Область техники
Настоящее изобретение относится к области технологии обнаружения природного газа и, в частности, к способу и системе для потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе.
Уровень техники
При росте спроса на энергию большая доля природного газа в энергетической структуре играет важную роль в оптимизации энергетической структуры, эффективном решении проблем безопасности энергоснабжения и экологической защиты окружающей среды, а также в обеспечении устойчивого развития экономики и общества. В целях улучшения качества продуктов, производимых из природного газа, были дополнительно улучшены ключевые технические показатели стандарта GB17820-2018 «Природный газ», являющимся основным стандартом в газовой промышленности. Требования стали более подробными и жесткими, в частности, технический показатель общего содержания серы в природном газе был снижен с 200 мг/м3 до 20 мг/м3, и было предложено требование по мгновенной величине.
В настоящее время общее содержание серы в очищенном газе на каждой установке очистки составляет от 10 мг/м3 до 100 мг/м3, и в большей части очищенного газа содержание H2S составляет менее 6 мг/м3. Ключевым фактором снижения содержания серы является снижение содержания оксисульфида углерода, меркаптана и т.п. в очищенном газе. Таким образом, к процессу очистки природного газа предъявляются новые требования, которые должны сопровождаться быстрым и точным методом измерения.
В настоящее время распространенным методом определения общего содержания серы в очищенном газе и трубопроводном природном газе по-прежнему является отбор проб на месте и последующее определение методом окислительной микрокулометрии и ультрафиолетовой флуоресценции в лаборатории. Однако этот метод больше не может удовлетворять текущим потребностям нового управления производственным процессом. С постепенным внедрением технологии потокового определения общего содержания серы в природном газе, для потокового определения общего содержания серы в природном газе стали применять УФ-абсорбционную спектрометрию и колориметрию с измерением скорости гидролиза. Однако из-за особенностей конфигурации прибора, технических параметров и принципа применения все еще существует множество проблем при его потоковом применении, что затрудняет его полное применение для эффективного потокового определения общего содержания серы и серосодержащих соединений в природном газе.
РАСКРЫТИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение направлено на создание системы для потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе. Данная система обеспечивает быстрый и эффективный потоковый анализ и определение содержания по меньшей мере 6-ти серосодержащих соединений в природном газе.
Для достижения вышеуказанной цели настоящее изобретение предлагает систему для потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе, содержащую:
пробоотборное устройство, систему сброса давления, систему хроматографических колонок и пламенно-фотометрический детектор;
пробоотборное устройство используется для потокового отбора природного газа, подлежащего анализу, в трубопроводе природного газа;
пламенно-фотометрический детектор используется для сжигания каждого из компонентов, подаваемых в пламенно-фотометрический детектор, для обнаружения пропускания света и преобразования его в электрический сигнал для определения содержания серосодержащих соединений в природном газе, подлежащем анализу;
система хроматографических колонок снабжена впускным трубопроводом для газа-носителя, и в системе хроматографических колонок обеспечена хроматографическая колонка, содержащая колонку точки кипения и колонку серы (например, состоящую из колонки точки кипения и колонки серы);
выпускное отверстие пробоотборного устройства сообщается с впускным отверстием системы сброса давления через первый подающий трубопровод;
выпускное отверстие системы сброса давления сообщается с впускным отверстием колонки точки кипения через соединительный трубопровод, выполненный с возможностью переключения;
впускное отверстие колонки точки кипения и впускное отверстие колонки серы соединены с впускным трубопроводом для газа-носителя через соединительный трубопровод, выполненный с возможностью переключения;
выпускное отверстие колонки точки кипения сообщается с впускным отверстием колонки серы через соединительный трубопровод, выполненный с возможностью переключения;
выпускное отверстие колонки серы сообщается с впускным отверстием колонки точки кипения через соединительный трубопровод, выполненный с возможностью переключения; и
выпускное отверстие колонки точки кипения и выпускное отверстие колонки серы соединены с впускным отверстием пламенно-фотометрического детектора через соединительный трубопровод, выполненный с возможностью переключения.
Система для потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе, предложенная в настоящем изобретении, может хорошо подходить для потокового анализа содержания серосодержащих соединений в природном газе в трубопроводе природного газа и способна определять содержание по меньшей мере шести серосодержащих соединений. Система для потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе, обеспеченная настоящим изобретением, имеет следующие полезные эффекты:
(1) С помощью пробоотборного устройства природный газ может отбираться из трубопровода природного газа и подаваться в систему сброса давления в режиме реального времени. Давление природного газа снижают с помощью системы сброса давления для регулирования расхода природного газа таким образом, что природный газ поступает в систему хроматографических колонок с умеренным расходом. Газ-носитель используется для подачи его в колонку для разделения, а колонка серы и колонка точки кипения позволяют лучше отделять соединения серы в природном газе, и затем пламенно-фотометрический детектор используется для сжигания компонентов. Коэффициент пропускания определяется и преобразуется в электрический сигнал, так что содержание серосодержащих соединений в природном газе может быть легко обнаружено.
(2) Благодаря особому соединению компонентов в системе хроматографических колонок по настоящему изобретению разделение по меньшей мере 6-ти различных серосодержащих соединений в природном газе может быть осуществлено более быстро и точно, тем самым повышая эффективность и точность обнаружения серосодержащих соединений в природном газе. В частности, благодаря уникальному соединению компонентов в системе хроматографических колонок согласно настоящему изобретению можно осуществить разделение некоторых компонентов в природном газе с использованием колонки первичной точки кипения и колонки первичной серы последовательно на основе характеристик хроматографического разделения различных компонентов в природном газе. Некоторые компоненты разделяют с использованием двух колонок точки кипения и одной колонки серы, в частности, колонку точки кипения, колонку серы и колонку точки кипения используют последовательно; и некоторые компоненты разделяют с использованием только одной колонки точки кипения.
(3) Система устраняет необходимость в существующих трудоемких этапах отбора природного газа и его последующей транспортировки в лабораторию для определения, так что обнаружение соединений серы в природном газе становится намного более эффективным, что также отвечает текущему высокому спросу на добычу природного газа.
(4) Система снижает затраты на определение и позволяет определять содержание соединений серы в природном газе на месте, что очень удобно и эффективно.
В системе для потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе пробоотборное устройство предпочтительно содержит монтажное основание и пробоотборник, жестко соединенный с монтажным основанием и сообщающийся с первым подающим трубопроводом; и пробоотборник установлен на трубопроводе природного газа посредством монтажного основания для обеспечения возможности крепления пробоотборного устройства к трубопроводу природного газа, тем самым реализуя потоковый отбор природного газа в трубопроводе природного газа с помощью пробоотборника, размещенного внутри трубопровода природного газа. Более предпочтительно, пробоотборник оснащен самоотслеживаемым устройством для сброса давления. Данное предпочтительное техническое решение в большей степени способствует отбору проб природного газа в трубопроводе природного газа с хорошими результатами отбора проб.
В системе для потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе первый подающий трубопровод предпочтительно снабжен первым клапаном, с помощью которого открывается или закрывается первый подающий трубопровод.
В системе для потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе в первом подающем трубопроводе предпочтительно обеспечена фильтрующая сетка.
В системе для потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе система сброса давления предпочтительно содержит первичный компонент сброса давления и вторичный компонент сброса давления, соединенные последовательно;
впускное отверстие вторичного компонента сброса давления сообщается с выпускным отверстием первичного компонента сброса давления через второй подающий трубопровод;
впускное отверстие первичного компонента сброса давления в качестве впускного отверстия системы сброса давления сообщается с выпускным отверстием пробоотборного устройства через первый подающий трубопровод; и
выпускное отверстие вторичного компонента сброса давления в качестве выпускного отверстия системы сброса давления сообщается с впускным отверстием колонки точки кипения через соединительный трубопровод, выполненный с возможностью переключения.
В данном предпочтительном техническом решении за счет обеспечения первичного компонента сброса давления и вторичного компонента сброса давления в природном газе, подлежащем анализу, система лучше подходит для потокового анализа серосодержащих соединений в природном газе в трубопроводе природного газа. Это обеспечивает возможность точного контроля сброса давления природного газа из газопровода и более точную регулировку расхода природного газа.
Более предпочтительно, первичный компонент сброса давления содержит первичный резервуар для сброса давления, первое нагревательное мембранное устройство для сброса давления, второе нагревательное мембранное устройство для сброса давления, первый манометр и второй манометр,
причем первое нагревательное мембранное устройство для сброса давления, второе нагревательное мембранное устройство для сброса давления, первый манометр и второй манометр размещены внутри первичного резервуара для сброса давления;
первая соединительная труба обеспечена между первым нагревательным мембранным устройством для сброса давления и вторым нагревательным мембранным устройством для сброса давления, и первая соединительная труба имеет один конец, сообщающийся с выпускным отверстием первого нагревательного мембранного устройства для сброса давления, и другой конец, сообщающийся с впускным отверстием второго нагревательного мембранного устройства для сброса давления;
первый манометр установлен на первой соединительной трубе и сообщается с первой соединительной трубой;
другой конец первого подающего трубопровода проходит в первичный резервуар для сброса давления и сообщается с впускным отверстием первого нагревательного мембранного устройства для сброса давления;
один конец второго подающего трубопровода проходит в первичный резервуар для сброса давления и сообщается с выпускным отверстием второго нагревательного мембранного устройства для сброса давления; и
второй манометр установлен на втором подающем трубопроводе и сообщается со вторым подающим трубопроводом;
более предпочтительно, первичный компонент сброса давления дополнительно содержит первичный теплоизоляционный слой, уложенный на внутреннюю стенку первичного резервуара для сброса давления.
В этом предпочтительном техническом решении за счет обеспечения первого нагревательного мембранного устройства для сброса давления и второго нагревательного мембранного устройства для сброса давления обеспечивается двойная функция, которая делает эффект сброса давления значительным и эффективным и в большей степени способствует операции сброса давления природного газа в процессе потокового анализа серосодержащих соединений в природном газе в трубопроводе природного газа.
Более предпочтительно, вторичный компонент сброса давления содержит вторичный резервуар для сброса давления, устройство для сброса давления кнопочного типа, вторую соединительную трубу и третий манометр,
причем устройство для сброса давления кнопочного типа, вторая соединительная труба и третий манометр размещены внутри вторичного резервуара для сброса давления;
один конец второго подающего трубопровода проходит во вторичный резервуар для сброса давления и сообщается с впускным отверстием устройства для сброса давления кнопочного типа;
вторая соединительная труба имеет один конец, сообщающийся с выпускным отверстием устройства для сброса давления кнопочного типа, и другой конец, сообщающийся с одним концом третьего манометра; и
другой конец третьего манометра, в качестве выпускного отверстия вторичного компонента сброса давления, сообщается с впускным отверстием колонки точки кипения через соединительный трубопровод, выполненный с возможностью переключения;
также предпочтительно вторичный компонент сброса давления дополнительно содержит вторичный теплоизоляционный слой, уложенный на внутреннюю стенку вторичного резервуара для сброса давления.
В этом предпочтительном техническом решении давление газа, подлежащего анализу, дополнительно снижают путем вторичного сброса давления с использованием устройства для сброса давления кнопочного типа, что способствует управлению расходом газа во время потокового анализа серосодержащих соединений в природном газе в газопроводе.
В системе для потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе система для потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе предпочтительно дополнительно содержит циркуляционную трубу линии подогрева; причем система сброса давления дополнительно снабжена компонентом линии подогрева; и циркуляционная труба линии подогрева сообщается с компонентом линии подогрева системы сброса давления для нагрева природного газа, подлежащего анализу, в системе сброса давления. Данное предпочтительное техническое решение позволяет предотвратить конденсацию во время сброса давления природного газа при потоковом анализе серосодержащих соединений в природном газе в трубопроводе природного газа.
Более предпочтительно, между циркуляционной трубой линии подогрева и первичным компонентом сброса давления обеспечена первичная нагревательная труба и первичная отводящая труба, при этом первичная нагревательная труба имеет один конец, сообщающийся с циркуляционной трубой линии подогрева, и другой конец, сообщающийся с одним концом первичного компонента сброса давления, причем первичная отводящая труба имеет один конец, сообщающийся с другим концом первичного компонента сброса давления, и другой конец, сообщающийся с циркуляционной трубой линии подогрева; между циркуляционной трубой линии подогрева и вторичным компонентом сброса давления обеспечены вторичная нагревательная труба и вторичная отводящая труба, при этом вторичная нагревательная труба имеет один конец, сообщающийся с циркуляционной трубой линии подогрева, и другой конец, сообщающийся с одним концом вторичного компонента сброса давления, причем вторичная отводящая труба имеет один конец, сообщающийся с другим концом вторичного компонента сброса давления, и другой конец, сообщающийся с циркуляционной трубой линии подогрева.
В конкретном варианте осуществления первичная нагревательная труба имеет один конец, сообщающийся с циркуляционной трубой линии подогрева, и другой конец, сообщающийся с впускным отверстием линии подогрева первого нагревательного мембранного устройства для сброса давления и впускным отверстием линии подогрева второго нагревательного мембранного устройства для сброса давления, соответственно, для нагрева первого нагревательного мембранного устройства для сброса давления и второго нагревательного мембранного устройства для сброса давления, для предотвращения конденсации во время сброса давления природного газа, подлежащего анализу; первичная выпускная труба имеет один конец, сообщающийся с циркуляционной трубой линии подогрева, и другой конец, сообщающийся с выпускным отверстием линии подогрева первого нагревательного мембранного устройства для сброса давления и выпускным отверстием линии подогрева второго нагревательного мембранного устройства для сброса давления, соответственно.
В конкретном варианте осуществления вторичная нагревательная труба имеет один конец, сообщающийся с циркуляционной трубой линии подогрева, и другой конец впускного отверстия линии подогрева устройства для сброса давления кнопочного типа для нагрева устройства для сброса давления кнопочного типа для предотвращения конденсации во время снижения давления природного газа, подлежащего анализу; вторичная выпускная труба имеет один конец, сообщающийся с циркуляционной трубой линии подогрева, и другой конец выпускного отверстия линии подогрева устройства для сброса давления кнопочного типа.
В системе для потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе система хроматографических колонок предпочтительно снабжена дозировочной трубой для временного хранения природного газа, подлежащего анализу, который поступает в систему хроматографических колонок, для обеспечения возможности количественного определения природного газа, подлежащего анализу, для разделения серосодержащих соединений с использованием системы хроматографических колонок.
В системе для потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе система хроматографических колонок предпочтительно снабжена десятиходовым клапаном, посредством которого осуществляется переключение сообщения между компонентами в хроматографической колонке.
Более предпочтительно, десятиходовой клапан снабжен первым отверстием клапана, вторым отверстием клапана, третьим отверстием клапана, четвертым отверстием клапана, пятым отверстием клапана, шестым отверстием клапана, седьмым отверстием клапана, восьмым отверстием клапана, девятым отверстием клапана и десятым отверстием клапана по часовой стрелке; десятиходовой клапан представляет собой регулируемый клапан и выполнен с возможностью управления краном для осуществления сообщения между первым отверстием клапана и вторым отверстием клапана, сообщения между третьим отверстием клапана и четвертым отверстием клапана, сообщения между пятым отверстием клапана и шестым отверстием клапана, сообщения между седьмым отверстием клапана и восьмым отверстием клапана и сообщения между девятым отверстием клапана и десятым отверстием клапана в одном положении крана, и сообщения между десятым отверстием клапана и первым отверстием клапана, сообщения между вторым отверстием клапана и третьим отверстием клапана, сообщения между четвертым отверстием клапана и пятым отверстием клапана, сообщения между шестым отверстием клапана и седьмым отверстием клапана и сообщения между восьмым отверстием клапана и девятым отверстием клапана в другом положении крана; одно из десятого отверстия клапана и девятого отверстия клапана десятиходового клапана сообщается с выпускным отверстием системы сброса давления через третий подающий трубопровод, причем природный газ, подлежащий анализу, поступает через десятое или девятое отверстие клапана десятиходового клапана, а другое из них используется для отвода избыточного газа; между первым отверстием клапана и восьмым отверстием клапана десятиходового клапана обеспечена дозировочная труба для временного хранения природного газа, подлежащего анализу, с тем чтобы обеспечить количественную оценку природного газа, подлежащего анализу, и первое отверстие клапана десятиходового клапана сообщается с восьмым отверстием клапана десятиходового клапана через дозировочную трубу; впускной трубопровод для газа-носителя сообщается со вторым отверстием клапана десятиходового клапана; колонка точки кипения обеспечена между четвертым отверстием клапана и седьмым отверстием клапана десятиходового клапана, так что четвертое отверстие клапана десятиходового клапана сообщается с седьмым отверстием клапана десятиходового клапана через колонку точки кипения; колонка серы обеспечена между третьим отверстием клапана и шестым отверстием клапана десятиходового клапана, так что третье отверстие клапана десятиходового клапана сообщается с шестым отверстием клапана десятиходового клапана через колонку серы; пятое отверстие клапана десятиходового клапана сообщается с пламенно-фотометрическим детектором.
В конкретном варианте осуществления десятиходовой клапан снабжен первым отверстием клапана, вторым отверстием клапана, третьим отверстием клапана, четвертым отверстием клапана, пятым отверстием клапана, шестым отверстием клапана, седьмым отверстием клапана, восьмым отверстием клапана, девятым отверстием клапана и десятым отверстием клапана по часовой стрелке; десятиходовой клапан является регулируемым клапаном и выполнен с возможностью управления краном для осуществления сообщения между первым отверстием клапана и вторым отверстием клапана, сообщения между третьим отверстием клапана и четвертым отверстием клапана, сообщения между пятым отверстием клапана и шестым отверстием клапана, сообщения между седьмым отверстием клапана и восьмым отверстием клапана и сообщения между девятым отверстием клапана и десятым отверстием клапана в одном положении крана, и сообщения между десятым отверстием клапана и первым отверстием клапана, сообщения между вторым отверстием клапана и третьим отверстием клапана, сообщения между четвертым отверстием клапана и пятым отверстием клапана, сообщения между шестым отверстием клапана и седьмым отверстием клапана и сообщение между восьмым отверстием клапана и девятым отверстием клапана в другом положении крана; выпускное отверстие системы сброса давления сообщается с десятым отверстием клапана десятиходового клапана через третий подающий трубопровод, и природный газ, подлежащий анализу, поступает через десятое отверстие клапана десятиходового клапана; девятое отверстие клапана десятиходового клапана используется для отвода избыточного газа; между первым отверстием клапана и восьмым отверстием клапана десятиходового клапана обеспечена дозировочная труба для временного хранения природного газа, подлежащего анализу, чтобы обеспечить количественную оценку природного газа, подлежащего анализу; первое отверстие клапана десятиходового клапана сообщается с восьмым отверстием клапана десятиходового клапана через дозировочную трубу; впускной трубопровод для газа-носителя сообщается со вторым отверстием клапана десятиходового клапана; колонка точки кипения обеспечена между четвертым отверстием клапана и седьмым отверстием клапана десятиходового клапана, так что четвертое отверстие клапана десятиходового клапана сообщается с седьмым отверстием клапана десятиходового клапана через колонку точки кипения; колонка серы обеспечена между третьим отверстием клапана и шестым отверстием клапана десятиходового клапана, так что третье отверстие клапана десятиходового клапана сообщается с шестым отверстием клапана десятиходового клапана через колонку серы; пятое отверстие клапана десятиходового клапана сообщается с пламенно-фотометрическим детектором.
В конкретном варианте осуществления десятиходовой клапан снабжен первым отверстием клапана, вторым отверстием клапана, третьим отверстием клапана, четвертым отверстием клапана, пятым отверстием клапана, шестым отверстием клапана, седьмым отверстием клапана, восьмым отверстием клапана, девятым отверстием клапана и десятым отверстием клапана по часовой стрелке; десятиходовой клапан является регулируемым клапаном и выполнен с возможностью управления краном для осуществления сообщения между первым отверстием клапана и вторым отверстием клапана, сообщения между третьим отверстием клапана и четвертым отверстием клапана, сообщения между пятым отверстием клапана и шестым отверстием клапана, сообщения между седьмым отверстием клапана и восьмым отверстием клапана и сообщения между девятым отверстием клапана и десятым отверстием клапана в одном положении крана, и сообщения между десятым отверстием клапана и первым отверстием клапана, сообщения между вторым отверстием клапана и третьим отверстием клапана, сообщения между четвертым отверстием клапана и пятым отверстием клапана, сообщения между шестым отверстием клапана и седьмым отверстием клапана и сообщение между восьмым отверстием клапана и девятым отверстием клапана в другом положении крана; выпускное отверстие системы сброса давления сообщается с девятым отверстием клапана десятиходового клапана через третий подающий трубопровод, и природный газ, подлежащий анализу, поступает через девятое отверстие клапана десятиходового клапана; десятое отверстие клапана десятиходового клапана используется для отвода избыточного газа; между первым отверстием клапана и восьмым отверстием клапана десятиходового клапана обеспечена дозировочная труба для временного хранения природного газа, подлежащего анализу, чтобы обеспечить количественную оценку природного газа, подлежащего анализу; первое отверстие клапана десятиходового клапана сообщается с восьмым отверстием клапана десятиходового клапана через дозировочную трубу; впускной трубопровод для газа-носителя сообщается со вторым отверстием клапана десятиходового клапана; колонка точки кипения обеспечена между четвертым отверстием клапана и седьмым отверстием клапана десятиходового клапана, так что четвертое отверстие клапана десятиходового клапана сообщается с седьмым отверстием клапана десятиходового клапана через колонку точки кипения; колонка серы обеспечена между третьим отверстием клапана и шестым отверстием клапана десятиходового клапана, так что третье отверстие клапана десятиходового клапана сообщается с шестым отверстием клапана десятиходового клапана через колонку серы; пятое отверстие клапана десятиходового клапана сообщается с пламенно-фотометрическим детектором.
В системе для потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе колонка точки кипения предпочтительно представляет собой колонку со скваланом. Более предпочтительно, колонка точки кипения имеет длину не менее 0,8 м, предпочтительно 0,6 м. Это предпочтительное техническое решение способствует разделению серосодержащих соединений в природном газе.
В системе для потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе колонка серы предпочтительно представляет собой колонку с оксидипропионитрилом. Более предпочтительно, колонка серы имеет длину не менее 1,7 м. Это предпочтительное техническое решение способствует разделению серосодержащих соединений в природном газе.
В системе для потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе система для потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе предпочтительно дополнительно содержит дисплей, жестко соединенный с пламенно-фотометрическим детектором; причем дисплей электрически соединен с пламенно-фотометрическим детектором и показывает результаты обнаружения пламенно-фотометрического детектора.
В системе для потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе, система для потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе предпочтительно дополнительно содержит устройство для сигнальной связи и сигнализатор обнаружения горючих газов, оба из которых электрически соединены с пламенно-фотометрическим детектором; причем сигнальное устройство обнаружения горючих газов используется для обнаружения наличия утечки горючего газа вблизи пламенно-фотометрического детектора, чтобы избежать потенциальных угроз безопасности, а устройство для сигнальной связи является контроллером и вовремя перекроет первый подающий трубопровод, так что подача газа, подлежащего обнаружению, прекратится, когда сигнальное устройство обнаружения горючих газов обнаружит утечку горючего газа, чтобы в дальнейшем избежать возможных несчастных случаев.
Положительный эффект от применения вышеуказанного предпочтительного решения заключается в предотвращении утечки горючих газов и несчастных случаев.
В системе для потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе система для потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе предпочтительно дополнительно содержит баллон для хранения эталонного газообразного вещества, причем между баллоном для хранения эталонного газообразного вещества и системой хроматографических колонок обеспечена труба для подачи эталонного газообразного вещества, причем труба для подачи эталонного газообразного вещества имеет один конец, сообщающийся с впускным отверстием системы хроматографических колонок, и другой конец, сообщающийся с выпускным отверстием баллона для хранения эталонного газообразного вещества, и труба для подачи эталонного газообразного вещества снабжена вторым клапаном, посредством которого открывается или закрывается труба для подачи эталонного газообразного вещества.
Это предпочтительное техническое решение способствует использованию эталонных газообразных веществ для калибровки на периодической или ежедневной основе, что может дополнительно повысить точность обнаружения серосодержащих соединений в природном газе, подлежащем анализу.
Настоящее изобретение обеспечивает способ потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе, включающий следующие этапы:
S1: получение эталонного газообразного вещества серосодержащих соединений и определение эталонного газообразного вещества серосодержащих соединений в отношении содержания серосодержащих соединений для получения эталонной кривой содержания серосодержащих соединений;
S2: получение природного газа, подаваемого в трубопровод природного газа, с использованием пробоотборного устройства и подачу природного газа в систему сброса давления, чтобы получить природный газ со сниженным давлением;
S3: подачу природного газа со сниженным давлением, полученного на этапе S2, в систему хроматографических колонок, отделение природного газа со сниженным давлением, нагнетаемого газом-носителем, путем поочередного использования колонки точки кипения и колонки серы и подачу разделенных компонентов в пламенно-фотометрический детектор для обнаружения горения пламенно-фотометрическим детектором для получения профиля обнаружения;
S4: переключение газа-носителя на впускное отверстие колонки серы, когда компонент карбонилсульфида (оксисульфида углерода) в природном газе покидает колонку серы на этапе S2, причем выпускное отверстие колонки серы сообщается с впускным отверстием колонки точки кипения, а выпускное отверстие колонки точки кипения сообщается с впускным отверстием пламенно-фотометрического детектора; непрерывное разделение с использованием системы колонок оставшихся компонентов, нагнетаемых газом-носителем, и подачу разделенных компонентов, полученных на выпускном отверстии колонки точки кипения, к пламенно-фотометрическому детектору для обнаружения горения пламенно-фотометрическим детектором для получения профиля обнаружения;
S5: определение содержания серосодержащих соединений в природном газе исходя из значений площади пика отклика, полученных из профилей обнаружения, полученных на этапах S3 и S4, и эталонной кривой содержания серосодержащих соединений, полученной на этапе S1.
Способ потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе, предложенный в настоящем изобретении, обеспечивает возможность потокового обнаружения серосодержащих соединений в природном газе. Операция определения является простой, и содержание серосодержащих соединений в природном газе может быть определено простым расчетом, что обеспечивает возможность простой эксплуатации на месте и не требует отправки проб в лабораторию специально для проведения анализа. Это снижает производственные затраты, повышает эффективность обнаружения серосодержащих соединений в природном газе и повышает точность обнаружения серосодержащих соединений в природном газе.
В способе потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе на этапе S3 осуществляют последовательное разделение газа со сниженным давлением, нагнетаемого газом-носителем, с использованием колонки точки кипения и колонки серы. Сероводород, карбонилсульфид, метилмеркаптан и этилмеркаптан из соединений серы последовательно выводятся из колонки точки кипения (с очень небольшой разницей во времени между сероводородом и карбонилсульфидом) в колонку серы для разделения, с дальнейшим увеличением разницы во времени разделения между компонентами. Сероводород и карбонильная сера последовательно выводятся из колонки серы в пламенно-фотометрический детектор для обнаружения горения с помощью пламенно-фотометрического детектора. На этапе S4 до тех пор, пока карбонилсерный компонент природного газа не покинет колонку серы (в это время этилсульфидный компонент должен быть выведен из колонки точки кипения), газ-носитель подается во впускное отверстие колонки серы. Выпускное отверстие колонки серы сообщается с впускным отверстием колонки точки кипения, а выпускное отверстие колонки точки кипения сообщается с впускным отверстием пламенно-фотометрического детектора. Оставшиеся компоненты, нагнетаемые газом-носителем, продолжают разделяться с использованием системы колонок, а такие компоненты, как этилмеркаптан, н-бутилмеркаптан, метилмеркаптан и этилмеркаптан, последовательно выводятся из колонки точки кипения в пламенно-фотометрический детектор для обнаружения горения пламенно-фотометрическим детектором. В течение всего процесса разделения некоторые компоненты природного газа, такие как сероводород и карбонилсульфид, разделяют по очереди с использованием колонки точки кипения за один раз и колонки серы за один раз; некоторые компоненты природного газа, такие как метилмеркаптан и этилмеркаптан, разделяют с использованием колонки точки кипения дважды и колонки серы за один раз, в частности, с использованием колонки точки кипения, колонки серы и колонки точки кипения последовательно; и некоторые компоненты природного газа, такие как этилсульфид и н-бутилмеркаптан, разделяют с использованием колонки точки кипения только за один раз.
В способе потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе предпочтительно газ со сниженным давлением, полученный со этапе S2, имеет давление 0,18-0,25 МПа (например, 0,2 МПа). В конкретном варианте осуществления полученный природный газ, подаваемый в трубопровод природного газа, транспортируется по первому подающему трубопроводу к первичному компоненту сброса давления, в результате чего давление природного газа снижается до 1,8-2,5 МПа (например, 2 МПа). Затем он транспортируется по второму подающему трубопроводу во вторичный компонент сброса давления, в результате чего давление природного газа снижается до 0,18-0,25 МПа (например, 0,2 МПа) для получения газа со сниженным давлением.
В способе потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе колонка серы, используемая для разделения, предпочтительно имеет рабочую температуру 55-65°C (например, 62°C).
В способе потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе колонка серы, используемая для разделения, предпочтительно имеет рабочую температуру 65-75°C (например, 70°C).
В способе потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе газом-носителем предпочтительно является азот.
В способе потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе расход газа-носителя предпочтительно составляет 22 мл/мин.
В способе потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе подачу отделенных компонентов на пламенно-фотометрический детектор для обнаружения горения пламенно-фотометрическим детектором предпочтительно осуществляют следующим образом:
подача разделенных компонентов в пламенно-фотометрический детектор, заполненный водородом при давлении 0,24 МПа и расходе 40 мл/мин и воздухом при давлении 0,24 МПа и расходе 80 мл/мин, и выполнение обнаружения горения с помощью пламенно-фотометрического детектора при 150°С.
В способе потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе получение эталонного газообразного вещества серосодержащих соединений и определение эталонного газообразного вещества серосодержащих соединений по содержанию серосодержащих соединений для получения эталонной кривой содержания серосодержащих соединений предпочтительно включает следующие этапы:
S11: подготовку эталонного газообразного вещества из метана вместе с сероводородом, карбонилсульфидом, метилмеркаптаном, этилмеркаптаном, этилсульфидом и н-бутилмеркаптаном, при этом подготавливают по меньшей мере 4 группы эталонных газообразных веществ с различными концентрациями серосодержащих соединений;
S12: обнаружение каждого из эталонных газообразных веществ, полученных на этапе S11, для получения соответствующих данных значения площади пика отклика, и построение эталонной кривой содержания каждого серосодержащего соединения с концентрацией каждого серосодержащего соединения в качестве вертикальной координаты и соответствующим значением площади пика отклика для каждого серосодержащего соединения в качестве горизонтальной координаты;
причем серосодержащие соединения, используемые в эталонном газообразном веществе, определяются на основе типа серосодержащих соединений в природном газе, подлежащем анализу;
эталонное газообразное вещество обычно имеет основной компонент в качестве основного газа, и эталонное газообразное вещество серосодержащих соединений в природном газе составляется исходя из фактического компонента в природном газе. Основным компонентом в природном газе является метан, который используется в качестве основного газа или вспомогательного газа для получения конкретного содержания эталонного газообразного вещества серосодержащих соединений при составлении эталонного газообразного вещества серосодержащих соединений.
Использование данного предпочтительного технического решения в большей степени способствует расчету содержания серосодержащих соединений в природном газе.
Краткое описание чертежей
Для более наглядной иллюстрации технических решений в вариантах осуществления настоящего изобретения ниже будут кратко описаны прилагаемые чертежи, которые будут использоваться при описании вариантов осуществления. Очевидно, что прилагаемые чертежи в нижеследующем описании включают только некоторые варианты осуществления настоящего изобретения. Специалист, обладающий обычными навыками в этой области, может получить другие чертежи на основе этих чертежей, не затрачивая творческого труда.
Фиг. 1 - схематическая структурная схема системы потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе в соответствии с примером настоящего изобретения.
Фиг. 2 - схематическая структурная схема первичного компонента сброса давления в соответствии с примером настоящего изобретения.
Фиг. 3 - схематическая структурная схема вторичного компонента сброса давления в соответствии с примером настоящего изобретения.
Фиг. 4A - схематическая структурная схема конструкции соединения десятиходового клапана в соответствии с примером настоящего изобретения.
Фиг. 4B - схематическая структурная схема конструкции соединения десятиходового клапана в соответствии с примером настоящего изобретения.
Фиг. 4C - схематическая структурная схема конструкции соединения десятиходового клапана в соответствии с примером настоящего изобретения.
Фиг. 4D - схематическая структурная схема конструкции соединения десятиходового клапана в соответствии с примером настоящего изобретения.
Фиг. 5A-5J - схематические структурные схемы рабочего процесса системы потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе в соответствии с примером настоящего изобретения.
Фиг. 6A - эталонная кривая содержания сероводорода в соответствии с примером настоящего изобретения.
Фиг. 6B - эталонная кривая содержания оксисульфида углерода в соответствии с примером настоящего изобретения.
Фиг. 6C - эталонная кривая содержания метилмеркаптана в соответствии с примером настоящего изобретения.
Фиг. 6D - эталонная кривая содержания этилмеркаптана в соответствии с примером настоящего изобретения.
Фиг. 6E - эталонная кривая содержания этилсульфида в соответствии с примером настоящего изобретения.
Фиг. 6F - эталонная кривая содержания н-бутилмеркаптана в соответствии с примером настоящего изобретения.
Описание для числовых ссылок:
1: трубопровод природного газа;
2: отверстие для обнаружения;
3: монтажное основание;
4: пробоотборник;
5: первый подающий трубопровод;
6: первый клапан;
7: циркуляционная труба линии подогрева;
8: первичный компонент сброса давления;
9: второй подающий трубопровод;
10: вторичный компонент сброса давления;
11: первичная нагревательная труба;
12: вторичная нагревательная труба;
13: третий подающий трубопровод;
14: пламенно-фотометрический детектор;
15: баллон для хранения эталонного газообразного вещества;
16: труба для подачи эталонного газообразного вещества;
17: выпускная труба;
18: сигнальное устройство обнаружения горючих газов;
19: устройство для сигнальной связи;
20: блок питания;
21: первичный резервуар для сброса давления;
22: первичный теплоизоляционный слой;
23: первое нагревательное мембранное устройство для сброса давления;
24: первая труба горячего газа;
25: вторая труба горячего газа;
26: первый манометр;
27: первая соединительная труба;
28: второе нагревательное мембранное устройство для сброса давления;
29: второй манометр;
30: вторичный резервуар для сброса давления;
31: вторичный теплоизоляционный слой;
32: третья труба горячего газа;
33: сигнальное устройство;
34: устройство для сброса давления кнопочного типа;
35: вторая соединительная труба;
36: третий манометр;
38: система хроматографических колонок;
39: дисплей;
40: колонка точки кипения;
41: колонка серы;
42: первое отверстие клапана;
43: второе отверстие клапана;
44: третье отверстие клапана;
45: четвертое отверстие клапана;
46: пятое отверстие клапана;
47: шестое отверстие клапана;
48: седьмое отверстие клапана;
49: восьмое отверстие клапана;
50: девятое отверстие клапана;
51: десятое отверстие клапана;
52: первичная выпускная труба;
53: вторичная выпускная труба;
54: дозировочная труба.
Осуществление изобретения
Чтобы сделать технические решения и преимущества примеров настоящего изобретения более ясными, технические решения в примерах настоящего изобретения будут описаны ясно и полностью ниже в сочетании с сопроводительными чертежами в примерах настоящего изобретения. Очевидно, что описанные примеры являются частью примеров настоящего изобретения, а не всеми примерами. Основываясь на примерах в настоящем изобретении, все другие примеры, полученные специалистом в данной области без применения творческого усилия, подпадают под объем охраны настоящего изобретения.
Принцип и сущность настоящего изобретения подробно описаны ниже со ссылкой на несколько типичных примеров настоящего изобретения.
ПРИМЕРЫ
Как показано на фиг. 1-4D, в данном примере представлена система потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе содержащая: пробоотборное устройство, систему сброса давления, систему 38 хроматографических колонок и пламенно-фотометрический детектор (ПФД) 14; причем система 38 хроматографических колонок снабжена впускным трубопроводом для газа-носителя, и в системе 38 хроматографических колонок обеспечена хроматографическая колонка, содержащая колонку 40 точки кипения и колонку 41 серы (например, состоящую из колонки 40 точки кипения и колонки 41 серы).
Пробоотборный конец пробоотборного устройства размещен в трубопроводе 1 природного газа для потокового сбора природного газа, поступающего в трубопровод 1 природного газа. Часть природного газа в трубопроводе 1 природного газа поступает в пробоотборное устройство за счет мощности переноса природного газа.
Между пробоотборным устройством и системой сброса давления обеспечен первый подающий трубопровод 5; причем первый подающий трубопровод 5 имеет один конец, жестко соединенный и сообщающийся с выпускным отверстием пробоотборного устройства, и другой конец, жестко соединенный и сообщающийся с впускным отверстием системы сброса давления, так что природный газ, полученный пробоотборным устройством, поступает в систему сброса давления для сброса давления через первый подающий трубопровод 5.
Между системой 38 хроматографических колонок и системой сброса давления обеспечен третий подающий трубопровод 13. Третий подающий трубопровод 13 имеет один конец, жестко соединенный с выпускным отверстием системы сброса давления и сообщающийся с ним, и другой конец, жестко соединенный с впускным отверстием системы 38 хроматографических колонок и сообщающийся с ним. Впускное отверстие системы 38 хроматографических колонок сообщается с впускным отверстием колонки 40 точки кипения через соединительный трубопровод, выполненный с возможностью переключения. Впускное отверстие колонки 40 точки кипения и впускное отверстие колонки 41 серы соединены с впускным трубопроводом для газа-носителя через соединительный трубопровод, выполненный с возможностью переключения. Выпускное отверстие колонки 40 точки кипения сообщается с впускным отверстием колонки 41 серы через соединительный трубопровод, выполненный с возможностью переключения. Выпускное отверстие колонки 41 серы сообщается с впускным отверстием колонки 40 точки кипения через соединительный трубопровод, выполненный с возможностью переключения; и каждое из выпускного отверстия колонки 40 точки кипения и выпускного впускного отверстия колонки 41 серы соединено с впускным отверстием пламенно-фотометрического детектора 14 через соединительный трубопровод, выполненный с возможностью переключения. Природный газ со сниженным давлением поступает в систему 38 хроматографических колонок, где он отделяется под действием газа-носителя.
Пламенно-фотометрический детектор 14 используется для сжигания компонентов, и коэффициент пропускания определяется и преобразуется в электрический сигнал, так что может быть обнаружено содержание серосодержащих соединений в природном газе, подлежащем анализу. Соединения, отделенные от природного газа, обнаруживают путем сжигания в пламенно-фотометрическом детекторе 14. Пламенно-фотометрический детектор 14 является известным прибором, который представляет собой высокоселективный детектор с высокой чувствительностью и выдает сигнал обнаружения только для серо- и фосфорсодержащих органических веществ. Принцип обнаружения серы заключается в том, что в богатом водородом пламени горение серосодержащих органических веществ испускает характерный сине-фиолетовый свет с длиной волны 350 нм-430 нм и максимальной интенсивностью 394 нм, который затем фильтруется световым фильтром, и изменение интенсивности характерного света измеряется фотоумножительной трубой и преобразуется в электрический сигнал, по которому можно определять содержание серы.
Предпочтительно, в данном примере пробоотборное устройство содержит монтажное основание 3 и пробоотборник 4, жестко соединенный с монтажным основанием 3. Пробоотборник 4 снабжен самоотслеживаемым устройством для сброса давления и сообщается с первым подающим трубопроводом 5. Монтажное основание 3 установлено на трубопроводе 1 природного газа, причем трубопровод 1 природного газа снабжен отверстием 2 для обнаружения; монтажное основание 3 и отверстие 2 для обнаружения снабжены соединительными фланцами, с помощью которых они могут быть легко соединены; пробоотборник 4 размещен внутри трубопровода 1 природного газа, причем пробоотборник 4 сообщается с первым подающим трубопроводом 5, и природный газ в трубопроводе 1 природного газа входит в пробоотборник 4, а затем в первый подающий трубопровод 5.
Предпочтительно, в данном примере первый подающий трубопровод 5 снабжен первым клапаном 6 и фильтрующей сеткой. Первый клапан 6 установлен на первом подающем трубопроводе 5 для открытия или закрытия первого подающего трубопровода 5. Первый клапан 6 представляет собой электромагнитный клапан, которым можно управлять посредством электрического сигнала, тем самым делая работу более удобной. Фильтрующая сетка представляет собой сетчатый фильтр размером 120-160 меш, который способен отфильтровывать примеси твердых частиц, содержащиеся в природном газе.
Предпочтительно, в данном примере система сброса давления содержит первичный компонент 8 сброса давления и вторичный компонент 10 сброса давления. Между первичным компонентом 8 сброса давления и пробоотборным устройством расположен первый подающий трубопровод 5. Первый подающий трубопровод 5 имеет один конец, жестко соединенный с выпускным отверстием пробоотборного устройства и сообщающийся с ним, а другой конец, жестко соединенный с впускным отверстием первичного компонента 8 сброса давления и сообщающийся с ним, в качестве впускного отверстия системы сброса давления, так что природный газ, полученный пробоотборным устройством, поступает в первичный компонент 8 сброса давления для сброса давления через первый подающий трубопровод 5. Между вторичным компонентом 10 сброса давления и первичным компонентом 8 сброса давления обеспечен второй подающий трубопровод 9; второй подающий трубопровод 9 имеет один конец, жестко соединенный с выпускным отверстием первичного компонента 8 сброса давления и сообщающийся с ним, и другой конец, жестко соединенный с впускным отверстием вторичного компонента 10 сброса давления и сообщающийся с ним. Давление природного газа снижается первичным компонентом 8 сброса давления перед поступлением во вторичный компонент 10 сброса давления для вторичного сброса давления.
Предпочтительно, в данном примере, как показано на фиг. 2, первичный компонент 8 сброса давления содержит первичный резервуар 21 для сброса давления, первичный теплоизоляционный слой 22, первое нагревательное мембранное устройство 23 для сброса давления, второе нагревательное мембранное устройство 28 для сброса давления, первый манометр 26 и второй манометр 29. Первичный теплоизоляционный слой 22 укладывается на внутреннюю стенку первичного резервуара 21 для сброса давления. Первое нагревательное мембранное устройство 23 для сброса давления, второе нагревательное мембранное устройство 28 для сброса давления, первый манометр 26 и второй манометр 29 размещены внутри первичного резервуара 21 для сброса давления. Первая соединительная труба 27 расположена между первым нагревательным мембранным устройством 23 для сброса давления и вторым нагревательным мембранным устройством 28 для сброса давления. Первая соединительная труба 27 имеет один конец, сообщающийся с выпускным отверстием первого нагревательного мембранного устройства 23 для сброса давления, и другой конец, сообщающийся с впускным отверстием второго нагревательного мембранного устройства 28 для сброса давления. Первый манометр 26 установлен на первой соединительной трубе 27 и сообщается с первой соединительной трубой 27; другой конец первого подающего трубопровода 5 проходит в первичный резервуар 21 для сброса давления и сообщается с впускным отверстием первого нагревательного мембранного устройства 23 для сброса давления. Один конец второго подающего трубопровода 9 проходит в первичный резервуар 21 для сброса давления и сообщается с выпускным отверстием второго нагревательного мембранного устройства 28 для сброса давления; а второй манометр 29 установлен на втором подающем трубопроводе 9 и сообщается со вторым подающим трубопроводом 9. Эффект сброса давления природного газа посредством первого нагревательного мембранного устройства 23 для сброса давления наблюдают посредством первого манометра 26, тем самым получая давление природного газа в реальном времени. Эффект сброса давления природного газа посредством второго нагревательного мембранного устройства 28 для сброса давления наблюдается через второй манометр 29, тем самым получая давление природного газа в реальном времени, так что эффект сброса давления регулируется, в результате чего повышается точность оопределения природного газа. Первое нагревательное мембранное устройство 23 для сброса давления, второе нагревательное мембранное устройство 28 для сброса давления, первый манометр 26 и второй манометр 29 являются хорошо известным оборудованием в данной области техники, а первичный теплоизоляционный слой 22 изготовлен из полимерного теплоизоляционного материала.
Предпочтительно, в данном примере, как показано на фиг. 3, вторичный компонент 10 сброса давления содержит вторичный резервуар 30 для сброса давления, вторичный теплоизоляционный слой 31, устройство 34 для сброса давления кнопочного типа, вторую соединительную трубу 35 и третий манометр 36. На внутренней стенке вторичного резервуара 30 для сброса давления уложен вторичный теплоизоляционный слой 31. Устройство 34 для сброса давления кнопочного типа, вторая соединительная труба 35 и третий манометр 36 размещены внутри вторичного резервуара 30 для сброса давления. Один конец второго подающего трубопровода 9 проходит во вторичный резервуар 30 для сброса давления и сообщается с впускным отверстием устройства 34 для сброса давления кнопочного типа. Вторая соединительная труба 35 имеет один конец, сообщающийся с выпускным отверстием устройства 34 для сброса давления кнопочного типа, и другой конец, сообщающийся с одним концом третьего манометра 36; и один конец третьего подающего трубопровода 13 сообщается с другим концом третьего манометра 13. Давление природного газа, сниженное устройством 34 для сброса давления кнопочного типа, определяется третьим манометром 36, чтобы управлять расходом природного газа для более точного определения содержания серосодержащих соединений в природном газе. Вторичный теплоизоляционный слой 31 выполнен из полимерного материала, и как третий манометр 36, так и устройство 34 для сброса давления кнопочного типа являются известными устройствами в данной области техники.
Предпочтительно, в данном примере вторичный резервуар 30 для сброса давления дополнительно снабжен сигнальным устройством 33, которое способно обнаруживать наличие утечки природного газа, так что аварийный сигнал может быть сгенерирован вовремя.
Предпочтительно, в данном примере система дополнительно содержит циркуляционную трубу 7 линии подогрева для подачи высокотемпературных газов. Первичная нагревательная труба 11 и первичная выпускная труба 52 расположены между циркуляционной трубой 7 линии подогрева и первичным компонентом 8 сброса давления. Первичная нагревательная труба 11 имеет один конец, сообщающийся с циркуляционной трубой 7 линии подогрева, и другой конец, сообщающийся с впускным отверстием линии подогрева первичного компонента 8 сброса давления. Первичная выпускная труба 52 имеет один конец, сообщающийся с выпускным отверстием линии подогрева первичного компонента 8 сброса давления, и другой конец, сообщающийся с циркуляционной трубой 7 линии подогрева. Один конец первичной нагревательной трубы 11 соединен с первой трубой 24 горячего газа и второй трубой 25 горячего газа. Первая труба 24 горячего газа сообщается с впускным отверстием линии подогрева первого нагревательного мембранного устройства 23 для сброса давления, а вторая труба 25 горячего газа сообщается с впускным отверстием линии подогрева второго нагревательного мембранного устройства 28 для сброса давления, чтобы нагревать первое нагревательное мембранное устройство 23 для сброса давления и второе нагревательное мембранное устройство 28 для сброса давления, тем самым предотвращая конденсацию во время сброса давления природного газа. Первичная выпускная труба 52 сообщается с выпускным отверстием линии подогрева первого нагревательного мембранного устройства 23 для сброса давления и выпускным отверстием линии подогрева второго нагревательного мембранного устройства 28 для сброса давления, соответственно. Вторичная нагревательная труба 12 и вторичная выпускная труба 53 расположены между циркуляционной трубой 7 линии подогрева и вторичным компонентом 10 сброса давления. Вторичная нагревательная труба 12 имеет один конец, сообщающийся с циркуляционной трубой 7 линии подогрева, и другой конец, сообщающийся с впускным отверстием линии подогрева вторичного компонента 10 сброса давления. Вторичная выпускная труба 53 имеет один конец, сообщающийся с выпускным отверстием линии подогрева вторичного компонента 10 сброса давления, и другой конец, сообщающийся с циркуляционной трубой 7 линии подогрева. Третья труба 32 горячего газа обеспечена во вторичном резервуаре 30 для сброса давления, и третья труба 32 горячего газа имеет один конец, соединенный со вторичной нагревательной трубой 12 и сообщающийся с ней, и другой конец, сообщающийся с впускным отверстием линии подогрева устройства 34 для сброса давления кнопочного типа, для предотвращения конденсации во время сброса давления природного газа. Вторичная выпускная труба 53 сообщается с выпускным отверстием линии подогрева устройства 34 для сброса давления кнопочного типа.
Поскольку серосодержащие соединения в высокой степени подвержены адсорбции или химической реакции с различными материалами, пробоотборник, монтажное основание 3, первый клапан 6, первый подающий трубопровод 5, второй подающий трубопровод 9, третий подающий трубопровод 13 или тому подобное должны быть изготовлены из подходящих серо-инертных или пассивированных материалов. Выбранные материалы должны быть совместимы с газом и методом отбора проб, а внутренние и внешние условия пробоотборного устройства должны обеспечивать, чтобы состав газа, подлежащего отбору, не нарушался и не изменялся. Пробоотборник должен располагаться в трубопроводе 1 природного газа горизонтально и не должен располагаться в углу или в средней секции, чтобы повысить точность определения содержания серосодержащих соединений в природном газе.
Предпочтительно, в данном примере колонка 40 точки кипения представляет собой хроматографическую колонку со скваланом и имеет длину 0,8 м; колонка 41 серы представляет собой колонку с оксидипропионитрилом и имеет длину 1,7 м. В конкретном варианте осуществления основные параметры системы хроматографических колонок 38 представлены ниже в Таблице 1:
Таблица 1. Параметры спецификации системы 38 хроматографических колонок
Система хроматографических колонок снабжена десятиходовым клапаном, посредством которого осуществляется переключение сообщения между компонентами в хроматографической колонке и дозировочной трубой 54.
Как показано на фиг. 4A, 4B, 4C и 4D, десятиходовой клапан снабжен первым отверстием 42 клапана, вторым отверстием 43 клапана, третьим отверстием 44 клапана, четвертым отверстием 45 клапана, пятым отверстием 46 клапана, шестым отверстием 47 клапана, седьмым отверстием 48 клапана, восьмым отверстием 49 клапана, девятым отверстием 50 клапана и десятым отверстием 51 клапана по часовой стрелке. Десятиходовой клапан является регулируемым клапаном и выполнен с возможностью управления краном для реализации сообщения между первым отверстием 42 клапана и вторым отверстием 43 клапана, сообщения между третьим отверстием 44 клапана и четвертым отверстием 45 клапана, сообщения между пятым отверстием 46 клапана и шестым отверстием 47 клапана, сообщения между седьмым отверстием 48 клапана и восьмым отверстием 49 клапана и сообщения между девятым отверстием 50 клапана и десятым отверстием 51 клапана в положение A крана (как показано на фиг. 4A и 4C) и сообщения между десятым отверстием 51 клапана и первым отверстием 42 клапана, сообщения между вторым отверстием 43 клапана и третьим отверстием 44 клапана, сообщения между четвертым отверстием 45 клапана и пятым отверстием 46 клапана, сообщения между шестым отверстием 47 клапана и седьмым отверстием 48 клапана и сообщения между восьмым отверстием 49 клапана и девятым отверстием 50 клапана в положении B крана (как показано на фиг. 4B и 4D).
Один из десятого отверстия 51 клапана и девятого отверстия 50 клапана десятиходового клапана сообщается с третьим подающим трубопроводом 13, и природный газ, подлежащий анализу, поступает через десятое отверстие 51 клапана или девятое отверстие 50 клапана десятиходового клапана, в то время как другой из десятого отверстия 51 клапана и девятого отверстия 50 клапана десятиходового клапана используется для отвода избыточного газа. Как показано на фиг. 4A и 4B, десятое отверстие 51 клапана десятиходового клапана сообщается с третьим подающим трубопроводом 13, и природный газ, подлежащий анализу, поступает через десятое отверстие 51 клапана десятиходового клапана, в то время как девятое отверстие 50 клапана десятиходового клапана используется для отвода избыточного газа. Как показано на фиг. 4C и 4D, девятое отверстие 50 клапана десятиходового клапана сообщается с третьим подающим трубопроводом 13, и природный газ, подлежащий анализу, поступает через девятое отверстие 50 клапана десятиходового клапана, в то время как десятое отверстие 51 клапана десятиходового клапана используется для отвода избыточного газа.
Между первым отверстием 42 клапана и восьмым отверстием 49 клапана десятиходового клапана обеспечена дозировочная труба 54 для временного хранения природного газа, подлежащего анализу, чтобы обеспечить возможность количественного определения природного газа, подлежащего анализу, и первое отверстие 42 клапана десятиходового клапана сообщается с восьмым отверстием 49 клапана десятиходового клапана через дозировочную трубу 54. Впускной трубопровод для газа-носителя сообщается со вторым отверстием 43 клапана десятиходового клапана. Колонка 40 точки кипения обеспечена между четвертым отверстием 45 клапана и седьмым отверстием 48 клапана десятиходового клапана, так что четвертое отверстие 45 клапана десятиходового клапана сообщается с седьмым отверстием 48 клапана десятиходового клапана через колонку 40 точки кипения. Колонка серы обеспечена между третьим отверстием 44 клапана и шестым отверстием 47 клапана десятиходового клапана, так что третье отверстие 44 клапана десятиходового клапана сообщается с шестым отверстием 47 клапана десятиходового клапана через колонку серы. Пятое отверстие 46 клапана десятиходового клапана сообщается с пламенно-фотометрическим детектором 14.
Предпочтительно, в данном примере система дополнительно содержит баллон 15 для хранения эталонного газообразного вещества. Между баллоном 15 для хранения эталонного газообразного вещества и системой 38 хроматографических колонок обеспечена труба 16 для подачи эталонного газообразного вещества. Труба 16 для подачи эталонного газообразного вещества имеет один конец, сообщающийся с впускным отверстием системы 38 хроматографических колонок, и другой конец, сообщающийся с выпускным отверстием баллона 15 для хранения эталонного газообразного вещества. Труба 16 для подачи эталонного газообразного вещества снабжена вторым клапаном, посредством которого открывается или закрывается труба 16 для подачи эталонного газообразного вещества. Эталонное газообразное вещество может быть доставлено через баллон 15 для хранения эталонного газообразного вещества для способствования использованию эталонных газообразных веществ для калибровки на периодической или ежедневной основе, что может дополнительно повысить точность обнаружения серосодержащих соединений в природном газе, подлежащем анализу, при этом баллон 15 для хранения эталонного газообразного вещества может представлять собой контейнер с инертным к сере внутренним покрытием.
Предпочтительно, в данном примере система дополнительно содержит дисплей 39, который жестко соединен с пламенно-фотометрическим детектором 14, причем дисплей 39 электрически соединен с пламенно-фотометрическим детектором 14 и показывает результаты обнаружения пламенно-фотометрического детектора 14.
Предпочтительно, в данном примере система дополнительно содержит устройство 19 для сигнальной связи и сигнальное устройство 18 обнаружения горючих газов, оба из которых электрически соединены с пламенно-фотометрическим детектором 14; и устройство 19 для сигнальной связи электрически соединено с первым клапаном 6. Сигнальное устройство 19 обнаружения горючих газов используется для обнаружения наличия утечки горючего газа вблизи пламенно-фотометрического детектора 14, чтобы избежать потенциальных угроз безопасности; а устройство 19 для сигнальной связи является контроллером и вовремя закроет первый клапан 6, так что подача газа, подлежащего обнаружению, прекратится, когда сигнальное устройство обнаружения горючих газов обнаружит утечку горючего газа. Это останавливает подачу природного газа, который должен быть обнаружен, тем самым предотвращая дальнейшие возможные несчастные случаи.
Предпочтительно, в данном примере пламенно-фотометрический детектор 14 дополнительно снабжен выпускной трубой 17 на его боковой стенке, через которую дым после сгорания выводится на большое расстояние во избежание угроз безопасности.
Предпочтительно, в данном примере система дополнительно содержит блок 20 питания, электрически соединенный с первым клапаном 6, пламенно-фотометрический детектор 14, систему 38 хроматографических колонок и дисплей 39 для подачи питания.
В данном примере также предложен способ потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе, включающий следующие этапы:
S1: Был получен профиль калибровочной кривой, включающий:
S101: Эталонное газообразное вещество составляли путем смешивания каждого из шести серосодержащих соединений, в частности, сероводорода, карбонилсульфида, метилмеркаптана, этилмеркаптана, этилсульфида и н-бутилмеркаптана, хранящихся в баллоне для хранения эталонного газообразного вещества, с метаном, где получали 5 групп эталонных газообразных веществ с различными концентрациями серосодержащих соединений, обозначенных как 1#, 2#, 3 #, 4 # и 5#. Концентрации серосодержащих соединений в этих группах эталонных газообразных веществ приведены в таблицах 2-7.
S102: Содержание серосодержащих соединений в эталонном газообразном веществе (т.е. эталонном образце природного газа) определяли путем пропускания эталонного газообразного вещества, полученного на этапе S101, через систему 38 хроматографических колонок и пламенно-фотометрический детектор 14 для получения профиля эталонной пробы природного газа (который может быть выполнен таким же образом, как и на нижеописанном этапе 3).
S103: Профиль эталонной пробы природного газа был получен на основе данных дисплея 39, а значение отклика ПФД было определено из профиля для получения соответствующих данных значения площади пика отклика. Эталонную кривую содержания каждого серосодержащего соединения построили с концентрацией каждого серосодержащего соединения в виде вертикальной координаты и соответствующим значением площади пика отклика каждого серосодержащего соединения в виде горизонтальной координаты. Полученные результаты показаны на фиг. 6A-6F.
Концентрации и соответствующие значения площади пика отклика для каждого конкретного эталона показаны ниже в таблицах 2-7.
Таблица 2. Концентрация и соответствующие значения площади пика отклика для сероводорода
Таблица 3 Концентрация и соответствующие значения площади пика отклика для карбонилсульфида
Таблица 4: Концентрация и соответствующие значения площади пика отклика для этилсульфида
Таблица 5: Концентрация и соответствующие значения площади пика отклика для н-бутилмеркаптана
Таблица 6: Концентрация и соответствующие значения площади пика отклика для метилмеркаптана
Таблица 7: Концентрация и соответствующие значения площади пика отклика для этилмеркаптана
S2: Пробоотборник используется для получения природного газа, подаваемого в трубопровод 1 природного газа. После фильтрации примесей твердых частиц сеткой фильтра природный газ транспортируется к первичному компоненту 8 сброса давления через первый подающий трубопровод 5, в результате чего давление природного газа снижается до 2 МПа под действием эффекта двойного снижения давления первого нагревательного мембранного устройства 23 для сброса давления и второго нагревательного мембранного устройства 28 для сброса давления в первичном компоненте 8 сброса давления. Затем он транспортируется по второму подающему трубопроводу 9 во вторичный компонент 10 сброса давления, в результате чего давление природного газа снижается до 0,2 МПа с помощью устройства 34 для сброса давления кнопочного типа во вторичном компоненте 10 сброса давления, чтобы получить природный газ со сниженным давлением.
S3: Природный газ со сниженным давлением, полученный на этапе S2, подается в систему 38 хроматографических колонок через третий подающий трубопровод 13 (температура, при которой природный газ со сниженным давлением поступает в систему 38 хроматографических колонок, контролируется на уровне 45°C). Природный газ со сниженным давлением отделяется в системе 38 хроматографических колонок, нагнетаемый азотом при давлении 0,24 МПа и скорости потока 22 мл/мин. Отделенный материал подается в пламенно-фотометрический детектор 14 для обнаружения горения для получения профиля обнаружения (см. фиг. 5A-5J).
S301: Природный газ со сниженным давлением подается в систему 38 хроматографических колонок через третий подающий трубопровод 13, при этом десятиходовой клапан находится в положении B крана (как показано на фиг. 4B и 4D), причем десятое отверстие 51 клапана сообщается с первым отверстием 42 клапана, второе отверстие 43 клапана сообщается с третьим отверстием 44 клапана, четвертое отверстие 45 клапана сообщается с пятым отверстием 46 клапана, шестое отверстие 47 клапана сообщается с седьмым отверстием 48 клапана, а восьмое отверстие 48 клапана сообщается с девятым отверстием 49 клапана.
Как показано на фиг. 4B, природный газ со сниженным давлением поступает из десятого отверстия 51 клапана, протекает к первому отверстию 42 клапана, а затем поступает в дозировочную трубу для временного хранения, а избыточный природный газ со сниженным давлением вводится через девятое отверстие 50 клапана; в качестве альтернативы, как показано на фиг. 4D, природный газ со сниженным давлением поступает из девятого отверстия 50 клапана, протекает к восьмому отверстию 48 клапана, а затем поступает в дозировочную трубу для временного хранения, а избыточный природный газ со сниженным давлением выводится через десятое отверстие 51 клапана.
S302: десятиходовой клапан переключен в положение A крана (как показано на фиг. 4A и 4C), при этом первое отверстие 42 клапана сообщается со вторым отверстием 43 клапана, третье отверстие 44 клапана сообщается с четвертым отверстием 45 клапана, пятое отверстие 46 клапана сообщается с шестым отверстием 47 клапана, седьмое отверстие 48 клапана сообщается с восьмым отверстием 49 клапана, а девятое отверстие 50 клапана сообщается с десятым отверстием 51 клапана.
Азотный газ с давлением 0,24 МПа и скоростью потока 22 мл/мин вводится во второе отверстие 3 клапана и входит в дозировочную трубу через первое отверстие 42 клапана для управления потоком природного газа со сниженным давлением, временно хранящегося в дозировочной трубе. Газ поступает в колонку 40 точки кипения после последовательного пропускания через восьмое отверстие 49 клапана и седьмое отверстие 48 клапана и отделяется в колонке 40 точки кипения при температуре 70°C. Благодаря различным температурам кипения для различных серосодержащих соединений образуется разница в скоростях потока. Различные серосодержащие соединения последовательно поступают в четвертое отверстие 45 клапана под воздействием азота в качестве газа-носителя и поступают в колонку 41 серы при температуре 68°С через третье отверстие 44 клапана, где они снова разделяются. Компоненты сероводорода и карбонильной серы серосодержащих соединений последовательно покидают колонку серы и поступают в пламенно-фотометрический детектор 14 для обнаружения горения через шестое отверстие 47 клапана и пятое отверстие 46 клапана последовательно для получения профиля; при этом температура, при которой природный газ поступает в систему хроматографических колонок 38, контролируется на уровне 45°C.
S303: После того, как компонент карбонилсульфида в природном газе покидает колонку серы, десятиходовой клапан переключается в положение B крана (как показано на фиг. 4B и 4D), при этом десятое отверстие 51 клапана сообщается с первым отверстием 42 клапана, второе отверстие 43 клапана сообщается с третьим отверстием 44 клапана, четвертое отверстие 45 клапана сообщается с пятым отверстием 46 клапана, шестое отверстие 47 клапана сообщается с седьмым отверстием 48 клапана, а восьмое отверстие 48 клапана сообщается с девятым отверстием 49 клапана.
Азотный газ с давлением 0,24 МПа и расходом 22 мл/мин впрыскивается во второе отверстие клапана 3 и поступает в колонку 41 серы через третье отверстие 43 клапана для обеспечения непрерывного разделения остаточных компонентов природного газа в колонке 41 серы. В то же время остаточные компоненты этилмеркаптана и н-бутилмеркаптана в колонке 40 точки кипения продолжают разделяться и последовательно покидают колонку 40 точки кипения. Компоненты метилмеркаптана и этилмеркаптана в серосодержащих соединениях последовательно покидают колонку 41 серы и повторно поступают в колонку 40 точки кипения для отделения. В конечном итоге этилмеркаптан, н-бутилмеркаптан, метилмеркаптан и этилмеркаптан последовательно покидают колонку 40 точки кипения в этом порядке. Компоненты, выходящие из колонки 40 точки кипения, последовательно поступают в пламенно-фотометрический детектор 14 для обнаружения горения через четвертое отверстие 45 клапана и пятое отверстие 46 клапана для получения профиля.
Обнаружение горения осуществляют с помощью пламенно-фотометрического детектора 14 следующим образом: вводят водород при давлении 0,24 МПа и расходе 40 мл/мин и воздух при давлении 0,24 МПа и расходе 80 мл/мин и осуществляют обнаружение горения пламенно-фотометрическим детектором 14 при 150°С для получения профиля обнаружения; при этом водород служит топливным газом, а воздух служит газом, поддерживающим горение.
S4: Значении площади пика отклика получены из профилей обнаружения, полученных на этапе S3, и введены в эталонную кривую содержания серосодержащих соединений, полученных на этапе S1. Таким образом, содержание серосодержащих соединений получают путем считывания из профиля, причем общее содержание серы в природном газе представляет собой сумму концентраций различных серосодержащих соединений.
Способ потокового определения имеет приемлемый диапазон значений погрешности, составляющий ≤5%. Это указывает на то, что система потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе по настоящему изобретению может обеспечить эффективное потоковое определение содержания серосодержащих соединений в природном газе с более высокой точностью определения.
В настоящем изобретении конкретные примеры используются для иллюстрации принципов и реализаций настоящего изобретения. Приведенные выше примеры используются только для облегчения понимания способа и основной идеи настоящего изобретения. В то же время, для обычного технического персонала в данной области, в соответствии с концепцией настоящего изобретения, могут быть внесены изменения в конкретную реализацию и область применения. Таким образом, подробное описание данного описания не должно рассматриваться как ограничение настоящего изобретения.
Изобретение относится к области измерительной техники и касается системы для потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе. Система содержит пробоотборное устройство, систему сброса давления, систему хроматографических колонок и пламенно-фотометрический детектор. Система хроматографических колонок содержит колонку точки кипения и колонку серы. Пробоотборное устройство через систему сброса давления сообщается с колонкой точки кипения. Колонка точки кипения и колонка серы соединены с трубопроводом для газа-носителя через трубопровод, выполненный с возможностью переключения. Выпускное отверстие колонки точки кипения сообщается с впускным отверстием колонки серы через трубопровод, выполненный с возможностью переключения. Выпускное отверстие колонки серы сообщается с впускным отверстием колонки точки кипения через трубопровод, выполненный с возможностью переключения. Колонка точки кипения и колонка серы соединены с пламенно-фотометрическим детектором через трубопровод, выполненный с возможностью переключения. Технический результат заключается в обеспечении возможности потокового определения содержания серосодержащих соединений с высокой точностью. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 23 ил., 7 табл.
1. Система для потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе, содержащая:
пробоотборное устройство, систему сброса давления, систему хроматографических колонок и пламенно-фотометрический детектор;
при этом система хроматографических колонок снабжена впускным трубопроводом для газа-носителя и в системе хроматографических колонок обеспечена хроматографическая колонка, содержащая колонку точки кипения и колонку серы;
выпускное отверстие пробоотборного устройства сообщается с впускным отверстием системы сброса давления через первый подающий трубопровод;
выпускное отверстие системы сброса давления сообщается с впускным отверстием колонки точки кипения через соединительный трубопровод, выполненный с возможностью переключения;
впускное отверстие колонки точки кипения и впускное отверстие колонки серы соединены с впускным трубопроводом для газа-носителя через соединительный трубопровод, выполненный с возможностью переключения;
выпускное отверстие колонки точки кипения сообщается с впускным отверстием колонки серы через соединительный трубопровод, выполненный с возможностью переключения;
выпускное отверстие колонки серы сообщается с впускным отверстием колонки точки кипения через соединительный трубопровод, выполненный с возможностью переключения; и
выпускное отверстие колонки точки кипения и выпускное отверстие колонки серы соединены с впускным отверстием пламенно-фотометрического детектора через соединительный трубопровод, выполненный с возможностью переключения.
2. Система по п. 1, в которой пробоотборное устройство содержит монтажное основание и пробоотборник, жестко соединенный с монтажным основанием и сообщающийся с первым подающим трубопроводом; и
пробоотборник установлен на трубопроводе природного газа с помощью монтажного основания, обеспечивающего возможность крепления пробоотборного устройства к трубопроводу природного газа, тем самым осуществляя потоковый отбор природного газа в трубопроводе природного газа с помощью пробоотборника, размещенного внутри трубопровода природного газа.
3. Система по любому из пп. 1, 2, в которой первый подающий трубопровод снабжен первым клапаном, с помощью которого первый подающий трубопровод открывается или закрывается.
4. Система по п. 1, в которой система сброса давления содержит первичный компонент сброса давления и вторичный компонент сброса давления, соединенные последовательно;
впускное отверстие вторичного компонента сброса давления сообщается с выпускным отверстием первичного компонента сброса давления через второй подающий трубопровод;
впускное отверстие первичного компонента сброса давления в качестве впускного отверстия системы сброса давления сообщается с выпускным отверстием пробоотборного устройства через первый подающий трубопровод; и
выпускное отверстие вторичного компонента сброса давления в качестве выпускного отверстия системы сброса давления сообщается с впускным отверстием колонки точки кипения через соединительный трубопровод, выполненный с возможностью переключения.
5. Система по п. 4, в которой первичный компонент сброса давления содержит первичный резервуар для сброса давления, первое нагревательное мембранное устройство для сброса давления, второе нагревательное мембранное устройство для сброса давления, первый манометр и второй манометр,
причем первое нагревательное мембранное устройство для сброса давления, второе нагревательное мембранное устройство для сброса давления, первый манометр и второй манометр размещены внутри первичного резервуара для сброса давления;
первая соединительная труба обеспечена между первым нагревательным мембранным устройством для сброса давления и вторым нагревательным мембранным устройством для сброса давления, причем первая соединительная труба имеет один конец, сообщающийся с выпускным отверстием первого нагревательного мембранного устройства для сброса давления, и другой конец, сообщающийся с впускным отверстием второго нагревательного мембранного устройства для сброса давления;
первый манометр установлен на первой соединительной трубе и сообщается с первой соединительной трубой;
другой конец первого подающего трубопровода проходит в первичный резервуар для сброса давления и сообщается с впускным отверстием первого нагревательного мембранного устройства для сброса давления;
один конец второго подающего трубопровода проходит в первичный резервуар для сброса давления и сообщается с выпускным отверстием второго нагревательного мембранного устройства для сброса давления; и
второй манометр установлен на втором подающем трубопроводе и сообщается со вторым подающим трубопроводом.
6. Система по п. 4, в которой вторичный компонент сброса давления содержит вторичный резервуар для сброса давления, устройство для сброса давления кнопочного типа, вторую соединительную трубу и третий манометр,
причем устройство для сброса давления кнопочного типа, вторая соединительная труба и третий манометр размещены внутри вторичного резервуара для сброса давления;
один конец второго подающего трубопровода проходит во вторичный резервуар для сброса давления и сообщается с впускным отверстием устройства для сброса давления кнопочного типа;
вторая соединительная труба имеет один конец, сообщающийся с выпускным отверстием устройства для сброса давления кнопочного типа, и другой конец, сообщающийся с одним концом третьего манометра; и
другой конец третьего манометра, в качестве выпускного отверстия вторичного компонента сброса давления, сообщается с впускным отверстием колонки точки кипения через соединительный трубопровод, выполненный с возможностью переключения.
7. Система по любому из пп. 1 и 4-6, дополнительно содержащая циркуляционную трубу линии подогрева;
причем система сброса давления дополнительно снабжена компонентом линии подогрева; и
циркуляционная труба линии подогрева сообщается с компонентом линии подогрева системы сброса давления, чтобы нагревать природный газ, подлежащий анализу, в системе сброса давления.
8. Система по п. 1, в которой система хроматографических колонок снабжена дозировочной трубой для временного хранения природного газа, подлежащего анализу, который поступает в систему хроматографических колонок, для обеспечения возможности количественного определения природного газа, подлежащего анализу, для разделения серосодержащих соединений с использованием системы хроматографических колонок.
9. Система по п. 8, в которой система хроматографических колонок снабжена десятиходовым клапаном, посредством которого осуществляется переключение между компонентами в хроматографической колонке.
10. Система по п. 9, в которой десятиходовой клапан снабжен первым отверстием клапана, вторым отверстием клапана, третьим отверстием клапана, четвертым отверстием клапана, пятым отверстием клапана, шестым отверстием клапана, седьмым отверстием клапана, восьмым отверстием клапана, девятым отверстием клапана и десятым отверстием клапана по часовой стрелке;
десятиходовой клапан является регулируемым клапаном и выполнен с возможностью управления краном для реализации сообщения между первым отверстием клапана и вторым отверстием клапана, сообщения между третьим отверстием клапана и четвертым отверстием клапана, сообщения между пятым отверстием клапана и шестым отверстием клапана, сообщения между седьмым отверстием клапана и восьмым отверстием клапана и сообщения между девятым отверстием клапана и десятым отверстием клапана в одном положении крана и сообщения между десятым отверстием клапана и первым отверстием клапана, сообщения между вторым отверстием клапана и третьим отверстием клапана, сообщения между четвертым отверстием клапана и пятым отверстием клапана, сообщения между шестым отверстием клапана и седьмым отверстием клапана и сообщения между восьмым отверстием клапана и девятым отверстием клапана в другом положении крана;
одно из десятого отверстия клапана и девятого отверстия клапана десятиходового клапана сообщается с выпускным отверстием системы сброса давления через третий подающий трубопровод, а другое из них используется для отвода избыточного газа;
между первым отверстием клапана и восьмым отверстием клапана десятиходового клапана обеспечена дозировочная труба для временного хранения природного газа, подлежащего анализу, для обеспечения возможности количественного определения природного газа, подлежащего анализу, и первое отверстие клапана десятиходового клапана сообщается с восьмым отверстием клапана десятиходового клапана через дозировочную трубу;
впускной трубопровод для газа-носителя сообщается со вторым отверстием клапана десятиходового клапана;
колонка точки кипения обеспечена между четвертым отверстием клапана и седьмым отверстием клапана десятиходового клапана таким образом, что четвертое отверстие клапана десятиходового клапана сообщается с седьмым отверстием клапана десятиходового клапана через колонку точки кипения;
колонка серы обеспечена между третьим отверстием клапана и шестым отверстием клапана десятиходового клапана таким образом, что третье отверстие клапана десятиходового клапана сообщается с шестым отверстием клапана десятиходового клапана через колонку серы; и
пятое отверстие клапана десятиходового клапана сообщается с пламенно-фотометрическим детектором.
11. Система по любому из пп. 1 и 8-10, в которой колонка точки кипения представляет собой колонку со скваланом.
12. Система по п. 11, в которой колонка точки кипения имеет длину не менее 0,8 м.
13. Система по любому из пп. 1 и 8-10, в которой колонка серы представляет собой колонку с оксидипропионитрилом.
14. Система по п. 13, в которой колонка серы имеет длину не менее 1,7 м.
15. Система по п. 1, дополнительно содержащая устройство сигнальной связи и сигнальное устройство обнаружения горючих газов, оба из которых электрически соединены с пламенно-фотометрическим детектором;
при этом сигнальное устройство обнаружения горючих газов используется для обнаружения наличия утечки горючего газа вблизи пламенно-фотометрического детектора и
устройство сигнальной связи является контроллером и вовремя перекроет первый подающий трубопровод, так что подача газа, подлежащего обнаружению, прекратится, когда сигнальное устройство обнаружения горючих газов обнаружит утечку горючего газа.
16. Система по п. 1, дополнительно содержащая баллон для хранения эталонного газообразного вещества, причем между баллоном для хранения эталонного газообразного вещества и системой хроматографических колонок обеспечена труба для подачи эталонного газообразного вещества;
труба для подачи эталонного газообразного вещества имеет один конец, сообщающийся с впускным отверстием системы хроматографических колонок, и другой конец, сообщающийся с выпускным отверстием баллона для хранения эталонного газообразного вещества; и
труба для подачи эталонного газообразного вещества снабжена вторым клапаном, посредством которого открывается или закрывается труба для подачи эталонного газообразного вещества.
17. Способ потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе с использованием системы для потокового пламенно-фотометрического определения содержания серосодержащих соединений в природном газе по любому из пп. 1-16, включающий следующие этапы:
S1: получение эталонного газообразного вещества серосодержащих соединений и определение эталонного газообразного вещества серосодержащих соединений в отношении содержания серосодержащих соединений для получения эталонной кривой содержания серосодержащих соединений;
S2: получение природного газа, подаваемого в трубопровод природного газа, с использованием пробоотборного устройства и подача природного газа в систему сброса давления для снижения давления, чтобы получить природный газ со сниженным давлением;
S3: подача природного газа со сниженным давлением, полученного на этапе S2, в систему хроматографических колонок, отделение природного газа со сниженным давлением, нагнетаемого газом-носителем, путем поочередного использования колонки точки кипения и колонки серы и подача разделенных компонентов в пламенно-фотометрический детектор для обнаружения горения пламенно-фотометрическим детектором для получения профиля обнаружения;
S4: переключение газа-носителя на впускное отверстие колонки серы, когда карбонилсульфидный компонент в природном газе покидает колонку серы на этапе S2, причем выпускное отверстие колонки серы сообщается с впускным отверстием колонки точки кипения, а выпускное отверстие колонки точки кипения сообщается с впускным отверстием пламенно-фотометрического детектора; непрерывное разделение с использованием системы колонок оставшихся компонентов, нагнетаемых газом-носителем, и подача разделенных компонентов, полученных на выпускном отверстии колонки точки кипения, к пламенно-фотометрическому детектору для обнаружения горения пламенно-фотометрическим детектором для получения профиля обнаружения;
S5: определение содержания серосодержащих соединений в природном газе исходя из значений площади пика отклика, полученных из профилей обнаружения, полученных на этапах S3 и S4, и эталонной кривой содержания серосодержащих соединений, полученной на этапе S1.
18. Способ по п. 17, в котором колонка серы при использовании для разделения имеет рабочую температуру 55-65°C.
19. Способ по п. 17, в котором колонка точки кипения при использовании для разделения имеет рабочую температуру 65-75°C.
20. Способ по п. 17, в котором получение эталонного газообразного вещества серосодержащих соединений и определение эталонного газообразного вещества серосодержащих соединений по содержанию серосодержащих соединений для получения эталонной кривой содержания серосодержащих соединений включает следующие этапы:
S11: подготовка эталонного газообразного вещества из метана вместе с сероводородом, карбонилсульфидом, метилмеркаптаном, этилмеркаптаном, этилсульфидом и н-бутилмеркаптаном, при этом подготавливают по меньшей мере 4 группы эталонных газообразных веществ с различными концентрациями серосодержащих соединений;
S12: определение каждого из эталонных газообразных веществ, полученных на этапе S11, для получения соответствующих данных значения площади пика отклика и построение эталонной кривой содержания каждого серосодержащего соединения с концентрацией каждого серосодержащего соединения в виде вертикальной координаты и соответствующим значением площади пика отклика каждого серосодержащего соединения в виде горизонтальной координаты.
| CN 111077258 A, 28.04.2020 | |||
| CN 203672845 U, 25.06.2014 | |||
| US 2021364484 A1, 25.11.2021 | |||
| СПОСОБ ГАЗОХРОМАТОГРАФИЧЕСКОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ СЕРОСОДЕРЖАЩИХ СОЕДИНЕНИЙ В УГЛЕВОДОРОДНЫХ ПРОДУКТАХ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ | 2010 |
|
RU2426112C1 |
