净化厂天然气脱水工程设计39页.docx

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净化厂天然气脱水工程设计39页

工程设计任务书1

原料气（湿基）1

产品2

要求2

第一部分说明书3

1.1.总论3

1.1.1项目名称、建设单位、企业性质3

1.1.2编制依据3

1.1.3项目背景和项目建设的必要性3

1.1.4设计范围4

1.1.5编制原则4

1.1.6遵循的主要标准和范围4

1.1.7工艺路线5

1.1.8研究结论5

1.2.基础数据6

1.2.1原料气和产品6

1.2.2建设规模7

1.2.3三甘醇脱水工艺流程7

1.3.脱水装置8

1.3.1脱水工艺方法选择8

1.3.2流程简述9

1.3.3主要工艺设备10

1.3.4消耗12

1.3.5三甘醇脱水的优缺点13

1.4节能14

1.4.1装置能耗14

1.4.2节能措施14

1.5.环境保护17

1.5.1主要污染源和污染物17

1.5.2污染控制17

第二部分计算书19

2.1参数的确定19

2.1.1三甘醇循环量的确定19

2.1.2物料衡算22

2.1.3吸收塔23

2.2.热量衡算29

2.2.1重沸器29

2.2.2贫/富甘醇换热器30

2.2.3气体/贫甘醇换热器30

2.3.设备计算及选型31

2.3.1精馏柱31

2.3.2甘醇泵31

2.3.3闪蒸分离器31

2.3.4气体/贫甘醇换热器32

2.4.设备一览表32

第三部分参考文献35

第四部分心得体会36

仪陇净化厂天然气脱水项目

工程设计任务书

原料气（湿基）

本工程原料气来自仪陇天然气净化厂脱硫装置的湿净化气，其气质条件如下：

1）原料气的组成

组成

%（）

4

97.812

C2H6

0.569

C3H8

0.111

4H10

0.022

4H10

0.034

5H12

0.015

5H12

0.015

6H14

0.038

N2

0.976

H2

0.006

O2

0.015

2

0.087

H2S

0.000

H2O

0.296

合计

100.00

注：

1）原料气不含有有机酸

2）原料气处理量10.8×104m3

3）原料气湿度30~36ºC

4）原料气压力2.05~2.25

（g）

产品

拟建天然气脱水装置产品气为干净化天然气，该产品气质量符合国家标准《天然气》（17820-1999）中二类气的技术指标。

其有关参数如下：

产品气产量10×104m3

产品气温度≤40ºC

产品气压力1.9~2.1

H2S含量≤203

总硫含量（以硫计）≤2003

2含量≤3%

水露点≤-8ºC（在2.1

条件下）

要求

提交工艺流程图1-3张：

设计报告一份（不少于30页）；

200-500字设计体会

第一部分说明书

1.1.总论

1.1.1项目名称、建设单位、企业性质

项目名称：

仪陇净化厂天然气脱水项目

建设单位：

中国石油西南油气田分公司

企业性质：

国有企业

1.1.2编制依据

参考《中华人民共和国石油天然气行业标准天然气脱水设计及规范》、《中华人民共和国标准化法》、《中华人民共和国标准化法实施条例》、《化工工业产品标准化工作管理办法》以及国家的有关规定。

化工工业科技发展规划、计划及化工生产发展规划、计划。

化工标准规划和化工标准体系表。

跨年度的计划项目和调整后能够转入到本年度计划的项目。

上级机关及生产、科研、使用、外贸等部门和单位急需制定标准的项目。

天然气是目前最具有前途的新兴能源。

目前龙岗气田已经打了1#、2#、3#共三口井，其中1#井日产天然气120万立方米，日处理天然气量600万立方米的龙岗试采工程天然气净化厂也已经开工建设，预计08年建成投产。

龙岗气田的开发将有助于泸天化、川化股份、赤天化、云天化的起源保障，生产装置的开工率提高随着龙岗气田的开发，资源所在地的地方利益会得到，在天然气各省分配计划中，资源所在地的合理用气需求将会得到满足。

泸天化、川化股份的起源将得到保障，装置的开工率将提高。

同样随着龙岗气田的开发，天然气供应增加，处于同一天然气管网内的赤天化、云天化的天然气供应量也将增加，其生产装置的开工率也将提高。

1.1.3项目背景和项目建设的必要性

1.1.3.1.项目背景

中石油建设的龙岗试采工程天然气净化厂计划于2007年开工，2008年全部建成投产，是年脱硫600万方的厂，在四川石油管理局属于中型厂，该项目在国内外同行业种属于大型工程，属清洁能源生产，工程符合国家产业政策。

该企业主要是依托南充、达州、巴中等川东北片区丰富的天然气资源，建设一座高含硫天然气净化厂，计划选址时仪陇县阳通乡二郎庙村，厂址距离该县的立山镇约2.5公里，距阳通乡集镇1公里，距仪陇县城直线距离50公里。

工厂总占地面积500亩，工程计划投资5亿元以上，每天处理天然气600万立方米左右。

1.1.3.2.项目建设的必要性

天然气中含有大量的水蒸气，天然气脱水是防止水合物形成的根本措施。

天然气脱水尤其是脱除天然气集输过程中的水蒸气是天然气集输系统中的关键。

该项目为清洁能源生产，在国内外同行业种属于大型工程，工程符合国家产业政策。

工程在可行性研究中，对厂址选择、工艺技术等问题都进行了充分的考察和论证，尽可能避开环境敏感点，并采取了一系列减轻环境影响及环境风险、保护生态和防止水土流失的工程技术措施。

有关部门指出，龙岗试采工程天然气净化厂的建成，还将大大促进四川南充石化工业的快速发展。

1.1.4设计范围

原料气处理量10.8×104m3产品气产量10×104m3

1.1.5编制原则

认真贯彻执行国家关于环境保护的方针政策，遵守国家有关法规，规范，标准。

天然气的含水量以单位体积天然气中所含的水汽量来表示的，有时也用天然气的水露点来表示。

天然气的水露点是指在一定的压力条件下，天然气与液态水平衡时的温度。

一般要求天然气水露点比输气管线可能达到的最低温度还低5-6℃。

往往还要求输送温度不超过49℃，对输送压力无严格要求。

此外，还有以下要求：

操作管理方便、技术要求简单，最大程度地实现自动化控制，管理、维护简单方便，宜于长期使用。

设备选型要综合考虑性能，价格因素，设备要求高效节能，噪音低，运行可靠，维护管理简便。

无二次污染，清洁及安全生产原则。

1.1.6遵循的主要标准和范围

（1）《石油天然气工程设计防火规范》（50183-2004）

（2）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（50058-92）

（3）《大气污染物综合排放标准》（16297-1996）及国家环境保护局环函[1999]48号《关于天然气净化厂脱硫尾气排放执行标准有关问题的复函》

（5）《气田天然气净化厂设计范围》（0011-96）

（6）《用标准孔板流量计测量天然气流量》（6143-2004）

（7）《石油化工企业自动化仪表选型设计规范》（3005-1999）

（8）《石油天然气工程总图设计范围》（0048-2000）

（9）《中华人民共和国石油天然气行业标准天然气脱水设计规范》

1.1.7工艺路线

经脱硫后的天然气仍含有大量的水分需脱除，以满足天然气水露点的技术指标。

天然气脱水的方法溶剂法、固体吸附法等。

从以下几方面对比吸收法与吸附法脱水。

①吸收法的建设费用低。

②吸收法操作费用低。

吸收塔的压降小，而且吸收法脱除单位质量水的再生热小。

③吸收法甘醇再生在常压下进行，补充甘醇容易。

吸附法更换吸附剂时需中断生产，有时影响向下游连续供气。

④吸收装置脱水深度低。

只能将天然气脱水至露点-40℃左右；吸附法，特别是分子筛能将气体含水脱至满足天然气深冷加工的要求。

⑤气流中重烃、H2S、2等易使吸附剂中毒，丧失活性

在本次工程设计选择溶剂吸收法脱水。

工艺路线为：

原料天然气经过入口分离器去除其中的大部分液固杂质，然后经过吸收塔脱除其中的水蒸气，得到干气；溶剂经过吸收塔后由贫液变为富液，需要到再生塔进行高温低压脱除溶解在其中的水分，从而得到贫液，并继续用作吸收剂，从而完成一个工艺循环。

1.1.8研究结论

由上可知，能达到干气露点要求的前提下，溶剂吸收脱水比吸附脱水好，常用于管输天然气的处理。

但要求天然气深度脱水的情况采用分子筛法脱水。

本次设计采用溶剂吸收脱水法。

1.2.基础数据

1.2.1原料气和产品

1.1.2.1原料气（湿基）组成及相关物性常数

组分

相对分子量

H2S

0.000

373.2

8.936

34

2

0.087

304.2

7.377

44

H2O

0.296

647.1

21.83

18

4

97.812

190.6

4.6

16

C2H6

0.569

305.4

4.884

30

4H10

0.022

408.1

3.799

58

4H10

0.034

425.2

3.647

58

N2

0.976

126.2

3.394

28

H2

0.006

33.2

1.280

2

O2

0.015

154.6

5.046

32

注：

1）原料气不含有机硫

2）原料气处理量10.8×104m3

3）原料气温度30~36ºC

4）原料气压力2.05~2.25（g）

5）产品

拟建天然气脱水装置产品气为干净化天然气，该产品气质量符合国家标准《天然气》（17820-1999）中二类气的技术指标。

其有关参数如下：

产品气质量10×104m3

产品气温度≤40ºC

产品气压力1.9~2.1

H2S含量≤203

总硫含量（以硫计）≤2003

2含量≤3%

水露点≤-8ºC（在2.1条件下）

1.2.2建设规模

根据中国石油西南油气田分公司编制的该区域气田开发部署情况，结合该区域内现有净化厂处理能力及应急能力调配方案，本工程天然气总处理规模确定为150×103m3,年开工时间按8000小时计。

1.2.3三甘醇脱水工艺流程

甘醇脱水装置主要由吸收系统和再生系统两部分组成。

工艺过程的核心设备是吸收塔。

天然气脱水过程在吸收塔内完成，在再生塔内完成甘醇富液的再生。

原料天然气从吸收塔的底部进入，与从塔顶进入的甘醇贫液在塔内逆流接触，脱水后的天然气从吸收塔顶部离开，甘醇富液从吸收塔底部离开，富液经过再生塔顶部冷凝器的盘管升温后进入闪蒸罐，离开闪蒸罐的儿液相经过过滤器过滤后流入贫/富液换热器、缓冲罐，进一步升温后进入再生塔。

在再生塔内经过加热时甘醇富液中的水分在低压、高温下脱除，再生后的贫液经贫/富液换热器冷却后，经甘醇泵泵入吸收塔顶部循环使用。

其工艺流程图如下：

1.3.脱水装置

1.3.1脱水工艺方法选择

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，脱水吸收剂应该对天然气中的水蒸气有很强的亲和能力，热稳定性好，不发生化学反应，容易再生，蒸气压低，对天然气和液烃的溶解度低，起泡和乳化倾向小，对设备无腐蚀，同时还应价廉易得。

常用的脱水吸收剂是甘醇类化合物，尤其是三甘醇因其露点降大，成本低和运行可靠，在甘醇类化合物中经济性最好，因而广为使用。

当要求天然气露点降至30-70ºC时，通常应采用甘醇脱水。

甘醇法脱水主要用于天然气露点符合管道输送要求的场合，一般建在集中处理厂（湿气来自周围井和集气站）、输气首站或者天然气脱硫脱碳装置的下游。

表3-1天然气脱水方法

方法名称