SY_T0076-2023天然气脱水设计规范（正式版）.docx

SYICS75.020CCSE16中华人民共和国石油天然气行业标准PSY/T00762023代替SY/T00762008天然气脱水设计规范Standardfordesignofnaturalgasdehydration2023-05-26 发布2023T1-26实施国家能源局发布中华人民共和国石油天然气行业标准天然气脱水设计规范StandardfordesignofnaturalgasdehydrationSY/T00762023主编部门：中国石油天然气集团有限公司批准部门：国家能源局施行日期：2023年11月26日石油工业出版社2023北京国家能源局公告2023年第4号根据中华人民共和国标准化法能源标准化管理办法，国家能源局批准新能源基地送电配置新型储能规划技术导则等310项能源行业标准（附件1）、CodeforSeismicDesignofHydropowerProjects等19项能源行业标准外文版（附件2）,现予以发布。附件：能源行业标准目录（节选）国家能源局2023年5月26日附件能源行业标准目录（节选）序号标准编号标准名称代替标准采标号出版机构批准日期实施日期267SY/T00692023原油稳定设计规范SY/T00692008石油工业出版社2023-05-262023-11-26268SY/T00712023油气集输管道组成件选用规范SY/T00712010石油工业出版社2023-05-262023-11-26269SY/T00762023天然气脱水设计规范SY/T00762008石油工业出版社2023-05-262023-11-26270SY/T00812023原油热化学沉降脱水设计规范SY/T00812010石油工业出版社2023-05-262023-11-26271SY/T05232023油田水处理过滤器SY/T05232008石油工业出版社2023-05-262023-11-26272SY/T06102023地下水封洞库岩土工程勘察规范SY/T06102008石油工业出版社2023-05-262023-11-26序号标准编号标准名称代替标准采标号出版机构批准日期实施日期273SY/T4113.102023管道防腐层性能试验方法第10部分：冲击强度测试SY/T00671999SY/T00402013石油工业出版社2023-05-262023-11-26274SY/T4113.112023管道防腐层性能试验方法第11部分：漏点检测SY/T00631999石油工业出版社2023-05-262023-11-26275SY/T4113.122023管道防腐层性能试验方法第12部分：耐水浸泡SY/T00642000石油工业出版社2023-05-262023-11-26276SY/T41252023钢质管道焊接规程SY/T41252013石油工业出版社2023-05-262023-11-26277SY/T53332023钻井工程设计规范SY/T53332012石油工业出版社2023-05-262023-11-26278SY/T5374.22023固井作业规程第2部分：特殊固井SY/T5374.22006石油工业出版社2023-05-262023-11-26279SY/T54122023下套管作业规程SY/T54122016石油工业出版社2023-05-262023-11-26代替标准采标号出版机构批准日期实施日期SY/T55852014石油工业出版社2023-05-262023-11-26SY/T63742016石油工业出版社2023-05-262023-11-26SY/T68042010石油工业出版社2023-05-262023-11-26SY/T68412011石油工业出版社2023-05-262023-11-26SY/T68482012石油工业出版社2023-05-262023-11-26SY/T69662013石油工业出版社2023-05-262023-11-26SY/T69672013石油工业出版社2023-05-262023-11-26序号标准编号标准名称280SY/T55852023地震勘探电缆281SY/T63742023油气田生产系统经济运行规范机械采油系统282SY/T68042023海洋平台钻机设施布置要求283SY/T68412023电法勘探时频电磁仪284SY/T68482023地下储气库设计规范285SY/T69662023输油气管道工程安全仪表系统设计规范286SY/T69672023油气管道数字化系统设计规范序号标准编号标准名称代替标准采标号出版机构批准日期实施日期287SY/T70222023油气输送管道工程顶管法隧道穿越设计规范SY/T70222014石油工业出版社2023-05-262023-11-26288SY/T70232023油气输送管道工程盾构法隧道穿越设计规范SY/T70232014石油工业出版社2023-05-262023-11-26289SY/T73192023气田生产系统节能监测规范SY/T73192016石油工业出版社2023-05-262023-11-26290SY/T7675.12023注入气一地层流体相态物性测试方法第1部分：注气膨胀实验石油工业出版社2023-05-262023-11-26291SY/T76762023石油天然气钢质管道全自动超声检测石油工业出版社2023-05-262023-11-26292SY/T76772023湿陷性黄土地区石油天然气工程设计规范石油工业出版社2023-05-262023-11-26293SY/T76782023二氧化碳驱油田站内工艺管道施工技术规范石油工业出版社2023-05-262023-11-26代替标准采标号出版机构批准日期实施日期石油工业出版社2023-05-262023-11-26石油工业出版社2023-05-262023-11-26石油工业出版社2023-05-262023-11-26石油工业出版社2023-05-262023-11-26石油工业出版社2023-05-262023-11-26石油工业出版社2023-05-262023-11-26石油工业出版社2023-05-262023-11-26序号标准编号标准名称294SY/T76792023二氧化碳驱油田集输管道施工技术规范295SY/T76802023石油类污染场地岩土工程勘察与修复技术规范296SY/T76812023油气田生产系统经济运行规范注汽系统297SY/T76822023高含水油泥脱水干化及污染控制技术规范298SY/T76832023液化天然气带压密封技术规范299SY/T76842023大型立式圆筒形钢制焊接储罐检测技术规范300SY/T76852023陆地节点地震仪序号标准编号标准名称代替标准采标号出版机构批准日期实施日期301SY/T76862023储气库库存评价技术规范石油工业出版社2023-05-262023-11-26302SY/T76872023气藏型储气库动态分析技术规范石油工业出版社2023-05-262023-11-26303SY/T76882023气藏型储气库老井封堵技术规范石油工业出版社2023-05-262023-11-26304SY/T76892023盐穴储气库腔体设计技术要求石油工业出版社2023-05-262023-11-26305SY/T76902023盐穴储气库造腔工程技术要求石油工业出版社2023-05-262023-11-26306SY/T76912023盐穴型储气库地面工程设计规范石油工业出版社2023-05-262023-11-26307SY/T76922023石油天然气钻采设备海洋钻井隔水管检验、修理与再制造石油工业出版社2023-05-262023-11-26序号标准编号标准名称代替标准采标号出版机构批准日期实施日期308SY/T76932023石油天然气钻采设备防喷器胶芯石油工业出版社2023-05-262023-11-26309SY/T76942023石油工业出版社2023-05-262023-11-26310SY/T76952023预语例石油工业出版社202023-11-26-XX.刖B根据国家能源局综合司2019年能源领域行业标准制修订增补、调整计划项目的通知的要求，本规范编制组经广泛调查研究，认真总结多年天然气脱水装置设计经验，参考有关国际先进标准和国外先进技术，并在广泛征求意见的基础上，修订本规范。与天然气脱水设计规范SY/T00762008相比，本规范修订的主要技术内容如下：1第2章增加“等压再生”“降压再生”等术语，修订“气提气”定义。2第3章增加乙烷回收等天然气处理工艺对水露点及脱水方式的要求，增加取样口及在线水露点监测要求。3第4章增加再生系统塔顶气密闭处理要求，修改甘醇损耗量、甘醇泵选型要求及颗粒过滤器精度要求，增加贫甘醇进塔流速要求。4第5章增加湿气冷吹时进出气位置要求、等压再生方式选择及再生温度确定要求，增加再生气压缩机选型及出口润滑油控制要求，增加吸附塔疲劳分析要求。5第9章增加低压再生系统安全阀设置要求。本规范由国家能源局负责管理，由石油工业标准化技术委员会石油工程建设专业标准化委员会负责日常管理，由中国石油工程项目管理公司天津设计院负责具体技术内容的解释。执行过程中如有意见和建议，请寄送中国石油工程项目管理公司天津设计院（地址：天津市经济技术开发区第二大街83号中国石油天津大厦，邮政编码：300457）o本规范起草单位：中国石油工程项目管理公司天津设计院本规范参编单位：中国石油集团工程建设有限公司西南分公司中国石油集团工程建设有限公司华北分公司本规范主要起草人：刘科慧姜为民王峰卫晓胡颖张朝阳王东军程为李彦许艳春王丹何国栋-H-+-田凡齐德珍周磊王刚陶冶建国英本规范主要审查人：李延春王小林->Incw闫广宏郑欣李宏葛劲风近呼Jm1 总则12 术语23 基本规定44甘醇吸收法脱水64.1 工艺方法64.2 工艺参数74.3 设备75吸附法脱水105.1 工艺方法105.2 工艺参数115.3 设备126低温法脱水136.1 水合物抑制剂的应用136.2 空冷法脱水146.3 冷剂制冷脱水146.4 膨胀法脱水147腐蚀及其控制168 材料179 安全与泄放18附录A天然气含水量及水合物计算图19附录B分离器工艺计算25附录C甘醇脱水工艺计算28附录D吸附脱水工艺计算34标准用词说明40引用标准名录41附：条文说明42Contents1 Generalprovisions12 Terms23 Basicrequirements44 Absorptionmethodofdehydrationwithglycol64.1 Technologicalmethod6O4.2 Technologicalparameter74.3 Equipment75 Adsorptionmethodofdehydration105.1 Technologicalmethod105.2 Technologicalparameter116 Equipment127 1.owtemperaturemethodofdehydration137.1 Applicationofhydrateinhibitors137.2 DehydrationOfaircooling147.3 Dehydrationofrefrigerant147.4 Dehydrationofdilatometry148 Corrosionandcontrol169 Material1710 Safetyandrelease18Appendix A Chartofwatercontentofnaturalgas19Appendix B Separatorprocesscalculation25Appendix C Glycoldehydrationprocesscalculation28Appendix D Adsorptiondehydrationprocesscalculation34Explanationofwordinginthiscode401.istofquotedstandards41Addition:Explanationofprovisions42.o.为了统一天然气脱水工程建设的技术要求，达到技术先进适用，确保工程建设质量、安全、环保、经济，制定本规范。1.0.2本规范适用于新建、扩建和改建工程的陆上天然气脱水装置设计。1.0,3天然气脱水设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行的有关标准规范的规定。2.0.1伴生气associatedgas伴随原油共生，与原油同时被采出的天然气。2.0.2气井气，wellgas纯气田和凝析气田采出的天然气。2.0.3水露点waterdewpoint天然气在一定的压力下析出第一滴水时的温度。2.0.4露点降dewpointdepression天然气脱水前后的露点温度差。2. 0.5吸收法absorptionmethod用甘醇化合物或金属氯化物盐溶液等液体吸收剂吸收天然气中水蒸气的方法。2.0.6吸附法adsorptionmethod用固体吸附剂吸附气流中水蒸气的方法。2.0.7低温法lowtemperaturemethod用空冷法、膨胀法和冷剂制冷直接冷却天然气，使天然气中的饱和水随温度降低而减少的方法。2.0.8气提气strippinggas用于降低再生分压、提高再生后甘醇浓度的干天然气或惰性气。2. 0.9富甘醇richglycol吸收了水的甘醇。2.0.10贫甘醇Ieanglycol经再生提浓后的甘醇。2. 0.11再生气regenerationgas用来加热吸附剂使其脱除水分的气体。22.O.12冷吹气blowgas用来冷却吸附剂的气体。2. 0.13水合物抑制剂hydrateinhibitor防止水合物生成的化学药剂。3. 0.14吸收剂absorbent用于吸收过程中吸收水分的液体。4. 0.15吸附剂adsorbent用于吸附水分的固体物质，如硅胶、氧化铝或分子筛等。2.0.16甜气sweetgas不需净化的，硫化氢和二氧化碳含量符合产品标准的天然气。2. 0.17酸性天然气sourgas硫化氢或二氧化碳含量超过产品标准中民用规定的天然气。3. 0,18等压再生isobaricregeneration吸附法脱水再生过程的压力与吸附过程压力基本相同的一种再生方法。4. 0.19降压再生depressurizationregeneration吸附法脱水再生过程的压力比吸附过程压力低的一种再生方法。5. 0.20干气再生regenerationwithdrygas采用不含水或经脱水后的干天然气进行再生的一种再生方法。6. 0.21湿气再生regenerationwithwetgas采用未经脱水的天然气进行再生的一种再生方法。7. 0.22尾气焚烧装置exhaustgasincinerator对甘醇脱水装置再生塔顶部排放的尾气进行焚烧的装置。3基本规定8. 0.1天然气脱水方法应根据油气田开发方案、油气集输工艺、天然气的压力、组成、气源状况、地区条件、用户要求、脱水深度等进行技术经济综合比较后确定。8.1 .2脱水装置应充分利用原料气的压力能，压力低的天然气可根据供气压力及处理工艺需要，增压集气后再脱水；分散的小气量宜集中脱水。8.2 .3脱水装置的处理能力应按任务书或合同规定的日处理量计算。脱水装置年工作时间宜按350d计，与天然气凝液回收装置配套的可按年工作时间800Oh计算。5. 0.4吸收法和吸附法脱水主要应用于天然气水露点的控制。低温法脱水可用于同时控制天然气的水露点和燃露点。采用深冷法的凝液回收、乙烷回收、LNG液化工厂和提氮等装置，上游脱水装置应采用吸附法脱水。3.0.5管输天然气脱水深度应符合现行国家标准输气管道工程设计规范GB50251中关于管输天然气水露点的要求。当采用低温分离工艺处理天然气时，其水露点应满足低温分离工艺的要求。3.0.6车用压缩天然气的水露点应符合现行国家标准车用压缩天然气GB18047的规定，CNG加气站脱水装置宜采用吸附法脱水。3.0.7脱水装置应结合天然气含水量、水合物形成温度及脱水深度要求进行设计，天然气含水量及水合物形成温度计算图见本规范附录A。3.0.8原料气进吸附塔或吸收塔之前应设置除去直径IOUm以上所有液滴的进口分离器，进口分离器规格可按本规范附录B计-4算。含有沥青胶质颗粒、粉尘或其他固体杂质的天然气，应设置过滤分离器。含有液燃的天然气，宜设置聚结过滤器。寒冷地区分离器应设防冻设施。3.0.9脱水装置进出口天然气管线上应设取样口，根据工程需要，脱水装置出口应设置在线水露点监测仪。3.0.10对采用低温法的脱水装置宜回收醇液和烧液。3.0.11寒冷地区回收含水液体的管线、阀门和集液包应伴热保温。3.0.12脱水装置宜采用模块化、橇装化设计。3.0.13生产中产生的废水、废气、废渣应进行处理，再综合利用。“三废”排放应符合国家现行法律、法规及有关标准规定的要求。4甘醇吸收法脱水4.1工艺方法41.1甘醇吸收法脱水宜用于脱水后天然气水露点不低于-15的场合。4.1. 2甘醇吸收法脱水宜使用三甘醇作吸收剂。4.1.3 甘醇吸收法脱水应结合原料气压力、温度、含水量及露点降要求进行工艺计算，计算方法见本规范附录C。4.1.4 贫甘醇进入甘醇一气体吸收塔之前，应用脱水后的气体进行冷却。4. 1.5甘醇闪蒸分离器的设置宜符合下列要求：1富甘醇含有溶解煌类、酸性气体或使用能量循环泵时，宜设甘醇闪蒸分离器。2闪蒸出的天然气可作燃料，含硫化氢的闪蒸气宜输至火炬或废气焚烧炉。4.1.6 重沸器热源可采用火管加热、热媒加热或电加热。设置在处理厂内的脱水装置的重沸器热源宜利用厂内供热系统。4.1.7 富甘醇进甘醇再生塔前，应设置颗粒过滤器和活性炭过滤器。4.1. 8甘醇再生塔塔顶气宜通过密闭流程进行处理。4.1.9当贫甘醇质量浓度需要达到99%及以上时，宜采用气提再生法或减压再生法。4. 1.10气提再生法的设计应符合下列要求：1气提气宜采用干燥过的氮气在贫液精微柱下方通入。当再生塔顶尾气焚烧或回收时，应采用干燥后天然气做气提气，气提天然气应预热。2三甘醇再生气提气量可按本规范图CO6估算。3甘醇再生塔顶宜设置回流冷凝器，回流冷凝器宜设置控制塔顶温度的旁通。4.1.11不适合气提的场合宜采用减压再生法。4.2 工艺参数4.2.1 进吸收塔的天然气温度宜为1548。温度高于48时，宜在进口分离器之前设置冷却设施。温度低于15时，宜在分离器后设置加热设施。4.2.2 进入吸收塔顶层塔板的贫甘醇温度宜冷却到比天然气进塔温度高6°C16°C,且不宜高于60。4.2.3 甘醇循环量应根据吸收塔进口处甘醇的浓度、塔盘数（或填料高度）和要求的露点降确定。每吸收Ikg水所需三甘醇循环量宜为0.013m3"0.027m3,二甘醇循环量宜为0.04m3-0.1m3o4.2.4 吸收塔的操作压力宜为2.5MPa（表压）10.0MPa（表压）。4.2.5 甘醇闪蒸分离器操作压力宜为O.17MPa（表压）0.52MPa（表压）。甘醇闪蒸分离器的液相停留时间根据天然气性质决定，重质燃含量较低时，宜选用两相分离器，溶液的停留时间宜为5minIOmin;重质燃含量较高时，宜选用三相分离器，溶液的停留时间宜为20min30min04.2.6 重沸器内三甘醇溶液温度不应高于204C,二甘醇溶液温度不应高于162。4.2.7 处理每立方米天然气的甘醇损耗量，三甘醇损耗量宜小于15mg,二甘醇损耗量宜小于22mg。4.3 设备4 .3.1进口分离器应紧靠吸收塔，与吸收塔一体时直径应与吸收塔相同。分离器至吸收塔的升气管管口高度应高于甘醇在停工或操作不正常时出现最高的液位，并应有防止甘醇溢入分离器的措施。分离器液相停留时间宜为IOmin20min°5 .3.2吸收塔的设计应符合下列要求：1吸收塔宜采用泡帽塔板或填料，填料宜选用规整填料。2塔顶应设置捕雾器，应除去大于或等于IODm的甘醇液滴。3吸收塔直径应按本规范公式(C.0.2)和塔内件水力计算确定。实际塔板数或填料高度应根据露点降、甘醇循环量及贫甘醇浓度确定。4板式塔的板间距不应小于O.45m,顶层塔板到捕雾器的间距不应小于塔板间距的L5倍，捕雾器到气出口的间距不宜小于塔内径的0.35倍。5填料塔进料口处应设有进料分布设施。4.3.3 甘醇闪蒸分离器可按本规范公式(C.0.4)计算。用于气相和甘醇两相分离时，宜采用立式分离器；用于气相、甘醇和液烧三相分离时，宜采用卧式分离器。4.3.4 甘醇循环泵宜选用往复隔膜泵或能量循环泵。采用往复式泵时，泵出口应设防止脉动的缓冲设施。4.3.5 颗粒过滤器应除去99%的10m以上的固体杂质。活性炭过滤器筒体长度与直径比宜为35,甘醇流速宜为2m3(hm2)3m3(hm2)o贫甘醇进塔流速不宜大于L5mso4.3.6 重沸器的设计压力不应小于0.10MPa(表压)或其充满水的静压中之较大值。4.3.7 采用三甘醇脱水时，重沸器火管表面平均热通量宜为18kWm225kWm2,不应高于31kWm2。燃烧器火焰形状和火焰长度的设计应避免在火管处产生热斑，管壁温度宜在甘醇分解温度以下，不应高于221。重沸器内应设堰板，堰板高度至少应比火管顶部传热管高150mm。4.3.8 自然通风式燃烧器的火管横截面热流密度不宜大于6800kWm2o4.3.9火管含腐蚀裕量的最小壁厚不应小于6mm。4.3.10 烟囱抽力应大于烟气流程总阻力的L2倍，计算时应根据当地海拔高度校核。4.3.11 甘醇再生塔的设计应符合下列要求：1甘醇再生塔宜采用不锈钢填料，塔径应按填料塔的操作气速度选取，喷淋密度宜为8m3(hm2)12r113(hm2)o2中小型装置的甘醇再生塔宜与回流冷却器、重沸器、贫液精储柱和缓冲罐用法兰连接成一体。3塔顶的蒸汽排出管线安装时应有一定的坡度，并宜保温。4对于连接一体的再生塔，宜设置吊耳。4.3.12 甘醇缓冲罐的设计应符合下列要求：1甘醇缓冲罐宜采用卧式容器，容积应满足开工、正常操作和停工时的液量波动要求。2甘醇缓冲罐的液位高度应能保证甘醇泵所需要的液体压头O3甘醇缓冲罐可与贫富甘醇换热器合一设置。4.3.13 经冷却后的热贫甘醇应满足泵允许的工作温度要求。4.3.14 贫富甘醇换热器宜采用板式换热器。4.3.15当脱水装置用于含硫天然气脱水时，再生塔顶部宜设置尾气焚烧装置。尾气焚烧装置可作为甘醇再生装置的附属设施。4.3.16当脱水装置用于含凝析油天然气脱水时，闪蒸罐宜设置凝析油收油口。5吸附法脱水1.1.1 方法1.1.2 吸附剂应根据工艺要求作经济比较后确定，应符合下列规定：1分子筛脱水宜用于要求深度干燥的场合，宜采用4A型或3A型。2酸性天然气应采用抗酸分子筛，氧化铝不宜处理酸性天然气。3当天然气要求的露点不低于-40C时，宜采用氧化铝或硅胶脱水。4低压气脱水，宜采用硅胶或氧化铝与分子筛复合床层联合脱水。1.1.3 吸附剂应按照国家现行标准分子筛分类GB/T362033A分子筛GB/T10504、4A分子筛HG/T2524、C型硅胶（粗孔硅胶）IIG/T2765.2及分子筛动态水吸附测定方法GB/T8770中的有关参数选取。1.1.4 进口分离器宜靠近脱水器，寒冷地区管线应保温伴热。1.1.5 进脱水器的原料气宜上进下出，再生气宜下进上出，当冷吹气为湿气时宜上进下出，为干气时宜下进上出。1.1.6 脱水器出口应设置粉尘过滤器。1.1.7 再生气加热方式应根据站内供热系统情况，经综合比较后确定。5.1.7吸附周期应根据装置规模、原料气含水量及切换频率确定。5.1.8 在工艺系统条件允许时，宜采用等压再生；采用降压再生时，对自动切换床层的装置增压或降压应设孔板或其他阻力元件控制气流速度，孔板和阻力元件的尺寸应经计算后确定。5.1.9 被加热的再生气管线和阀门应保温。5.1.10 再生气、冷吹气和燃料气应计量。5.1.11 再生气和冷吹气宜用净化后的干天然气。再生气和冷吹气应回收。5.1.12 再生气采用压缩机增压时，可采用往复式或离心式压缩机。当采用往复式压缩机时，应设置除油设施。5.1.13 再生气和冷吹气的热量宜回收。5.2工艺参数5.2.1 脱水器床层吸附周期应根据原料气中含水量、空塔流速、床层高径比、再生能耗、吸附剂寿命等作技术经济比较后确定。5.2.2 进床层的原料气温度不宜高于50。5.2.3 对于两塔流程，冷吹气流量宜与再生气流量相近，冷吹完成后，冷吹气出脱水器的温度宜低于50。5.2.4吸附时气体通过床层的压降不宜超过0.035MPa,不宜高于0.055MPa,床层压降可按本规范公式（D.0.6）计算。5.2.5 对于两塔流程，吸附剂加热时间宜为总再生时间的1/25/8,总再生时间应包括冷却时间。5.2.6 再生气的入口温度应根据脱水深度确定，不同吸附剂再生气入口温度应符合下列规定：1分子筛不应高于315。2氧化铝不应高于300。3硅胶不应高于245。5.2.7 吸附与再生进行切换时，降压与升压速度宜小于0.3MPamin.5.2.8 分子筛再生温度应根据脱水深度的要求确定。当采用等压再生且吸附操作压力高于6.OMPa（表压）时，进入4A分子筛吸附剂脱水器的再生气温度不宜低于280C。5.3设备5. 3.1吸附法脱水装置主要设备参数可按本规范公式(D.O.1)公式(D.0.7)计算确定。6. 3.2脱水器床层高径比不宜小于L6。7. 3.3脱水器床层自下而上应依次设置支撑栅板、不锈钢丝网、瓷球、吸附剂、瓷球、不锈钢丝网。支撑结构应有利于气流均匀分布和更换吸附剂。8. 3.4瓷球应选用高强度瓷球，床层上部装填高度宜为150mm,下部宜为15Omm200mmo5.3.5应根据筒体直径和高度设置脱水器人孔。1.3.6 再生气分水罐宜用两相分离器，分离器内应设捕雾网，冷凝水应设排放阀，冷凝水管线出口处宜设检查阀，寒冷地区排水管线应保温和伴热。1.3.7 脱水器应进行疲劳分析，脱水器进出口管道，再生、冷吹管道应合理补偿。脱水器疲劳分析应符合国家现行标准钢制压力容器分析设计标准JB4732的规定。再生气加热器间断运行时应满足交变工况的使用要求。5. 3.8脱水器上部管线宜设置可拆卸短管。5.1.1 粉尘过滤器对过滤介质粒径大小的要求应根据下游工艺需要确定。粉尘过滤器宜按一用一备设置。5.1.2 当采用加热炉直接加热再生气时，应符合国家现行标准石油工业用加热炉型式与基本参数SY/T0540和管式加热炉规范SY/T0538的有关规定。6低温法脱水6. 1水合物抑制剂的应用6.1.1天然气低温法脱水应采用水合物抑制剂防止水合物的形成，水合物抑制剂宜采用甲醇或乙二醇。6.1.2水合物抑制剂的选用应符合下列规定：1气流温度低于-40C,且压力较高的场合宜用甲醇。2 当气流温度不低于-25°C时,宜用乙二醇。3 当气流温度介于-25”-40时，应根据原料气组成、压力等具体情况选择抑制剂。6.1.3注入的水合物抑制剂应与天然气混合均匀。6. 1.4甲醇与甘醇最小注入量可按下列公式计算：t=(K1R)(100M-MR)(6.1.4-1)R=Xl(X)%(6.1.4-2)町+g式中：气体脱水前后水合物生成点的温度差(C);R水合物抑制剂富液(稀释液)的最小质量浓度；M注入水合物抑制剂的相对分子量；K1常数(甲醇Ki=1297,甘醇类K=2220);m;抑制剂质量；m2液态水质量。6.1.5 注入甲醇时，总注入量应为计算的最小注入量、甲醇的蒸发损失及甲醇在液态燃中的损失量之和。6.1.6 注乙二醇时，质量浓度宜为80%85%,吸水后乙二醇溶液的冰点应低于系统最低温度，吸水后的质量浓度宜为50%60%o6.1.7 天然气、凝液与乙二醇水溶液宜用卧式三相分离器分离，并回收乙二醇。乙二醇与凝液分离的沉降时间宜为20min”60minO分离器底部宜设加热盘管。6.1.8处理每立方米天然气的乙二醇损失量宜小于4mg。当存在天然气凝液时，乙二醇损失量还应计入乙二醇在凝液中的溶解量。6.2 空冷法脱水6.2.1 寒冷地区在较长时间内冬季气温比埋地管线处土壤温度低I(TC以上时，可使用空冷法直接对含饱和水天然气进行部分冷凝脱水。必要时可在空冷设备前注入水合物抑制剂。6.2.2 空冷法脱水可用于其他脱水方式的预脱水。6.2.3 空冷法脱水分出的油、水应回收处理。6.2.4 采用空冷法脱水的天然气集输管道，应设水合物抑制剂注入口，宜设清管设施。6.3 冷剂制冷脱水6.3.1 天然气无压差可利用的场合宜采用冷剂制冷脱水。6.3.2 制冷系统设计应符合国家现行标准天然气凝液回收设计规范SY/T0077的有关规定。6.3.3 预冷器宜采用板翅式换热器、绕管式换热器或其他高效逆流换热器，热端设计温差宜为3”5。6.3.4蒸发器宜采用具有蒸发空间的换热器。6.4膨胀法脱水6.4.1 天然气有压差可利用的场合宜采用膨胀法脱水。6.4.2 膨胀法脱水宜采用节流阀制冷，节流阀前宜注水合物抑制剂。6.4.3脱水后的低温干气、凝液的冷量宜回收。6.4.4气源压力逐渐递减的场合，应预留辅助制冷设施的接口。7腐蚀及其控制7.0.1酸性天然气宜先脱硫、脱碳，后脱水；当距天然气净化厂较远，管道中存在游离水时，可先脱水，再脱硫、脱碳。7.0.2对二氧化碳分压大于或等于0.021MPa的湿天然气，且会引起电化学腐蚀时，设备应采取腐蚀控制措施。7.0.3甘醇吸收法脱水的腐蚀控制应符合下列规定：1当气相中的二氧化碳分压小于0.021MPa时，可不采取腐蚀控制措施。2二氧化碳分压在0.021MPa0.21MPa时，宜采取腐蚀控制措施。3二氧化碳分压大于0.21MPa时，应采取腐蚀控制措施。4腐蚀控制措施宜采取控制富甘醇溶液PH值、注入缓蚀剂、增加腐蚀裕量或采用耐腐蚀材料。7.0.4对吸附法脱水，再生气中二氧化碳分压大于0.21MPa时再生气冷却器应采取腐蚀控制措施。7. 0.5富甘醇溶液PH值宜为7.07.5,最大不应超过8.Oo7.0.6再生塔和塔顶管线宜采取腐蚀控制措施；再生塔中的填料应选择耐腐蚀材料。7. 0.7甘醇储罐的上部空间应采用微正压干燥的天然气或氮气密封。8.0.1脱水过程中使用的受压容器的壳体、受压元件使用的钢材及焊接材料，应符合国家现行标准压力容器GB/T150.l150.4和固定式压力容器安全技术监察规程TSG21的规定。高度大于Iom,且高度与直径之比大于5的裙座自支承的受压容器壳体、受压元件使用的钢材及焊接材料，应符合国家现行标准塔式容器NB/T47041的规定。8.0.2脱水过程中使用的管壳式换热器应符合现行国家标准压力容器GB/T150.11504和热交换器GB/T151的规定。8. 0.3加热设备的壳体及受压元件使用的钢材应符合国家现行标准石油工业用加热炉安全规程SY/T0031的规定。9. 0.4在腐蚀环境中使用的脱水设备，应满足金属材料的电化学腐蚀和应力腐蚀控制要求。8.0.5脱水设备抗硫化物应力腐蚀金属材料和暴露于含硫化氢酸性油气环境中的压力容器、储罐、配管等焊缝硬度应符合国家现行标准天然气地面设施抗硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂金属材料技术规范SY/T0599的规定。8.0.6脱水设备的管材、管道附件及阀门在湿气环境中，根据环境苛刻程度，可采用内涂层、衬里或耐蚀金属等措施。9安全与泄放9.0.1脱水装置的安全、防火、泄压、放空设计应执行现行国家标准石油天然气工程设计防火规范GB50183及压力容器GB/T150.1-