1.1.2　终端主要工艺概况

（1）天然气过滤分离单元

终端接收来自海上气田的天然气和少量凝析油，进站压力约3.5MPa。海管来天然气首先进入段塞流捕集器（V-A102、V-LA102），在段塞流捕集器中将凝析油分离出来，分离出的气体经过调压阀稳压后（乐东终端海管来的天然气先经过调压阀稳压，再进入段塞流捕集器）进入过滤分离器（V-A203、V-LA203）进一步分离，分离后的天然气一部分控制烃露点后去脱碳和增压装置增压外输，另一部分调压后去化肥（甲醇）一路。东方气田处理装置和乐东气田处理装置段塞流捕集器气相出口管线可相互连通，设切换阀组、流量计、调节阀，可实现东方气田处理装置和乐东气田处理装置天然气互补功能。终端天然气处理系统工艺流程见图1-1。

（2）露点控制单元

为满足外输天然气烃露点<5℃的要求，外输部分天然气首先进天然气预冷器（E-A205、E-LA305）冷却，再进入丙烷蒸发器（E-A206、E-LA306）进一步冷至4℃，然后进入天然气分离器（V-A204、V-LA304）分离出凝液，凝液与进站凝析油混合后去稳定装置，天然气进脱碳单元脱除CO₂或直接进外输计量单元。

（3）脱碳、脱水、增压外输单元

脱碳、脱水单元布置在露点装置与终端增压机之间，自露点控制单元来的天然气进脱碳吸收塔，由下向上流动，与自上而下的MDEA溶液逆流接触，MDEA溶液吸收CO₂，得到净化天然气［CO₂含量小于1.5%（摩尔分数）］，净化天然气经冷却后进干燥塔或三甘醇吸收塔进行脱水。自脱碳、脱水单元来的天然气，与未脱碳天然气混合，进天然气增压机升压至6.7MPa后经冷却至45℃，经外输首站外输到某电厂和海口市。

（4）凝析油处理单元

段塞流捕集器、过滤分离器、天然气分离器等容器分离出的凝液进凝析油稳定系统，为避免凝析油节流温降过大，凝析油先与稳后凝析油换热初步升温，经调压阀调压，再进入凝析油分离器闪蒸，闪蒸后的天然气进入低压燃料气系统，闪蒸后的凝析油分为两部分，一部分经凝析油进料换热器与塔底稳定凝析油换热，升至一定温度后从稳定塔中部进料，另一部分作为冷回流从稳定塔上部进料。塔底稳定凝析油经塔底再沸器加热后进入凝析油换热器与中间进料换热，温度降低后进入凝析油预热器与进装置的凝析油换热进一步降温，然后进入燃料气换热器和凝析油冷却器冷却到40℃后进入储罐，装车外销。

凝析油稳定塔顶闪蒸气经火炬分液罐去低压火炬燃烧放空。凝析油稳定系统工艺流程见图1-2。

（5）燃料气系统

东方处理装置除应急发电机用柴油作燃料外，其他燃料全采用燃料气。该装置建有高压（1.8MPa）和低压（0.5MPa）燃料气系统。高压燃料气引自脱烃后天然气，用户为三台天然气增压机。低压燃料气来自脱碳和脱水后的天然气，用户为蒸汽锅炉、热媒炉、再生气加热炉和自备电站。

乐东处理装置只有低压燃气系统，用户为导热油炉及蒸汽锅炉。燃料气供气压力为0.55MPa。东方处理装置高压燃料气系统与乐东处理装置燃料气系统连通，可以实现燃气系统互为备用。燃料气系统流程简图见图1-3。

（6）供热系统

终端供热系统包括热媒系统、蒸汽系统、再生气加热炉及余热锅炉。

东方一期蒸汽系统设2台10t/h的蒸汽锅炉（一开一备），用户为脱CO₂系统的再生塔底再沸器；热媒系统设2台250kW的热媒炉（互为备用），为凝析油稳定塔提供热源。东方二期蒸汽系统设3台10t/h的蒸汽锅炉（两开一备），用户为脱CO₂系统的再生塔底再沸器。东方一期、二期干燥系统设3台1000kW再生气加热炉（两开一备），为脱水系统分子筛再生提供热源。

乐东蒸汽系统设2台15t/h的蒸汽锅炉（一开一备），蒸汽用户为脱CO₂系统的再生塔底再沸器。乐东热媒系统设2台350kW的热媒炉（互为备用），用户为凝析油稳定塔再沸器和脱水单元三甘醇再生釜。

终端为回收燃气透平压缩机组烟气余热新建余热锅炉一台，产生的蒸汽送入低压蒸汽管网，为脱碳单元供热，以减少蒸汽锅炉的燃气消耗。目前终端供热系统简图如图1-4所示。