第一篇输气工艺基础知识

1、第一篇 输气工艺基础知识天然气是一种易燃易爆的混合气体，其主要成分为甲烷。在进入长输管道输送之前，必须对天然气进行脱水、脱硫等净化处理，以达到管输和下游用户的需求。在管道运行期间，需要进行清管、天然气加压、储存等工作，并应做好工艺设备、仪表、自控、计量、电气、通讯、线路、防腐等各专业的设备和设施的检查、维护工作，以确保输气管道安全、平稳运行。本篇主要介绍天然气的物性与净化、清管工艺、压缩机、地下储气库以及液化天然气（LNG）。第一章 天然气输送简介1. 天然气输送方式正常状态下的天然气以气体状态存在于自然界中，对于气态物质而言，管道输送是最有效的输送方式。自从天然气被开采利用以来，一直是利用管

2、道从开采地输送到用户。由于天然气的广泛使用以及开采地与用户距离越来越远，有的甚至要越洋过海才能将天然气送到用户，这样就给管道建造带来了极大的困难。20世纪70年代以后，由于深冷技术的发展，天然气的液化输送得以实现，这就是把天然气在低温和一定压力下变成液体，然后用特殊的船舶或槽车进行运输。因此，到目前为止，大量的天然气的主要运输方式有两种，即管道运输和液化气船（车）运输。从运输的地理环境分，天然气运输又可分为陆上运输和水路运输。陆上运输主要采用管道运输，这是最大量、最普遍的运输方式；此外，也采用压缩天然气槽罐车运输，这是少量的、短距离的运输。压缩天然气并无严格的定义，通常指高压的天然气（最高压力

3、达25MPa）。陆上运输还可以采用液化运输方式。天然气水路运输主要指海路运输，有两种运输方式：液化气船运，这是长距离海路运输的主要方式，如从中东、东南亚运送到欧洲、亚洲各地均用此方式；海底管道，这是海上气田和近海大陆架气田输送到陆上的最主要方式，如我国从崖-13气田到香港、从东海春晓气田到上海等。天然气管道可分为矿场集输管道、长输管道和城市输配管网。本书主要介绍天然气长输管道和城市输配管网的各种技术。2. 天然气长距离管道输送2.1 天然气长输管道的概念和特点天然气从地层开采出来，经过矿场集输管道集中输送到净化厂处理后，由长输管道输送至城市管网，供给工业用户或民用。由气井至用户，天然气都在密闭

4、状态下输送，形成一个输送系统。天然气长输管道是连接气田净化处理厂与城市门站之间的干线输气管道。它在我国压力管道分类中属GA类，它的设计应遵循国标输气管道工程设计规范（GB50251）。天然气长输管道具有口径大、压力高、输气量大、运距长等特点。以西气东输管道为例，从新疆轮南至上海市，全长4000多公里，管径1016mm，最高设计输送压力10MPa，年设计输量120亿立方米，相当于我国目前天然气总输量的40%左右。2.2 天然气长输管道的组成和功能输气管道工程由输气管道、输气站场、管道穿（跨）越及辅助生产设施组成。根据用户情况和管线距离，输气管道设有压气站、分输站、计量站及清管站等，通过分输站（计

5、量站）将天然气调压后输往城镇配气管网或直接输往用户。输气首站是输气管道的起点站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。它接受气田净化厂来气，经过升压、计量后输往下一站。在气田开发初期，由于地层压力较高而输气量较小，地层压力足以输送至下一站，因此，首站一般不设压缩机组。 输气过程中沿程压力会不断下降，为了提高输气量，必须在一定距离后设置中间压气站增压。输气末站为输气管道的终点站，一般具有分离、调压、计量、清管、配气等功能。输气末站将天然气计量、调压后供给城市配气管网及大工业用户。为满足沿线地区用气，常在中间压气站或分输站引出支线分输，也可以接受其它气田（或管道）的进气。 天然气的消耗在一天、一个

6、月或一年之内有很大的不均衡性，特别是城市居民用气量更是如此，如北京市日高峰用气量是低谷用气量的几倍至十几倍。而干线的输量应维持在其设计输量范围附近才能安全、经济地运营。为了季节性调峰的需要，常在大城市附近设有储气库，夏季天然气供应过剩时，管道向储气库注气，冬季用气高峰时，再采出用以调峰。长距离输气干线和一个或多个地下储气库及一系列输入、输出支线，形成一个统一的供气系统。2.3 天然气长输管道的发展国外天然气管道有近120年的发展历史。二十世纪七、八十年代是全球输气管道建设高峰期，世界上几条最著名的输气管道几乎都是这一时期建成的。北美、俄罗斯、欧洲天然气管道已形成地区性、全国性乃至跨国性大型供气

7、系统。目前，全球输气管道总长度超过140万公里，其中直径1米以上的管道超过12万公里。 1963年，我国建成第一条现代输气管线巴渝线。到20世纪80年代中期，我国输气管道主要分布在川渝地区。从上世纪末开始，我国输气管道建设进入快速发展阶段，近年已建成陕京输气管道（见图1-1.1）、涩北西宁兰州输气管道、西气东输管道、忠县武汉输气管道、陕京二线输气管道等重要管道。 榆林压气站府谷压气站应县压气站灵丘压气站二站村阀室琉璃河站永清站通州站小卞庄站大港站储气库储气库北京市天津市沧化、沧淄线天津市河北省燕山石化大同市进气进气靖边站朔州分输站朔州市石景山站图1-1.1 陕京一线输气管道结构图第二章 天然气

8、的物性 1天然气的特点与组成 石油工业中称采自气田或凝析气田的可燃气体为天然气，又称气田气；在油田中与石油一起开采出来的可燃气体称为石油伴生气。含硫化氢的天然气略带臭鸡蛋味，石油伴生气带汽油味。天然气一般无色，比空气轻，其相对密度一般为0.580.62,石油伴生气为0.70.85。天然气是一种易燃易爆混合性气体，与空气混合后，在空气中浓度达到515时，遇到火源会发生燃烧或爆炸。天然气的主要成分为烷烃气体，烷烃气体本身无毒，若含有硫化氢，则对人体有毒害性；如天然气未完全燃烧，会产生一氧化碳等有毒气体。我国管道天然气经过净化处理后，含硫量已大大降低，符合国家卫生环保标准，因此，我国管道天然气的毒害

9、性极小。天然气是一种多组分的混合气体，主要成份包括甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等，其中甲烷含量占绝对比例。例如我国四川气田天然气甲烷含量一般不低于90%，而陕甘宁气田则达95%左右。此外，天然气中还含有少量二氧化碳、硫化氢、氮气、水蒸气以及微量的氦、氖、氩等气体。在标准状况下，甲烷至丁烷以气体状态存在，戊烷以上为液态。 2天然气的热值 天然气作为燃料使用，热值是一项重要的经济指标。天然气的热值是指单位数量的天然气完全燃烧所放出的热量。天然气主要组分烃类由炭和氢构成，氢在燃烧时生成水并被汽化，由液态变为气态，于是一部分燃料热能消耗于水的汽化。消耗于水的汽化的热叫汽化热（或蒸汽潜热）。将汽化热计算在内的

10、热值叫高热值（全热值），不计汽化的热值叫低热值（净热值）。由于天然气燃烧的汽化热无法利用，工程上通常使用低热值即净热值。3天然气的可燃性限和爆炸极限 可燃气体与空气混合（空气中的氧为助燃物质），遇到火源，可以发生燃烧或爆炸。 可燃气体与空气的混合物，对于敞开系统，遇明火进行稳定燃烧。可燃气体与空气的混合物进行稳定燃烧时，其可燃气体在混合气体中的最低浓度称为可燃下限，最高浓度称为可燃上限，可燃上限与可燃下限之间的浓度范围，称之可燃性界限，即可燃性限。 可燃气体与空气的混合物，在封闭系统中遇明火可以发生剧烈燃烧，即发生爆炸。 可燃气体与空气的混合物，在封闭系统中遇明火发生爆炸时，其可燃气在混合气体

11、中的最低浓度称为爆炸下限，最高浓度称为爆炸上限，爆炸下限与爆炸上限之间的可燃烧气体浓度范围，称为爆炸极限。 有的可燃气体的可燃性限与爆炸极限是一致的，有的可燃气体的爆炸限只是可燃性限内的更小浓度范围。一般情况下，可将爆炸极限与可燃性限混用，即用可燃烧性限代替爆炸极限，这对于实际工作是适宜的，有利于安全生产。 压力对于可燃烧气体的爆炸极限有很大影响，例如当压力低于 6665 帕时，天然气与空气的混合物，遇明火不会发生爆炸；而在常温常压下，天然气的爆炸限为 515。随着压力的升高，爆炸极限急剧上升，压力为 1.5107帕时,天然气的爆炸上限为 58%。 4天然气输送过程中的节流效应假如降低气体的压

12、力而不释放气体的能量，而且气体是理想的，状态是绝热的，那么系统的总能量保持不变。也就是说，状态变化属于等焓变化，气体的温度也保持不变。然而假如上述变化的气体是真实气体，那么其容积变化将不同于理想气体的情况，其内能和温度将发生变化。如图 1-2.1 所示，气体在流道中经过突然缩小的断面（如管道上的针形阀、孔板等），产生强烈的涡流，使压力下降，这种现象称为节流。如果在节流过程中气体与外界没有热交换，就称为绝热节流。图1-2.1 绝热节流效应示意图节流过程是不可逆过程，在过程中流体处于非平衡状态，没有确定的状态参数。但可以研究节流前流体处于平衡状态的情况。例如离节流足够远的两个截面1、2处，那里的气

13、体已为平衡状态：压力 P1P2；比容v1v2；流速w1w2节流以后，流速增大，但总的来说，动能变化不大，可近似认为节流前后气体的焓不变，即h1= h2真实气体的焓不但与温度有关，也与压力有关。所以对于真实气体，节流以后压力下降，通常也造成温度下降，这称为节流的正效应。当气体节流前的温度超过最大转变温度（约为临界温度的 4.856.2）时，节流后压力下降，会造成温度上升，这称为节流负效应。节流效应又称为焦耳-汤姆逊效应。温度下降的数值与压力下降数值的比值称为节流效应系数，又称焦耳-汤姆逊效应系数。第三章 天然气的输送要求及天然气的净化1天然气的输送要求 从地层中开采出来的天然气往往含有砂和混入的

14、铁锈等固体杂质，以及水、水蒸气、 硫化物和二氧化碳等有害物质。 砂、铁等尘粒随气流运动，磨损压缩机、管道和仪表的部件，甚至造成破坏。有时还会积聚在某些部位，影响输气的正常进行。水积聚在管道低洼处，减少管道输气截面，增加输气阻力。水还能在管内壁上形成一层水膜，遇酸性气体（H2S、CO2）等形成酸性水溶液，对管内壁形成腐蚀，是造成输气管道破坏的重要原因之一。水在一定温度和压力条件下还能和天然气中的某些组分生成冰雪状水合物（如CH46H2O等），造成管道冰堵。天然气中的硫化物分为无机的和有机的两种。无机的主要为硫化氢，有机的主要是二硫化碳（CS2）、硫氧化碳（COS）等。硫化氢及其燃烧产物二氧化硫（

15、SO2）都具有强烈的刺鼻气味，对眼粘膜和呼吸道有破坏作用。空气中硫化氢含量大于910mg/m3(约0.06%体积比)时，人呼吸1小时就会严重中毒。当空气中含有0.05%体积比二氧化硫时，呼吸短时间就会有生命危险。硫化氢和二氧化硫还是一种腐蚀剂，尤其有水存在时更是如此。含有硫化物的天然气作为化工原料，很容易造成催化剂中毒，使生产无法进行，生产的产品质量也无法保证。另一方面，天然气中的硫化氢又是制造硫、硫酸、化肥的重要原料，不应让它混在天然气中白白浪费掉。因此，天然气进入输气干线之前必须净化，除去尘粒、凝析液、水及其它有害组分。 目前，净化的指标和要求各国有所不同。北美地区输气管网大致要求为：每标

16、准立方米气体，含水量不超过 95125mg；硫化氢含量不超过 2.35.8mg；有机硫含量不超过250mg；二氧化碳含量，视热值不同而要求允许含量为 25（体积比）。西欧地区，如德国和法国要求较严，硫化氢含量不得超过 1.5 2mg/m3 ；含水量，德国要求低于 80mg/ m3，法国要求低于58 mg/ m3。我国要求有机硫总含量不超过200mg/ m3；硫化氢含量不得超过20 mg/ m3；二氧化碳含量不得超过3；水露点在最高操作压力下应比最低输送环境温度低5。上述要求都是对管道输气而言，从中可以看出：（1）对硫化氢的限制远比生活用气的卫生标准高得多，硫化氢含量大都在1530 mg/ m3

17、之间，我国生活用气卫生标准规定为20mg/m3以下。管道输气标准这样高，是为了保证管道、设备、和仪表不被腐蚀。 （2）供长输管道的天然气，其脱水深度以确保在输送过程中水蒸气不致凝析和形成水合物为原则，所以天然气的露点应比管道输气的最低温度低510。2天然气的净化 2.1 分离与除尘 天然气输送系统中的液体和固体杂质主要来自三方面：（1）采气时井下带来的凝析油、凝析水、岩屑粉尘；（2）管道施工时留下的脏物和焊渣；（3）管内的锈屑和腐蚀产物。输气管道中气体的含尘量一般为123 mg/ m3，除尘不好的可高达7103 mg/ m3。粉尘中以氧化铁最多，占90以上。天然气的含尘量，前苏联国家标准规定：

18、生活用气含尘量为 1 mg/ m3，工业用气为 46 mg/ m3。但是，天然气压缩机的要求远比这些规定严格得多，一般是：含尘量小于0.20.5 mg/ m3；含尘粒径小于1030m，有的要求含尘量小于0.05 mg/ m3，最大粒径不超过5m。 为了减少粉尘和防止仪表、调压阀的指挥机构等因为堵塞失灵，常采用如下措施： （1）脱出天然气中的水蒸气、氧、硫化物、二氧化碳等组分，减少管内腐蚀； （2）采用管内壁防腐涂层保护管材； （3）定期清管扫线；（4）在允许的情况下，采用所能达到的最低流速输气，减少气流冲击腐蚀和携尘能力；（5）在集气站、压气站、配气站、调压计量站等处安设分离器、除尘器和过滤器

19、。脱出各类固（液）体杂质。常用分离器与除尘器有重力式分离器、旋风式分离器、多管旋风分离器等。2.2 天然气脱水含水量较多的天然气在长距离的输送过程中，常常发生下列问题：（1）水气与天然气的某些组分生成冰雪状的水合物，堵塞管道和仪表；（2）凝结水积聚在管道的低洼部位，降低管道的输气能力，增加动力消耗；（3）酸性气体，如H2S、CO2溶于水，造成内壁腐蚀。因此，天然气长距离输送前必须有效地脱除其中的水分。所谓有效地脱除，就是在输送的最高压力和最低温度下，天然气中的水分尚处于不饱和状态。相对湿度为60%70%，或者是在输送压力下天然气的露点比最低输送温度低510。天然气中常用的脱水方式有三类：低温分

20、离、固体干燥剂吸附和液体吸收。（1）低温分离 高压的天然气经节流膨胀造成低温，让水分离出来。它一般适于高压气田，天然气降压后仍高于输气压力，同时又使温度降低而不至产生水合物。例如加拿大恩克力克气田，先在井口节流使天然气压力从235105Pa（约240大气压）降至151105Pa（约154大气压），经空气冷却器冷却至40（水合物形成温度为32），此时约一半以上的水被冷凝分离出来，然后通过脱水塔用分子筛脱水达到管输要求。低温分离的另一类是将压力较低的天然气加压后，冷却脱水。我国的一些油田还在冬季利用大气来冷却石油伴生气达到脱水的目的。低温分离一般都作为辅助的脱水措施。因为它是依靠低温冷凝分离脱水，

21、此时天然气仍处于饱和状态。为防止冰堵，有的装置在低温分离的同时，还加入某种反应剂（如甲醇、乙二醇、二甘醇等）吸收水分，进一步降低露点。（2）固体干燥剂吸附脱水 一种气相（或液相）组分被固体表面吸住而在固体上浓聚的现象称为吸附。固体干燥剂吸附脱水就是利用多孔性的干燥剂吸附天然气中的水蒸气。固体干燥剂很多，天然气工业上常用的有硅胶、活性氧化铝、铝矾土和分子筛等。硅胶主要成分为SiO2，颗粒状硅胶有坚硬的玻璃状的外表，分子式为SiO2nH2O。硅胶对极性物质的选择性很强，对天然气脱水很有利。在适当的条件下，可使气体露点达-60-70。但硅胶的吸附量和气体的相对湿度的关系很大，相对湿度大时，吸附容量（

22、占干基的百分比）也高，但遇液态水极易损坏，故近年来很少单独使用硅胶大量脱水，而多和其它干燥剂组成复式干燥剂，如由硅酸铝催化剂(保护剂)、硅酸（主要干燥剂）和分子筛（再干燥剂）组成复式干燥剂吸附脱水。气流先通过硅层脱去饱和水，再通过分子筛脱去微量水以达到要求的低露点。 活性氧化铝和铝矾土的主要成分都是三水氧化铝（Al2O33H2O），但后者是由铝矾土矿直接活化而成，价格便宜，主要缺点是水容量较小。 近年来，分子筛用于天然气脱水有了很大的发展，尤其对天然气液化前的深度脱水，该法更有独到之处，可使露点降到-98。分子筛是一种多孔的铝酸盐结晶，有天然的（如泡沸石），也有人工合成的。分子筛的晶体结构中有

23、大量空腔，这些空腔由规则而均匀的孔径为分子大小的通道相互联系着。这样，分子筛就具有很大的内部比表面积（一般在6001000m2/g），因而具有很大的吸附能力。一定型号的分子筛的孔径（或窗口）都是一样的，只有那些比分子筛孔径小的分子才能进入分子筛的孔腔而被吸附，大分子被排斥在空腔之外，从而达到大小分子分离的目的，故有分子筛之称。分子筛之所以成为一种十分有效的脱水干燥剂，一是水的分子直径(3.2A, 2.76A)比通常所用的分子筛的直径小；二是分子筛对强极性分子的水具有比一般吸附的物理引力。分子筛的型号很多，用于天然气脱水以 4A 型分子筛（孔径为 4.0 4.7A）较为适合，因为4A分子筛吸水容

24、量较 3A 高一些，价格又较 3A、5A 便宜，且具有一定的选择性，可排斥C4H、C2H5 以外的烃类（两个碳原子以上的烃类和芳烃常导致吸附剂污染和结焦），延长使用寿命。 各种固体干燥剂的吸附和再生过程基本上是一样的，都是基于随温度增加而吸水能力下降的原理，其设备和工艺流程也基本相同。处理量小的可用两个吸附塔切换吸附和再生，处理量大的可用三个或四个吸附塔。 各种固体干燥剂具有不同的特点和使用条件。硅胶吸附能力很好，但遇液态水极易破碎，处理量大时又会很快失效，所以硅胶适于处理量小而含水量不大的情况。活性氧化铝是较好的干燥剂，但活性丧失较快，特别是在酸性气体较多时容易变质，需要经常更换吸附剂，成本

25、也就增高。分子筛是高效脱水剂，特别是抗酸性分子筛，能适应含酸性气体较多的天然气的脱水。分子筛特别适合处理量大，而且要求露点降低幅度大的情况，如天然气液化前的深度脱水。在处理量小，露点降低要求不多的情况下就失去了它的优势。 （3）液体吸收法脱水 最早采用的液体脱水剂是甘油，随后是氯化钙水溶液，这两种脱水剂目前均已淘汰。 从 1936 年二甘醇用于天然气干燥，甘醇法就得到广泛应用。由于三甘醇特别有效，从 1949 年应用于脱水后，逐步占据主导地位，至 1966 年已成为天然气脱水的工业标准。 目前，用于脱水的有二甘醇，三甘醇和四甘醇。甘醇法脱水最初多使用二甘醇，由于再生温度受到限制，其贫液浓度为9

26、5左右，能使天然气露点温度降低约2530。50年代发展的三甘醇法，其贫液浓度可达9899%，露点降低幅度通常可达3347。若再生部分利用闪蒸罐的闪蒸气作为再生的汽提气，可使三甘醇贫液浓度高达99.599.8，而露点降低幅度可达55，甚至更高。三甘醇被普遍采用的原因是：三甘醇沸点为288，比二甘醇高32.2，可以在较高温度下再生，故贫液浓度高，露点降低比二甘醇高1330，所以效果好；蒸气压力低，在 27时，仅为二甘醇的 20 ，因而在吸收塔采用捕雾器后，损失甚微；热稳定性好，三甘醇的理论分解温度为 206.7，比二甘醇高得多；操作费用比二甘醇低。 四甘醇应用较少，但特别适用于温度很高的原料气。

27、用三甘醇对含硫天然气脱水时，三甘醇会吸收一些H2S，其富液将在重沸器引起腐蚀， H2S与铁生成硫化铁，使溶液呈黑色但对三甘醇的吸湿性能并无明显影响。天然气的酸气组分过高，必然会使三甘醇PH 值（应在 7.58）下降。生成有机酸，对脱水不利。液体吸收脱水和固体吸附法相比，主要优点是投资和操作费用都比较少，而且能连续操作。主要缺点是溶液易受盐和腐蚀产物的污染而变质。（4）脱水方法的选择原则各种脱水方法都有特定的适用范围。选用哪种脱水工艺，首先要明确脱水目的和要求，过高的要求本身就是一种浪费，最后要通过综合分析比较来确定。从降低露点来看，不少方法都能满足管道输气的要求。对天然气液化的深度脱水，则以分

28、子筛法为最优。从投资、操作费用和对操作技术要求来看，液体吸收法三甘醇法有突出优点。不但投资省，操作费用低，操作技术也不复杂，而且检修容易，能连续运转，易于实现自动化。选择脱水方法还要同集输流程的规划统一考虑。如果净化厂就在集气站附近，集气管道短，先脱硫后脱水，对脱水要求就可以低些，符合管输要求即可，此时以三甘醇法为最优。如果大型净化厂距气源较远，需要长距离输送含水、含硫天然气，尤其输送高含硫天然气时，为了避免含水含硫天然气对管道和设备的腐蚀，须先深度脱水，则以抗酸分子筛法为最优。2.3 脱硫和脱二氧化碳天然气按含H2S多少可分为四类：无硫或微含硫天然气 H2S和CO2含量符合管输要求，不需净化

29、；低含硫天然气 H2S含量约为0.0010.5（体积）；中含硫天然气 H2S含量约为11.5（体积）；CO2含量约为68（体积）；高含硫天然气 H2S含量一般为48（体积）。随着天然气工业、化学工业的发展和环境污染问题提出新的更高要求，脱硫技术也不断取得新进展。针对不同原料气提出的脱硫方法不下数十种，大致可分为四类：（1）化学溶剂法 采用某种溶于水的溶剂和酸性气体（H2S，CO2）反应生成复合物，溶剂以化学结合的方式吸住酸性组分净化；当吸住了酸性组分的富液因温度上升和压力下降，复合物分解出酸性组分溶液再生。这类方法中，一乙醇胺获得了最广泛的应用，60年代针对其缺点又发展了二乙醇胺法和二甘醇胺法

30、。（2）物理溶剂法 它以有机溶剂为吸收剂，依靠物理吸附作用除去酸性组分。酸性组分分压越高，越易被溶剂吸收。溶剂再生可采用减压闪蒸、惰性气体汽提或者适当升温方法。物理溶剂法的共同优点是吸收剂酸性负荷（单位体积的溶剂能吸收的酸性量）高，处理量大，循环量小，有良好的经济效果，而且溶剂本身的稳定性好，损耗少，对碳钢腐蚀性小。主要缺点是对以上的烃类，尤其是芳烃的亲和力大，不仅影响净化气的热值，也影响硫磺回收装置的产品质量，因而一般要附设处理装置。另一方面，大部分物理溶剂法使用的有机溶剂价格昂贵。60年代中，物理溶剂法有了很大的发展，特别是环丁砜法获得广泛应用。（3）直接转化法 这类方法是使H2S直接转化

31、为元素硫。它主要用于低含硫气体的净化，其中最为成功的是蒽醌法和萘醌法（我国有蒽醌法脱硫厂）。直接转化法的优点是溶液无毒，工艺过程简单，容易操作，净化度高，蒸汽耗量低，对设备的腐蚀性小，基建投资和生产费用低，可选择性脱出H2S。但这类方法的硫负荷低，一般在1g/L以下，需要较大的再生设备，不宜用于处理量大及含酸性气体高的天然气。同时，生产的硫磺质量也比直接氧化法（克劳斯法）的差。（4）干式床层法 用固体物质固体床吸附或者和酸性组分反应而脱硫或脱二氧化碳。固体物质包括天然泡沸石、分子筛、活性碳和海绵状氧化铁等。第四章 天然气的水合物1水合物及形成条件水合物又称水化物，是天然气中某些组分与水分在一定

32、温度、压力条件下形成的白色晶体，外观类似密致的冰雪，密度为0.880.90。研究表明，水合物是一种笼形晶体包络物，水分子借氢键结合形成笼形结晶，气体分子被包围在晶格中。水合物有两种结构，低分子的气体（如 ）的水合物为体心立方晶格，较大的气体分子（如 ）则是类似于金刚石的晶体结构。在水合物中，一个气体分子结合的水分子数是不恒定的，与气体分子的大小、性质以及晶格孔室中被气体分子充满的程度等因素有关。当气体分子全部充满晶格的孔室时，天然气各组分的水合物分子式可写为， 。戊烷以上的烃类一般不形成水合物。形成水合物有三个条件： 天然气中含有足够的水分；一定的温度与压力；气体处于脉动，紊流等强烈扰动之中，

33、并有结晶中心存在。这三个条件，前两者是内在的、主要的，后者是外部的，次要的。2输气管道中气体含水量的变化根据第一章有关气体湿度的介绍，气体饱和时的含水量只是气体压力和温度的函数。输气管道的压力、温度分布一定时，相应的饱和含水量也就完全确定。图1-4-1中曲线abcd为输气管道对应压力、温度下的饱和含水量曲线。输气管道的前半部，压力下降不大，而温度急剧下降，饱和含水量也随之下降，如ac段。在输气管道的后半部，温度下降平稳，接近周围介质温度，而压力则急剧下降，对应的饱和含水量逐步上升，如cd段。以c点的饱和含水量最小，即Wmin。如果进入输气管道的气体没有被水饱和，含水量相当于h点，气体向前流动，

34、含水量并不改变，由于温度下降，至b点而饱和，从b点至c点，含水量逐渐减小，沿途有水析出，但bc段一直是饱和的，气体的水蒸气分压等于该温度下水的饱和蒸气压，bc段的气体露点也就是该段输气管道天然气的温度。由于水的析出，c点以后含水量不可能再增大，直至e点始终保持最小的含水量Wmin从饱和变至不饱和，水蒸气分压逐步降低，气体的露点则愈低于天然气温度。形成水合物的第一个条件是混合气体中有足够的水分。也就是说，气体中的水蒸气分压要大于气体-水合物中的水蒸气分压。实验数据表明：气体-水合物中的水蒸气分压小于气体-水中的水蒸气分压，即水合物的蒸气压小于同样条件下的水的饱和蒸气压，如图1-4.2中，在温t1

35、时，。如果气体已被水饱和，即天然气的温度等于它的露点，则气体中水蒸气的分压已超过水合物的蒸气压，形成水合物要求的水分条件已远远满足。如果气体中的水蒸气分压低于水合物的蒸气压，水合物不可能形成，即使早已形成的水合物也会瓦解消失。从上面分析可知，在图1-4.1中的bc段，气体含有足够的水分，具备形成水合物的条件。在bc段两端的很短范围内虽不饱和，但水蒸气分压仍可能大于水合物的蒸气压，也具备水分足够的条件。欲使输气管不具备水分条件，则进入管道的气体的含水要远小于c点的含水量Wmin，如图1-4.1中fg所示。这也就是干线输送的气体的露点要低于周围介质最低温度5以上的原因之一。图1-4.1 含水量变化

36、原理图 图1-4.2 混合物中水的蒸气压 (1气体-水；2气体-水合物)3形成水合物的温度、压力条件图1-4.3 不同相密度气体形成水合物的条件 图1-4.4 水合物形成区图1-4.3是甲烷及不同相对密度的天然气形成水合物的平衡曲线。曲线的左上方为水合物的存在区，右下方为不存在区。由该平衡曲线可知，低温、高压易于形成水合物。当温度、压力处于曲线的右下方时，也就破坏了水合物形成的温度、压力条件，水合物不可能形成，已形成的水合物在这样的条件下也会分解消失。形成水合物的最高温度称为形成水合物的临界温度。高于此温度，在任何压力下也不可能形成水合物。4输气管道内水合物可能形成的区域根据天然气形成水合物的

37、温度、压力条件，可以得到对应于输气管压力分布曲线AB的水合物形成的温度曲线MN（图1-4.4）。图上CD为输气管温度曲线。在MN曲线上Mm和nN两段，水合物的形成温度低于输气管温度，该两段根本不可能形成水合物。mn段水合物的形成温度高于输气管温度，温度、压力条件完全满足，但水分条件是否满足尚待具体分析。如前所述，进入气管的气体若是不饱和的，气体的露点为J，它低于输气管温度。随着压力降低，露点也下降，至K点饱和。Km段满足水分条件，不满足温度、压力条件，不能形成水合物。m点以后，气体的露点就是输气管的温度，水分、压力、温度三个条件均已具备，水合物可能形成。例如，1998年冬天，陕京输气管道在云彩

38、岭发生了两次冰堵，在抢峰岭发生了1次冰堵。f点之后（相当于图1-4.1中的c点），气体由于水的析出而不饱和，始终保持最小含水量直至终点，露点从f点开始也逐步下降，愈来愈低于输气管温度（至H点）。以上分析可得出结论，mf段是具备水分、温度、压力的全部条件的，水合物可能形成。但该段中有某处形成水合物之后，该处（例如点）的水蒸气分压将下降（见图1-4.2），露点也下降至m1点，由图1-4-2知道，水蒸气分压和露点降低都不会很大。随着气体温度的降低在点又重新饱和，此处又形成第二个冰堵段，露点又降至r1。同理，又可能形成第三以及多个冰堵段，直至f点或者露点降至低于输气管温度之后就不再可能形成水合物冰堵。

39、以上的讨论可得出结论，水合物只能在mf段内的某些地段形成。需要注意的是，在我国北部地区的冬季，即使管输天然气含水量很低，有时也会形成冰堵。主要原因是管道施工后清扫和干燥不够，造成管道内遗留大量的水，在一定的压力和温度条件下形成冰堵。例如，陕西省某县城市管网支线2006年11月投产，由于管道内存在大量遗留水，2007年1月即发生了冰堵。5防止水合物形成的方法防止水合物的形成不外乎破坏水合物形成的温度、压力和水分条件，使水合物失去存在的可能。这类方法很多，主要有：（1）加热 给气体或输气管上可能形成水合物的地段加热，使气体温度高于水合物形成的温度。该法在干线输气管上是不宜采用的，因为它会降低管道的

40、输气能力。在矿场集气站或城市配气站中，压降主要消耗在节流上，节流前后，温度下降很多，加热就成了这些地方防止水合物形成的主要方法。（2）降压 压力降低而温度不降，也可使水合物不致形成。很明显，这个方法主要用于暂时解除某些管线上形成的冰堵。此时，将气体放空，压力急剧下降，已形成的水合物将会分解。干线输气管的最低温度可能接近0，而相应的水合物形成压力范围在1.01.5 MPa，但输气管上最优输送压力在5.07.0 MPa，使用降压的方法是无效的。（3）添加抑制剂 在被水饱和的天然气中加入抑制剂，吸收部分水蒸气，并将其转移至抑制剂的水溶液中。天然气中水蒸气分压低于水合物的蒸气压后，就不会形成水合物。经

41、常采用的水合物抑制剂（又称防冻剂）有甲醇、乙二醇、二甘醇、和三甘醇等，也有用氯化钙（）的。（4）干燥脱水 气体在长距离输送前脱水是防止水合物形成最彻底、最有效的方法，应用也最多。脱水后气体的露点应低于输气温度510，使气体在输送的压力、温度条件下，相对湿度保持在6070即可。第五章 清管工艺输气管道的输送效率和使用寿命很大程度上取决于管道内壁和内部的清洁状况。对气质和管道有害的物质：如凝析油、水、硫分、机械杂质等，进入输气管道后引起管道内壁腐蚀，增大管壁粗糙度，大量水和腐蚀产物的聚积还会局部堵塞和缩小管道的流通截面。在施工过程中，大气环境也会使无涂层的管道生锈，并难免有一些焊渣、泥土、石块等有

42、害物品遗落在管道内。管线水试压后，单纯利用管线高差开口排水很难排尽。为解决以上问题，进行管道内部和内壁的清扫是十分必要的。因此，清管工艺一直是管道施工和生产管理的重要工艺措施。清管的目的概括起来有以下四方面：清除管内积液和杂物（粉尘），减少摩阻损失，提高管道的输送效率；避免低洼处积水（因水的来回波动不仅因存在电解液加快电化学腐蚀，而且产生机械冲刷，使管壁减薄，造成腐蚀破裂）；清除管壁上的沉积物、腐蚀产物，使其不存在附加的腐蚀电极，减少垢下腐蚀；进行管道内检测和隔离液体作业。1清管器的分类及特性清管器从结构特征上可分为：清管球、皮碗清管器和泡沫清管器。（1）清管球清管球由氯丁橡胶制成，中空，壁厚

43、3050毫米，球上有一个可以密封的注水排气孔。为了保证清管球的牢固可靠，用整体成形的方法制造。注水口的金属部分与橡胶的结合必须紧密，确保在橡胶受力变形时不致脱离。注水孔有加压用的单向阀，用以控制注入球内的水量，调节清管球直径对管道内径的过盈量。清管球的制造过盈量为310。清管球的变形能力要好，能越过块状物体等障碍，能通过管道变形处，而且可以在管道内做任意方向的转动。由于清管球和管道的密封接触面较窄，在越过直径大于密封接触带宽度的物体或支管三通时，容易失密停滞。清管球的密封主要靠球体的过盈量，这就要求清管球注水时一定要把其中的空气排净，保证注水口的严密性。否则，清管球进入压力管道后的过盈量就不能

44、得到保证。管道温度低于0时，球内应灌注防止凝固的液体（如干醇），以防冻结。清管球的主要用途是清除管道积液和分隔介质，清除块状物体的效果较差。（2）皮碗清管器皮碗清管器由一个钢性骨架和前后两节或多节皮碗构成。它在管内运行时，保持固定的方向，所以能够携带各种检测仪器和装置。清管器的皮碗形状是决定清管器性能的一个重要因素，皮碗的形状必须与各类清管器的用途相适应。皮碗清管器由橡胶皮碗、压板法兰、导向器及发讯器护罩组成。它是利用皮碗边裙对管道的14左右过盈量与管壁紧贴而达到密封，清管器由其前、后天然气的压差推动前进。皮碗清管器密封性能良好，它不仅能推出管道内积液，而且推出固体杂质效果远比清管球好。还有一

45、种直板清管器，即用直板代替皮碗，其它均与皮碗清管器相同。皮碗和直板亦可组合使用，清管效果非常好。如图1-5.1所示。图1-5.1 组合式清管器（3）泡沫清管器泡沫清管器是表面有聚氨酯外壳的圆柱形塑料制品，它是一种经济的清管工具。与钢性清管器比较，它有很好的变形能力和弹性。在压力作用下，它可以与管壁形成良好的密封，能够顺利通过各种弯头、阀门和管道变形处。它不会对管道造成损伤，尤其适用于清扫带有内壁涂层的长输大口径输气管道，但它的清管效果较差。泡沫清管器的过盈量一般为25毫米。2清管的几项工艺参数（1）清管器的运行距离密封良好，没有泄流孔的清管器的运行距离为： 式中： L清管器的运行距离，m ；Q

46、0发球后的累计进气量（标准条件下），m3 ； D输气管内径，m ； P0 、T0标准条件下的压力、温度（K）； P 、T 、Z清管球后管段内天然气平均压力、温度和压缩因子。预测清管器到达各观测监停点的时间：（2）清管器的运行速度若输气流量可计算：式中：F管道内径横截面积，m2； 清管器运行速度，km/h 。若输气流量不可计算：式中：运行距离的实际时间，s； 清管器平均运行速度，m/s 。清管球的运行速度一般宜控制在3.55m/s 。在实际清管作业时，为了更好地测算和控制清管器地运行速度，除了应用公式进行计算外，还可以采用在一定距离处（比如截断阀室）监听清管器通过的时间来计算其运行速度，然后再根

47、据要求进行气量和压差地调整。（3）清管器前后压差正常输气条件下通球，必须正确估计最大推球压差，在不影响天然气输送的前提下，可调整输气压力和平衡气量。影响最大推球压差的因素很多，如：在清管器爬坡时推举水柱的力；球与管壁的摩擦阻力；气流、水流与管壁的摩擦力；由于爬坡或脏物卡球；球停止运行时再次启动克服的惯性力等。在这些因素中，起主要作用的就是球前水柱的静压力及污水与管壁的摩擦阻力。在输气量大时还应计入正常输气压力损失。因此，通球前应根据地形高差、污水情况和目前输气压力差，以及过去的清管实践资料进行综合分析，估计通球所需要的最大推球压差。清管最大推球压差的估算公式：式中：最大压差，MPa；清管器的启

48、动压差，MPa；最大压差当前收、发站之间输气压差，MPa；估算管内最大的积液高程压力（绝压），MPa。（4）清管时放空气量当高速大气量排放天然气时，管端压力大于84千帕，则天然气经过放喷管线开口呈临界流动状态，此时可根据下式计算放空气量：式中：P距放空口4倍内径测得的压力，MPa； D放空管出口端内径，mm； G天然气相对密度。3清管流程 下面以陕京输气管道神池清管站为例，介绍一下清管流程。3.1 正常流程：大黑庄阀室来气40#阀门北曹村阀室3.2 发球流程：检查收球筒阀门及压力表，确认现场具备发球条件。关闭TEG，用柴油发电机给现场设备供电；依次全开12#、31#、32#、33#、34#、2

49、2#阀，检查确认无漏；关闭40#；全开27#放空总阀和24#放空阀，确认发球筒压力为零；全开25#平衡阀；打开发球筒快开盲板上的安全销，确认筒内无压后打开快开盲板，将清管球送入发球筒大小头处压紧；关闭快开盲板，安装好安全销；关闭24#放空阀；全开23#阀，平衡筒内压力；全开21#阀；全关25#平衡阀；关闭22#阀；确认清管器发出后，全开22#阀，全关21#、23#阀；打开24#阀放空至压力为零，检查21#阀确认已关闭不漏气，打开快开盲板，确认清管器已发出；记录清管器启动压力、管线压力及发出时间；通知收球组人员清管器已发出，并向调度汇报。3.3 收球流程：检查收球筒阀门及压力表，确认现场具备收球

50、条件。上游发球后，倒旁通流程，打开12#、31#、33#、34#、22#阀，关闭40#阀，全开放空27#总阀，关闭收球筒16#放空阀。清管器经过最后一个阀室检测点，进入收球流程。缓慢打开15#，筒内压力平衡后，全开13#、11#，关闭12#阀，根据排污量随时开18#、19#排污阀，清管球进入收球筒后，开12#阀，关11#、15#、13#阀，开16#阀放空，关闭18#、19#排污阀，开17#阀注水，开18#、19#排污阀，排污，打开快开盲板，取出清管器，收球筒清污、保养，关闭快开盲板，关闭16#、17#、18#、19#阀，完毕后向调度汇报。图1-5.2 神池清管站工艺流程图4清管球运行故障及处理

51、4.1 球与管壁密封不严漏气而引起球停止运行没有进行内压充水的橡胶清管球，因质较软，在管内推顶石块等物时可能碾过石块，在管线低凹部或弯头处容易把球垫起，使球与管壁间出现缝隙而漏气，不能形成压差而停止运行。当用容积法计算球的运行距离和速度与实际情况不符合，且输气压差不增大时，可判断是球漏气。处理办法：（1）发放第二个球顶走第一个球，两球同时运行，使漏气减少而解卡。第二个球的质量要好，球径过盈量较大。（2）增大球上游进气量，提高球的推力。（3）排放球下游管线天然气，以增大压差，使球启动运行。（4）第二、第三两种方法同时使用，以增大推球压差 。4.2 球破裂因球的制作质量差，清管段焊口内侧太粗糙，或

52、因输气管线球阀未全开，球被刮破或削去一部分。处理方法：检查和判断破裂的原因，排除故障后发放第二个球推破球一道运行。4.3 卡球清管球在行进中遇到较大物体或因管道变形而卡在管内，卡球的现象是球后压力持续上升，球前压力下降。处理方法：（1）首先采用增大进气量，提高压力，以增大压差，使之运行。（2）降低清管球下游的压力，以建立一定压差，使之继续运行。（3）排放清管球上游天然气，反推清管球解卡。（4）以上方法均不能解卡，采取断管取清管球解卡。第六章 液化天然气(LNG)液化天然气（Liquefied Natural Gas，缩写为LNG）是一种在液态状况下以甲烷为主要组分的烃类混合物，其中可能含有少量

53、的乙烷、丙烷、氮或通常存在于天然气中的其它组分。1. 液化天然气(LNG)运输1.1 LNG的一般特性在常压下，当温度降至-163时，天然气由气体转化为液体，即LNG。LNG是一种无毒、无色、无气味、无口感的液体，其密度取决于其组分，通常在430470 kg/m3之间，但在某些情况下可高达520 kg/m3。LNG的最主要优点是其体积缩小到标准状态下气态体积的1/600左右，所以在某些特定条件下，以LNG形式进行天然气远距离储运可能比气态天然气管道输送更经济。1.2 LNG供应链LNG供应链包括天然气液化、LNG储存、LNG运输和装卸、LNG再气化等。见图1-6.1。图1-6.1 LNG供应链

54、示意图 1.3 天然气液化1.3.1天然气预处理作为液化装置的原料气，首先必须对天然气进行预处理。天然气的预处理是指脱除天然气中的硫化氢、二氧化碳、水分、重烃和汞等杂质，以免这些杂质腐蚀设备及在低温下冻结而堵塞设备和管道。1.3.2天然气液化流程 天然气的液化流程有不同的形式，以制冷方式分，可分为三种方式：级联式液化流程；混合制冷剂液化流程；带膨胀机的液化流程。需要指出的是，这样的划分并不是严格的，通常采用的是包括了上述各种液化流程中某些部分的不同组合的复合流程。天然气液化装置有两种类型：基本负荷型和调峰型。基本负荷型的目的是将天然气以液态形式运输到消费地，突出特点是全年连续运行且产量较均衡。

55、调峰型是为天然气供气系统提供一种储气调峰方式。（1）级联式液化流程 级联式液化流程也称为阶式液化流程、复叠式液化流程或串联蒸发冷凝液化流程，主要应用于基本负荷型天然气液化装置。级联式液化流程中较低温度级的循环，将热量转移给相邻的较高温度级的循环。第一级丙烷制冷循环为天然气、乙烯和甲烷提供冷量；第二级乙烯制冷循环为天然气和甲烷提供冷量；第三级甲烷制冷循环为天然气提供冷量。级联式液化流程的优点是：能耗低；制冷剂为纯物质，无配比问题；技术成熟，操作稳定。缺点是：机组多，流程复杂；附属设备多，要有专门生产和储存多种制冷剂的设备；管道与控制系统复杂，维护不便；初始投资较大等。（2）混合制冷剂液化流程混合

56、制冷剂液化流程是以C1C5的碳氢化合物及N2等5种以上的多组分混合制冷剂为工质，进行逐级的冷凝、蒸发、节流膨胀得到不同温度水平的制冷量，以达到逐步冷却和液化天然气的目的。该流程既达到类似级联式液化流程的目的，又克服了其系统复杂的缺点。自20世纪70年代以来，对于基本负荷型天然气液化装置，广泛应用了各种不同类型的混合制冷剂液化流程。与级联式液化流程相比，其优点是：机组设备少，流程简单，投资省15%20%；管理方便；混合制冷剂组分可以部分或全部从天然气本身提取与补充。缺点是：能耗高10%20%；混合制冷剂的合理配比较为困难；流程计算需提供各组分可靠的平衡数据和物性参数，计算困难。（3）带膨胀机的液

57、化流程带膨胀机的液化流程是指利用高压制冷剂，通过透平膨胀机绝热膨胀的克劳德循环制冷实现天然气液化的流程。气体在膨胀机中膨胀降温的同时，能输出功，可用于驱动流程中的压缩机。当管路输来的进入装置的原料气与离开液化装置的商品气有“自由”压差时，液化过程就可能不要“从外界”加入能量，而是靠“自由”压差通过膨胀机制冷，使进入装置的天然气液化。流程的关键设备是透平机。根据制冷剂的不同，可分为氮气膨胀液化流程和天然气膨胀液化流程。这类流程的优点是：流程简单、调节灵活、工作可靠、易启动、易操作、维护方便；用天然气本身作为工质时，省去专门生产、运输、储存冷冻剂的费用。缺点是：进入装置的气体需全部深度干燥；回流压

58、力低，换热面积大，设备金属投入量大；受低压用户多少的限制；液化率低，如再循环，则在增加循环压缩机后，功耗大大增加。由于带膨胀机的液化流程操作比较简单，投资适中，特别适用于液化能力较小的调峰型天然气液化装置。1.4 液化天然气储运在液化天然气（LNG）工业链中，LNG的储存和运输是两个主要环节。无论基本负荷型天然气液化装置还是调峰型天然气液化装置，液化后的天然气都要储存在液化站内储罐或储槽内。在卫星型液化站和LNG接收站，都有一定数量和不同规模的储罐或储槽。世界LNG贸易主要是通过海运，因此LNG槽船是主要的运输工具。天然气是易燃易爆的燃料，LNG的储存温度很低，对其储存设备和运输工具就提出了安

59、全可靠、高效的严格要求。1.4.1 LNG储存LNG采用低温、常压储存方式，储存温度在-161以下，压力一般不超过0.03MPa。LNG储罐包括地上金属储罐、地上金属/混凝土储罐、地下储罐三类。大型LNG储罐的日蒸发率一般在0.04%0.1%之间。1.4.2 LNG运输LNG运输方式包括海运和陆上运输。当海底管道和陆上管道运距分别超过1400km和3800km时，其输送天然气的成本将高于采用LNG船运方式的综合运输成本（包括天然气液化、储存、装卸及再气化的费用）。目前，LNG海运已经在国际天然气贸易中占有重要地位，而且运距超过7000km的天然气运输几乎都采用这种方式。2005年全球LNG贸易

60、总量约为14430万吨，约占天然气总贸易量的28%。预计2010年全球LNG贸易总量约为18000万吨。海运是LNG供应链中的重要环节。据统计，海运费用约占LNG供应链总费用的20%55%。 LNG接收站主要承担LNG接收、储存和再气化。某些接收站还具有LNG转运功能，即通过专用小型船舶或槽车将LNG转运到LNG卫星站。目前LNG接收站最小经济规模为300万吨LNG/年。 LNG内陆运输包括槽车运输和内河航运，主要承担由LNG接收站向LNG卫星站（包括加气站）转运的任务。河南绿能高科有限责任公司根据我国国情实施了一种新的LNG供气方式。该公司在中原油田建设了一个日液化能力为15104Nm3天然