Die Vermeidung von flüssigen Kondensaten innerhalb von Transportleitungen ist für einen sicheren Prozessbetrieb unerlässlich. In den Qualitätsspezifikationen für Erdgas ist daher eine maximal zulässige Kohlenwasserstoff-Taupunkttemperatur (HCdp) festgelegt. Dieser Parameter wird in der Aufbereitungsanlage gemessen, wo mitgerissene Flüssigkeiten entfernt werden und der HCdp reduziert wird, sowie an allen eichpflichtigen Punkten entlang des Transportstrangs.
Der Kohlenwasserstoff-Taupunkt kann mit zwei Methoden bestimmt werden: Abschätzung durch Zustandsgleichungsberechnung einer detaillierten Gaszusammensetzung oder durch Anwendung einer Taupunktspiegelkondensationstechnik zur Bestimmung des HCdp durch direkte Messung.
Die Genauigkeit der Berechnungsmethode ist in erster Linie von der Empfindlichkeit der Gaszusammensetzungsanalyse abhängig. Aufbereitetes Erdgas enthält Spurenmengen an schwereren Kohlenwasserstoffen, die den Phasenübergang des Erdgases von rein gasförmig zu einem Anteil an flüssigen Kohlenwasserstoffen maßgeblich bestimmen. Dieser Übergang erfolgt bei der HCdp-Temperatur, für jeden definierten Druck. Die Mengen an Alkanen mittlerer Ordnung wie Nonan, Decan, Undecan und Dodecan, die in einstelligen mol-ppm- und sub-ppm-Konzentrationen vorliegen, sind von größter Bedeutung für die Bildung von flüssigen Kondensaten bei der Prozesstemperaturabsenkung oder Druckänderung. Werden diese schwersten Komponenten nicht korrekt berücksichtigt, führt dies zu großen Abweichungen der berechneten HCdp im Vergleich zu den Ergebnissen einer Vollgasanalyse oder einer direkten Messung. Eine Variation von +/-19,4°C im berechneten HCdp kann auf die Charakterisierung schwerer Kohlenwasserstoffe1 zurückgeführt werden. Sowohl eine Über- als auch eine Unterschätzung von HCdp kann während des Prozessbetriebs auftreten, abhängig von der Gültigkeit der Charakterisierungsmethode im Vergleich zur tatsächlichen Gesamtgaszusammensetzung. Konkret verlangt die ISO 23874 zum Zweck der HCdp-Berechnung eine Gasanalyse jedes einzelnen Kohlenwasserstoffs, der bis zu einer Empfindlichkeit von sub-ppm quantifiziert wird, bis einschließlich C12-Dodekan. Nur die fortschrittlichsten Prozess-GC verfügen über eine solche Fähigkeit, wie z. B. der LDetek MultiDetek 2, der patentierte Plasma-Emissionsdetektoren verwendet. Üblicher ist es, dass solche Analysen in Speziallabors durchgeführt werden. Dazu muss eine Erdgasprobe entnommen und transportiert werden. Es muss sorgfältig darauf geachtet werden, dass eine repräsentative Probe entnommen wird und die Gültigkeit der Zusammensetzung bis zum Zeitpunkt der Analyse aufrechterhalten wird. Hinweise dazu finden sich in ISO 10715 und API Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 14.1.
Die direkte Kondensationsmessung von HCdp bietet die Möglichkeit der Online-Prozessmessung. Das Taupunktspiegelverfahren ist ein Grundprinzip der Taupunktmessung. Periodische Messungen des HCdp von Erdgas mit manuellen, visuellen Taupunktmessgeräten dieser Art sind seit vielen Jahrzehnten üblich. Die opto-elektronische Erfassung ermöglicht die Automatisierung des Taupunktspiegelprinzips für die Online-Analyse. Ein metallischer Spiegel mit geätzter Oberfläche ermöglicht es, den transparenten Film des HC-Kondensats mit niedriger Oberflächenspannung mit hoher Empfindlichkeit bis <5mg/m3 Kohlenwasserstoff-Flüssigkeitsgehalt im Gas2 zu erfassen. Eine solche direkte HCdp-Messung ist von der vollständigen Erdgaszusammensetzung abhängig, einschließlich aller winzigen Spuren von schwereren HC-Komponenten, die sich beim Abkühlen des Gases zum HCdp verbinden. Daher wird ein echter HCdp-Wert bestimmt, der alle Schwankungen in der Prozessgasqualität genau überwacht und sicherstellt, dass das beim eichpflichtigen Übergang empfangene/gelieferte Gas mit den erforderlichen Gasspezifikationen übereinstimmt.
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