您好！正常施工的燃氣管道入戶后是不用加過濾器的！減壓閥是燃氣設計院根據進戶壓力進行設計的！如果你們家里現有管道上沒有安裝！那說明設計院沒有設計！不必再安裝！

在燃氣輸配系統中，所有調壓器都是一個什么設備答案

這個是可以的
只要你安全措施做好，建在地上和地下沒有太大關系的。
調壓站在燃氣輸配系統中的主要作用是調節和穩定系統壓力，并控制燃氣流量，防止調壓器后設備被磨損和堵塞，保護系統，以免出口壓力過低或超壓。
調壓站由調壓器、閥門、過濾器、安全裝置、旁通管以及測量儀表等組成。有的調壓站裝有計量設備，除了調壓以外，還起計量作用，故稱做調壓計量站。
(一)閥門
為了檢修調壓器、過濾器以及停用調壓器時切斷氣源，在調壓站的進出口處必須裝設閥門。另外，在距調壓站10m以外的總進出口管道上也應設置閥門。正常運行時，此閥門處于常開狀態。當調壓站發生事故時，不必接近調壓站即可關閥門切斷氣源，以防事故蔓延。在調壓站大修時，也應關閉此閥門，切斷氣源。
(二)過濾器
燃氣中含有的各種雜質積存在調壓器和安全閥內，會妨礙閥芯和閥座的配合，影響調壓器和安全閥的正常運行，因此，必須在調壓器入口處安裝過濾器。調壓站常用鬃毛或玻璃絲做填料的過濾器。如圖7-1-1所示。燃氣帶進過濾器的固體顆粒撞到擋板上，并積聚在過濾器的下部，定期由清掃孔5排出，在燃氣中殘余的小顆粒固體和塵屑阻留在濾芯上。過濾材料裝在兩金屬網格之間，清洗時應先卸開上蓋，并將濾芯取出采。過濾界前后應安裝壓差計，根據測得的壓力降可以判斷過濾器的堵塞情況。在正常工作情況下．燃氣通過過濾器的壓力損失不得超過10kPa，壓力損失過大時應拆下清洗。
(三)安全閥
由于調壓器薄膜破裂、關閉不嚴或調節失靈時，會使調壓器失去自動調節及降壓作用，引起出口壓力突然上升，導致系統超壓，危及安全，因此，調壓站必須設
置安全閥。
調壓室的出口壓力由安全切斷閥和安全放散閥進行控制。安全切斷閥控制壓力的上限和下限，安全放散閥只控制壓力的上限。放散閥的放散壓力應比切斷閥的關閉壓力低。當調壓器正常工作時，僅在應當關斷時關閉不嚴(由于閥門上積存雜質、磨損等原因)，燃氣才放散到大氣中去。此時，經由關閉不嚴的閥門流過的燃氣量大于用氣量，出口壓力就會增大。為了避免出口壓力過高，就必須將多余的燃氣排入大氣。

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準不盡相同，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，本文將結合哈薩克斯坦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

哈薩克斯坦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 （標準狀態為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，經增壓站升壓后進裝置壓力為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后，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，脫水深度還需滿足后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，并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后經燃燒后排放大氣。

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后續的輕烴回收裝置的要求。

5 脫水工藝方案的初步選擇

通常采用的脫水工藝方法有溶劑脫水法和固體干燥劑吸附法。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℃。而固體干燥劑吸附法脫水后的干氣，露點可低于-50℃。

由于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采用固體干燥劑脫水工藝，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。

通常采用的脫硫脫硫醇的方法有液體脫硫法和固定床層脫硫法。

如果采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，所以可選擇砜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，此時可采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余的硫醇。

本方案還可以采用堿洗脫硫醇工藝來脫除天然氣中的硫醇，為減少生產過程中堿的耗量和產生的廢堿量，前面的醇胺法脫硫裝置需采用一乙醇胺工藝，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：砜胺法脫硫+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砜胺法脫硫裝置脫除幾乎全部的H2S和75%的硫醇，然后進入分子篩脫水脫硫醇裝置脫除水分和剩余的硫醇，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后再返回至砜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+堿洗脫硫醇+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，然后進入堿洗脫硫醇裝置脫除幾乎全部的的硫醇，脫除硫化物后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后返回脫水裝置脫水，是一個循環的流程。



7.1 方案一工藝特點

1）砜胺法脫硫裝置，采用環丁砜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、環丁砜和水，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。與傳統的堿洗工藝不一樣的是，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采用堿洗工藝時要增加2×104m3/d。

分子篩脫水和脫硫醇采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