Misura precisa dell'umidità nel gas naturale

A causa delle variazioni nella composizione del gas naturale o delle impurità, la precisione nella misurazione dell'umidità era impossibile da raggiungere - fino a poco tempo fa. Per un'iniezione efficiente nelle reti di distribuzione, le aziende energetiche hanno bisogno di un metodo affidabile per misurare se è necessaria o meno la disidratazione. Michell Instruments offre un analizzatore che promette una soluzione, compensando automaticamente le fluttuazioni della composizione del gas. 

Fuoco a gas
Figura 1: Per il funzionamento sicuro ed efficiente delle reti di gasdotti di gas naturale, è essenziale un controllo accurato della concentrazione di umidità attraverso una misurazione precisa.


Nonostante la spinta verso le energie rinnovabili, il gas naturale è ancora un combustibile urgentemente necessario per le applicazioni industriali e di generazione di energia e per l'approvvigionamento privato per gli anni a venire. Per ridurre la quota di combustibili fossili, l'iniezione di idrogeno e biometano nelle reti di distribuzione viene attualmente Attualmente si sta incrementando ulteriormente l'iniezione di idrogeno e biometano nelle reti di distribuzione. Per compensare le fluttuazioni della domanda, le aziende energetiche immagazzinano il gas naturale, tra l'altro, in giacimenti di petrolio e gas esauriti o in caverne saline. Tuttavia, questo lo satura di umidità e deve essere asciugato prima di poter essere immesso nelle reti.

Il contenuto di umidità nel gas naturale

Un contenuto di umidità eccessivamente elevato nel gas naturale, quando viene immesso nei gasdotti di trasporto a valle, favorisce la formazione di idrati, che possono causare l'intasamento dei gasdotti e il danneggiamento dei compressori. tubazioni e danni ai compressori. Inoltre, è necessario rispettare le specifiche contrattuali relative al contenuto massimo di umidità, imposte dall'operatore del sistema di trasporto. Il controllo accurato della concentrazione di umidità attraverso una misurazione precisa è quindi essenziale per un funzionamento sicuro ed efficiente.  

Se, ad esempio, la misurazione mostra un valore impreciso e troppo elevato, ciò potrebbe comportare l'esecuzione di processi di disidratazione non necessari o, peggio ancora, l'interruzione del servizio. Una sottostima della misura, invece, porta a una disidratazione insufficiente, con le conseguenze già citate per la condotta e i compressori. Le aziende energetiche dispongono di diverse tecnologie per la misurazione dell'umidità. Queste includono sensori di impedenza e capacitivi, specchi freddi, analizzatori a microbilancia a cristalli di quarzo (QCM). microbilancia a cristallo di quarzo (QCM) e spettrometri di assorbimento laser a diodi sintonizzabili (TDLAS), ciascuno con vantaggi e svantaggi in termini di precisione, velocità e costi.  

Contaminazione attraverso il glicole

Il metodo più comune ed economico per rimuovere l'acqua dal gas naturale è l'utilizzo del glicole come essiccante liquido in un processo di assorbimento o contattore di glicole. Questo approccio è ben consolidato, ma comporta anche dei rischi, in quanto il glicole può essere spinto fuori dalla parte superiore della colonna insieme al flusso di gas naturale secco, a causa delle velocità troppo elevate del gas. Il glicole, tuttavia, ha un'elevata costante dielettrica, per cui viene rilevato da qualsiasi sensore di umidità a valle con sensori capacitivi a ossido di metallo/impedenza. ossido metallico/impedenza, causando letture imprecise. 

In confronto, gli spettrometri di assorbimento laser a diodi sintonizzabili (TDLAS) funzionano indipendentemente dalla contaminazione da glicole. Con questo metodo di misurazione senza contatto, la concentrazione o la densità del gas o dei componenti del gas da misurare densità del gas o dei componenti del gas da esaminare viene determinata in base all'assorbimento misurato. Gli analizzatori TDLAS esistenti, quindi, sembrano a prima vista offrire una buona soluzione per determinare il contenuto di umidità. per determinare il contenuto di umidità. Tuttavia, il gas naturale è una miscela di un'ampia gamma di idrocarburi, dagli alifatici leggeri a catena corta (composti non aromatici) alle molecole pesanti a catena lunga, molecole a catena lunga. Queste composizioni molto diverse del gas naturale possono non solo distorcere le misurazioni, ma anche influenzare i limiti di rilevamento e l'accuratezza. ma anche influenzare i limiti di rilevamento e l'accuratezza.

Di solito si cerca di attenuare gli effetti di queste interazioni calibrando l'analizzatore per la composizione del gas utilizzato. Tuttavia, Tuttavia, questo non sempre funziona come desiderato con i componenti spesso fortemente fluttuanti del gas naturale, e quindi porta a errori che esulano dalle specifiche di prestazione dei produttori. specifiche dei produttori. Ad esempio, un limite di prestazioni TDLAS specificato di ±4 ppm suggerisce una cosiddetta banda di confidenza di circa 2 °C di punto di rugiada. Realisticamente, questa deviazione potrebbe essere di 20 ppmV e potrebbe verificarsi in qualsiasi punto di misura in cui la composizione del gas naturale cambia. Esempi tipici sono i gasdotti a lunga distanza gasdotti a lunga distanza alimentati da diverse fonti di gas ed eventualmente anche a valle di un'iniezione di gas combustibile, come nel caso del biometano. L'impatto complessivo è enorme, poiché l'errore aggiuntivo errore aumenta la banda di confidenza a circa 14 °C di punto di rugiada.

Misurare l'umidità con una precisione di 1ppmv

La soluzione al problema è promessa da un analizzatore di nuova generazione che, oltre a essere impermeabile alle impurità, compensa automaticamente le variazioni della composizione del gas grazie a speciali algoritmi di composizione del gas grazie a speciali algoritmi di spettroscopia. L'OptiPEAK TDL600 di Michell è in grado di determinare il contenuto di umidità nel gas naturale con una precisione di 1ppmV (<100 ppmV ) - anche in presenza di componenti acidi come anidride carbonica e idrogeno solforato, nonché di variazioni di umidità nel gas naturale. solfuro di carbonio e idrogeno, nonché di livelli variabili di idrogeno. La tecnologia senza contatto richiede una manutenzione minima, anche in applicazioni impegnative come la variazione delle concentrazioni di metano o di gas acido. gas acido. L'analizzatore è inoltre completamente certificato per le aree pericolose e offre prestazioni di misura, stabilità e sensibilità di rilevamento ai vertici della categoria.


Michell TDL600 in uso
Figura 2: L'OptiPeak TDL600 è un analizzatore robusto e ad alte prestazioni con spettroscopia di assorbimento laser ed elaborazione del segnale, progettato specificamente per misurare l'umidità nel gas naturale. 


L'elevata precisione è particolarmente importante perché non solo l'immissione di biometano è in aumento, ma anche l'immissione di idrogeno viene incrementata per ridurre la quota di combustibili fossili nel gas naturale. combustibili fossili nella fornitura di gas naturale. Nelle reti di trasmissione dei Paesi dell'UE sono previsti aumenti dell'immissione di H2 fino al 20%, da produrre per elettrolisi dell'acqua da surplus di energia solare ed eolica. dell'acqua dall'energia solare ed eolica in eccesso. È stato dimostrato che l'aumento dei livelli di idrogeno non ha alcun effetto sull'accuratezza di misurazione dell'analizzatore OptiPEAK TDL600 di Michell Ciò è confermato da test indipendenti condotti dalla DBI Gas- und Umwelttechnik di Lipsia, Germania. Anche l'aggiunta del 10 mol % di H2 al gas naturale non ha mostrato alcun effetto negativo sull'accuratezza e sulle prestazioni di misura complessive dell'analizzatore. 

Conclusione

L'analizzatore OptiPEAK TDL600 di Michell consente di determinare il contenuto di umidità in composizioni reali di gas naturale con un'accuratezza di ±1ppmV - molto più precisa rispetto ad analizzatori TDLAS comparabili. In questo modo si evitano sia inutili costi di processo dovuti a un'eccessiva essiccazione, sia arresti dovuti a misurazioni troppo pessimistiche.  

Autore: Rolf Kolass




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