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外文翻译
大连理工大学本科外文翻译
三种天然气脱水方法的比较
Comparisonofthreemethodsfornaturalgasdehydration
学院(系):
化工与环境生命学部
专业:
过程装备与控制工程
学生姓名:
孙羽
学号:
201142017
指导教师:
马源
完成日期:
大连理工大学
DalianUniversityofTechnology
三种天然气脱水方法的比较
MichalNetusil∗,PavelDitl
捷克共和国,布拉格6,16607,捷克技术大学,过程工程系
摘要:
本文比较了三种广泛应用于工业的天然气脱水方法:
(1)三甘醇脱水
(2)固体干燥剂吸附脱水(3)冷凝。
三者的比较是根据三种方法的能量需求和适宜性作出的。
能量计算是在这样一个模型下进行的,即:
在30℃下处理100000Nm3/h的天然气饱和水。
气体压力变化为7到20兆帕。
所需的出口天然气中水的浓度相当于气体在-10℃、4兆帕下的露点温度。
关键词:
气藏;地下储气库;天然气;天然气脱水
1.引言
天然气脱水与天然气储存是密切相关的。
之所以说储存天然气是个有趣的想法,有两个基本的原因。
首先,它能够减少对天然气供应的依赖。
其次,它可以对配电线路进行最大化利用。
在夏天天然气需求少时储存天然气,而在冬天又能够提供大量天然气用于供暖。
地下储气库是储存大量天然气的最有利选择。
如今在欧盟内部有几乎130个地下储气库。
他们总的最大技术存储容量大约为95亿立方米。
根据最新更新,直到2020年,欧洲将陆续增加超过70亿立方米的储存容量。
地下储气库有三种类型:
(1)利用含水多孔地层
(2)利用贫油气田(3)利用岩盐地穴。
三种储存方法都有各自的物理特性。
一般情况下,地下储气库储存气体的容许压力最高为20兆帕。
内部压力随着气体注入增加,随着气体撤出减小。
输出天然气压力取决于管路分布。
分布位置通常开始于7兆帕。
天然气温度通常在20-30℃之间。
确切温度随着地下储气库的位置和时间而变化。
地下储气库的缺点是在储存过程中天然气容易被水蒸气饱和。
在贫油情况下,高烃蒸汽还会污染储存气体。
分配标准通过指定地下储气库露点温度来设定允许水的浓度。
露点温度通常取为天然气4兆帕下-7℃。
该值大约等效于天然气在4兆帕下含
。
天然气水含量饱和度取决于地下储气库的温度和压力。
这可以在GPSA数据书(第12版),20章,图20号查到。
天然气所含水的平均值高于要求的5倍。
因此,地下储气库中天然气分配之前的脱水步骤尤为重要。
本文根据脱水方法的能源需求和适宜性,比较了三种工业脱水方法。
2.脱水方法
2.1吸收脱水
首先是水的吸收。
通常采用三甘醇脱水。
吸收方式即在乙二醇接触器(板式塔或包层)进行湿天然气与三甘醇的逆流流动。
在接触过程中,三甘醇被水丰富后从接触器的底部流出。
丰富的三甘醇之后继续在塔顶引入,流进内部热交换器。
之后流进闪蒸鼓,闪蒸汽从三甘醇中释放和分离。
三甘醇然后运行到三甘醇/三甘醇的冷侧换热器,在这之后,回暖三甘醇被过滤后喷入塔内,进入再沸器,其中水被加热分离。
基于三甘醇的分解温度,再沸器内的温度不能超过208℃。
再生三甘醇泵回通过三甘醇/三甘醇的热侧和天然气/三甘醇热交换器进入塔顶。
整个过程如下图所示。
图一吸附脱水方案
再生三甘醇的纯度和循环利用率限制了天然气的输出露点温度。
汽提可以提高三甘醇的再生率。
得到波塞尔-NAT,指形和天然气空调国际许可的DRIZO设计,已获得专利,可以替代传统的汽提气。
该Drizo再生系统采用了可回收溶剂作为汽提介质,用异辛烷溶剂做介质,但典型的组合物为约60%的芳族烃,30%的环烷烃和10%的链烷烃。
三相溶剂的水分离器是该方法的关键,该指形再生系统在缓冲罐中的蒸汽空间采用了一个冷却盘管(以下简称“指形”),在盘管处有大量的蒸气冷凝。
冷凝水是水和三甘醇的混合物,从而进行进一步的分离。
增强再生系统被描绘在图2中。
图二三甘醇再生系统的增强方案
2.2吸附
第二种脱水方法是利用固体干燥剂吸附。
在该方法中,吸附剂有分子筛、硅胶和氧化铝。
每个干燥剂的物理特性见下表。
表一用于天然气脱水的干燥剂物理性能的比较
性能
硅胶
氧化铝
分子筛
特定区域(m2/g)
750-830
210
650-800
孔隙体积(cm3/g)
0.4-0.45
0.21
0.27
孔径(A°)
22
26
4-5
设计能力(kgH2O/100kg)
7-9
4-7
9-12
密度(kg/m3)
721
800-880
690-720
热容(J·kg−1·K−1)
920
240
200
再生温度(◦C)
230
240
290
解析热(J)
3256
4183
3718
吸附的水分子量与气体压力和温度成正比,这一点需要在设计处理参数时考虑在内。
吸附脱水塔始终需要定期工作,需要考虑的是两塔系统的最小值,通常,一塔干燥一塔再生。
再生气为预热气,如图三所述。
图三变温吸附脱水工艺方案
TSA加热器可以作为一个普通的燃烧器或一个通过蒸汽或热油加热的管壳式换热器使用。
再生气体流过吸附剂然后进入冷却器(通常使用冷空气),然后进一步进入分离器。
大部分湿度通过吸附剂去除,向下流动的通过吸附塔的湿天然气流采用此方法。
这种方式能够避免吸附剂浮动乱窜。
再生方式为逆流流动,以便再生过程从塔底充分进行,这种方式也保证干天然气与吸附剂最后接触。
分子筛再生的典型温度历程由马库尔在1987年提出。
表示出口再生气体温度过程的曲线形状包括四个区域。
他们由时间边界A,B,C,D和温度边界TA,TB,TC,TD确定。
再生过程从A点开始。
入口再生气体预热塔和吸附剂。
在B点120℃左右,吸附湿气从孔蒸发,吸附剂继续缓慢升温,因为一部分热量由水蒸发带走,从C点大概140℃左右,可以认为所有的水已经被解析。
吸附剂进一步加热来解析C5+和其他污染物,直到点D。
再生完成时,再生气体出口温度达到D点180-190℃,最后冷却从D点进行到E点。
冷却气体温度不应低于50℃,以防冷却气体发生冷凝。
有时将处理过的一部分天然气作为再生气体,然后冷却分离水冷凝。
水分离后,再生气体重新加入回到原料气。
所谓LBSA(分层床温变压吸附)过程是TSA方法的升级。
这里,所述吸附塔由不同的若干层吸附剂组成。
因此,不同的吸附剂性能结合在一塔中。
例如,氧化铝硅胶组合可以用于天然气脱水。
氧化铝对液态水有很好的抵抗力,因此放在第一位接触湿天然气。
这种将硅胶放在氧化铝下面的排序能够延长硅胶的使用寿命。
2.3冷凝
第三种脱水方法采用气冷将水分子转为液相,然后将他们从气流中分离出来。
天然气液和冷凝较高的碳氢化合物也可以通过冷却从天然气回收。
因此通常采用冷凝法同时进行脱水和天然气液回收。
用焦耳-汤普逊效应(JT效应)可以有效地对天然气进行冷却。
JT效应描述了气体温度随压力变化而发生的变化,天然气膨胀使得分子间平均距离增加,导致其内力(范德华力)增加。
在膨胀过程中没有与环境和工作介质发生热交换,因此,根据守恒定律,势能的增加导致动能减少,天然气温度降低。
然而,有另外一个现象与湿天然气冷却有关。
在此过程中要注意甲烷水合物的形成。
甲烷水合物指的是一种类似冰的固体,即一种晶体结构水,而甲烷处于其中。
水合物形成所需水的单位数量高于冰,天然气冷却过程中水合物能够堵塞气流。
在冷却前通过注入甲醇或者MEG水合物抑制剂能够预防水合物形成。
图四描述了一种利用JT效应和水合物抑制剂的脱水方法。
图四利用JT效应和水合物抑制剂的脱水方案
湿天然气在闪蒸罐内的节流过程有两个步骤。
闪蒸罐内气流的较低温度(由于JT效应)导致水蒸气部分冷凝,气流中产生的液滴通过闪蒸罐内的除沫器去除。
如果JT效应冷却不足(地下储气库使用压差和配电网络的不足),空气预冷器和外部冷却器就会打开。
因为脱水通常应用于大规模天然气,因而外部冷却器需要有良好的性能,所以这种冷却方式费用昂贵。
但是,如果可用压力差较广,闪蒸罐内的JT效应非常强烈,内部加热足以解冻可能形成的冰,那么这种冷凝方法在JT效应合适的情况下就会适用。
文中提到的每种脱水方法都有其优点和不足。
三甘醇吸收是目前使用最广的方法。
-10℃左右的出口温度通常能够达到。
事实上,改进的再沸器设计(真空剥离,Drizo,指形)中,出口温度甚至能够达到2-3倍低。
然而,三甘醇的缺点在于其含硫并且能够产生碳氢化合物等污染较高的气体。
再沸器泡沫中的三甘醇随着时间的推移会降解成“黑泥”。
再沸器排气口BTEX的排放(首字母缩写为苯,甲苯,乙苯和二甲苯)更是一个缺点。
吸附脱水能够获得低于-50℃的露点温度,而且没有污染问题。
即使设备腐蚀,脱水也能以较低的速率进行。
但是,吸附脱水需要较高的资金投入,而且对空间要求较高。
吸附脱水过程需要至少两塔(有的需要三塔,四塔甚至多达六塔)。
吸附塔比吸收设备更高更重。
三甘醇接触器中的气体允许流速大约是吸附过程的三倍,这就导致处理相同量气体吸附塔直径要大70%左右。
工业经验表明,吸附资金成本比吸收成本高2-3倍左右。
在地下储气库和分布连接之间高压差合适的情况下,膨胀脱水是最合适的方法。
但是,在退出期压差减小变得不足,因此外部冷却是必要的。
闪蒸罐内部水合物抑制剂再生分离冷凝循环也是必需的。
3.实验
三种方法的能源需求在模型的基础上做了比较,模型在105标准立方米每小时的条件下进行。
天然气为30℃下饱和含水,气体压力范围7-20兆帕,计算冷凝法时压力从10兆帕开始。
所需的出口天然气中水的浓度相当于气体在-10℃、4兆帕下的露点温度。
三甘醇吸收的计算基于GPSA(2004),结果与Gandhidasan论文(2003)相比较,并与ATEKOa.s.所提供的工业数据相比较。
总的能源需求包括再沸器中三甘醇再生热,为泵所提供的能量,过滤和冷却后进入接触器的贫三甘醇。
增强再生没有考虑在内。
用于计算的基本参数为:
再生温度200℃,贫三甘醇浓度98.5%,35三甘醇/kgH2O的循环比例。
为了计算吸附脱水,5A分子筛被认为是最合适的吸附剂。
总的能源需求只有在生气加热器,并没有其他消费量假定。
计算也是根据GPSA(2004)。
计算结果与Gandhidasan(2001)和Kumar(1987)报道的论文相比较。
GPSA和Gandhidasan的计算程序来自特定加热总和,即吸附剂升温热,塔升温热,水解析热。
Kumar的计算程序运行不同,再生步骤包括四个过程(参考文献中可查),之后我们确定每个过程中进行了怎样的不同现象,边界温度和平均温度是什么,以及弥补这些现象需要多少能量。
最后把各个过程所需能量相加。
所有过程的基本参数是:
再生气温度300℃,吸附再生时间12小时,以及两塔设计。
冷凝方法的计算基于TEBODIN提供的工业数据,JT效应计算作为补充。
影响能源需求的关键参数是地下储气库提供的天然气压力。
因为在低压下不适用此方法,而且提供的数据从10兆帕开始,所以压力范围需要调整。
总的能量需求包括空气预冷单元,外部冷却,泵对MEG的注入和凝析液的带走,MEG再生热,以及闪蒸罐加热。
4.结果
由三甘醇吸收法得到的结果与每个计算程序相同,而且与工业数据也是一致的。
然而吸附法的计算程序得到了不同的结果,因此将平均能量需求值作为参照。
所有计算程序得到的最大值偏差低于20%,偏离原因在于“损耗因子和非稳定状态的因素”。
在冷凝方法的情况下,JT效应得到的计算数据与工业数据基本一致,但数据量有限,因此冷凝法表示有限。
每种脱水方法的最终能量消耗总结情况如图五所示。
图五每种脱水方法能量消耗最终结果
在低压(地下储气库天然气压力小于13兆帕)情况下,冷凝方法要求最高,其能量需求随压力线性降低到145千瓦(在13兆帕)。
在这一点上,冷凝法和吸附法对能量的需求大致相同。
当天然气压力从13兆帕进一步上升到16兆帕,冷凝法的能量需求仍然下降,但趋势较缓慢。
在天然气高压(16兆帕)情况下,冷凝法的能量需求达到最低,几乎恒定在约36千瓦的平均值。
吸附和吸收法的能量需求十分相似,脱水天然气压力增加,能量需求缓慢下降。
吸收法对整个压力规模要求不高,并且开始从7兆帕能量消耗120千瓦。
而吸附法开始于7兆帕234千瓦,但是随着天然气压力增加,其能量需求略有下降,而这也使得两种方法之间的差异逐渐减少,并且在最终压力20兆帕时,吸收法能量需求为54千瓦,吸附法能量需求为103千瓦。
5.结论
迄今为止,在天然气低压情况下,冷凝法的最高能量需求是由于天然气压力趋于分布压力,因此在闪蒸罐中,压力不能被用作JT效应。
冷却由空气预冷器和外部冷却装置得到补偿,而这不适用于处理大体积天然气。
但是,随着地下储气库和分布点之间的压差增加,膨胀空间增加,JT效应受到的影响增加。
可以预测空气预冷器和外部冷却装置的能量需求线性减小。
从天然气压力大于14兆帕的点起,闪蒸加热逐渐打开,以防强烈的JT效应引起冷冻。
闪蒸加热的能量需求能够在总的能量消耗中体现出来。
最后,在天然气压力大于16兆帕时,总冷却和之后的冷凝通过JT效应实现。
总的能量需求(包括闪蒸加热,抑制剂注入和再生)保持恒定。
对于吸附和吸收脱水法来说,能量需求随着压力增加而下降是类似的,这一点可以由以下情况解释:
随着UDG内的压力增加,天然气中水含量降低。
通常吸收法消耗较低的能量,因为三甘醇再生能耗低于吸附剂再生能耗。
吸附法的总的能量需求可以分为三部分:
解吸水耗热,吸附剂耗热,以及塔耗热三者比例大约为55%,31%,14%。
假定前提是:
只有少部分热从再生气转移到吸附剂,转移到塔以及流失在大气中,其余热量留在热气中。
简而言之,从能量需求的角度出发,高压情况下最合适的脱水方法是天然气冷凝法。
这适用于天然气压力高于15兆帕和分布压力要求7兆帕的情况。
在低压情况下,如果目的是同时回收天然气液和除去水,采用冷凝法较为合适。
然而,在地下储气库储存天然气时通常不是这种情况。
在压差不足时,考虑到能量需求,吸收法优于吸附法。
三甘醇吸收所需能量几乎低于吸附法两倍。
然而,如果含硫气体污染或更高的碳氢化合物在处理过程中产生,再沸器中的三甘醇随着时间会降解。
这种情况曾发生在一个废弃油田的地下储气库中。
在天然气需要非常低的露点温度(水浓度低于1ppm)时,吸附法更适合,例如天然气处于液态时。
参考文献:
略
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