级) , 主要承担天然气处理厂、倒班点及气田站、井的消防及戒备任务。
4. 天然气处理厂的位置及消防现状:设置独立的消防给水系统, 消防系统由水源井、消防水罐、消防泵、压力式泡沫比例混合装置、泡沫管网、消火栓、消防炮等组成。火灾时, 由消防泵向消防管网提供足够的消防水量, 确保厂区设备及人员的安全。
5. 储罐区的消防管网按照环状设计, 分别从厂区消防管网及泡沫混合液管线接入环状管网。环状管网上设有备用消火栓, 在消火栓附件均放置消火栓水龙带箱。
结论与认识
安全防火防爆系统能有效保障天然气处理厂安全生产运行, 进一步体现了苏里格天然气处理厂建设的先进性、数字化、标准化。
摘要：本文通过对苏里格天然气处理厂爆炸危险基础知识和工业过程防护层的认识, 提出安全防火防爆系统结构。深入分析了基础防火防爆、员工操作、安全预警系统、防爆泄压系统、消防灭火系统等5方面内容。
关键词：天然气处理厂,防火防爆,放空系统,报警系统,消防系统
参考文献
[1]吴重光.张贝克.马昕.过程工业安全设计的防护层分析 (LOPA) .石油化工自动化.2007.
[2]王红艳.浅谈石化企业中的电气防爆问题.石化电气.2010.
[3]刘立新.防雷防静电设施安全技术检验.石油化工安全技术.2001.
[4]苏里格气田第五天然气处理厂工程天然气处理厂初步设计防火专篇2011.
[5]李文华.油田防雷减灾现状及对策.安全.2010 (6) .
天然气处理厂 篇7
近年来随着天然气在全球能源结构中占比逐年增加, 以及全球范围内对天然气化工企业的环保要求越来越高, 市场对大型天然气处理项目的需求不断增加。而国际化的项目又对项目建设方在进度、质量、安全风险、成本管理及环保等方面提出了更高的要求, 促使建设者在实践中不断探索总结, 从而产生了模块化的设计、施工理念。模块化设计、施工是将整个工程按照功能、设备布置、运输、吊装等方面拆分为若干个模块, 模块中结构、设备、管道、仪表等均在工厂预制, 模块运至施工现场后整体吊装, 将各模块之间工艺管线、仪表等进行连接后即可进入调试阶段。近年来起重、运输机械的超大型化以及工厂制造能力的提高又在客观上为工程模块化建造创造了条件。
伊拉克米桑油田天然气处理厂项目包含了天然气压缩单元、脱硫单元以及硫磺回收单元。项目现场地处伊拉克东南部, 项目建设工期包含了整个夏季, 平均气温45~55℃, 风沙天气较多, 且伊拉克基础设施极不完善, 国家局势动荡, 安全风险较高。为满足项目业主对工期、质量的要求, 也为了降低风险, 经综合考虑, EPC总承包单位决定跟进国际新建项目的建设趋势, 对天然气处理厂脱硫、硫磺回收及管廊区域进行模块化设计、制造安装。本文以米桑油田天然气处理厂为例, 从设计、制造安装角度介绍了模块化设计、制造安装技术以及质量的控制。
1 模块设计
与传统现场散件组装施工相比, 模块化制造的工期大大缩短, 因此不适用于一边设计一边施工的工程项目, 必须在项目开工之前完成所有模块图纸的审核交付, 这样才能保证模块制造过程的连续性。工程模块化对设计工期和模块的质量提出了更高的要求。
模块化设计首先要在工艺流程确定之后, 对整个工程进行合理的模块划分。模块的分解是否可行合理直接决定了项目成本、进度及后期施工难易程度。米桑油田天然气处理厂在模块设计、划分时考虑到了以下因素: (1) 撬块尺寸不能超过海、陆运输限制, 该项目运输主要受伊拉克陆上道路运输条件限制, 最大尺寸不得超过16 m (长) ×4 m (宽) ×4 m (高) 。 (2) 伊拉克现场施工条件有限, 单台汽车吊最大起重能力为500 T, 模块设计时根据现场整体布置考虑了吊车长半径吊装承载力。 (3) 相比传统配管设计, 模块内管线排布更加紧凑, 因此需要考虑管道分割的合理位置以及设备、管道安装的适宜位置, 避免给模块制造过程曾加困难。 (4) 模块钢结构模型分为整体分析和单一模块吊装分析, 整体分析中考虑了运输载荷, 吊装分析主要是为了保证模块吊装过程中不发生翻转、倾斜等状况, 核算结构的强度和挠度是否符合要求。
此外, 模块设计时尺寸并不仅受运输条件限制, 还应综合考虑经济效益。单个模块尺寸的增大可能会造成运输费用成倍的增加。本项目物资运输受伊拉克路桥条件限制, 不需要考虑此项因素。
由于模块化设计需考虑因素较多, 因此需要设计技术人员与施工技术人员根据实际情况进行深度交流。同时模块划分方案的确定, 需要总图专业、结构专业、管道专业、自控专业、设备专业以及包装运输等多专业技术人员通力协作, 具体如图1、图2所示。
2 模块制造
模块制造工期往往都非常紧张, 以本项目为例, 脱硫、硫磺回收单元加上管廊区域共计32个模块, 加上模块以外的钢结构预制工作, 工厂内制造工期仅60天。由于工期紧张, 所以需要对材料采购工作提前做好策划, 保证采购周期满足制造需求。为了保证模块材料按时到货, 避免节约的工期浪费在材料等待上, 本项目EPC承包商针对质量、进度存在违约风险的供应商提前派出专业的驻厂监造人员, 从严控制产品质量, 保证每道工序符合规范要求, BV监造人员对模块的施工质量负责, 以质量来催进进度, 并出具相应的工序以及验收报告。同时严格把控进度, 及时预警, 采取措施, 最终保证材料按期交货。
本项目负责模块制造的承包商常年为法液空、普莱克斯、拜耳等国际知名公司制造装置模块, 在模块化制造安装方面具有非常丰富的经验。在模块制造过程中, 管道撬外预制占比可以达到65%~70%, 剩余安装工作量在模块内完成。模块化设计、制造安装与传统现场建造相比有着诸多优势。
(1) 从HSE管理角度考虑:国内工厂是在厂房内进行施工, 厂房两侧配备了换气排风扇加强空气流动, 以此降低施工环境温度, 这是伊拉克现场露天50℃高温的施工环境无法比拟的;模块化施工可以大幅度减少现场高空作业, 降低安全风险;同时, 将长周期的伊拉克现场安装作业移至国内进行, 也有效降低了安保风险;国内模块制造也可为施工现场节省出了更多的施工空间, 有利于现场开展文明施工, 保持现场的整齐规范。
(2) 从质量控制与质量保证角度考虑:从设计源头对其质量控制, 保证图纸合理性、可行性;撬体使用的所有材料都在合格供应商名单中, 杜绝低劣材料用于撬体;在制作过程中采用技术成熟、熟练的人员进行施工;在监造过程中, 采用国际BV公司进行严格把关, 确保每道工序符合规范及质量要求;相比伊拉克现场, 国内工厂有更为完善的质量管理体系;技术人员以及施工人员相比伊拉克无论从技术还是管理能力、质量意识方面更为专业;工厂内配备了更为专业的喷砂设备和专门的油漆车间;工厂可以投入更多的专业质量工程师, 在焊接、防腐、探伤以及焊缝返修、水压试压等环节实现更全面的监控;确保质量可控, 撬块符合设计和规范的质量要求。
(3) 从工程进度的角度考虑:国内工厂的工装是伊拉克现场无法比拟的, 本项目模块制造工厂配备了专业管道和钢结构下料设备以及流水线喷砂设备, 部分喷砂、下料工序可以实现流水线作业;钢结构焊接采用二氧化碳保护焊, 焊接效率高;每个车间至少配备3台梁式起重设备, 保证管道安装效率。由于不受现场施工空间限制, 工厂可以同时进行多个模块的平行施工, 与此同时, 伊拉克施工现场进行模块土建基础的平行施工。土建和安装专业同时进行施工, 打破了传统的施工工序, 有效提高施工效率, 缩短了项目工期。
(4) 从工程成本控制角度考虑:海外项目的人力成本及施工机具成本较国内而言成倍增加, 而模块化设计、制造安装可以将现场的安装工作量大部分转移至国内, 从而有效的降低工程成本。
3 模块现场安装和质量控制
模块化设计安装工作, 大部分管道、设备、电仪安装工作都已在制造商完成, 模块运至现场后主要是进行吊装作业。撬块安装时保证定位和标高的准确性, 保证其水平度和垂直度, 以设备的安装标准对撬块安装质量进行控制。本项目模块, 最大起吊重量不超过50 t。由于在前期设计时, 施工人员与设计人员已做过交流, 在模块制造过程中也考虑到了到货顺序与施工顺序相适应的问题, 因此现场只需按预定计划完成模块吊装, 根据工艺流程连接各模块管道、电仪等, 即可进入调试阶段。
4 总结
本项目在模块化实施过程中也遇到了各种问题, 如:脱硫单元立式设备超高, 不能与“结构撬块”一同运输, 设备单独运输造成了与设备管口连接的管道缺少支撑;此外, 通过现场施工人员、物流人员与设计人员沟通发现, 模块内管道支架在设计之初并未考虑运输载荷, 在海运中剧烈的动载荷作用下存在管道垮塌风险。此类问题, 都是在模块制造过程中, 通过施工人员与设计人员反复沟通, 编制专项方案, 最终一一解决。
模块化设计、制造安装目前已经成为国际工程项目的发展趋势, 它需要设计、采购、施工以及运输物流各专业人员协调配合, 各专业深度交叉, 才能有效地执行模块化项目建设。因此这种方式更适用于EPC总承包的模式, 本项目为海外EPC总承包的大型天然气处理厂项目。目前国内工程公司承建的项目中, 采用模块化设计、施工的大型天然气处理项目尚不多见, 因此本项目的模块化设计、制造安装对今后的大型天然气处理项目具有一定的参考价值。
参考文献
[1]余庆军, 潘思明, 常亚楠.浅谈工程建设模块化施工中国高新技术企业[J].2010 (18) .
[2]闰红军.全面推行标准化设计模块化建设问题及对策探[J].油气田地面工程, 2009 (10) .
天然气处理厂 篇8
1 系统介绍
SIS是由传感器、逻辑解算单元和最终控制元件组成的控制系统, 用于生产过程的预定条件受到冲击时使其处于安全状态。显然, SIS的功能性和可靠性是由其所有的组成部分的可靠性决定的。SM是SIS的逻辑解算单元, 是安全控制网络的主体。
SIS经过40多年的发展与应用, 经过了基于机电技术、基于电子技术、基于可编程电子技术, 现在逻辑解算单元都是基于可编程电子技术由微处理器组成的系统。
HoneyWell公司于2004年正式推出Safety Manager系统, 常规的PLC控制系统从设计上并不具备故障容错和故障安全的性能, 对于输出短路故障、输出断路故障PLC无法处理这些“被动”故障, 它不能使设备进入到安全状态, 而Safety Manager系统可以提供高可靠性, 能够确保设备处于安全状态。
2 Safety Manager系统硬件概述
Safety Manager系统机柜采用Rittal标准机柜, SM控制器和IO通常从Chassis开始设置。
2.1 QPP (控制器) 是SM系统的核心, 它可以持续的周期执行读输信号, 执行功能逻辑单元程序, 写输出卡功能, 连续测试系统硬件, 以保证安全控制。
2.2 USI (通讯卡) 是SM系统的通讯卡, 它的A、B、C、D四个通道可以被用作四种不同的通讯解决方案。
2.3 PSU (5VDC供电单元) 是将24VDC转换成5VDC。
2.4 BKM (Battery and Key SwitchMoudle) 的作用是故障复位开关、强制开关和LED状态指示。
2.5 ELD (漏地检测器) 是用来实现系统漏地检测及报警。
2.6 IO Chassis每个Chassis共有21个安装槽位。
2.7 Safety Manager IO可用于DI卡、AI卡及DO卡的安装。
2.8 FTA及Safety Manager系统内各个硬件需要经过FTA与SM IO卡件连接。
苏里格第五天然气处理厂S M系统采用1个系统机柜, 1个辅助机柜, 1台工程师站以及其他辅助配件组成。
3 Safety Manager组态
Safety Builder是Safety Manager的组态软件, 运行于Windows 2000, XP或者更高的操作系统。组态过程可以分为离线功能和在线功能, 离线组态时可以实现所有组态功能, 在线组态仅允许查看诊断信息和系统状态等功能。
3.1 网络组态
网络组态提供物理视图 (physical view) 和逻辑视图 (logical view) 两种显示模式, 物理视图用来创建SM控制器和其它组件间的物理连接, 逻辑视图用来创建SM控制器和其它组件间的逻辑连接。
3.2 硬件组态
硬件组态实现定义S M系统需要的系统机柜, 分配控制器Chassis, 分配冗余的和非冗余的IO Chassis以及分配IO卡等功能。
3.3 点组态
点组态实现创建点, 查看和修改点的属性, 导入和导出点, 删除点以及打印点的报告。SM系统支持以Excel方式建立点表, 从而实现批量建点。
3.4 应用程序 (FLD) 组态
Application Editor是设计FLD的工具, FLD是使用逻辑功能块连接输入信号和输出信号的集合体, Application Editor提供了大量的逻辑、算数、计时等运算模块。
4 Safety Manager应用程序编译和在线环境
4.1 应用程序编译
当组态工作全部完成后, 就可以对应用程序进行编译, 并生成可以下装 (Load) 到控制器的机器语言文件。如果没有问题编译将完成并生成版本号, 且每次编译成功一次版本号自动加1。
4.2 Safety Manager在线环境
Safety Manager在线环境包含两个部分内容:控制管理和应用程序查看。启动Safety Builder将自动尝试连接Network Configurator中所选择了的控制器。如连接成功, 即可进入系统在线环境;若不能成功连接, 则需要进行系统应用程序下装。
4.3 下装过程
将Safety Manager的两个QPP钥匙开关置于DELE位置, 即控制器处于Halt状态以等待对其进行下装。
5 Safety Manager系统与Experion PKS之间的通讯
Safety Manager作为Honeywell产品网络的组成部分, 可以连接到其容错以太网 (FTE) 上实现与Experion PKS系统的无缝集成。
Safety Manager与Experion PKS集成以后PKS服务器可以而查看Safety Manager系统的诊断信息和点的详细信息。PKS服务器只能访问组态了的允许通讯的Safety Manager的点, 所以PKS服务器和Safety Manager系统的数据交换不会影响其安全相关程序的运行。
6 结论与建议
Safety Manager系统运行稳定, 数据采集准确, 系统检测效果良好。为苏里格第五天然气处理厂的安全运行提供了有力保障。
6.1 建议
为了使该系统能够更好的发挥功能, 更有效的应用于实际生产, 建议进一步做好以下工作:
1) 为保证系统的安全性、稳定性, 建议配置足够冗余的卡件及端子, 并使其处于正常备用状态。同时确认相应控制器能够满足负荷要求。
2) 现场数据采集点Safety Manager与Experion PKS采用同样数据点;因此可能造成因现场仪表故障导致SM系统启动, 建议在现场增加SM系统专用仪表。
3) 为更好的物尽其用, 建议系统维护人员全面掌握相关技术。
摘要：本文介绍HoneyWell公司SM (Safety Manager) 安全管理系统在苏里格第五天然气处理厂的应用, 着重介绍了SM的系统结构、硬件组成、网络结构及组态方法, 另外对SM系统与Experion PKS服务器通讯进行了阐述。
关键词：Safety Manager,苏里格,天然气处理厂
参考文献
[1]霍尼韦尔自动化学院.Safety Manager中文参考手册[M].HoneyWell.
天然气处理厂 篇9
一、凝析油介绍
天然气凝析油是指从凝析气田天然气中凝析出来的液相组分, 又称天然汽油, 主要成分是C5-C8的烃类混合物, 含有少量C8及以上的重烃和其他硫醚等杂质, 馏分多在20℃-200℃之间, 挥发性好, 是优质的化工原料, 稳定凝析油甚至可以直接生产添加汽油。天然气稳定凝析油的饱和蒸汽压 (37.8℃) 在夏季<74KPa, 在冬季<88KPa, 其理化性质与汽油相近, 按照GB50183-2004《原油和天然气工程设计防火规范》火灾危险性分类标准, 属于甲B类液体。
二、静电的产生
1. 液体-固体界面形成偶电层
液体与固体界面处形成偶电层的直接原因是正、负离子转移, 从而形成电动电位。液体在固体表面的电荷层由两部分组成:一部分是紧贴在固体表面的电荷层, 厚度只相当于一个分子直径的数量级, 其所带电荷与界面上固体一侧的电荷符号相反, 称为紧密层;另一部分的电荷与紧密层电荷符号相反, 厚度则为分子直径的几十倍至几百倍, 称为扩散层。
如图1所示, 为液体在管道内流动时静电荷的分布情况。固体界面上是一层正电荷, 在液体中紧密层内是负电荷, 而在扩散层内是正电荷。正电荷随着液体流动形成液流电流, 电流的大小在数值上等于单位时间内通过管道横截面的电量。如果管道接地, 在电流流动过程中, 接地的途径上也有相应的电流流过;如果管道是由绝缘材料制成或者是对地绝缘, 则在管道上会积累大量静电电荷。
2. 液体-气体界面起电
液体在喷雾和发泡时能产生大量的静电和较高的电动电位, 起电原理和液体在管道中流动产生的静电不完全一样。
(1) 液体与气体间的偶电层位于接近气体的液体表面之下。
(2) 带电是由于从表面剥出的微小液滴而产生的, 这些带电粒子产生于很薄的表面层里。
(3) 当液滴破碎时, 大小不等的液滴相比较, 小液滴带负电, 大液滴带正电。
3. 静电产生形式
(1) 流动带电。液体在流动中的摩擦带电是工业生产中颇为常见的一种静电带电形式。
(2) 喷射带电。当液体从管口喷出后在与空气接触时, 它将被分散成许许多多的小液滴。较大的液滴很快地沉降, 而另外一些微小的液滴停滞在空气中形成雾状的小液滴云, 带有大量的电荷。
(3) 冲击带电。当液体从管口喷出后遇到器壁或挡板的阻碍时, 飞溅起的小液滴同样会在空间形成电荷云。
(4) 沉降带电。当轻质油品等绝缘液体中含有固体颗粒杂质或水分时, 当它们向下沉降过程中也有静电产生。
天然气凝析油在管道输送过程中, 与金属管壁摩擦会产生大量静电、装车过程中油品与空气摩擦也会产生大量静电。凝析油的电阻率一般大于1011Ω·m, 属于静电非导体, 产生的静电电荷极易堆积而导致电荷积聚, 在一定条件下进行静电放电而酿成事故。
4. 影响油品静电产生的几个因素
(1) 管道材料和管道内壁状况对液流电流的影响。管线材质对的电阻率差异很大, 对其静电的消散有显著的影响, 从而明显影响液流电流的大小。管道内壁粗糙程度对液流电流也有影响, 内壁越粗糙, 静电产生量越大。
(2) 液体所含水分等杂质对静电产生量的影响。非常纯净的高度精炼石油产品在管道内流动时是不容易带电的。这是因为一般的石油轻油制品的分子是非极性分子, 一般都不能直接电离。液体中的离子主要来源于其中所含的杂质, 当这些杂质离解时就产生了正、负离子。
(3) 流速的影响。流体流速越大, 产生的静电量越大。层流时, 产生的静电量与流速成正比, 且与管线内径大小无关。紊流时, 产生的静电量与流速的1.75次方成正比, 与管线内径的0.75次方成正比。
(4) 流体流动状态的影响。实验指出, 流动的液体由层流变为湍流时, 其带电量会有显著的增加。其理由是, 当液体处于湍流状态时, 一方面由于增大了液体分子热运动和相互碰撞, 可能产生新的空间电荷;另一方面因速度梯度的变化, 使得流体在偶电层的扩散层处的流速变大, 因此会使液流中带有更多的电量。
三、凝析油装车过程静电危害分析
1. 爆炸和火灾
容易导致爆炸和火灾事故是静电可能造成的的最大危害。天然气凝析油闪电低, 挥发性强, 其蒸气的最小点火能小于0.1m J, 爆炸极限为1.1—8.7%, 其蒸气与空气混合后形成的爆炸性混合气体只需要极小的点火能就能引燃。静电放电产生的电火花, 其能量大大超过天然气凝析油蒸气的最小点火能, 当蒸气与空气混合达到爆炸极限时, 静电火花可立即点燃油气混合物引发闪爆事故。
2. 电击
一般情况下, 静电的能量较小, 但产生的电压极高, 甚至高达数万伏。静电电击虽然不会直接使人致命, 但是因为电击易引起坠落、摔倒等二次事故。
3. 影响生产
不消除静电可能会会影响生产或降低产品质量。此外, 静电还可能引起电子元件误动作, 引发二次事故。
四、静电预防和消除
1. 静电接地
(1) 凝析油装车台所有设备、管道, 特别是装车鹤管, 均应采取可靠接地措施, 防止装车过程中静电荷大量积聚, 每年至少对接地电阻值进行一次检测, 确保接地电阻小于10Ω。
(2) 凝析油拉运罐车车体必须使用专用可靠的静电接地装置进行接地, 并确保接地电阻小于10Ω, 接地线严禁采用缠绕方式连接。
(3) 装车栈台附近宜设置专门的人体静电消除装置, 消除作业人员自身产生、携带的静电电荷。
2. 优化装油方式
装车流程宜优先采用密闭、底部装车模式;对于采用槽车顶部装车模式的, 鹤管必须深入距离槽车底部不大于200mm, 并在鹤管出油管口安装变流挡板, 防止油品直接猛烈冲击车底而产生大量静电电荷。
3. 严格控制装车时油品流速
(1) 限制初始流速
油品浸没装车鹤管前装车油品流速称为初始流速。美国石油学会标准API2003-1991《防止静电、闪电和杂散电流引燃的措施》规定:初始流速应限制在1m/s以下。实际操作时, 主要通过控制装油流量的手段来控制装油速率, 具体关系如下表:
(2) 控制装车正常流速
当装车鹤管完全浸没在油品液面以下后, 可以按照正常流速进行装车。按照GB12158-2006《防止静电事故通用导则》规定, 其最大流速控制应满足如下关系式:
美国石油学会标准API2003-1991《防止静电、闪电和杂散电流引燃的措施》规定:装车鹤管浸没后正常灌装速度:V=0.5/D, 但不得大于7m/s。
式中:V——油品流速的数值, m/s
D——鹤管内径, m
实际操作时, 主要通过控制装油流量的手段来控制最大装油速率, 具体关系如下表:
4. 其他
升降操作装车鹤管进行凝析油装车时, 严禁大幅度升降鹤管作业, 避免鹤管与车体猛烈撞击产生静电火花;经常检查装车鹤管胶皮垫层是否完好;装车过程中严禁频繁大幅调整流量。
在凝析油装车台处设置醒目的安全操作提示牌, 提示操作人员谨慎操作、严禁穿化纤服饰和佩戴金属饰品进行作业、装车台严禁私自带入烟火、经常检查罐车排气管安装的防火罩等。
选用合格的管材, 确保油品管道和装车鹤管内壁光滑, 减少摩擦产生静电;装完车后至少静置2分钟后拆除车体静电接地线。
结束语
在天然气凝析油装车过程中静电的产生是多方面的, 必须采取有效安全措施才能消除和预防静电危害。从消除人体静电、槽车和装车栈台静电接地、优化装油方式、控制装车速率等多方面入手, 消除装车过程中产生的静电电荷, 可以实现安全装车。
参考文献
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[6]GB12158-2006《防止静电事故通用导则》.
[7]GB6950-2001《轻质油品安全静止电导率》.
[8]GB 50183-2004《原油和天然气工程设计防火规范》.
天然气净化工艺处理技术研究 篇10
1 天然气净化处理流程
从液化天然气工厂出来的原料气,在净化预处理之后才能进行液化、储存、运输等处理,原料气一般含有酸性气体(H2S、CO2)、重烃、水和其他杂质等,将杂质按照规范处理达到行业标准含量,才能进入下一环节处理工艺。某厂原料气成分含量见表1所示,原料气净化工艺流程见图1所示。
2 天然气处理工艺
2.1 脱除酸性气体
对原料气酸性成分进行净化预处理,主要处理工艺包括化学吸收法、物理吸收法、化学物理混合吸收法、直接氧化法、干法以及甲基二乙醇胺(MDEA)法等,工艺处理所需的主要设备包括吸收塔、汽提塔、闪蒸塔、换热塔、过滤设备以及循环泵,通过对比上述工艺手段处理原理和效果,从适用性和经济性角度考虑,选择甲基二乙醇胺(MDEA)法最为合适,甲基二乙醇胺(MDEA)作为脱除酸性气体溶剂,胺分子可以是水溶液显弱碱性,对溶液中的酸性分子进行中和反应,甲基二乙醇胺与酸性杂质气体的反应是可逆反应,低温条件下,溶液吸收酸性气体(H2S、CO2),生成胺盐,释放热量;温度变高时,胺盐会随着温度升高分解,酸性气体又重新生成,溶液也得到再生。原料气通过活化的甲基二乙醇胺(MDEA)溶液预处理,经过吸收塔、分离器以及过滤器可以将反应后的胺液和水分回收,从汽提塔顶部升温送入汽提塔,在热媒介吸收热量在底部再生,脱除酸性气体[1,2,3]。
2.2 脱除水分
对于含有H2S、CO2的天然气,水分的存在会促使形成腐蚀性的酸液,对生产管线和金属管道设备造成严重腐蚀,一般从天然气中含有气态水和游离态水,对于游离态的水可以采用分离器将其分离出来,气态水是无法用分离器脱除,因此,可以采用低温冷凝法、溶剂吸收法、固体吸附法、膜法以及分子筛脱水法等,综合考虑技术难度和经济性,选择分子筛进行天然气脱水是比较合适的,目前使用最为广泛常用的分子筛是人工合成沸石,是具有架结构的碱金属的硅铝酸盐晶体,具有强极性吸附特性,对天然气中水分子有较大的亲和力,还具有化学稳定性和热稳定性[3,4]。通常工艺处理流程具有两塔流程和三塔流程,一塔冷却、一塔加热、一塔吸附,在吸附、再生、冷却过程中,对环境压力、流量、温度以及脱除时间要求较高,脱除天然气中水分子效果较好。
2.3 其他杂质脱除
天然气除含有酸性气体和水分子外,还包括一些其他杂质,比如重烃、苯和汞。用一般的冷却脱烃工艺手段很难将杂质脱除,并且在常压-70℃下苯会形成有剧毒物质,因此,在净化工艺过程中,一般会采用5A分子筛进行脱重烃和苯工艺,该处理工艺需要3台吸附器,2台再生、1台吸附。通过吸附塔进行一次完整的“吸附再生”脱烃流程,根据流程循环脱烃工艺即可达到行业标准含量,整个净化工艺流程可由程序自动控制。
针对天然气中脱汞处理,国外美国UOP公司的Hg SIV分子筛吸附法,国内主要采用的是浸硫活性炭脱汞,使溶液中的汞与硫发生化学反应形成硫化汞,吸附在活性炭上进行脱除的处理方法,一般会采用串联或者并联的双塔模式,提高吸附剂效率,对汞进行脱除[4,5]。据调研国内某厂原料气苯含量为120PPM,通过上次吸附-再生循环脱烃处理,运行完苯含量降至10PPM以下,处理工艺平稳运行,脱苯效果显著。
3 结语
原料气从液化天然气工厂出来不仅会含有酸性气体(H2S、CO2),而且水分子的存在会加重对管线和设备的腐蚀性,同时会含有少量的重烃成分,超标后会形成中毒物质。选取技术过关、经济实惠的净化方案,会直接影响后续LNG液态产品品质。根据大量调研我国天然气净化研究资料,并对比了各种类型的净化工艺技术,总结出来了一套成熟的净化方案:甲基二乙醇胺(MDEA)法+分子筛+5A分子筛+浸硫活性炭,该方案综合考虑了技术水平、经济性和适用性,认为目前是非常适合对原料气的净化,且能高效达到行业标准含量,同时研究成果为类似天然气净化厂提供了宝贵的经验,起到了指导作用。
摘要：在对天然气进行液化前,要对天然气中的杂质(H2S、CO2、水和重烃)进行净化脱除处理。经过调研和分析,从适用性和经济性角度考虑,选择甲基二乙醇胺(MDEA)法进行酸性气体脱除效果最佳,胺分子可以是水溶液显弱碱性,对溶液中的酸性分子进行中和反应;选择分子筛进行天然气脱水是比较合适的,骨架结构的碱金属的硅铝酸盐晶体分子筛,具有强极性吸附特性,对天然气中水分子有较大的亲和力;在净化重烃工艺过程中,一般会采用5A分子筛进行脱重烃,采用浸硫活性炭脱苯工艺,通过吸附-再生循环脱烃处理,吸附效率高脱硫显著,根据以上研究总结出了一套净化方案:甲基二乙醇胺(MDEA)法+分子筛+5A分子筛+浸硫活性炭,可使原料气既经济又快速达到行业标准。
关键词：天然气,原料气,净化,处理工艺
参考文献
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