石油天然氣化工工藝精選(九篇)
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第1篇：石油天然氣化工工藝范文
關鍵詞: LNG； LNG接收站；設備布置；
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;
中圖分類號：U473.2文獻標識碼：A 文章編號：
伴隨“西氣東輸”、“川氣東送”工程的投產以及“西氣東輸二線”工程、進口LNG工程等建設步伐的加快，根據國家天然氣利用政策，我國大部分省市已積極的開展了城市天然氣利用建設及可行性研究工作。“十二五”期間，是我國第三步發展戰略的實施階段，也是控制環境污染和扭轉生態破壞發展趨勢的攻堅時期。在此形勢下，我國政府采取了優化能源消費結構、鼓勵消費清潔能源的政策，不斷加大天然氣等清潔能源的開發力度，正在大力引進LNG接收站，實現經濟、能源與環境相協調的可持續發展。在接收站項目中，一般包括碼頭工程、氣化廠工程（儲存和氣化），長輸管道工程3部分，其中，氣化環節里的主要工藝設備技術難度高，目前尚不能國產，因此，接收站的工藝設備對整個項目有關鍵的影響。
一、天然氣的物理性質
天然氣的主要成分是甲烷，經過預處理脫除重質烴，硫化物，CO2，水等雜質 后再冷卻到-162℃液化后所得產物。不同LNG工廠生產的產品組成會有所不同，這主要取決于生產工藝和氣源氣的組成。按照歐洲標準EN1160的規定，LNG甲烷含量應高于75%，氨含量應低于5%。由于天然氣在液化過程中，體積會大量壓縮，同理在天然氣的氣化過程中，體積將會迅速膨脹。數據指出，1體積的LNG氣化后可轉變為600多體積的天然氣。另外，LNG的爆炸極限為5%-15%。基于以上LNG的特性，在設計LNG接收站的時候，必須要注意，在LNG的儲存和運輸的過程中，應盡量避免或減少LNG的泄漏和氣化。另外，根據LNG和天然氣火災危險性的特點，在LNG卸船，氣化和輸送等過程中，其火災危險性均屬于甲類。
二、設備布置總體要求
設備布置是工程設計工作中重要的環節，設備布置的整體布局直接關系到建成后是否符合工藝、安全、消防、操作、檢修等要求，同時，對項目建設投資、經濟效益等有著直接影響。對于大中型LNG接收站的設備布置，在設計過程中，應著重考慮工藝要求、規范要求及泄漏事故計算分析。
工藝要求
設備布置遵循的基本原則是按照工藝流程的順序和同類設備適當集中相結合的方式進行布置。典型LNG接收站的工藝流程見圖－1，LNG貨運船抵達碼頭后，經船上卸料泵增壓，通過液相卸船臂卸料匯管進入接收站的LNG 儲罐儲存。罐內LNG 經低壓輸送泵增壓與再冷凝器冷凝后的LNG一起經高壓外輸泵增壓后，通過氣化器氣化，再經調壓、計量后輸至外部管網。由于外界熱量的傳入而產生大量的蒸發氣（BOG）將通過壓縮機增壓進入再冷凝器冷凝，或排入火炬中。
圖－1 典型LNG接收站流程
根據上述的工藝流程描述，工廠大致可劃分為碼頭棧橋區、LNG大罐區、工藝區、火炬區及公用工程區域，主要工藝設備包含有LNG低溫大罐、液相卸船臂和氣相返回臂、低壓泵、高壓泵、氣化器、BOG壓縮機、再冷凝器和火炬。
從設備的重要程度考慮，應首先確認LNG低溫大罐和碼頭的位置。LNG低溫大罐的布置應考慮以下四大因素：第一，在工廠內地勢較低的區域布置，使其形成天然的屏障，將事故溢出和泄漏的液體危及重要構筑物、設備或進入排水溝的可能性減至最少；第二， LNG大罐與工廠設備、構筑物和工廠地界線的間距必須滿足規范的要求。第三擬建設場地的地基條件必須能夠滿足LNG大罐的承載力的要求。第四，盡量靠近卸船碼頭，減少卸船管線長度，降低阻力降，節省投資。
卸船碼頭應根據項目可接收的船型大小、其航行線路、水域條件來確定位置。卸船臂和回氣臂布置在碼頭操作平臺的前沿，以便和船對接，臂上各類閥門的操作應設置在二層平臺上。碼頭上應預留足夠的空間，布置碼頭控制室、卸船臂的液壓裝置和蓄能器、登船梯、LNG事故收集池、消防設施等。
低壓泵布置在低溫大罐內，高壓泵、再冷凝器、壓縮機考慮到其相連接的管線比較多，應就近布置，氣化器可集中布置在靠近外輸管網的位置。目前，國內各大型接收站的高壓泵采用半埋地或架空布置，其各有利弊，半埋地布置可以節省空間，減少入口阻力降，但同時帶來了泵殼保冷的安裝，坑的防水，泄漏的檢測，收集等問題，架空布置則反之。根據工藝的要求，再冷凝器中的液體是自流入高壓泵，因此高壓泵的安裝高度也就決定了再冷凝器設備的安裝高度。高壓泵采取半埋地式布置，可降低其相連的管線和再冷凝器標高，減少部分框架工作，節省投資。BOG壓縮機為可燃氣體壓縮機，規范要求宜露天或半露天布置。我國的LNG接收站大多建設在沿海地區，由于該地域雨水較多，一般將BOG壓縮布置在半敞開廠房內，內設檢修吊車。廠房設計時，應注意天然氣的主要成分為甲烷，密度比空氣輕，廠房的頂部應有足夠的通風措施，避免可燃氣體積聚。
為了減少LNG事故排放危及鄰近建構筑物或重要工藝設備安全或進入排水溝的可能性，應在碼頭、LNG大罐、工藝區域中設置攔蓄區，收集泄漏LNG。
規范要求
LNG 在中國屬新興產業 ,標準化工作還處于起步階段，合適LNG設計使用的各項規范還有待完善。
表－1 國內和國際上針對液化天然氣接收站設備布置的主要規范
對于LNG接收站內的防火設計建議采用 GB 50183-2004 《石油天然氣工程設計防火規范》。
對大中型液化天然氣接收站的設備布置，優先采用順序為： LNG專用國家標準和行業標準、天然氣標準、石油天然氣標準、石油化工標準、一般通用標準。
二、泄漏事故計算分析
接收站內存在重要危險物質為LNG和天然氣，若連續泄漏將對廠內人員的生命及財產產生極大的危害。工廠內的各設備，應根據其泄漏特性，計算出泄漏所產生的熱輻射影響范圍，然后根據各重要設備、建構筑物、人員活動場所可能承受的熱輻射強度，對設備布置進行調整或增加相應的安全措施。
針對LNG 和天然氣的特性，泄漏事故計算應包括池火、閃火、噴射火和蒸氣云爆炸事故后果計算。接收站內各工藝設備的泄漏事故計算分類可歸納為表－2。
表－2 LNG接收站設備泄漏事故類型分類
展望
LNG行業在國內正處于起步階段，各地區大中型LNG接收項目的不斷上馬，這類項目的建設過程中，工廠的設備布置成為項目成功的重要因素之一，對項目的立項、建設和運營都深遠的影響。現階段我們對此類項目建設的經驗相對較淺，但同時更應看到挑戰和機遇。設計人員可先從熟悉了解工藝要求著手，認真學習鉆研國內和國際上的LNG專業規范，對存在疑問多提質疑，相互間多交流，通過努力提升此類項目的設計水平。
參考文獻
[1] GB/T 20368-2006 《液化天然氣(LNG)生產、儲存和裝運》
第2篇：石油天然氣化工工藝范文
關鍵詞：天然氣 凈化工藝 天然氣凈化
1.緒論
1.1天然氣凈化的目的與意義
隨著人們保護環境的意識日益增強，世界各國制定出越來越嚴厲的環保法規，以進一步控制有害污染物的排放，這就促使了天然氣處理的工藝不斷地向前發展；另一方面，天然氣作為一種燃料和原料的資源地位越來越突出，國內外都十分重視天然氣的加工和利用，相關領域也在方法上，技術上以及應用上取得了重大進步。本論文將介紹天然氣處理，加工和利用的技術水平以及發展的趨勢，以便系統地了解國內外技術發展的有關情況，使決策工作和研究開發能夠從中獲取有益的信息。
1.2 天然氣凈化研究概況
為了降低天然氣中含硫化物和水分在儲存和使用過程中的安全隱患，防止環境污染和對人體的傷害，輸送到城鎮燃氣管道和儲存設備中的天然氣有必要進行凈化處理。富含硫化物的天然氣，必須經過脫硫處理，以達到輸送要求，副產品的硫磺作為硫資源，用以生產硫酸、二硫化碳等一系列硫化物；脫硫后，天然氣經過深冷分離，可得到液化天然氣。
2.天然氣凈化工藝與分析
2.1天然氣凈化的工藝的介紹
天然氣中通常有硫化氫、二氧化碳和有機硫化物等酸性組分存在，這些氣相雜質在水存在的情況下會腐蝕金屬，并污染環境。因此天然氣的凈化處理主要有脫硫和脫水兩項內容：
天然氣脫硫技術主要有干濕和濕式兩種方法，干式脫硫效率高，適用于低含硫處理。濕法脫硫按分為化學吸收法和氧化還原法兩種。
2.2天然氣凈化工藝的分析與應用
2.2.1脫硫工藝
在脫硫凈化的化學溶劑法中各種胺法應用廣泛，常用的醇胺類溶劑有一乙醇胺（MEA）、二乙醇胺（DEA）、二異丙醇胺（DIPA）、甲基二乙醇胺（MDEA）等。
醇胺吸收酸氣的基本流程：原料氣從下而上與溶液逆流通過吸收塔。從吸收塔流出的富液與從解析塔地流出的貧液熱換而被加熱，然后進入解析塔頂部。在處理高壓酸性天然氣的裝置中，通常降幅也通入閃蒸器，閃蒸至中等壓力，以除去解析前在溶液中溶解和夾帶進入的烴類。在熱交換器中部冷卻了的貧液用水冷或風冷進一步冷卻，然后泵人吸收塔頂部，完成溶液循環。
天然氣脫水有幾種方法：液體脫水劑（甘醇）法、固體脫水劑（分子篩、鋁土、硅膠）法及氯化鈣法。分子篩法用于深度脫水。氯化鈣法主要用于嚴寒地區和邊遠井，但目前已很少應用。二甘醇法在天然氣工業中應用不多。三甘醇（TEG）法是最主要的天然氣脫水方法，它具有的優點是：（1） 沸點較高（287.4℃），使在常壓下再生貧液濃度也可達98.5～98.7%以上，因而露點將比二甘醇多8～22℃左右。（2） 蒸氣壓較低，27℃時，僅為二甘醇的20%，因而損耗小。（3） 熱力學性質穩定，理論熱分解溫度約比二甘醇高40℃。（4） 脫水操作費用比二甘醇法低。
2.2.2 脫水工藝
提高三甘醇貧液濃度的方法有兩種：減壓再生與氣體汽提。
（1）固體吸附法脫水
吸附操作原理：吸附是用多孔性的固體吸附劑處理氣體混合物，使其中所含的一種或數種組分吸附于固體表面上以達到分離的操作。
吸附法脫水工藝流程：至少需要兩個吸附塔。工業上經常采用雙塔或三塔流程，在雙塔流程中，一個塔進行脫水操作，另一個塔進行吸附劑的再生和冷卻，兩者輪換操作。在三塔流程中，一般是一塔脫水，一塔再生，另一塔冷卻。
天然氣脫水多為固定床物理吸附。吸附劑再生循環使用。升溫脫吸是工業上常用的再生方法。一般吸附劑的再生溫度為175～260℃。
（2）吸附劑
活性氧化鋁：活性氧化鋁的主要組分是部分水化的、多孔和無定型的氧化鋁，并含有其他金屬化合物。
硅膠：工業上使用的硅膠多為顆粒狀，分子式為SiO2.nH-2O。它具有較大的孔隙率。
分子篩：分子篩是一種人工合成的無機吸附劑，是具有骨架結構的堿金屬或堿土金屬的硅。分子篩能脫除天然氣中的水，硫化物和其它雜質，也可用于酸性天然氣的干燥。
特殊的抗酸性分子篩的使用壽命長，能保持其脫水能力。分子篩用于氣體干燥不需要甘醇脫水那樣的預冷卻。隨著天然氣價格的上漲，以前不景氣的許多酸性氣田目前已考慮選擇用抗酸性分子篩干燥天然氣。工業上使用的分子篩的可用壓力范圍為負壓至高于10MPa，溫度范圍零下～200℃。由于分子篩能將氣體干燥至0.lppm，通常用于天然氣液化或深冷之前。因此，在天然氣提氦、液化、膨脹致冷、回收乙烷等工藝中被廣泛采用。
（3）膜分離工藝
美國氣體研究院提出的膜分離工藝，是根據含有水蒸汽、溶解氣的流動氣體通過聚合物薄膜發生的擴散或滲透，由于不同氣體有不同的溶解度和擴散系數，氣體通過膜具有不同的移動速度，從而達到分離的目的。工業上早期使用的氣體分離膜，成本高、分離能力低，大規模使用受到限制，隨著膜分離系統分離能力的改進和費用的降低，在經濟上可以與傳統的甘醇脫水裝置相競爭。
3.總結
天然氣脫硫工藝，由于所處理的介質是含有硫化氫、二氧化碳、水等多種腐蝕物質，其在生產中所形成的腐蝕問題已經越來越引起人們的關注。特別隨著氣田開采進入中后期，生產系統的腐蝕問題越來越嚴重，穿孔次數越來越多，如果凈化工藝不善，技術指標不達標的天然氣進入下游市場，給安全生產帶來了許多隱患和造成巨大的經濟損失。
隨著環境保護法規的日益嚴格，天然氣脫水工藝也必將朝著更清潔化方向發展；天然氣脫水工藝更注重其效率及經濟性；TEG脫水工藝日臻完善，本文中分析的脫水、脫硫的凈化工藝也必將在實際應用中得到改善，為天然氣開采、儲存、輸送和使用提供安全保障。
參考文獻
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第3篇：石油天然氣化工工藝范文
本文介紹了大型LNG氣化站氣化工藝選擇的優劣，闡述各種不同氣化工藝對氣化站建設以及冷能利用的影響，重點探討冷能在冷凍水、制冰及空氣液化分離等方面的利用的分析對比，得出冷能利用方案的優劣性，有利于LNG氣化站項目合理研究選擇氣化工藝并充分進行冷能的利用。
關鍵詞：LNG氣化站 氣化器 冷能利用
一、氣化工藝選擇以及對氣化站建設的影響
氣化器熱源有自然熱源(空氣、海水)與人工熱源(熱水、蒸汽、電、冷凍水、冷媒)。利用自然熱源的氣化器體積較大，投資較大，運行成本接近為零；利用人工熱源的氣化器體積較小，投資較小，運行成本偏高。空溫式氣化器的連續工作時間一般為6～8小時，如若超過8小時，則出氣溫度會降低，長時間使用，會導致氣化器結霜嚴重氣化效率降低，出口溫度達不到要求，需要另外備用一套切換使用，讓工作后氣化器進行自然化霜。在夏季，熱交換充分，運行情況良好；在冬季或雨季，由于環境溫度或濕度的影響，氣化器氣化效果大大降低，影響氣化量和出站氣溫度，同時氣化過程造成霧氣彌漫的情況，影響安全操作。空溫式氣化器由于體積過大或因冬季熱交換管結冰不能運行，只適用于氣化量較小，氣溫比較高的地方。
例如氣化能力在50萬方/天以上的大型氣化站，若采用空溫式氣化器作為LNG氣化設備，其氣化站用地將達到30畝以上。而如果采用人工熱源氣化器，氣化站占地面積可以縮小到15畝以內。在氣化站設計中，若采用空溫式氣化器為主、水浴式加熱器為輔，互為備用，這樣的設計有以下優點：1、節省約四分之一空溫式氣化器投資成本；2、節省一半空溫式氣化器的占地面積；3、在外界溫度條件許可情況下，投用空溫式氣化器，運行成本接近為零；在有免費熱源的情況下，投用水浴式氣化器，運行成本相對較低，而且氣化能力明顯增加，同時可以解決冬季或陰雨天氣情況下空溫式氣化器嚴重結霜以及周邊霧氣彌漫而影響安全生產的問題。
采用自然熱源的空溫式氣化器或海水水浴式氣化器，LNG冷能隨著氣化器的熱交換而被舍棄在大氣或海水中，造成能源的浪費。采用人工熱源的氣化器，在用熱水、蒸汽和電等作為熱交換源時，氣化站運行成本較高；而在用冷凍水、冷媒進行熱交換時，很大程度能夠將LNG潛在的冷能利用起來，而且該部分冷能的利用價值相當可觀。因此冷能利用在大型LNG氣化站中的利用，值得進一步研究和推廣實施。
二、LNG冷能回收的意義和途徑
LNG是由低污染天然氣經過脫酸、脫水處理，通過低溫工藝冷凍液化而成的低溫(－162℃)的液體混和物，其密度大大地增加(約600倍)，有利于長距離運輸。每生產一噸LNG的動力及公用設施耗電量約為850kW·h，而在LNG氣化站，一般又需將LNG通過氣化器氣化后使用，氣化時放出很大的冷量，其值大約為830kJ/kg(包括液態天然氣的氣化潛熱和氣態天然氣從儲存溫度復溫到環境溫度的顯熱)。這種冷能從能源品位來看，具有較高的利用價值，而其通常在天然氣氣化器中隨空氣或海水被舍棄了，造成了能源的浪費。為此，通過特定的工藝技術利用LNG冷能，可以達到節省能源、提高經濟效益的目的。
2.1節省能源、提高經濟效益
LNG的液化費用約占LNG總成本的30%，這30%的費用通過冷源的方式蓄積在LNG中。通常LNG需要重新汽化成氣態的天然氣才能獲得利用，而當LNG在1 atm(1 atm = 0. 101 325 MPa) 壓力下氣化時，釋放出常溫氣體的冷量約220 kWh/ T 。在實際氣化操作中，根據氣化壓力的不同，LNG冷量㶲有所不同。
下圖為能級系數ε和冷能Q 坐標上的LN G氣化曲線(曲線與橫軸之間的面積就相當于氣化過程中所釋放的冷量㶲) 。
據測算一個10×104Nm3 / d 規模的LNG氣化站，可利用冷功率近1 MW，每年折合電能約為數百萬度，可節省近千萬度的制冷電能。由此可見，LNG冷能從能源品位來看，具有較高的利用價值。目前，這種冷源大部分在天然氣汽化器中隨空氣或海水被舍棄了，造成了能源的浪費。能將這些冷能回收并利用于需要冷源的地方，不僅能夠節約再次氣化所需費用，對節能也會產生良好的影響，達到節省能源、提高經濟效益的目的。
2.2 安全效益
本項目用氣量較大，不可避免將造成站區內設備結霜嚴重，生產環境處于低溫狀態，出現凍霧彌漫的情況，這將對生產運營帶來較大不便，同時也會影響LNG氣化站區周邊企業、公共設施環境，存在安全隱患，為消除此類狀況，迫切需要對該項目啟用冷能利用方案。
2.3 社會效益
我國采用的能源標準為標準煤，每節約1度電相應的節約0.4kg標準煤，減少0.997kgCO2排放量。如項目規模（100×104 Nm3 / d）的LNG氣化站，當滿負荷冷能利用（冷凍水利用）時，每年的節電效益約為1273.72萬kWh，相當于每年節約5094.88噸標準煤，減少12699噸CO2排放量。
另外，冷能利用還可帶動相關冷鏈產業的發展，如發電裝備、空氣分離、輕烴回收、低溫粉碎、海水淡化、冷凍、干冰等。因此，LNG冷能利用是節能減排的一大新型亮點工程，符合國家政策需要，也切合公司可持續發展理念，是利國利民的綠色工程。
LNG直接利用有冷能發電，液化分離空氣(液氧、液氮)，冷凍倉庫，制造液化CO2、干冰，空調，BOG再液化，低溫養殖、栽培等；間接利用有冷凍食品，用空分后的液氮、液氧、液氬來低溫破碎，低溫干燥，水和污染物處理，低溫醫療，食品保存等。冷能的利用不僅要看其能量的回收大小，更為重要的是品位的利用。在經濟合理安全可靠的情況下，要符合溫度對口、梯級利用的總能系統原則。
三、冷能利用的方案的選擇
假設氣化站LNG氣化量為100×104Nm3/d，即793.1T/d。據測算，每噸LNG氣化過程釋放出的冷量約220 kWh/ T，則可不考慮冷能利用率，可利用的冷量約為6.3×105 MJ/d（折合電能約為17.45×104Kwh/d）。根據目前國內實際情況，冷能利用多用于冷凍水、制冰及空氣液化分離，下面對三個方案的市場需求、項目用地及投資估算、經濟效益等進行對比。
3.1市場需求
冷凍水市場分析
冷凍水需求范圍受限于周邊必須有空調或冷卻系統。大型LNG氣化站一般都有規模較大的工業企業用戶，該類企業廠區有冷凍水循環系統。冷凍水循環系統由冷凍機、冷凍水供水環網等組成，主要用于機柜間、配電間、辦公樓的空調系統及生產裝置工藝用。一般情況該類企業自備冷凍機組，冷凍機出口供水溫度大致在7℃左右，冷凍機回水溫度增溫5℃，即為12℃。因此LNG氣化站可以通過熱交換設備，為周邊企業提供冷凍水，節省冷凍機組運行費用，從而達到冷能利用的目的。
制冰市場分析
制冰市場多用于南方，尤其海產豐富的沿海地帶對冰塊的需求量相當大。對于漁業，漁船出海捕魚時每船需攜帶數十噸冰出海捕魚，魚產品運輸銷售途中也需要冰；對于肉食加工行業，同樣對冰有很大的需求。因此可在LNG氣化站旁邊建立制冰廠，通過冷媒與LNG熱交換，一方面為LNG氣化帶來熱源，另一方面也為制冰廠帶來冷能用于制冰，從而達到冷能利用的目的。
空氣液化分離市場分析
由于空分裝置中所需達到的溫度比LNG溫度還低，因此，LNG的冷量中的有效能可以得到最大程度的利用，是從熱力學角度最為合理的利用方式，LNG冷能用于液化空氣制液氧、液氮、液氬等，在LNG冷能利用系統中被認為是最有效的利用方式。這是因為它的節能率高，也很少受到地點條件的限制，且LNG巨大的冷能產出的液體氮量和液體氧量都很大。而液體氮、液體氧被廣泛應用于工業中，因此也具有很好的需求市場。
3.2項目用地及投資
冷凍水
冷凍水換熱設備可采用冷媒換熱的橇裝化設備或冷水式水浴式氣化器。以冷水式水浴式氣化器為例，該設備及工藝管道占地面積約400m2；投資約200萬元。
制冰
換熱等設備集成為整體橇裝化設備。本項目規模下，占地需劃分為兩部分，換熱設備在站內氣化區，占地約500m2；制冰系統須建設在站外，占地約2500m2；投資約1200萬元。
空氣液化分離
空氣液化分離裝置由四個主工藝系統和三個輔助系統組成。主工藝系統可分為：空氣過濾和壓縮系統、空氣冷卻和純化系統、精餾系統和LNG冷能利用系統；輔助系統可分為：儀控系統、電控系統和液體貯存運輸系統。在同樣規模下，空氣液化分離裝置及工藝管道占地約1萬平方米，因此LNG氣化站附近可利用土地面積及交通情況，是制約空分項目開展的重要因素；投資約20000萬元，比冷凍水、制冰高。
3.3經濟效益
冷凍水
若根據制冷效率COP估算，對于冷凍水設備，其制冷的COP為5左右，若按電價0.595元/度計算，每噸LNG可節電26.18元。則按項目規模滿負荷冷能利用時，每年的節電效益約為1256.3萬kWh，經濟效益約為757.86萬元。
制冰
若根據制冷效率COP估算，對于制冰設備，其制冷的COP為2左右，若按電價0.595元/度計算，每噸LNG可節電65.45元。則按項目規模滿負荷冷能利用時，每年的節電效益約為3184.3萬kWh，經濟效益約為1894.66萬元。
空氣液化分離
根據LNG用于空氣液化分離經驗估計，按項目規模滿負荷冷能利用的情況下，每天可生產約200噸液體空分產品，年產生的經濟效益約為6000萬元。
3.4方案比選
表3.1 項目冷能利用方案對比表
四、結論
根據LNG氣化站供氣對象的不同，其冷能供應量也會有所變化。當用于城市燃氣和發電廠時,其晝夜的燃氣系統和發電系統的負荷變化很大,導致LNG的使用量也隨之變化,所以為了充分利用LN G冷能,必須使用容易調節的系統,能根據燃氣系統和發電系統負荷的變化相應調節LN G供應負荷的變化。當用于石化行業或玻璃生產企業時，由于行業的特性，其對燃料的需求大，且使用量相對穩定，因此對冷能利用有較好的適應性。
在氣化量大于50萬方/天的大型LNG氣化站，需要選擇合適的冷能利用方案，以節約用地成本，消除運行煙霧繚繞的安全風險，充分進行冷能回收利用。因此,將上述各種因素相互交叉集成考慮以達到因地制宜、加大氣化量、充分利用LN G冷能的目的是大型氣化站建設研究發展的方向。同時也可以考慮將這些利用LN G 冷能的裝置建成聯合企業的冷能利用系統,并將其與LN G氣化站一體化建設，達到LNG綜合利用的最優效果。
附：參考文獻
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第4篇：石油天然氣化工工藝范文
關鍵詞：成渝經濟區； 天然氣產業鏈； 協調發展； 技術創新。
對區域經濟而言，如何根據自身發展環境和條件，形成基于資源優勢的上中下游協調發展的產業鏈具有極其重要的意義。成渝經濟區是我國最早進行天然氣勘察、開發和消費的區域之一，也是我國重要的天然氣生產基地和消費市場之一。經過幾十年的發展，成渝經濟區的天然氣產業鏈已初步邁向產業集群發展模式，這也是成渝經濟區由天然氣資源優勢區域轉變為天然氣產業優勢區域的必然途徑。
但是，從區域內天然氣產業鏈的發展現狀來看，成渝經濟區尚未充分利用區域資源稟賦優勢帶動天然氣相關產業的發展。本文從區域內天然氣產業鏈的發展現狀出發，分析了成渝經濟區內天然氣產業鏈發展面臨的問題，并提出了相應的應對策略。
一、成渝經濟區內天然氣產業鏈發展的現狀。
天然氣產業鏈是指以天然氣資源開發利用為基礎和依托的產業群。在天然氣產業發展的生產要素構成中，資源占據主體核心地位。天然氣產業集群是指在一定區域內，基于天然氣資源稟賦形成的一個由點、線、面、網組成的多層次、多側面、多領域的網絡結構，它要求在與社會生產力布局的聯系上，應按資源優化配置和有效利用的原則，合理分工，協調發展。從整體上來看，成渝經濟區的天然氣產業鏈初具雛形，具體體現在以下方面：
（ 一） 天然氣產業發展的資源基礎。
成渝經濟區域內天然氣資源豐富。截止 2010年底，探明的四川省天然氣基礎儲量為 6763. 11 億立方米，重慶市天然氣基礎儲量為 1921. 02 億立方米，整個成渝經濟區的天然氣基礎儲量之和位居全國首位。隨著對區域內天然氣地質認識的深化以及勘察技術的提高，天然氣資源總量還會有所增加。
2011 年區域內天然氣開采量達 263. 48 億立方米，占全國天然氣生產總量的 28. 2%。
（ 二） 天然氣產業市場培育。
在成渝經濟區的能源生產結構中，天然氣占26. 64% （ 按當值量計算） ; 在一次能源消費結構中，天然氣占 15. 53% （ 按當值量計算） ，遠遠高于全國3. 4% 的平均水平。天然氣的利用領域涉及到了城鎮燃氣、化工原料、工業燃料、CNG 汽車等各方面。天然氣管網設施逐步完善，基本上覆蓋到經濟區內的各大城市，市場培育基本成熟。
（ 三） 上下游產業鏈發展情況。
成渝經濟區內除有產能巨大的上游企業以及為天然氣開采配套的油氣裝備制造企業外，還擁有數量眾多的天然氣化工企業，這些企業分布在經濟區內靠近天然氣產地的城市，其產量位居全國榜首； 天然氣汽車在成渝經濟區內各大城市的公共交通及出租車行業的推廣成效顯著，CNG 汽車產業技術創新體系已初步建成，其在清潔能源汽車產業中嶄露頭角； 天然氣加氣站成套加氣/檢測設備已經完成國產化，并批量出口到國外。在成渝經濟區的夾江、峨眉、沙灣及眉山一帶，已形成以天然氣為工業燃料的頗具競爭優勢的建陶產業集群。
二、天然氣產業鏈發展面臨的主要問題。
“十二五”期間，隨著中國工業化和城鎮化的不斷推進以及低碳發展要求的不斷提高，工業結構轉型和快速城市化對能源產業產生了更大的需求，國家產業結構調整、經濟增長方式轉變對能源產業組織方式提出了更高的要求，這都給天然氣及相關產業的發展提供了難得的機遇。盡管面臨著如此難得的機遇，但是，要發展成渝經濟區區域內天然氣產業鏈就必須解決發展過程中存在的問題。從成渝經濟區區域內天然氣產業鏈發展現狀來看，還存在著以下問題：
（ 一） 產業鏈延伸不足，產業結構欠合理。
天然氣產業鏈發展處于初級階段，天然氣主要用于燃料、燃氣的生產和作為化工原料。天然氣產業結構的布局偏重于上游產業，天然氣化工主要集中在生產二甲醚、合成氨等化肥產品上，產品雷同，附加值低，經濟附加值較高的下游深加工企業沒有達到相應數量與規模。除此之外，天然氣產業鏈發展的“網狀結構”不明顯，削弱了其可以帶來的競爭優勢。天然氣產業集群對區域發展的拉動作用尚未充分發揮出來。
（ 二） 政府職能與市場機制之間存在矛盾。
天然氣資源的特殊性，以及天然氣生產企業的壟斷特性，決定了天然氣產業鏈的布局和發展在很大程度上依賴于政府調控和協調。但是，由于目前政府在這方面的職能落后于快速發展的經濟需要，以致天然氣產業集群的發展受到了影響，具體表現為： 一方面，天然氣生產企業反映成本高企和政府對資源的定價過低； 另一方面，閑置的民間資本難以跨過保護門檻。這不僅不利于天然氣產業的發展，對整個區域的經濟發展也有一定的阻礙作用。
（ 三） 技術創新能力低，產業升級緩慢。
天然氣產業內部創新能力比較低，產業升級緩慢，集群效應低。其主要原因是當前產業集群模式欠合理。在當前的模式下，產業集群還沒有充分成長起來，高科技人才的支撐力度不足，創新體系不完善，從而影響了整個產業的升級與進一步發展。
三、破解思路和對策。
針對成渝經濟區天然氣產業集群發展存在的問題，結合區域經濟的整體發展狀況，本文提出如下對策：
（ 一） 延伸深化天然氣產業鏈。
成渝經濟區內豐富的天然氣資源和完善的管網設施是培育發展天然氣產業鏈的基礎，成渝經濟區已初步形成包括天然氣生產、城市燃氣、天然氣化工、CNG 汽車制造等在內的天然氣產業鏈。隨著對天然氣利用的不斷深化，如在城市工業園區、旅游集中服務區、生態園區、大型商業設施建設天然氣分布式能源系統，必將推動燃氣發電機、燃氣鍋爐、吸收式制冷行業的發展，同時也會帶動機械制造行業的發展，而分布式能源的建設行業、運營管理行業也將隨著分布能源的發展獲得迅速發展，從而為天然氣分布式能源裝備產業化奠定一定的技術基礎。依托現在的產業基礎，適當延伸深化天然氣產業鏈，將會對整個區域的經濟產生更大的拉動作用，如圖1 所示。
（ 二） 根據區域內產業實際情況優化產業布局。
在成渝經濟區內，與天然氣相關的產業已經嶄露頭角。重慶市的清潔能源汽車產業初具規模，成都、南充、德陽、區域內資源地分別在天然氣加氣站成套加氣/檢測設備制造方面、油氣機械裝備制造方面、能源裝備研發與生產方面以及天然氣化工產業方面有一定的規模和優勢。在此基礎上，可加強經濟區內各個行政區域天然氣相關產業的規劃，優化天然氣產業結構和區域布局（ 見表 1） ，提高天然氣資源綜合利用水平，以促進天然氣產業集群的發展。
（ 三） 完善政府職能，為天然氣產業鏈的發展創造良好環境條件。
應該重新定位地方政府的角色和職能。地方政府既不能過度干預天然氣產業發展，又不能太過放松，要與市場機制協同促進天然氣產業集群發展。
成渝經濟區內天然氣產業集群的發展正處于起步階段，政府應該更多地促進各企業進行合作，尤其是要協調資源開發企業與資源使用企業之間的關系，使產業集群快速成長起來。政府還要制定相關政策，扶持相關中小企業，尤其是處于天然氣產業鏈下游的企業，以達到延伸產業鏈的目的。在產業集群逐步成熟穩定后，政府部門可適當降低介入程度，但是仍要促進產業鏈內部的創新，以保持整個天然氣產業鏈的可持續發展。
（ 四） 積極與高校及科研機構合作，提升創新能力，加快產業升級。
企業是產業集群的創新主體。由于成渝經濟區天然氣產業鏈內的企業與高等院校和科研機構的互動機制不健全，而且企業本身也缺乏高素質人才，因此企業科研力量嚴重不足。加上產業配套不完善等原因，整個產業鏈缺乏發展后勁。利用區域內的科研力量優勢，加強與高等院校和科研機構的合作，促進科研成果的產業化，是天然氣產業鏈創新最有效的途徑，同時也能為整個天然氣產業鏈的持續發展提供有力保障。
參考文獻：
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第5篇：石油天然氣化工工藝范文
關鍵詞：LNG；消防系統；設計。
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
中圖分類號 : F407.22 文獻標識碼： A 文章編號：
概述
液化天然氣（簡稱LNG）是一種高效、清潔的能源，一般在常壓、低溫下儲存和運輸，儲存溫度一般約為-162℃。
為優化我國的能源結構，改善環境污染日益嚴重的狀況，補充東南沿海地區能源供應，我國擬在東南沿海地區適量進口LNG，建設LNG接收站、碼頭及城市燃氣工程等項目。世界上多個國家的LNG工程成功、安全的運行記錄為我國
建設LNG項目提供了很好的經驗。
鑒于目前在我國尚無專門適用于LNG生產、貯存和使用方面的消防標準、規范，筆者結合在參與東莞九豐LNG項目的初步設計及詳細設計中的經驗，提出
了大型LNG接收站和碼頭的消防設計方案，供大家參考。
2 設計依據探討2．1 目前國內相關規范
（1）《液化天然氣(LNG)生產、儲存和裝運》 （GB/T20368－2006）
（2）《液化天然氣的一般特性》GB/T 19204-2003
（3）《石油天然氣工程設計防火規范》GB 50183-2004
（4）《石油化工企業設計防火規范》GB 50160-2008
（5）《建筑滅火器配置設計規范》GB50140-2005
（6）《建筑設計防火規范》GB50016-2006
（7）《水噴霧滅火系統設計規范》GB 50219-95
（8）《自動噴水滅火系統設計規范》GB 50084-2001(2005年版)
（9）《固定消防炮滅火系統設計規范》GB 50338-2003
（10）《干粉滅火系統設計規范》GB 50347-2004
（11）《高倍數、中倍數泡沫滅火系統設計規范》GB 50196-93(2002年版)
（12）《氣體滅火系統設計規范》GB50370-2005
2．2 國外有關規范（1）美國國家標準NFPA;59A《液化天然氣(LNG)生產、儲存和裝卸標準》(1996年版)（2）日本部頒標準KHK—4《一般高壓瓦斯保安法則》(平成6年修訂版)
3.接收站及碼頭組成
LNG接收站一般由LNG儲罐區、工藝區（包括外輸系統、再冷凝器及蒸發氣壓縮機廠房、開架式海水氣化器、備用的浸沒燃燒式氣化器及外輸氣計量裝置
等）、公用設施區（包括供排水、主配電、中控、空壓及氮氣儲存等）、廠前區（包括各種輔助設施）等組成。LNG碼頭主要由運輸船泊位及工作船泊位組
成。LNG碼頭運輸船泊位的規模一般按可停靠13.6~16萬m3 船考慮。
目前國內外LNG儲罐的型式多為全容式鋼筋混凝土儲罐，本文所涉及的東莞九豐LNG項目中LNG儲罐為單包容式雙壁金屬儲罐，內罐主要材質為9Ni低溫鋼（或奧氏體不銹鋼），外罐材料為16MnDR。每座有效工作容積為80,000m3。
4.LNG火災危險性分析
LNG的火災危險性類別為甲類。液化天然氣的組成絕大部分是甲烷，天然氣經過低溫液化后即得到液化天然氣。液化天然氣的儲存溫度約-162℃。
LNG屬易燃、易爆物質，火災爆炸危險性大；火焰溫度高、輻射熱強；易形成大面積火災；具有復燃、復爆性。LNG和空氣混合，當濃度達到爆炸極限時，如遇明火就會發生爆炸，這是LNG事故中危害與損失最大的一種；如果未達到爆炸下限，遇明火則會發生燃燒。
一旦LNG泄漏，就可能形成LNG液池，LNG將蒸發形成蒸氣云，蒸氣云將會擴散。如果被點燃，將發生池火火災。
一旦NG釋放，就會形成蒸氣云，蒸氣云將擴散。如果被點燃，將發生噴射火火災。
5.消防系統設計方案
根據液化天然氣的特性，LNG接收站及碼頭主要設置的消防系統包括消防水系統、高倍數泡沫滅火系統、干粉滅火系統、滅火器、火災報警系統、可燃氣體探測系統等消防設施，各裝置區設置的消防設施如下：
（1）LNG罐區：
1）室外消火栓
2）固定式水噴霧系統（LNG儲罐罐頂）
3）遠控消防炮（LNG儲罐罐壁）
4）高倍數泡沫滅火系統（LNG收集池）
5）干粉滅火系統（LNG罐頂安全閥排放口）
6）滅火器
（2）壓縮機區：
1）固定式消防水炮
2）室外消火栓
3）高倍數泡沫滅火系統（LNG收集池）
4）滅火器
（3）裝車區：
1）固定式消防水炮
2）干粉炮滅火系統
3）室外消火栓
4）高倍數泡沫滅火系統（LNG收集池）
5）滅火器
（4）碼頭區：
1）高架水炮（每架水炮均設有消防水炮及干粉炮）
2）室外消火栓
3）固定式水幕系統
4）水幕系統（設置于碼頭逃生路線）
5）高倍數泡沫滅火系統（LNG收集池）
6）干粉炮
7）滅火器
5.1水噴霧消防滅火系統
水噴霧滅火系統是由水源、供水設備、管道、雨淋閥組、過濾器和水霧噴頭等組成，向LNG罐噴射水霧進行防護冷卻的滅火系統。該系統具有手動遠程控制和應急操作二種控制方式。
5.2室外消火栓
室外消火栓由穩高壓消防水系統管網直接供水，選用地上減壓型消火栓，公稱直徑為150mm(6”)的3 出口消火栓，每個消火栓帶2 個80mm(3”)的接口及1 個150 mm(6”)消防水泵接口。室外消火栓均沿道路布置，其大口徑出水口面向道路。消火栓距路面邊不大于2m，距建筑物外墻不小于5m，離被保護的設備距離至少為15m。消火栓的間距不大于60m。
5.3消防水炮
在LNG罐區設置遙控式消防水炮。遙控式消防炮最小流量252m3/h，水炮出口壓力0.8Mpa(G)。在直流噴水，靜止空氣，最小水平射程70m。水炮出水形式可以為直流噴水或噴霧。
消防炮噴射角度：水平噴射角度360°，垂直角度 -70°～70°。
遙控式消防水炮設置在消防炮塔上，消防炮塔高度為12米，消防炮塔上設有水幕系統，以保護消防時減少熱輻射對人體的傷害。水幕系統的開啟由消防水炮連鎖啟動。
5.4 高倍數泡沫滅火系統
在各LNG 泄露收集池設置高倍數泡沫滅火系統：高倍數泡沫滅火系統的設置目的是控制泄漏到LNG 收集池內的液化天然氣的揮發。設計泡沫混合液供給強度為7.2 l/min·m2，泡沫混合液供給時間為40 min。泡沫原液選用3%的高倍數泡沫原液。選用發泡倍數為300～500 倍的高倍數泡沫發生器，其額定流量為4 l/s。
高倍數泡沫滅火系統采用自動控制方式。每個LNG 收集池設置至少3 個低溫探測器，當有2 個低溫探測器探測到有LNG 泄漏到收集池后，或火焰探測器探測到火災信號后，由火災報警控制盤聯鎖控制啟動電動閥，從而啟動高倍數泡沫滅火系統，向收集池內噴射泡沫。
5.5消防系統管網
消防給水系統采用無縫鋼管，庫區消防給水管網環狀布置，當一條管網發生故障時，另一條消防管能通過100%的消防水量，消防管網上設有隔斷閥，每兩個隔斷閥之間不超過二個消火栓。
5.6干粉滅火系統
在每個LNG 儲罐罐頂的釋放閥處設置固定式干粉滅火系統，用于撲救釋放閥出口處的火災。系統采用自動控制方式，也可遙控或手動啟動。
干粉系統主要由氮氣瓶、干粉儲罐（配有壓力泄放和測量裝置，再次充裝和檢測設施）、快速手動釋放裝置、減壓和測量裝置、干粉噴嘴、干粉輸送管和管件。
每個LNG罐頂干粉系統用量為1000Kg,系統設置100%的備用量，因此每套干粉系統設置的干粉用量為2000Kg.
5.7移動式滅火器
在罐區及泵站附近設有若干手提式干粉滅火器（8Kg/ 個），以利于撲滅初期離散火災。
6.結語
在目前我國沒有LNG站消防設計規范的情況下，參照《石化規》的有關要求及國外的先進經驗進行的上述設計，基本能夠滿足LNG站的消防安全要求，各種設備得到了最大程度的保護，為LNG站的安全運行提供了有力的保障，實踐證明是行之有效的。
第6篇：石油天然氣化工工藝范文
新華月報:周書記您好,我們都知道,鑲黃旗自清朝以來就有很大的盛名,但是長久以來人們卻不太清楚鑲黃旗的歷史文化,周書記能否給讀者介紹一下?
周金樁:好的,鑲黃旗曾是清代八旗之一,建于明萬歷四十三年(1615年),因旗色為黃色鑲紅邊而得名,鑲黃旗是上三旗之一,旗內無王,由皇帝所親統,兵為皇帝親兵,侍衛皇室的成員也從上三旗中選。清末時的規模達到下轄84個整佐領又2個半分佐領,約2.6萬兵丁,總人口約13萬人,很多清皇室成員都是鑲黃旗,如嘉慶帝的皇后孝和睿,乾隆帝的皇貴妃,“垂簾聽政”的慈禧和慈安(也稱東宮)都是,朝廷的高級官員中也有不少是來自鑲黃旗的。
鑲黃旗水草豐美,曾為“皇室牧場”,專門為皇室飼養和供應戰馬及牛、羊,境內最高峰鴻格爾敖包山海拔1650米。鴻格爾敖包旅游景區景觀特獨,植被資源豐富,天然松林面積位列國內前列。目前,鑲黃旗面積為5172平方公里,人口約為3萬,旗政府所駐地新寶拉格鎮。
新華月報:真是個讓人向往的地方。改革開放30年來,全國各地都有了翻天覆地的變化,鑲黃旗的變化大家也是有目共睹,老百姓也都過上了富裕的生活,請問你們是在哪方面做出了創新突破?
周金樁:從2004年以來,鑲黃旗明確“全黨抓經濟、重點抓工業、突出抓項目”的發展思路,實施“城鄉統籌、三化互動”發展戰略,大力實施項目拉動、結構調整和環境營造三大措施,實現了“三大明顯突破”。
首先是草原生態建設與保護取得明顯突破。進入新世紀以來,我們鑲黃旗傳統的牧業發展方式受自然條件的制約,已難以為繼,所以得需要尋求新的突破。對傳統牧業工作進行了深刻總結,開始用工業化的思路和產業化的視野研究“三牧”出路問題,全力實施退耕還林、退牧還草等生態建設工程,加快牧區人口向城鎮和二、三產業轉移,通過“轉人、減畜、增收、增綠”,實現草畜平衡,增強草原自我修復的能力。我們還不斷總結牧民首創的聯戶經營合作組織方式,深入推廣“分戶繁育、集中育肥”的模式,大力發展基地化、專業化、規模化經營。初步形成了生產發展、生活富裕、生態良好的局面。
其次是工業經濟發展取得明顯突破。鑲黃旗大力培育石油天然氣化工、石材建材加工、畜產品加工和絨毛紡織產業集群,延長產業鏈條,提高精深加工水平,工業經濟成為“半壁江山”。 從2004年來,工業增加值年均增長131%,占生產總值的65%左右。通過對山東萊州、廣東云浮、福建水頭等地考察,進一步理清了石材工業的發展思路和措施。引導石材企業采用最新技術和工藝,提高板材加工、異型加工和石材雕刻的精深加工水平,增強品牌營銷和市場競爭力。在鞏固國內市場的同時,積極開拓國際市場,提高屬地品牌的國際影響力。規范石材荒料交易市場,暢通國內國際荒料加工增值渠道,實現石材品種互通有無方略,走“買全國、賣全球”的國際化發展道路,打造“中國塞北石材之鄉”。 石油伴生天然氣回收利用取得突破,日產25萬立方米的壓縮液態天然氣項目投入生產,將為城鄉居民提供價格低廉的燃料。
再者是城鎮化和基礎設施建設取得明顯突破。城鎮化是產業經濟發展的結果,是改善城鄉生活條件的重要標志。堅持“三化互動、基礎先行”的理念,加大基礎設施建設力度,五年多來,累計完成投資13億元,構建了較為完善的水、電、路等市政設施,有力地推動了縣域經濟的快速發展。按照“小而精、小而巧、小而美、小而特”的城市規劃思路和“積極可為、量力而行、適度超前、分步實施”的建設原則,累計投資12億元,集中建設了一批事關長遠發展的基礎工程、民生工程,生態文化廣場、人民醫院、文體中心、河濱景觀工程等重點項目相繼建設,城鎮化水平迅速提高,群眾居住條件得到改善,城鎮功能和支撐力明顯增強。
新華月報:有這三大突破,想必會對鑲黃旗的經濟發展帶來更明顯的效益吧?
周金樁:五年來,在科學發展觀的指引下,鑲黃旗堅持從實際出發,堅持改革開放,堅持奮發有為的精神,著力調整產業結構,轉變經濟發展方式,縣域經濟發展實現了“三大明顯提升”。
一是綜合經濟實力明顯提升。2003年,鑲黃旗GDP只有1.55億元、財政收入僅471萬元,GDP、財政收入和城鄉居民收入在全區均處于末位狀態。2004-2008年的五年間,全旗GDP和財政收入年均保持55%、40%以上的速度增長,到2008年,鑲黃旗實現GDP 18.35億元,較2003年增長了近12倍;地方財政總收入1.8億元,較2003年增長了38倍;城鄉居民收入也都超過了2007年全盟平均水平,達到11850元和4070元。經濟總量、財政收入和城鄉居民收入在全區的位次不斷前移。今年以來,積極應對金融危機,經濟社會繼續保持平穩增長,GDP預計完成24億元,同比增長20%;財政收入完成2.5億元,增長39%;城鎮居民人均可支配收入實現14400元,增長21%;牧民人均純收入完成5100元,增長25%。上述四項主要經濟指標在2007年的基礎上翻了一番。
二是發展后勁明顯提升。五年多來,完成固定資產投資40億元,其中1億元以上項目12個、1000萬元以上項目45個。目前,鑲黃旗骨干企業已達55家,其中規模以上工業企業28家。工業園區成為重要經濟增長源和穩定的財源。
三是城鄉生活水平明顯提高。2004―2008年,城鄉居民收入分別由4421元和1586元提高到11850元和4070元,增長2.7倍和2.6倍,4370人擺脫了貧困,3790人牧民實現了轉移進城就業。居民儲蓄存款余額從0.97億元增長到2.43億元;城鄉居民人均住房面積分別達到25平方米和17平方米,增長47%和42%。公共財政由“吃飯財政”轉向“民生財政”,今年前三季度用于民生方面的財政支出達1.5億元,占總支出的60%,其中為牧區投入近4000萬元。城鄉居民的幸福指數逐年提高。
新華月報:從您的介紹中可以看出,如今的鑲黃旗有了突飛猛進的發展,那您對鑲黃旗以后的發展確定了什么工作目標,有什么具體規劃嗎?
周金樁:在今后一個時期,鑲黃旗將堅持“夯實基礎、保持增長、調整結構、做大總量”的方針,繼續建設石材、風電“兩大基地”,加快發展石油天然氣、石材建材、畜產品加工和風電能源“四大產業”,努力構建縣域經濟的穩定架構、實施彎道超車的戰略,充分發揮后發優勢,創新發展機制,不斷開創跨越發展的新局面。
首先是加快發展現代畜牧業,提高牧民生活水平。用工業理念統籌謀劃畜牧產業,加快發展特色效益畜牧業,同時,認真落實國家主體功能限制開發區工作,做好生態保護和增收富民的工作。在轉變生產經營方式、調整優化畜群結構、推進畜牧業產業化上狠下功夫,解決好人均草場小、植被差、牧民增收任務重的矛盾,大力推廣“分戶繁育、集中育肥”的聯戶經營模式,走出“環境保護、經濟發展、牧民增收”的路子。
其次是加大招商引資力度,加快新型工業化進程。注重項目關聯配套,增強產業集聚效應,形成以石油天然氣化工、石材建材加工、畜產品加工和絨毛紡織生產的產業集群。繼續加大招商力度,著力發展板材、雕刻和異型加工三大主力產業,不斷提高精深加工水平。大力引進合成石材企業,加強石材邊角料利用,發展循環經濟。加快打造“中國塞北石材之鄉”品牌,形成國際國內石材行業中的比較優勢。加大石油和天然氣開采,2010年實現采油20萬噸,處理天然氣6000萬立方米。
最后是繼續提高城鎮化水平,增強縣域經濟的持續發展能力。今后幾年,加快建設獨具特色、彰顯品位、塑造精品草原小城。加快建設第三水源地輸水項目、城市生活污水生化處理項目、多功能國際石材展覽中心、圖書文化大廈等公建項目。圍繞建設民族文化大旗和文化旅游策劃創意,實施文化旅游建設年活動,在旅游景點景區和文化設施建設上取得較大突破,在富民產業和旅游經濟上實現真正提升。結合國家新牧區信息化示范項目,建設數字化城鎮。
第7篇：石油天然氣化工工藝范文
天然氣資源概況
天然氣是一種埋藏于地下的可燃性氣體，無色無味，主要成分中85~95%為甲烷（ch4），比重輕于空氣，極易揮發，并在空氣中擴散迅速。天然氣與空氣混合濃度在5~15%時遇明火或大于天然氣燃點530℃時即燃燒，屬可燃可爆性氣體。在-162℃常壓下可液化，稱液化天然氣（lng），液化后體積縮小到1/600。天然氣屬于清潔燃料，幾乎不含硫、粉塵和其他有害物質，燃燒時產生二氧化碳少于其他化石燃料，造成溫室效應較低，如果將天然氣的效應系數為1，則石油為1.85，煤為2.08。
地球上已探明的天然氣地質儲量超過140萬億立方米，年開采2萬多億立方米，可采68年。而天然氣的勘探、開采和利用還又許多工作可做。專家們證實，占天然氣主要成份的甲烷不僅可以有機生成，也可以無機合成。早在地球形成之初，甲烷就已經存在于地殼之中，天文學家也發現一些星球可能是被甲烷大氣層包圍著，這一理論大大拓展了天然氣資源的勘探領域。此外，海洋學家發現在大洋深處的海底由于海水的壓力作用，可能存在著大量的液態甲烷，其數量之大將可支撐人類數十年的文明。
我國天然氣的勘探、開發和利用都相對比較落后，已探明可采儲量僅占世界的1.2%，目前年產量200億立方米，預計2000年達到250億立方米/年。我國天然氣地質資源量估計超過38萬億立方米，可采儲量前景看好，按國際通用口徑，預計可采儲量7-10萬億立方米，可采95年，在世界上屬資源比較豐富的國家。陸上資源主要集中在四川盆地、陜甘寧地區、塔里木盆地和青海，海上資源集中在南海和東海。此外，在渤海、華北等地區還有部分資源可利用。由于資源勘探后，未能有效利用，以及政策不配套，造成用氣結構不合理，都在一定程度上制約了我國天然氣工業的健康發展。但是，隨著我國的社會進步和經濟發展，天然氣成為主要能源將是一個必然的趨勢。
世界與中國一次能源比例關系
煤炭 石油 天然氣 水電和核電 世界平均水平 27% 40% 23% 10% 世界可采年限 230 48 68 中國 78.31% 17.64% 2.1% 1.95% 中國可采年限 90 22 95 注：根據《中國電力9五規劃》和英國bp公司1997年世界能源年鑒
2000-2050年世界一次能源供需預測
1990 2000 2010 2050 各類能源總計 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% 天然氣 15.96 18.7~20 20~25 50~61 天然氣所占比例 20% 21~22% 21~22% 28~29% 水電、核能等 10.06 11~12 13~15.6 37~41 水、核電所占比例 12% 13% 13~14% 20% 單位：億噸油當量 四川盆地的天然氣是我國開采較早、儲量較豐富的資源，基本可在滿足四川省和重慶直轄市需求的同時，通過管道外送部分剩余氣量。主要市場是武漢，預計年供氣20-30億立方米/年；
陜甘寧氣田是我國陸上最大的天然氣整裝資源，可采儲量超過3千億立方米，目前主要通過北京、西安和銀川三條管線外送。輸氣能力分別為：北京方向660mm×900km，30億立方米/年，供北京、天津、河北；西安426mm×480km，8-9億立方米/年；銀川426mm×300km，3-4億立方米/年。該資源已具備建設第二條東送管道的條件，今后市場主要可能是北京、天津和河北,以及華東地區；
塔里木盆地和青海的天然氣資源十分豐富，具有較好的開采前景，全盆地天然氣地質儲量8.4萬億立方米，截止98年底，累計探明儲量5千億立方米。該氣源今后主要靠管道經蘭州、西安東送，主要市場為長江三角洲地區；
南海天然氣資源蘊藏品質最佳，氣田儲量集中，單井產量大。現已通過海底管道年輸香港29億立方米，主要用于發電。還有部分天然氣送海南島供三亞的一座100mw燃機電廠和化肥廠使用。但南海的資源開發前景看好，但海上天然氣開發難度較大，同時在一定程度也受到地緣政治因素的制約。因此，暫不宜進行大規模開發利用；
東海地區的勘探工作一度受一些政策的影響而比較遲慢，但從現在的工作成果看，資源儲量看好。在杭州灣的平湖氣田發現部分天然氣資源正在供應上海，主要滿足城市居民的生活用氣。但東海資源的情況與南海情況相近，也暫不宜進行大規模開發利用。
在我國周邊的俄羅斯東西伯利亞地區、庫頁島和土庫曼斯坦、哈薩克斯坦等地也有極為豐富的天然氣資源蘊藏。俄羅斯擁有世界最豐富的天然氣資源，可采儲量占世界的40%，出口天然氣量占世界的30%。東西伯利亞科維克金氣田已探明地質儲量據我國有關部門認為8千億立方米較可靠，但其周邊地區的地質結構看好，預計可采儲量將可進一步增加。中國是該資源最近、最大的市場。該氣田外輸能力為320億立方米/年，除一部分在俄羅斯使用外，可向中國、日本和韓國輸送200億立方米/年。計劃建設一條直徑1,420mm，全長3,364公里管線，從氣源至外蒙（或中國東北）經北京、天津到山東日照下海東渡日、韓，其中在俄境1,027公里，外蒙境內1,070公里，我國境內1,320公里，總投資68億美元。按原計劃中國分配100億，日韓各50億，但這一方案受到多方專家的質疑。主要問題如下： 如此廉價清潔的資源有無必要轉易他國？200億立方米天然氣只相當2,400萬噸標煤，這對年燃煤13億噸的中國并非無力接受，特別是沿海經濟較發達的山東、江蘇、浙江和上海，其燃氣和燃煤成本十分接近，如果再考慮效率因素和環境以及環境治理代價，其燃氣成本必然低于燃煤；
再渡日韓氣價是否還有競爭力？日本1995年6月到1996年6月13個月的平均液化天然氣的到岸價僅為3.5美元/m btu，相當0.97元/立方米（低熱值8400kcal/ m3）。目前，全世界液化天然氣生產一再增加，技術進步速度也比較快，遠期價格可能還會下跌。該氣源如果到北京已近1元/立方米，再東渡日韓還有什么價格優勢可言；
氣量小能否起到戰略制約作用？50億立方米對于日本和韓國的年耗燃料量都不是大數，兩國主要使用天然氣的燃機電廠改燒液化石油氣、柴油、石腦油等替換燃料輕而易舉，他們隨時都可以在國際市場上找到足夠的其他代用燃料。同樣，俄羅斯也很難以此來要挾中國這樣一個大國。事實上，即使在冷戰時期，蘇聯也未能利用他們通往歐洲的天然氣管線遏止西方。如果將國內天然氣資源、進口管道天然氣和進口液化天然氣實現全國聯網，對一些主要天然氣使用者的工藝系統進行雙燃料設計，能源的安全系統是能夠得到保障的。
此外，美國埃克森石油公司在俄羅斯庫頁島發現了大量天然氣資源，由于俄與日本存在“北方四島”爭端，南送日本存在地緣政治制約，因此埃克森公司正在積極開發我國東北三省市場。據悉，已經與東北個電力公司簽署了供氣意向書，如果市場落實，該公司的開發和管道鋪設工作馬上可以展開。
土庫曼斯坦通往我國西部的天然氣管道的前期工作也正在進行，預計沿歐亞大陸橋東行經新疆、甘肅、山西、河南，在江蘇連云港一下海東渡日、韓。
自美國為首的北約攻擊南斯拉夫和轟炸中國大使館之后，李登輝又放出“兩國論”使臺島的分裂勢力異常囂張，美國實行遏制中國的長期戰略將難以避免。從國家能源安全角度和地緣政治的基本原則出發，積極利用俄羅斯以及周邊油氣資源，將不可避免地成為中國國家戰略的重要一環。這不僅可以加強國家的能源安全，保全國家能源儲備，改善生態環境，同時可以延緩中國在能源利益上與西方集團的直接對峙與沖突。
就經濟意義而言，俄羅斯的天然氣對我國市場而言，也是成本最低廉的優質資源，預計到北京的價格不到1元人民幣/立方米，按熱值計算法，低于國內生產的天然氣和石油產品價格，也低于進口液化天然氣與進口石油產品的價格。如果考慮其效率因素、環境代價、投資效益比和使用靈活性，使用成本將低于華北市場的低硫煤。
各種燃料價格對比
序號 燃料 單位 價格 熱值(大卡）
（低熱值） 每百萬大卡
熱值價格 每百萬btu
熱值價格 每gj
熱值價格 1 山西產地煤 kg 0.15 5000 30.00 7.56 7.17 2 華北低硫煤 kg 0.25 5000 50.00 12.6 11.94 3 華東低硫煤 kg 0.30 5000 60.00 15.12 14.33 4 進口重油 kg 0.747 9200 81.20 20.46 19.39 5 國產重油 kg 1.1 9200 119.57 30.13 28.56 6 原油 kg 1.5 10000 150.00 37.80 35.83 7 進口柴油 kg 1.5 10302 145.60 36.69 34.78 8 國產柴油 kg 2.3 10302 223.26 56.26 53.32 9 國產液化石油氣 kg 1.96 11650 168.24 42.40 40.18 10 進口液化石油氣 kg 1.54 11650 131.8 33.21 31.48 11 城市煤氣 m3 0.9 4500 200.00 50.40 47.77 12 電 kwh 0.45 860 523.26 131.86 124.98 13 俄羅斯天然氣 m3 1 8400 119.05 30.00 28.43 14 陜甘寧天然氣 m3 1.31 8400 155.95 39.30 37.25 15 進口液化天然氣 m3 1.5 8400 178.57 45.00 42.65 全世界建有10座液化天然氣（lng）工廠分布在8個國家，生產能力8,470萬噸/年。2000年前后將卡塔爾、阿曼等工廠投產，產量增加到1億噸/年。2010年全球產量將接近2億噸，總體上是供大于求。由于lng的生產利用必須有極強的系統一體化，從氣田勘探開發、集中、液化、運輸、接收、儲存、氣化、疏散、銷售和綜合保障體系等需要同時規劃建設，并配合立法，才能確保全系統的效率，從而降低運行成本。我國已決定在深圳建設一個lng接收系統，年接收300萬噸，遠期規模可能增加到600-700 萬噸。此外，國家計劃在長江三角洲地區建設一座同等規模的lng接收系統。
除lng外，液化石油氣（lpg）也是一種高效、高熱值的烷類清潔燃料。lpg的主要成份是丙烷和丁烷，屬于采油、煉油和天然氣開采處理過程中的副產品，也可人工合成。lpg的運輸、儲存和使用都比lng方便，受系統制約小。由于lpg價格受季節影響較大，98年1月國際市場價格為240美元/噸，7月價格跌至105美元/噸。冬夏季價差達2.3倍。因此，在有條件建設大型低成本儲存裝置的地方應積極利用lpg，或在夏季能源使用量大的地區，以及夏季用電季峰特征強同時缺乏水電調節的電網，如山東電網，可作為季節調節性能源調節手段。目前，一些跨國石油公司已經在我國沿海建設了一些大型lpg周轉儲庫。其中，芬蘭neste公司和中國石油天然氣管道局合資的青島lpg地下儲氣庫的容量已達22萬立方米，儲量超過12萬噸，投資僅了3千萬美元。
第8篇：石油天然氣化工工藝范文
【關鍵詞】天然氣；管道；施工技術；
1引言中圖分類號：TU74 文獻標識碼：A
天然氣能源因其清潔環保，在世界范圍內而得到廣泛應用。然而天然氣高壓、易燃，且分布廣、線路長，也使得天然氣管道施工難度極大，并易發生泄漏。管道一旦出現氣密性不嚴、材料缺陷等問題時發生泄漏，就會引發火災或爆炸事故，對人民的生命財產安全造成重大威脅。故如何提高天然氣管道的施工質量和運行安全，加強管道施工技術研究和改進成為了重中之重。目前石油天然氣管道存在的問題從調查的結果來看主要有：部分管道破壞嚴重易釀成事故，如油氣管線被施工及勘探破壞嚴重、天然氣管線被違章占壓。如在油氣管線附近采石、取土、修渠、堆物、修筑等；管道施工遺留的缺陷、損傷；管材或相關的設備存在缺陷；管道腐蝕穿孔等等。這些問題的出現在很大程度上是由于施工過程中的失誤或控制不嚴造成的。因此，在當前著力研究天然氣管道施工技術有著重要意義的。
2天然氣管道施工要點技術分析
2.1 管線的測量與管道組對
管道的測量與放線是施工技術中重要的步驟。施工組織者應依據圖紙，組織相關技術和施工人員進行現場實測及和圖紙的比對，如無特殊情況要嚴格按照圖紙的要求進行初步放線；管道施工時在占地兩側劃出臨時的占地線，且最多不宜超過8m；遇到管線和地下構筑物干涉時，放線時在交叉處標注明確，并將作業帶雜物清理干凈；對于施工機具和設備的管理要根據現場情況整理場地，確保施工人員和設備的安全。管道組對前應認真檢查管道是否發生變形情況，對輕微變形可用脹管器進行矯正。若矯正后檢驗仍不合格，則應切除不合格管段部分；應清掃干凈管子后才能進行組裝，管道內不得有任何雜物；組裝前將管端20mm 范圍內清除干凈，然后再進行組對；管子在溝邊組對時，管道外壁應距管溝邊緣0.5m～1 m，每根管都有穩固支撐。軟土地帶用土堆做支撐，特殊地帶則用土袋裝軟物做支撐，嚴禁用硬石塊類做支撐；組對時，直管段兩相臨環縫的間距必須>300mm；管道組對時應避免強力對口，用倒鏈吊裝時不得使用鋼絲繩，應選擇尼龍吊帶。
2.2管溝開挖
管線在鹼或瀝表路面的,要求用切割機破路面,防止其他工具對路面造成強度及形狀的破壞。城市道路下隱蔽設施及地下管線較多,因此天然氣土方工程不允許采用機械開挖。
人工開挖管溝時上口寬度以溝底寬度+深度×邊坡系數）計量，管溝邊坡系數根據土壤類別及物理力學性質而定,當管溝深度
溝底寬度按：DN≤400mm,底寬=管外徑+0.6m；當DN≥400mm，底寬=管外徑+0.8m。
開挖的土方嚴禁直接堆在管溝溝壁兩邊以防止塌方,通常土堆距溝邊不得
2.3管道防腐及檢驗
管道的防腐及檢驗在施工中至關重要。高壓管線一般采用D813×11.9、D711×11 的螺旋焊縫鋼管，中壓管線管徑主要為D426×8、D377×7、D325×7、D219×6、D159×6、D114×6,當管徑≥ D325× 6時用螺旋焊縫鋼管,或選用直縫鋼管；高、中壓鋼管材質有L415、L360、L290、Q235。管道防腐前應進行全面檢驗,管子表面應無裂縫、節疤等缺陷,管子壁厚要符合要求,管口橢圓度的偏差在直徑的1%以內。防腐前注意鋼管表面除銹處理工作,應用噴砂或拋丸進行除銹。
天然氣高、中壓管的使用年限是30年,埋入無腐蝕性土壤中的鋼管應采用加強級的防腐處理即環氧煤瀝青玻璃布共3 層,總厚度要≥5.5mm,對埋入軟土基及腐蝕性土中的鋼管要采用特加強級防腐處理環氧煤瀝青玻璃布共4 層,總厚度要≥7mm。防腐后外觀測試應表面平整并無氣泡、無麻面、無皺紋、無瘤子等；涂層絕緣性則用電火花檢漏儀進行檢測,從管道一端測至另一端,以不打火花為合格標準。下溝前和回填前應對防腐管道做全面的電火花檢測，發現漏點及時的進行修補。
管道試壓完畢進行焊口防腐時,除采用加強級環氧煤瀝青、煤焦瓷漆以外,還可采用熱收縮套。當采用環氧煤瀝青補口或補傷時,除銹、配漆、纏包等環節應嚴格按照規范執行。防腐涂層結構和材料要與管道防腐涂層一致,補口時每層玻璃布應將原管端瀝青涂層接口處搭接在5cm 以上,補口后經監理認可方可進行回填,杜絕強度試驗前進行補口防腐。
2.4 焊接與焊縫檢驗
天然氣泄漏是工程完工后故障主發狀況，所以對焊接質量及焊縫的檢驗應極為嚴格。焊接時應嚴格按照工藝規程要求進行作業，重點是預熱溫度和層間溫度保持環節，對焊接材料的保存、領用及保護都按照規定的要求來執行，防止焊接材料的使用不當。焊接技術人員在焊接過程中應實時進行檢查，對焊接異常不放過并及時處理；質檢員也應及時檢查焊道的焊接情況，對焊接外觀質量進行全面檢查，經全面檢查合格的焊道再進行探傷測試。焊接時環境風速超過焊接作業要求時，要采用輕型簡易防風棚進行遮擋；當環境溫度低于焊接工藝規程的要求時，要在焊后在焊道上加蓋石棉保溫被以防止焊道溫度驟降。焊接完成后，對焊縫表面進行外觀檢測，天然氣管道焊縫內部檢測要求進行100％超聲波探傷及X射線探傷，對法蘭接口處要做磁粉探傷檢驗。中壓焊縫的 X 射線探傷數量應按 15％抽檢，高壓管按 應20％抽檢，抽查焊縫中不合格者超過30％則加倍進行探傷，若仍不合格應全部進行探傷，不合格部位返修后仍按原規定進行探傷檢驗。
2.5回填及路面恢復
回填時應先夯實管底,管側回土前必須進行調直,防止管道鋪設彎曲度超出規程要求。管道兩側及管頂以上0.5m 內回填由人工進行夯實,分層的厚度30cm,土壤中嚴禁含有碎石、垃圾等雜物,并且嚴禁用凍土進行回填,超過管頂50cm 時可用小型機械進行夯實,每層的厚度保持在30～40cm；回填時要對土壤進行密實度測試,每50m 分層取點測試,由指定實驗室進行土壤密實度試驗。
路面工程作業時，對砼及瀝青路面下的3：7灰土墊層,拌和土不含雜質,土塊必須過篩處理,攪拌均勻且不能在溝內進行拌和。路面恢復按原標號或高一些的強度進行配合比。磚面層要先細砂墊層找平后鋪磚,鋪磚后用細砂灌縫。
2.6閥門井及地裂縫管溝處理措施
閥門井高壓閥門井的設計壓力為1.6Mpa，采用國產手動球閥和氣動球閥兩種。中壓閥門井設計壓力為0.8 MPa,一般采用手動球閥、渦輪傳動球閥和手動蝶閥，高、中壓波紋管補償器采用軸向型內壓式補償器（TNY 高壓波紋管工作壓力為1.6 MPa。中壓波紋管工作壓力為0.6 MPa。施工中DN≤250mm， 中壓閥門采用手動球閥DN≥300mm 時中壓閥門采用渦輪傳動球閥。閥門安裝在球閥的下方（按氣流方向）,以便閥門拆卸和裝修。補償器的安裝技術至關重要,安裝長度應是螺桿不受力時補償器的實際長度，否則不但不能發揮其補償的作用,反而使管道或管件承受不必要的軸向拉壓應力，在完成氣密性及強度試驗后安裝補償器，閥門井內管道支架采用鋼結構時，支架寬度要與閥門的長度相同且高度550mm，并用鋼板墊至法蘭底。井內鋼性防水套管應選用直徑比天然氣管道大50mm，鋼套管與天然氣管道間隙用50mm 的厚油膏和瀝青麻絲進行填實用于防水。閥門井內管道防腐方法與埋地管道防腐相同，放散管、閥門除銹后刷黑色調和漆，手輪（柄）刷紅色調和漆。安裝完畢后與管道一同吹掃，并對閥門、波紋管進行清洗檢查，進行強度及嚴密性試驗。
3 結論
隨著我國天然氣管道工程建設的不斷發展，加強和改進管道施工技術，更好地提高管道工程施工質量是當前天然氣工程施工組織者面臨的重要課題。因為天然氣管道的質量好壞直接關系著沿線人民群眾的生命財產安全，責任重大，在此基礎上確保管道的安全、穩定運行，不斷增進管道施工的技術科研力量，最大限度地提升管道施工的技術安全，在施工管理中我們應嚴格遵守各項技術安全規定，并及時的發現和整改事故隱患，確保管道的質量和使用安全運行。
參考文獻
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第9篇：石油天然氣化工工藝范文
關鍵詞：濕式氧化；硫化氫；脫硫
中圖分類號：TQ125文獻標識碼： A
1、前言
工業原料氣和工業廢氣中的H2S能引起設備腐蝕和催化劑中毒，導致生產成本增加和產品質量下降；如不經處理排放到大氣中，會帶來嚴重的環境問題，直接威脅人類的生存與發展。研究開發H2S的高效脫除技術已成為世界各國關注的熱點[1]。
工業生產過程中產生的硫化氫主要在燃氣制造、合成氨工業、煤氣造氣、污水處理廠、造紙廠等行業生產過程中。各燃氣中硫化氫含量因工藝、原料不同有所差異，對設備和環境存在不同程度影響。為此，我國及其他一些國家對不同環境下的濃度進行了嚴格限制，要求在使用之前必須經過脫硫處理[2]。
多年來，國內外研究工作者對尾氣脫硫問題進行了大量研究，目前見報的脫硫方法一般可分為干法和濕法脫硫，其中干法包括鐵系、鋅系、銅錳系脫硫劑、克勞斯法及活性炭法等，濕法包括碳酸鈉吸收――加熱再生、液相催化法、雜多化合物氧化法、醇胺吸收法及FRC法脫硫脫氰工藝，還有近幾年發展起來的生物脫硫法[3]。
2、硫化氫脫除技術概括
2.1吸收法
吸收法包括物理吸收和化學吸收兩種，物理吸收法一般是采用有機溶劑作吸收劑，目前應用的吸收劑有甲醇(勒克梯索爾法)、碳酸丙烯酯(福洛爾法)、N-甲基-2-砒咯烷酮(普里索爾法)、磷酸三丁酯(埃斯塔索爾凡法)等。化學吸收法是被吸收的氣體吸收質與吸收劑中的一個或多個組分發生化學反應的吸收過程，適合處理低濃度大氣量的廢氣[4]。
2.2吸附法
吸附法是利用某些多孔物質的吸附性能凈化氣體的方法，常用于處理含較低濃度H2S的氣體。吸附設備一般采用固定床吸附器。目前常用的吸附劑有活性炭、分子篩[4]。
2.3分解法
目前，我國大中型煉油廠均采用傳統的克勞斯(Claus)工藝方法處理含H2S的尾氣，并回收硫磺。該方法只回收了硫化氫中的硫，其中所含的氫則在氧化過程中生成了水。目前有熱分解法、電解法、光催化法和微波技術分解法[4]。
2.4微生物法
H2S廢氣的生物凈化過程的實質是利用微生物的生活活動將H2S轉化為簡單無害的單質硫磺、SO2-及微生物的細胞質[4]。
2.5氧化法
氧化法一般是把H2S氧化為單質硫。在氣相中進行氧化的過程叫做干法氧化，在液相中進行氧化的過程叫做濕法氧化[4]。
3、濕式氧化法脫除H2S研究現狀
國內外吸收凈化生物氣中硫化氫氣體的方法很多。傳統方法是依其弱酸性和強還原性分為干法和濕法。濕式氧化法脫硫時，由堿性吸收液吸收硫化氫。生成氫硫化物、硫化物，在催化劑作用下，進一步氧化成硫磺。濕式氧化法脫除生物氣中硫化氫可分為3種典型工藝(砷基工藝、釩基工藝、鐵基工藝)和新興工藝[5]。
3.1釩基工藝
主要有蒽醌二磺酸鈉法、改良蒽醌二磺酸鈉法、MSQ法、栲膠法(TV法)、茶酚法等[4]。
(1)、蒽醌二磺酸鈉法。也稱作strefford法，國內稱為ADA法，該工藝是典型的釩基T藝，以釩作為脫硫的基本催化劑，并采用蒽醌二磺酸鈉(ADA)作為還原釩的再生氧載體，洗液由碳酸鹽作介質該溶液組成，該法凈化效率高，但具有硫顆粒難回收，易堵塞，藥品耗量大，氣體刺激性大，造成二次污染[5]。
（2）、改良ADA法[6]：國內60年代初由四川化工廠等聯合開發了以stretford工藝為基礎的改良ADA法。在洗液中加入酒石酸鉀或酒石酸鈉阻止釩酸鹽的生成；又加少量三氯化鐵，乙二胺四乙酸及螯合劑起穩定溶液作用。鄭州工學院研究ADA異構體中葸醌-2，7-二酸鈉(ADA)脫硫效率比蒽醌-2，6-二酸鈉(ADA)脫硫效率更好。
（3）、MSQ法。MSQ法采用的脫硫劑是由對苯二酚、硫酸錳和水楊酸按一定比例配制而成。溶液組成為：Na2CO30.175~0.2mol／L、NaVO31g／L、硫酸錳0.002～0.01g／L、水楊酸0.05~0.1g／L[7]。MSQ-2型脫硫劑是在MSQ基礎上增加了2種整合劑L及L’。MSQ-3型脫硫劑在MSQ-2型的基礎上增加了一種防腐劑[8]。
3.2砷基工藝
（1）、砷堿法(Thylox法)。該法是典型的砷基工藝，洗液由K2CO3或Na2CO3和As2O3組成，以砷酸鹽或硫代砷酸鹽為硫氧化劑。
（2）、改良砷堿法(G-V法)。該法是對砷基工藝的改進，洗液由鉀或鈉的砷酸鹽組成。由于環保要求，目前該工藝裝置使用甚少。
3.3鐵基工藝
絡合鐵法脫硫技術是一種以鐵為催化劑的濕式氧化脫除硫化物的方法，其特點是能直接將H2S轉變成元素S，H2S的脫除率可達99％以上[9]。但絡合鐵法脫硫技術目前仍存在絡合劑降解嚴重，脫硫液再生困難等缺點，是液相氧化法脫硫技術的一大研究熱點[10]。
3.3.1基本原理
絡合鐵法脫硫的基本原理是，H2S在堿性溶液中被Fe3+的絡合物Fe3+Ln氧化成單質硫，而本身被H2S還原成Fe2+Ln，然后用空氣氧化再生，生成Fe3+Ln，循環使用[11]，其反應為：
總反應是：
雖然絡合鐵法的反應原理與上述其他方法相似，但由于配體的存在，不但增加了鐵離子的溶解性，而且提高了鐵離子的穩定性。
3.3.2各種絡合鐵法脫硫工藝
（1）、EDTA絡合鐵法脫硫工藝
羅立文、李發永[12]等對EDTA絡合鐵脫硫工藝進行了深入研究，采用無水葡萄糖或檸檬酸做穩定劑，用緩沖溶液調節EDTA絡合鐵溶液。研究結果表明，該方法既提高了對硫化氫的吸收效率，又減少了設備腐蝕；生成的硫磺顆粒較大，母液分離容易；再生反應時問短，耗能較少，逐漸形成了改良EDTA絡合鐵法脫硫工藝。但也存在硫泡沫形成能力較差、硫磺質量較低、EDTA易降解、耗量大、成本高等缺點。
（2）、磺基水楊酸絡合鐵法脫硫工藝
磺基水楊酸(FD)絡合鐵法是以磺基水楊酸為鐵鹽絡合劑，以氨水做吸收劑的脫硫工藝。經過對比發現，FD絡合鐵法脫硫工藝的飽和硫容約是EDTA絡合鐵脫硫工藝的2倍，是改良ADA脫硫工藝的3倍，MSQ脫硫工藝的5倍[13]。
（3）、三乙醇胺絡合鐵法脫硫工藝
鄭志勝等[14]開發了三乙醇胺(TEA)絡合鐵工藝，以TEA作為鐵離子絡合劑和脫硫吸收劑，以檸檬酸作為亞鐵離子絡合劑的二元絡合體系，是一種改良的絡合Fe3+／Fe2+氧化還原變價體系。工業試驗表明，TEA絡合鐵工藝具有硫容高、脫硫效率好、副反應少、溶液穩定、腐蝕性少、成本低等特點，已成功應用于上海川沙化工廠半水煤氣的脫硫工段。
3.3.3絡合鐵法的應用現狀
Lo-CAT工藝是典型的鐵基工藝，由美國空氣資源公司在70年代開發。用乙二胺四乙酸(EDTA)與多聚糖復合成雙組分絡合劑，并加ARI-301催化劑[15]，是最典型的鐵基丁藝，目前全世界有百余套裝置運行，已開發了3種工藝模式：(1)常見Lo-CAT；(2)自循環Lo-CAT系統；(3)Aqua-cat系統。
4、發展趨勢
在濕式氧化法的鐵基工藝脫硫技術中，絡合鐵法的開發仍將是一個熱點，在傳統的濕式氧化法脫除生物氣中硫化氫過程中形成了氣-液-固懸浮液，結果產生了極細的硫顆粒，硫顆粒附著在溶液中小氣泡上浮到液面，形成硫泡沫層，使得硫難以完全沉降與回收。因此，隨著硫磺顆粒改性、 絡合劑降解、催化劑再生速度慢、副反應控制等一系列問題的根本解決，濕式絡合鐵法將成為濕式氧化法脫硫技術中最具有工業應用前景的方法之一。
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