高含硫净化

高含硫净化（精选7篇）

高含硫净化 篇1

川气东输的源头是四川达州普光气田, 属高含硫板块, 硫化氢平均含量14.14%, 该气田的天然气由中国石化普光天然气净化厂净化处理, 该厂由6个联合共12个系列的处理装置和其他配套单元组成, 年处理量120亿方。硫化氢是一种剧毒无色, 对人体呼吸道粘膜有强烈的刺激作用, 更是强烈的神经毒物;而且硫化氢的腐蚀性很强, 表现为氢致开裂和硫化氢应力腐蚀开裂, 可能引起或诱发硫化氢泄漏。为保证该厂生产装置安全、平稳、长周期、满负荷、优质和环保运行, 设计采用CS3000 DCS实现生产装置的过程控制和监测, 同时采用H51q-HRS安全仪表系统 (SIS) 实现装置的安全联锁保护。DCS和SIS采用中央控制室和现场机柜室相结合的方式, 现场机柜室有安全栅柜、端子柜、电源柜、DCS和SIS控制柜。

规范的仪表和良好的接地是确保包括DCS及SIS等组成的仪表控制体系安全可靠运行的前提之一, 良好的接地也是仪表及其回路本身安全运行的保障, 是消除系统自身干扰和回路信号传输干扰的主要措施。事实上, 一些生产非计划停车与检修的原因, 就是仪表接地问题造成的[1]。为了保证生产的顺利进行, 该厂的技术人员根据《石油化工仪表接地设计规范》及《危险场所电气防爆安全规范》等的要求, 研究设计了中国石化普光天然气净化厂包括新型延长型接地排在内的仪表接地体系的实现方案。

1 仪表接地体系的设计

根据《石油化工仪表接地设计规范》[2], 仪表接地体系有五大建设路线。

由于仪表控制体系属于弱电系统, 内部传送信号易受干扰, 中国石化普光天然气净化厂的生产现场属高危场所, 雷电和供电故障都可能对现场仪表设备和信号传输构成危险, 因而所有的仪表体系都需要接地处理。

1.1 仪表接地分类

1.1.1 保护接地

与习惯认为的保护接地不同, 仪表保护接地既包括对人身安全的保护, 也是保护仪表体系的弱电信号免受干扰。

由于雷击带电的室、内外仪表设备时, 会传导雷击电流的回路信号, 或者其他事故造成仪表控制体系中某环节带上对人身或电气设备构成危害的危险电压等。

1.1.2 工作接地

为了使仪表系统以及与之相连的仪表均能可靠运行, 并保证测量与控制系统的接地, 包括:DCS和SIS系统信号的公共地 (主要模拟信号的参考点) , 主要抑制来自信号源和供电系统的干扰;DCS内部逻辑电平负端公共地;模拟信号的屏蔽层接地;仪表信号工作回路接地和现场需要防爆的本安系统接地。在仪表现场需要防爆, 又不能对该回路安全侧控制系统造成干扰。利用安全栅构成本安型控制系统是很普遍和必须的处理办法, 安全栅通过限能、隔离或齐纳二极管的嵌位, 防止现场危险能量产生。需要注意的是, 本质安全栅需要接工作地[2,3]。

1.1.3 防静电接地

在洁净、干燥的房间内, 人在行走或移动设备时, 会产生大量的摩擦静电, 如在相对湿度为10%RH~20%RH的环境中人在行走时可以积聚350k V的静电电压, 如果没有良好的接地, 不仅会干扰电子设备的正常运行, 甚至会击坏设备芯片。将带静电物体或有可能产生静电的物体 (非绝缘体) 通过导静电体与大地构成电气回路, 即可解决这一问题。

1.1.4 防雷接地

防雷接地和保护接地有很多差别, 雷电击的威力比需要保护接地的漏电能量大得多, 破坏性更大, 必须要予以安全泄放。

1.2 接地的原则和方法

仪表的接地原则是等电位接地方式。

1.2.1 保护接地方法

保护接地要覆盖控制体系内的全部仪表设施, 而且每个保护接地点之间不能因为不合规范而导致电位差, 因而必须单独接到汇流排 (条) 。

1.2.2 工作接地方法

工作接地有屏蔽接地、本安系统接地和信号回路接地3种。

模拟信号怕干扰, 屏蔽接地就是针对模拟信号接地设计的。屏蔽接地要求只能一端接地 (没有任何隔离措施时) , 如果两端都接地则其电势差会成为自身的干扰源。

两线制或三线制变送器是由直流电源供电的, 为的是安全栅能在直流电源故障时实现对危险场所的保护, 安全栅接地必须与直流电源的公共端相连;齐纳安全栅接地必须与直流电源的公共端相连, 采用隔离式安全栅的本质安全系统;由于隔离式安全栅采用将输入、输出和电源三方之间相互进行电气隔离的电路结构, 不需要专门接地。

在非隔离的信号系统中, 信号回路接地通常为直流电源的负极接地;隔离的信号系统中, 由于输入信号、输出信号和直流电源都是隔离的, 所以隔离系统的信号回路可以不考虑直流电源的负极接地。

1.2.3 防静电接地

安装DCS、PLC及SIS等设备的控制室、机柜室和过程控制计算机的机房, 需进行防静电接地。这些室内的导静电地面、活动地板及工作台等也需防静电接地, 已经做了保护接地和工作接地的仪表和设备, 不必另做防静电接地。

1.2.4 防雷接地

在仪表电缆槽进入控制室处, 要与电气专业的防雷电感应接地装置相连。现场仪表设备通过接入现场电气专业的防雷接地装置网实现防雷接地。

1.3 仪表接地终点和连接路线

为了保证仪表接地体系的所有接地能成为等电位, 避免互相干扰, 都把终点接到电气专业的接地体接地网, 通过电阻值越小越好的接地电阻满足快速主要的分流要求, 保护人身和设备安全[4]。

为了避免产生接地中的非等电位, 一般通过接地线把仪表设备接到相应的工作接地汇流排 (条) 或保护接地汇流排 (条) , 再用相应的接地分干线接到工作接地汇总板或保护接地汇总板, 再用接地干线把工作接地汇总板和保护接地汇总板分别接到总接地板, 最后通过接地总干线与接地极相连接。

为充分考虑等电位接地原则, 在保护接地和工作接地汇入总接地板之前不能混接。从另外一方面可以说, 工作接地的连线在接到总接地板之前, 各工作接地线、接地分干线、接地干线和接地汇流排都是绝缘的, 也即要求工作接地汇流排和工作接地汇总排必须采用绝缘支架固定。

1.4 仪表接地连接电阻和接地电阻的指标要求

一般要求接地连接电阻, 即从仪表的接地端子到接地极之间的导线与连接点的电阻总和, 不应超过1Ω;接地电阻, 即接地连接电阻与接地极对地电阻之和, 不大于4Ω。

2 仪表接地体系的实现路线

2.1 仪表系统概况和新型室内接地系统延长型接地排

天然气净化厂的生产装置在开/停工和生产过程中有可能发生事故, 为此独立设置有SIS系统, 对工艺过程采用DCS集中控制、监测、记录与报警。

净化厂采用中央控制室人机互动操作管理、控制器及I/O卡件等安装在现场机柜室相结合的方式。全厂仪表系统操作站都设在中央控制室, 各个装置控制器设在相应生产区域的工程师站现场机柜室。现场机柜室内设有浪涌安全栅柜、电源柜、DCS控制柜及SIS控制柜等。为了防止电磁干扰, 仪表电缆选用屏蔽电缆。考虑到生产现场的环境, 现场开关类仪表、电磁阀和有毒 (可燃) 气体检测仪选用隔爆型, 其他优选本安型仪表。由于该厂所处的达州地区属雷暴多发区, 在模拟量仪表现场侧和控制系统侧都设计安装有浪涌保护器, 但开关量、热电偶和热电阻类仪表只在控制系统侧安装了浪涌保护器。

仪表接地主要包括防雷接地、保护接地和工作接地, 天然气净化厂仪表接地的总体要求是:仪表防雷接地主要是通过浪涌保护器实现的, 同时要求仪表接地系统采用等电位接地方式, 并最终连到全厂统一的电气接地网。接地电阻要求小于4Ω。

室内接地系统采用延长型接地排形式, 延长型接地排采用截面为40mm×4mm (宽×厚) 的热镀锌扁钢, 并安装在绝缘支架上。接地线采用镀锌铜连接片压接, 并采用带有防松垫片的镀锌钢螺栓压接固定, 同时要求保证同一压接点不能压接多条导线。

2.2 仪表接地的实现路线

现场仪表的接地必须严格按照《石油化工仪表接地设计规范》执行。

该厂的现场仪表设备都安装有TP-48-N-NDI型现场浪涌保护器, 浪涌保护器的接地是连接到仪表设备外壳上的, 所有出、入现场的信号都在现场控制室站端子柜内设有室内浪涌器, 室内浪涌接地接到工作接地汇流排。

信号屏蔽电缆的屏蔽层接地应为单点接地, 还要根据信号源和接收仪表的不同情况采用不同接法。当信号源接地时, 信号屏蔽电缆的屏蔽层应在信号源端接地;否则, 信号屏蔽电缆的屏蔽层应在信号接收仪表一侧 (即控制站侧机柜室) 接地;现场屏蔽电缆的屏蔽层不接地时, 把屏蔽层接到备余的端子上。

现场仪表电缆尽量走架空电缆槽盒和金属保护管, 电缆槽盒每节用16mm2绝缘导线双侧跨接, 电缆槽盒两端做可靠接地, 现场端接到现场电气接地网, 电缆槽进入现场控制室外侧采用10mm2的接地干线直接接入电气接地网, 进入控制室内侧用10mm2接地线接至室内墙上安装的接地汇流排, 再与延长型接地排用25mm2的接地线连接, 最后由延长型接地排接入电气接地网。

2.3 浪涌保护器和安全栅柜仪表设备接地

每个浪涌保护器和安全栅柜都有独立的工作接地汇流条 (400mm×20mm×4mm) 和保护接地汇流条 (200mm×20mm×4mm) , 工作接地汇流条采用绝缘支架安装, 保护接地汇流条直接压接在机柜支架上。

信号源未接地的, 信号屏蔽电缆的屏蔽层都在控制站侧机柜室接地, 接到工作接地汇流排上。

各个仪表设备的保护接地和机柜的保护接地, 由各设备供货商分别接至各自盘柜内的保护接地汇流条上, 盘柜内接地线的规格为BVR 1×2.5mm2。各盘柜保护接地汇流条通过接地分干线接至延长型接地排, 接地分干线的规格为BVR 1×10mm2。

每个机柜内的浪涌保护器都是通过导轨安装的, 轨道要求绝缘, 控制室侧的浪涌保护器的接地通过BVR 1×4.0mm2绝缘导线, 把安装浪涌保护器的导轨和所在盘柜内的工作接地汇流条连接。然后各盘柜工作接地汇流条通过接地分干线接至延长型接地排, 接地分干线的规格为BVR 1×10mm2。

该厂的安全栅全部为德国倍加福公司生产的隔离式安全栅, 安全栅也采用导轨安装, 但不需要绝缘, 不管安全栅是否需要外供电, 要求电源24V负浮空。

2.4 DCS控制站仪表设备接地路线

该厂的CS3000 DCS为KFCS类型结构, 以第一联合为例, 一联合现场控制站由两个控制器主机柜和一个I/O扩展机柜组成, 每个主机柜前面安装有一对冗余的控制单元 (FCU) 和5个节点单元 (NU) , 后面安装有5个NU;I/O扩展机柜前、后都只安装了5个NU。每个FCU都是由CPU模块单元、电源模块单元及ESB总线接口模块单元等组成的;每个NU都是由电源模块、I/O模块及ESB总线接口模块等组成的。

由于DCS信号的输入、输出都要经过安全栅浪涌柜, 所以信号线没使用带屏蔽层的, 不涉及屏蔽层接地。DCS保护接地是将电源模块单元的PE保护接地端及机柜外壳等用2.5mm2的铜绞线接到所在机柜的保护接地镀锌铜排汇流条上 (规格250mm×25mm×3mm) , 再用10mm2的接地线接到机柜下的延长型接地排上 (图1) 。DCS工作接地包括FCU和NU的逻辑地和信号地。逻辑地是计算机内部的逻辑电平负端公共地 (5V或12V负端) , 厂家在内部进行处理并通过安装的背板集中引一个接地点出来, 再用2.5mm2铜绞线接到所在机柜的工作接地镀锌铜排汇流条上 (规格250mm×25mm×3mm) , 再用10mm2的接地线接在机柜下的延长型接地排上。信号地就是信号回路地 (即信号回路的负端) , 当回路中需要24V电源时, 净化厂不管信号是由DCS卡件供电还是由安全栅供电, 24V的负端都是浮空的。

2.5 SIS控制站仪表设备接地路线

中国石化普光天然气净化厂的SIS采用的是HIMA的H51q-HRS系统。HIMA H51q-HRS系统控制柜由中央机架、I/O卡件子机架和端子排组成, 中央机架安装有中央单元、通信模块和电源模件, I/O机架安装有I/O卡件、电源模块及通信连接模块等。该SIS系统不管是CU卡件、I/O卡件、电源卡件还是通信卡件, 物理上都是分离的, 是相对独立的。该系统接地要求采用等电位连接, 如图2所示。

具体地, 就是把所有卡件的保护地和对应的机架外壳相连, 然后采用盘柜内接地线 (规格BVR 1×2.5mm2) 把机柜外壳与各自盘柜内的保护接地汇流条相连, 把电源的PE端子也接到盘内的保护接地汇流条, 再用10mm2的接地线接到机柜下的延长型接地排上。

由于前面有浪涌安全栅柜, SIS机柜不涉及屏蔽接地, 加上厂家要求工作电压24V负浮空, 所以净化厂SIS机柜内工作接地汇流条没有接线。

3 隐患分析

检、维修工作中所遇到的仪表电气线路部分的隐患汇总如下:

a.配线钢管之间的等电位连接断开。根据《危险场所电气防爆安全规范》, 应该注意保证在危险场所中接地和等电位连接处于良好状态。

b.防爆接线盒接地线断开, 等电位连接线断开。根据《危险场所电气防爆安全规范》, 应及时修复防爆接线盒的接地, 以及防爆接线盒与配线钢管之间的等电位连接。

c.装置区电缆槽盒之间有的未做等电位连接或脱落。根据《危险场所电气防爆安全规范》, 应该注意保证在危险场所中接地和等电位连接处于良好状态。在雷雨天气, 不同金属构件上会感应出不同的电压, 当它们距离较近时会产生火花放电, 进而导致危险点火源的产生。电缆槽盒之间接触不良, 在雷雨天气会感应出不同电压, 属不安全状态。根据《石油化工仪表接地设计规范》的要求, 仪表电缆槽和电缆保护金属管应做保护接地, 可直接焊接或用接地线连接在附近已接地的金属构件或金属管道上, 并应保证接地的连续和可靠。根据《仪表系统接地设计规定》, 仪表系统接地采用等电位连接可以减少雷电伤害, 降低干扰。

d.由于四川达州地区的空气湿度大, 现场硫和硫化氢在潮湿环境里的腐蚀性能更强, 多次机组跳车就是接线端腐蚀接地引起的。需加强防雨措施的检查, 及时更换老化的密封圈和规范接线箱 (盒) 进出线的防护。

仪表外壳与配线钢管未做等电位连接。根据《石油化工仪表接地设计规范》的要求, 仪表控制系统的保护接地应按电气专业的有关标准规范和方法进行[5], 另外装置区现场仪表基本上都安装了浪涌保护器, 浪涌保护器通过与仪表外壳连通来实现对地泄流, 仪表外壳从防雷方面讲应该接地。建议从接地网或附近已接地的金属构件上引接地排至仪表旁, 将仪表外壳和接地接到接地排上, 将仪表外壳和配线钢管做等电位连接。

检修后恢复不到位和配件损坏后, 容易造成接地, 并且达不到隔爆效果, 但对隔爆回路现场机柜间又没有安装安全栅, 所以存在严重安全隐患。

现场浪涌保护器检修期也没有进行测试, 接地满不满足要求, 能不能真正发挥其作用不能保证。

克劳斯炉故障频发, 检查发现本来每台炉安装有两个火检, 只有两台都没有检测到信号才联锁触发联锁动作, 但还是经常错误地发生检测不到造成误动作。经过实验分析发现, 主要是由于火检信号对外界干扰要求很高, 火检信号电缆应采用双层屏蔽, 内层单点接地, 外层两端接地, 以防止电磁脉冲的干扰, 事实上就是信号屏蔽接地没有达到要求。

检修期间发现现场机柜间接地电阻测量检查不到位, 只是用钳型测电阻仪检测总接地箱到接地网的电阻, 而没有对接地汇流条到接地汇总扁铁以及扁铁网的焊接腐蚀情况等进行检查, 虽然在机柜室地板下, 不是很方便, 但不能成为长期不检查的理由。所以很多时候并没有完成对整个接地回路的测量和检查。

4 结束语

通过对中国石化普光天然气净化厂仪表接地体系的实现路线的全面介绍和总结, 以及对检、维修过程中发现的接地方面的安全隐患的分析, 提出加强对现场浪涌保护器的测试检查, 制定并落实与接地密切相关的火检设备的屏蔽连接质量、加强接线端子的防腐、认真巡检及时发现处理密封老化损坏、加强接地电阻的检测和检查。对包括现场仪表、DCS及SIS等在内的仪表接地体系施工安装方案制定、验收和维护提供借鉴, 进而提高工厂仪表系统运行的可靠性和稳定性。

参考文献

[1]刘敏.新疆独山子热电厂DCS系统接地应用讨论[J].新疆电力, 2006, (3) :35~38.

[2]SH/T 3081-2003, 石油化工仪表接地设计规范[S].北京:国家发展和改革委员会, 2004.

[3]施仁.自动化仪表与过程控制[M].北京:电子工业出版社, 2004.

[4]刘洪正, 郑连勇, 乔耀华.远程监控接地电阻测试仪[J].石油化工自动化, 2012, 48 (1) :58~60.

[5]苏雪峰.仪表及控制系统接地设计工程评析[J].石油化工自动化, 2012, 48 (4) :14~17, 18.

高含硫净化 篇2

1高含硫天然气净化技术的发展现状

1.1脱硫脱碳技术的发展

对于含有大量硫化氢和二氧化碳的“双高”天然气来说, 进行脱硫和脱碳处理是最基本的净化步骤。目前采用得较多的净化技术是物理化学溶剂法。其中, 常用的方法有DEA法、 MDEA法, 或是基于MDEA采用配方脱硫脱碳溶剂技术。对于含硫量较大, 二氧化碳含量也比较高的天然气, 会采用Sulfinol法、Flex~sorb PS法来进行净化。有时天然气中有机硫的含量会特别多, 在对处理后的天然气中的总硫含量要求比较低的情况下, 可以采用组合工艺的净化处理方法。例如, 在常规DEA和MDEA法的共同作用下, 同时采用分子筛和硅胶吸附器进行脱硫醇和脱水处理, 能够达到深化脱硫的效果, 使天然气的纯度得到有效的提高。

尽管经过了多年的发展, 我国在高含硫天然气的净化技术和实践经验上已经得到了较大的提高。但是目前高含硫天然气的净化处理还存在很大的技术限制。例如, 在处理硫化氢和二氧化碳含量都超过20%的“双高”天然气时, 还存在着技术上的不足。如果采用普通的脱硫溶剂, 不仅会产生循环量大、能耗高的问题, 还难以达到对脱硫处理后天然气纯度的具体要求[1]。

1.2硫磺回收技术的现状

硫磺回收是含硫天然气净化处理过程中一个重要的环节。因为硫化物质对周边环境具有一定的威胁性, 但是同时硫磺作为一种重要的工业原料, 又能够为相关产业的发展提供必要的原材料。因此, 应该在天然气处理的过程中提高硫磺回收技术, 从而实现资源的最优化利用。一般来说, 对高含硫天然气进行脱硫处理之后, 就会极大地降低其产生的酸气中所含的硫化氢含量。如果硫磺回收装置收集的酸气中硫化氢含量越大, 则回收效率越高, 回收效果越明显。同时还能够有效控制硫副产物的含量, 从而降低尾气中二氧化硫的排放量, 提高天然气的环保性能。而对于含硫量并不是很多的天然气, 经过脱硫处理之后就会形成大量的酸气, 且酸气中所含的硫化物质比例高达50% 到80%。这样一来, 在先进的硫磺回收装置的设备基础上, 就可能实现高达98%的硫磺回收率。配合水解技术对副产物中的有机硫含量进行高效的提取, 则能够进一步提高总硫回收率。

但是, 一般的水解技术在对含硫量极高的天然气进行处理时, 就会显得有些力不从心。硫磺回收的大致比例也会有很大程度的下降。最终硫磺回收装置的总硫回收率往往无法达到天然气净化行业新标准的相关规定, 天然气质量也就得不到有效的保证。

2高含硫天然气净化技术的研究方向

2.1脱硫脱碳技术的发展方向

根据脱硫脱碳的技术要求, 技术人员应该朝着开发稳定的技术、高效的技术的方向做出努力。在物理溶剂法方面, 净化高酸性天然气的技术还有待开发。考虑到物理溶剂法的工作原理是利用天然气中硫化物杂质和甲烷等物质在溶剂中的溶解度存在着巨大的差异, 以此来对天然气实现净化和分离的, 而酸气在物理溶剂中的溶解热又远远低于其他化学溶剂的反应热, 因此该净化法应该从有机硫的脱除技术方面进行深入的探究。才能充分发挥该方法具有的既能够进行脱硫脱碳, 又能够选择性的脱除硫化氢的技术优势。

从空间位阻胺~物理溶剂法来看, 有些天然气中硫化氢、二氧化碳、有机硫的含量比例不一, 各自的再生能力、腐蚀情况、 抗发泡性能也有很大的不同, 则可以使用位阻胺法、位阻胺与MDEA联合法, 或是将这两种技术与物理溶剂法进行结合的方法。除此之外, 还要注意酸性气体在MDEA溶剂中的平衡溶解度与其在空间位阻胺物理溶剂中的溶解度有所不同, 因此需要建立起相应的吸收动力学模型以及热力学模型。通过对模型的软件化处理, 进一步提高天然气净化装置的技术水平和使用性能[2]。

2.2硫磺回收技术的发展方向

根据国家颁布的天然气净化行业新标准的规定, 要求脱硫天然气的总硫回收率达到99.83%。就目前的硫磺回收技术来说, 在使用还原~直接氧化型EU~RO~Claus技术的前提下, 已经能够达到99.4%的总硫回收率。也就是说, 只要能够有效提高在直接氧化阶段中的硫转化率, 则能够达到新标准的硫磺回收要求。而通过优化催化剂的使用效果, 能够切实提高该工艺过程中的硫转化率。因此, 技术人员必须对硫化氢的氧化催化剂进行详细的研究, 以达到提高硫磺回收技术的目的。

3结语

综上所述, 天然气能源在促进社会经济的发展方面起着十分重要的作用。而高含硫天然气中硫化氢和二氧化碳等物质的存在会降低天然气的使用效率, 造成大量的资源浪费。因此, 相关技术人员应该遵循国家颁布的天然气净化行业的标准, 结合实际对高含硫天然气的净化技术进行深入的研究, 以切实降低使用天然气对自然环境造成的伤害。

摘要：随着社会经济的不断发展, 天然气作为一种清洁高效的能源在人们的日常生活中发挥着越来越重要的作用。在天然气的开发和使用中, 会因为一些杂质的存在而影响了天然气的纯度, 从而降低了天然气的燃烧率。天然气中含有一定量的硫化氢 (H2O) 和二氧化碳 (CO2) , 需要对其进行净化才能提高天然气的使用效果。

关键词：高含硫天然气,净化技术,现状,发展方向

参考文献

[1]陈昌介, 何金龙, 温崇荣.高含硫天然气净化技术现状及研究方向[J].天然气工业, 2013, 33 (1) .

高含硫净化 篇3

关键词：烟气,烟气分析仪,应用,解析

随着我国对石化、冶金、电力等工业装置节能降耗、治污减排的要求日益严格和环境监管力度的不断加强, 使烟气分析仪监测控制系统在实际生产过程中的作用显得尤为重要。在天然气脱硫装置中, 烟气分析仪是实时控制尾气处理单元尾气排放的依据, 尾气焚烧后产生的烟气直接排入大气, 其SO2污染物浓度高, 环境污染大, 特别是当焚烧炉燃烧配风控制不当时, 极易造成H2S的不完全燃烧, 排入大气后对环境造成重大危害。其中对排放烟气氧含量的实时监控, 有效保证了燃料气流量, 从而达到稳定生产, 降低运行成本, 节能减排。保证烟气分析仪的稳定运行, 对防止大气污染、节能降耗起到至关重要的作用。目前国内烟气分析仪在样气取样、传输、预处理中仍然存在不少问题, 通过对我厂烟气分析仪在实际生产和维护中的应用情况进行分析, 结合现场工艺, 对其中存在的问题进行研究。

1 烟气分析仪系统工作原理

冷/干法源级抽取采样系统是现阶段广泛采用的一种烟气处理分析系统, 它是将样气在进入分析仪之前进行预处理, 使样气温度降低并脱除水份, 达到烟气分析仪工作所需的条件。

(1) 烟气取样采用外置过滤器式探头, 插入烟道内的采样管为OD 1in的316不锈钢Tu Be管, 外置探头内有孔径为2µm的陶瓷过滤器, 能够滤除2µm以上粒径的颗粒物。

(2) 样品从探头取出后, 由蒸汽伴热管线加热至140℃左右, 到样气预处理系统。

(3) 样气进入预处理系统后, 分别经一级和二级热交换器将样气快速冷却至<8℃。热交换器由旋风分离制冷器提供致冷空气, 其致冷空气量大小由空气调节减压阀PR1与PR2和制冷器热空气出口端的调节阀共同调节, 根据环境温度的变化调节制冷空气量的大小从而控制样气温度在5～8℃。

(4) 一、二级热交换器之间设置了耐腐蚀的隔膜抽吸泵, 将烟道内呈负压的烟气抽出。在泵的吸入阀和排出阀之间并联一条带针阀的旁路管线。

(5) 为防止采样探头或管线堵塞, 系统设置反吹清洁系统, 由PLC控制电磁阀SV1和SV2定时吹扫, 并定时排出样气冷凝水。返吹时, SV2电磁阀由PLC控制带电后, 空气进入PV2气动阀, 转动连接的三通阀。同时PV3气动阀打开, 将一级热交换器贮水罐内的冷凝水排出。同时, SV1电磁阀带电, 空气进入PV1气动阀, 气动阀打开, 返吹空气进入取样管线。

(6) 样气经冷却除水后, 一流路经FL1旁通流量计排出放空, 以加快样气流动速度, 减小分析滞后时间。二流路路经F1精细滤纸过滤器和F2微水过滤器进一步除尘除水后, 由FL2进样流量计进入烟气分析仪。

2 烟气分析仪在实际生产中存在的问题

天然气尾气焚烧烟气的主要特点含水量高, 烟尘浓度大。极易造成取样探头和管线堵塞, 样气带水, 热交换器结冻堵塞, 致使烟气分析仪无法正常运行, 我厂烟气分析系统普遍存在以下问题:

(1) 烟道外露的取样管和过滤探头未采取加热保温措施, 易造成烟气中的冷凝水与烟尘混合物将过滤器堵塞, 致使样气无法抽出。

(2) 取样管线采用1/4in不锈钢Tu Be管, 管径小, 加之取样管线长, 蒸汽伴热效果差, 冷凝水与烟尘颗粒物极易结块, 造成管线堵塞。

(3) 旋风分离制冷器采用手动调节空气制冷量, 在环境温差太大时, 会因进入旋风分离制冷器的空气温差大, 导致进入热交换器的致冷空气温差大, 易导致热交换器内结冰堵塞, 样气无法正常流通。

(4) 取样管线和热交换器的经常引烟尘堵塞, 造成维护量大, 投用率降低。

3 问题解析及处理方法

3.1 取样探头加热保温

陶瓷过滤器内装能滤除2µm以上粒径颗粒物的滤芯, 孔径小, 而烟气含水量高, 由于烟道外露的取样管和过滤探头未采取加热保温措施, 高含水的烟气冷凝后析出的水与烟尘颗粒物结合, 造成探头滤芯堵塞, 样气无法取出。因此, 对烟道外露的取样管和过滤探头采取加热保温措施, 采用M﹠C公司SP2000-H系列电加热探头, 将探头温度恒温控制在180℃左右, 确保取出的样气在探头内不会冷凝。

3.2 增大取样管线, 采取两段蒸汽伴热保温

采用1/4in不锈钢取样管线, 因管径小, 稍有冷凝水析出与烟尘颗粒物结合就会造成管线堵塞。为了防止取样管线堵塞, 应增大取样管口径, 采用3/8in的管线, 同时, 对每个装置一系列的管线采用两段蒸汽伴热, 保证进样管线的伴热效果。

3.3 精确控制冷却除水温度

旋风分离制冷器出口冷空气量采用手动调节空气量大小来控制, 容易受环境温差变化的影响。特别是昼夜温差大时, 白天环境温度高, 调大制冷空气量使样气温度控制在8℃以下, 夜晚温度降低后, 易造成热交换器结冻堵塞;当白天调小制冷空气量, 样气温度降不下来, 易造成样气带水。为了有效防止样气带水或热交换器结冻堵塞, 应增设自动温度控制器, 增设双路自动温度控制器控制一、二级热交换器内的样气温度, 确保样气冷却温度控制在5±0.5℃, 保证既不因温度过低使热交换器堵塞, 又不因温度过高而样气带水。其方法是采用自动温度控制器, 热电阻探头、电磁阀等自动调节控制旋风分离制冷器的制冷空气量, 确保一、二级热交换器内样气温度控制在5±0.5℃, 其控制原理如图1。

3.4 完善样品处理系统结构, 减小维护工作量, 提高仪表投用率

取样探头、样气管线、热交换器的堵塞以及样气带水, 给维护人员带来了很大工作量, 同时降低了仪表投用率。由表1统计出的从2010年5月至2011年4月一年时间内烟气分析仪维护量可以看出, 维护次数多, 影响时间长, 仪表平均投用率为97.2%。

建立烟气分析仪特护制度:

(1) 定期 (每天) 检查样气预处理系统, 检查样气的流量和热交换器样气温度。

(2) 定期 (每周两次) 检查蒸汽伴热管线伴热温度。

(3) 定期 (每两周) 对仪表用标气进行标定。

(4) 定期 (每三个月) 清洗隔膜泵进出口单向阀和泵膜内烟尘颗粒污物。

(5) 定期 (每半年) 清洗取样探头内烟尘颗粒污物。

(6) 不定期更换粉尘过滤器虑纸和微水过滤器。

4 小结

烟气分析仪是化工企业生产必不可少的重要仪器设备, 它为整个生产平稳运行提供了强有力的保障。它所创造的间接效益远远大于其经济效益。合理有效的长期保证烟气分析仪的运行稳定主要带来以下几点好处:因其参数变化调整配风比, 减少助燃空气量或者燃烧供给量, 降低烟气中过量空气带走的热量和燃料气的消耗量;减少环境污染。降低NOX、SO2等污染物的排放;延长尾气焚烧炉尾炉的使用寿命。通过近两年内对我厂联合装置烟气分析仪取样管线的改造和烟气分析仪特护制度的建立, 有效的提高的烟气分析仪在我厂的使用率和使用寿命, 同时减少配件的损耗, 达到我厂对在线分析仪表不断创新改造精益求精的要求。

参考文献

[1]赵维钧.实施烟气污染源在线监测的现状及发展趋势分析《环境保护》, 2012, 12

高含硫气田防腐技术浅谈 篇4

众所周知, 油气田腐蚀往往造成重大经济事故、灾难性事故和严重的环境污染。伴随我国石油天然气工业的开发进程加快, 含H2S、C O2、Cl-及含水等多种腐蚀介质的油气田相继出现, 腐蚀问题成为开发油气井所关注的主要问题之一。油气田中应重点关注的腐蚀易发生的部位是石油管线和设备的腐蚀。它主要分为内腐蚀和外腐蚀:外腐蚀主要是管体外部遭受的大气腐蚀、海水腐蚀、土壤腐蚀和地下水腐蚀, 以及杂散电流腐蚀和宏观电池腐蚀等;内腐蚀主要是管体内部由于把内部介质所导致的腐蚀, 今年来日趋成为研究的热点, 主要有氧、二氧化碳、硫化氢等。油气田生产中腐蚀的原因与速度主要有以下几个方面:

1.1 温度和分压对腐蚀速度的影响

高含硫气田的天然气中大量含有H2S和C O2, 如果分压相同的情况下, 天然气温度与腐蚀速率成正比。有试验表明, 当温度低于60℃的时候, 均匀腐蚀, 腐蚀速率较小;当温度为60℃~110℃, 局部腐蚀, 腐蚀速率较大;当温度高于120℃时, 腐蚀速率很低。另外, 腐蚀速率取决于CO2气体的分压, 分压影响电化学反应速度快慢。当CO2气体的分压高于0.21兆帕时, 发生腐蚀。

1.2 气体的腐蚀

1.2.1 硫化氢腐蚀

酸性气田多采用湿气集输工艺, 湿原料气主要含有的H2S、有机硫等具有较强的腐蚀性的成份, 会导致管材的严重腐蚀、硫化物应力开裂 (SSC) 和氢诱发裂纹 (HIC) 等。硫化氢腐蚀的影响因素有以下几个:当硫化氢的浓度为200-400mg/l时, 腐蚀速率最高;当p H小于6时, 腐蚀速率最高;当温度在80℃时, 腐蚀速率增大, 当温度达到120℃左右时腐蚀速率最小。另外, 流体流速越高, 腐蚀速率也越高。

1.2.2 CO2腐蚀

二氧化碳腐蚀主要分为蚀坑、台面侵蚀和流动诱导局部腐蚀。油井的腐蚀环境和生产状况是分不开的。一方面, 在天然气开采过程中, 酸性气体溶解度和天然气中水分的凝析量随着井深的减少而急剧增加, 这加剧了井的上部腐蚀环境。另一方面, 油管上部外壁没有针对性地选择缓蚀剂, 投产前后未及时和正规加注缓蚀剂, 腐蚀未得到有效控制。国际研究普遍认为:CO2局部腐蚀有以下三种典型机理:台地状腐蚀、蜗旋状腐蚀、点状腐蚀。腐蚀后经常呈现为蜂窝状和底大口小的烧瓶型点状腐蚀。

1.3 管输流速设计不当加剧管内腐蚀

当管输流速较快时, 腐蚀速度会加剧, 对各种设备的腐蚀破坏就会变得严重。而当管输流速过慢时, 管道低部液体滞留, 导致水线腐蚀、垢下腐蚀局部腐蚀破坏。

2 防腐蚀措施

2.1 缓蚀剂防腐系统

要想安全开发高酸性气田就必须防止硫化氢的腐蚀和泄漏。目前, 高酸性气田大多采用“缓蚀剂+碳钢”的方案, 选择优质的缓蚀剂和具有抗硫化氢开裂能力的钢材。虽然国内逐步开发了适用于高H2S、CO2条件下的缓蚀剂, 并应用于一些油田, 取得了初步成效。目前, 腐蚀监测技术发展显著, 已具备了在油气田生产领域深度推广应用的客观条件, 未来可以开展井下腐蚀监测、井口缓腐蚀评价、地面集输系统腐蚀监测以及油田腐蚀综合管理平台等等工作。

2.2 合理选择设备、管道材质

天然气集输管道输送压力较高, 为了输送安全, 输气管道必须具有较高的韧性和良好的焊接性。对于高含H2S气体管道采用的钢管和管件应具有良好的抗硫化物应力开裂、抗氢致开裂性能和良好的焊接性能。

3 气田防腐技术发展方向

(1) 继续开展针对性的腐蚀机理研究。应重点对井下和地面集输管道、设备中元素硫的腐蚀机理及防护技术进行研究, 包括相应的集输工艺技术的研究。

(2) 耐蚀材料的开发。一方面继续做好特高含硫酸性气田防腐材料的选材工作;另一方面, 各科研单位也要加大力度, 进一步开发耐蚀材料, 既提高耐蚀性能又降低成本。另外, 为防止集气管内水合物的形成, 可以采用加热工艺, 井场或集气站设置水套炉, 集气管线按距离分配加热器, 这种方法在投资和成本上都比较经济。

(3) 腐蚀监测网络的建立。建立一个较为完整的腐蚀监控系统。建议采用包括非电子和电子在线监测, 如挂片试样、氢探针、电阻探针 (EFR) , 用以测定总体腐蚀。对地面设施和管道采用超声波检测管壁厚和坑蚀。若有条件从国外引进智能清管器, 可对金属管道壁厚作有效检测。另外, 集气管线采用清管工艺技术清除垢物, 配合缓蚀剂处理工艺。根据集气管线投产时间、积液、垢物积聚和腐蚀情况制定清管周期和程序。

(4) 制定可行的腐蚀控制方案。按《天然气地面设施抗硫化物应力腐蚀开裂金属材料要求》SY/TO 0599—1997标准选用抗硫材料。管道建议采用低碳钢:20号钢、X52, 严格控制材料化学成分, 碳当量不得超过0.43%。严格控制硬度和强度值, 管道焊接区域做回火处理。

(5) 目前国内外对缓蚀剂在高流速情况下的缓蚀理论及合理利用的研究还十分缺乏。可以利用量子化学与现代表面分析技术、电化学测试新技术、原位测量技术如现场红外、激光拉曼光谱测试技术结合, 更有利于缓蚀剂作用机理的研究。重视缓蚀剂复配技术, 开发出适用于气、液、固多相腐蚀体系的缓蚀剂。

摘要：本文主要针对高含硫气田地面集输系统中H2S、CO2等气体腐蚀管道和管输流速等问题, 分析了腐蚀产生机理和破坏形式。以此为依据提出各种防腐措施, 主要包括:使用缓蚀剂防腐系统, 合理选择设备、管道材质, 设计合理的流速。各种防腐和在线监测技术的综合应用, 对于保障高含硫气田安全生产和运行具有重要意义。

关键词：高含硫气田,腐蚀速度,缓蚀剂

参考文献

[1]廖仕孟.高含硫气田地面集输建设的实践和认识[J].天然气工业, 2008, 28 (4) :5-8[1]廖仕孟.高含硫气田地面集输建设的实践和认识[J].天然气工业, 2008, 28 (4) :5-8

高含硫长输管线焊接质量控制措施 篇5

雪佛龙和中石油合资的川东北天然气项目属飞仙关气藏, 该气藏天然气属高含硫气 (H2S含量约10.08% (v) ) 。ODP1气田内部集输共16口井, 包括4座井场, 2个集气站 (含井场) 和1个集气末站。G1集气站~B集气站集气干线, 采用406.4*14.3抗硫管材, 管道长10.8km, 设计压力为9.3MPa;B集气站~集气末站集气干线, 采用508*17.5抗硫管材, 管道长29.0km, 设计压力为9.0MPa;集气干线主要功能是将各集气站经脱水后的干气输送至天然气厂脱硫、脱水。集气干线选用强度为L360QS的抗硫管材, 因此抗硫管线的焊接是本工程质量控制的关键, 是长输管道工程施工中的关键过程, 焊接过程的质量控制对保证长输管道工程的施工质量起着决定性的作用。

二、材料验收和复试

1、材质检验

线路选用的管材为ISO3183-2007石油天然气工业管线输送系统, 钢管等级为L360QS, 按照要求对输送酸性原料气的抗硫管材和弯管做光谱分析, 以确定合金成分, 且L360QS低合金钢管的焊接工艺评定需要进行硫化物应力开裂 (SSC) 试验和抗氢致开裂 (HIC) 性能试验。

2、焊接材料的要求

管线的氩弧焊所采用的氩气应符合现行国家标准《氩气》GB4842的规定, 且纯度不应低于99.99%, 含水量小于20mg/L。

长输线路的施工现场应具有符合焊条保管要求的储存场所和烘干保温措施, 建立严格的保管、烘干、发放、回收制度, 并有记录。焊接材料必须符合质量要求, 应有厂商提供的表明化学性能和机械性能的质量证明书, 并进行复检, 管道焊接作业应采用与工艺评定相同的焊接材料品牌和同一制造商, 任何更改或变换都需进行重新评定。

三、管道的焊接

1、焊接与检验人员的培训和资格认证

对参加长输管线焊接的焊工, 焊工资格认定合格的焊工要进行L360QS钢材焊接理论和操作技能的训练, 并通过入场焊接作业人员的考试, 取得该项目的焊工合格证, 才能持证上岗。焊接技术人负责编制焊接工艺说明书;无损检测人员应由国家授权的专业考核机构考核, 取得Ⅱ级资格、具有酸性气田工程经验的人员担任, 按考核合格的项目及权限, 从事检测工作。审核人员宜具有Ⅲ级资格证。

2、管道的焊接

管道坡口采用机械加工, 管段长度需要调整时, 管道必须采用冷切割, 钢管短节长度应大于管径的1.5倍, 且不小于500mm。线路采用外对口器及内对口器进行组对工作 (对口器见附图) , 若采用外对口器 (见图) , 在整个圆周均匀间隔完成至少50%的根焊道之前, 不允许拆除外对口夹具, 拆除外对口夹具之后继续焊接之前, 应在各间断焊缝的开始点和停止点进行打磨。

坡口面和坡口两侧母材至少50mm范围内应清除氧化皮、锈、漆、油脂、泥、水分和其它物质, 对口间隙应为2~4mm, 钝边0.5~1.5mm或根据WPS确定。

对于相同壁厚的两个钢管或管件对接, 内壁应对齐, 最大错边不应超过壁厚的10%, 且不超过1.6mm。不同壁厚的管道按下图处理。

焊口采用石油液化气加热, 预热温度范围为100~250℃, 预热宽度在坡口两边至少为100mm或3倍壁厚 (取较大值) 宽的整个圆周范围, 且不应损伤3PE防腐层。用红外测温仪进行控制, 并在整个预热圆周上多点测量温度。

焊接采用手工电弧焊, 多道多层焊, 两名焊工对称焊接, 焊接方向向上, 并采取防风措施 (见图) 。根部焊缝用氩氟焊打底 (搭桥焊进行点固焊) , 点焊长度为20~30mm, 点固厚度为2~3mm。根焊焊丝直径Φ2.4~2.5mm, 填充焊条直径Φ3.2/4.0mm, 盖面焊条直径Φ4.0mm。

焊接层 (道) 数见下表:

点固焊完成后, 点固焊处应充分打磨并清除杂物, 再重新测量焊道温度, 如低于100℃, 应重新加热, 达到预热温度, 然后进行填充焊, 填充及盖面焊引弧点 (息弧点) 应与根焊的引弧点错开, 距离≥30mm, 焊接参数见表。

焊接参数见下表

注:DCEN表示焊条、焊丝或焊枪接焊机电源负极, 同理DCEP表示接电源正极。

焊缝应连续焊接完成, 每道焊缝宜在当天连续施焊完成。确有困难时, 至少应焊完壁厚的50%, 且不得少于三层, 采取保温缓冷或后热等防止产生裂纹的措施。再次焊接前应检查焊层表面, 确认无裂纹后, 应按规定进行预热, 并达到规定的层间温度要求, 方可按原工艺要求继续施焊。

整个接头焊缝完成后, 立即保温缓冷至室温。

所有接头焊缝均应进行焊后热处理, 加热采用履带或绳带电加热, 加热时应对整个圆周均匀加热, 不能产生过热, 加热的温度635±15℃, 加热范围以焊口中心为基准每侧不小于焊缝宽度的三倍, 加热带覆盖的宽度大于7倍焊缝宽度且不小于120mm, 加热和冷却率不应超过100℃/h。其加热、保温、冷却速度以工艺评定中热处理曲线为准。

3.焊缝的返修

高酸性气田长输管线的根焊缺陷及裂纹性缺陷不得返修。

制定《焊接返修控制程序》, 焊缝返修按焊缝返修工艺实施返修;并对返修过程进行监督, 检查返修后的焊缝外观质量, 确保外观质量合格。高酸性气田原料气管道的焊接只允许返修一次, 超过一次的焊缝返修应从管道上采取冷切割方式切除, 并需切除焊接接头的热影响区。焊缝返修焊的最小长度不应小于50mm, 最大返修长度不应大于钢管周长的30%。所有修理焊缝都应遵守与原始焊缝相同的NDE的要求和验收标准。需焊后热处理的焊缝, 其返修应在热处理前进行。

4、检验

管线上所有的焊缝均应采用100%X射线和100%超声波探伤检查。X射线检验应按JB/T4730.2-2005执行, 达到Ⅱ级为合格。100%RT合格后, 每个焊缝接头进行焊缝热处理, 然后使用便携式布氏硬度测试仪做焊缝硬度检测, 对盖面焊缝熔敷金属进行测试, 硬度结果应取3个读数的平均值。

焊缝接头的硬度测试可以做辅助硬度测试的局部打磨、锉削或其他表面准备工作, 其深度不超过0.5mm。平均最大硬度应为200HBW, 单个读数不大于规定硬度值10HBW, 若失败, 可进行第二次焊后热处理, 如硬度仍高于此数值, 应切除此焊缝。

硬度测试符合技术规格要求后, 每个焊缝进行100%UT, 超声波检查应按JB/T4730.3-2005, 达到Ⅰ级为合格。

四、焊缝的标注

每个焊口在焊接完成后, 应在焊口一侧附近标注焊口编号, 及焊工号, 并做好焊接记录 (时间、焊工组号、管线桩号、焊口号) 。焊缝进行RT、热处理、硬度检测及UT时, 应在线路的轴测图上及底片、相关记录上同时标注被检测管线线路的焊缝编号及施焊者的焊工组号。

五、结论

采取上述措施可以保证高含硫长输线路的焊接质量, 且任何一道焊缝出现问题后就可根据桩号、焊缝号, 再根据焊接记录找出施焊小组, 及此焊口的无损检测、硬度测试、热处理曲线等记录, 分析出问题的原因。

摘要：介绍川东北天然气项目高酸性气田长输管线焊接质量控制方法。从焊接及检验人员、管材与焊材、焊接工艺措施、焊接检验检测和焊缝标注、焊缝返修几个方面阐述了长输管道焊接过程接的质量控制要点, 保证焊接质量、提高焊接接头抗腐蚀性能、确保高酸性输送气管线的安全运行。

高含硫天然气管道腐蚀机理分析 篇6

一、腐蚀类型及机理

根据部分实际的调查显示, 管道的腐蚀受到很多因素的影响, 如受到管材质量、输送介质以及管道防腐水平的影响。管道内发生腐蚀存在很多的类型, 主要有均匀腐蚀、坑蚀、应力腐蚀、冲刷腐蚀等几类:

1. 均匀腐蚀

主要因为生产中的天然气中含有一定的水汽, 在一定的环境下, 天然气中的水汽可以再传输管壁上形成水膜, 硫化氢和二氧化碳等酸性气体可以溶于水膜中, 使管道发生腐蚀。

2. 坑蚀

管道钢发生坑蚀的条件在气相和液相环境中都可以发生。常常发生坑蚀的条件如管壁腐蚀物不均匀、硫及多硫化物的沉积、腐蚀产物保护膜出现结晶剥裂等。

3. 应力腐蚀

在含湿硫化氢的天然气介质中应力腐蚀主要是硫化物应力腐蚀开裂, 硫化氢水解后吸附在钢表面的HS-会加速阴极放氢, 从而导致材料韧性下降、脆性增加, 在应力远低于材料屈服强度的情况下发生滞后断裂。

4. 冲刷腐蚀

在气体流速较高时, 管道钢遭受冲刷腐蚀也比较严重, 由于腐蚀产物被直接冲击的气流带走, 新的金属面不断裸露, 从而加速了腐蚀, 曾发生多次的弯头处气流冲击面壁厚减薄而引起的泄漏事故。硫化氢在水中的溶解度较高, 引起的主要腐蚀类型有电化学失重腐蚀、氢鼓泡和氢脆、硫化物应力腐蚀破裂等, 硫化氢对管道钢的腐蚀受到硫化氢浓度、PH值、温度、压力等的影响。

二氧化碳对钢材的腐蚀主要是天然气中的二氧化碳溶于水生成碳酸而引起电化学腐蚀所致, 同硫化氢一样, 只有与水共存时, 二氧化碳才会腐蚀钢材, 二氧化碳水溶液对钢材的腐蚀存在多种不同的形式, 其腐蚀速度也不相同。

二、高含硫化氢气田腐蚀采取的主要防护措施

普光气田集输系统采用“抗硫管材+缓蚀剂+防腐涂层+阴极保护”的联合防腐工艺, “腐蚀监测+智能清管+介质分析”的综合监测技术, 主要包括抗酸管材选用、化学药剂加注、阴极保护等抗腐蚀措施和介入式、非接介入式监测系统, 挂片监测, 智能检测等检测手段综合运用。

1. 选用抗硫材料, 实现本质安全

普光气田集气站采气树井口至加热炉管线为镍基合金825管材 (UNS N08825) ;加热炉至出站工艺管道及外输管道为抗硫碳钢管材;火炬放空系统为抗硫低温碳钢管材 (ASTM A333Gr.6) ;药剂加注管道为不锈钢管材 (316L) 。

2. 实施化学药剂加注, 加强材料腐蚀防护

根据普光气田高含硫及二氧化碳的实际情况, 参考国外高酸气田开发缓蚀剂使用的经验和标准, 分别通过实验室条件和模拟工况条件下的多次筛选试验, 最终选用物理、化学性能均符合普光气田地面集输实际工况的高效缓蚀剂, 并采用连续加注和批处理方式分别实施药剂加注。

(1) 缓蚀剂连续加注工艺

基于普光气田的特殊工况, 缓蚀剂的品种选择、用量选择、使用方式等都与常规气田有较大差异。普光气田根据实际工况采用科研院所选型后最适合现场管材的水溶性缓蚀剂[6], 主要采用专用加注撬块实现。

(2) 缓蚀剂预涂膜和批处理工艺

预涂膜和批处理工艺, 主要是针对集输管网新管材投用前和管道运行期间实施的一种缓蚀剂防护工艺, 这种工艺可以是缓蚀剂在管线上形成一层粘性极强的薄膜[7], 从而有效防止采出流体中硫化氢、二氧化碳以及腐蚀性盐水造成的腐蚀。根据工艺条件预涂膜和批处理一般选用了稳定性强的阳离子薄膜胺类缓蚀剂油溶性缓蚀剂。

批处理工艺主要包括清管作业和批处理作业两个阶段, 清管就是先利用清管技术将管道内杂质清除, 保持管道内壁清洁, 为下步批处理质量提供基础。在清管合格后, 采用两个批处理工艺球夹缓蚀剂段塞的方法进行批处理作业, 利用酸性天然气作为动力推动段塞, 控制好气量保证缓蚀剂批处理球移动速度, 达到涂膜均匀的目的, 对管道内腐蚀进行控制。

结语

天然气在现代社会经济结构中, 起着重要作用, 由于其环境的复杂性, 在天然气输送过程中, 备受腐蚀问题的困惑, 据调查, 我国东部九个油气田各类管道因腐蚀穿孔达2万次/年, 更换管道数量达400km/年, 因腐蚀造成的年直接经济损失约为数亿元, 因此, 加强对腐蚀及防腐问题的研究, 具有重要的经济意义。

参考文献

[1]石油工人技术培训系列丛书油气管道保护技术石油工业出版社茹慧灵主编2008.

[2]严大凡主编、输油管道设计与管理、石油工业出版社1998.

[3]肖纪美编著中国腐蚀与防护学会主编腐蚀总论化学工业出版社1994.

高含硫净化 篇7

硫化氢气体是一种剧毒物质,常温常压下呈无色、气态。当空气中有低浓度硫化氢时有一种臭鸡蛋味,其安全临界浓度为30 mg/m3,危险临界浓度为150 mg/m3。当H2S浓度达到1000mg/m3时,数秒钟时间人员即会出现急性中毒,呼吸加快,神经麻痹死亡,而当浓度达到1400 mg/m3时,人员即会立即昏迷,呼吸麻痹死亡。

硫化氢气体的存在给气田的开发带来了很大的安全问题,开采含硫气田必须有比常规气田更高要求的配套安全设备和防护措施,本文以普光气田为例,通过与常规气田的比较,简述高含硫气田生产过程中的防护措施。

1 硫化氢防护知识培训

除一般生产单位要求的安全证件外,工区职工需要上岗前要进行硫化氢的相关理化性质、防护常识、逃生方向、正压式空气呼吸器的迅速佩戴等相关的培训,培训合格取得硫化氢证方允许上岗进入工作场所,并且每两年要重新取证一次,确保掌握硫化氢的性质和空气呼吸器的使用,取证率100%。对于因为工作原因临时出入含硫区域的,也要进行培训,通过考核办理临时证件方可进入。

除硫化氢证外,气田还把如心肺复苏、氧气瓶的使用等因中毒条件下常用的应急救护技能作为职业卫生培训项目进行日常培训,提高职工的应急救护能力。

2 站场的相关安全设计

2.1 井场安全距离和台阶设置

为了减少意外发生的损失,根据普光当地地形建立了硫化氢扩散的模型,确定了安全距离138的理念[1]。即管线内100米,集气站内300米,净化厂内800米不得住人,原有住户已搬迁,并设置安全警戒标志。同时,设计站场时,根据硫化氢气体比空气略重的性质,结合集气站地形,设置了从井口区、设备区、站控室区、火炬区的四级台阶,当发生泄露时,能起到一定的缓冲作用。

2.2 自动化设计

由于气体的剧毒性质,气田的平稳运行和应急处置自动化程度都较高,保证安全和及时处置。

(1)火气监测系统。有别于以甲烷探头为主的一般天然气生产场所的火气监测系统,在普光气田,硫化氢探头是气体探测的重点。以单井站为例,安装硫化氢气体探头10个,位于井口、各撬块、火炬区、阀室等场所,且根据气体性质安装在距离地面较低的高度。数据远传至控制系统,站控室中控室都能进行查阅及处理。同时,这些探头每个月至少进行一次火气比对,保证数据准确可靠。

(2)气象监测系统。一般用于危化品生产经营单位。普光气田的每座集气站也都设置了气象监测系统,实时测量气温气压,风速风向等信息,并远传至应急救援中心。如若发生泄露事件,风向和风速将是逃生和救援的重要指向信息。

(3)关断和放空系统。关断放空系统在一般气田都有设计,但高含硫气田的关断放空则不仅仅是为了防止火灾爆炸和维护压力正常,更重要的目的是防止气体泄漏造成的恶性事故。根据不同的事故情况,气田设计了不同级别的关断[2,3],根据现场仪表数据设置了相应逻辑,如三个硫化氢探头数据同时高高报警则启动全站的保压关断逻辑,人为确认无误后直接启动,提高处理效率。

如启动泄压关断,则有毒气体的完全燃烧也是考虑的重点。火炬是24小时长明且带有两根互相独立的点火棒,保证能在任何时候点燃含硫化氢气体。紧急情况下,全站可在4分钟之内全部放空完毕,管道可在20分钟之内全部放空完毕。

除可以在SCADA系统界面上启动关断外,站控室内的手操台和大门口、逃生门处的紧急旋钮都能用于进行紧急关断。

3 污水处理并回注

常规气田产生的污水多为生产过程中设备用水和加药流程产生的。而高含硫气田采气产生的污水却以高含硫的地层水为主,直接排放会造成人员损伤和环境污染。因此普光污水处理方式是碱洗、氧化、生物吸收、活性炭吸附4级除硫工艺实现达标排放[4],对超过处理能力的,重新回注地层,避免出现污染和事故。

4 应急管理

任何厂矿单位都具有相应的应急预案,作为高含硫气田,普光气田的应急预案编写更是慎之又慎,并在长期的生产实践工作中不断改进更新,每次改进都注意更加明确了每名职工的工作范畴。

由于气体扩散也会对当地居民带来较大影响,因此气田方面非常注意企地联动。县、镇、村三级政府与单位三级对应[5,6],保证及时沟通,有效联络。定期召开站村联动会议,并经常性向周边居民、学校宣传硫化氢防护、管道保护的相关知识。应急演练分级别定期开展,事故达到一定影响程度即与政府合作,当地居民参加疏散演练,保证职工和居民都具有一定的应急处置能力。

由于可能发生较为大型的事故,气田也配备专业的救援队伍和设备。应急救援中心及其先进设备即是事故发生的最后保障。大型施工作业时,医护人员驻井监护直至施工结束,强风车,山地坦克等高端救援设备时刻待命,大大增强了事故救援的能力。

5 结语

硫化氢气体剧毒的性质使气田的安全措施在常规气田的力度上有较大的改进和深入,为保证气田平稳生产,相应的安保设施、制度都应切实落到实处,方能保证安全生产。

参考文献

[1]田野.三高气田硫化氢泄漏扩散模拟及分级预警研究[D].东营:中国石油大学,2011.

[2]王寿平,龚金海,刘德绪,等.普光气田集输系统安全控制与应急管理[J].天然气工业,2011,31(9):116-119,144,145.

[3]曹斌,朱瑞苗,段卫峰,等.应急联锁关断技术在普光气田的应用[J].油气田地面工程,2012,31(10):67-68.

[4]苏国丰,刘二喜,胡志刚,等.普光气田含硫污水尾气处理工艺应用与优化[J].安全.健康和环境,2014,14(5):30-31.

[5]李国平.普光高含硫气田企地三级应急联动模式研究和运用[J].中国安全生产科学技术,2012,8(5):138-140.