1 壳牌公司设计与工程实践手册 DEP 20.04.10.10-Gen 1994.12 甘醇类气体脱水及水合物抑制系统 （抑制水合物工艺介绍；水合物抑制系统 设计准则；水合物抑制系统改进等摘译） （2 0 0 5 ．0 9 ．2 8 译） 2 6 抑制水合物工艺介绍 有不少低温天然气工艺需要注入水合物抑制剂，包括： 膨胀阀制冷； 机械制冷； 透平膨胀机制冷； 湿气管道输送。 MEG、DEG、TEG 和 MeOH 均已用作水合物抑制剂。在甘醇类中，MEG由于其价格、粘度和在液烃中溶解度较低，因而应用最广。 MeOH 粘度比甘醇低，故易于通过管道泵输。注入后，相当多的 MeOH 以气相分散在气体中，因而可以到达系统中（尤其是在管道中）甘醇不能到达的那些部位。然而，相当一部分 MeOH 仍保持气相并且不会冷凝。其量是水相中的2-3 倍并造成 MeOH 连续损失。 MeOH 易燃且毒性大于甘醇，故需要更高的安全预防措施。甘醇在常温下不自燃，其优点是蒸气压很低，几乎可完全回收并可再生后重复使用。 当不采用计算机程序预测所需的水合物抑制剂量时，也可用 Hammerschmidt公式估计： 1300 w100M -M wt 式中 t 气体水合物形成温度降低值，℃； M=水合物抑制剂的摩尔质量，kg/kmol； w =水合物抑制剂在液相中的质量百分数。 3 有些文献建议在上式中根据所用的抑制剂采用不同的常数。此处不予考虑且对所有甘醇和甲醇均采用1300。 如果系统最低温度低于0℃，应满足图 6.1 中的要求。该图表示了甘醇水溶液的结晶温度。温度一定时，甘醇浓度应保持在非结晶区中的任一质量百分数值内。此值和溶液粘度通常将 MEG、DEG 和TEG 的使用温度分别限制在最低为-30℃、-20℃和0℃。 工艺温度高于-20℃，在选择 MEG 或 DEG 时应考虑下述因素： ⑴为满足所要求的水合物形成温度降，MEG 的注入量少于DEG； ⑵MEG 的露点降较大，尽管其值仍有点小； ⑶MEG 可在较高的浓度下再生而不结晶； ⑷MEG 相应的循环量及泵排量、在分离器中的甘醇残余量及换热器负荷均较低； ⑸DEG 在换热器中的传热性质较差于MEG； ⑹在典型的60℃和60%浓度的分离器条件下，MEG 和DEG 二者无论是粘度（分别是 1.6 与 2.3cP）或密度(分别是 1050 与 1060kg/m 3)没有明显差别； ⑺MEG 需要较高的再生温度(约高 8℃)以达到典型的贫液浓度； ⑻MEG 重沸器负荷所需的总显热量较低； 4 ⑼二者离开精馏柱的水蒸气量相同，但 MEG 需要更多的回流来控...
