基于GB 17820-2018的天然气净化厂在线分析仪配置及应用

为了实现GB 17820-2018《天然气》实施下的各天然气净化厂对产品天然气质量指标在线监测设备的合理配置和应用管理,通过对现有在线分析仪的配置现状和在线分析仪基于新标准的配置及应用管理要求进行分析研究,并结合产品天然气高位发热量、总硫含量、H₂S含量、CO₂含量、水露点这5个质量指标与天然气净化厂的关联度,提出相应的在线分析仪配置建议和应用管理改进措施,达到产品天然气质量指标监测在线分析仪的合理配置和使用目的。研究认为:①在各天然气净化厂产品天然气高位发热量、总硫含量、H₂S含量、CO₂含量及水露点这5个质量指标中,高位发热量、CO₂含量是易满足指标的,水露点次之,总硫含量、H₂S含量则是天然气净化装置操作、控制的重点和难点,在生产过程中极易出现超指标情况;②各天然气净化厂现配置的水分在线分析仪能满足GB 17820-2018中水露点监测的要求,可以继续使用;③现配置的硫化氢在线分析仪不能满足GB 17820-2018中H₂S含量的监测要求,需重新选型更换;④需要增加总硫在线分析仪;⑤CO₂在线分析仪配置保持现状;⑥发热量在线分析仪暂不考虑。      

《进入天然气长输管道气体质量要求》国家标准解读

《进入天然气长输管道气体质量要求》标准的制订和实施与GB 17820 《天然气》协调一致,将进一步规范进入天然气长输管道的气体质量。该标准规定发热量、总硫等指标有大幅度提升,将对天然气处理工艺、分析测试等多方面产生深远的影响,尤其是总硫含量跨数量级的提升将有效地契合国家和公众对环保的要求。而H_2、CO等指标的确定也将有效扩大标准适用范围,确保对现阶段进入天然气长输管道气体种类的全覆盖。     

高含硫天然气CCJ脱硫脱碳复合溶剂的中试研究

以质量分数为45%的N-甲基二乙醇胺(MDEA)水溶液为基础组分,根据天然气中酸气组成,按一定比例加入多种活性剂、消泡剂和缓蚀剂,配制成CCJ脱硫脱碳复合溶剂。采用天然气脱硫脱碳中试装置,以净化气中H_2S、CO_2、有机硫含量为评价指标,考察了CCJ复合溶剂对高含硫天然气的净化能力及溶剂的抗发泡性能。结果表明,当吸收温度为50℃、气液比为500m~3/m~3、再生温度为108℃时,复合溶剂的净化能力最佳;在原料气中酸气组成为H_2S体积分数7.12%、CO_2体积分数4.57%、有机硫质量浓度413.77mg/m~3、吸收压力6.0 MPa的条件下,CCJ复合溶剂完全可以使净化气中H_2S质量浓度≤6mg/m~3、CO_2体积分数≤0.5%、有机硫质量浓度≤16mg/m~3,且复合溶剂具有良好的抗发泡性能。     

天然气及类似气体产品标准水露点指标解读

水露点是天然气及类似气体产品的一项重要质量指标,正确理解不同产品标准对水露点的技术要求,对天然气及类似气体加工、输送条件的选择和控制具有重要意义。对比分析了GB 17820-2018《天然气》、GB 18047-2017《车用压缩天然气》和GB/T 37124-2018《进入天然气长输管道的气体质量要求》等对水露点的指标要求,详细解读了各标准对判定水露点超标的工况条件,并通过实例分析了当工况条件发生变化时,测定和评判水露点结果时的关注要点。结果表明:天然气及类似气体的水露点有定性和定量两类指标,定性指标要求在交接点的压力和温度条件下应不存在液态水;定量指标采用“在一定压力下,水露点应比输送条件下最低环境温度低5 ℃”的要求。在此情况下,标准的使用者正确理解“一定压力”和“最低环境温度”是有效判断水露点是否超标的关键。而车用压缩天然气以环境温度-13 ℃为界点,分两种情况规定水露点或水含量,其指标具体明确,具有较好的操作性。提出了GB 18047-2017和GB/T 37124-2018规定水露点指标的局限性,为今后修订相关国家标准提出了建议。其结论对从事天然气分析测试及质量管理的人员正确理解和使用标准具有实际意义,也为天然气脱水处理装置和输气管道的安全平稳运行提供了技术参考。      

GB 17820对硫化物气体标准物质的影响探讨

介绍了强制性标准GB 17820-2018《天然气》实施后对我国硫化物气体标准物质的需求和影响。结合天然气质量控制领域的重大变化,分析国际、国内的H_2S和SO_2气体标准物质的现状和标准物质的溯源性,提出相对应的硫化物尤其是H_2S和SO_2气体标准物质的研发和生产需求。标准中规定进入长输管道的天然气应符合一类气的质量要求,一类商品天然气中H_2S质量浓度应不超过6 mg/m~3。为了实现对一类天然气中H_2S含量的准确分析和溯源,满足管输天然气现场微量H_2S的分析,应有相应摩尔分数的H_2S气体标准物质,完善一类天然气中H_2S的分析溯源链。     

离子色谱法测定天然气中H2S含量

建立了一种用离子色谱测定天然气中H_2S含量的新方法。该方法将天然气中H_2S通过碱液吸收,过氧化氢氧化为硫酸根离子,用离子色谱仪对溶液中的硫酸根离子浓度进行测定,进而计算出天然气中H_2S含量。在H_2S质量浓度为0.60~30mg/m~3之间的峰面积与质量浓度呈线性关系,相关系数为0.999 8。方法检出限为0.11mg/m~3。对H_2S质量浓度为1.52mg/m~3的天然气标准气体进行10次测定,相对标准偏差为3.14%。对3个H_2S质量浓度分别为1.52mg/m~3、3.04mg/m~3和9.13mg/m~3的天然气标准气体进行测定,相对误差均小于5%。     

天然气水含量与水露点关联换算

借助天然气水含量与水露点关联关系可将在线测定的水含量换算为工况条件下的水露点值,以此判定天然气是否满足GB 17820对水露点的要求.使用GB/T 22634-2008得到的水露点与冷镜面法露点仪实际测量的水露点值是一致的,Z值均小于1.96.而其他方法与冷镜面法露点仪实际测量的水露点相比,在多数情况下Z值都大于1.96,且Z值随压力的升高而增大,证明GB/T 22634-2008更适用于长输管道天然气水含量与水露点的换算,更能真实反映现场管输天然气的水露点情况.     

炼油厂含硫酸性水罐涂层失效原因分析及对策

为了减少H_2S对酸性水罐内壁腐蚀的影响,有必要弄清相关腐蚀机理,识别导致腐蚀严重的各种条件。对现场腐蚀情况进行分析,得出水罐罐壁的开裂属于氢鼓泡和氢致开裂。模拟现场工况使用环境,对使用了不同涂层结构的样品进行测试,以寻找减少H_2S对酸性水罐腐蚀的涂层结构。通过实验得出,改性环氧玻璃鳞片涂料可以起到良好的防腐蚀效果。     

高酸性天然气脱硫脱碳工艺技术研究

针对原料气中H_2S和CO_2摩尔分数均达到20%的高酸性天然气净化,通过工艺模拟计算结合室内实验评价的手段,筛选出一种具有良好脱硫性能、选择性及高酸气负荷的选择性脱硫溶剂CT8-5。通过室内实验进行工艺优化后,提出了包括气液比、吸收塔塔板数、贫液温度、再生温度等在内的一系列工艺参数。结果表明,在气液比为200的条件下,净化气中H_2S质量浓度为3.9 mg/m~3,CO_2摩尔分数为1.86%,完全能满足GB 17820-2018《天然气》国家标准中对商品气的气质要求。对GB 17820-2018发布实施后高酸性天然气处理所面临的问题进行了探讨,提出了建议,可为高酸性天然气的气质达标处理提供技术思路。     

含杂质CO2管道泄漏扩散模拟分析

管道输送是CCUS技术中最为重要的一环,CO_2泄漏扩散的高浓度窒息性和少量毒性气体杂质是最重要的潜在危害,安全性是其重要指标。利用PHAST软件对CO_2及其杂质H_2S在多因素耦合作用下对管道泄漏扩散进行了模拟计算分析,得出最危险工况。并对CO_2管道输送的危险工况进行模拟计算分析,得出CO_2及H_2S气体扩散的最大安全距离,选定合适的截止阀间距。定量分析评价了CO_2管道输送的安全性,对CO_2输送管线标准的制定具有借鉴意义。     

天然气净化装置影响有机硫脱除的因素研究

GB 17820-2018《天然气》规定,进入长输管网的天然气气质需满足H₂S质量浓度≤6 mg/m³、CO₂摩尔分数≤3%、总硫质量浓度≤20 mg/m³的要求。为达到GB 17820-2018的要求,中国石油西南油气田公司已有3个净化厂将原MDEA脱硫溶液升级为有机硫脱除溶剂CT8-24。与常规MDEA化学溶剂不同,有机硫脱除溶剂属于物理-化学溶剂,其对有机硫的脱除既有物理溶解也有化学吸收。因此,各工艺参数对有机硫脱除的影响更为复杂。分别在实验室及天然气净化厂对影响有机硫脱除的因素进行试验研究,包括吸收压力、气液比以及气液接触时间等,系统分析了各个因素变化对有机硫脱除率的影响。结果表明,较高的吸收压力、较低的气液比和较长的气液接触时间有利于有机硫的深度脱除,为现场装置的优化运行以及其他天然气净化厂的气质达标提供了技术参考。     

高效有机硫脱除溶剂研发及性能考察

针对GB 17820-2018《天然气》对商品气中总硫含量的严格要求,通过室内实验,对多种类型的有机硫脱除溶剂配方进行评价,筛选出一种具有较高有机硫脱除性能和一定脱硫选择性的物理-化学溶剂。考察了气液体积比、吸收压力及填料高度等工艺条件对该溶剂吸收性能的影响,同时也考察了再生温度、闪蒸气量和溶液性能稳定性等关键指标,明确了碳硫比对选择性的影响。在原料气中CH 3SH和COS质量浓度均为30 mg/m^3且碳硫比大于5.0的条件下,新溶剂有机硫脱除率最高可达86.87%,CO 2脱除率为76.42%,可更好地保障商品气中总硫指标,并降低商品气量损失。     

克拉气田某处理厂干气烃露点问题的探讨

克拉气田某处理厂采用三甘醇脱水工艺对原料气进行脱水处理,脱水后的干气水露点合格,但烃露点较高。由于天然气具有反凝析现象,随着干气在输送过程中压力的降低,会有液态烃析出,从而对管道、设备、下游用户造成不同程度的危害。为了达到合格的烃露点,避免液态烃的析出,根据我国国家标准对烃露点的不同规定,提出了烃露点控制的改进流程及两种烃露点的控制方案。使用HYSYS软件进行模拟比较,确定采用GB 17820-2012《天然气》对天然气烃露点的控制要求,以保证处理厂至轮南首站的外输管线内无液态烃析出。同时,对气-气换热器和低温分离器进行初步选型,并提出了反凝析现象的控制措施。     

新国标《天然气》对元坝天然气净化厂的影响及解决方案

元坝天然气净化厂采用UDS-Ⅱ复合溶剂脱除天然气中的H 2S、CO 2及有机硫等杂质,产品天然气达到国家标准GB 17820—2012《天然气》一类气指标。随着国家环保要求日益提高,2018年国家颁发新版GB 17820—2018《天然气》标准,元坝天然气净化厂现有工艺无法满足新标准要求。为此,根据元坝净化厂天然气脱硫工艺及产品气的特点,增设COS水解或分子筛精脱硫设施的方案均能有效提升产品质量,满足了新国标的要求。若进一步降低产品气总硫含量,还需加大对天然气净化工艺的开发力度才能实现。     

对制定中国煤层气气质标准的建议

随着我国煤层气产业的快速发展,建立我国的煤层气气质标准迫在眉睫。由于煤层气与天然气成分上具有相似性,从而可以借鉴GB 17820-1999《天然气》标准中的部分技术指标及测试方法,来制定煤层气的气质标准。据此讨论了制定我国煤层气气质标准的原则,分析了煤层气中微量组分的测试方法和测试结果,经相关测试和计算,提供了标准参比条件、煤层气发热量、水露点、烃露点、CO₂含量、汞含量等各项指标的建议数据。     

基于GB 17820-2018的天然气净化工艺探讨

近年来,随着我国对环保问题的日益重视,越来越严格的商品天然气标准给天然气净化厂脱硫装置带来了工艺升级改造的严峻挑战。为此,分析了国内外天然气净化厂商品天然气标准及国内天然气现状,并对可降低天然气中H_2S及有机硫含量的3种天然气净化工艺:溶剂脱硫、分子筛脱有机硫和羰基硫水解工艺进行了分析,包括国内外研究现状,技术优缺点以及发展趋势等。结果表明,为达到最新标准GB 17820-2018《天然气》的技术指标要求,部分净化厂需进行技术升级或工艺改进。改进措施首先考虑溶剂升级,若原料气中有机硫含量过高,考虑引入羰基硫水解技术;若原料气中硫醇含量较高,溶剂升级后仍有超标的风险,则需引入分子筛精脱有机硫技术。通过对以上3种措施进行选择性的结合,可基本消除天然气超标的风险。但在以上3种技术的实施和配合使用方面,还需进一步研发相关产品、技术及开发软件等。     

长庆油田某天然气净化厂实现GB 17820-2018达标工艺方案研究

针对GB 17820-2018《天然气》标准中更为严格的天然气气质要求,长庆油田某天然气净化厂存在净化气中H 2S含量不满足进入长输管道要求的现象。为解决这一问题,利用HYSYS软件对该厂MDEA脱硫工艺进行了流程模拟。分析了溶液循环量、MDEA质量分数、吸收塔塔板数、原料气温度、原料气压力以及贫液入塔温度对净化气中H 2S、CO2含量的影响,并根据不同工艺参数的影响程度对参数进行排序。在此基础上,建立以最小能耗为目标函数的多参数优化模型,利用HYSYS自带的工具箱求解模型,得到满足净化气中H 2S质量浓度<5 mg/m^3、CO2摩尔分数<2.8%的最优操作参数组合。优化结果可对指导现场采取调整措施提供参考。     

煤制气质量标准研究进展

煤制气行业的发展推动了煤制气质量标准的研究进展,GB/T 33445-2016《煤制合成天然气》的批准发布对于煤制气规范化发展将起到重要的引领支撑作用,使其在管输、混输、推广应用中有规可循、有法可依。基于煤制气合成工艺特性,参考天然气相关实施标准,重点介绍了煤制气甲烷含量、高位发热量、伴随组分及水露点等重要技术指标,并对GB/T 33445-2016技术指标进行了逐一分析。指出煤制气在互换性、并网输送及加工利用等方面与常规天然气具有良好的匹配性,为一种优质清洁替代燃气。