一种天然气站场设备防冰堵的方法

摘要

本发明是一种天然气站场设备防冰堵的方法。它是用化学改性剂对站场设备内表面进行直接改性，形成一层疏水或超疏水纳米膜，增加水在设备内表面的接触角，使水无法结晶形成冰。其方法为：将站场设备内表面用高速气流冲刷；将长烷基三甲氧基硅烷溶于有机溶剂，形成40～80wt.％溶液；将短烷基三甲氧基硅烷与长烷基三甲氧基硅烷，按摩尔比为0.05∶1～0.2∶1的比例先后溶于有机溶剂形成40～80wt.％溶液；将长烷基三甲氧基硅烷有机溶液涂覆于处理后的站场设备内表面；将短烷基与长烷基三甲氧基硅烷有机溶液涂覆于处理后的站场设备内表面，在湿度50～80％的环境中放置1～2天，形成超疏水纳米膜。本方法节能减排、安全易行。

权利要求

1.一种天然气站场设备防冰堵的方法，其特征在于用化学改性剂对天然气站场设备内表面进行直接改性，形成一层疏水或超疏水纳米膜，增加水在站场设备内表面的接触角，导致水无法结晶形成冰附着在设备内表面上；实施步骤是:（1）将站场设备内表面用5～10m/s的高速气流进行冲刷1～2个小时，清除可能存在的容易脱落的表面层附着微尘杂质；

（2）将高速气流冲刷过的站场设备内表面，在湿度为50～80%的环境中放置1～2天；

（3）将长烷基三甲氧基硅烷溶于有机溶剂，形成40～80wt.%溶液；

（4）将短烷基三甲氧基硅烷与长烷基三甲氧基硅烷，按摩尔比为0.05:1～0.2:1的比例先后溶于有机溶剂形成40～80wt.%溶液；

（5）将长烷基三甲氧基硅烷有机溶液涂覆于处理后的站场设备内表面，在湿度50～

80%的环境中放置1～2天后，形成可防冰堵的疏水纳米膜；

（6）将短烷基与长烷基三甲氧基硅烷有机溶液涂覆于处理后的站场设备内表面，在湿度50～80%的环境中放置1～2天后，形成可防冰堵的超疏水纳米膜。

2.根据权利要求1所述的一种天然气站场设备防冰堵的方法,其特征在于所述有机溶剂为正戊烷、正己烷、环己烷、正庚烷。

3.根据权利要求1所述的一种天然气站场设备防冰堵的方法,其特征在于所述短烷基三甲氧基硅烷为甲基三甲氧基硅烷和乙基三甲氧基硅烷。

4.根据权利要求1所述的一种天然气站场设备防冰堵的方法,其特征在于所述长烷基三甲氧基硅烷为碳链长度12到18的烷基三甲氧基硅烷。

说明书

一种天然气站场设备防冰堵的方法

技术领域

[0001] 本发明是一种天然气站场设备防冰堵的方法，涉及有机化学的一般方法、为产生和保持机器或设备的有效运行的一般措施和其它类目不包括的热的产生技术领域。

背景技术

[0002] 天然气站场是天然气管道传输中重要的部分，站场设备是输气生产正常进行的保障。然而许多站场由于节流膨胀产生的温降及外界环境温度的下降，导致站场一些关键设备产生冰堵，严重地影响了站场输气生产工作的正常进行。节流膨胀是气体通过多孔塞或阀门从高压到低压作不可逆绝热膨胀时温度发生变化的现象。在常温下，许多气体在膨胀后温度降低，称为冷效应或正效应。对于理想气体，经绝热节流过程后，温度应不变。对于实际气体，经绝热节流过程后，温度可能降低、升高或不变，分别称为正的、负的或零焦耳-汤姆孙效应。焦耳-汤姆孙效应是实际气体偏离理想气体的结果。节流效应是由于压力突降引起温度降低产生冰冻的现象，属于正的焦耳-汤姆逊效应。节流过程中温降的大小与节流前的温度、节流前后的压差有关。在场站输气中，管线天然气温度与外界环境有关，节流前后的压差大小由于调压阀阀后压力恒定故与管线输送介质压力有关。因此，在冬季运行过程中，管线输送介质温度低，在输送压力高的情况下极易产生节流效应。同时由于某些设备流道直径过小（如RMG调压阀指挥器流道直径1～2mm，MOKVELD RZD型流量调节阀笼筒小孔直径3～5mm），加之复线投用不久管线中含有较多杂质，导致出现了严重的冰堵现象。容易出现冰堵的站场设备主要有调压阀、流量调节阀、进口球阀、高级孔板阀、安全切断阀及出口球阀等。

[0003] 目前站场应对设备冰堵主要通过外加热的方法，如CN201731704U公开了一种新型的防冰堵装置，可用于站场设备进行外加热防冰堵。但是这种外加热防冰堵方法非常不节能减排，对于壁厚的设备效果亦不明显，还会增加站场的潜在安全隐患。

[0004] CN101817980A公开了一种氧化硅超疏水薄膜的溶胶凝胶制备方法，并具体公开了将具有较强疏水性的烷基烷氧基硅烷与甲基三氧烷氧基硅烷混合后溶于溶剂中，经由酸、碱催化剂两步催化水解得到带疏水基团氧化硅溶胶，然后制备薄膜。CN101481081A公开了一种复合结构超疏水薄膜的制备方法,具体公开了将超疏水膜基体表面涂布粘结剂,形成粘结层,将具有低表面能或/和经物质修饰的微米级粉粒和纳米级粉粒混合均匀洒在粘结层表面,使粘结剂固化制得复合结构超疏水膜。该两种超疏水薄膜的有机溶液不易实现雾化，不易应用于管道输送。

[0005] 因此急需一种节能减排、安全易行的天然气站场设备防冰堵的方法和技术。

发明内容

[0006] 本发明目的发明一种节能减排、安全易行的天然气站场设备防冰堵的方法。

[0007] 一种天然气站场设备防冰堵的方法，使用化学改性剂对天然气站场设备内表面进行直接改性，形成一层疏水或超疏水纳米膜，增加水在站场设备内表面的接触角，导致水无法结晶形成冰附着在设备内表面上，达到防止冰堵的目的。其原理如下所述：

[0008] （1）水形成冰冻的过程，可以看作为水分子结晶成冰的一个过程；

[0009] （2）水分子结晶的形核功假设为ΔG0，则在站场设备内表面水分子结晶成冰的形核功ΔG=f(θ)ΔG0，其中f(θ)=(2+cosθ)(1-cosθ)2/4，θ为水在站场设备内表面的接触角；

[0010] （3）天然气站场设备内表面水的接触角一般为30～40°，若将设备内表面改性成疏水性表面（θ一般为90～120°）或超疏水性表面（θ为150～170°），水在改性后内表面的结晶成冰形核功将大大增加，水无法形核结晶形成冰冻。取未改性的站场内表面接触角θ1=30°(图1)，则其水分子结晶成冰的形核功ΔG1=f(θ1)ΔG0=0.01286ΔG0。取疏水改性的站场内表面接触角θ2=90°(图2)，则形核功ΔG2=f(θ2)ΔG0=0.5ΔG0。取超疏水改性的站场内表面接触角θ3=150°(图3)，则形核功ΔG3=f(θ3)ΔG0=0.98714ΔG0。接触角越大，形核功越大，越难结晶成冰。ΔG2/ΔG1=38.88,疏水改性的内表面是未改性的内表面形核功的38.88倍。ΔG3/ΔG1=76.76,超疏水改性的内表面是未改性的内表面形核功的76.76倍。所以经过疏水和超疏水改性可阻止水在设备内表面上形核，使水无法结晶形成冰冻，达到防止冰堵的目的。

[0011] 具体实施步骤如下：

[0012] （1）将站场设备内表面用5～10m/s高速气流进行冲刷1～2个小时，清除可能存在的容易脱落的表面层附着微尘等杂质；

[0013] （2）将高速气流冲刷过的站场设备内表面，在湿度为50～80%的环境中放置1～2天；

[0014] （3）将12～18个碳链的长烷基三甲氧基硅烷溶于正戊烷、正己烷、环己烷、正庚烷有机溶剂，形成40～80wt.%溶液；

[0015] （4）将短烷基三甲氧基硅烷（甲基和乙基三甲氧基硅烷）与12～18个碳链的长烷基三甲氧基硅烷，按摩尔比为0.05:1～0.2:1的比例先后溶于有机溶剂（正戊烷、正己烷、环己烷、正庚烷）形成40～80wt.%溶液；

[0016] （5）将长烷基三甲氧基硅烷有机溶液涂覆于处理后的站场设备内表面，在湿度50～80%的环境中放置1～2天后，形成可防冰堵的疏水纳米膜；

[0017] （6）将短烷基与长烷基三甲氧基硅烷有机溶液涂覆于处理后的站场设备内表面，在湿度50～80%的环境中放置1～2天后，形成可防冰堵的超疏水纳米膜。

[0018] 本发明中使用的长烷基三甲氧基硅烷及短烷基和长烷基三甲氧基硅烷有机溶液，无毒环保型、密度低，容易实现雾化、易于应用管道输送，能与天然气管道内壁形成化学键的结合，在站场设备内表面能形成一层致密稳定的疏水和超疏水可防冰堵纳米膜。而形成的这层膜仅为几纳米到数十纳米的厚度，根本不会改变设备内孔尺寸和形状，不会影响设备的正常工作。这种天然气站场设备防冰堵的方法实施简单、持续有效时间较长、节能减排、安全环保。

附图说明

[0019] 图1水在不同接触角表面形核结晶示意图(接触角θ=30°)

[0020] 图2水在不同接触角表面形核结晶示意图(接触角θ=90°)

[0021] 图3水在不同接触角表面形核结晶示意图(接触角θ=150°)

[0022] 图4在-15℃速冻20分钟条件下水滴在不同表面上结晶成冰情况图（未改性表面）[0023] 图5在-15℃速冻20分钟条件下水滴在不同表面上结晶成冰情况图（疏水改性表面）

[0024] 图6在-15℃速冻20分钟条件下水滴在不同表面上结晶成冰情况图（超疏水改性表面）

[0025] 图7模拟试样表面疏水和超疏水改性前后SEM图（疏水改性前）

[0026] 图8模拟试样表面疏水和超疏水改性前后SEM图（疏水改性后）

[0027] 图9模拟试样表面疏水和超疏水改性前后SEM图（超疏水改性前）[0028] 图10模拟试样表面疏水和超疏水改性前后SEM图（超疏水改性后）[0029] 图11模拟试样表面超疏水改性后SEM图（右上角为接触角示意图）具体实施方式

[0030] 实施例.取天然气管道钢块表面作为站场设备内表面模拟试样。将模拟试样表面用高速气流（6m/s）进行冲刷1个小时，清除可能存在的容易脱落的表面层附着微尘等杂质。将高速气流冲刷过的模拟试样表面，在湿度为80%的环境中放置2天。将十二烷基三甲氧基硅烷溶于正己烷，形成50wt.%溶液。将甲基三甲氧基硅烷与十二烷基三甲氧基硅烷，按摩尔比为0.1:1的比例先后溶于正己烷形成50wt.%溶液。然后将长烷基三甲氧基硅烷有机溶液涂覆于处理后的模拟试样表面，在湿度80%的环境中放置2天后，形成可防水结晶成冰的疏水纳米膜。同时将短烷基与长烷基三甲氧基硅烷有机溶液涂覆于处理后的模拟试样表面，在湿度80%的环境中放置2天后，形成防水结晶成冰的超疏水纳米膜。

[0031] 本实施例得到的疏水改性和超疏水改性模拟试样，未改性的试样表面接触角平均值为35°，疏水改性的试样表面接触角平均值为103°，超疏水改性的试样表面接触角平均值为158°。在-15℃速冻20分钟条件下疏水和超疏水表面的水滴均没有结晶成冰，而未改性的模拟试样-15℃速冻20分钟后表面水滴全部结晶成冰（图4-图6）；在-15℃速冻环境中，将模拟试样倾斜放置（与水平夹角约30°），用过冷水（1～4℃）细流沿不同试样表面淌下，未改性的模拟试样表面马上出现结冰，而疏水和超疏水改性的模拟试样表面细流直接流出表面、未出现结冰现象。结果说明模拟试样表面形成疏水和超疏水纳米膜具有良好的防冰冻性能，本方法在天然气站场设备防冰堵上可行。通过扫描电镜观察可发现，在微米尺度里模拟试样表面没有明显变化（图7-图10）。从图11可以看到，超疏水表面改性后，在试样表面形成了仅为数十纳米的超疏水结构膜。而疏水改性的更薄，仅是一层几纳米的疏水分子膜。说明表面改性没有改变站场设备表面的几何工作条件，不会影响站场设备正常工作。而本方法涉及的具体实施环境与存在冰堵的天然气管道环境类似，且使用的表面化学改性剂密度低、易雾化，所以也可应用于减缓天然气管道的冰堵问题。