Точка росы по углеводородам - ​​Википедия - Hydrocarbon dew point

Информацию о метеорологической точке росы см. точка росы.

В точка росы по углеводородам это температура (при данном давление ), при котором углеводород компоненты любой газовой смеси, богатой углеводородами, такие как натуральный газ, начнем конденсировать вне газовой фазы. Его также часто называют HDP или HCDP. Максимальная температура, при которой такие конденсация происходит называется крикондентерм.[1] Точка росы по углеводородам зависит от состава газа, а также от давления.

Точка росы по углеводородам повсеместно используется в газовой промышленности в качестве важного параметра качества, оговаривается в контрактных спецификациях и применяется на протяжении всей цепочки поставок природного газа, от производителей до обработка, передающие и распределительные компании конечным конечным пользователям.

Точка росы по углеводородам газа отличается от точки росы по воде, последняя представляет собой температуру (при заданном давлении), при которой водяной пар, присутствующий в газовой смеси, будет конденсироваться из газа.

Отношение к термину GPM

В Соединенных Штатах точка росы по углеводородам перерабатываемого по трубопроводам природного газа связана с термином GPM, который представляет собой галлоны сжижаемых углеводородов, содержащихся в 1000 кубических футах (28 м3).3) природного газа при указанной температуре и давлении. Когда сжижаемые углеводороды характеризуются как гексан или выше молекулярный вес компоненты, они указаны как GPM (C6 +).[2][3]

Однако качество неочищенного добытого природного газа также часто характеризуется термином GPM, означающим галлоны сжижаемых углеводородов, содержащиеся в 1000 кубических футах (28 м3).3) сырого природного газа. В таких случаях, когда сжижаемые углеводороды в неочищенном природном газе характеризуются как этан или компоненты с более высокой молекулярной массой, они указаны как GPM (C2 +). Точно так же, когда характеризует пропан или компоненты с более высокой молекулярной массой, они указаны как GPM (C3 +).[4]

Следует проявлять осторожность, чтобы не путать два разных определения термина GPM.

Хотя GPM является дополнительным параметром, имеющим определенную ценность, большинство операторов трубопроводов и других лиц, которые перерабатывают, транспортируют, распределяют или используют природный газ, в первую очередь заинтересованы в фактическом HCDP, а не в GPM. Более того, GPM и HCDP не являются взаимозаменяемыми, и нужно быть осторожным, чтобы не перепутать, что именно означает каждый из них.

Методы определения HCDP

В основном есть две категории определения HCDP. Одна категория включает «теоретические» методы, а другая - «экспериментальные».

Теоретические методы

Теоретические методы используют компонентный анализ газовой смеси (обычно с помощью газовой хроматографии, ГХ), а затем используют уравнение состояния (EOS) для расчета точки росы смеси при заданном давлении. Уравнения состояния Пенга – Робинсона и Квонга – Редлиха – Соаве чаще всего используются для определения HCDP в газовой промышленности.

Теоретические методы, использующие анализ ГХ, имеют четыре источника ошибок:

  • Первым источником ошибки является ошибка выборки. Трубопроводы работают под высоким давлением. Для проведения анализа с использованием полевого газового хроматографа давление должно быть снижено до давления, близкого к атмосферному. В процессе снижения давления некоторые из более тяжелых компонентов могут выпасть, особенно если снижение давления осуществляется в ретроградной области. Следовательно, газ, поступающий в ГХ, принципиально отличается (обычно более бедный по тяжелым компонентам), чем реальный газ в трубопроводе. В качестве альтернативы, если пробоотборная бутылка собирается для доставки в лабораторию для анализа, необходимо проявлять особую осторожность, чтобы не допустить попадания каких-либо загрязняющих веществ в пробу, убедиться, что пробоотборная пробирка представляет собой фактический газ в трубопроводе, и для извлечения всего газа. образец правильно в лабораторный ГХ.
  • Второй источник - ошибка анализа компонентов газовой смеси. Типичный полевой ГХ будет иметь в лучшем случае (при идеальных условиях и частой калибровке) ошибку ~ 2% (от диапазона) в количестве каждого анализируемого газа. Поскольку диапазон для большинства полевых газовых хроматографов для компонентов C6 составляет 0–1 моль%, неопределенность в количестве компонентов C6 + будет составлять около 0,02% мол. Хотя эта ошибка существенно не меняет теплотворную способность, она вносит значительную ошибку в определение HCDP. Кроме того, поскольку точное распределение компонентов C6 + неизвестно (количество C6, C7, C8, ...), это дополнительно вносит дополнительные ошибки в любые вычисления HCDP. При использовании ГХ C6 + эти ошибки могут достигать 100 ° F или более, в зависимости от газовой смеси и допущений, сделанных в отношении состава фракции C6 +. Для природного газа «трубопроводного качества» анализ C9 + GC может уменьшить неопределенность, поскольку он устраняет ошибку распределения C6-C8. Однако независимые исследования показали, что кумулятивная ошибка может быть очень значительной, в некоторых случаях превышающей 30 ° C. Лабораторный анализ C12 + GC с использованием детектора ионизации пламени (FID) может еще больше уменьшить ошибку. Однако использование лабораторной системы C12 может вызвать дополнительные ошибки, а именно ошибку выборки. Если газ должен быть собран в пробоотборный сосуд и отправлен в лабораторию для анализа C12, ошибки отбора проб могут быть значительными. Очевидно, также существует ошибка запаздывания между временем отбора пробы и временем ее анализа.[5]
  • Третий источник ошибок - ошибки калибровки. Все ГХ необходимо регулярно калибровать с помощью калибровочного газа, представляющего анализируемый газ. Если калибровочный газ не является репрезентативным или калибровка обычно не выполняется, будут внесены ошибки.
  • Четвертый источник ошибок связан с ошибками, заложенными в модели уравнения состояния, используемой для расчета точки росы. Различные модели склонны к разной погрешности при различных режимах давления и газовых смесях. Иногда наблюдается значительное расхождение расчетной точки росы, основанное исключительно на выборе используемого уравнения состояния.

Существенным преимуществом использования теоретических моделей является то, что HCDP при нескольких давлениях (а также крикондентерм) может быть определен из одного анализа. Это обеспечивает такие рабочие возможности, как определение фазы потока, протекающего через расходомер, определение того, повлияла ли на образец температура окружающей среды в системе отбора проб, и исключение амин вспенивание жидких углеводородов в аминовом контакторе. Однако последние разработки в области объединения экспериментальных методов и усовершенствований программного обеспечения устранили этот недостаток (см. комбинированный экспериментальный и теоретический подход ниже).

К поставщикам ГХ, предлагающим продукт для анализа HCDP, относятся Emerson,[6] ABB, Thermo-fisher, а также другие компании.

Экспериментальные методы

В «экспериментальных» методах фактически охлаждают поверхность, на которой конденсируется газ, а затем измеряют температуру, при которой происходит конденсация. Экспериментальные методы можно разделить на ручные и автоматизированные. Руководство Такие системы, как прибор для проверки точки росы Горнодобывающей промышленности, зависят от оператора, который медленно охлаждает охлажденное зеркало вручную и визуально обнаруживает начало конденсации. В автоматизированный В методах используются автоматические средства управления охлаждением зеркал и датчики для определения количества света, отраженного зеркалом, и обнаружения конденсации путем изменения отраженного света. Метод охлажденного зеркала - это первый принцип измерения. В зависимости от конкретного метода, используемого для определения температуры точки росы, могут потребоваться некоторые корректировочные расчеты. Поскольку для обнаружения конденсации обязательно должна произойти конденсация, указанная температура ниже, чем при использовании теоретических методов.[5]

Подобно ГХ-анализу, экспериментальный метод подвержен потенциальным источникам ошибок. Первая ошибка - в обнаружении конденсата. Ключевым компонентом при измерении точки росы с охлажденным зеркалом является тонкость обнаружения конденсата - другими словами, чем тоньше пленка при обнаружении, тем лучше. Устройство ручного охлаждаемого зеркала полагается на оператора, чтобы определить, когда на зеркале образовался туман, и, в зависимости от устройства, может быть очень субъективным. Также не всегда понятно, что конденсируется: вода или углеводороды. Из-за традиционно доступного низкого разрешения оператор был склонен занижать точку росы, другими словами, сообщать о температуре точки росы ниже фактической. Это связано с тем, что к тому времени, когда конденсат накопился достаточно, чтобы быть видимым, точка росы уже была достигнута и пройдена. Самые современные ручные устройства позволяют значительно повысить точность отчетов. Есть два производителя ручных устройств, и каждое из их устройств соответствует требованиям к приборам для измерения точки росы, как определено в Руководстве ASTM по анализу углеводородов. Однако есть существенные различия между устройствами, включая оптическое разрешение зеркала и метод охлаждения зеркала, в зависимости от производителя.

Автоматические устройства с охлаждающими зеркалами обеспечивают значительно более воспроизводимые результаты, но на эти измерения могут влиять загрязнения, которые могут повредить поверхность зеркала. Во многих случаях важно использовать эффективную систему фильтрации, которая подготавливает газ к анализу. С другой стороны, фильтрация может немного изменить состав газа, а фильтрующие элементы могут забиваться и насыщаться. Достижения в области технологий привели к созданию анализаторов, которые меньше подвержены влиянию загрязняющих веществ, а некоторые устройства могут также измерять точку росы воды, которая может присутствовать в газе. Одно из недавних нововведений - использование спектроскопии для определения природы конденсата в точке росы. Другой пользовательский прибор - лазерная интерферометрия для регистрации очень незначительного количества конденсата. Утверждается, что эти технологии меньше подвержены влиянию загрязняющих веществ. Еще одним источником ошибок является скорость охлаждения зеркала и измерение температуры зеркала при обнаружении конденсации. Эту ошибку можно минимизировать, контролируя скорость охлаждения или используя систему быстрого обнаружения конденсации.

Экспериментальные методы обеспечивают только HCDP при давлении, при котором проводится измерение, и не могут обеспечить крикондентерм или HCDP при других давлениях. Поскольку крикондентерм природного газа обычно составляет около 27 бар, в настоящее время существуют системы подготовки газа, которые регулируют входное давление до этого значения. Хотя операторы трубопроводов часто хотят знать HCDP при текущем линейном давлении, входное давление многих экспериментальных систем можно регулировать с помощью регулятора.

Есть приборы, которыми можно управлять в ручном или автоматическом режиме с «Вымпела».[7] Компания.

Компании, предлагающие автоматизированную систему охлаждения зеркал: Вымпел,[7] Ametek, Michell Instruments, ZEGAZ Instruments[8] и Bartec Benke (модель: Hygrophil HCDT).

Комбинированный экспериментальный и теоретический подход

Недавнее нововведение - объединить экспериментальный метод с теоретическим. Если состав газа анализируется с помощью ГХ C6 +, А ТАКЖЕ точка росы измеряется экспериментально при любом давлении, затем экспериментальную точку росы можно использовать в сочетании с ГХ-анализом для получения более точной фазовой диаграммы. Такой подход преодолевает главный недостаток экспериментального метода, заключающегося в незнании всей фазовой диаграммы. Пример этого программного обеспечения предоставлен Starling Associates.

Смотрите также

Рекомендации

  1. ^ Точка росы по углеводородам
  2. ^ Белая книга по выпадению жидких углеводородов в инфраструктуре природного газа (NGC + Liquid Hydrocarbon Dropout Task Group, 15 октября 2004 г.)
  3. ^ Белая книга по выпадению жидких углеводородов в инфраструктуре природного газа В архиве 2008-10-10 на Wayback Machine (NGC + Liquid Hydrocarbon Dropout Task Group, 28 сентября 2005 г.)
  4. ^ А. Дж. Кидней и Уильям Пэриш (2006). Основы переработки природного газа (1-е изд.). CRC Press. ISBN  0-8493-3406-3. (См. Страницу 110)
  5. ^ а б Эндрю Браун и др. (Май 2007 г.). «Сравнение методов измерения точки росы природного газа по углеводородам», Отчет Национальной физической лаборатории Великобритании AS 3, ISSN 1754-2928.
  6. ^ http://www2.emersonprocess.com/en-US/brands/Danalyzer/GC/Model-700XA/Pages/index.aspx
  7. ^ а б Вымпел Инструментс (Анализатор точки росы по углеводородам Hygrovision BL)
  8. ^ ZEGAZ Instruments (HCD5000 (TM) Анализатор точки росы по углеводородам)

https://www.bartec.de/en/products/analyzers-and-measurement-technology/trace-moisture-measurement-for-gases/hygrophil-hcdt/

внешняя ссылка