10.天然气净化处理工艺李曙华

长庆气田天然气净化（处理）及配套工艺讲课人：2010年6月PAGEPAGE3目 录第一部分长庆气田天然气净化（处理）厂简介一、概述1、天然气处理的涵义2、长庆气田的气质特征3、商品天然气的质量要求4、长庆气田天然气处理工艺技术二、长庆气田天然气净化（处理）厂简介第二部分天然气净化（处理）工艺原理及流程一、天然气净化工艺原理及流程（一、脱硫单元（二、脱水单元（三）硫磺回收单元（四）酸气焚烧单元二、丙烷制冷脱水、脱烃工艺原理及流程（一）天然气处理单元（二）丙烷制冷单元（三）凝液回收单元第三部分天然气净化（处理）厂公用系统一、概述二、火炬放空单元三、空（氮）站四、供热、供水单元第四部分污水处理工艺技术一、含醇污水处理技术四、污水回注及污泥焚烧第一部分长庆气田天然气净化（处理）厂简介一、概述天然气净化厂（处理厂）36250（处理）厂的分布及生产能力如下：备注表1.1天然气净化（处理）厂生产能力统计表备注气田净化厂名称装置数量套处理能力万方天第一净化厂61200靖边气田第二净化厂2750第三净化厂1300榆林气田榆林天然气处理厂长北天然气处理厂226001000子洲—米脂气田米脂天然气处理厂2450苏里格第一天然气处理厂2600苏里格气田苏里格第一天然气处理厂31500苏里格第一天然气处理厂315001、天然气处理的涵义天然气处理是指为使天然气符合商品质量指标或管道输送要求而采用的一些工艺过程，例如脱除酸性气体（如脱硫、脱碳和有机硫化物等固体颗粒等杂质，以及热值调整、硫磺回收和尾气处理等过程。把脱除凝液（含凝液回收）的过程，称为天然气处理。2、长庆气田的气质特征HS、2COHSCO2 2 2轻微。详细情况见下表:靖边气田组—净靖边气田组—净二净三净榆林处理厂米脂处理厂苏里格处理厂分 %CO2HS2CO/H2 2设计运行设计运行设计运行设计设计设计3.0255.155.3215.735.285.511.731.660.20.0330.0470.0650.060.0280.036———91.7109.681.995.5188.8153.1———3、商品天然气的质量要求合考虑制定的，商品天然气的主要技术指标及概念如下：最小热值：为了使天然气用户能根据天然气燃烧值适当地确定其加热设备规格、型号，确定最小热值是必须的。所谓热值是指单位体积或质量天然气的高发热量或低发热量，这项规定主要要求控制天然气中的N和CO等不可燃气体的含量。2 2含硫量：主要是为了控制天然气的腐蚀性和出于对人类自身健康和安全的考虑。常以HS含量或总硫（HS及其它形态的硫）含量来表示。一般而言，HS含量不高2 2 2于6～24mg/Sm3。力和组成有关。1999GB17820-1999量指标如下：高位发热量，项目MJ/m3高位发热量，项目MJ/m3一类总硫（以硫计），mg/m3硫化氢，二氧化碳，mg/m3y，％≤100≤6二类＞31.4≤200≤20三类≤3.0≤≤－水露点，℃在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气的水露点应比最低环境温度低5℃。注：1、本标准中气体体积的标准参比条件是101.325kPa，20℃。2目前长庆气田的商品天然气质量控制指标执行二类气质标准。4、长庆气田天然气处理工艺技术天然气中的CO2

S2造成金属材料腐蚀，并污染环境，当天然气作为化工原料时还会导致催化剂中毒，影COHSHS2 2 220mg/m3；天然气液化中HS3.5mg/m3；合成氨或合成甲醇，2原料气中的含硫量小于1mg/m3。长庆天然气主要用作民用，根据长庆天然气的气质特征和商品天然气的质量要求，不同气田的天然气净化、处理工艺也不尽相同。靖边气田的天然气净化厂选用了甲基二乙醇胺（MDEA)脱除酸性气体的工艺，并MDEAClinsulf-do榆林、苏里格和子洲—米脂气田选用了丙烷制冷脱烃、脱水的工艺技术，主要脱除水分和凝析油，以有效降低进入长输管道的天然气的烃、水露点。二、长庆气田天然气净化（处理）厂简介各天然气净化（处理）厂的分布、工艺及自控系统在建设中各有不同，下面将进行简要介绍。1、第一净化厂第一净化厂始建于1996418302003101400/天，但由于原料气中的CO2

含量升高，在满足二级商品气质的条件下，工厂实际年处理能力可达到36亿方。下游主要用户有陕京管道、靖西管道、陕宁线、甲醇厂和靖边燃气电厂。5200140012处理等单元，各套装置自成体系，可以实现不停产条件下分别进行检修。2、第二净化厂第二净化厂总体设计年处理天然气能力25亿立方米。3751DCS分散控制、调度管理，以提高工厂运行的安全性、可靠性和管理水平。20008793020023914织。3、第三净化厂2002430200310301030011供热、消防、集配气、空氮站等单元。生产过程全部通过DCS与一净、二净相区别的是，该厂采用热煤炉TEG）能效果显著。4、榆林天然气处理厂2005310下游用户主要有陕京管道、榆林天然气化工厂。300×104m336辅助生产设施和公用工程。站输往陕京管道。5、长北天然气处理厂30/500×104m3J-T50该厂的自动控制系统先进，有独立于生产控制系统的安全连锁（ESD）系统，自动化控制水平高。6、米脂天然气处理厂米脂天然气处理厂年处理能力为152007822525有供风、供水、供电、自控、供热及消防等辅助生产设施和公用工程。7、苏里格第一天然气处理厂苏里格第一天然气处理厂主要担负着5个合作区块和苏14区块、桃2区块天然30苏里格燃气电厂和乌审旗中天燃气公司及长蒙天然气管道公司。73300200610200751300露点要求控制在-10℃以下，夏季要求控制在-5℃以下。8、苏里格第二天然气处理厂50/5200863（500，凝析油稳定处理装置（处理量6（苏里格第二处理厂的工艺是先脱水后压缩工艺。露点要求控制在-20℃以下，夏季要求控制在-5℃以下。9、苏里格第三天然气处理厂50/-11500/20096露点要求控制在-10℃以下，夏季要求控制在-5℃以下。第二部分天然气净化（处理）工艺原理及流程一、天然气净化工艺原理及流程长庆气田的天然气净化厂主要生产单元包括脱硫单元、脱水单元和硫磺回收单元。（一、脱硫单元1、天然气脱硫的原因和意义HS、CO2 2CO2

为不可燃气体，影响天然气热值的同时，也影响管输效率。特别是，HS是一种具有令人讨厌的臭鸡蛋味，有2HSmg/m3就会使人流泪、头痛，高浓度的硫2S以上）下对设备、管线腐蚀严重；还2对某些钢材产生氢脆，在天然气净化厂曾发生阀杆断裂、阀板脱落现象。有机硫中毒会产生恶心、呕吐等症状，严重时造成心脏衰竭、呼吸麻痹而死亡。因此天然气脱硫有保护环境、保护设备、管线、仪表免受腐蚀及有利于下游用户的使用等益处。硫（99.9着广泛的用途。从高含量CO2

的天然气中分离出来的高纯度的CO2

可用于制备干冰，也可用于采油上回注地层以提高原油的采收率。2、天然气脱硫、脱碳的方法关于天然气中酸性气体的脱除，开发了许多处理方法，这些方法可分成湿法和干法两大类。干法脱硫目前工业上已很少应用，工业大型装置以湿法为主。湿法脱硫按照溶液的吸收和再生方法，可分为化学吸收法、物理吸收法和氧化还原法三类。化学吸收法（HSCO2 2温度、降低压力的条件下，该化合物又能分解而放出酸气。主要有代表醇胺法、改良热钾碱法、氨基酸盐法。改良热钾碱法已成功地用于从气体中脱除大量CO，也可用来脱除天然气中的CO2 2HS2KCO+CO+HO→2KHCO2 3 2 2 3KCO+HS→2KHCO+KHS2 3 2 38%以上，CO/HS2 2响较大，吸收压力不宜低于2MPa。美国和日本合成氨厂很多采用这种方法脱CO。美国装置数超过100套，日本装2置数超过500套。物理吸收法组分。物理吸收一般在高压和较低的温度下进行。物理吸收法的主要代表有冷甲醇法、碳酸丙烯酯法、N-甲基吡咯烷酮法、聚乙二醇二甲醚法和磷酸三丁酯法。物理吸收法具有如下特点：一般在高压和较低的温度下进行；溶剂酸气负荷高，适宜于处理酸气分压高的原料气；溶剂不易变质，腐蚀性小，能脱除有机硫化物；8PAGEPAGE10较化学吸收法低。① 冷甲醇法冷甲醇法是以甲醇为吸收剂，在低温（低于-50℃）下吸收酸性气体的物理吸收法。甲醇在高压低温下CO2

HS1.0MPa2HS2②聚乙二醇二甲醚法（SelexolHS2 2果。化学—物理吸收法合物，但常用的是二异丙醇胺（DIPA）和甲基二乙醇胺（MDEA。湿式氧化法ADA（蒽醌法、螯合铁法、法。湿式氧化法具有以下特点：脱硫效率高，可使净化后的气体含硫量低于5.0mg/m3；HS2可在常温和加压状态下操作；大多数脱硫剂可以再生，运行成本低。干法脱除酸性气体所谓干法，是应用固体材料吸附、化学反应、气体分离等技术脱除天然气中HS2和CO2

组分。干法主要包括氧化铁法、活性炭法、分子筛、膜分离法等。干法脱除酸气技术通常用于低含硫气体处理，特别是用于气体精细脱硫。大部分干法脱硫工艺由于需要更换脱硫剂而不能连续操作，还有一些干法如锰矿法、氧化锌法等，脱硫剂均不能再生，脱硫饱和后要废弃，一方面会造成环境问题，另一方面会增加脱硫成本。①氧化铁法氧化铁法是用氧化铁（即人们熟知的海绵铁）脱HS，是一种古老而知名的气体2脱硫方法，迄今仍在许多特殊用途的领域中广泛应用。②分子筛法物，同对硫化氢一样具有很大的化学亲合力，因此，分子筛不仅可以除去HS，2CS0.4ppm2（0.53mg/m3）以下。现在，美国已经有多个工业分子筛装置在运转。3、甲基二乙醇胺、二乙醇胺的脱硫、脱碳原理（MEADEAMDEA（NH。2必要的碱度，促进酸性组分的吸收。天然气脱酸性气体常用的醇胺有一乙醇胺（MEA)、二乙醇胺（DEA)、二甘醇胺（DGA)、二异丙醇胺（DIPA)、甲基二乙醇胺（MDEA）等。一乙醇胺（MEA）MEAHS5mg/m3HCO2 2 2MEA在醇胺中相对摩尔质量最小，因而以单位重量或体积计具有最大的酸气负荷。二乙醇胺（DEA）DEAMEACOSCO2

的反应速度较慢，因而DEA与有机化合物反应而造成的溶剂损失量少。对有机硫化物含量较高的原料气，用DEA脱硫较有利。DEACO2

HS2甲基二乙醇胺（MDEA）MDEAHS2强、反应热较低、腐蚀倾向小、蒸气压较低等优点。表2.1 几种常用醇胺的物理和化学性质MEA DEA61.9 105.14MDEA119.17备注相对摩尔质量表2.1 几种常用醇胺的物理和化学性质MEA DEA61.9 105.14MDEA119.17备注相对摩尔质量相对密度（20℃）1.017（20％）1.0919（30％）1.0418（20％）沸点，℃101.3kpa170.4268.4230.66.67kpa100.0187.2164.01.33kpa68.9150.0128.0蒸汽压(20),pa28.0〈1.33〈1.33凝固点，℃10.228-14.6水中溶解度（20℃）100%96.40%100%黏度（mpa..s)24.1（20℃）380（30℃）101（20℃）甲基二乙醇胺的化学分子式：CHCHOH2 2CHN3－CHCHOH2 2主反应：H2S+R3N===R3NH++HS-(瞬间反应)CO2+R3N (不反应)副反应：3CO2+H2O === H++HCO- (极慢反应R3N+H+ ===R3NH+(瞬间反应)3R3NH2O ===R3NH++OH-(慢反应)二乙醇胺的化学分子式：CH2CH2OHNHCH2CH2OH主反应：2RNH+HS=== （RNH）S (瞬间反应)2 2 2 22RNH+HO+CO===（RNH）2CO2 2 2 2 2 3副反应：(RNH)2CO+HO+CO=== 2RNHHCO2 2 3 2 2 2 2 32RNH+CO=== RNCOONHR2 2 2 22（RNH）S+HS === 2RNHHS2 2 2 2MDEACO2

HSMDEA2难深度脱除天然气中的CO,加入DEA可加快溶液与CO的反应速率，达到深度脱除CO2 2 2的目的，使净化气中满足CO2

含量＜3%的要求。二乙醇胺（DEA）为仲胺，碱性较强，40%,5%左右4、工艺流程和设备2.1中可见，所涉及的主要设备是吸收塔、汽提塔、换热和分离设备。靖边气田的天然气净化厂采用复配甲基二乙醇胺溶液（40％MDEA、5%DEA）脱25图2.1 典型的醇胺法工艺原理示意图我们将以第一净化厂为例，讲述天然气净化厂的主要工艺流程。天然气的总流程各集气站来的原料天然气经过清管区、集气区、脱硫、脱水单元后回到集配气总12站的配气区，经过计量后输往各下游用户。各集气干线来气各集气干线来气清管区集气区脱硫单元各下游用户配气区各下游用户配气区脱水单元图2.2 各净化厂内天然气流程示意图清管区设有清管接收筒，除汇集各集气干线的含硫天然气外，还定期对各集气干线进行清管收球作业。集气区往净化装置。正常输气时，除尘器并联运行。清管作业时，2脱硫单元用化学吸收方法，脱除原料气中的硫化氢及部分二氧化碳。脱水单元脱除湿净化天然气中的饱和水，脱水后天然气外输至集配气单元。配气区户及自用配气站。在计量管段设置了流量计和调节阀，可以自动控制外输流量。1）天然气流程从集气区来的原料天然气经过重力分离器和过滤分离器分离出液体和固体杂质MDEAHS2分CO2

被脱除，从塔底出来的湿净化气在湿净化气分离器中分离出携带的MDEA液滴后进入脱水单元。详细的流程示意图见图2.3。13图2.3 脱硫单元内天然气流程示意2）甲基二乙醇胺溶液流程贫甲基二乙醇胺溶液从吸收塔顶自上而下与原料天然气进行逆向接触，吸收HS2和CO2

后变成富液从塔底流出，进入闪蒸塔内降压闪蒸，闪蒸出溶液中的烃类气体和HSCO2 285℃成贫液。经贫富液换热器、水冷器换热后，经循环泵加压后循环使用。110℃～115℃焚烧系统，酸液打回流，以控制再生塔顶温度。图2.4 脱硫单元胺液循环流程（二、脱水单元1、天然气脱水的意义天然气在进输气管道中将逐渐冷却，天然气中的饱和水蒸汽逐渐析出形成水14和凝析液体。该液体伴随天然气流动，并在管线较低处蓄积起来，造成阻力增大。当液体蓄积到形成段塞时，其流动具有巨大的惯性，将造成管线末端分离器的液体捕集器损坏。管道中有液体存在，会降低管线的输送能力。道内腐蚀，缩短管道的使用寿命，同时增大了爆管的频率。水在管道中容易形成水合物，堵塞管道，影响正常生产。为了保护天然气的长输管道，提高管线输送效率，天然气进入输气管道之前，必须进行脱水处理。2、天然气脱水的方法及特点TEG）脱水工艺。三甘醇（TEG）学名三乙二醇醚，分子式为，主要物理特性见表2.2。三99％环再利用。该工艺具有以下特点：(30～60℃失小、投资和操作费用省等优点。的温度，减小了对长输管道管输能力的影响。持溶液清洁，有利于装置长周期运行。可以避免专为三甘醇再生而设置中压蒸汽系统。表2.2 三甘醇的物理特性相对分子量 冰点℃相对分子量 冰点℃密度(20℃)沸点℃理论热分解温度℃再生温度℃ 粘度Pa·s(20℃)150.2-7.21.1254285.5206.7176.7～20447.81033、脱水工艺流程和设备脱水单元主要的工艺设备有脱水塔（泡罩塔盘、过滤器、重沸器、循环泵等。15工艺原理流程示意图如图2.5所示：图2.5 三甘醇脱水工艺原理流程图脱水单元的天然气流程TEGH02带的三甘醇溶液后进入集配气总站配气区。三甘醇循环流程甘醇富液被预热到一定温度后进入重沸器，在重沸器中，富液中部分水分变成蒸汽，（三）硫磺回收单元硫磺回收装置是脱硫单元配套环保工程，主要是将脱硫单元脱除的酸气转化成硫磺，尾气进酸气焚烧单元焚烧后经烟囱排入大气。核心单元（反应单元）为系列连续化生产，辅助单元（硫成型单元）为间歇生产。主要生产装置有：硫回收单元、硫磺成型和包装、硫磺仓库10－27×104m3/d，HS1.32－3.％（mol。12–30×104m3/dHS1.552－3.5％（mol。16PAGEPAGE19Clinsulf-DO1、Clinsulf-DOClinsulf-DOLindeClinsulfHS500～50000m3/h2HS,HS1～20%,这2 2ClausClinsulf-DoHS2OHCO2 2化反应。反应原理如下：HS+3/2O=====SO+H02 2 2 22HS+SO=====3/xS+2HO2 2 x 22、工艺流程简述空气和脱硫单元来的酸气按照一定的比例（理想配比的空气数量是由一分子O21/2HS0.42）200℃后，2进入反应器中，在催化剂的作用下酸气中的硫化氢和氧气发生放热反应生成单质硫，292.1℃（HS2表，自反应器出来的硫蒸气经过硫冷凝器、硫分离器后，液态硫进入液硫储槽后，2.6。序号H序号HS（％）2反应器温度（℃）备注11.325921.526832.029242.531653.032463.4338序号HS含量（％）反应器温度（℃）硫蒸汽冷凝点（℃）序号HS含量（％）反应器温度（℃）硫蒸汽冷凝点（℃）2TI-1512(℃）备注11.3259180190-19521.5268192202－20732.0292206216－2218888008图2.6 硫磺回收流程示意3、产品硫磺性质及规格符合国家标准GB/T2449-92。外观：亮黄色纯度：≥99.9％（wt）水分：≤0.1％（wt）灰分：≤0.03％（wt）酸度（以硫酸计有机物 ：≤0.03％（wt）（四）酸气焚烧单元酸气焚烧单元主要用于焚烧脱硫单元脱除的酸性气体，将酸性气体HS氧化成2SO后排入大气。在硫磺回收装置建成以后，本单元主要处理硫磺回收装置产生的尾2气。1、工艺流程简述压焚烧炉（H-2101）HSSO2 2来的高温烟气进入烟囱排放。为了保证安全，在酸气进口、燃料气进口管均安装有阻火器。正常操作时应控制炉膛温度在600℃左右，炉膛温度与燃料气压力串级控制，通过调节燃料压力来达到控制炉膛温度的目的。2、正常操作参数0.03MPa45℃；头、炉膛温度：550～600℃；烟道温度：450～500℃。炉头和炉膛温度不能过高是为HS2450℃防止形成单质硫堵塞烟道。当酸气量发生变化时，调整燃料气量，以保证灼烧温度。炉膛内温度过高时，调节尾部的蝶阀，掺入适当的空气以调节炉膛的温度。二、丙烷制冷脱水、脱烃工艺原理及流程下特点：丙烷作为制冷介质，蒸发温度低，对人体毒性小。丙烷制冷工艺适用于天然气重烃组分较少的情况，经济性好。回收单元。1、天然气处理单元5MPa-3℃，口注入甲醇。预冷后的原料天然气经满液蒸发器降温至-15℃（冬季-15℃，夏季-5℃2.7。图2.7 苏里格第一处理厂天然气处理单元工艺流2、丙烷制冷单元降至-15℃。丙烷蒸汽经压缩机压缩后（70℃、1.0MPa）进入油分离器分离出夹带的30℃丙烷液体再经节流后（约-15℃、0.2MPa）进入满液蒸发器，在蒸发器中吸收天然气的热量，蒸发为丙烷蒸汽（-15℃、0.2MPa，从而完成整个制冷过程的循环。工艺流2.8。图2.8 苏里格第一处理厂丙烷制冷单元工艺流程（三）凝液回收单元从气体过滤分离器、低温分离器分离出来的醇烃混合液经醇烃加热器加热至45℃，1.0MPa2.9。图2.9 苏里格第一处理厂凝液回收单元工艺流程21PAGEPAGE23第三部分天然气净化（处理）厂公用系统为了保证主要生产装置的正常运行，每个天然气净化（处理）厂都配套建设火炬放空系统、供电、供热、供水、空压站、空氮站等公用单元。这些公用系统运行的正常与否也直接影响工厂的正常运行，这里简单介绍较重要的几个公用单元。1、火炬放空单元火炬放空系统是保障装置安全生产的辅助设施，包括高压放空系统和中压放空系统两部分，主要处理工厂开车、停车以及紧急停车事故情况下的原料气、净化气等。目前GB40183《石油、天然气防火设计规范》要求高低压放空管线分设，但建设较早的净化厂、处理厂高低压放空合用一条管线。在开停车及处理相关事故的手动放空操作中，要操作平稳，防止放空过猛造成放空管线激烈振动。放空的高、中压天然气自装置放空管线到系统管带，进入火炬放空单元后，在天然气放空分液罐进行气液分离，分离出凝析液的天然气进入火炬放空。为了确保上游工艺装置及火炬筒本身的安全，火炬筒顶部设有分子密封器，其密封气为天然气；为使火焰稳定，火炬头顶设有稳火圈和挡风板；为了节约燃料气，分子密封器管线设有流量调节装置和节流器。火炬顶部设有常明灯三个，燃料气量约为20-25m3/h，三个长明灯沿火炬头边沿按120度均布。2、空（氮）站空压站是保证全厂工艺装置安全生产的辅助设施，它为全厂的调节阀、连锁阀等仪表提供动力，并为全厂各装置的吹扫提供工厂风。空压站主要包括空气压缩机、空气干燥器、缓冲罐。空氮站内还设有制氮撬块，为工厂开停工过程提供置换用气。空气压缩机将空气压缩后进入对应的干燥器和相应得制氮撬块，根据不同的工艺要求，生产仪表风、工厂风和氮气。在空压（氮）站运行中一定要注意仪表风和氮气的水露点（-46℃）及压力，特别是在冬季，防止出现因仪表风管线冻堵造成的仪表失灵。工艺流程示意图如图3.1：仪表风系统管网仪表风仪表风系统管网仪表风空气压缩机干燥器制氮撬块工厂风工厂风系统管网空气压缩机干燥器制氮撬块工厂风工厂风系统管网氮气氮气系统管网四、供热、供水单元氮气氮气系统管网供热单元的主要功能是为净化（处理）控制操作台等组成。工艺流程简述：0.45MPa。锅炉属于压力容器，因为时间关系，在此就不详细讲述了。硫磺回收装置用的中压蒸汽压力为2.5MPa，由于反应器对凝结水的水质要求较制指标如下：颜色无色电导率≤0.20μS/cm25℃时PH值9-10氧含量≤0.020mg/l总Fe≤0.020mg/l总Cu≤0.003mg/l硅酸盐（SIO2）≤0.020mg/l氯化物（CL-）≤0.010mg/l有机物质 ≤5mg/lKMnO4≤0.5mg/lOiL≤0.020mg/l CL转供水单元:由水源站和供水站两部分组成，主要功能是为处理厂各生产单元提供循环冷却水及为消防用水等生产用水；并承担着为生活基地提供生活用水。第四部分 污水处理工艺技术回注，也用于场地清洗和绿化。992不含醇污水处理站，2一、基本概念1、化学需氧量COD：指在酸性条件下，采用一定的强氧化剂将有机物氧化为CO、2HO2量越大，说明水体受有机物的污染越严重。2水体的污染程度。3、水的预处理：指在污水精馏处理之前，预先进行的初步处理，以便在水精处消毒等。4、溶解氧：溶解于水中的游离氧称为溶解氧（DOmg/L，当水腐败发臭，因此，溶解氧也是衡量水体污染程度的一个重要指标。5、凝聚：凝聚就是向水中加入硫酸铝、硫酸亚铁、明矾、氯化铁等凝聚剂，以中和水中带负电的胶体微粒，使离子变为不稳定状态，从而达到沉淀的目的。6、絮凝：絮凝是在水中加离分子物质絮凝剂，使已经中和的胶体微粒更快的序号名序号名称单位数量凝成较大的絮凝物，从而加速沉淀。7、混凝：通过双电层作用而使胶体颗粒相互聚结过程的凝聚和通过离分子物质的吸附架桥作用而使胶体颗粒相互黏结过程的凝絮，这两者总称为混凝。8、气浮沉淀：在水中通入空气产生微气泡，同时加浮选剂，使水中的悬浮物粘附在空气气泡上，上浮到水面形成浮渣，然后利用界面吸附作用及气液比重差，将污染物浓缩于界面后的分离方法。9、生物驯化：在驯化过程中，能分解工业废水的微生物，适应的得到发展，不能适应的微生物逐渐淘汰。10、生物膜法：是土壤自净的人工化，是使微生物群体附着于其他物体表面上呈膜状，并让它与废水接触而使之净化的方法。11、活性污泥：如果在一桶粪便污水中，不断打入空气，维持水中有足够的溶解氧，为微生物生长创造良好的条件，那么经过一定时间后就会产生褐色絮花状泥粒，把泥粒放在显微镜下观察，可以看到里面充满着各种各样的微生物细菌、霉菌、原生动物和后生动物如轮虫、昆虫的幼虫和蠕虫等，它们互相连接成一条食物链，细菌和霉菌能分解复杂的有机化合物，通过自身的增殖，产生做为原生动物的食料的细胞质；原生动物又被后生动物所消耗，后者也可以直接依靠分解者生活，这种充满微生物的絮状泥粒叫活性污泥。二、含醇污水处理技术1、含醇污水水质情况Ca2+、Mg2+、Fe2+、HCO-等离子，同时还含有一定量的3SO2-COHS4 2 2表4.1含醇污水水质一览表1总硬度mg/L20000～500002总矿度mg/L50000～800003K+、Na+mg/L8000～100004Ca2+mg/L2000055Mg2+mg/L10006Cl-mg/L30000～500007SO2+4mg/L2008Fe2+mg/L100～3009PH—5～710甲醇含量%（wt）20%~11HCO-3mg/L40012油份mg/L＞20013机杂mg/L936.52、含醇污水预处理工艺流程及简述5.11）5.0～10.0×104mg/L高价金属阳离子含量高，Ca2+含量在一般10000～25000mg/lMg2+含量在1000～2500mg/l、Fe2+含量在100～300mg/L之间；COHCO-含量较高，HCO-400mg/L2 3 3200mg/L；PHpH5.0～6.5CaCl2因此气田含醇污水对管线、设备具有很强的腐蚀性，而且在高温下有严重的结垢趋势，导致甲醇回收装置在运行中存在结构、腐蚀、结垢、甲醇回收效率降低和污水回灌不达标等各种复杂问题。为了解决净化厂甲醇回收装置运行过程中存在的问题，必须对污水进行预处理，尽量除去污水中溶解的CO2

HSpH2以及污水回灌问题。（以第一净化厂的水质为例）pHNaOH，pH7.5～8.5；HO0.05～0.10mL/L；222B，(4)0.5缓蚀阻垢剂配方为：HEDP（表观浓度： 磺酸盐阻垢分散剂（表观浓度：BTA： 2.0～2.5mg/L。药，缓蚀阻垢剂加入量控制总磷〉5.0mg/L。23#PH51#2B，1、2#7004.1)。坚持定期检测含醇污水的水质，根据水质变化调整预处理工序中的加药量及药剂品种，以保证甲醇回收装置的正常运行。3、甲醇回收装置

图4.1含醇污水预处理流程图（65.100℃，通过常压精馏将二者分开。含醇污水由泵从污水储罐中吸出加压过滤后，先通过塔底出水预加热，再经蒸汽补热到进料温度进塔；塔底出水靠液位差进入再沸器。再沸器用蒸汽加热，部分水蒸28汽返回塔底，部分水作为塔底出水（即净化后的污水，该净化水统一回灌地层。塔40℃4.2: