⑴ cng是加壓前脫水還是加壓後脫水
加氣站的原料氣一般為來自輸氣管道的商品天然氣，在加氣站中增壓至20～25MPa並冷卻至常溫後，再在站內儲存與加氣。充裝在高壓氣瓶(約20MPa)中的CNG，用作燃料時須從高壓減壓至常壓或負壓，再與空氣混合後進入汽車發動機中燃燒。由於減壓時有節流效應，氣體溫度將會降至-30℃以下。為防止氣體在高壓與常溫(尤其是在寒冷環境)或節流後的低溫下形成水合物和凍堵，故必須在加氣站中對原料氣深度脫水。
CNG加氣站中的天然氣脫水雖也採用吸附法，但與NGL回收裝置中的脫水系統相比，它具有以下特點：①處理量很小；②生產過程一般不連續，而且多在白天加氣；③原料氣已在上游經過處理，露點通常已符合管輸要求，故其相對濕度小於100%。
據了解，CNG加氣站中氣體脫水用的乾燥劑在美國多為分子篩，俄羅斯以往多用硅膠，目前也用分子篩，我國則普遍採用分子篩。至於脫水後干氣的露點或水含量，則應根據各國乃至不同地區的具體情況而異。我國GB 18047《車用壓縮天然氣》中規定，汽車用壓縮天然氣的水露點在汽車駕駛的特定地理區域內，在最高操作壓力下，水露點不應高於-13℃；當最低氣溫低於-8℃，水露點應比最低氣溫低5℃。CNG的脫水深度通常也可用其在儲存壓力下的水含量來表示。
1. 天然氣脫水裝置在加氣工藝流程中的位置
當進加氣站的天然氣需要脫水時，脫水可在增壓前(前置)、增壓間(級間)或增壓後(後置)進行，即根據其在CNG加氣工藝流程中的位置不同，又可分為低壓脫水(壓縮機前脫水)、中壓脫水(壓縮機級間)及高壓脫水(壓縮機後)三種。
脫水裝置通常設置兩塔即兩個乾燥器，一套系統在脫水，一套系統在再生。交替運行周期一般為6～8h，但也可更長。脫水裝置的設置位置應按下列條件確定：①所選用的壓縮機在運行中，其機體限製冷凝水的生成量，且天然氣的進站壓力能克服脫水系統等阻力時，應將脫水裝置設置在壓縮機前；②所選用的壓縮機在運行中，其機體不限製冷凝水的生成量，並有可靠的導出措施時，可將脫水裝置設置在壓縮機後；③所選用的壓縮機在運行中，允許從壓縮機的級間導出天然氣進行脫水時，宜將脫水裝置設置在壓縮機的級間。此外，壓縮機汽缸採用的潤滑方式(無油或注油潤滑)也是確定脫水裝置在流程中位置時需要考慮的因素。
在增壓前脫水時，再生用的天然氣宜採用進站天然氣經電加熱、吸附劑再生、冷卻和氣液分離後，再經增壓進入進站的天然氣脫水系統。再生用的循環風機應為再生系統阻力值的1.10～1.15倍。
在增壓後或增壓間脫水時，再生用的天然氣宜採用脫除游離液(水分和油分)後的壓縮天然氣，並應由電加熱控制系統溫度。再生後的天然氣宜經冷卻、氣液分離後進入壓縮機的進口。再生用天然氣壓力為0.4～1.8MPa或更高。
低、中、高壓脫水方式各有優缺點。高壓脫水在需要深度脫水時具有優勢，但由於高、中壓脫水需要對壓縮機進行必要的保護，否則會因含水蒸氣的天然氣進入壓縮機而導致故障。
天然氣脫水裝置設置在壓縮機後或壓縮機級間時，壓縮天然氣進入脫水裝置前，應先經過冷卻、氣液分離和除油過濾，以脫除游離的水分和油分。
2. CNG加氣站天然氣脫水裝置工藝流程
目前國內各地加氣站大多採用國產天然氣脫水裝置，並有低壓、中壓、高壓脫水三類。其中，低壓和中壓脫水裝置有半自動、自動和零排放三種方式，高壓脫水裝置只有全自動一種方式。半自動裝置只需操作人員在兩塔切換時手動切換閥門，再生過程自動控制。在兩塔切換時有少量天然氣排放。全自動裝置所有操作自動控制，不需人員操作。在兩塔切換時也有少量天然氣排放。零排放裝置指全過程(切換、再生)實現零排放。這些裝置脫水後氣體的水露點小於-60℃。乾燥劑一般採用4A或13X分子篩。
半自動和全自動低壓脫水工藝流程見圖3-20。圖3-20中原料氣從進氣口進入前置過濾器，除去游離液和塵埃後經閥3進入乾燥器A，脫水後經閥5去後置過濾器除去吸附劑粉塵後至出氣口。再生氣經循環風機增壓後進入加熱器升溫，然後經閥B進入乾燥器B使其再生，再經閥27進入冷卻器冷卻後去分離器分出冷凝水，重新進入循環風機增壓。
⑵ CNG脫水裝置在壓縮天然氣汽車加氣站中的地位和功能是什麼
加氣站脫水裝置分為前置和後置式脫水兩種形式，保護的核心不相同，所處的回位置也不相同。2008年以前多答有採用後置脫水的，但近幾年大都採用前置脫水。最簡單的道理前置脫水保護壓縮機，後置脫水保護下游管路及用戶。所以為了提高壓縮機使用壽命還是趨於使用前置式。另外從原理上講前置脫水分子篩使用壽命長，後置式脫水因為目前使用的國產壓縮機漏油較多，對分子篩使用壽命影響較大。所以說脫水裝置時CNG標准加氣站中不可缺少的重壓設備之一，使設備和管路不會被壓縮的水侵蝕和冰堵。
⑶ 我想知道天然氣脫水工藝
含硫天然氣中含有硫化氫、有機硫（硫醇類）、二氧化碳、飽和水以及其它雜質，因此需將其中的有害成分脫除，以滿足工廠生產和民用商品氣的使用要求。各國的商品天然氣標准不盡相同，主要是需滿足管道輸送要求的烴露點和水露點，同時對天然氣中硫化氫、硫醇、二氧化碳的最高含量和低燃燒值有要求。原料天然氣組成和商品天然氣的要求不同，所選擇的天然氣凈化工藝技術方案也是不同的，本文將結合哈薩克國某油氣處理廠處理的天然氣的組成和需輸往國際管道中的產品天然氣的要求，提出含硫天然氣脫硫脫水工藝技術方案的選擇方法。
2 原料天然氣條件
哈薩克國某油氣處理廠處理的油田伴生天然氣主要條件為：
1）處理量600×104m3/d （標准狀態為0℃，101.325kPa，以下同）；
2）壓力為0.7MPa，為滿足管輸壓力和凈化工藝需要，經增壓站升壓後進裝置壓力為6.8MPa；
3）主要組成
組分
組成（mol%）
C1
75.17
C2
9.44
C3
7.21
C4
3.35
C5+
1.06
CO2
0.71
H2O
0.51
H2S
36g/m3
硫醇硫
500mg/m3 3 商品天然氣技術指標
該廠商品天然氣將輸往國際管道，需滿足ОСТ51.40-93標準的要求，應達到的主要技術指標為：
1）出廠壓力6.3MPa；
2）水露點≤ -20℃；
3）烴露點≤ -10℃；
4）硫化氫（H2S）≤7mg/m3；
5）硫醇硫（以硫計）≤16mg/m3；
6）低燃燒熱值≥32.5MJ/m3。
4 工藝路線初步選擇
根據原料天然氣條件和商品天然氣技術指標，工廠總工藝流程框圖見圖1。
油田伴生天然氣經增壓站增壓後，至天然氣脫硫脫水裝置進行處理，需脫除天然氣中絕大部分的H2S和RSH，以滿足產品天然氣中硫化氫和硫醇硫含量的技術指標；同時需脫除天然氣中絕大部分的水，以滿足產品天然氣水露點的技術指標，同時為回收更多的液化氣和輕油產品，脫水深度還需滿足後續的輕烴回收裝置所需的水露點≤-35℃的要求。而原料氣中CO2的含量較低，為0.71%（mol），商品天然氣的低燃燒熱值≥32.5MJ/m3，可不考慮脫除。
經天然氣脫硫脫水裝置處理的干凈化天然氣經輕烴回收裝置回收天然氣中的輕烴（C3以上），生產液化氣和輕油產品，並使商品天然氣滿足烴露點≤ -10℃的技術指標。
脫硫裝置脫除的酸性氣體，主要由H2S、RSH、CO2、H2O等組成，輸往硫磺回收裝置回收硫磺，經硫磺成型設施生產硫磺產品，硫磺回收裝置尾氣經尾氣處理裝置處理後經燃燒後排放大氣。
本文以下部分主要討論脫硫脫水裝置如何選擇合理的工藝技術方案，以使脫硫脫水裝置的產品氣中硫化氫、硫醇含量合格，水露點能滿足商品天然氣和後續的輕烴回收裝置的要求。
5 脫水工藝方案的初步選擇
通常採用的脫水工藝方法有溶劑脫水法和固體乾燥劑吸附法。溶劑吸收法具有設備投資和操作費用較低的優點，較適合大流量高壓天然氣的脫水，其中應用最廣泛的為三甘醇溶液脫水方法，但其脫水深度有限，露點降一般不超過45℃。而固體乾燥劑吸附法脫水後的干氣，露點可低於-50℃。
由於本方案脫水裝置產品天然氣要求水露點≤-35℃，溶劑脫水法難以達到因此需採用固體乾燥劑脫水工藝，如分子篩脫水工藝。
6 脫硫脫硫醇工藝方案的初步選擇
本方案需處理的伴生天然氣中H2S含量為36g/m3，硫醇含量為500mg/m3，而且天然氣處理量達到600×104m3/d，規模較大，目前國內單套脫硫裝置最大處理能力僅為400×104m3/d。
通常採用的脫硫脫硫醇的方法有液體脫硫法和固定床層脫硫法。
如果採用單一的固定床層脫硫法，如分子篩脫硫脫硫醇工藝，根據本方案需處理的天然氣的流量和含硫量，按10天切換再生一次計算，10天內需脫除的硫化氫量為2.16×106kg，約需要DN3000的分子篩脫硫塔500座，這顯然是不可行的。
目前國內較為成熟可行的液體脫硫工藝方法為醇胺法，因為含硫天然氣中同時存在硫醇，所以可選擇碸胺法來脫除硫化氫和硫醇。該工藝方法較為成熟，可把天然氣中的硫化氫脫除至≤7mg/m3，同時對天然氣中硫醇的平均脫除率為75%，則產品天然氣中的硫醇硫含量為125mg/m3，尚不能達到硫醇硫≤16mg/m3的技術指標，此時可採用固定床層脫硫醇工藝，如分子篩脫硫醇工藝來脫除天然氣中剩餘的硫醇。
本方案還可以採用鹼洗脫硫醇工藝來脫除天然氣中的硫醇，為減少生產過程中鹼的耗量和產生的廢鹼量，前面的醇胺法脫硫裝置需採用一乙醇胺工藝，以脫除天然氣中的大部分硫化氫和二氧化碳。
7 脫硫脫水工藝方案的比選
由5和6所述，脫硫脫水工藝方案有以下兩個較為可行的方案：
1）方案一：碸胺法脫硫+分子篩脫水脫硫醇
該方案工藝框圖見圖2，經增壓站升壓的含硫天然氣進入碸胺法脫硫裝置脫除幾乎全部的H2S和75%的硫醇，然後進入分子篩脫水脫硫醇裝置脫除水分和剩餘的硫醇，凈化天然氣經輕烴回收裝置回收液化氣和輕油產品。脫水脫硫醇裝置的分子篩再生氣需增壓後再返回至碸胺法脫硫裝置進行脫硫，是一個循環的流程。
2）方案二：一乙醇胺法脫硫+鹼洗脫硫醇+分子篩脫水
該方案工藝框圖見圖3，經增壓站增壓的含硫天然氣進入一乙醇胺法脫硫裝置脫除幾乎全部的H2S和CO2，然後進入鹼洗脫硫醇裝置脫除幾乎全部的的硫醇，脫除硫化物後的天然氣進入分子篩脫水裝置脫水，凈化天然氣輸往輕烴回收裝置回收液化氣和輕油產品。脫水裝置分子篩再生氣需增壓後返回脫水裝置脫水，是一個循環的流程。
7.1 方案一工藝特點
1）碸胺法脫硫裝置，採用環丁碸和甲基二乙醇胺水溶液作脫硫劑，溶液的主要組成包括甲基二乙醇胺、環丁碸和水，其重量百分比為45:40:15，兼有化學吸收和物理吸收兩種作用，而且還能部分地脫除有機硫化物（對硫醇的平均脫除率達到75%以上），溶液中甲基二乙醇胺對H2S的吸收有較好的選擇性，減少對CO2的吸收，大大降低了溶液循環量，減小了再生系統的設備如再生塔、貧富液換熱器、溶液過濾器、酸氣空冷器等的規格尺寸，從而減少了投資，同時減少了再生所需的蒸汽量和溶液冷卻所需的循環水量，節能效果更加顯著。
2）分子篩脫水脫硫醇裝置是利用分子篩的吸附特性，有選擇性地脫除天然氣中的水和硫醇。與傳統的鹼洗工藝不一樣的是，分子篩工藝能有選擇性地脫除硫化氫和硫醇，但不脫除CO2，這樣可以使外輸的天然氣量比採用鹼洗工藝時要增加2×104m3/d。
分子篩脫水和脫硫醇採用的分子篩是不同的，應用不同的兩個分子篩床層，一般布置在同一座吸附塔內。
7.2 方案二工藝特點
1）—乙醇胺法脫硫，為典型的化學吸收過程，此法只能脫除微量有機硫，對H2S和CO2幾乎無選擇性吸收，在吸收H2S的同
⑷ 天然氣脫水裝置原理
就是在脫水裝置裡面裝備上乾燥劑分子篩，天然氣從乾燥劑裡面過，分子篩就將天然氣裡面的水份吸收了，當分子篩吸收到飽和或接近飽和時，就用加熱的方式將分子篩裡面的水份烘乾，以便下一次循環使用。當然為了不影響生產，脫水裝置用的是2個乾燥塔，一個吸附，另一個就再生，兩個塔交替使用，從而達到了持續脫水。
⑸ 天然氣輸送系統中——礦廠集氣——干線輸氣——城市配氣——三個階段中都有什麼設備，越詳細越好，跪求。。
天然氣由氣田采氣至聯合站，經聯合站處理後外輸。
~~~~聯合站：1、集氣站單元，主要功能是進行油氣兩相分離，包含設備有：收發球筒、腐蝕監測頭、油氣分離器
2、脫水脫烴單元，主要功能是對天然氣脫水、脫凝析油，主要設備有：吸附塔、解析塔、換熱器、空冷器、脫水脫烴泵房（里邊好多東西我沒搞明白）
3、增壓站單元，為脫水脫烴單元備用，增加氣體壓力，主要設備有空氣壓縮機、空冷器
4、脫硫單元（如果天然氣含硫則有，不含硫則無），主要設備有酸氣吸收塔、余熱反應爐、過程氣爐、克勞斯反應器、cps反應器、熱鍛爐、液流捕集器、尾氣處理塔、（硫磺成型車間、MDEA液循環系統、脫硫泵房與天然氣主流程無關，不做詳細描述了）
5、凝析油單元，處理從天然氣中分離出來的凝析油，該單元與天然氣無關，主要是我也不懂，不多說了
6、天然氣外輸站，只要是一些大型的控制閥門，都是進口的看不懂英文。
7、還有一些其他附屬的單元，主要有導熱油系統、丙烷製冷系統、開工鍋爐房、風壓機房、凝析油球罐、火炬塔、管架單元、空氮站、消防系統、配電站系統、主中心控制樓、宿舍營地區、備用物資儲備庫
以上是礦場集氣、處理、外輸流程。
~~~~干線輸氣：輸氣比較簡單，主要包括主管線、伴光纜、陰保測試樁、天然氣管道提示牌、閥室（閥室內主要就是控制閥門組成的閥組那些）、壓力站（補償運輸過程中的能量損失）
~~~~城市配氣沒做過，不過也不可能有什麼主要的大型設備了，城市配氣都是小管線運輸，主要就是供氣公司可能有設備，不懂了，這個沒接觸過。