石油天然气化工工艺精选(九篇)

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第1篇：石油天然气化工工艺范文

关键词: LNG； LNG接收站；设备布置；

Abstract: as liquefied natural gas (LNG) LNG, main component is methane, is clean energy. A colorless, odorless, non-toxic and no corrosive, after burning to air pollution is small, be in conformity with the state energy conservation and emission reduction of big policy ideal energy. Therefore, developing LNG energy industry, will be the new trend of development of energy in the future. In this paper the equipment arrangement of LNG terminal and trunkline proposes some opinions, and for your reference.

Keywords: LNG; LNG terminal and trunkline; Equipment layout;

中图分类号：U473.2文献标识码：A 文章编号：

伴随“西气东输”、“川气东送”工程的投产以及“西气东输二线”工程、进口LNG工程等建设步伐的加快，根据国家天然气利用政策，我国大部分省市已积极的开展了城市天然气利用建设及可行性研究工作。“十二五”期间，是我国第三步发展战略的实施阶段，也是控制环境污染和扭转生态破坏发展趋势的攻坚时期。在此形势下，我国政府采取了优化能源消费结构、鼓励消费清洁能源的政策，不断加大天然气等清洁能源的开发力度，正在大力引进LNG接收站，实现经济、能源与环境相协调的可持续发展。在接收站项目中，一般包括码头工程、气化厂工程（储存和气化），长输管道工程3部分，其中，气化环节里的主要工艺设备技术难度高，目前尚不能国产，因此，接收站的工艺设备对整个项目有关键的影响。

一、天然气的物理性质

天然气的主要成分是甲烷，经过预处理脱除重质烃，硫化物，CO2，水等杂质 后再冷却到-162℃液化后所得产物。不同LNG工厂生产的产品组成会有所不同，这主要取决于生产工艺和气源气的组成。按照欧洲标准EN1160的规定，LNG甲烷含量应高于75%，氨含量应低于5%。由于天然气在液化过程中，体积会大量压缩，同理在天然气的气化过程中，体积将会迅速膨胀。数据指出，1体积的LNG气化后可转变为600多体积的天然气。另外，LNG的爆炸极限为5%-15%。基于以上LNG的特性，在设计LNG接收站的时候，必须要注意，在LNG的储存和运输的过程中，应尽量避免或减少LNG的泄漏和气化。另外，根据LNG和天然气火灾危险性的特点，在LNG卸船，气化和输送等过程中，其火灾危险性均属于甲类。

二、设备布置总体要求

设备布置是工程设计工作中重要的环节，设备布置的整体布局直接关系到建成后是否符合工艺、安全、消防、操作、检修等要求，同时，对项目建设投资、经济效益等有着直接影响。对于大中型LNG接收站的设备布置，在设计过程中，应着重考虑工艺要求、规范要求及泄漏事故计算分析。

工艺要求

设备布置遵循的基本原则是按照工艺流程的顺序和同类设备适当集中相结合的方式进行布置。典型LNG接收站的工艺流程见图－1，LNG货运船抵达码头后，经船上卸料泵增压，通过液相卸船臂卸料汇管进入接收站的LNG 储罐储存。罐内LNG 经低压输送泵增压与再冷凝器冷凝后的LNG一起经高压外输泵增压后，通过气化器气化，再经调压、计量后输至外部管网。由于外界热量的传入而产生大量的蒸发气（BOG）将通过压缩机增压进入再冷凝器冷凝，或排入火炬中。

图－1 典型LNG接收站流程

根据上述的工艺流程描述，工厂大致可划分为码头栈桥区、LNG大罐区、工艺区、火炬区及公用工程区域，主要工艺设备包含有LNG低温大罐、液相卸船臂和气相返回臂、低压泵、高压泵、气化器、BOG压缩机、再冷凝器和火炬。

从设备的重要程度考虑，应首先确认LNG低温大罐和码头的位置。LNG低温大罐的布置应考虑以下四大因素：第一，在工厂内地势较低的区域布置，使其形成天然的屏障，将事故溢出和泄漏的液体危及重要构筑物、设备或进入排水沟的可能性减至最少；第二， LNG大罐与工厂设备、构筑物和工厂地界线的间距必须满足规范的要求。第三拟建设场地的地基条件必须能够满足LNG大罐的承载力的要求。第四，尽量靠近卸船码头，减少卸船管线长度，降低阻力降，节省投资。

卸船码头应根据项目可接收的船型大小、其航行线路、水域条件来确定位置。卸船臂和回气臂布置在码头操作平台的前沿，以便和船对接，臂上各类阀门的操作应设置在二层平台上。码头上应预留足够的空间，布置码头控制室、卸船臂的液压装置和蓄能器、登船梯、LNG事故收集池、消防设施等。

低压泵布置在低温大罐内，高压泵、再冷凝器、压缩机考虑到其相连接的管线比较多，应就近布置，气化器可集中布置在靠近外输管网的位置。目前，国内各大型接收站的高压泵采用半埋地或架空布置，其各有利弊，半埋地布置可以节省空间，减少入口阻力降，但同时带来了泵壳保冷的安装，坑的防水，泄漏的检测，收集等问题，架空布置则反之。根据工艺的要求，再冷凝器中的液体是自流入高压泵，因此高压泵的安装高度也就决定了再冷凝器设备的安装高度。高压泵采取半埋地式布置，可降低其相连的管线和再冷凝器标高，减少部分框架工作，节省投资。BOG压缩机为可燃气体压缩机，规范要求宜露天或半露天布置。我国的LNG接收站大多建设在沿海地区，由于该地域雨水较多，一般将BOG压缩布置在半敞开厂房内，内设检修吊车。厂房设计时，应注意天然气的主要成分为甲烷，密度比空气轻，厂房的顶部应有足够的通风措施，避免可燃气体积聚。

为了减少LNG事故排放危及邻近建构筑物或重要工艺设备安全或进入排水沟的可能性，应在码头、LNG大罐、工艺区域中设置拦蓄区，收集泄漏LNG。

规范要求

LNG 在中国属新兴产业 ,标准化工作还处于起步阶段，合适LNG设计使用的各项规范还有待完善。

表－1 国内和国际上针对液化天然气接收站设备布置的主要规范

对于LNG接收站内的防火设计建议采用 GB 50183-2004 《石油天然气工程设计防火规范》。

对大中型液化天然气接收站的设备布置，优先采用顺序为： LNG专用国家标准和行业标准、天然气标准、石油天然气标准、石油化工标准、一般通用标准。

二、泄漏事故计算分析

接收站内存在重要危险物质为LNG和天然气，若连续泄漏将对厂内人员的生命及财产产生极大的危害。工厂内的各设备，应根据其泄漏特性，计算出泄漏所产生的热辐射影响范围，然后根据各重要设备、建构筑物、人员活动场所可能承受的热辐射强度，对设备布置进行调整或增加相应的安全措施。

针对LNG 和天然气的特性，泄漏事故计算应包括池火、闪火、喷射火和蒸气云爆炸事故后果计算。接收站内各工艺设备的泄漏事故计算分类可归纳为表－2。

表－2 LNG接收站设备泄漏事故类型分类

展望

LNG行业在国内正处于起步阶段，各地区大中型LNG接收项目的不断上马，这类项目的建设过程中，工厂的设备布置成为项目成功的重要因素之一，对项目的立项、建设和运营都深远的影响。现阶段我们对此类项目建设的经验相对较浅，但同时更应看到挑战和机遇。设计人员可先从熟悉了解工艺要求着手，认真学习钻研国内和国际上的LNG专业规范，对存在疑问多提质疑，相互间多交流，通过努力提升此类项目的设计水平。

参考文献

[1] GB/T 20368-2006 《液化天然气(LNG)生产、储存和装运》

第2篇：石油天然气化工工艺范文

关键词：天然气 净化工艺 天然气净化

1.绪论

1.1天然气净化的目的与意义

随着人们保护环境的意识日益增强，世界各国制定出越来越严厉的环保法规，以进一步控制有害污染物的排放，这就促使了天然气处理的工艺不断地向前发展；另一方面，天然气作为一种燃料和原料的资源地位越来越突出，国内外都十分重视天然气的加工和利用，相关领域也在方法上，技术上以及应用上取得了重大进步。本论文将介绍天然气处理，加工和利用的技术水平以及发展的趋势，以便系统地了解国内外技术发展的有关情况，使决策工作和研究开发能够从中获取有益的信息。

1.2 天然气净化研究概况

为了降低天然气中含硫化物和水分在储存和使用过程中的安全隐患，防止环境污染和对人体的伤害，输送到城镇燃气管道和储存设备中的天然气有必要进行净化处理。富含硫化物的天然气，必须经过脱硫处理，以达到输送要求，副产品的硫磺作为硫资源，用以生产硫酸、二硫化碳等一系列硫化物；脱硫后，天然气经过深冷分离，可得到液化天然气。

2.天然气净化工艺与分析

2.1天然气净化的工艺的介绍

天然气中通常有硫化氢、二氧化碳和有机硫化物等酸性组分存在，这些气相杂质在水存在的情况下会腐蚀金属，并污染环境。因此天然气的净化处理主要有脱硫和脱水两项内容：

天然气脱硫技术主要有干湿和湿式两种方法，干式脱硫效率高，适用于低含硫处理。湿法脱硫按分为化学吸收法和氧化还原法两种。

2.2天然气净化工艺的分析与应用

2.2.1脱硫工艺

在脱硫净化的化学溶剂法中各种胺法应用广泛，常用的醇胺类溶剂有一乙醇胺（MEA）、二乙醇胺（DEA）、二异丙醇胺（DIPA）、甲基二乙醇胺（MDEA）等。

醇胺吸收酸气的基本流程：原料气从下而上与溶液逆流通过吸收塔。从吸收塔流出的富液与从解析塔地流出的贫液热换而被加热，然后进入解析塔顶部。在处理高压酸性天然气的装置中，通常降幅也通入闪蒸器，闪蒸至中等压力，以除去解析前在溶液中溶解和夹带进入的烃类。在热交换器中部冷却了的贫液用水冷或风冷进一步冷却，然后泵人吸收塔顶部，完成溶液循环。

天然气脱水有几种方法：液体脱水剂（甘醇）法、固体脱水剂（分子筛、铝土、硅胶）法及氯化钙法。分子筛法用于深度脱水。氯化钙法主要用于严寒地区和边远井，但目前已很少应用。二甘醇法在天然气工业中应用不多。三甘醇（TEG）法是最主要的天然气脱水方法，它具有的优点是：（1） 沸点较高（287.4℃），使在常压下再生贫液浓度也可达98.5～98.7%以上，因而露点将比二甘醇多8～22℃左右。（2） 蒸气压较低，27℃时，仅为二甘醇的20%，因而损耗小。（3） 热力学性质稳定，理论热分解温度约比二甘醇高40℃。（4） 脱水操作费用比二甘醇法低。

2.2.2 脱水工艺

提高三甘醇贫液浓度的方法有两种：减压再生与气体汽提。

（1）固体吸附法脱水

吸附操作原理：吸附是用多孔性的固体吸附剂处理气体混合物，使其中所含的一种或数种组分吸附于固体表面上以达到分离的操作。

吸附法脱水工艺流程：至少需要两个吸附塔。工业上经常采用双塔或三塔流程，在双塔流程中，一个塔进行脱水操作，另一个塔进行吸附剂的再生和冷却，两者轮换操作。在三塔流程中，一般是一塔脱水，一塔再生，另一塔冷却。

天然气脱水多为固定床物理吸附。吸附剂再生循环使用。升温脱吸是工业上常用的再生方法。一般吸附剂的再生温度为175～260℃。

（2）吸附剂

活性氧化铝：活性氧化铝的主要组分是部分水化的、多孔和无定型的氧化铝，并含有其他金属化合物。

硅胶：工业上使用的硅胶多为颗粒状，分子式为SiO2.nH-2O。它具有较大的孔隙率。

分子筛：分子筛是一种人工合成的无机吸附剂，是具有骨架结构的碱金属或碱土金属的硅。分子筛能脱除天然气中的水，硫化物和其它杂质，也可用于酸性天然气的干燥。

特殊的抗酸性分子筛的使用寿命长，能保持其脱水能力。分子筛用于气体干燥不需要甘醇脱水那样的预冷却。随着天然气价格的上涨，以前不景气的许多酸性气田目前已考虑选择用抗酸性分子筛干燥天然气。工业上使用的分子筛的可用压力范围为负压至高于10MPa，温度范围零下～200℃。由于分子筛能将气体干燥至0.lppm，通常用于天然气液化或深冷之前。因此，在天然气提氦、液化、膨胀致冷、回收乙烷等工艺中被广泛采用。

（3）膜分离工艺

美国气体研究院提出的膜分离工艺，是根据含有水蒸汽、溶解气的流动气体通过聚合物薄膜发生的扩散或渗透，由于不同气体有不同的溶解度和扩散系数，气体通过膜具有不同的移动速度，从而达到分离的目的。工业上早期使用的气体分离膜，成本高、分离能力低，大规模使用受到限制，随着膜分离系统分离能力的改进和费用的降低，在经济上可以与传统的甘醇脱水装置相竞争。

3.总结

天然气脱硫工艺，由于所处理的介质是含有硫化氢、二氧化碳、水等多种腐蚀物质，其在生产中所形成的腐蚀问题已经越来越引起人们的关注。特别随着气田开采进入中后期，生产系统的腐蚀问题越来越严重，穿孔次数越来越多，如果净化工艺不善，技术指标不达标的天然气进入下游市场，给安全生产带来了许多隐患和造成巨大的经济损失。

随着环境保护法规的日益严格，天然气脱水工艺也必将朝着更清洁化方向发展；天然气脱水工艺更注重其效率及经济性；TEG脱水工艺日臻完善，本文中分析的脱水、脱硫的净化工艺也必将在实际应用中得到改善，为天然气开采、储存、输送和使用提供安全保障。

参考文献

[1]诸林。天然气加工工程[M]，石油工业出版社，1996

[2]李允，诸林，穆曙光等。天然气地面工程[M]，石油工业出版社，2001.5

[3]顾安忠。液化天然气技术手册[M]，机械工业出版社，2010. 1

[4]王开岳。天然气净化工艺-脱硫脱碳脱水脱磺回收及尾气理[M]，石油工业出版社， 2005. 7

[5]中国石油天然气集团公司职业技能鉴定指导中心。天然气净化操作工[M]，石油工业出版社 ，2011.4

第3篇：石油天然气化工工艺范文

本文介绍了大型LNG气化站气化工艺选择的优劣，阐述各种不同气化工艺对气化站建设以及冷能利用的影响，重点探讨冷能在冷冻水、制冰及空气液化分离等方面的利用的分析对比，得出冷能利用方案的优劣性，有利于LNG气化站项目合理研究选择气化工艺并充分进行冷能的利用。

关键词：LNG气化站 气化器 冷能利用

一、气化工艺选择以及对气化站建设的影响

气化器热源有自然热源(空气、海水)与人工热源(热水、蒸汽、电、冷冻水、冷媒)。利用自然热源的气化器体积较大，投资较大，运行成本接近为零；利用人工热源的气化器体积较小，投资较小，运行成本偏高。空温式气化器的连续工作时间一般为6～8小时，如若超过8小时，则出气温度会降低，长时间使用，会导致气化器结霜严重气化效率降低，出口温度达不到要求，需要另外备用一套切换使用，让工作后气化器进行自然化霜。在夏季，热交换充分，运行情况良好；在冬季或雨季，由于环境温度或湿度的影响，气化器气化效果大大降低，影响气化量和出站气温度，同时气化过程造成雾气弥漫的情况，影响安全操作。空温式气化器由于体积过大或因冬季热交换管结冰不能运行，只适用于气化量较小，气温比较高的地方。

例如气化能力在50万方/天以上的大型气化站，若采用空温式气化器作为LNG气化设备，其气化站用地将达到30亩以上。而如果采用人工热源气化器，气化站占地面积可以缩小到15亩以内。在气化站设计中，若采用空温式气化器为主、水浴式加热器为辅，互为备用，这样的设计有以下优点：1、节省约四分之一空温式气化器投资成本；2、节省一半空温式气化器的占地面积；3、在外界温度条件许可情况下，投用空温式气化器，运行成本接近为零；在有免费热源的情况下，投用水浴式气化器，运行成本相对较低，而且气化能力明显增加，同时可以解决冬季或阴雨天气情况下空温式气化器严重结霜以及周边雾气弥漫而影响安全生产的问题。

采用自然热源的空温式气化器或海水水浴式气化器，LNG冷能随着气化器的热交换而被舍弃在大气或海水中，造成能源的浪费。采用人工热源的气化器，在用热水、蒸汽和电等作为热交换源时，气化站运行成本较高；而在用冷冻水、冷媒进行热交换时，很大程度能够将LNG潜在的冷能利用起来，而且该部分冷能的利用价值相当可观。因此冷能利用在大型LNG气化站中的利用，值得进一步研究和推广实施。

二、LNG冷能回收的意义和途径

LNG是由低污染天然气经过脱酸、脱水处理，通过低温工艺冷冻液化而成的低温(－162℃)的液体混和物，其密度大大地增加(约600倍)，有利于长距离运输。每生产一吨LNG的动力及公用设施耗电量约为850kW·h，而在LNG气化站，一般又需将LNG通过气化器气化后使用，气化时放出很大的冷量，其值大约为830kJ/kg(包括液态天然气的气化潜热和气态天然气从储存温度复温到环境温度的显热)。这种冷能从能源品位来看，具有较高的利用价值，而其通常在天然气气化器中随空气或海水被舍弃了，造成了能源的浪费。为此，通过特定的工艺技术利用LNG冷能，可以达到节省能源、提高经济效益的目的。

2.1节省能源、提高经济效益

LNG的液化费用约占LNG总成本的30%，这30%的费用通过冷源的方式蓄积在LNG中。通常LNG需要重新汽化成气态的天然气才能获得利用，而当LNG在1 atm(1 atm = 0. 101 325 MPa) 压力下气化时，释放出常温气体的冷量约220 kWh/ T 。在实际气化操作中，根据气化压力的不同，LNG冷量㶲有所不同。

下图为能级系数ε和冷能Q 坐标上的LN G气化曲线(曲线与横轴之间的面积就相当于气化过程中所释放的冷量㶲) 。

据测算一个10×104Nm3 / d 规模的LNG气化站，可利用冷功率近1 MW，每年折合电能约为数百万度，可节省近千万度的制冷电能。由此可见，LNG冷能从能源品位来看，具有较高的利用价值。目前，这种冷源大部分在天然气汽化器中随空气或海水被舍弃了，造成了能源的浪费。能将这些冷能回收并利用于需要冷源的地方，不仅能够节约再次气化所需费用，对节能也会产生良好的影响，达到节省能源、提高经济效益的目的。

2.2 安全效益

本项目用气量较大，不可避免将造成站区内设备结霜严重，生产环境处于低温状态，出现冻雾弥漫的情况，这将对生产运营带来较大不便，同时也会影响LNG气化站区周边企业、公共设施环境，存在安全隐患，为消除此类状况，迫切需要对该项目启用冷能利用方案。

2.3 社会效益

我国采用的能源标准为标准煤，每节约1度电相应的节约0.4kg标准煤，减少0.997kgCO2排放量。如项目规模（100×104 Nm3 / d）的LNG气化站，当满负荷冷能利用（冷冻水利用）时，每年的节电效益约为1273.72万kWh，相当于每年节约5094.88吨标准煤，减少12699吨CO2排放量。

另外，冷能利用还可带动相关冷链产业的发展，如发电装备、空气分离、轻烃回收、低温粉碎、海水淡化、冷冻、干冰等。因此，LNG冷能利用是节能减排的一大新型亮点工程，符合国家政策需要，也切合公司可持续发展理念，是利国利民的绿色工程。

LNG直接利用有冷能发电，液化分离空气(液氧、液氮)，冷冻仓库，制造液化CO2、干冰，空调，BOG再液化，低温养殖、栽培等；间接利用有冷冻食品，用空分后的液氮、液氧、液氩来低温破碎，低温干燥，水和污染物处理，低温医疗，食品保存等。冷能的利用不仅要看其能量的回收大小，更为重要的是品位的利用。在经济合理安全可靠的情况下，要符合温度对口、梯级利用的总能系统原则。

三、冷能利用的方案的选择

假设气化站LNG气化量为100×104Nm3/d，即793.1T/d。据测算，每吨LNG气化过程释放出的冷量约220 kWh/ T，则可不考虑冷能利用率，可利用的冷量约为6.3×105 MJ/d（折合电能约为17.45×104Kwh/d）。根据目前国内实际情况，冷能利用多用于冷冻水、制冰及空气液化分离，下面对三个方案的市场需求、项目用地及投资估算、经济效益等进行对比。

3.1市场需求

冷冻水市场分析

冷冻水需求范围受限于周边必须有空调或冷却系统。大型LNG气化站一般都有规模较大的工业企业用户，该类企业厂区有冷冻水循环系统。冷冻水循环系统由冷冻机、冷冻水供水环网等组成，主要用于机柜间、配电间、办公楼的空调系统及生产装置工艺用。一般情况该类企业自备冷冻机组，冷冻机出口供水温度大致在7℃左右，冷冻机回水温度增温5℃，即为12℃。因此LNG气化站可以通过热交换设备，为周边企业提供冷冻水，节省冷冻机组运行费用，从而达到冷能利用的目的。

制冰市场分析

制冰市场多用于南方，尤其海产丰富的沿海地带对冰块的需求量相当大。对于渔业，渔船出海捕鱼时每船需携带数十吨冰出海捕鱼，鱼产品运输销售途中也需要冰；对于肉食加工行业，同样对冰有很大的需求。因此可在LNG气化站旁边建立制冰厂，通过冷媒与LNG热交换，一方面为LNG气化带来热源，另一方面也为制冰厂带来冷能用于制冰，从而达到冷能利用的目的。

空气液化分离市场分析

由于空分装置中所需达到的温度比LNG温度还低，因此，LNG的冷量中的有效能可以得到最大程度的利用，是从热力学角度最为合理的利用方式，LNG冷能用于液化空气制液氧、液氮、液氩等，在LNG冷能利用系统中被认为是最有效的利用方式。这是因为它的节能率高，也很少受到地点条件的限制，且LNG巨大的冷能产出的液体氮量和液体氧量都很大。而液体氮、液体氧被广泛应用于工业中，因此也具有很好的需求市场。

3.2项目用地及投资

冷冻水

冷冻水换热设备可采用冷媒换热的橇装化设备或冷水式水浴式气化器。以冷水式水浴式气化器为例，该设备及工艺管道占地面积约400m2；投资约200万元。

制冰

换热等设备集成为整体橇装化设备。本项目规模下，占地需划分为两部分，换热设备在站内气化区，占地约500m2；制冰系统须建设在站外，占地约2500m2；投资约1200万元。

空气液化分离

空气液化分离装置由四个主工艺系统和三个辅助系统组成。主工艺系统可分为：空气过滤和压缩系统、空气冷却和纯化系统、精馏系统和LNG冷能利用系统；辅助系统可分为：仪控系统、电控系统和液体贮存运输系统。在同样规模下，空气液化分离装置及工艺管道占地约1万平方米，因此LNG气化站附近可利用土地面积及交通情况，是制约空分项目开展的重要因素；投资约20000万元，比冷冻水、制冰高。

3.3经济效益

冷冻水

若根据制冷效率COP估算，对于冷冻水设备，其制冷的COP为5左右，若按电价0.595元/度计算，每吨LNG可节电26.18元。则按项目规模满负荷冷能利用时，每年的节电效益约为1256.3万kWh，经济效益约为757.86万元。

制冰

若根据制冷效率COP估算，对于制冰设备，其制冷的COP为2左右，若按电价0.595元/度计算，每吨LNG可节电65.45元。则按项目规模满负荷冷能利用时，每年的节电效益约为3184.3万kWh，经济效益约为1894.66万元。

空气液化分离

根据LNG用于空气液化分离经验估计，按项目规模满负荷冷能利用的情况下，每天可生产约200吨液体空分产品，年产生的经济效益约为6000万元。

3.4方案比选

表3.1 项目冷能利用方案对比表

四、结论

根据LNG气化站供气对象的不同，其冷能供应量也会有所变化。当用于城市燃气和发电厂时,其昼夜的燃气系统和发电系统的负荷变化很大,导致LNG的使用量也随之变化,所以为了充分利用LN G冷能,必须使用容易调节的系统,能根据燃气系统和发电系统负荷的变化相应调节LN G供应负荷的变化。当用于石化行业或玻璃生产企业时，由于行业的特性，其对燃料的需求大，且使用量相对稳定，因此对冷能利用有较好的适应性。

在气化量大于50万方/天的大型LNG气化站，需要选择合适的冷能利用方案，以节约用地成本，消除运行烟雾缭绕的安全风险，充分进行冷能回收利用。因此,将上述各种因素相互交叉集成考虑以达到因地制宜、加大气化量、充分利用LN G冷能的目的是大型气化站建设研究发展的方向。同时也可以考虑将这些利用LN G 冷能的装置建成联合企业的冷能利用系统,并将其与LN G气化站一体化建设，达到LNG综合利用的最优效果。

附：参考文献

[1]熊永强，李亚军，华贲.液化天然气冷量利用与轻烃分离集成优化.现代化工，2006，26(3)

[2]李静等. LNG冷能利用现状及发展前景. 天然气工业，2005 ；25 (5) :103～105

第4篇：石油天然气化工工艺范文

关键词：成渝经济区； 天然气产业链； 协调发展； 技术创新。

对区域经济而言，如何根据自身发展环境和条件，形成基于资源优势的上中下游协调发展的产业链具有极其重要的意义。成渝经济区是我国最早进行天然气勘察、开发和消费的区域之一，也是我国重要的天然气生产基地和消费市场之一。经过几十年的发展，成渝经济区的天然气产业链已初步迈向产业集群发展模式，这也是成渝经济区由天然气资源优势区域转变为天然气产业优势区域的必然途径。

但是，从区域内天然气产业链的发展现状来看，成渝经济区尚未充分利用区域资源禀赋优势带动天然气相关产业的发展。本文从区域内天然气产业链的发展现状出发，分析了成渝经济区内天然气产业链发展面临的问题，并提出了相应的应对策略。

一、成渝经济区内天然气产业链发展的现状。

天然气产业链是指以天然气资源开发利用为基础和依托的产业群。在天然气产业发展的生产要素构成中，资源占据主体核心地位。天然气产业集群是指在一定区域内，基于天然气资源禀赋形成的一个由点、线、面、网组成的多层次、多侧面、多领域的网络结构，它要求在与社会生产力布局的联系上，应按资源优化配置和有效利用的原则，合理分工，协调发展。从整体上来看，成渝经济区的天然气产业链初具雏形，具体体现在以下方面：

（ 一） 天然气产业发展的资源基础。

成渝经济区域内天然气资源丰富。截止 2010年底，探明的四川省天然气基础储量为 6763. 11 亿立方米，重庆市天然气基础储量为 1921. 02 亿立方米，整个成渝经济区的天然气基础储量之和位居全国首位。随着对区域内天然气地质认识的深化以及勘察技术的提高，天然气资源总量还会有所增加。

2011 年区域内天然气开采量达 263. 48 亿立方米，占全国天然气生产总量的 28. 2%。

（ 二） 天然气产业市场培育。

在成渝经济区的能源生产结构中，天然气占26. 64% （ 按当值量计算） ; 在一次能源消费结构中，天然气占 15. 53% （ 按当值量计算） ，远远高于全国3. 4% 的平均水平。天然气的利用领域涉及到了城镇燃气、化工原料、工业燃料、CNG 汽车等各方面。天然气管网设施逐步完善，基本上覆盖到经济区内的各大城市，市场培育基本成熟。

（ 三） 上下游产业链发展情况。

成渝经济区内除有产能巨大的上游企业以及为天然气开采配套的油气装备制造企业外，还拥有数量众多的天然气化工企业，这些企业分布在经济区内靠近天然气产地的城市，其产量位居全国榜首； 天然气汽车在成渝经济区内各大城市的公共交通及出租车行业的推广成效显著，CNG 汽车产业技术创新体系已初步建成，其在清洁能源汽车产业中崭露头角； 天然气加气站成套加气/检测设备已经完成国产化，并批量出口到国外。在成渝经济区的夹江、峨眉、沙湾及眉山一带，已形成以天然气为工业燃料的颇具竞争优势的建陶产业集群。

二、天然气产业链发展面临的主要问题。

“十二五”期间，随着中国工业化和城镇化的不断推进以及低碳发展要求的不断提高，工业结构转型和快速城市化对能源产业产生了更大的需求，国家产业结构调整、经济增长方式转变对能源产业组织方式提出了更高的要求，这都给天然气及相关产业的发展提供了难得的机遇。尽管面临着如此难得的机遇，但是，要发展成渝经济区区域内天然气产业链就必须解决发展过程中存在的问题。从成渝经济区区域内天然气产业链发展现状来看，还存在着以下问题：

（ 一） 产业链延伸不足，产业结构欠合理。

天然气产业链发展处于初级阶段，天然气主要用于燃料、燃气的生产和作为化工原料。天然气产业结构的布局偏重于上游产业，天然气化工主要集中在生产二甲醚、合成氨等化肥产品上，产品雷同，附加值低，经济附加值较高的下游深加工企业没有达到相应数量与规模。除此之外，天然气产业链发展的“网状结构”不明显，削弱了其可以带来的竞争优势。天然气产业集群对区域发展的拉动作用尚未充分发挥出来。

（ 二） 政府职能与市场机制之间存在矛盾。

天然气资源的特殊性，以及天然气生产企业的垄断特性，决定了天然气产业链的布局和发展在很大程度上依赖于政府调控和协调。但是，由于目前政府在这方面的职能落后于快速发展的经济需要，以致天然气产业集群的发展受到了影响，具体表现为： 一方面，天然气生产企业反映成本高企和政府对资源的定价过低； 另一方面，闲置的民间资本难以跨过保护门槛。这不仅不利于天然气产业的发展，对整个区域的经济发展也有一定的阻碍作用。

（ 三） 技术创新能力低，产业升级缓慢。

天然气产业内部创新能力比较低，产业升级缓慢，集群效应低。其主要原因是当前产业集群模式欠合理。在当前的模式下，产业集群还没有充分成长起来，高科技人才的支撑力度不足，创新体系不完善，从而影响了整个产业的升级与进一步发展。

三、破解思路和对策。

针对成渝经济区天然气产业集群发展存在的问题，结合区域经济的整体发展状况，本文提出如下对策：

（ 一） 延伸深化天然气产业链。

成渝经济区内丰富的天然气资源和完善的管网设施是培育发展天然气产业链的基础，成渝经济区已初步形成包括天然气生产、城市燃气、天然气化工、CNG 汽车制造等在内的天然气产业链。随着对天然气利用的不断深化，如在城市工业园区、旅游集中服务区、生态园区、大型商业设施建设天然气分布式能源系统，必将推动燃气发电机、燃气锅炉、吸收式制冷行业的发展，同时也会带动机械制造行业的发展，而分布式能源的建设行业、运营管理行业也将随着分布能源的发展获得迅速发展，从而为天然气分布式能源装备产业化奠定一定的技术基础。依托现在的产业基础，适当延伸深化天然气产业链，将会对整个区域的经济产生更大的拉动作用，如图1 所示。

（ 二） 根据区域内产业实际情况优化产业布局。

在成渝经济区内，与天然气相关的产业已经崭露头角。重庆市的清洁能源汽车产业初具规模，成都、南充、德阳、区域内资源地分别在天然气加气站成套加气/检测设备制造方面、油气机械装备制造方面、能源装备研发与生产方面以及天然气化工产业方面有一定的规模和优势。在此基础上，可加强经济区内各个行政区域天然气相关产业的规划，优化天然气产业结构和区域布局（ 见表 1） ，提高天然气资源综合利用水平，以促进天然气产业集群的发展。

（ 三） 完善政府职能，为天然气产业链的发展创造良好环境条件。

应该重新定位地方政府的角色和职能。地方政府既不能过度干预天然气产业发展，又不能太过放松，要与市场机制协同促进天然气产业集群发展。

成渝经济区内天然气产业集群的发展正处于起步阶段，政府应该更多地促进各企业进行合作，尤其是要协调资源开发企业与资源使用企业之间的关系，使产业集群快速成长起来。政府还要制定相关政策，扶持相关中小企业，尤其是处于天然气产业链下游的企业，以达到延伸产业链的目的。在产业集群逐步成熟稳定后，政府部门可适当降低介入程度，但是仍要促进产业链内部的创新，以保持整个天然气产业链的可持续发展。

（ 四） 积极与高校及科研机构合作，提升创新能力，加快产业升级。

企业是产业集群的创新主体。由于成渝经济区天然气产业链内的企业与高等院校和科研机构的互动机制不健全，而且企业本身也缺乏高素质人才，因此企业科研力量严重不足。加上产业配套不完善等原因，整个产业链缺乏发展后劲。利用区域内的科研力量优势，加强与高等院校和科研机构的合作，促进科研成果的产业化，是天然气产业链创新最有效的途径，同时也能为整个天然气产业链的持续发展提供有力保障。

参考文献：

［1］ 孙慧，李伟，杨义，庄涛。 2010 年中国天然气行业发展动向及“十二五”展望［J］。 国际石油经济，2011（ 6） : 56 －59.

［2］ 周怡沛，周志斌。 中国 CNG 汽车市场发展现状、趋势与策略［J］。 国际石油经济，2009（ 10） : 44 －46.

［3］ 陈磊。 陕西省油气产业集群发展现状综合研究［J］。 西安石油大学学报（ 社会科学版） ，2011，20（ 6） : 13 －15.

［4］ 王丽，魏敦崧。 天然气分布式能源系统的应用［J］。 煤气与电力，2006，26（ 1） : 46 －48.

［5］ 李明川，黄晓川，王瑞和，张训峰，王军和。 我国石油天然气工业可持续发展战略研究［J］。 钻采工艺，2011（ 11） : 98 －100.

［6］ 杨杰，叶小榕。 财政支出构成与经济增长的关系研究———基于我国省级面板数据的实证分析［J］。 西华大学学报（ 哲学社会科学版） ，2011（ 6） .

［7］ 何东，宋宝莉。 企业生态责任行为创造顾客价值回归研究［J］。西华大学学报（ 哲社版） ，2010（ 2） .

第5篇：石油天然气化工工艺范文

关键词：LNG；消防系统；设计。

Abstract: The liquefied natural gas ( LNG of the following abbreviation ), because the storage medium low temperature combustible characteristics, once leak or fire, danger, attack difficulty, and personnel evacuation is difficult, early warning is very important. Therefore, in the fire alarm system, fire system design is good, timely detection, timely extinguishing guarantee. The article combines with working practice on LNG fire system design are discussed, for reference only.

Key words: LNG; fire control system; design

中图分类号 : F407.22 文献标识码： A 文章编号：

概述

液化天然气（简称LNG）是一种高效、清洁的能源，一般在常压、低温下储存和运输，储存温度一般约为-162℃。

为优化我国的能源结构，改善环境污染日益严重的状况，补充东南沿海地区能源供应，我国拟在东南沿海地区适量进口LNG，建设LNG接收站、码头及城市燃气工程等项目。世界上多个国家的LNG工程成功、安全的运行记录为我国

建设LNG项目提供了很好的经验。

鉴于目前在我国尚无专门适用于LNG生产、贮存和使用方面的消防标准、规范，笔者结合在参与东莞九丰LNG项目的初步设计及详细设计中的经验，提出

了大型LNG接收站和码头的消防设计方案，供大家参考。

2 设计依据探讨2．1 目前国内相关规范

（1）《液化天然气(LNG)生产、储存和装运》 （GB/T20368－2006）

（2）《液化天然气的一般特性》GB/T 19204-2003

（3）《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183-2004

（4）《石油化工企业设计防火规范》GB 50160-2008

（5）《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005

（6）《建筑设计防火规范》GB50016-2006

（7）《水喷雾灭火系统设计规范》GB 50219-95

（8）《自动喷水灭火系统设计规范》GB 50084-2001(2005年版)

（9）《固定消防炮灭火系统设计规范》GB 50338-2003

（10）《干粉灭火系统设计规范》GB 50347-2004

（11）《高倍数、中倍数泡沫灭火系统设计规范》GB 50196-93(2002年版)

（12）《气体灭火系统设计规范》GB50370-2005

2．2 国外有关规范（1）美国国家标准NFPA;59A《液化天然气(LNG)生产、储存和装卸标准》(1996年版)（2）日本部颁标准KHK—4《一般高压瓦斯保安法则》(平成6年修订版)

3.接收站及码头组成

LNG接收站一般由LNG储罐区、工艺区（包括外输系统、再冷凝器及蒸发气压缩机厂房、开架式海水气化器、备用的浸没燃烧式气化器及外输气计量装置

等）、公用设施区（包括供排水、主配电、中控、空压及氮气储存等）、厂前区（包括各种辅助设施）等组成。LNG码头主要由运输船泊位及工作船泊位组

成。LNG码头运输船泊位的规模一般按可停靠13.6~16万m3 船考虑。

目前国内外LNG储罐的型式多为全容式钢筋混凝土储罐，本文所涉及的东莞九丰LNG项目中LNG储罐为单包容式双壁金属储罐，内罐主要材质为9Ni低温钢（或奥氏体不锈钢），外罐材料为16MnDR。每座有效工作容积为80,000m3。

4.LNG火灾危险性分析

LNG的火灾危险性类别为甲类。液化天然气的组成绝大部分是甲烷，天然气经过低温液化后即得到液化天然气。液化天然气的储存温度约-162℃。

LNG属易燃、易爆物质，火灾爆炸危险性大；火焰温度高、辐射热强；易形成大面积火灾；具有复燃、复爆性。LNG和空气混合，当浓度达到爆炸极限时，如遇明火就会发生爆炸，这是LNG事故中危害与损失最大的一种；如果未达到爆炸下限，遇明火则会发生燃烧。

一旦LNG泄漏，就可能形成LNG液池，LNG将蒸发形成蒸气云，蒸气云将会扩散。如果被点燃，将发生池火火灾。

一旦NG释放，就会形成蒸气云，蒸气云将扩散。如果被点燃，将发生喷射火火灾。

5.消防系统设计方案

根据液化天然气的特性，LNG接收站及码头主要设置的消防系统包括消防水系统、高倍数泡沫灭火系统、干粉灭火系统、灭火器、火灾报警系统、可燃气体探测系统等消防设施，各装置区设置的消防设施如下：

（1）LNG罐区：

1）室外消火栓

2）固定式水喷雾系统（LNG储罐罐顶）

3）远控消防炮（LNG储罐罐壁）

4）高倍数泡沫灭火系统（LNG收集池）

5）干粉灭火系统（LNG罐顶安全阀排放口）

6）灭火器

（2）压缩机区：

1）固定式消防水炮

2）室外消火栓

3）高倍数泡沫灭火系统（LNG收集池）

4）灭火器

（3）装车区：

1）固定式消防水炮

2）干粉炮灭火系统

3）室外消火栓

4）高倍数泡沫灭火系统（LNG收集池）

5）灭火器

（4）码头区：

1）高架水炮（每架水炮均设有消防水炮及干粉炮）

2）室外消火栓

3）固定式水幕系统

4）水幕系统（设置于码头逃生路线）

5）高倍数泡沫灭火系统（LNG收集池）

6）干粉炮

7）灭火器

5.1水喷雾消防灭火系统

水喷雾灭火系统是由水源、供水设备、管道、雨淋阀组、过滤器和水雾喷头等组成，向LNG罐喷射水雾进行防护冷却的灭火系统。该系统具有手动远程控制和应急操作二种控制方式。

5.2室外消火栓

室外消火栓由稳高压消防水系统管网直接供水，选用地上减压型消火栓，公称直径为150mm(6”)的3 出口消火栓，每个消火栓带2 个80mm(3”)的接口及1 个150 mm(6”)消防水泵接口。室外消火栓均沿道路布置，其大口径出水口面向道路。消火栓距路面边不大于2m，距建筑物外墙不小于5m，离被保护的设备距离至少为15m。消火栓的间距不大于60m。

5.3消防水炮

在LNG罐区设置遥控式消防水炮。遥控式消防炮最小流量252m3/h，水炮出口压力0.8Mpa(G)。在直流喷水，静止空气，最小水平射程70m。水炮出水形式可以为直流喷水或喷雾。

消防炮喷射角度：水平喷射角度360°，垂直角度 -70°～70°。

遥控式消防水炮设置在消防炮塔上，消防炮塔高度为12米，消防炮塔上设有水幕系统，以保护消防时减少热辐射对人体的伤害。水幕系统的开启由消防水炮连锁启动。

5.4 高倍数泡沫灭火系统

在各LNG 泄露收集池设置高倍数泡沫灭火系统：高倍数泡沫灭火系统的设置目的是控制泄漏到LNG 收集池内的液化天然气的挥发。设计泡沫混合液供给强度为7.2 l/min·m2，泡沫混合液供给时间为40 min。泡沫原液选用3%的高倍数泡沫原液。选用发泡倍数为300～500 倍的高倍数泡沫发生器，其额定流量为4 l/s。

高倍数泡沫灭火系统采用自动控制方式。每个LNG 收集池设置至少3 个低温探测器，当有2 个低温探测器探测到有LNG 泄漏到收集池后，或火焰探测器探测到火灾信号后，由火灾报警控制盘联锁控制启动电动阀，从而启动高倍数泡沫灭火系统，向收集池内喷射泡沫。

5.5消防系统管网

消防给水系统采用无缝钢管，库区消防给水管网环状布置，当一条管网发生故障时，另一条消防管能通过100%的消防水量，消防管网上设有隔断阀，每两个隔断阀之间不超过二个消火栓。

5.6干粉灭火系统

在每个LNG 储罐罐顶的释放阀处设置固定式干粉灭火系统，用于扑救释放阀出口处的火灾。系统采用自动控制方式，也可遥控或手动启动。

干粉系统主要由氮气瓶、干粉储罐（配有压力泄放和测量装置，再次充装和检测设施）、快速手动释放装置、减压和测量装置、干粉喷嘴、干粉输送管和管件。

每个LNG罐顶干粉系统用量为1000Kg,系统设置100%的备用量，因此每套干粉系统设置的干粉用量为2000Kg.

5.7移动式灭火器

在罐区及泵站附近设有若干手提式干粉灭火器（8Kg/ 个），以利于扑灭初期离散火灾。

6.结语

在目前我国没有LNG站消防设计规范的情况下，参照《石化规》的有关要求及国外的先进经验进行的上述设计，基本能够满足LNG站的消防安全要求，各种设备得到了最大程度的保护，为LNG站的安全运行提供了有力的保障，实践证明是行之有效的。

第6篇：石油天然气化工工艺范文

新华月报:周书记您好,我们都知道,镶黄旗自清朝以来就有很大的盛名,但是长久以来人们却不太清楚镶黄旗的历史文化,周书记能否给读者介绍一下?

周金桩:好的,镶黄旗曾是清代八旗之一,建于明万历四十三年(1615年),因旗色为黄色镶红边而得名,镶黄旗是上三旗之一,旗内无王,由皇帝所亲统,兵为皇帝亲兵,侍卫皇室的成员也从上三旗中选。清末时的规模达到下辖84个整佐领又2个半分佐领,约2.6万兵丁,总人口约13万人,很多清皇室成员都是镶黄旗,如嘉庆帝的皇后孝和睿,乾隆帝的皇贵妃,“垂帘听政”的慈禧和慈安(也称东宫)都是,朝廷的高级官员中也有不少是来自镶黄旗的。

镶黄旗水草丰美,曾为“皇室牧场”,专门为皇室饲养和供应战马及牛、羊,境内最高峰鸿格尔敖包山海拔1650米。鸿格尔敖包旅游景区景观特独,植被资源丰富,天然松林面积位列国内前列。目前,镶黄旗面积为5172平方公里,人口约为3万,旗政府所驻地新宝拉格镇。

新华月报:真是个让人向往的地方。改革开放30年来,全国各地都有了翻天覆地的变化,镶黄旗的变化大家也是有目共睹,老百姓也都过上了富裕的生活,请问你们是在哪方面做出了创新突破?

周金桩:从2004年以来,镶黄旗明确“全党抓经济、重点抓工业、突出抓项目”的发展思路,实施“城乡统筹、三化互动”发展战略,大力实施项目拉动、结构调整和环境营造三大措施,实现了“三大明显突破”。

首先是草原生态建设与保护取得明显突破。进入新世纪以来,我们镶黄旗传统的牧业发展方式受自然条件的制约,已难以为继,所以得需要寻求新的突破。对传统牧业工作进行了深刻总结,开始用工业化的思路和产业化的视野研究“三牧”出路问题,全力实施退耕还林、退牧还草等生态建设工程,加快牧区人口向城镇和二、三产业转移,通过“转人、减畜、增收、增绿”,实现草畜平衡,增强草原自我修复的能力。我们还不断总结牧民首创的联户经营合作组织方式,深入推广“分户繁育、集中育肥”的模式,大力发展基地化、专业化、规模化经营。初步形成了生产发展、生活富裕、生态良好的局面。

其次是工业经济发展取得明显突破。镶黄旗大力培育石油天然气化工、石材建材加工、畜产品加工和绒毛纺织产业集群,延长产业链条,提高精深加工水平,工业经济成为“半壁江山”。 从2004年来,工业增加值年均增长131%,占生产总值的65%左右。通过对山东莱州、广东云浮、福建水头等地考察,进一步理清了石材工业的发展思路和措施。引导石材企业采用最新技术和工艺,提高板材加工、异型加工和石材雕刻的精深加工水平,增强品牌营销和市场竞争力。在巩固国内市场的同时,积极开拓国际市场,提高属地品牌的国际影响力。规范石材荒料交易市场,畅通国内国际荒料加工增值渠道,实现石材品种互通有无方略,走“买全国、卖全球”的国际化发展道路,打造“中国塞北石材之乡”。 石油伴生天然气回收利用取得突破,日产25万立方米的压缩液态天然气项目投入生产,将为城乡居民提供价格低廉的燃料。

再者是城镇化和基础设施建设取得明显突破。城镇化是产业经济发展的结果,是改善城乡生活条件的重要标志。坚持“三化互动、基础先行”的理念,加大基础设施建设力度,五年多来,累计完成投资13亿元,构建了较为完善的水、电、路等市政设施,有力地推动了县域经济的快速发展。按照“小而精、小而巧、小而美、小而特”的城市规划思路和“积极可为、量力而行、适度超前、分步实施”的建设原则,累计投资12亿元,集中建设了一批事关长远发展的基础工程、民生工程,生态文化广场、人民医院、文体中心、河滨景观工程等重点项目相继建设,城镇化水平迅速提高,群众居住条件得到改善,城镇功能和支撑力明显增强。

新华月报:有这三大突破,想必会对镶黄旗的经济发展带来更明显的效益吧?

周金桩:五年来,在科学发展观的指引下,镶黄旗坚持从实际出发,坚持改革开放,坚持奋发有为的精神,着力调整产业结构,转变经济发展方式,县域经济发展实现了“三大明显提升”。

一是综合经济实力明显提升。2003年,镶黄旗GDP只有1.55亿元、财政收入仅471万元,GDP、财政收入和城乡居民收入在全区均处于末位状态。2004-2008年的五年间,全旗GDP和财政收入年均保持55%、40%以上的速度增长,到2008年,镶黄旗实现GDP 18.35亿元,较2003年增长了近12倍;地方财政总收入1.8亿元,较2003年增长了38倍;城乡居民收入也都超过了2007年全盟平均水平,达到11850元和4070元。经济总量、财政收入和城乡居民收入在全区的位次不断前移。今年以来,积极应对金融危机,经济社会继续保持平稳增长,GDP预计完成24亿元,同比增长20%;财政收入完成2.5亿元,增长39%;城镇居民人均可支配收入实现14400元,增长21%;牧民人均纯收入完成5100元,增长25%。上述四项主要经济指标在2007年的基础上翻了一番。

二是发展后劲明显提升。五年多来,完成固定资产投资40亿元,其中1亿元以上项目12个、1000万元以上项目45个。目前,镶黄旗骨干企业已达55家,其中规模以上工业企业28家。工业园区成为重要经济增长源和稳定的财源。

三是城乡生活水平明显提高。2004―2008年,城乡居民收入分别由4421元和1586元提高到11850元和4070元,增长2.7倍和2.6倍,4370人摆脱了贫困,3790人牧民实现了转移进城就业。居民储蓄存款余额从0.97亿元增长到2.43亿元;城乡居民人均住房面积分别达到25平方米和17平方米,增长47%和42%。公共财政由“吃饭财政”转向“民生财政”,今年前三季度用于民生方面的财政支出达1.5亿元,占总支出的60%,其中为牧区投入近4000万元。城乡居民的幸福指数逐年提高。

新华月报:从您的介绍中可以看出,如今的镶黄旗有了突飞猛进的发展,那您对镶黄旗以后的发展确定了什么工作目标,有什么具体规划吗?

周金桩:在今后一个时期,镶黄旗将坚持“夯实基础、保持增长、调整结构、做大总量”的方针,继续建设石材、风电“两大基地”,加快发展石油天然气、石材建材、畜产品加工和风电能源“四大产业”,努力构建县域经济的稳定架构、实施弯道超车的战略,充分发挥后发优势,创新发展机制,不断开创跨越发展的新局面。

首先是加快发展现代畜牧业,提高牧民生活水平。用工业理念统筹谋划畜牧产业,加快发展特色效益畜牧业,同时,认真落实国家主体功能限制开发区工作,做好生态保护和增收富民的工作。在转变生产经营方式、调整优化畜群结构、推进畜牧业产业化上狠下功夫,解决好人均草场小、植被差、牧民增收任务重的矛盾,大力推广“分户繁育、集中育肥”的联户经营模式,走出“环境保护、经济发展、牧民增收”的路子。

其次是加大招商引资力度,加快新型工业化进程。注重项目关联配套,增强产业集聚效应,形成以石油天然气化工、石材建材加工、畜产品加工和绒毛纺织生产的产业集群。继续加大招商力度,着力发展板材、雕刻和异型加工三大主力产业,不断提高精深加工水平。大力引进合成石材企业,加强石材边角料利用,发展循环经济。加快打造“中国塞北石材之乡”品牌,形成国际国内石材行业中的比较优势。加大石油和天然气开采,2010年实现采油20万吨,处理天然气6000万立方米。

最后是继续提高城镇化水平,增强县域经济的持续发展能力。今后几年,加快建设独具特色、彰显品位、塑造精品草原小城。加快建设第三水源地输水项目、城市生活污水生化处理项目、多功能国际石材展览中心、图书文化大厦等公建项目。围绕建设民族文化大旗和文化旅游策划创意,实施文化旅游建设年活动,在旅游景点景区和文化设施建设上取得较大突破,在富民产业和旅游经济上实现真正提升。结合国家新牧区信息化示范项目,建设数字化城镇。

第7篇：石油天然气化工工艺范文

天然气资源概况

天然气是一种埋藏于地下的可燃性气体，无色无味，主要成分中85~95%为甲烷（ch4），比重轻于空气，极易挥发，并在空气中扩散迅速。天然气与空气混合浓度在5~15%时遇明火或大于天然气燃点530℃时即燃烧，属可燃可爆性气体。在-162℃常压下可液化，称液化天然气（lng），液化后体积缩小到1/600。天然气属于清洁燃料，几乎不含硫、粉尘和其他有害物质，燃烧时产生二氧化碳少于其他化石燃料，造成温室效应较低，如果将天然气的效应系数为1，则石油为1.85，煤为2.08。

地球上已探明的天然气地质储量超过140万亿立方米，年开采2万多亿立方米，可采68年。而天然气的勘探、开采和利用还又许多工作可做。专家们证实，占天然气主要成份的甲烷不仅可以有机生成，也可以无机合成。早在地球形成之初，甲烷就已经存在于地壳之中，天文学家也发现一些星球可能是被甲烷大气层包围着，这一理论大大拓展了天然气资源的勘探领域。此外，海洋学家发现在大洋深处的海底由于海水的压力作用，可能存在着大量的液态甲烷，其数量之大将可支撑人类数十年的文明。

我国天然气的勘探、开发和利用都相对比较落后，已探明可采储量仅占世界的1.2%，目前年产量200亿立方米，预计2000年达到250亿立方米/年。我国天然气地质资源量估计超过38万亿立方米，可采储量前景看好，按国际通用口径，预计可采储量7-10万亿立方米，可采95年，在世界上属资源比较丰富的国家。陆上资源主要集中在四川盆地、陕甘宁地区、塔里木盆地和青海，海上资源集中在南海和东海。此外，在渤海、华北等地区还有部分资源可利用。由于资源勘探后，未能有效利用，以及政策不配套，造成用气结构不合理，都在一定程度上制约了我国天然气工业的健康发展。但是，随着我国的社会进步和经济发展，天然气成为主要能源将是一个必然的趋势。

世界与中国一次能源比例关系

煤炭 石油 天然气 水电和核电 世界平均水平 27% 40% 23% 10% 世界可采年限 230 48 68 　 中国 78.31% 17.64% 2.1% 1.95% 中国可采年限 90 22 95 　 注：根据《中国电力9五规划》和英国bp公司1997年世界能源年鉴

2000-2050年世界一次能源供需预测

1990 2000 2010 2050 各类能源总计 80.45 85.7~93 98~111.6 181~210 石油 31.85 34~35 38~39 54~58 石油所占比例 40% 38~40% 35~39% 40~50% 煤炭 22.58 22~26 27~32 40~50 煤炭所占比例 28% 25~28% 28~29% 22~24% 天然气 15.96 18.7~20 20~25 50~61 天然气所占比例 20% 21~22% 21~22% 28~29% 水电、核能等 10.06 11~12 13~15.6 37~41 水、核电所占比例 12% 13% 13~14% 20% 单位：亿吨油当量 四川盆地的天然气是我国开采较早、储量较丰富的资源，基本可在满足四川省和重庆直辖市需求的同时，通过管道外送部分剩余气量。主要市场是武汉，预计年供气20-30亿立方米/年；

陕甘宁气田是我国陆上最大的天然气整装资源，可采储量超过3千亿立方米，目前主要通过北京、西安和银川三条管线外送。输气能力分别为：北京方向660mm×900km，30亿立方米/年，供北京、天津、河北；西安426mm×480km，8-9亿立方米/年；银川426mm×300km，3-4亿立方米/年。该资源已具备建设第二条东送管道的条件，今后市场主要可能是北京、天津和河北,以及华东地区；

塔里木盆地和青海的天然气资源十分丰富，具有较好的开采前景，全盆地天然气地质储量8.4万亿立方米，截止98年底，累计探明储量5千亿立方米。该气源今后主要靠管道经兰州、西安东送，主要市场为长江三角洲地区；

南海天然气资源蕴藏品质最佳，气田储量集中，单井产量大。现已通过海底管道年输香港29亿立方米，主要用于发电。还有部分天然气送海南岛供三亚的一座100mw燃机电厂和化肥厂使用。但南海的资源开发前景看好，但海上天然气开发难度较大，同时在一定程度也受到地缘政治因素的制约。因此，暂不宜进行大规模开发利用；

东海地区的勘探工作一度受一些政策的影响而比较迟慢，但从现在的工作成果看，资源储量看好。在杭州湾的平湖气田发现部分天然气资源正在供应上海，主要满足城市居民的生活用气。但东海资源的情况与南海情况相近，也暂不宜进行大规模开发利用。

在我国周边的俄罗斯东西伯利亚地区、库页岛和土库曼斯坦、哈萨克斯坦等地也有极为丰富的天然气资源蕴藏。俄罗斯拥有世界最丰富的天然气资源，可采储量占世界的40%，出口天然气量占世界的30%。东西伯利亚科维克金气田已探明地质储量据我国有关部门认为8千亿立方米较可靠，但其周边地区的地质结构看好，预计可采储量将可进一步增加。中国是该资源最近、最大的市场。该气田外输能力为320亿立方米/年，除一部分在俄罗斯使用外，可向中国、日本和韩国输送200亿立方米/年。计划建设一条直径1,420mm，全长3,364公里管线，从气源至外蒙（或中国东北）经北京、天津到山东日照下海东渡日、韩，其中在俄境1,027公里，外蒙境内1,070公里，我国境内1,320公里，总投资68亿美元。按原计划中国分配100亿，日韩各50亿，但这一方案受到多方专家的质疑。主要问题如下： 如此廉价清洁的资源有无必要转易他国？200亿立方米天然气只相当2,400万吨标煤，这对年燃煤13亿吨的中国并非无力接受，特别是沿海经济较发达的山东、江苏、浙江和上海，其燃气和燃煤成本十分接近，如果再考虑效率因素和环境以及环境治理代价，其燃气成本必然低于燃煤；

再渡日韩气价是否还有竞争力？日本1995年6月到1996年6月13个月的平均液化天然气的到岸价仅为3.5美元/m btu，相当0.97元/立方米（低热值8400kcal/ m3）。目前，全世界液化天然气生产一再增加，技术进步速度也比较快，远期价格可能还会下跌。该气源如果到北京已近1元/立方米，再东渡日韩还有什么价格优势可言；

气量小能否起到战略制约作用？50亿立方米对于日本和韩国的年耗燃料量都不是大数，两国主要使用天然气的燃机电厂改烧液化石油气、柴油、石脑油等替换燃料轻而易举，他们随时都可以在国际市场上找到足够的其他代用燃料。同样，俄罗斯也很难以此来要挟中国这样一个大国。事实上，即使在冷战时期，苏联也未能利用他们通往欧洲的天然气管线遏止西方。如果将国内天然气资源、进口管道天然气和进口液化天然气实现全国联网，对一些主要天然气使用者的工艺系统进行双燃料设计，能源的安全系统是能够得到保障的。

此外，美国埃克森石油公司在俄罗斯库页岛发现了大量天然气资源，由于俄与日本存在“北方四岛”争端，南送日本存在地缘政治制约，因此埃克森公司正在积极开发我国东北三省市场。据悉，已经与东北个电力公司签署了供气意向书，如果市场落实，该公司的开发和管道铺设工作马上可以展开。

土库曼斯坦通往我国西部的天然气管道的前期工作也正在进行，预计沿欧亚大陆桥东行经新疆、甘肃、山西、河南，在江苏连云港一下海东渡日、韩。

自美国为首的北约攻击南斯拉夫和轰炸中国大使馆之后，李登辉又放出“两国论”使台岛的分裂势力异常嚣张，美国实行遏制中国的长期战略将难以避免。从国家能源安全角度和地缘政治的基本原则出发，积极利用俄罗斯以及周边油气资源，将不可避免地成为中国国家战略的重要一环。这不仅可以加强国家的能源安全，保全国家能源储备，改善生态环境，同时可以延缓中国在能源利益上与西方集团的直接对峙与冲突。

就经济意义而言，俄罗斯的天然气对我国市场而言，也是成本最低廉的优质资源，预计到北京的价格不到1元人民币/立方米，按热值计算法，低于国内生产的天然气和石油产品价格，也低于进口液化天然气与进口石油产品的价格。如果考虑其效率因素、环境代价、投资效益比和使用灵活性，使用成本将低于华北市场的低硫煤。

各种燃料价格对比

序号 燃料 单位 价格 热值(大卡）

（低热值） 每百万大卡

热值价格 每百万btu

热值价格 每gj

热值价格 1 山西产地煤 kg 0.15 5000 30.00 7.56 7.17 2 华北低硫煤 kg 0.25 5000 50.00 12.6 11.94 3 华东低硫煤 kg 0.30 5000 60.00 15.12 14.33 4 进口重油 kg 0.747 9200 81.20 20.46 19.39 5 国产重油 kg 1.1 9200 119.57 30.13 28.56 6 原油 kg 1.5 10000 150.00 37.80 35.83 7 进口柴油 kg 1.5 10302 145.60 36.69 34.78 8 国产柴油 kg 2.3 10302 223.26 56.26 53.32 9 国产液化石油气 kg 1.96 11650 168.24 42.40 40.18 10 进口液化石油气 kg 1.54 11650 131.8 33.21 31.48 11 城市煤气 m3 0.9 4500 200.00 50.40 47.77 12 电 kwh 0.45 860 523.26 131.86 124.98 13 俄罗斯天然气 m3 1 8400 119.05 30.00 28.43 14 陕甘宁天然气 m3 1.31 8400 155.95 39.30 37.25 15 进口液化天然气 m3 1.5 8400 178.57 45.00 42.65 全世界建有10座液化天然气（lng）工厂分布在8个国家，生产能力8,470万吨/年。2000年前后将卡塔尔、阿曼等工厂投产，产量增加到1亿吨/年。2010年全球产量将接近2亿吨，总体上是供大于求。由于lng的生产利用必须有极强的系统一体化，从气田勘探开发、集中、液化、运输、接收、储存、气化、疏散、销售和综合保障体系等需要同时规划建设，并配合立法，才能确保全系统的效率，从而降低运行成本。我国已决定在深圳建设一个lng接收系统，年接收300万吨，远期规模可能增加到600-700 万吨。此外，国家计划在长江三角洲地区建设一座同等规模的lng接收系统。

除lng外，液化石油气（lpg）也是一种高效、高热值的烷类清洁燃料。lpg的主要成份是丙烷和丁烷，属于采油、炼油和天然气开采处理过程中的副产品，也可人工合成。lpg的运输、储存和使用都比lng方便，受系统制约小。由于lpg价格受季节影响较大，98年1月国际市场价格为240美元/吨，7月价格跌至105美元/吨。冬夏季价差达2.3倍。因此，在有条件建设大型低成本储存装置的地方应积极利用lpg，或在夏季能源使用量大的地区，以及夏季用电季峰特征强同时缺乏水电调节的电网，如山东电网，可作为季节调节性能源调节手段。目前，一些跨国石油公司已经在我国沿海建设了一些大型lpg周转储库。其中，芬兰neste公司和中国石油天然气管道局合资的青岛lpg地下储气库的容量已达22万立方米，储量超过12万吨，投资仅了3千万美元。

第8篇：石油天然气化工工艺范文

【关键词】天然气；管道；施工技术；

1引言中图分类号：TU74 文献标识码：A

天然气能源因其清洁环保，在世界范围内而得到广泛应用。然而天然气高压、易燃，且分布广、线路长，也使得天然气管道施工难度极大，并易发生泄漏。管道一旦出现气密性不严、材料缺陷等问题时发生泄漏，就会引发火灾或爆炸事故，对人民的生命财产安全造成重大威胁。故如何提高天然气管道的施工质量和运行安全，加强管道施工技术研究和改进成为了重中之重。目前石油天然气管道存在的问题从调查的结果来看主要有：部分管道破坏严重易酿成事故，如油气管线被施工及勘探破坏严重、天然气管线被违章占压。如在油气管线附近采石、取土、修渠、堆物、修筑等；管道施工遗留的缺陷、损伤；管材或相关的设备存在缺陷；管道腐蚀穿孔等等。这些问题的出现在很大程度上是由于施工过程中的失误或控制不严造成的。因此，在当前着力研究天然气管道施工技术有着重要意义的。

2天然气管道施工要点技术分析

2.1 管线的测量与管道组对

管道的测量与放线是施工技术中重要的步骤。施工组织者应依据图纸，组织相关技术和施工人员进行现场实测及和图纸的比对，如无特殊情况要严格按照图纸的要求进行初步放线；管道施工时在占地两侧划出临时的占地线，且最多不宜超过8m；遇到管线和地下构筑物干涉时，放线时在交叉处标注明确，并将作业带杂物清理干净；对于施工机具和设备的管理要根据现场情况整理场地，确保施工人员和设备的安全。管道组对前应认真检查管道是否发生变形情况，对轻微变形可用胀管器进行矫正。若矫正后检验仍不合格，则应切除不合格管段部分；应清扫干净管子后才能进行组装，管道内不得有任何杂物；组装前将管端20mm 范围内清除干净，然后再进行组对；管子在沟边组对时，管道外壁应距管沟边缘0.5m～1 m，每根管都有稳固支撑。软土地带用土堆做支撑，特殊地带则用土袋装软物做支撑，严禁用硬石块类做支撑；组对时，直管段两相临环缝的间距必须>300mm；管道组对时应避免强力对口，用倒链吊装时不得使用钢丝绳，应选择尼龙吊带。

2.2管沟开挖

管线在硷或沥表路面的,要求用切割机破路面,防止其他工具对路面造成强度及形状的破坏。城市道路下隐蔽设施及地下管线较多,因此天然气土方工程不允许采用机械开挖。

人工开挖管沟时上口宽度以沟底宽度+深度×边坡系数）计量，管沟边坡系数根据土壤类别及物理力学性质而定,当管沟深度

沟底宽度按：DN≤400mm,底宽=管外径+0.6m；当DN≥400mm，底宽=管外径+0.8m。

开挖的土方严禁直接堆在管沟沟壁两边以防止塌方,通常土堆距沟边不得

2.3管道防腐及检验

管道的防腐及检验在施工中至关重要。高压管线一般采用D813×11.9、D711×11 的螺旋焊缝钢管，中压管线管径主要为D426×8、D377×7、D325×7、D219×6、D159×6、D114×6,当管径≥ D325× 6时用螺旋焊缝钢管,或选用直缝钢管；高、中压钢管材质有L415、L360、L290、Q235。管道防腐前应进行全面检验,管子表面应无裂缝、节疤等缺陷,管子壁厚要符合要求,管口椭圆度的偏差在直径的1%以内。防腐前注意钢管表面除锈处理工作,应用喷砂或抛丸进行除锈。

天然气高、中压管的使用年限是30年,埋入无腐蚀性土壤中的钢管应采用加强级的防腐处理即环氧煤沥青玻璃布共3 层,总厚度要≥5.5mm,对埋入软土基及腐蚀性土中的钢管要采用特加强级防腐处理环氧煤沥青玻璃布共4 层,总厚度要≥7mm。防腐后外观测试应表面平整并无气泡、无麻面、无皱纹、无瘤子等；涂层绝缘性则用电火花检漏仪进行检测,从管道一端测至另一端,以不打火花为合格标准。下沟前和回填前应对防腐管道做全面的电火花检测，发现漏点及时的进行修补。

管道试压完毕进行焊口防腐时,除采用加强级环氧煤沥青、煤焦瓷漆以外,还可采用热收缩套。当采用环氧煤沥青补口或补伤时,除锈、配漆、缠包等环节应严格按照规范执行。防腐涂层结构和材料要与管道防腐涂层一致,补口时每层玻璃布应将原管端沥青涂层接口处搭接在5cm 以上,补口后经监理认可方可进行回填,杜绝强度试验前进行补口防腐。

2.4 焊接与焊缝检验

天然气泄漏是工程完工后故障主发状况，所以对焊接质量及焊缝的检验应极为严格。焊接时应严格按照工艺规程要求进行作业，重点是预热温度和层间温度保持环节，对焊接材料的保存、领用及保护都按照规定的要求来执行，防止焊接材料的使用不当。焊接技术人员在焊接过程中应实时进行检查，对焊接异常不放过并及时处理；质检员也应及时检查焊道的焊接情况，对焊接外观质量进行全面检查，经全面检查合格的焊道再进行探伤测试。焊接时环境风速超过焊接作业要求时，要采用轻型简易防风棚进行遮挡；当环境温度低于焊接工艺规程的要求时，要在焊后在焊道上加盖石棉保温被以防止焊道温度骤降。焊接完成后，对焊缝表面进行外观检测，天然气管道焊缝内部检测要求进行100％超声波探伤及X射线探伤，对法兰接口处要做磁粉探伤检验。中压焊缝的 X 射线探伤数量应按 15％抽检，高压管按 应20％抽检，抽查焊缝中不合格者超过30％则加倍进行探伤，若仍不合格应全部进行探伤，不合格部位返修后仍按原规定进行探伤检验。

2.5回填及路面恢复

回填时应先夯实管底,管侧回土前必须进行调直,防止管道铺设弯曲度超出规程要求。管道两侧及管顶以上0.5m 内回填由人工进行夯实,分层的厚度30cm,土壤中严禁含有碎石、垃圾等杂物,并且严禁用冻土进行回填,超过管顶50cm 时可用小型机械进行夯实,每层的厚度保持在30～40cm；回填时要对土壤进行密实度测试,每50m 分层取点测试,由指定实验室进行土壤密实度试验。

路面工程作业时，对砼及沥青路面下的3：7灰土垫层,拌和土不含杂质,土块必须过筛处理,搅拌均匀且不能在沟内进行拌和。路面恢复按原标号或高一些的强度进行配合比。砖面层要先细砂垫层找平后铺砖,铺砖后用细砂灌缝。

2.6阀门井及地裂缝管沟处理措施

阀门井高压阀门井的设计压力为1.6Mpa，采用国产手动球阀和气动球阀两种。中压阀门井设计压力为0.8 MPa,一般采用手动球阀、涡轮传动球阀和手动蝶阀，高、中压波纹管补偿器采用轴向型内压式补偿器（TNY 高压波纹管工作压力为1.6 MPa。中压波纹管工作压力为0.6 MPa。施工中DN≤250mm， 中压阀门采用手动球阀DN≥300mm 时中压阀门采用涡轮传动球阀。阀门安装在球阀的下方（按气流方向）,以便阀门拆卸和装修。补偿器的安装技术至关重要,安装长度应是螺杆不受力时补偿器的实际长度，否则不但不能发挥其补偿的作用,反而使管道或管件承受不必要的轴向拉压应力，在完成气密性及强度试验后安装补偿器，阀门井内管道支架采用钢结构时，支架宽度要与阀门的长度相同且高度550mm，并用钢板垫至法兰底。井内钢性防水套管应选用直径比天然气管道大50mm，钢套管与天然气管道间隙用50mm 的厚油膏和沥青麻丝进行填实用于防水。阀门井内管道防腐方法与埋地管道防腐相同，放散管、阀门除锈后刷黑色调和漆，手轮（柄）刷红色调和漆。安装完毕后与管道一同吹扫，并对阀门、波纹管进行清洗检查，进行强度及严密性试验。

3 结论

随着我国天然气管道工程建设的不断发展，加强和改进管道施工技术，更好地提高管道工程施工质量是当前天然气工程施工组织者面临的重要课题。因为天然气管道的质量好坏直接关系着沿线人民群众的生命财产安全，责任重大，在此基础上确保管道的安全、稳定运行，不断增进管道施工的技术科研力量，最大限度地提升管道施工的技术安全，在施工管理中我们应严格遵守各项技术安全规定，并及时的发现和整改事故隐患，确保管道的质量和使用安全运行。

参考文献

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第9篇：石油天然气化工工艺范文

关键词：湿式氧化；硫化氢；脱硫

中图分类号：TQ125文献标识码： A

1、前言

工业原料气和工业废气中的H2S能引起设备腐蚀和催化剂中毒，导致生产成本增加和产品质量下降；如不经处理排放到大气中，会带来严重的环境问题，直接威胁人类的生存与发展。研究开发H2S的高效脱除技术已成为世界各国关注的热点[1]。

工业生产过程中产生的硫化氢主要在燃气制造、合成氨工业、煤气造气、污水处理厂、造纸厂等行业生产过程中。各燃气中硫化氢含量因工艺、原料不同有所差异，对设备和环境存在不同程度影响。为此，我国及其他一些国家对不同环境下的浓度进行了严格限制，要求在使用之前必须经过脱硫处理[2]。

多年来，国内外研究工作者对尾气脱硫问题进行了大量研究，目前见报的脱硫方法一般可分为干法和湿法脱硫，其中干法包括铁系、锌系、铜锰系脱硫剂、克劳斯法及活性炭法等，湿法包括碳酸钠吸收――加热再生、液相催化法、杂多化合物氧化法、醇胺吸收法及FRC法脱硫脱氰工艺，还有近几年发展起来的生物脱硫法[3]。

2、硫化氢脱除技术概括

2.1吸收法

吸收法包括物理吸收和化学吸收两种，物理吸收法一般是采用有机溶剂作吸收剂，目前应用的吸收剂有甲醇(勒克梯索尔法)、碳酸丙烯酯(福洛尔法)、N-甲基-2-砒咯烷酮(普里索尔法)、磷酸三丁酯(埃斯塔索尔凡法)等。化学吸收法是被吸收的气体吸收质与吸收剂中的一个或多个组分发生化学反应的吸收过程，适合处理低浓度大气量的废气[4]。

2.2吸附法

吸附法是利用某些多孔物质的吸附性能净化气体的方法，常用于处理含较低浓度H2S的气体。吸附设备一般采用固定床吸附器。目前常用的吸附剂有活性炭、分子筛[4]。

2.3分解法

目前，我国大中型炼油厂均采用传统的克劳斯(Claus)工艺方法处理含H2S的尾气，并回收硫磺。该方法只回收了硫化氢中的硫，其中所含的氢则在氧化过程中生成了水。目前有热分解法、电解法、光催化法和微波技术分解法[4]。

2.4微生物法

H2S废气的生物净化过程的实质是利用微生物的生活活动将H2S转化为简单无害的单质硫磺、SO2-及微生物的细胞质[4]。

2.5氧化法

氧化法一般是把H2S氧化为单质硫。在气相中进行氧化的过程叫做干法氧化，在液相中进行氧化的过程叫做湿法氧化[4]。

3、湿式氧化法脱除H2S研究现状

国内外吸收净化生物气中硫化氢气体的方法很多。传统方法是依其弱酸性和强还原性分为干法和湿法。湿式氧化法脱硫时，由碱性吸收液吸收硫化氢。生成氢硫化物、硫化物，在催化剂作用下，进一步氧化成硫磺。湿式氧化法脱除生物气中硫化氢可分为3种典型工艺(砷基工艺、钒基工艺、铁基工艺)和新兴工艺[5]。

3.1钒基工艺

主要有蒽醌二磺酸钠法、改良蒽醌二磺酸钠法、MSQ法、栲胶法(TV法)、茶酚法等[4]。

(1)、蒽醌二磺酸钠法。也称作strefford法，国内称为ADA法，该工艺是典型的钒基T艺，以钒作为脱硫的基本催化剂，并采用蒽醌二磺酸钠(ADA)作为还原钒的再生氧载体，洗液由碳酸盐作介质该溶液组成，该法净化效率高，但具有硫颗粒难回收，易堵塞，药品耗量大，气体刺激性大，造成二次污染[5]。

（2）、改良ADA法[6]：国内60年代初由四川化工厂等联合开发了以stretford工艺为基础的改良ADA法。在洗液中加入酒石酸钾或酒石酸钠阻止钒酸盐的生成；又加少量三氯化铁，乙二胺四乙酸及螯合剂起稳定溶液作用。郑州工学院研究ADA异构体中葸醌-2，7-二酸钠(ADA)脱硫效率比蒽醌-2，6-二酸钠(ADA)脱硫效率更好。

（3）、MSQ法。MSQ法采用的脱硫剂是由对苯二酚、硫酸锰和水杨酸按一定比例配制而成。溶液组成为：Na2CO30.175~0.2mol／L、NaVO31g／L、硫酸锰0.002～0.01g／L、水杨酸0.05~0.1g／L[7]。MSQ-2型脱硫剂是在MSQ基础上增加了2种整合剂L及L’。MSQ-3型脱硫剂在MSQ-2型的基础上增加了一种防腐剂[8]。

3.2砷基工艺

（1）、砷碱法(Thylox法)。该法是典型的砷基工艺，洗液由K2CO3或Na2CO3和As2O3组成，以砷酸盐或硫代砷酸盐为硫氧化剂。

（2）、改良砷碱法(G-V法)。该法是对砷基工艺的改进，洗液由钾或钠的砷酸盐组成。由于环保要求，目前该工艺装置使用甚少。

3.3铁基工艺

络合铁法脱硫技术是一种以铁为催化剂的湿式氧化脱除硫化物的方法，其特点是能直接将H2S转变成元素S，H2S的脱除率可达99％以上[9]。但络合铁法脱硫技术目前仍存在络合剂降解严重，脱硫液再生困难等缺点，是液相氧化法脱硫技术的一大研究热点[10]。

3.3.1基本原理

络合铁法脱硫的基本原理是，H2S在碱性溶液中被Fe3+的络合物Fe3+Ln氧化成单质硫，而本身被H2S还原成Fe2+Ln，然后用空气氧化再生，生成Fe3+Ln，循环使用[11]，其反应为：

总反应是：

虽然络合铁法的反应原理与上述其他方法相似，但由于配体的存在，不但增加了铁离子的溶解性，而且提高了铁离子的稳定性。

3.3.2各种络合铁法脱硫工艺

（1）、EDTA络合铁法脱硫工艺

罗立文、李发永[12]等对EDTA络合铁脱硫工艺进行了深入研究，采用无水葡萄糖或柠檬酸做稳定剂，用缓冲溶液调节EDTA络合铁溶液。研究结果表明，该方法既提高了对硫化氢的吸收效率，又减少了设备腐蚀；生成的硫磺颗粒较大，母液分离容易；再生反应时问短，耗能较少，逐渐形成了改良EDTA络合铁法脱硫工艺。但也存在硫泡沫形成能力较差、硫磺质量较低、EDTA易降解、耗量大、成本高等缺点。

（2）、磺基水杨酸络合铁法脱硫工艺

磺基水杨酸(FD)络合铁法是以磺基水杨酸为铁盐络合剂，以氨水做吸收剂的脱硫工艺。经过对比发现，FD络合铁法脱硫工艺的饱和硫容约是EDTA络合铁脱硫工艺的2倍，是改良ADA脱硫工艺的3倍，MSQ脱硫工艺的5倍[13]。

（3）、三乙醇胺络合铁法脱硫工艺

郑志胜等[14]开发了三乙醇胺(TEA)络合铁工艺，以TEA作为铁离子络合剂和脱硫吸收剂，以柠檬酸作为亚铁离子络合剂的二元络合体系，是一种改良的络合Fe3+／Fe2+氧化还原变价体系。工业试验表明，TEA络合铁工艺具有硫容高、脱硫效率好、副反应少、溶液稳定、腐蚀性少、成本低等特点，已成功应用于上海川沙化工厂半水煤气的脱硫工段。

3.3.3络合铁法的应用现状

Lo-CAT工艺是典型的铁基工艺，由美国空气资源公司在70年代开发。用乙二胺四乙酸(EDTA)与多聚糖复合成双组分络合剂，并加ARI-301催化剂[15]，是最典型的铁基丁艺，目前全世界有百余套装置运行，已开发了3种工艺模式：(1)常见Lo-CAT；(2)自循环Lo-CAT系统；(3)Aqua-cat系统。

4、发展趋势

在湿式氧化法的铁基工艺脱硫技术中，络合铁法的开发仍将是一个热点，在传统的湿式氧化法脱除生物气中硫化氢过程中形成了气-液-固悬浮液，结果产生了极细的硫颗粒，硫颗粒附着在溶液中小气泡上浮到液面，形成硫泡沫层，使得硫难以完全沉降与回收。因此，随着硫磺颗粒改性、 络合剂降解、催化剂再生速度慢、副反应控制等一系列问题的根本解决，湿式络合铁法将成为湿式氧化法脱硫技术中最具有工业应用前景的方法之一。

参考文献

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