MDEA天然气脱硫工艺流程
天然气中MDEA法脱硫技术的研究
天然气中MDEA法脱硫技术的研究天然气是一种清洁能源，当前已成为我国能源结构中很重要的部分。
据统计，我国天然气产量接近7×1010 m3，排名全球第九。
天然气中主要是存在H2S和有机硫化合物等酸性气体。
在运输过程中，会造成金属管道的材料腐蚀，引发重要的安全事故，造成巨大的人生、财产安全；另外在燃烧H2S的过程中，气味难闻，会污染大气环境；此外这些气体在低温过程中结冰堵塞仪表和管线；另外还会导致催化剂中毒等危害，影响产品质量。
所以必须对天然气进行脱硫工艺，使其符合国家标准。
开发安全、环保的天然气资源是势在必行。
论文对国内外MDEA法脱硫技术应用现状做了简要介绍。
对MDEA脱硫法做了详细的评述，介绍了其工艺原理和工作流程。
希望对我国天然气行业的脱硫技术的发展起一定的促进作用。
1 国内外天然气中MDEA法脱硫技术应用现状最早在天然气上采用MDEA脱硫的是美国的FlourCo。
在20世纪40年代末的时候，它就大力推荐使用MDEA法进行脱掉天然气中的H2S。
通过实验室以及工厂中的中试实验来证明此法可行。
到了70年代，美国的Dow chemical Co等对MDEA法脱硫进行了工业应用。
由此很多美国企业都开始采用此法，目前大约有10套左右的MDEA 装置在运转。
比如在伊朗，其Khangiran天然气净化厂也是采用的MDEA法进行脱硫的。
查询资料所知在加拿大，Burnt Timber天然气净化厂也进行了改造方案，采用MDEA溶液进行脱硫处理，预测到2020年时，其H2S的含量会大大降低。
查阅资料所知，我国对天然气使用MDEA法脱硫的研究开始于四川省内。
从1981年开始，四川的天然气研究所就开始了对天然气使用MDEA示脱硫的工业研究。
四川省内第一次将MDEA法脱硫装置应用在工业上是四川达州建设完成的日处理量为25kNm3的脱硫装置。
从这时开始，其它很多地方的天然气公司都开始学习采用此法进行脱硫，比如有渠县脱硫厂和万县脱硫厂。
天然气净化(处理)工艺原理及流程
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H2S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少量的H2S和CO2后，经过滤布过滤器和活性炭过滤器二级过滤后，经过贫富液换热器换热至85℃左右后进入再生塔顶，经加热、降压再生，解析出其中的酸性气体后变成贫液。经贫富液换热器、水冷器换热后，经循环泵加压后循环使用。
2）管道中有液体存在，会降低管线的输送能力。
3）水和其它液体在管道中和天然气中的硫化氢、二氧化碳形成腐蚀液，造成管道内腐蚀，缩短管道的使用寿命，同时增大了爆管的频率。
CH2CH2OH
NH
CH2CH2OH
主反应：
2R2NH+H2S===（R2NH）2S(瞬间反应)
2R2NH+H2O+CO2===（R2NH2）2CO3
副反应：
(R2NH2)2CO3+H2O+CO2===2R2NH2HCO3
2R2NH +CO2===R2NCOONH2R2
（R2NH）2S+H2S===2R2NHHS
MDEA和CO2的反应速率较慢，对H2S有较好的选择吸收性，单一的MDEA溶液较难深度脱除天然气中的CO2,加入DEA可加快溶液与CO2的反应速率，达到深度脱除CO2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，经过试验筛选，靖边气田净化厂的复合溶液中甲基二乙醇胺溶液一般浓度为40%,二乙醇胺溶液的浓度控制在5%左右
4.2脱硫单元的主要工艺流程
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后进入脱硫塔底，天然气从下向上与从上而下的MDEA贫液逆流接触，其中的H2S和部分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。
MDEA脱硫原理及工艺流程
MDEA法脱除CO2工艺是德国BASF公司20世纪80年代开发的一种低能耗脱CO2工艺。
此工艺在世界上几十个大型氨厂使用。
生产实践表明：该法不仅能耗低，而且吸收效果好，能使净化气中CO2降至1%以下，溶液稳定性好，不降解，挥发性小，腐蚀性好，对碳钢设备腐蚀性小，对烃类溶解度低等优点。
1、工艺原理MDEA的化学名是N-甲基二乙醇胺，它是一种叔胺。
与CO2反应如下：CO2 + H2O → H+ + HCO3- （7）H+ + R2CH3N → R2CH3NH+ （8）R2CH3N + CO2 + H2O→ R2CH3NH+ + HCO3- （9）反应（7）是水合反应，其反应速度很慢，为了加快反应速度，就是在N-甲基二乙醇胺溶液中加入活性剂，改变反应过程，当加入伯胺或仲胺后，反应就按下式进行：R2NH + CO2→ RNCOOH （10）RNCOOH + R2CH3N + H2O →R2NH + R2CH3NH+·HCO3（11）以上反应式可以看出，活化剂在表面吸收CO2反应生成羟酸基，迅速向液相传递CO2，生成稳定的碳酸氢盐，而活化剂本身又被再生。
N-甲基二乙醇胺溶液兼有化学吸附剂和物理溶剂的特点。
2、工艺流程粗原料气在2.8MPa下进行二段溶液洗涤的吸收塔，下段用降压闪蒸脱吸的溶液进行吸收，为了提高气体的净化度，上段再用经过蒸汽加热再生的溶液进行洗涤。
从吸收塔出来的富液相继通过两个闪蒸槽而降压，溶液第一次降压的能量由透平回收。
回收的能量用于驱动半贫液循环泵。
富液在高压闪蒸槽释放出的蒸汽中有较多的氢和氨，可压缩送回脱碳塔，出高压闪蒸槽溶液继续降压后，在低压闪蒸槽中释放出绝大部分CO2。
获得的半贫液大部分用循环泵打入吸收塔下段，一小部分送入蒸汽加热的再生塔再生，所得贫液送入吸收塔上段使用。
再生塔塔顶所得含水蒸气的CO2气体，送入低压闪蒸槽作为脱气介质使用。
3、工艺操作要点(1) 贫液与半贫液的比例贫液/半贫液比例一般为1/3~1/6，它决定于原料中CO2的分压。
3高含硫天然气脱硫技术-ppt课件
专题讲座
3 高含硫天然气脱硫技术
3 高含硫天然气脱硫技术
根据《气藏分类》(SY/T 6168-2009)，H2S浓度超过
2%(mol％)的天然气藏属于高含硫气藏。
高含硫气藏从化学组分来看，通常仍是以烃类为主的 气体，仅其中H2S和CO2浓度较高，有的有机硫含量也有 一定增加，因此，遵循此变化规律，采取恰当方法才能脱 除气体中高浓度酸气。胺法的工业应用表明，它不仅在中
(4) 安全系统的高可靠性
针对高含硫天然气处理厂危险等级高的情 况，重点对工厂联锁保护系统的设臵进行了优 化设臵。各工艺装臵建立内在联系，装臵内部 和各装臵间设臵联锁保护系统因果关系；确定 了联锁保护系统的安全等级；全厂紧急停车的 重要事故信号源多重设臵，避免误动作；联锁 保护系统增加超越开关和事故源的旁路；设臵 联锁保护系统动作前的预报警。
回收尾气作进一步处理，无论采用常规克劳斯、富氧 克劳斯、克劳斯延伸类工艺中的任何一种工艺均不能 满足环保标准及相关文件的要求，故需在硫磺回收装 臵后再加尾气处理装臵。
(2) 厂址应尽量靠近气田
考虑到气田集输湿气输送管道的安 全风险，要求集输管道应尽量短等，厂 址应尽量靠近气田。
(3) 控制系统完善，自动化程度高 、控制精确
(8)对设备制造质量要求
针对高含硫介质的腐蚀特性，对设备制造过程的 焊接和焊后热处理作严格要求。 • 焊接：所有焊缝均应经焊接工艺评定，包括对焊、补 焊、管子与管板焊接、堆焊、角焊等；在满足强度要 求的前提下，尽可能采用低强度焊接材料；焊接工艺 评定、焊接试板及每一种焊接工艺施焊的产品焊缝应 进行硬度测定；焊缝外的起弧、打弧点在焊后热处理 前打磨到位，并作磁粉或着色检查；所有焊接接头尽 可能不留下封闭的中间空隙；铁素体钢与奥氏体钢之 间不用异种金属焊接接头等。 • 焊后热处理：承压设备、管道的焊缝应进行整体热处 理，然后进行验证抗硫化物应力开裂(SSC)试验和抗氢 致开裂(HIC)试验；产品进行整体热处理后，应对焊缝 、母材和热影响区硬度进行检测控制。
天然气脱硫装置工艺流程设计
3.5.2 保证乙醇胺溶液脱硫的正常操作................................................................................ 29 3.6 胺法的一般操作问题.........................................................................................................................30
2.3.1 醇胺法脱硫原则工艺流程：.........................................................................................12 2.3.2 直流法硫磺回收工艺流程：.........................................................................................13 3 脱硫装置................................................................................................................................................ 14 3.1 脱硫工艺方法选择............................................................................................................................14 3.1.1 脱硫的方法....................................................................................................................14 3.1.2 醇胺法脱硫的基本原理.................................................................................................16 3.2 常用醇胺溶液性能比较....................................................................................................................17 3.1.2.1 几种方法性质比较.....................................................................................................18 3.2 醇胺法脱硫的基本原理.....................................................................................................................22 3.3 主要工艺设备..................................................................................................................................... 24 3.3.1 主要设备作用.................................................................................................................24 3.3.2 运行参数.........................................................................................................................25 3.3.3 操作要点.........................................................................................................................25 3.4 乙醇胺降解产物的生成及其回收.....................................................................................................28 3.5 脱硫的开、停车及正常操作.............................................................................................................28 3.5.1 乙醇胺溶液脱硫的开车.................................................................................................28
天然气脱硫原理及工艺流程
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mea活化mdea工艺天然气选择性脱硫脱碳研究
第5期天然气中含有的H2S、CO2等酸性气体杂质容易造成腐蚀、催化剂中毒、污染环境等严重问题[1,2],相对于CO2,H2S的危害较大,排放标准较为严格[3];综合考虑环保性和经济性,选择性深度脱除H2S和部分脱除CO2(<2%)成为天然气净化的研究热点[4]。
近年来,甲基二乙醇胺(MDEA)净化天然气工艺在国内外得到了广泛的应用[5⁃7]。
作为三级醇胺,MDEA与H2S发生快速的质子转移反应,而MDEA与CO2反应历程较为复杂,反应速率较慢,因此可以实现选择性深度脱除H2S[8⁃11];在满足天然气深度脱硫的前提下,CO2的排放往往不能够满足要求。
相较于三级胺MDEA,一级胺/二级胺与H2S及CO2结合能力较强,反应速率较快。
Kheirinik等[12]使用Promax考察了不同复配比例的MDEA⁃二乙醇胺(DEA)混合胺脱除天然气中CO2和H2S的效率,研究表明二级胺DEA的加入降低了胺液循环速率和再生能耗。
本文提出一乙醇胺(MEA)活化MDEA工艺选择性脱除天然气中的H2S及CO2,综合MDEA的高选择性、高吸收容量特性和MEA的高反应速率特性,实现高反应速率、高CO2吸收容量、低能耗。
本研究对比了MEA活化MDEA工艺和传统MDEA工艺的吸收能力和解吸能耗,并优化了操作条件。
1反应机理在液相中,MDEA和MEA与H2S的反应均为瞬时反应:MDEA吸收H2S反应:H2S+MDEA MDEAH++HS-(瞬时反应)MEA吸收H2S反应:H2S+MEA MEAH++HS-(瞬时反应) MDEA和MEA与CO2的反应速率较慢,以动力学为主导:MEA吸收CO2反应:MEA+CO2+H2O MEACOO-+H3O+(快速反应) MDEA吸收CO2反应:MDEA+CO2+H2O MDEAH++HCO3-(中速反应)因此,MDEA溶液在二氧化碳存在下能够选择性脱除H2S,MEA的加入有望提高传统MDEA工艺的选择性脱硫脱碳性能。
MDEA天然气脱硫工艺流程
《仪陇天然气脱硫》项目书目录1总论 (3)项目名称、建设单位、企业性质 (3)编制依据 (3)项目背景和项目建设的必要性 (3)1、4设计范围 (5)1、5编制原则 (5)遵循的主要标准、规范 (8)工艺路线 (8)2 基础数据 (8)原料气和产品 (8)建设规模 (9)工艺流程简介 (9)醇胺法脱硫原则工艺流程： (9)直流法硫磺回收工艺流程： (10)3 脱硫装置 (11)脱硫工艺方法选择 (11)脱硫的方法 (11)醇胺法脱硫的基本原理 (12)常用醇胺溶液性能比较 (13)几种方法性质比较 (14)醇胺法脱硫的基本原理 (17)主要工艺设备 (18)主要设备作用 (18)运行参数 (19)操作要点 (20)乙醇胺降解产物的生成及其回收 (21)脱硫的开、停车及正常操作 (22)乙醇胺溶液脱硫的开车 (22)保证乙醇胺溶液脱硫的正常操作 (22)胺法的一般操作问题 (23)胺法存在的一般操作问题 (23)操作要点 (24)选择性脱硫工艺的发展 (25)4 节能 (25)装置能耗 (25)装置中主要的能量消耗是在闪蒸罐、换热器和再生塔。
(25)节能措施 (25)5 环境保护 (26)建设地区的环境现状 (26)、主要污染源和污染物 (26)、污染控制 (26)6 物料衡算与热量衡算 (28)天然气的处理量 (28)7.天然气脱硫工艺主要设备的计算 (33)吸收塔的工艺设计 (33)选型 (33)塔板数 (33)塔径 (34)堰及降液管 (35)浮阀计算 (36)塔板压降 (37)塔附件设计 (38)塔体总高度的设计 (40)解吸塔 (40)计算依据 (40)塔板数的确定 (41)解吸塔的工艺条件及有关物性的计算 (41)解吸塔的塔体工艺尺寸计算 (42)8参数校核 (43)浮阀塔的流体力学校核 (43)溢流液泛的校核 (43)液泛校核 (43)液沫夹带校核 (44)塔板负荷性能计算 (45)漏液线（气相负荷下限线） (45)过量雾沫夹带线 (45)液相负荷下限 (45)液相负荷上限 (45)液泛线 (46)9 附属设备及主要附件的选型和计算 (47)10.心得体会 (49)11.参考文献 (50)1总论项目名称、建设单位、企业性质项目名称：天然气脱硫建设单位：中石油仪陇净化厂企业性质：国营企业编制依据天然气可分为酸性天然气和洁气。
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《仪陇天然气脱硫》项目书目录1总论 (3)1.1项目名称、建设单位、企业性质 (3)1.2编制依据 (3)1.3项目背景和项目建设的必要性 (3)1、4设计范围 (5)1、5编制原则 (5)1.6遵循的主要标准、规范 (8)1.7 工艺路线 (8)2 基础数据 (8)2.1原料气和产品 (8)2.2 建设规模 (9)2.3 工艺流程简介 (9)2.3.1醇胺法脱硫原则工艺流程： (9)2.3.2直流法硫磺回收工艺流程： (10)3 脱硫装置 (11)3.1 脱硫工艺方法选择 (11)3.1.1 脱硫的方法 (11)3.1.2醇胺法脱硫的基本原理 (12)3.2 常用醇胺溶液性能比较 (13)3.1.2.1几种方法性质比较 (14)3.2醇胺法脱硫的基本原理 (17)3.3主要工艺设备 (18)3.3.1主要设备作用 (18)3.3.2运行参数 (19)3.3.3操作要点 (20)3.4乙醇胺降解产物的生成及其回收 (21)3.5脱硫的开、停车及正常操作 (22)3.5.1乙醇胺溶液脱硫的开车 (22)3.5.2保证乙醇胺溶液脱硫的正常操作 (22)3.6胺法的一般操作问题 (23)3.6.1胺法存在的一般操作问题 (23)3.6.2操作要点 (24)3.7选择性脱硫工艺的发展 (25)4 节能 (25)4.1装置能耗 (25)装置中主要的能量消耗是在闪蒸罐、换热器和再生塔。
(25)4.2节能措施 (25)5 环境保护 (26)5.1建设地区的环境现状 (26)5.2、主要污染源和污染物 (26)5.3、污染控制 (26)6 物料衡算与热量衡算 (28)6.1天然气的处理量 (28)7.天然气脱硫工艺主要设备的计算 (33)7.1MDEA吸收塔的工艺设计 (33)7.1.1选型 (33)7.1.2塔板数 (33)7.1.3塔径 (34)7.1.4堰及降液管 (36)7.1.5浮阀计算 (37)7.1.6 塔板压降 (37)7.1.7塔附件设计 (39)7.1.8塔体总高度的设计 (40)7.2解吸塔 (41)7.2.1 计算依据 (41)7.2.2塔板数的确定 (41)7.2.3解吸塔的工艺条件及有关物性的计算 (42)7.2.4解吸塔的塔体工艺尺寸计算 (43)8参数校核 (44)8.1浮阀塔的流体力学校核 (44)8.1.1溢流液泛的校核 (44)8.1.2液泛校核 (44)8.1.3液沫夹带校核 (45)8.2塔板负荷性能计算 (45)8.2.1漏液线（气相负荷下限线） (45)8.2.2 过量雾沫夹带线 (45)8.2.3 液相负荷下限 (46)8.2.4 液相负荷上限 (46)8.2.5 液泛线 (46)9 附属设备及主要附件的选型和计算 (47)10.心得体会 (49)11.参考文献 (50)1总论1.1项目名称、建设单位、企业性质项目名称：天然气脱硫建设单位：中石油仪陇净化厂企业性质：国营企业1.2编制依据天然气可分为酸性天然气和洁气。
酸性天然气指含有显著量的硫化物和CO2等酸性气体，必须经处理后才能达到管输标准或商品气气质指标的天然气。
洁气是指硫化物和CO2含量甚微或根本不含，不需要净化就可以外输和利用的天然气。
天然气中存在的硫化物主要是H2S，此外还可能含有一些有机硫化物，如硫醇、硫醚、COS及二硫化碳等；除硫化物外，二氧化碳也是需要限制的指标。
酸性天然气的危害有：酸性天然气在水存在的条件下会腐蚀金属；污染环境；含硫组分有难闻的臭味、剧毒；硫可能使下游工厂的催化剂中毒；H2S可对人造成伤害；CO2含量过高会使天然气热值达不到要求。
1.3项目背景和项目建设的必要性天然气是一次能源中最为清洁、高效、方便的能源，不仅在工业与城市民用燃气中广泛应用，而且在发电业中也越来越重要作用，近20年来在我国呈现出快速发展的态势。
从西气东输和川气东送为标志的天然气管道工程建设到2009年11月份气荒，都促进了天然气市场的发展。
煤炭在我国一次能源消费中的比例将近70%，以煤为主的能源消费结构二氧化碳排放过多，对环境压力较大。
合理利用天然气，充分净化天然气，可以优化能源消费结构，改善大气环境，提高人民生活质量，对实现节能减排目标、建设环境友好型社会具有重要意义。
天然气是指自然界中天然存在的一切气体，包括大气圈、水圈、生物圈和岩石圈中各种自然过程形成的气体。
而人们长期以来通用的“天然气”是从能量角度出发的狭义定义，是指气态的石油，转指在岩石圈中生成并蕴藏于其中的以低分子饱和烃为主的烃类气体和少量非烃类气体组成的可燃性气体混合物。
它主要存在于油田气、气田气、煤层气、泥火山气和生物生成气中。
天然气是一种多组分的混合气体，主要成分是烷烃，其中甲烷占绝大多数，另有少量的乙烷、丙烷和丁烷，此外一般还含有硫化氢、二氧化碳、氮和水气，以及微量的惰性气体，如氦和氩等。
在标准状况下，甲烷至丁烷以气体状态存在，戊烷以上为液体。
从矿藏中开采出来的天然气是组分非常复杂的烃类混合物，且含有少量的非烃类杂质。
其中，非烃类杂质常常含有H2S、CO2和有机硫化物。
由于水的存在，这些气体组分将生成酸或酸溶液，造成输气管道和设备的严重腐蚀。
天然气中的硫化物及其燃烧物会破坏周围环境，损害人类健康。
而像H2S和硫醇这样的硫化物，并使之转化为可供工业应用的元素硫，便构成一条天然气工业中普遍采用的净化、回收硫的基本技术路线。
此外，当硫磺回收装置的尾气不符合大气排放标准时，还应建立尾气处理装置。
因此，天然气中的H2S量受到严格限制，开采出的天然气往往须经脱硫预处理，以满足传输及使用要求。
欧美发达国家制定的商品天然气气质标准规定：H2S控制含量在5mg/m3天然气左右；总硫控制含量为100mg/m3天然气（以硫计）左右；我国国家标准规定：Ⅰ类商品天然气H2S含量≤6 mg/m3，总硫含量≤100 mg/m3天然气（以硫计）。
故而一个完整的天然气脱硫厂应包括脱硫装置、硫磺回收装置和尾气处理装置。
天然气可分为酸性天然气和洁气。
酸性天然气指含有显著的硫化物和CO2等酸性气体必须经处理后才能达到管输标准或商品气气质指标的天然气。
洁气是指硫化物和CO2含量甚微或根本不含，不需净化就可外输或使用的天然气。
来自地下储层的天然气通常不同程度地含有H2S、CO2和有机硫化物（RSH、COS、RSSR，）等酸性组分，在开采、集输和处理时会造成设备和管道腐蚀；而且含硫组分往往有毒、有害并具有难闻的臭味，会污染环境和威胁人身安全（少量硫化氢就具有剧毒，虽然硫化氢在浓度极低时就能检测到，但由于嗅疲劳，在接触后几分钟内就会丧失嗅觉，从而无法感觉到硫化氢的危险浓度。
吸入浓度为几百ppm的硫化氢可能导致急性中毒，而且，虽然这种气体具有刺激性，但血液中吸收硫化氢所产生的全身效应会掩盖其刺激作用）；当天然气用作化工原料时，还会引起催化剂中毒；同时，CO2的含量过高将降低天然气的热值。
综上所述，天然气在使用前必须进行脱硫处理，严格控制酸性气体的含量，使其硫含量满足GB17320-1999天然气标准规定的天然气的技术指标，才能成为合格的使用天然气。
1、4设计范围（1）天然气脱硫的必然性（2）天然气脱硫的方法及工艺路线的选择（3）物料流程图（4）工艺流程图（5）脱硫装置（6）建设规模1、5编制原则通过加工的天然气所达到的气质指标，各国各地区都不同，这是由于天然气资源和矿藏处理水平、供销状况及有关的经济政策等各不相同所造成的。
由于化工生产所需要的原料气对有害物质特别是硫及其化合物的含量要求比较严格（硫含量一般为1-2mg/m3），天然气通常需要经过二次处理才能符合要求，而且这部分气量相对较小，故在制定商品天然气气质指标是多以符合燃料要求为依据，主要从保证天然气在输配系统中的安全运行，减少设备、管线的腐蚀，满足环境保护和卫生以及良好的燃料性能等方面规定对商品天然气的质量要求。
随着天然气在能源结构中的比例上升，输气管道压力升高，距离增长，对气质的要求也趋于严格。
在西方发达国家，气质指标除了管输指标外，往往还必须根据用户与公司签订的销售合同的有关条款来实行质量要求，以满足用户的需要。
商品天然气气质指标主要有：(1)最小热。
值为了使天然气用户能适当确定其加热设备，必须确定最小热值。
这项规定主要要求控制天然气中的N2和CO2等不可燃气体的含量。
(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H2S含量或总硫（H2S及其他形态）含量来表示。
(3)烃露点。
烃露点即在一定压力条件下天然气中析出的第一滴液烃时的温度，它与天然气的压力和组成有关。
为了防止天然气在输配管线中有液烃凝结，目前许多国家都对商品天然气规定了脱油除尘的要求，规定在一定条件下天然气的最高允许烃露点。
(4)水露点与含水量。
在地层温度和压力条件下，水在天然气中通常以饱和水蒸汽的形式存在，水蒸气的存在往往给天然气的输集带来了一系列的危害。
因此，规定天然气的含水量是十分必要的。
天然气的含水量以单位体积天然气中所含的水汽量来表示的，有时也用天然气的水露点来表示。
天然气的水露点是指在一定的压力条件下，天然气与液态水平衡时（此时，天然气的含水量为最大含水量，即饱和含水量）的温度。
一般要求天然气水露点比输气管线可能达到的最低温度还低5-6℃。
此外，往往还要求输送温度不超过49℃，对输送压力无严格要求。
GB 17820-1999依据不同用户的要求并结合我国天然气资源的实际组成，将商品天然气分成三类。
一类和二类天然气主要用作民用燃料，为了防止输配系统的腐蚀和保证居民健康，分贝规定其硫含量不大于6mg/m3（CHN）和20mg/m3（CHN）：三类天然气主要作为工业原料和燃料。
GB17820-1999同时规定高位发热量大于31.46MJ/m3（CHN），二氧化碳体积分数不大于3%，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℃。
考虑个别用户对天然气质量有不同要求，GB 17820-1999的附录同时规定；在满足国家有关安全卫生等标准的前提下，对上述三个类别以外的天然气，允许供需双方合同或协议来确定其具体质量要求。
我国商品天然气气质技术标准如下表：表 1 商品天然气气质技术标准（GB17820-1999）此外，按照用途不同，典型天然气气质指标见表2。
表2 典型天然气气质指标S+羟基硫+有机硫化合物注：1.H22.取决于用途3.体积与净化气体优化热量之比1.6遵循的主要标准、规范GB 16297-1996 《大气污染物综合排放标准》GB 17820-1999 《商品天然气的技术标准》SY/T6538-2002 《配方型选择性脱硫溶剂标准》SY/T6537-2002 《天然气净化厂气体及溶液分析方法标准》1.7 工艺路线开采出来的天然气中含有硫化氢和二氧化碳等酸性气体，在使用过程中会造成许多危害，所以在使用前必须进行脱硫脱碳处理。