天然气脱水技术（共7篇）
天然气脱水技术 篇1
天然气从地层采出至消费的各个处理环节, 水是最常见的杂质组分, 通常处于饱和状态。处于液相状态的水, 在天然气的集输过程中, 通过分离器就可以从天然气中分离出来。但天然气中含有的饱和水汽, 不能通过分离器分离。一般认为天然气中的水分只有当它以液态存在才是有害的, 因而工程上常以露点温度来表示天然气中的水含量。露点温度是指在一定压力下, 天然气中水蒸气开始冷凝而出现液相的温度。
1 天然气中液相水存在的危害
水在天然气中的溶解度随压力升高或温度降低而减小, 因而对天然气进行压缩或冷却处理时, 要特别注意估计其中的水含量, 因为液相水的存在对处理装置及输气管线是十分有害的。
1.1 冷凝水的局部积累将限制管线中天
然气的流动, 降低输气量, 而且水的存在 (不论气相或液相) 使愉气增加了不必要的动力消耗, 也给有关处理装置 (如轻烃回收装置) 上的机泵和换热设备带有一系列棘手的问题。
1.2 液相水与二氧化碳或与硫化氢相混
合即生成具有腐蚀性的酸, 天然气中酸气含量愈高, 腐蚀性也愈强。硫化氢不仅会引起常见的电化学腐蚀, 它溶于水生成的HS-能促使阴极放氢加快, 而且HS-又能阻止原子氢结合为分子氢, 这样就造成大量氢原子聚集在钢材表面, 导致钢材氢鼓泡、氢脆及硫化物应力腐蚀、破裂。此时, 管道必须采用价格昂贵的特殊合金钢, 但如天然气中不含游离水则可以用普通碳钢, 大大节约了成本。
1.3 处理含水天然气经常遇到的另一个
棘手问题是, 其中所含水和小分子气体及其混合物可能在较高的压力和较低温度的条件下, 生成二种外观类似冰的固体水合物, 可能导致输气管线或其他处理设备堵塞, 给天然气的净化、储运造成很大困难。
因此, 天然气一般都应先进行脱水处理, 使之达到规定的指标后才进入输气干线。各国对管输天然气中水分含量的规定有很大不同, 这主要由地理环境而定。含水量指标有“绝对含水量”和“露点温度”两种表示法, 前者指单位体积天然气中水的含量, 以kg/m3为单位;后者指一定压力下, 天然气中水蒸气开始冷凝结露的温度, 用℃表示。通常管输天然气的露点温度应比输气管线沿途的最低环境温度低5℃以上。
2 天然气脱水的方法
有一系列方法可用于天然气脱水, 并使之达到管输要求。按其原理可分为冷冻分离法, 固体干燥剂吸附法和溶剂吸收法三大类。近年来国外正在大力发展用膜分离技术进行天然气脱水, 但目前在工业上还应用不多。
2.1 冷冻分离法
通过将天然气冷却, 使其中大部分水蒸气冷凝出来。
从天然气的最大体积含水量与压力、温度的关系中可知, 当压力一定时, 天然气的含水量与温度成正比, 所以含一定量水蒸气的天然气, 当温度降低时, 天然气中的水蒸气就会凝析出来, 这就是低温分离法的原理, 具体方法有如下两种。
2.1.1 膨胀冷却法。利用天然气本身压力
节流膨胀而降温, 使部分水蒸气冷却凝析出来。膨胀降温时为防止冻结, 应在节流降温前注入乙二醇或二甘醇。此法简单、经济, 但脱水深度不够深, 只适用于井场初步脱水, 且适应于高压气田。
2.1.2 加压后冷却。将天然气 (一般指压
力较低的天然气) 加压后再冷却, 由于天然气的含水量随压力的升高而降低, 随温度降低而降低, 经加压、冷却后, 天然气中的水蒸气就凝结为液态水析出。
2.2 固体干操剂吸附法
利用固体干燥剂对水蒸气的吸附能力, 将天然气中的水蒸气吸附下来, 固体干燥剂丧失能力后, 用高温气流对干燥剂进行再生, 再生的干燥剂重复利用。
2.3 溶剂吸收法
利用溶剂或溶液对水蒸气的吸收能力, 将天然气中的水蒸气吸收下来。吸收水蒸气后的溶剂或溶液 (生产上称为富液) 经再生后, 溶剂或溶液可循环使用。这是目前夭然气工业中应用最普遍的脱水方法。
3 三甘醇脱水工艺
来自净化气气液分离罐的脱酸气体汇合后作为三甘醇脱水塔的进料。高压三甘醇脱水塔装有填料让高纯三甘醇与天然气进行逆流亲密接触, 高纯度三甘醇吸收天然气中的水汽, 达到-15℃的水露点。三甘醇的纯度是脱水塔中水露点控制的一个最关键的因素。干燥后的气体离开脱水塔进人净化气气液分离罐, 气液分离罐可以保护下游的产品气管线免受三甘醇吸收塔的扰动, 而且可帮助收集从吸收塔顶出来的净化气中携带的三甘醇。
来自脱水塔的富三甘醇被送到闪蒸罐。三甘醇进行闪蒸分离出其中溶解的天然气。这些闪蒸出来的天然气被送到焚烧炉进行燃烧并回收热量产生高压蒸汽。三甘醇闪蒸罐也用来收集和脱除可能从净化气中带出和聚积的烃类。轻烃被定期排至液烃排污罐。三甘醇闪蒸罐装有液位控制器以便在循环流量不稳定时进行调节。闪蒸后的三甘醇先流经过滤器除去固体颗粒 (比如:铁锈) , 然后再进入活性炭过滤器脱除可能聚积并危害整个操作系统的烃物质。过滤后的三甘醇流入贫/富换热器中被贫三甘醇预热后进入再生塔。
预热后的富三甘醇流经再生塔的散装填料然后进入再沸器。三甘醇进入一个釜式的再沸器, 利用高压蒸汽 (2.8MPa) 加热脱除其中的水和烃类。为更有效的脱除富三甘醇中的水和烃类, 富三甘醇被加热到刚好低于其降解温度 (204℃) 。从三甘醇再沸器出来的气体向上流经再生塔与进口的富三甘醇逆流接触。再沸器的上部装有冷却翅片用作冷却器以便回流, 从而把三甘醇的损失降至最小。回流的液体流经散装填料到达富三甘醇进口处。再生塔出来的气体进人焚烧炉进行处理。再沸器中的三甘醇流经溢流堰, 再到再生塔的汽提柱。三甘醇与汽提气在散装填料中逆流接触。汽提气从离开再沸器的三甘醇中吸收水汽。离开汽提气柱的三甘醇纯度达到99.5%。三甘醇的纯度可以通过增加流经汽提柱的气流量来得到提高从而满足露点降的要求。然后贫三甘醇流进缓冲罐。
来自缓冲罐的贫三甘醇流入贫/富换热器冷却至56℃。冷却后的贫三甘醇流向三甘醇泵。往复泵将贫三甘醇的压力升至脱水塔的压力以上后, 三甘醇被打入脱水塔的顶部并在填料中进行分散。
脱水单元也有一个三甘醇排污罐, 用来收集设备和液位计排出的三甘醇。三甘醇排污罐能确保大量的三甘醇不会排入油水排污系统, 并保存和循环使用该单元中的三甘醇。三甘醇排污罐装有泵用来将三甘醇打回到闪蒸罐进行重复利用。脱水单元也有一个三甘醇补充罐, 它可以盛装整套单元所需的三甘醇。补充罐里的三甘醇可以泵入该单元的闪蒸罐以供使用。
结束语
工业化天然气脱水的方法很多, 应根据脱水的目的、要求和处理规模等.并结合各种脱水方祛的特点进行经济和技术比较, 从而选择出最为合适的脱水方法和脱水工艺.对三甘醇脱水工艺来说.目前的技术已日趋发展成熟, 但仍有一些工艺设备、参数的选择和确定缺乏足够的理论依据, 这有待于设计人员在今后的工作中继续进行研究和探讨。
摘要：井口流出的天然气几乎都为气相水所饱和, 甚至会携带一定量的液态水。天然气中水分的存在往往会造成严重的后果:含有CO2和H2S的天然气在有水存在的情况下形成酸而腐蚀管路和设备;在一定条件下形成天然气水合物而堵塞阀门、管道和设备;降低管道输送能力, 造成不必要的动力消耗。水分在天然气中的存在是有百害而无一利的事, 因此, 需要脱除天然气中的部分水分, 以满足管输和用户的需要;对于天然气液化和提氦过程, 则对脱水的要求更为严格.
关键词：天然气,脱水,技术
参考文献
[1]王淑娟.天然气处理工艺技术[M].石油工业出版社, 2008.
[2]靳明三.天然气集输与处理技术[M].石油工业出版社, 2009.
[3]苏建华.天然气矿场集输与处理[M].石油工业出版社, 2004.
油气田天然气脱水技术分析 篇2
关键词：集输,三甘醇,分子筛,超音速法,低温分离
引言
随着世界天然气工业的快速发展, 我国天然气净化处理能力得到进一步提高, 净化处理技术进入跨越式发展阶段，为适应我国天然气工业大发展和国内市场的需求，同时为配合公司致力于中亚天然气管道的建设开发项目的顺利进行，扩大科研生产领域，开拓国际市场。北京设计分公司组团先后赴新疆克拉2、龙岗天然气处理厂和南充轻烃回收厂等进行调研，对天然气处理，输送工艺和设备进行了详细考察。
天然气脱水尤其是天然气集输过程中的水蒸气去除是集输系统的关键。天然气中的水蒸气通常处于饱和状态。在一定条件下会形成白色结晶状水合物，极易堵塞管道、阀门和仪表等。另外天然气通常含有C O2、H2S等酸性气体，这些气体溶于水后，会形成酸液造成管线和设备腐蚀。
因此，天然气一般要经过脱水处理，使之达到规定的指标后进入输气干线。天然气工业常用的脱水方法有膨胀制冷冷却法、固体吸附剂吸附法、溶剂吸附法等，目前世界上天然气脱水应用最多的方法是溶剂吸收法中的甘醇法，而国内普遍应用的是三甘醇法。文章针对以上几种脱水工艺特点，结合实例分别做出分析。
1 天然气脱水工艺
2.1 膨胀制冷冷却法
膨胀制冷冷却法也称为低温分离法，依据焦耳-汤姆逊效应使高压天然气膨胀制冷获得低温，将气体中一部分水蒸气和烃类冷凝析出，这种方法多用于高压凝析气田，将高压气体经过节流膨胀设施降低到一定压力。由于膨胀后的温度往往在水合物的形成温度之下，通常会注入乙二醇抑制剂的方法来抑制水合物的形成。这种方法是国内气田除三甘醇脱水外应用最多的天然气脱水工艺。长庆采气二厂、塔里木克拉2等均采用该方法。
克拉2气田中央处理厂天然气的进厂条件为1 1.2 MPa/44℃，经分离、计量、注乙二醇及预冷后，采用J-T阀等焓膨胀降压到7.8MPa左右，形成-15℃的低温进行分离。降温后的气液混合物进入低温分离器，其中气体（干气）进入原料气预冷器换热后出厂至外输管线。出厂干汽水露点≤-1 0℃，烃露点≤-5℃。处理后干气经160 km管线输送至轮南末站。含有乙二醇和液态烃的混合溶液自低温分离器的底部流出进入醇烃液加热器，经导热油加热后进入三相分离器，分离出的气体输送至燃料气系统；分离出的凝析油进入凝析油稳定装置；分离出的乙二醇富液进入乙二醇再生处理单元。
J-T阀和透平膨胀机都属于节流膨胀装置，采用膨胀制冷法脱水，装置设备简单，不需要后增压设备；一次性投资低，装置操作费用低。该方法主要用于有压力能可供利用的高压气田。
1.2 溶剂吸收脱水
目前，常用的油田气吸收脱水的溶剂，不外乎二甘醇（DEG）和三甘醇（TEG）。但是目前国内外普遍使用三甘醇，主要因为二甘醇再生温度低，贫液浓度一般为95%左右，露点降低，而TEG的贫液浓度可以达到99%以上，露点降通常为3 3～4 7℃，甚至更高；TEG蒸汽压较低，操作过程中携带损失少；热稳定比较好，脱水操作费用也比二甘醇低。
三甘醇脱水系统包括分离器、吸收塔和三甘醇再生系统。龙岗天然气处理厂生产装置分成两列，单列装置处理含硫天然气600万立方米的净化装置。龙岗天然气脱水采用三甘醇脱水方法，来自脱硫单元的湿天然气首先进入吸收部分的过滤分离器，分离出携带的液体和固体杂质。分离出的气体进吸收塔底部，气体自下而上与自塔顶下流的贫TEG溶液在塔板上逆流接触，吸收气体中的水。干气自塔顶流出经过分离器后进入管道外输。吸收了水的富TEG溶液从吸收塔下部排出，经过液位控制阀至重沸器富液精馏柱顶部盘管换热后进入闪蒸罐蒸出溶解的烃类、H2S等；闪蒸后的TEG富液经过滤除去机械杂质及降解产物；然后与再生后的贫液换热后进入重沸器上方的富液精馏柱提浓，蒸去水分，再生后的贫TEG经过贫/富液换热降温后通过循环泵升压, 流入水冷却器冷却后进入吸收塔顶部，完成T E G的吸收、再生循环过程。
1.气液分离器;2.原料气冷却器;3.低温分离器;4.醇烃液加热器;5.三相分离器;6.凝析油过滤分离器;7.乙二醇补充罐;8.乙二醇富液缓冲罐;9.乙二醇富液泵;10.乙二醇富液机械过滤器;11.乙二醇贫液泵;12.乙二醇富液药用炭过滤器;13.乙二醇贫液冷却器;14.乙二醇贫富液换热器;15.乙二醇再生塔;16.再生塔底重沸器;17.再生塔顶冷凝冷却器;18.再生塔顶回流罐;19.再生塔顶回流泵;20.灼烧炉
脱水装置TEG吸收塔选用9层泡罩塔盘，主材为16MnR，塔底设有重力分离段。溶液循环泵选用三柱塞往复泵。龙岗天然气处理厂三甘醇脱水工艺参数选取如下：
(1) 再生塔进气温度
TEG再生塔进气温度控制在50度以下，因为压力一定的情况下，进气温度越高，其饱和含水量越高，增大脱水装置负荷，并且T E G的蒸发损耗比较大。一般而言，进气温度宜控制在15～48℃，若温度高于48℃，进再生塔前应设置冷却设施；如果低于1 5℃，设置加热设施。
(2) 再生温度
TEG重沸器在常压下操作，TEG浓度取决于重沸器的再生温度，温度越高，浓度越大。由于T E G热分解温度的限制，再生温度控制在204℃以下。
(3) 再生方式
三甘醇再生装置采用中压蒸汽汽提的方式进行提浓，汽提气流量为84m3/h，再生效果最好，贫甘醇浓度可以达到99%以上。
溶剂（三甘醇）吸收脱水法的优点在于：T E G溶液热稳定性好，吸湿性高；容易再生成9 9%（质量）以上；蒸汽压低，气体携带损失小，装置操作简单，占地面积小；装置投资及运行费用较低；气体压降小。这种工艺方法多应用于油气田无自由压降可利用，能满足管输天然气水露点要求，下游没有深冷法回收轻烃的场合。
1.3 固体吸附脱水
经常使用的固体吸附剂有硅胶、活性氧化铝和分子筛。与前两者相比，在高温下和吸附质相对湿度低时，分子筛具有更好的吸附能力。
目前，国内外大都采用固定床式。为保证操作的连续和可靠性，采用两塔或三塔流程。脱水系统主要包括吸附脱水、再生和冷却系统。
南充轻烃回收厂装置设计日处理气量20×104m3/d，日产液化气7吨左右，轻油3吨左右。采用两塔分子筛脱水工艺进行天然气脱水处理，吸附12小时，再生和冷吹的切换时间为6小时。原料天然气（压力1.5～1.7MPag，温度22.5℃）从装置界区外进入原料气过滤分离器。经过过滤分离后的天然气进入分子筛脱水塔，吸附脱水后，露点达到要求后的干气进入高效气体过滤器除去干气中的固体颗粒杂质后，约10%的干气作为再生/冷吹气，进入再生、冷吹过程。90%干气进后续的深度制冷和轻烃回收过程。
加热期间，10%的干气流入再生气加热炉，加热达到分子筛再生温度。自下而上进入分子筛脱水塔进行再生操作。湿热的再生气进入冷凝冷却器冷却，后进入再生气分离器分离出凝液后，排入到干气主管外输。分子筛床层再生完成后，10%干气将走再生炉旁通进入分子筛塔底，自下而上冷吹，使床层冷却下来。从分子筛顶部出来的冷吹气进入冷凝冷却器，冷却后进入再生气分离器后汇入干气主管线外输。
分子筛脱水操作可使水露点达到-90℃，脱水后干气含量很低，可达1ppm；在脱水同时脱除硫醇等硫化物；对于进料气体温度、压力、流量变化不敏感；操作简单，占地面积小；无严重腐蚀和发泡方面的问题。
分子筛脱水法主要应用于水露点降高以及深度脱水的场合，如下游有采用深冷法回收乙烷或液化石油气的轻烃回收装置，则必须采用分子筛法脱水，以免形成水合物，堵塞管道、阀门以及膨胀机入口。
1.4 超音速分离技术
超音速分离器（super sonic separator简称3S）是将航天技术的空气动力学应用于油气田天然气处理、加工领域而研发的新型、高效分离设备。天然气超音速脱水、脱烃技术属于低温冷凝法，利用拉瓦尔喷管、导向叶片加速饱和湿天然气达到气水分离之目的。天然气超音速分离器将膨胀机、分离器和压缩机的功能集中到一个管道中, 大大简化了工艺流程, 提高系统可靠性, 并降低其投资、运行费用和减少环境污染。天然气超音速脱水技术易于形成体积小、质量轻、成本低、可靠性高的橇装设备，非常适合单井集气工艺的井口、多井集气工艺的集气站的天然气脱水、脱烃。
超音速分离技术预期将成为甘醇脱水和透平膨胀机法之后一项更经济、更可靠、更环保的关键技术。目前, 这项技术已经进入商业应用状态。
2 结论
通过对比分析几种天然气脱水工艺，以及对克拉2、龙岗以及南充三家天然气处理厂的实地考察，发现由于脱水方法不同采用的设备也不同，各处理厂都根据自身条件采用了不同的脱水技术，脱水设备使用情况比较好，但不同天然气脱水技术也存在不足之处。
1）低温分离脱水
低温分离脱水装置设备简单，不需要后增压设备；一次性投资低，装置操作费用低，但部分脱水循环处于水合物生成范围内，需采取添加抑制剂等防止水合物生成，并配备相关抑制剂回收系统；深度脱水时需配备制冷设备，工程投资和使用成本高。该方法主要用于有压力能可供利用的高压气田。
2）三甘醇脱水
TEG溶液热稳定性好，容易再生；气体携带损失小，装置操作简单；装置投资及运行费用较低；该方法多用于油气田无自由压降可利用，能满足管输天然气水露点要求，下游不需深冷回收轻烃的场合。
存在轻质油时，会有一定程度的发泡倾向，需要加入消泡剂；天然气含有酸性组分时，易造成设备和管道的腐蚀，并使三甘醇溶液呈酸性，有时需加入缓蚀剂或中和剂，造成三甘醇脱水的投资和运行费用较高；不能脱除天然气中含有的凝析油。
3）分子筛脱水
分子筛脱水常用于深度脱水工艺，脱水过程中能同时脱除部分硫化物；对进料气体温度、压力、流量变化不敏感；操作简单，占地面积小；无严重腐蚀和发泡方面的问题等。但对于大装置，设备投资和操作费用高，气体压降较大；另外分子筛的再生耗热量较高；再生气量大，干燥器下层的吸附剂需要定期更换。
4）超音速法脱水
天然气超音速脱水将膨胀机、分离器和压缩机的功能集中到一个管道中，简化了脱水系统，系统可靠性高，投资和运行费用低，无环境污染等问题，易于形成体积小、质量轻、成本低、可靠性高的脱水橇，是当今天然气技术发展的必然趋势。但是，目前这种工艺还没有推广，技术还不是非常成熟。
因此，对于天然气脱水项目来说，还需要综合考虑技术成熟可靠性、总投资额、能耗以及各自厂区的工艺特点来具体确定采取哪种工艺。
参考文献
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[4]王遇东, 等.天然气处理与加工工艺.石油工业出版社.1999
天然气脱水技术 篇3
1 超音速分离脱水技术
超音速分离管技术可以直接利用进口余压, 具有节能、环保的优点, 随着技术的不断成熟, 应用领域不断得到拓展, 如用于脱除天然气中的H2S、CO2酸性气体, NGL回收等。超音速分离装置的工作原理涉及到非常复杂的气体动力学和相变动力学理论:湿气流进入Laval喷管, 被加速的气流在Laval喷管出口处达到超音速, 此时, 气流的温度和压力都很低。气体混合物 (天然气) 中的水分和重质碳氢化合物凝结, 形成液滴或固体颗粒。从Laval喷管出来的气液混合物进入旋流器, 产生高速旋转, 液滴被甩到壁面, 形成很薄的一层液膜, 然后, 这些液体被一同轴的管子或环形槽道流出分离装置。分离后的“干气”气流进入扩压管进行扩压。
2 油气田陆地中对超音速脱水技术的应用研究
早在1989年Stork Product Engineering就提出了一项叫“condition-cyclone”的空调专利技术, 作为超音速分离管脱水技术的最早应用, 它将空气以超音速的速度流入某段管路, 并通过旋风分离的方法, 分离出了空气中的水分[4]。七年以后, 荷兰Groningen气田的总工程师K.Jwillink注意到了这项专利技术。同年, 在阿姆斯特丹建成了空气—水分离实验台, 并开始初步实验, 通过实验, 证明了超音速分离管具有良好的除湿分离性能。1997年, 他又进行了烷烃气的室内实验, 同样, 通过实验结果, 证明超音速分离管不但能除去天然气中的水分, 还能分离出烷烃类物质。1998年, 他在Groningen气田进行了中试, 通过这次实验, 证明了超音速分离管具有优良的除湿与分离净化性能, 因此, 这次中试成功具有非常重要的意义。1999年, 超音速分离管天然气处理系统安装在了荷兰Barendrecht气田并与原处理装置并行, 应用取得了成功。2000年11月, 又在尼日利亚的进行了试验装置测试, 成功地将85×104m3/d的天然气脱水, 并达到了要求标准, 使富天然气中超音速脱水技术得到了探索应用。天然气超音速脱水系统长期稳定的工作能力在上述所有现场试验中得到了有效验证。
3 油气海上平台对超音速脱水技术的应用研究
从1997年起, 壳牌石油公司开展了天然气超音速脱水技术的研究, 包括基础理论研究、数值模拟、实验室研究和现场试验研究。2000年4月, 壳牌公司注资成立Twister公司, 推出了一种全新的天然气处理技术—超音速分离管天然气处理技术。目前, 该天然气处理装置已经在Zuiderveen气田 (荷兰) 、Barendrecht气田 (荷兰) 、Leermens气田 (荷兰) 、Utorogu气田 (尼日利亚) 和Stytoils K实验室 (挪威) 等五个不同的地方进行了实验。这些实验表明, 超音速分离管除湿和分离性能优良, 安全可靠, 能够实现无人值守。
作为海上天然气处理系统的一部分, 超音速分离管天然气处理装置应用于Twister公司为马来西亚Sarawak气田, 使该装置实现了无人操作, 通过可行性研究, 表明该天然气处理系统的采用比原TEG处理系统节省资金300-800万美元。
国外对于超音速天然气脱水技术早已开始了商业应用。第一个商业化脱水系统于2003年12月Tw i s t e r公司在马来西亚的B11海上平台安装。该脱水系统包括6个超音速分离器, 每个分离器的处理能力为280×104m3d, 总处理能力接近850×104m3/d (有备用分离器) , 该气田富含H2S、C O2等非伴生气, 压力降达25%~30%, 出口水露点达10°C, 大修时间可达20000h。该系统运行稳定, 可靠性高, 还节约投资和操作费用3~8千万美元[5]。
4 超音速脱水技术在油气海底的应用研究
3S是俄罗斯ENGO旗下的Translang公司将航天技术的空气动力学成果应用到油气田天然气处理、加工领域研发出的一项新成果。1996年开台进行3S研究和测试工作, 目前俄罗斯的3S超音速天然气分离技术和Twister公司的超音速脱水技术在海底的应用都在逐步完善。同时, 超音速脱水技术由Twister公司与Kongsberg海底联邦海事委员会合作研究, 将其共同推向海底应用市场, 取得较好的研究效果后, 国际设计制造公司便开始了Twister海底天然气处理系统的制造。2007年, 海底天然气处理系统发展第一阶段协议由Twister公司与Petrobras公司签署。此前, Petrobras公司已经购买了岸上超音速天然气处理系统。2008年, Twister公司寻求更多合作伙伴进行了海底超音速天然气脱水实验。目前其他国家尚未有相关报道。
5 结论
与传统天然气除湿与净化分离笔和常规天然气处理技术相比较, 超音速分离技术具有较强优势。随着超音速天然气脱水技术的逐渐完善, 同时在油气田陆地, 海上平台和海底平台上都得到了广泛应用, 相信在油气分离领域中, 超音速分离技术将取代传统的天然气脱水方法。
参考文献
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[2]徐文渊, 蒋长安.天然气利用手册[M].北京:中国石化出版社, 2003:25-29[2]徐文渊, 蒋长安.天然气利用手册[M].北京:中国石化出版社, 2003:25-29
[3]何策, 程雁, 额日其太.天然气超音速脱水技术评析[J].石油机械.2006, 34 (5) :70-72[3]何策, 程雁, 额日其太.天然气超音速脱水技术评析[J].石油机械.2006, 34 (5) :70-72
压缩天然气加气站脱水方式比较 篇4
目前CNG加气站天然气脱水主要采取吸附法, 利用多孔性固体干燥剂对气体混合物中极性水分子的选择, 将水分从气体中分离出来, 从而达到脱水目的, 获得低露点的干燥天然气。脱水装置采用双塔结构, 其中一个塔吸附, 天然气中的水分被吸附到干燥剂表面, 输出干燥的天然气;同时另一个塔进行解吸再生。吸附与解吸以循环的方式交替进行。
吸附脱水干燥法根据工艺流程的不同可分为前置脱水 (低压脱水) 和后置脱水 (高压脱水) 。前置脱水是将天然气先吸附脱水再进入压缩机压缩, 工艺流程为:调压计量→脱水→气体压缩→气体储存→售气;后置脱水是将经过压缩机压缩的天然气吸附脱水, 工艺流程为:调压计→量气体压缩→脱水→气体储存→售气。
2 两种脱水方式的分析
2.1
技术参数比较 (表1)
2.2 投资及运行成本比较
(1) 后置脱水装置的重量和体积约为同等处理量前置脱水装置的1/4, 吸附剂装填量约为1/20, 初期投资偏低约1/2, 且前置脱水占地面积较大, 对于用地面积较小的加气站不宜采用。
(2) 运行成本方面, 后置脱水吸附剂由于承受高压作用易粉化, 加上压缩机的润滑油气化后随天然气进入吸附塔, 油分粘附于吸附剂表面导致吸附能力降低, 约半年左右需进行更换, 而对于前置脱水则不存在这种情况, 正常情况下, 前置脱水的吸附剂可连续使用3年以上;另外后置脱水的阀门、零部件承受高压作用, 使用寿命一般为6～12月, 整机寿命约为5～8年, 前置脱水低压运行, 阀门、零部件的使用寿命一般为3～5年, 整机寿命约为10～15年, 后置脱水的运行成本大大高于前置脱水。
2.3 运行安全分析
(1) 天然气属于易燃易爆气体, 爆炸极限为5—15%, 加之加气站内外存在多种点火源, 如果设备、管路发生严重泄漏, 则可能发生燃烧或爆炸。前置脱水吸附、再生压力低, 管路绝大部分采用法兰连接, 泄漏点少;后置脱水吸附塔为高压运行, 通常压力在20～25Mpa, 再生塔为低压运行, 压力为0.5～0.8 Mpa, 两塔交替吸附/再生, 每个塔处于高压/低压交变运行, 管路采用螺纹连接, 泄漏点较多。
(2) 压缩天然气压力释放过程是一个强吸热过程, 对高压运行的后置脱水来说, 当压缩天然气从容器或管路中泄漏时, 泄孔周围会迅速形成一个低温区, 甚至结冰, 这会对设备操作人员造成伤害。
(3) 前置脱水的再生压力为0.3～0.4Mpa, 再生气取自干燥塔的排气, 压力也为0.3～0.4 Mpa, 无压力突降现象。后置脱水的再生压力为0.5～0.8 Mpa, 再生气取自干燥塔的排气或气体储存设备, 压力为15～25Mpa, 两者压差很大, 容易造成再生进气管路冰堵, 导致再生气加热器发生“空烧”情况, 对加热器造成不良影响。
(4) 后置脱水的吸附塔/再生塔压力变化范围大, 在0.5～25 Mpa之间交替运行, 温度在常温～180℃之间变化, 长期使用后, 塔的金属材料可能产生疲劳效应, 加上硫化氢等物质的腐蚀, 存在局部爆裂的可能。
根据观察运行情况, 前置脱水的安全性能优于后置脱水。
2.4 对压缩机的影响
(1) 采用前置脱水时, 进入压缩机的天然气已经脱水处理, 水分、杂质已经去除, 对压缩机的汽缸、活塞及其零件磨损小, 可延长压缩机的使用寿命;后置脱水位于压缩机之后, 天然气的杂质、水分会对压缩机阀件、汽缸和活塞造成磨损, 减少压缩机的使用寿命, 天然气中的酸性物质与水化合会对压缩机的冷却器、分离器及其它部件产生腐蚀。
(2) 前置脱水可实现再生过程再生气零排放, 不会造成进气管网压力波动, 压缩机进气压力稳定;后置脱水的再生气如果回收必须将其引到压缩机进气口, 当再生过程中出现再生障碍时, 势必影响压缩机进气压力的稳定, 对压缩机运行工况造成影响。如果将再生气放空, 以每天再生8小时, 每小时消耗天然气80Nm3计算, 每天将浪费640Nm3天然气。
3 脱水处理效果
根据GB50156-2002《汽车加油加气站设计与施工规范》条文说明, 压缩前的天然气流速应不大于20m/s, 压缩后的流速应不大于5m/s。对前置脱水, 天然气在吸附塔的停留时间较短, 水分未被充分吸附, 脱水效果不很理想, 通常情况下, 脱水处理后的天然气水露点大于-40℃, 如果进站天然气携带水分多, 脱水效果还要差;后置脱水不仅流入的天然气流速低且脱水装置设置了压力保持阀, 防止低压、大流量的天然气进入吸附塔, 使天然气在吸附塔停留的时间延长, 分子筛吸附能力得到充分发挥, 脱水处理后的天然气水露点小于-60℃, 由于后置脱水位于压缩机后, 处理后的天然气不会受到油、水和杂质的污染, 质量稳定。因此, 从处理效果看, 后置脱水优于前置脱水。
4 结论
(1) 在用地面积允许, 进气压力稳定, 进站天然气水分、油分和杂质含量少的情况下, 优先选用前置脱水;
(2) 选用后置脱水, 可保证处理后的天然气品质, 但必须加强安全监管:
(1) 日常运行中需加强查漏, 发现问题立即处理。在设备操作过程中应严格遵守操作规程, 以防发生意外;
(2) 定期检查吸附塔压差的变化, 如发现压差突变, 应及时更换分子筛;
盐穴储气库天然气脱水处理工艺 篇5
从盐穴储气井里采出来的天然气里充满了饱和水蒸气。天然气被压缩或冷却时, 水蒸汽会转变成液态或固态。液态水会加速设备的腐蚀, 降低输气效率;而固态的冰则会堵塞阀门、管件甚至输气管线。为避免出现这些问题, 在天然气进入输气管网之前, 必须除掉其中的部份水蒸气。
储气库天然气脱水工艺就是采用一定的方法使天然气中饱和的水蒸气脱除出来的工艺系统。
自储气库的湿天然气经采气管线进入集配气站计量后集输至注采站, 在注采站内需要经脱水装置脱水合格、计量后才能输送至长输管线。本文所要论述的是盐穴储气库的脱水工艺。
2 脱水剂选型
储气库采出气经净化后输至输气干线, 作为管线调峰用气。外输天然气达到GB17820-1999《天然气》中二类天然气的要求, 天然气水露点比输送条件下的最低环境温度低5℃, 烃露点低于或等于最低环境温度, 按照川气东送管道设计要求, 烃水露点应≤-15℃。
来自储气库的天然气, 经过集输支管管线进入集配气站, 由集配气站经集输干管输送至注采站, 在注采站内经重力分离器及过滤分离器分离掉其中的游离水、凝析油及机械杂质后, 进入脱水装置, 脱水合格后经计量调压输送至分输站。在采气末期, 当储气库压力低于注采站出站压力时, 利用注气压缩机增压, 增压后天然气进入出站管网。
2.1 脱水剂选择
对于盐穴储气库, 盐穴底部会存有—定量的水分, 在采气初期, 这些水会随着天然气夹带出地面, 随着采气量的不断增大, 盐穴底部存留的水量会逐渐减少。
天然气脱水的方法有很多种, 一般分为溶剂吸收法、固体干燥剂吸收法、直接冷却法、注防冻剂 (脱水机) 法、化学反应法等。有些井场, 可利用天然气的压能获取低温以达到所要求的水露点及烃露点。
据资料显示, 大约85%的储气井采用脱水剂脱水。川气东送管道金坛储气库也采用脱水剂脱水法除去采气井口采出的湿天然气中的水份。而储气库作为应急调峰设施对脱水剂的要求较高:
(1) 对天然气有较高的脱水深度;
(2) 选择吸收;
(3) 热作用和化学反应稳定;
(4) 蒸汽压低;
(5) 粘度小;
(6) 对设备无腐蚀;
(7) 密度小;
(8) 容易再生;
(9) 价格低廉、易于获得。
常用的脱水剂主要有甲醇、乙二醇、三甘醇。甲醇一般不回收, 甲醇的损失量较大, 对环保有不利影响, 除了紧急情况下采用, 大量注入已不常采用。乙二醇或三甘醇是一种比较经济的脱水方法, 已广泛用于气田集输以及净化厂的天然气脱水工序中。目前国内储气库通常采用三甘醇作为脱水剂。
2.2 三甘醇特性
三甘醇具有凝固点低、热稳定性好, 易于再生, 蒸汽压低, 夹带损失小, 吸水性强, 三甘醇贫液浓度高, 露点降大等特点。
另外, 其沸点高, 常温下基本不挥发, 毒性很轻微, 不会引起呼吸中毒, 与皮肤接触也不会引起伤害。纯净的三甘醇溶液本身对碳钢不腐蚀, 发泡和乳化倾向相对较小。
3 脱水工艺流程
来自储气库的湿天然气经过输气干管进入注采站汇管, 再经重力分离器及过滤分离器分离掉其中的游离水、凝析油及机械杂质后, 进入三甘醇脱水装置。在三甘醇脱水装置中, 湿天然气由吸收塔下部的天然气进口进入三甘醇脱水吸收塔, 与塔顶流下的贫三甘醇溶液充分接触, 脱水后由塔顶天然气出口出塔, 然后进套管换热器与进塔贫甘醇换热后经压力控制阀后出装置。控制阀前压力即吸收塔工作压力。
富三甘醇由吸收塔富液出口出塔, 进入三甘醇循环泵高压端, 降压后出泵部分进入再生精馏柱顶, 与三甘醇中再生出来的水蒸汽换热, 加热至50～80℃后进闪蒸罐, 闪蒸出溶于富甘醇内的部分烃类及随富三甘醇进泵的天然气。
富液经闪蒸罐闪蒸脱气后分别通过滤布过滤器、活性炭过滤器进入三甘醇贫富液换热器、换热缓冲罐与贫三甘醇换热130～150℃左右进富液精流柱精馏, 提浓后的贫甘醇进入重沸器下部的换热缓冲罐。
贫液出换热缓冲罐后, 经过三甘醇贫-富液换热器后经过滤器进三甘醇循环泵低压端, 三甘醇循环泵将贫三甘醇压力由常压增为10MPa后, 进入套管换热器与出吸收塔干气换热, 进一步冷却后进入吸收塔塔顶。
储气库脱水流程:
原料气→过滤分离器 (除去液固杂质) →吸收塔 (与甘醇逆流接触脱水) →干气/贫甘醇换热器→计量调压→输气管线
4 脱水设施配置
常见的三甘醇脱水装置分为低温高压 (天然气脱水) 系统和高温低压 (甘醇再生) 系统两部分, 应用了吸收、分离、气液接触、传质、传热和抽提等原理, 露点降通常可达到30e-60e, 最高可达85e。三甘醇脱水设备主要包括吸收塔及三甘醇再生撬。
5 运行期主要的污染及防治
5.1 采气阶段污染源及污染物
(1) 注采站三甘醇脱水装置的排放尾气, 主要为水蒸气, 含少量甲烷和乙烷以上烃类, 以及微量CO2、N2等。
(2) 注采站三甘醇脱水装置的排放的污水, 主要污染物为柴油类;
5.2 运行期防治
(1) 为减轻天然气处理过程中气体的损失, 进出装置设置切断阀, 一旦发生事故, 切断气源, 从而最大限度地减少气体的排放量;
(2) 三甘醇装置设焚烧炉, 排放尾气不合格时可以经过焚烧后排放。
(3) 加强天然气处理装置的生产管理, 尽量减少生产事故时进入空气环境。
6 安全及职业卫生防护
考虑到三甘醇脱水装置设有重沸器 (明火设备) , 应确保其与三甘醇装置其它甲乙类设备设施之间的防火间距保持在15m以上。
为防止三甘醇氧化变质, 储罐 (容器) 通入天然气进行保护, 对储罐 (容器) 压力进行检测并将信号引入注采站控制室, 同时设置高低限报警装置, 必要时, 对三甘醇储罐 (容器) 压力进行控制。
三甘醇在储气库脱水工艺中循环利用, 操作工巡检到此处时可能接触到三甘醇。平时应加强对脱水设备的维护和对工人的防护教育。
三甘醇脱水装置的再生精馏塔、再沸器等设备的操作温度较高, 存在着烫伤的危险。脱水操作岗位存在低温防护问题, 该岗位在运行期间操作工配备防护服、防护手套等用品并设置警示牌。
7 结束语
对天然气的脱水工艺来说, 目前的技术已日趋发展成熟, 但盐穴储气库由于其依靠注水排卤溶腔成型的特殊性, 仍有一些工艺设备、参数的选择和确定缺乏足够的理论依据, 这有待于技术人员在今后的工作中继续进行研究和探讨。
摘要：天然气脱水工程即采用一定的方法使天然气中饱和的水脱除出来的工艺。本文以盐穴储气库采气期的井口天然气脱水过程为背景, 对盐穴储气库脱水工艺类型、一般流程、脱水剂的选型、主要工艺设备、原理、安全和职业卫生防护及运行期的污染与防治等做一简要介绍和分析。
关键词：盐穴储气库,脱水工艺,三甘醇
参考文献
[1]张微微.三甘醇脱水工艺在庆深气田适应性浅析[J].油气田地面工程, 第28卷第3期 (200913)
天然气脱水技术 篇6
1 天然气脱水的主要方法
1.1 低温下冷凝脱水
当环境的压力越高, 温度越低, 天然气中所参杂的水分就将越少, 因此基于这样的原理, 可以对其采用低温冷却的方法进行脱水。天然气是多组分的混合物, 各组分的凝结温度都不同, 所以在不同温度时, 凝固的程度也不相同。因此, 基于以上分析, 天然气中水分的去除可选用低温下冷凝脱水法, 具体可采用直接冷却法和加压冷却法。但冷却法脱水往往效率较低, 达不到天然气的水露点要求, 一般作为脱水的辅助工艺。
1.2 可溶性的试剂脱水
(1) 利用三甘醇脱水三甘醇是有机溶剂, 对水有极强的亲和力, 采用其与天然气充分接触, 使水传递到溶剂中从而到达脱水。三甘醇脱水主要流程:湿原料气经分离器粗脱水后, 进入吸收塔与三甘醇贫液逆流接触, 干燥天然气从塔顶排除, 三甘醇富液经过解析塔再生循环利用。三甘醇用于工业时用量是较大的, 投资较高, 且当天然气中存在轻烃液体时会有一定程度的起泡倾向, 运行时需要加入消泡剂。
(2) 利用氯化钙进行脱水处理早期在工业生产中, 经常会使用氯化钙进行天然气脱水。由于氯化钙水溶液是较好的天然气中水分吸收的溶剂, 所以较早的采用;又因为利用氯化钙进行天然气脱水所需的机器较为方便, 很容易进行安装、运行和后期的维护, 再加上其存储较为方便, 一般采用这种方法。但是, 就目前的工业水平而言, 仍有的采用, 主要是因为对于交通运行不是很方便的地方, 生产的天然气不多的情况下, 或者生产天然气的地方的环境较差的话, 这种方法仍是很有优势的。
1.3 利用固体进行脱水
对于小型的天然气处理装置, 可以采用固体进行脱水, 而对于大型的天然气的脱水, 一般采用液体的方法较为高效。在具体的情况下, 特别是在气体流量、温度、压力变换特别频繁的时候, 一般采用吸附法, 因为这种对多变的环境条件有一个较好的适应性能, 操作起来方法较为方便, 并且可以保证脱水后的气体中无液体残留, 在当今天然气液化工厂采用较为广泛。
(1) 利用分子筛进行脱水分子筛的脱水法属于固体脱水法, 是一个物理吸附过程。目前天然气工业用的分子筛脱水法主要采用固定吸附塔。为保证装置可连续稳定运行, 一般分为两塔流程、三塔流程或多塔流程, 主要包括脱水、再生环节。最主要的设备就是分子筛塔及用于加热再生的加热炉。分子筛脱水能够将天然气中水含量降到1ppm以下, 水脱除的更加彻底, 处理的程度更加深入。但是, 分子筛脱水也存在一定的缺点, 对于较大的装置, 设备投入的资金较高的, 且对于加热再生部分, 分子筛脱水需要消耗大量的热能, 且每运行3到5年分子筛就得进行更换。
(2) 硅胶吸水脱水法硅胶是一种坚硬无定形链状和网状结构的硅酸聚合物颗粒, 是一种亲水性的极性溶剂, 可用于天然气脱水。硅胶的吸附性能和分子筛大致相同, 很容易再生。但由于硅胶极易被水饱和, 且与液态水接触易炸裂, 产生粉尘, 因此工艺生产中应在原料气进口处加一层不易被水破坏的吸附剂。
(3) 多个环节的干燥脱水就目前的工业形式而言, 采用多步骤的脱水已经是一种较为创新的处理方式了。具体的脱水工作流程如下:对不纯净的天然气进行一定的调压处理, 并且保持这种压力通过一定的干燥设备, 含有杂质的天然气在这个过程中, 水分将会被干燥剂吸附, 由于采用具有盐分的干燥剂, 则会形成一定的盐颗粒附着于设备表面形成膜。最终吸附到形成的颗粒很大脱落了之后, 即直到不能吸附为止。从这个过程中也可得到盐分这一产品。在以后的工作中, 可能需要加入一些干燥剂, 这时就可以加入干燥设备中去。较杂的天然气中所含的水分越多, 所需要的固体的干燥剂的用量也就越多, 所以要考虑到成本的节约问题。因此, 一般将该种方法用于对于天然气压缩比较厉害的部分。
2 结语
随着技术的进步, 未来可能利用超音速技术对天然气进行脱水, 该系统在发挥自己特有优势的同时, 会对传统技术的缺点进行纠正, 让我们有所期待。
参考文献
[1]何策, 张晓东.国内外天然气脱水设备技术现状及发展趋势[J], 石油机械, 2008, (36) :69-73.
天然气脱水技术 篇7
在油田开采的天然气中含有饱和量的水蒸气, 即水气。为天然中的有害成分。输气管线因为含水, 降低了对其他有效成分的输送, 也使热值降低。而输气管道的压力温度的变化, 会引起水气析出, 产生冰或固体水化物及液态水, 使输气压力降低, 造成管道和换热器及阀门等设备堵塞。如果液态水含有酸性组分, 在输送能过程中, 将加速管壁的腐蚀[1]。由此证明, 天然气脱水是必然的。分子筛脱水工艺相比常用的溶剂吸收、冷冻分离和吸附干燥三种方法, 其脱水深度和可再生性都更高, 并因此被广泛应用[2]。
1 分子筛脱水工艺
1.1 分子筛脱水工艺的定义
分子筛做为一种立方晶格的硅铝酸盐化合物, 有大量均匀的几何网状型空穴, 微孔结构均匀, 只有直径小于孔径的分子才能进入, 对不饱和分子和极性分子有优先吸附能力, 因此, 起到了筛分分子的选择吸附作用, 也就是说, 分子筛是具有筛离分子的能力, 故称为分子筛[2]。脱水工艺上采用分子筛为干燥剂的, 即称为分子筛脱水工艺。分子筛脱水工艺流程 (如图1) 所示。
1.2 分子筛脱水工艺的流程
分子筛脱水流程的四个阶段分为吸附脱水、加热再生、床层冷吹、等待再次吸附[3]。以采用两塔和三塔的居多, 本文介绍的为两塔流程, 以时序自动切换。在时序控制和温度PID调解上, 采用PLC控制系统进行循环换热节能脱水工艺, 在节能推广上具有更高的可操作性。
1.2.1 吸附阶段
湿气由干燥塔顶进入, 塔内分子筛充发挥作用, 水气脱除后, 由塔底流入粉尘过滤器滤除粉尘和液滴, 成为干气。部分干气作为再生气重新进入分子筛再生系统, 余下干气则进入后续处理的设备中。
1.2.2 再生阶段
分子筛干燥塔开始工作时, 吸附湿气达24h时, 塔A停止吸附, 进入再生阶段, 塔B进入吸附阶段;再生气加热炉将合格干气加热至300℃的再生气, 进入塔内, 加热分子筛床层将吸附的水分脱除, 将已脱除的水分经时间控制阀分离出干燥塔;由再生气冷却器冷吹, 至25℃后进入分离罐, 分离掉游离水, 再次回到分子筛入口处。
1.2.3 冷吹阶段
再生气加热将当分子筛床层加热到6h时, 脱水工序完成, 转入冷吹阶段。将再生气加热炉调火降温至50℃, 开始冷吹分子筛床层。
1.2.4 等待阶段
冷吹时间至4h时, 开始关闭干燥塔底部的再生气进气阀和顶部的排气阀, 旁通阀打开, 此时分子筛干燥塔无气体通过, 转入等待阶段。2h后, 塔B换为塔A, 开始吸附脱水, 塔B进入再生。此过程循环不断。
2 PLC控制系统的构成
2.1 硬件
PLC控制系统由下位控制层及上位监控层组成 (如图2) 。以AB-SLC5/04PLC作为控制层控制核心, 来控制干燥塔的控阀开关, 实现分子筛脱水工艺流程中四个阶段的切换。控制层与监控层的数据传输, 是以DH485调制解调器来完成[4]。监控层的打印机和工控计算机, 负责现场的实时监控及报表打印。工程师站的作用是以组态软件对监控画面、参数等进行修改, 其余操作站负责监控及报表打印。
2.2 软件
下位控制层使用RSLogix500编程软件, 可直接操控PLC控制系统的硬件、程序、运行、调试及强制输出, 对阀门、仪表起到自动控制及保护的作用。上位监控层使用美国EMERSON公司Delta VDCS系统。并利用通信、控制、画面四种组态和数据连接, 同PLC保持通信, 下发指令完成远程控制。
3 PLC控制系统的功能
根据工艺流程要求, PLC控制系统需实现的功能包括流程顺序控制、加热温度自动调节、在线监控、故障报警和联锁保护。
3.1 分子筛脱水装置工艺流程
脱水工艺流程需要在吸附、再生、冷吹、等待四个阶段循环切换。为保证各个切换阀门动作的准确性, 本控制程序采用STEP作为切换标志, 每个STEP对应相应的阀门动作, 保证切换准确可靠。系统顺序控制如下。
3.1.1 塔A进入吸附阶段:打开KV11和KV12两个吸收阀, 关闭KV13及KV14两个再生阀, 原料气流经吸附塔进行吸附脱水。
3.1.2 塔B进入再生阶段:关闭KV21、KV22两个吸收阀, 再生阀KV23、KV24打开。
3.1.3 再生气温度达到设置温度300℃时, 旁通阀KV15关闭, 塔B加热再生6h。
3.1.4 将再生气温度设为50℃, 塔B冷吹4h。
3.1.5 将旁通阀K15打开, 塔B等待2h。
3.1.6 塔B进入吸附阶段:打开塔B的KV21、KV22吸收阀, 关KV23、KV24再生阀。
3.1.7 塔1进入再生阶段:将塔A的KV11、KV12关闭, KV13、KV14打开。
3.1.8 设再生气温度至300℃, 将KV15关闭, 塔A加热再生6h;
3.1.9 将再生气温度设为50℃, 塔A冷吹4h。
3.1.1 0 将旁通阀KV15打开, 塔A等待2h, 返回步骤3.1.1~3. 1.2依次进行重复操作。
在上位机上对以上流程进行操作, 对过程数据的变化和进行中的步骤实时监控, 随时掌握流程进程。上位机的复位键, 随时调整流程步骤按钮, 可使流程直接跳转步骤进行操作, 确保对流程的灵活调整。
3.2 再生气温度中的PID调节
PLC控制系统设计了自动调节的温度程序。将再生气加热炉出口温度与设定值进行比较, 以输出偏差控制加热炉燃料气调节阀的开度。温度低则增大调节阀开度, 升高再生气;温度过高则减小调节阀开度。
3.3 在线监控系统
分子筛脱水系统中, 其工艺流程、设备运行状况、过程变量值及历史趋势图, 都由上位机来显示。操作员通过显示器, 可以对整个流程运行进行监控, 对自控系统发出干预指令, 随时根据需要调整流程顺序及工艺参数。
3.4 故障报警和联锁保护系统
生产过程中发生故障或工艺参数超限, 控制系统中的声光报警启动, 提示操作员及时排除故障, 确保系统正常运行[5]。当工艺参数超过关断设定值时, 分子筛脱水系统立即自动关闭。上位机及现场控制盘都设有紧急关停键, 可在紧急情况下人为关停整个系统, 以保证人员及设备的安全。
4 结束语
经试运行证实, PLC控制系统可准确控制分子筛脱水设备, 实现工艺生产过程中对不同程序间的自动切换, 天然气脱水效果已达工艺要求, 该系统目前已正式运行。可见, 只要加强运行管理, 严格操作规程, 便可达到对天然气露点控制预期的要求, 也证实了本系统对制定天然气脱水项目控制程序具有借鉴作用。
摘要：文章介绍了利用分子筛进行天然气深度脱水工艺, 设计并开发了PLC控制系统。对PLC控制系统工艺、原理及流程的确定和可行性进行了阐述, 并提出了操作中需注意的问题和建议。该项目经投产运行, 证实了该控制系统具有的可操作性, 对顺控执行及连锁保护都达到了预期水平。
关键词：分子筛脱水,循环换热,PID调节
参考文献
[1]李仕伦.天然气工程[M].北京:石油工业出版, 2008:356-365.[1]李仕伦.天然气工程[M].北京:石油工业出版, 2008:356-365.
[2]徐如人, 庞文琴.分子筛与多孔材料化学[M].北京:科学出版社, 004:5-7.[2]徐如人, 庞文琴.分子筛与多孔材料化学[M].北京:科学出版社, 004:5-7.
[3]王开岳.天然气净化工艺[M].北京:石油工业出版社, 2005:269-276.[3]王开岳.天然气净化工艺[M].北京:石油工业出版社, 2005:269-276.
[4]钱晓龙, 李鸿儒.智能电器与Micrologix控制器[M].北京:机械工业出版社, 2003:302-307.[4]钱晓龙, 李鸿儒.智能电器与Micrologix控制器[M].北京:机械工业出版社, 2003:302-307.