范文一:天然气车辆CO2排放减排量计算
一、柴油车辆 CO2排放计算
柴油的CO 2排放因子是:74100 kg/TJ柴油的净热值是:43 TJ/Gg
故单位质量柴油完全燃烧排放的CO 2质量是:74.1*43/1000 = 3.1863
即1kg 柴油排放CO 2: 3.1863kg
每升柴油(10号)排放CO 2: 3.1863kg*0.84=2.6765kg
每升柴油排放注:柴油含碳量:20.2 kg/GJ;氧化率:100%,碳到二氧化碳的转化系数:44/12,故此:柴油的CO 2排放因子计算为:
20.2*100%*44/12*1000 = 74100 kg/TJ
二、天然气车辆 CO2排放计算
天然气的主要成分是甲烷,也有少许乙烷、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,由于天然气的成分并不是一个标准量,只能按照全部为甲烷来计算这样在充分燃烧后:
CH4+2O2=CO2+2H20
正好生成一立方米的二氧化碳,质量约为1.964千克。
三、计划更新天然气车辆CO 2减排量计算
以2013年为例,一年的燃料单耗天然气与柴油车相比,计算天然气车辆CO 2减排量:
1、每升天然气充分燃烧后,产生1.964千克CO 2,2013年天然
气车辆燃料单耗为40.16立方米/百公里,那么每百公里排放CO 2为:
1.964*40.16=78.8742千克/百公里
2、每升柴油(10号)排放CO 2为2.6765kg ,2013年柴油车辆燃
料单耗为31.63升/百公里,那么每百公里排放CO 2为:
31.63*2.6765=84.6577千克/百公里
3、2013年天然气与柴油车型相比天然气车辆每百公里CO 2减排量为:
84.6577-78.8742=5.7835千克/百公里
4、2013年平均每车每日行驶里程为135.4公里,即1.354百公里,那么每辆车每年CO 2减排量为:
5.7835*1.354*365=2858.4千克
2015年1月1日至2017年12月31日,预投入运行400辆天然气车,400辆天然气车3年的CO 2减排量为:
2858.4*3*400=3430.09吨
技术处 李自虎
2014.05.13
范文二:天然气燃烧后烟气量计算
天然气燃烧后烟气量计算
1Nm3的天然气燃烧后到底能产生多少烟气量,很多人在纠结这个问题,如果按照化学方程式的质量守恒定律来计算,毫无疑问,能够计算出来,但是过程非常繁琐,现在推荐一种简单易懂的计算方法:
天然气燃烧过程 CH4+2O2=CO2+2H2O
从化学方程式,我们可以发现,1份天然气燃烧需要2份氧气,而空气中氧气的含量为21%,所以燃烧1份天然气需要9.52份空气:
也就是说1Nm3天然气燃烧后理论上可以产生10.52Nm3的烟气,但是大部分内燃机为了保证天然气充分燃烧,在燃烧时通入的空气往往大于2倍的天然气,这个空气过量值叫作空气过量系数,数值约为2,即1份天然气在燃烧时实际上需要4份氧气(19.05份空气):
当然这个过量系数也不一定都为2,每种内燃机或者锅炉可能有所不同,具体看厂家提供的数据。
注:以上单位都为标准立方,可根据烟气温度利用公式P1.V1/T1=P2.V2/T2换算单位。
范文三:天然气输送管道破裂泄漏量计算
天然气输送管道破裂泄漏量计算
蔺跃武
刘典明
(胜利油田兴达石油科工贸有限责任公司, 东营257068)
摘要天然气输送管道泄漏量的计算, 是一个比较复杂的问题。现有的计算模型只能考虑小孔泄漏和管道完全破裂泄漏这两种极端情
况。本文借助于流体力学和热力学理论, 从质量守恒、动量守恒、能量守恒以及状态方程等四方面入手, 建立一种能够将现有的/小孔模型0和/管道模型0关联起来的普遍化计算模型。本模型是对现有计算模型的完善与补充。
关键词天然气管道破裂泄漏量计算
1引言
用下标1表示分配点管内的参数, 下标2、3和a 分别表示管道破裂处管道内、泄漏口和环境参数。
天然气是清洁的燃料, 也是重要的化工原料。天然气的有效利用首先要解决的问题是天然气的输送, 天然气的输送主要依靠管道系统, 这个管道系统往往在人口密集区域(如城市) 。由于挖掘施工等造成天然气管道破裂, 导致天然气泄漏, 会造成严重的环境污染, 甚至酿成恶性爆炸事故。天然气输送管道破裂泄漏量的计算, 是安全设计和事故分析的重要依据。
天然气管道破裂泄漏量的计算, 是一个较复杂的问题, 目前有两种计算模型, 一是将泄漏口看成是一个足够小的孔, 将管道看成是一个有足够大容积的容器, 因而泄漏口的压力不受管路流动的影响而保持恒定, 这就是所谓的/小孔模型0[1]。另一种是所谓的/管道模型0
[2]
假定:1管道内的流动为绝热流动(忽略与管道的热交换) ; o泄漏口的流动为等熵流动; ?管道内
的天然气服从理想气体行为(在中、低压范围内) 。对于管道内的绝热流动, 从能量守恒和动量守恒可得出如下方程:
12ln +K P 2T 1RG
P 2
T 2
2
[3]
, 即将泄漏口与管道的流通面积
视为相同, 这种模型考虑了泄漏流动引起的管道压降, 但无法考虑泄漏口尺寸变化的情况。
/小孔模型0和/管道模型0实际上反映了两种极端情况, 通常需要对介于二者之间的情况进行分析和计算。这时, 既要考虑泄漏口不同尺寸下的泄漏流动, 也要考虑不同泄漏流动对管道流动的影响, 以及管道流动反过来对泄漏流动的影响。由于天然气流动的可压缩性, 流动过程中密度、压力和温度等均会发生较大变化, 再加上泄漏流动和管道流动之间互为影响的复杂关系, 使该问题的分析变得比较复杂。
P 1
+T 1
e
=0D
(1)
式中:K 为天然气的绝热指数; P 为压力, Pa; T 为温度, K; M 为天然气的分子量, kg/k mol; G 为单位面积的质量流量, k g /m 2#s; R 为通用气体常数, kJ/k mol #K; f 为管道摩擦系数; L e 为管道的当量长度, m; D 为管道内径, m 。下标1和2如图1所示。管道的当量长度L e 可由下式确定:
[2]
2求解模型
天然气输送管道及破裂泄漏分析模型如图1所示。设破裂点与管道流动起点(分配点) 的距离为L,
(2)
f
式中:L 为管道长度, m; N i 为管件(阀门、弯头等) 数;
L e =L +
E N
i
K i
K i 为管件的压降系数。摩擦系数f 由下式确定:
f =
0. 079R e
-0. 25-0. 1507
径的相对大小。下面, 根据不同的流动状态, 对泄漏
(3)
口的泄漏量进行分析。
当R e <100000时当r e="">100000时
0. 0232R e
式中R e 为雷诺数。
对于泄漏口的等熵流动, 从质量守恒和理想气体状态方程可得出如下泄漏量(质量流量) 计算式
[4]
3管道内为亚临界流动而泄放口为临界流动
假定管道内与泄漏口的流量相同, 则下式成立:Q =A u 3Q 3=A 0u 2Q 2=A 0u 1Q 1(6) 式中:u 为流速, m/s; Q 为天然气密度, k g /m 3; A 0为管道流通解截面积, m ; 下标1、2和3的意义如图1所示; 其余符号同前。
由于泄漏口处于临界流动, 流量与P a 无关, 将式(5) 代入式(4) 得:
Q =AP 2
2K +1
:
Q =AP 2
2K -1
a P 2
K
-
a P K
2
(4)
2
式中:Q 为质量流量, k g /s;A 为泄漏口面积, m ; 其余符号同前。
泄漏口的流量计算取决于该处的流动状态, 泄漏点处管道内的流动状态决定于临界压力比N c (=P a /P 2c , P 2c 为泄漏点处管道内压力, Pa) , 临界压力比N c 由下式确定:
a c =N P 2c K +1
K -(7)
考虑到式(6) , 将单位面积的质量流量G 表达成马赫
a 数(M ) 的函数后得:
K -1
(5)
当P 2>P 2c 时, 泄漏点处管道内处于临界流动; P 2
K
ln
12
+P 2T 1
R
A 0
2
G =A 0=
M a
1
P 2
A 0P 1
2K +=M 2P 2
12
(8)
式中:(M a ) 为马赫数, (M a ) =u /c; c 为当地声速, m /s , 对于理想气体:C =
/RT 。
P 2
2
RT 2
将式(8) 代入式(1) 得:
221e
K+1-+=0
T 2T 1D K +2121Q 2
a ) i 式中:Y i =1+(M (i=1, 2) 2
Q =
2
1
(9)
考虑下列关系:
T 2=
1
Y 2
T 1
12
(10)
1
P 2
1
M a
(12) (13)
P 2=
M a
(11)
M a
2221
将上述各式代入式(9) 得:
1-M a
22ln K
泄漏口的参数由下列各式确定:
P 3=T 3=
3=Q
1
Y 02+
K
K +1
K +11
+
e =0D
(14)
环境条件下的参数由下列各式确定:
(15) (16)
T a =
3=Q
K +K +K +1
K P 2
a P a P 3
1K -1T 3(18) (19)
T 2
K -1
2Q
3Q
(17)
4管道内和泄漏口均为亚临界流动
此时泄漏质量流量由式(4) 确定, 考虑到质量守
恒式(6) , 引进马赫数后得:
G =A 0
P 2
A 0
RT 2
K -1
a P 2
-
a P 2
K
=M a
1
P 1
1
M 2P 2
2
(20)
考虑到式(10) ~式(13) , 将式(20) 代入式(1) 得:02
ln 2K M a
2221
1Y +
2K
a P 1M a
12
12
-
a P 1M a
12
12
1-
M a
22+
e
=0D
(21)
由于处于亚临界流动, 破裂点处管道内(下标
2) 和泄漏口(下标3) 具有相同得参数, 即P 2=P 3、T 2=T 3、P 2=P 3。环境条件下的参数, 只需将式(18) 和式(19) 中的P 3、T 3和Q 3换成P 2、T 2、和Q 2即可。当泄漏口孔径与管道内径相等时, 破裂点处管道内和泄漏口之间不存在等熵膨胀, 二者的参数取相同值(即P 1=P 3=P a ) , 流量计算式(4) 不再适用, 由式(20) 得:
G =(M a ) 1P 1
(M a ) 2P 2
1
2
Q =A M a
1
5管道内和泄漏口均为临界流动
此时的泄漏质量流量可由下式确定:
P 1
1
K +-(23)
考虑到如下关系:
2121
(M a ) 1=
P K +1
12=P 2T 112
=
P 2T 1
2
2
(24) (25)
21
(22)
M a
1
联解式(22) 和式(1) 以及式(10) ~式(13) , 即可得出这种情况的解。
A 02+
K K 1
+
1
K +M (26)
代入式(1) 后可得如下方程:
2K
ln
1
2
(K+1) (M a ) K +11
1-
+2
(M a ) e
=0D
(27)
破裂点处管道内的参数由下列各式确定:
P 2=M a T 2=
1
1
#P 1
K +(28) (29) (30)
分配点的管道长度L =1000m; 分配点处管道内天然气的压力P 1=0. 5M Pa, 温度T 1=288K , 密度Q 1=3. 68k g /m ; 天然气分子量M =17. 4k g /k mol, 粘度
-5
s; 管路设置有13个90b 弯头。采L =1. 01@10kg/m
用插值方法对方程(14) 、(21) 及(25) 进行求解, 相应于不同泄漏孔径的泄漏量计算结果如图2所示, 图中也给出了按/小孔模型0
[1]
3
1
#T 1
K +1
2=M Q
#1
2Y 1Q
破裂点处泄漏口和环境条件下的各参数仍由式(15) ~式(19) 确定。
方程(14) 、(21) 和(25) 只能用试插法求解。对于方程(21) , 采用Wegstein 方法敛。
[5]
和/管道模型0
[2]
计算的
结果。由图2可见, 在泄漏孔径较小(d/D <0.>0.>
时, 本文的普遍化模型与/小孔模型0的结果基本一致。随着泄漏孔径的增大, /小孔模型0会明显地高估泄漏量, 这是因为它不能考虑管道流动所引起的压力降。在泄漏孔径较大(d/D >0. 9) 时, 本文的普遍化模型与/管道模型0的结果趋于一致, 而当泄漏孔径较小时, /管道模型0同样会高估泄漏量, 这是因为
可有效地加速收
6应用举例
例:天然气输送管道内径D =164mm, 破裂点至
天然气门站设备安装与气体置换
石宇熙
(江苏技术师范学院, 常州213001)
摘要关键词
门站施工中包括管道与设备安装, 本文着重对设备安装及气体置换技术加以介绍。天然气
门站设备
安装
置换
门站设于城市燃气管道的起点, 接收由气源经长输管道输送来的燃气。它具有过滤、调压、稳压、计量、加臭等功能。西安市门站分两期设计、施工, 一期设计规模为1200km 3/d 本文着重对设备安装及气体置换技术加以介绍。, 二期为2000km /d ; 门站投入运行后能满足城市工业与生活用气, 并能以稳定的压力充足的储备保证周边城镇、郊区发展的用气量。门站内设置自控系统和通信设施可以对站内的全部运行过程进行控制和监视, 随时了解设备是否处于正常运行及何时需要维护检修, 为正常的运行和管理提供可靠的保证。门站工艺管道安装包括配管区、进站阀门井、出站阀门井等几部分, 施工上分埋地敷设与地面工艺管道与设备安装。
3
成正比, 根据压力差的原理利用差压式流量计测量燃气在管道的流量。压力差靠孔板的节流孔产生, 当充满圆管的燃气通过节流装置时, 流束在节流孔入
口形成局部收缩, 流速增大, 出口后流束则转变为扩散, 流速减小, 这样出口侧静压降低, 在节流装置前后产生压力差。因此通过连接在此处的差压式流量计进行测量, 可能得到准确的数值。
孔板所产生的压差经过导压管传至流量计的高压室和低压室, 流量计的位置应高于孔板, 且导压管的坡度应坡向孔板, 安装时要注意高低压导管不要接错。一般流量计上的导压阀应成套供应。
孔板安装时, 孔板端面应与管道中心线垂直, 垂直度偏差[1。孔板板口不得碰损, 严格按进出口方向指示的箭头安装, 若无箭头, 则坡口一面为出口, 直口一面为进口。但安装锥形入口孔板时则正好相反。锥形入口孔板的形状与标准孔板相似, 相当于一
o
1设备安装
燃气流量大小与差压计所测得的压差的平方根
1. 1差压式流量计和孔板的安装
它没有考虑泄漏孔径对泄漏流动的影响。本文建立的天然气输送管道破裂泄漏量计算的普遍化模型, 可以对不同泄漏孔径(从小孔到管道完全破裂) 的泄漏量进行分析与计算。
参考文献
1Cro wd D A, Lo uv ar J F. C hemical process safety :Fund am entals with a pp lication s. Prentice-Hall, NJ. 1990
2C ochran T W . Calculate p i p eline flo w of co m p ressi ble flu ids. C hen. Eng . 1996, 103(2) :115~122
3Saad MA. C om pressible flu id flo w. Prentice-Hall, N J. 19854Farina I H. C ritical leng eh helps calculate com pressible flo w. 1997, 104(2):219~222
7结论
5G j um bir M , olu j ic Z. Effective w a y s to so lve sin g le n on linear equation s. C hem , En g. 1984, 91(15) :51~56
#4
#
PROCESS EQU PMENT &PIPING Vol. 40No. 5OCT OBER 2003(Total No. 218)
范文四:管输系统天然气泄漏量计算模式及泄漏检测最佳条件的确定
管输系统天然气泄漏量计算模式及泄漏检
测最佳条件的确定
第3l喜第1期石油与王拣气化工47
管输系统天熟与泄漏量
计算螟式最泄漏趋测最佳条件翻碡定
刘明礼向启贵戢忠
(1.西南油气田分公司天然气研究院2西南油气田分套司质量安全环保处) 摘要采用静态和动态试验对天然气泄漏量计算模式进行了筛选和验证,同时采用静态试验对
不同风速,风向蒂件下天然气泄漏检溺{最佳条件进行筛选.试验结果表明:采用折线积分法和相关曲线
法计算泄漏量.较能反映输,配气站场设备泄漏的真实情况;在风速小于0.8in/s(包括静风)时.距设备
泄漏点下风向1.5—2.0cm处.由溺{试浓度计算泄漏速率的准确性较高;当风速为0.8—13in/8时,距
设备泄漏点下风向l_0cm左右,由测试浓度计算泄漏速率的准确性较高;当风速太于1.3in/s时,应停
止进行天然气泄漏检测工作.
主题词天然气泄漏泄漏检测检溺{仅
天然气的土舰分是甲烷.甲烷对温室效应的作用
仅次于c.2,它的泄漏,排放对大气环境的影响已引起
世界各国的关注.甲烷在大气中的浓度在过去100多
年里增大了1倍多,在过去20年中以平均每年0.9%
的速度增长,远远高于CO,浓度的增长值_lJ.据估计,
目前全球每年排放的甲烷总量为7490×l0s硼3,其中
通过石油与天然气工业,煤炭开采,固体废弃物堆存,
污水处理,水稻种植,反刍家畜饲养以及生物质燃烧等
人类活动排放的甲烷占70%_2J.
天然气从气井开采出来后,通过集输,净化,配气 等过程为用户提供商品气.在此过程中,系统存在一 定输差.产生输差的原因主要包括系统泄漏,场站放 空及计量误差等.管输系统天然气泄漏包括内漏,外 漏和事故性泄漏,本文主要针对造成天然气外泄漏的 各种阀门,法兰等部件进行讨论.目前对外漏的估算 各石油公司采用了不同的测定方法和计算模式.本文 采用动态,静态和现场实测相结合的方法,确定天然气 泄漏量计算模式,利用静态试验确定天然气泄漏检测 的晟佳条件,以提高天然气泄漏检测评价方法的准确 性,为生产运行,安全管理,环境保护提供可靠依据. 1试验部分
1,1检测仪器及校准
680HVIVl便携式烃蒸汽检测仪,采用火焰离子化 检测器来测定可燃气体.适用于管输设备的天然气泄 漏检测.该仪器具有测定范围宽,结构紧凑,操作方 便,便于携带等特点.680HVM仪器的校准方法分为 零气和低浓度标气校准,零气和高浓度标气校准及零 气和低,高浓度标气校准三种方法.通过2点校准或 3点校准680HVM仪器后,分别以两种标准气作已知 样测定其浓度,计算其相对误差,从而确定仪器的校准 方法.不同校准法的测试结果见表1.
表1不同校准法标气测试浓度结果表
二点法枝准三点法枝准校准方法
用零气和低浓度标气'校准零气和高浓度标气,枝用零气和低,高浓度标气枝准
甲烷标气浓度,mg/9159585049159585049l5.958504I5680001L3600.0
I定平均值….me,/m+9fl88924855697?59626923.15996.655869.9llI2l87
相对误差.%—0.858.1—37.81.90.2I9l—I.6—2I
往:*为低难度标气为9159mg/m:**为高难度标气为5850.4mg/m~…为10出制定值
的平均值
由表1数据可知,在两点校准法中,用零气和低浓 度标气校准仪器后,测试低浓度标气的相对误差较小, 测试高浓度标气的相对误差较大;当采用零气和高浓 度标气校准仪器后.测试低浓度标气的相对误差较大,
管精系统走擦气泄漏量计算镬式及泄漏拴洲最佳条件的确定2(,02
测试高浓度标气的相对误差较小.当采用三点法校准 仪器时,不论是测试低浓度或是测试高浓度标气,其相 对误差均比较小.因此对680HVM仪器校准,在整个 测试范围内,推荐选择三点法校准,以保证测试浓度的 准确性.
12计算模式
美国EN'qlROMETRICS软件公司的F.EMS释 放泄漏管理软件,主要用于天然气泄漏量计算,FE. MS软件中有四种计算模式可供选择:SOCMI法,泄漏 /不泄漏法,分层系数法和相关曲线法.在该软件中质 量流量的计算模式为:
质量流量(kg/h)=A×(浓度)+C
式中:A,B,C对于不同类型的设备是一个恒定的常 数.
相关曲线法是由现场实测数据(质量流量)所得出 的经验方程.对于特定类型的设备一但建立了相关曲 线,常数A,B,C为定值,浓度数据是唯一可以改变 的.
分层系数法是计算质量流量的另一方法,每一种 设备类型将建立某一浓度范围的质量流量.它将检测 浓度分为三个不同的区问:(0,1000)×10,,(1000
,
10000)×10,>1Oooo×10"(),在此,等于
零,C在三个检测浓度范围有三个恒定的值. 泄漏/不泄漏法,实质上是分层系数法的简化,它 将检测浓度分为两个不同的范围,以10000×10"() 作为分界点,大于10000×10()将设备定为泄漏, 小于10000×10"()设备为不泄漏,在此A,B为零, C在泄漏与不泄漏的两个浓度中有二个恒定的值. 最为原始的计算法是平均系数法(即SOCMI法), 在使用SOCMI法计算泄漏量时,常数A,B均为零,对 每一特定类型的设备C有一定值.
1.3试验方法
通过静态和动态试验测定设备的泄漏速率,同时 在测试距离,风向,风速相同的情况下.用680HVM检 测仪测试设备泄漏浓度,然后将检测数据输入到F.E MS软件中,按上述四种模式进行泄漏速率计算,其结 果再与实测的泄漏速率(即实测值)进行比较,根据相 对误差的大小来确定天然气泄漏速率计算模式. 131静态试验
静态试验装置见囝1.采用排水法收集泄漏的天 然气量,甲烷钢瓶气释放出一定速率的气体,通过一个 装满水的密封瓶,将瓶中的自来水压至计量装置,在计 量的同时用秒表记录释放甲烷气体的时间,然后根据 排出自来水的量和排放时间,计算甲烷的释放速率;接 着用680HVM烃蒸汽检测仪,在相同条件下测试甲烷 的释放浓度,最后用F.E.M.S软件计算甲烷的释放速 率根据软件计算的泄漏速率与实际泄漏速率相差最 小的模式为天然气泄漏量的计算模式.
132动态试验
根据四川盆地气口的实际情况,我们选择具有测 试条件的站场设备,采用袋子试验方法进行研究,将测 定的不同浓度值,代人SOCMI法,泄漏/不泄漏法,分 层系数法,相关曲线法进行计算来确定计算模式,将其 与实测的泄漏速率进行比较.具体采用袋子试验的方 法和步骤如下.
(1)用袋子将设备泄漏点(如阀门,法兰,连接器 等)包好,并于上端接--d,管子(袋子和连接器不能泄 漏),连接计量器(如转子流量计或泡沫流量计),测试 泄漏点的泄漏速率(ml/m~n),用秒表记录时间; (2)流量测试完毕取下袋子,用680HVM仪器测 试泄漏点浓度(测点距泄漏点1cnl左右,取最大值); (3)根据测试流量,计算设备泄漏点的实际泄漏 速率(nl/h);
(4)将测试的泄漏浓度(ppm)输人F.EM.S软件 中,按上述四种模式分别计算泄漏速率;
5)将设备的实际泄漏速率与计算泄漏速率相比 (
较,计算相对误差(%);
(6)选择相对误差最小的模式作为天然气泄漏速 率计算模式.
13.3积分方法的选择
美国ENVIROMETRICS软件公司的F.EM.S释 放泄漏管理软件,对泄漏量的计算有两种积分方法可 供选择.每次现场监测的数据,储存在规定监测日期 的数据库里,当使用F.E.MS软件计算泄橇量时,给 一
指令产生一释放简报,在规定时问周期内的浓度被 转变为释放速率.F.EM.S软件提供了覆盖整个时 间周期的两种积分法,即直线积分法和折线积分法来
计算泄漏量.
下面以FE.MS软件说明书附录A中的数据为 例,加以说明两种积分方法的不同,从而选择较为准确
第31卷第l期石油与天然气化工
的积分方法计算天然气泄漏量.
仪器读数(,l0())释放速率(kg/h)监测日期
1000009112/24/92
500004509/15/92
200003405/30/92
500004503/22/9'2
两种积分方法中.直线积分是以相邻两个检测日 期释放速率较高的一个画直线而得出的(见图2),其 积分结果偏大;而折线积分是以每个检测日期的释放 速率划折线积分而得出(见图3),其结果较能反映设 备泄漏的真实情况.因此.在计算天然气泄漏量时选 择折线积分法.
14不同因素对测试结果的影响
通过静态试验考察了测试距离,风向和风速对测 试结果的影响.确定680HVM仪器检测设备泄漏浓度 的最佳距离,以及最佳风向和风速,为天然气泄漏检测 工作提供依据.
2试验结果
2.i计算模式的选择
2.1.1静态试验结果
采用四种模式计算泄漏速率与实测速率的比较结 果见表2.
2.1.2动态试验结果
采用四种模式计算泄漏量与实测值的比较结果列
于表3.
由静态,动态试验结果(表2,表3)可知,在计算天 然气泄漏速率时,四种计算模式中相关曲线法计算泄 漏速率的相对误差为最小,泄漏/不泄漏和SOCMI法 的相对误差为最大,说明相关曲线法计算泄漏速率的 准确性较高.因此在计算泄漏速率时.选择相关曲线 法较为合适.
表2静态试验结果比较表
序号l234
680仪器测定值,m田33680335928476.64698
静态试验实测值,l0田3/h44.3543.437597.50
计算值.】0,h453744.357627.54相关曲线法 相对误差.%232l0.405
计算值.】0,b23l23.1l96196分层系数法
相对误差.%一47.9—468—74.2—739
计算值.】0?3,h1.83183l83l83隧漏
/不泄漏相对误差
.%一95.9—95g一758—757
计算值.】0,h835883.5883.船8358
SOCMI法相对误差
,%8859'24l00l2l014.4 注:为每十序号测定值为l0次以上测定蛄果的平均值. 表3动态试验结果比较表
序号l23
680仪器测定值,ml72532937857l2142.86
动态试验实测值,lO/h155.847.9278 计算值,l0m3/h175.446.7326.45相关曲线法
相对误差,%12.58—2.44—4.B6
计算值.10?3/h631.423.123l分层系数法
相对误差.%305.3—51.8—16.9
计算值.10?3/h1O948l831.83泄漏
/不泄漏法相对误差
.%602.7—96.2—93.4
计算值.10?3/h83.5883.船83.58
S0CMI法相对误差
.%一46.474.52006
注:*为每十序号洲定值为lO嵌啦上洲定蛄幂的平均值. 22天然气泄漏检测最佳条件选择
2.2.1距高对测定结果的影响
表4不同距离处泄漏幢硼结果
序耐试距测定浓度实测泄漏计算泄漏相对误 号离,c血(m)速率,l0/h速率,10一/h差.% 108776.544.359690118.5 154591.744.3555.0624.1
121l 2.O3082.3443538.99—
5O983.9443514.36—67.6
10.O2.544354.45—900
20O20644350.46—99.0
1Ol281.37.64l8.0l1357 1.5450.47.647.30—45
2.0267.37.64456—40.32
5.04517.64l03—86.5
10018.87.64046—94.0
2006.67.64O23—970
采用静态试验装置,在风速小于0.8m/s情况下, 并在测点的下风向,用680HVM仪器测试距设备泄漏
管特最娆五然气泄漏量计算模式厦泄漏性测最佳备件音白确定2[I1)2
点不同距离处甲烷的泄慵浓度,然后将测试数据输入 FE.M.s软件,利用相关曲线法进行泄漏速率计算, 其计算结果见表4.
由表4可知,当风速小于08m/s时在测点的下 风向,距测点1.5—2.0cm处,实测值与计算值之间的 相对误差较小,说明在该距离处测试数据的准确性较 高.
2.22风向对剜定结果的影响
在风速小于0.8m/s和测试距离为1.0—2.0cm 的情况下,我们考察了不同风向对泄漏测试结果的影 响.结果见表5.
表5不同风向泄罱检稠结果
测定难度实测计算
序号风向泄漏速率泄漏速率相对误差
(%)(me./)(1o"/h)(10一/h)
l下风向3787.144.8046.634.1 2上风向54644.801.14—97.5
39o度337744805.59—875
4下45度794.O4480U86—735
5上45度515.544808.21—8l7
由表5数据可知,在测试距离一定的情况下,下风 向检测浓度计算的泄漏速率与实测值比较接近,其余 风向泄漏速率计算值与实测值相差较大.因此在测试 泄漏浓度时,应选择在设备泄漏点(即测点)的下风向, 才能保证测试数据的准确性.
223不同风速对泄漏量测定的影响
在测试距离,风向等条件一定的情况下,在不同风 速下测试甲烷泄漏浓度,计算天然气泄漏速率与实测 值进行比较,从而确定风速对测定泄漏速率的影响.
其结果见表6.
表6不同风速和距离处泄罱植谢结果
风逮距离测定浓度实测计算
序号的平均值泄漏速率泄漏速率相对误差 (m/s)(m)(%)(
rag/IIR3)(1O/h)(10|lTh) 静风1.0178006.2723.942818 L1.548886.277.7523 <082.023356.274.10一34.6
5.039.26.270.9185.5 1.040806.276.615.4 1.514826.273.08—50.920
.
82
.
0l0686.272.28—63.6
5.0l6.16.270.34—94.6
1.024794338632.26—47
L.5l201.23386l72l—49.23l3
33869.23—72.72.0591.6
5.0l57233862.85—9.6
.0150833862086—38.4
1.577523386l174—65.3420
2,0432.433867,07——79.1
50l04.633862.05——93.9
1.3m/s时.泄慵速率计算值与实测值的相对误差最 小;测试距离为15,20cm,在静风情况下,泄漏速率 计算值与实测值之问相对误差较小{风速太于L3m/s 处计算值与实测值的相对误差较大,应停止测试;测试
距离为5.0cm,在上述各种风速的情况下,泄漏速率计 算值与实测值之间的相对误差均较大.
2.2.4天然气泄漏检测的最佳备件
(1)在风速小于0.8m/s(包括静风)的情况下,距 设备泄漏点下风向1.5—2.0cm.由测试浓度计算泄漏 速率的准确性较高.
(2)当风速为0.8—13m/s时.距设备泄漏点下 风向1.0~13rl左右,由测试浓度计算泄漏速率的准确性 较高.
(3)当风速大于1.3m/a时.应停止进行天然气泄 漏检测工作.
3应用实例分析
四川盆地气田有集输气管线总长近1×lo|km,集 配气场站700余座,分布于四川省和重庆市各区乡镇. 输配气站场主要有仪表间,各种管线,阀门,接头,连接 法兰,分离器,孔板,汇管等设备,其中阀门包括闸闽, 球闽,针形阀,孔板平衡闽和平板闽.目前西南油气田 分公司所属的集输场站中的各种设备,由于使用时间 长,加上天然气中硫化氢的腐蚀等原因,存在不同程度 的泄漏.
天然气的泄漏常常发生在闸闽,闸闽上的加油孔 以及孔板平衡闽.阀门泄漏的主要原因在于阀门的质 量太差以及密封所使用的特氟隆质量不好.磨损较快. 接头泄漏大都是由于所使用的密封件的材质太差形成 小孔和脆化所致.法兰安装水平线不够准,也可能造 成天然气泄漏.
现以19992001年四川气口管输系统天然气泄 漏检测数据为倒进行如下分析.
利用上述检测方法.从1999年开始对四川气田主
要管线的重要输气场站进行天然气泄漏检测,现将不 同年度管输系统天然气的泄漏情况统计于表7和图 4.
表7管输系统天然气泄鬲检谢情况统计表
年度场站测点漏点测点泄漏量漏点黼点
泄漏泄漏量}l!}漏
(座)(个)(个)(1I?)比率率
.%(1I?)(%)
l9998372058(333116l763748649l78858030600.08
2()[)l2723510929808639822031357779984820;0.04
200ll27237921蛳096232242131298578381601003
由表6可知,测试距离为1.0cm,在风速为0.8一从表7和图4可见,从1999—2001
年,在管线,场
第3l卷第l期石油与天持气化工5l
漏点数,测点泄 站,测点数均不同程度增加的情况下,
漏率,泄漏量,天然气泄漏率呈逐年下降趋势,其中 2001年的测点比1999年增加近1倍,而测点泄漏率由 1.61%降到0.96%;天然气泄漏率由0.08%降到 0.o3‰,降低了62.5%.
E
j
壤
热
-
-泄漏量—?天煞气泄漏幸
,
\
\
I】?,
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06褂
器蕞
图4不同年度管输系统天然气泄漏量及泄漏率变化圈 通过天然气泄漏检测,发现设备泄漏点,为生产管 理部门的设备更新改造提供了依据,管输系统天然气 泄漏得以有效控制.使天然气的泄漏率呈逐年下降趋 势.甲烷泄漏率的下降.减少了经济损失,保护了大气 环境,降低了事故发生的可能性.做到了环境效益,社 会效益和经济效益的统一.
4结论
41计算天然气泄罱?的方法
四种计算模式中相关曲线法 (1)通过试验证实,
计算泄漏速率的相对误差最小,其结果与实测值比较 接近,计算天然气泄漏速率应选择相关曲线法. (2)通过对比分析,两种积分方法中采用折线积 分法计算泄精量,较能反映设备泄漏的真实情况,其结 果较为准确,可靠.
4.2天然气泄漏检测的最佳条件
用680HVM烃蒸汽检测仪,采用静态,动态试验和 实际测试相结合,得出对天然气泄漏检测的最佳条件. (1)在风速小于0.8m/a(包括静风)时,距设备泄 漏点下风向1.5,20em处,由测试浓度计算天然气 的泄漏速率准确性较高.
(2)当风速为0.8,1.3m/s时,距设备泄漏点下 风向1.0em左右,由测试浓度计算天然气的泄漏速率
准确性较高.
(3)当风速大于1,3m/s时,应停止进行天然气泄 漏检测工作.
参考文献
l硅仁健等.中国甲烷排放现状.气候与环境研究.1999,4(2).194
2豫扳刚等.甲烷排故稂及喊排对策.洁净煤技术.1999.s(3)lI1
收稿日期:2001一l1—20收修改稿:2(Y3111—23编辑:冯学军 ISODIS18453简介
IS0/TC193天然气技术委员会于2001年4月发布 了一项新的国斥标准草案.IS0DIS18453:2001天然 气水含量和水露点之间的关联".谊标准提供了一种 将天然气水含量和水露点之间进行关联的可靠的计算 方法,此方法由欧洲的GERG开发,即可通过水含量计 算水露点,也可通过水露点计算水含量.
在有些情况下,天然气中如果含水,即使是含量技 低,由于操作压力和温度每件的变化,可能产生水凝析 的现象,还可能形成水化物或冰,并造成腐蚀.为了避 免水带来的问题,天然气公司一般都要安装脱水装置. 脱水装置的设计和安装取决于在操作压力下的水含 量.因此.在输气合同中,通过需要规定水含量或一定 压力下的水露点.
目前,在洲量天然气中的水分时.太多数的仪器给 出的是水含量,如电解法,吸收称量法,卡尔费休法等, 也有一些是测量一定压力下的水露点.如冷却镜面凝 析法.因此,存在水含量和水露点相互换算的问题. I51313IS18453主要给出了在天然气输送过程夺件 中,天然气水含量与水露点的换算方法.谊方法主要 采用GERG,^\司鳊制的计算程序,读程序采用的是PR 方程,其适用的范围是,温度范围在一15—5?.管输
压力范围在0.5—10MPa.在此范围内,如果由永含量 计算水露点,不确定度为?2?.如果由水露点计算 水含量,当水含量C<580???],不确定度表速式为: 0.14+0.21C?20mg/m3;当水含量C?580,~e,/m3,不 确定度的表达式为:一18.84+00537C?20(11"1g/).
适用的天然气的组分范围如下表:
姐分浓度范围v,%
C乩?4O.0
N2?55.0
C02?30.0
c2l{6?2O.0
岛?4.5
iC,H_0《15
r,C4HJ0《1.5
,H】2?1.
5
CH_2?15
C6H14《15
Cg《15
中国石油西南油气田分公司天然气研究院 唐蒙报道
范文五:某三甘醇天然气脱水工艺设计——甘醇循环量计算
重庆科技学院
课程设计报告
院(系): 石油与天然气工程学院 专业班级: 学生姓名: 学 号:
设计地点(单位)______________ __ ________ __ 设计题目:_某三甘醇天然气脱水工艺设计——甘醇循环量计算 完成日期: 年 6 月 18 日
指导教师评语: _______________________________________
____________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
成绩(五级记分制):______ __________
指导教师(签字):
从油藏或地下储集层中采集出来的天然气或者脱硫后的天然气一般都含有水蒸气,而这些水蒸气对于天然气的集输和使用都是有害的,特别是当管输压力和环境温度变化时,可能引起水汽从天然气中析出形成液态水,在一定条件下还会与烷烃分子等形成固态水合物,这些物质的存在会增加输压,减少管线的输气能力;严重时还会堵塞阀门、管线等,影响平稳输气。有些天然气还含有硫化氢和二氧化碳,这些酸性气体会使管线和设备腐蚀,减少管线的使用寿命,严重时会引起管道破裂等重大事件,造成天然气大量泄漏和安全事故,因此需要脱去天然气中的硫化氢、水和二氧化碳。目前天然气工业中使用较为普遍的脱水方法是吸收法脱水,但在天然气技术工艺中,为保证管输天然气在输送过程中不形成水合物,对需要脱水的气体,广泛采用了甘醇吸收法脱水。用作脱水吸收剂的物质对于天然气中的水蒸气应有很好的亲合能力,热稳定性好,脱水时不发生化学反应,容易再生,蒸汽压低,粘度小,对天然气和液烃的溶解度较低,起泡和乳化倾向小,对设备无腐蚀性,同时价格应该廉价且容易得到。对比氯化钙水溶液、DEG 水溶液和TEG 水溶液的吸收剂特性,可以看出三甘醇水溶液具有DEG 的优点,理论上,热分解温度较DEG 高,再生后的TEG 水溶液浓度较高,获得的露点降较大,蒸汽压较DEG 低,蒸发损失小,投资及操作费用较DEG 低,且使用于集中处理站内大流量、露点降要求较大的天然气脱水。
关键词:三甘醇 脱水工艺 循环量计算 三甘醇贫液的循环利用
1. 设计参数……………………………………………………………………………Ⅰ
1.1基础资料…………………………………………………………………………Ⅰ
1.2天然气物性参数…………………………………………………………………Ⅲ 2. 甘醇脱水原理及流程………………………………………………………………Ⅳ 2.1甘醇脱水的基本原理……………………………………………………………Ⅳ 3.2三甘醇吸收脱水流程……………………………………………………………Ⅵ 3.3三甘醇的再生方法………………………………………………………………Ⅶ 3. 甘醇循环量计算……………………………………………………………………Ⅷ 3.1天然气含水量……………………………………………………………………Ⅷ 3.2甘醇的浓度………………………………………………………………………Ⅸ 3.3甘醇循环量………………………………………………………………………Ⅺ 4. 结论………………………………………………………………………………… 5. 参考文献……………………………………………………………………………
1. 设计参数
1.1基础资料:
天然气组成如下表:
表1-1
原料气处理量 原料气露点 原料气压力
40×104m 3/d 30~36 oC 6MPa (g)
拟建天然气脱水装置产品气为干净化天然气,该产品气质量符合国家标准《天然气》(GB17820-1999)中二类气的技术指标。其有关参数如下:
产品气质量 产品气温度 产品气压力 H 2S 含量 CO 2含量 水露点
40×104m 3/d ≤40 oC 1.9~2.1mpa ≤20mg/m3 ≤3%
总硫含量(以硫计) ≤200mg/m3
≤-8 oC(在2.1mpa 条件下)
1.2 天然气物性参数
表2-1
2. 甘醇脱水原理及流程
2.1甘醇脱水的基本原理
甘醇是直链的二元醇,其通用化学式是。二甘醇(DEG )和三甘醇(TEG )
的分子结构如下:
甘醇可以与水完全溶解。从分子结构看,每个甘醇分子中都有两个羟基(OH)。羟基在结构上与水相似,可以形成氢键,氢键的特点是能和电负性较大的原子相连,包括同一分子或另一分子中电负性较大的原子,所以甘醇与水能够完全互溶,并表现出很强的吸水性。
这样,甘醇水溶液就可将天然气中的水蒸气萃取出来形成甘醇稀溶液,使天然气中水汽量大幅度下降。
2.2三甘醇吸收脱水流程
三甘醇脱水工艺主要由和再生两部分组成。图1-1是三甘醇脱水工艺的典型流程。含水天然气(湿气)先进入原料气过滤分离器,以除去气体中携带的液体和固体杂质,然后进入吸收塔。在吸收塔内原料气自下而上流经各塔板,与自塔顶向下流的贫甘醇液逆流接触,甘醇液吸收天然气中的水汽,经脱水后的天然气(干气)从塔顶流出。吸收了水分的甘醇富液自塔底流出,与再生塔顶部的水蒸气换热后进入三甘醇闪蒸罐,分离出被甘醇溶液吸收的烃类气体后,依次经过纤维过滤器(固体过滤器)和活性炭过滤器,除去甘醇溶液在吸收塔中吸收与携带过来的少量固体、液烃、化学剂及其他杂质,以防止引起甘醇溶液起泡、堵塞再生系统的精馏柱或使再沸器的火管结垢。过滤后的富三甘醇溶液进入三甘醇缓冲罐,与贫液换热后注入到再生塔中对富液进行提浓转换为贫液后,经缓冲罐换热并水冷,由泵打入吸收塔循环使用。
图1-1 新疆某气田第二处理厂三甘醇脱水工艺流程图
流程中各个设备的作用是:①入口分离器:除去自由水、液烃和盐水,以避免由于溶液发泡而造成的溶剂损失和塔效率的下降;②雾液分离器:分离干气携带的TEG③吸收塔:是气流传质的场所,使气相中的水分转入TEG中;④泵:输送设备;⑤贫液冷却器 冷却贫甘醇以达到需要的温度;⑥闪蒸器:使富液闪蒸除去进入富液中的轻组分,减少再生塔的再生负荷;⑦贫/富液热交换器:使贫液温度下降,富液温度升高,充分利用热能;⑧再生塔:提浓富液的场所(精馏原理);⑨缓冲罐:缓冲、贮存、补充液体;⑩过滤器:过滤溶液,除去腐蚀产物及其它杂质,减少溶液发泡的可能性。
2.3三甘醇的再生方法
三甘醇脱水的各种流程,其吸收部分大致相同,所不同的是甘醇富液的再生方法,由于贫甘醇的浓度直接影响装置的脱水效率,因而多年来三甘醇脱水工艺的改进都以提高甘醇贫液浓度、增大露点降为目的。20世纪40年代末,多采用常压再生方法,即只靠加热方式提浓三甘醇。因为三甘醇的加热温度受到热降解的限制,此法只能将三甘醇的贫液浓度提高到98.5%(质)左右。相应的露点降为35℃。为了进一步提高三甘醇的贫液浓度,在常压再生的基础上还可以采用以下的再生方法:
第一,减压再生。减压再生是降压再生塔的操作压力,以提高甘醇溶液的浓度。但是减压系统比较复杂,限制了该方法的使用。
第二,气体气提。气体气提是将甘醇溶液同热的气提接触,汽提气可搅动甘醇溶液,使滞留在高粘度甘醇溶液中的水蒸气逸出,同时也降低了水蒸气压力,使更多的水蒸气从再沸器和精馏柱中脱出,从而将贫甘醇中的甘醇浓度进一步提浓到了99.995%(质),干气露点可降到-73~ -97℃,此法是现行三敢醇脱水装置中应用较多的再生方法。其典型的流程图如图2-2。气提气排到大气,会产生污染,也增加了生产费用,对此需要有相应的措施。
第三,共沸再生。共沸再生是70年代初发展起来的,该法采用共沸剂应具有不溶于水和三甘醇,同水能形成低沸点共沸物,无毒,蒸发失小等性质,最常用的是异辛烷。共沸再生流程如图2-2。共沸剂与三甘醇溶液中的残留水形成低沸点共沸物汽化,从再生塔顶流出,经冷凝冷却后,进入共沸物分离器,分去水后,共沸剂用泵打回重沸器。改法可将甘醇溶液提浓到99.99%(质),干气露点达73度。共沸剂在闭路中循环,损失量很小,此法无大气污染问题,节省了有用的气提气,增加的仅是共沸剂汽化所需的
热量和共沸剂分离及循环泵。
图2-1 图2-2
3. 甘醇循环量计算
3.1天然气含水量
已知天然气的工作压力为2.1MPa ,工作温度为36℃,天然气相对密度为0.571,查图3-1得到天然气的含水量为2667 mg/m3,C RD =1,C S =0,据公式:W=0.983W0 CRD CS 带入数据,得到非酸性天然气饱和水含量W=2621.661mg/m3。因为酸性天然气的系统压力为2.1MPa ,所以需要修正。根据表1-1得到y co2=44.010×0.087/20.988=0.1842,y H2S =0,y HC =1-y co2=0.8158,查图3-2得到W CO2=6100 mg/m3,根据公式W=0.983(y HC W HC + yco2 WCO2+ y H2S W H2S )带入数据,得到酸性天然气饱和水含量W=3188.9 mg/m3。
图3-1 天然气露点
图3-2 CO2的水含量
3.2甘醇的浓度
在给定了甘醇循环量和塔板数的情况下,贫甘醇的浓度越高,露点降就越大。离开吸收塔的气体的实际露点,一般比平衡露点高5.5-8.3℃。已知天然气的实际露点为-8℃,取△t=9℃,则t e =tr -△t=-17℃,查图4-1得到贫三甘醇溶液浓度为99.0%,对于多数装置,贫甘醇浓度为98%-99%是很普遍的。
图4-1 吸收塔操作温度、进料贫三甘醇浓度和出的干天然气平衡水露点的关系
3.4甘醇循环量
已知V=4×104m 3/d,由图3-1查得,当p=2.1MPa,t=36℃时,y 1=3188.9 mg/m3;t=-8℃
时,y 2=140 mg/m3, 根据公式G=V(y1-y 2)/1000带入数据,得到脱水量G=121.596kg/d,
若取a=0.05,则三甘醇贫液循环量根据公式V 0=aG得到V 0=0.05×121.956=6.0978m3/d。
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