1) gas gathering system
集气系统
1.
The scheme debasing loss in actual oil tank farm and technique design for vapor gas gathering system are determinate by calculation and case analysis,the corresponding concl.
针对汽油等轻质油品在收发过程中蒸发排放大量油气,造成严重的油品蒸发损耗问题,提出了降低油品蒸发损耗技术及应用研究,对比了几种降低油品蒸发损耗方案,通过推导油品蒸发损耗量的计算公式及实例分析,对某油罐区提出了新的降耗方案,并对其蒸气集气系统进行了工艺设计,得到相应的结论并给出了建议。
2) oil-gas gathering and transportation system
油气集输系统
1.
The models of energy balance on oil-gas gathering and transportation system are developed, and the analyses of energy balance are made in this paper.
以油气集输系统为研究对象,建立了能量平衡模型,对集输系统用能进行了评价计算,并根据结果制定了提高集输系统能量利用率的措施,为集输系统的节能改造提供了科学的理论依据。
3) oil-gas recovery system
油气收集系统
4) centralized gas supply system
集中供气系统
1.
According to the limitation of assembled electrical equipment centralized gas supply system produced in 20th century 90 years,the problems of substation system of Baoding Electric Supply Company are expounded,and improving measures are enumerated combined with practice status.
针对20世纪90年代出厂的组合电器集中供气系统的缺陷,分析了保定供电公司110 kV变电站组合电器集中供气系统存在的问题,并结合现场实际情况,提出了改造措施。
5) centralized air supply system in GIS
GIS集中供气系统
补充资料：天然气集气和处理
用集气管网集中气井所产天然气，经分离计量，送往天然气处理厂脱硫、脱水，回收硫黄和液烃，获得符合标准的外输天然气的过程。
集气管网 要着重考虑布局、输送方式、集气压力等问题。集气管网的布局取决于:①气田面积和形状;②地形和地物；③气田预期发展等。集气管网布局的基本方式有：放射状、枝状、环状三种,也可组合使用（图1）。集气管网，根据所输流体中的含液量，在容许的压力降范围内可采用单套管网气、液混输，也可在井场将气和液先行分离，利用两套管网气、液分输。如气田有两个以上气藏同时开采，则应根据不同产层的气体质量、压力等情况设置多套管网。集气管网的压力根据地层压力，气液分离工艺和输气系统的压力要求等因素确定。
气田开采的后期,气井的产量和压力同时降低,在天然气不能靠自身压力进入集气管网，又不能就地利用的情况下，可采用压缩机集气。矿场集气一般选用专用的燃气发动机带动的往复式压缩机机组，以适应排气量和压缩比两者的不断变化。机组可装在井场或集气站。若就近可取得大量高压天然气，又无其他制约条件，可采用以高压气带低压气的引射器，采集低压天然气，使之进入集气管网。
含硫气田的集气管网，常选用低碳钢或抗硫低合金钢管材，以防止硫化物造成应力腐蚀（见碳素钢，合金钢，应力腐蚀断裂和氢脆）。
矿场分离 从天然气中分出携带的地层水、凝结水、凝析油，以及从气井带出的少量砂子等固相物质。在气田开发过程的主要阶段，气井的井口压力一般都远高于集气管网的压力,当节流降压时，会产生焦耳-汤姆孙效应，使天然气温度降低。即使在0℃以上,天然气中的某些组分，在一定的温度压力条件下，仍能与所存在的游离水形成冰雪状水合物，堵塞管道和设备。矿场分离过程，根据防止形成水合物的方法不同，分常温分离和低温分离。
常温分离 通过加热防止形成水合物。来自井口的天然气，先加热，后节流降压，再进入分离器。气液分离后应分别计量（图2）。加热程度和降压级数取决于井口温度和井口压力。常温分离一般用于干气（戊烷及以上馏分含量少于10ml/m3)，可在井场或集气站进行。
低温分离 把甘醇（乙二醇、二甘醇）、甲醇等防冻剂注入气流中以防止形成水合物。以甘醇为防冻剂的低温分离流程见图3。
来自井口的天然气，先在游离水分离器中分出携带的游离水，分离器的压力控制在天然气反转凝析压力以上，以防烃类凝析。然后向天然气流中注入防冻剂，如甘醇等,并节流降压,析出的凝析油进入低温分离器。天然气经换冷后输出，凝析油吸水后的稀甘醇一起进入稳定塔,然后在油-甘醇分离器中分开,前者送往贮罐;后者经提浓后重复使用。低温分离一般用于湿气（戊烷及以上馏分含量高于10ml/m3)。常在集气站上集中进行。在含水量低时也可以不加防冻剂。
天然气脱硫 脱除天然气中H2S、CO2等酸气组分后外输。方法大体有四类：
化学吸收法 以醇胺类或碱性盐类溶液为溶剂，在吸收塔中吸收天然气内H2S、CO2等酸性气体组分，以净化天然气。然后在温度较高、压力较低的再生塔中产生反方向化学反应,而放出被吸收的H2S、CO2,使溶剂再生，各种化学吸收方法的工艺流程基本相同（图4）。溶剂在吸收塔中与酸性天然气逆流接触，吸收H2S、CO2。净化后的天然气从吸收塔顶流出，脱水后外输。吸收酸气后的溶剂（富液）从吸收塔底流出，减压后与再生后的溶剂（贫液）换热，然后进入再生塔。富液在再生塔中进一步减压,并由重沸器加热,放出吸收的酸气，成为贫液。酸气从再生塔顶排出，经冷却、分离，送往硫黄回收装置。贫液从再生塔底部流出，经换热、冷却后，由溶液循环泵送至吸收塔，循环使用，常用的醇胺类溶液有一乙醇胺、二乙醇胺、甘醇胺、二异丙醇胺、甲基二乙醇胺等。一乙醇胺法从30年代开始逐步推广，由于工艺成熟、溶剂反应力强、变质溶剂容易回收处理、价格较廉等，至今仍广泛应用于天然气脱硫。60年代以来，二异丙醇胺法不断得到改进，也逐步得到推广。
以碱性盐类溶液为溶剂的脱硫方法,如热钾碱法,和在此法基础上发展起来的卡塔卡勃（Catacarb）法、本菲尔德（Benfield）法等,主要用于处理CO2含量较高的气体。
物理吸收法 利用多乙二醇二甲醚、碳酸丙烯酯、N-甲基吡咯烷酮等有机溶剂,对烃类和H2S、CO2等酸气组分的不同溶解度,在高压下吸收天然气中的酸气组分,使之净化。在再生过程中，压力降低，温度升高，释出被吸收的酸气组分,溶剂得到再生,上述吸收和再生纯属物理过程，溶剂和气之间不产生化学反应。物理吸收法用于处理含CO2高的天然气。此外,一般还将砜胺法也归属于这一类。但砜胺法溶剂以环丁砜二异丙醇胺和水按一定比例配制而成，兼具物理吸收和化学吸收的作用。宜用于净化高酸气分压的天然气，并能部分脱除有机硫化物（如硫醇、硫醚、羰基硫等）。此法有较强的竞争力，应用较广泛。其流程与醇胺法类似,只是富液再生前,需先在一定压力下闪蒸，除去所溶烃类。
液相直接氧化法 借加入碱性溶液中氧载体的作用，把被溶剂吸收的H2S直接氧化为元素硫,然后用空气鼓泡使溶剂再生。这类方法能选择吸收酸性组分中的H2S,用于处理H2S含量低、CO2与H2S含量的比值高的天然气,或用于处理硫黄回收装置的尾气。较有代表性的有：蒽醌法、改良砷碱法、铁碱法等。
干床法 以海绵状氧化铁、分子筛、氧化锌等固定床,脱除天然气中的H2S。海绵状氧化铁固定床脱硫是一个出现较早的方法，由于装置庞大，不能回收硫黄等缺陷，目前仅用于处理分散而量少的低含硫天然气。
硫黄回收 用化学吸收法和物理吸收法两类脱硫装置脱除的酸气,须送往硫黄回收装置用克劳斯(Claus)法回收硫黄。其原理是将酸气中三分之一的H2S燃烧成SO2，然后在催化剂 (活性铝矾土等)作用下与剩余的H2S按下式反应得到元素硫:2H2S＋SO2─→3S＋2H2O。多数工业装置采用两级催化反应，硫的转化率可达90～96％。
为防止硫黄回收装置尾气中残余H2S和SO2对环境的污染，还必须进行尾气处理。尾气处理的方法很多，根据工厂硫黄产量和当地环境保护的要求选择。位于人口稠密地区的大型工厂，通常采用的方法是将尾气中残余的SO2,通过催化加氢,还原成H2S；再用二异丙醇胺法或直接氧化法选择性地脱除H2S，如斯科特（Scott）法和比文（Beavon）法；脱除的H2S返回硫黄回收装置;处理后的尾气经灼烧后排入大气。带有这种尾气处理装置的天然气处理厂，硫的总回收率可高达99.9％以上，排放的尾气中SO2含量不超过300ppm。
对于硫黄产量较小、经两级催化反应后排放的尾气达不到环境保护要求的克劳斯法装置，可采用三级催化反应或另加低温克劳斯法装置，如萨弗林（Sulfreen）法和克劳斯波尔（Clauspol）法装置，使排放的尾气达到环境保护要求。
天然气脱水 直接来自气井或经脱硫后的天然气一般都含有饱和的水蒸气。在管道输送过程中，随着压力和温度的变化，可能析出凝结水，甚至结成冰或固体水合物,堵塞管道,影响天然气输送。凝结水还将使天然气中的酸性气体组分对钢材起电化学腐蚀作用。因此，天然气进入输气系统前须经脱水处理，使其露点较输气过程中最低环境温度低5℃以上。
矿场天然气脱水主要采用三甘醇（或二甘醇）作吸湿剂。甘醇在脱水塔中自上而下与天然气逆流接触。吸收其中水分，使天然气的露点降低至符合输气要求，并送往输气系统或下一工序。吸水后的醇由塔底流出，经换热、加热，气提干天然气，浓度提高后，用泵送往脱水塔循环使用，流程见图5。
三甘醇法脱水的露点降一般可达50～70℃，对于露点降要求更高或含H2S较高的天然气,可采用分子筛、氧化铝、硅胶、氯化钙等作为吸附剂，进行固定床吸附脱水。
液烃回收 回收天然气中乙烷以上烃类的目的有二：①控制烃露点，使输气过程中不致有液烃析出，影响输气效率；②回收乙烷、液化气（液态的丙烷、丁烷或两者的混合物）、天然汽油，作为化工原料或液态燃料。回收液烃目前主要采用低温凝析法，按照致冷方法，分为：利用天然气自身"压力能"的节流膨胀法或涡轮膨胀机法,以及外加冷源法。冷凝温度一般低至-45℃或更低，视产品方案、经济效益，特别是回收乙烷的程度而定（图6）。对于富含乙烷和丙烷以上烃类的油田气，若以回收丙烷以上液烃为目的物，一般可采用冷凝温度为-20～-25℃的外加冷源法，合理回收液烃。70年代以前，曾被广泛采用的常温或低温油吸收法，因经济上缺少竞争力，目前都已较少采用。
脱硫、脱水、液烃回收等处理过程是否需全部进行，应视天然气组分和外输气体质量要求而定，并与集气系统统一考虑。如果天然气中含有较高品位的氦等组分，也应考虑提取。
参考书目
D. L. Katz et al., Handbook of Natural Gas Engineering,McGraw-Hill,New York,1959.
AGA Gas Engineers Handbook Advisory Committee,Gas Engineers Handbook,The Industrial Press, New York,1965.
四川石油管理局编写组：《天然气工程手册》，石油工业出版社，北京，1983。
集气管网 要着重考虑布局、输送方式、集气压力等问题。集气管网的布局取决于:①气田面积和形状;②地形和地物；③气田预期发展等。集气管网布局的基本方式有：放射状、枝状、环状三种,也可组合使用（图1）。集气管网，根据所输流体中的含液量，在容许的压力降范围内可采用单套管网气、液混输，也可在井场将气和液先行分离，利用两套管网气、液分输。如气田有两个以上气藏同时开采，则应根据不同产层的气体质量、压力等情况设置多套管网。集气管网的压力根据地层压力，气液分离工艺和输气系统的压力要求等因素确定。
气田开采的后期,气井的产量和压力同时降低,在天然气不能靠自身压力进入集气管网，又不能就地利用的情况下，可采用压缩机集气。矿场集气一般选用专用的燃气发动机带动的往复式压缩机机组，以适应排气量和压缩比两者的不断变化。机组可装在井场或集气站。若就近可取得大量高压天然气，又无其他制约条件，可采用以高压气带低压气的引射器，采集低压天然气，使之进入集气管网。
含硫气田的集气管网，常选用低碳钢或抗硫低合金钢管材，以防止硫化物造成应力腐蚀（见碳素钢，合金钢，应力腐蚀断裂和氢脆）。
矿场分离 从天然气中分出携带的地层水、凝结水、凝析油，以及从气井带出的少量砂子等固相物质。在气田开发过程的主要阶段，气井的井口压力一般都远高于集气管网的压力,当节流降压时，会产生焦耳-汤姆孙效应，使天然气温度降低。即使在0℃以上,天然气中的某些组分，在一定的温度压力条件下，仍能与所存在的游离水形成冰雪状水合物，堵塞管道和设备。矿场分离过程，根据防止形成水合物的方法不同，分常温分离和低温分离。
常温分离 通过加热防止形成水合物。来自井口的天然气，先加热，后节流降压，再进入分离器。气液分离后应分别计量（图2）。加热程度和降压级数取决于井口温度和井口压力。常温分离一般用于干气（戊烷及以上馏分含量少于10ml/m3)，可在井场或集气站进行。
低温分离 把甘醇（乙二醇、二甘醇）、甲醇等防冻剂注入气流中以防止形成水合物。以甘醇为防冻剂的低温分离流程见图3。
来自井口的天然气，先在游离水分离器中分出携带的游离水，分离器的压力控制在天然气反转凝析压力以上，以防烃类凝析。然后向天然气流中注入防冻剂，如甘醇等,并节流降压,析出的凝析油进入低温分离器。天然气经换冷后输出，凝析油吸水后的稀甘醇一起进入稳定塔,然后在油-甘醇分离器中分开,前者送往贮罐;后者经提浓后重复使用。低温分离一般用于湿气（戊烷及以上馏分含量高于10ml/m3)。常在集气站上集中进行。在含水量低时也可以不加防冻剂。
天然气脱硫 脱除天然气中H2S、CO2等酸气组分后外输。方法大体有四类：
化学吸收法 以醇胺类或碱性盐类溶液为溶剂，在吸收塔中吸收天然气内H2S、CO2等酸性气体组分，以净化天然气。然后在温度较高、压力较低的再生塔中产生反方向化学反应,而放出被吸收的H2S、CO2,使溶剂再生，各种化学吸收方法的工艺流程基本相同（图4）。溶剂在吸收塔中与酸性天然气逆流接触，吸收H2S、CO2。净化后的天然气从吸收塔顶流出，脱水后外输。吸收酸气后的溶剂（富液）从吸收塔底流出，减压后与再生后的溶剂（贫液）换热，然后进入再生塔。富液在再生塔中进一步减压,并由重沸器加热,放出吸收的酸气，成为贫液。酸气从再生塔顶排出，经冷却、分离，送往硫黄回收装置。贫液从再生塔底部流出，经换热、冷却后，由溶液循环泵送至吸收塔，循环使用，常用的醇胺类溶液有一乙醇胺、二乙醇胺、甘醇胺、二异丙醇胺、甲基二乙醇胺等。一乙醇胺法从30年代开始逐步推广，由于工艺成熟、溶剂反应力强、变质溶剂容易回收处理、价格较廉等，至今仍广泛应用于天然气脱硫。60年代以来，二异丙醇胺法不断得到改进，也逐步得到推广。
以碱性盐类溶液为溶剂的脱硫方法,如热钾碱法,和在此法基础上发展起来的卡塔卡勃（Catacarb）法、本菲尔德（Benfield）法等,主要用于处理CO2含量较高的气体。
物理吸收法 利用多乙二醇二甲醚、碳酸丙烯酯、N-甲基吡咯烷酮等有机溶剂,对烃类和H2S、CO2等酸气组分的不同溶解度,在高压下吸收天然气中的酸气组分,使之净化。在再生过程中，压力降低，温度升高，释出被吸收的酸气组分,溶剂得到再生,上述吸收和再生纯属物理过程，溶剂和气之间不产生化学反应。物理吸收法用于处理含CO2高的天然气。此外,一般还将砜胺法也归属于这一类。但砜胺法溶剂以环丁砜二异丙醇胺和水按一定比例配制而成，兼具物理吸收和化学吸收的作用。宜用于净化高酸气分压的天然气，并能部分脱除有机硫化物（如硫醇、硫醚、羰基硫等）。此法有较强的竞争力，应用较广泛。其流程与醇胺法类似,只是富液再生前,需先在一定压力下闪蒸，除去所溶烃类。
液相直接氧化法 借加入碱性溶液中氧载体的作用，把被溶剂吸收的H2S直接氧化为元素硫,然后用空气鼓泡使溶剂再生。这类方法能选择吸收酸性组分中的H2S,用于处理H2S含量低、CO2与H2S含量的比值高的天然气,或用于处理硫黄回收装置的尾气。较有代表性的有：蒽醌法、改良砷碱法、铁碱法等。
干床法 以海绵状氧化铁、分子筛、氧化锌等固定床,脱除天然气中的H2S。海绵状氧化铁固定床脱硫是一个出现较早的方法，由于装置庞大，不能回收硫黄等缺陷，目前仅用于处理分散而量少的低含硫天然气。
硫黄回收 用化学吸收法和物理吸收法两类脱硫装置脱除的酸气,须送往硫黄回收装置用克劳斯(Claus)法回收硫黄。其原理是将酸气中三分之一的H2S燃烧成SO2，然后在催化剂 (活性铝矾土等)作用下与剩余的H2S按下式反应得到元素硫:2H2S＋SO2─→3S＋2H2O。多数工业装置采用两级催化反应，硫的转化率可达90～96％。
为防止硫黄回收装置尾气中残余H2S和SO2对环境的污染，还必须进行尾气处理。尾气处理的方法很多，根据工厂硫黄产量和当地环境保护的要求选择。位于人口稠密地区的大型工厂，通常采用的方法是将尾气中残余的SO2,通过催化加氢,还原成H2S；再用二异丙醇胺法或直接氧化法选择性地脱除H2S，如斯科特（Scott）法和比文（Beavon）法；脱除的H2S返回硫黄回收装置;处理后的尾气经灼烧后排入大气。带有这种尾气处理装置的天然气处理厂，硫的总回收率可高达99.9％以上，排放的尾气中SO2含量不超过300ppm。
对于硫黄产量较小、经两级催化反应后排放的尾气达不到环境保护要求的克劳斯法装置，可采用三级催化反应或另加低温克劳斯法装置，如萨弗林（Sulfreen）法和克劳斯波尔（Clauspol）法装置，使排放的尾气达到环境保护要求。
天然气脱水 直接来自气井或经脱硫后的天然气一般都含有饱和的水蒸气。在管道输送过程中，随着压力和温度的变化，可能析出凝结水，甚至结成冰或固体水合物,堵塞管道,影响天然气输送。凝结水还将使天然气中的酸性气体组分对钢材起电化学腐蚀作用。因此，天然气进入输气系统前须经脱水处理，使其露点较输气过程中最低环境温度低5℃以上。
矿场天然气脱水主要采用三甘醇（或二甘醇）作吸湿剂。甘醇在脱水塔中自上而下与天然气逆流接触。吸收其中水分，使天然气的露点降低至符合输气要求，并送往输气系统或下一工序。吸水后的醇由塔底流出，经换热、加热，气提干天然气，浓度提高后，用泵送往脱水塔循环使用，流程见图5。
三甘醇法脱水的露点降一般可达50～70℃，对于露点降要求更高或含H2S较高的天然气,可采用分子筛、氧化铝、硅胶、氯化钙等作为吸附剂，进行固定床吸附脱水。
液烃回收 回收天然气中乙烷以上烃类的目的有二：①控制烃露点，使输气过程中不致有液烃析出，影响输气效率；②回收乙烷、液化气（液态的丙烷、丁烷或两者的混合物）、天然汽油，作为化工原料或液态燃料。回收液烃目前主要采用低温凝析法，按照致冷方法，分为：利用天然气自身"压力能"的节流膨胀法或涡轮膨胀机法,以及外加冷源法。冷凝温度一般低至-45℃或更低，视产品方案、经济效益，特别是回收乙烷的程度而定（图6）。对于富含乙烷和丙烷以上烃类的油田气，若以回收丙烷以上液烃为目的物，一般可采用冷凝温度为-20～-25℃的外加冷源法，合理回收液烃。70年代以前，曾被广泛采用的常温或低温油吸收法，因经济上缺少竞争力，目前都已较少采用。
脱硫、脱水、液烃回收等处理过程是否需全部进行，应视天然气组分和外输气体质量要求而定，并与集气系统统一考虑。如果天然气中含有较高品位的氦等组分，也应考虑提取。
参考书目
D. L. Katz et al., Handbook of Natural Gas Engineering,McGraw-Hill,New York,1959.
AGA Gas Engineers Handbook Advisory Committee,Gas Engineers Handbook,The Industrial Press, New York,1965.
四川石油管理局编写组：《天然气工程手册》，石油工业出版社，北京，1983。
说明：补充资料仅用于学习参考，请勿用于其它任何用途。
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