关键词：天然气  煤层气  干燥  分子筛

1、 CNG加气站

压缩天然气加气站是分子筛脱水撬应用量最大的场合，也是其四大关键设备（压缩机、脱水装置、贮气罐/井、售气机）之一，目前常用的工艺流程有三种，分别为：

低压前置减压再生流程（图1），低中压前置等压再生零排放流程（图2）和高压后置流程（图3）。前两种流程工作压力为管网压力，脱水撬位于压缩机之前（也有少数配置在压缩机级间，如一级或二级缸之后，由此提高了脱水撬的工作压力，可有效降低设备体积和再生能耗，在低压如管网压力小于0.2MPa时尤为显著。）。后一种配置在压缩机之后，工作压力为25MPa，这三种流程的特点及适用场合见下表：

图 1

图2

图3

另从下列“产品气水分压计算公式”中还可以看出：

图2流程中，由于再生气为干气，P1值大幅下降，在获得同样的露点指标条件下，可适当降低加热温度（P2）。实际工况中减压再生需200℃~220℃，等压再生一般设定为180℃~200℃，此工况下切换阀门可采用软密封，其密封性能、工作寿命及价格均得到优化。该流程具有良好综合技术优势，是目前国际上最具竞争力的一种再生流程。

2、油田伴生气/火炬气回收利用

2.1脱烃或管网直输  除采用上述三种流程外，还可采用无循环增压机的射流泵零排放工艺流程（图4），这种流程尤其适用于中高压、大流量、连续性生产工况。该项零排放技术在工艺气、高压、无需动力源三个方向取得重大突破，并已在塔里木油田投运。

图4

对于含重烃量较大的天然气可采用传统全流量冷冻分离C2+以上重烃（图5），也可采用溶解膜收烃(提高重烃浓度)，部分流量低温分离重烃（图6）。

图6所示流程尤其适用于缺电、缺水如沙漠、海上钻井平台等需要高度节电-节水和小型撬装化的场合。

2.3 LNG脱水工艺流程（图7 ）

从前述“产品气水分压计算公式”中也可以看到，为获得LNG工艺所需超低露点（含水量）的方法不外乎三点：

（1） 提高再生温度至280℃以上；

（2） 降低再生气露点（含水量），如采用液化天然气的沸腾气；

（3） 确保进入干燥塔的气体温度处于较低温度。

所以LNG不宜采用CNG加气站常用的循环再生工艺流程，为获取超低露点可采用全开式循环，最大限度利用超干燥再生气并将再生气排至辅属燃气系统。

4、煤层气：

早期的富气（CH4≥95%）多采用高压后置流程，其主要原因是由于管网压力偏低，若采用前置脱水，设备过于庞大，但在实际应用中，不仅干燥效果不佳，且压缩机故障率甚高，其重要原因之一是忽略气体含水量偏大（几乎处于湿饱和状态）。

现更多项目采用了前置脱水方案，为避免低压时设备庞大之缺点，一般宜采用两种措施，即加压和冷冻除水（图8）。

即为前置脱水装置创造0.3~0.7MPa的工作压力和10℃较低吸附温度，可使干燥器的体积和运行成本大幅度下降。低压机可采用活塞或螺杆式，二次冷却可采用工业冷水机组提供冷源，北方冬季亦可采用风冷却器。降低干燥器的气体温度即降低了产品气水分压计算公式的P0，因为气体温度每提高10℃，饱和含水量几乎增加一倍，吸附剂装填量也要增加一倍，对于大型设备尤其要考虑进气含水量这一重大影响因素。

结束语：分子筛脱水装置为天然气/煤层气开采、集输和利用过程提供干燥气源，同时又因其所处理气体的组份、工况、用途不同，派生出多种工艺流程及相关配置、结构。在具体选型设计时，需做仔细的经济技术比较，包括前期投资和后期运行费用以求获得安全、可靠和最佳综合经济效益。