Плотность природного газа

0,023- M- Rea8Pr0'4. (5.29) 

2 V 2/ 

Здесь X - коэффициент теплопроводности газа, Вт/(м х х К); d1r d2 - внутренний и наружный диаметры внутренней трубы, м; Re - число Рейнольдса; Рг - критерий Прандтля; Ц - внутренний диаметр наружной трубы, м; v - скорость движения газа, м/с; р — плотность газа, кг/м3; ц — коэффициент динамической вязкости, Па • с; ср —удельная теплоемкость газа при постоянном давлении, Дж/(моль • К). 

При движении в межтрубном пространстве кожухотрубча-тых  теплообменников и при отсутствии поперечных перегородок 

а2 = 1,16(d3KBRr)°'6Pr0'33. (5.30) 

Эквивалентный диаметр межтрубного пространства (D1 -- d2) определяем по формуле 

± =—, (5.31) 

п 

где П  — периметр межтрубного пространства. Для теплообменников типа "труба  в трубе” 

П = л(Д + d2); (5.32) 

для кожухотрубчатых теплообменников 

П = л(Д + nd2), (5.33) 

где п - число теплообменных трубок в  кожухотрубчатом теплообменнике. 

При наличии  перегородок 

а2 =0,2^Re°'6Pr03. (5.34) 

d 

Для расчетов кожухотрубчатых теплообменников  чаще всего пользуются уравнением (5.34), так как в них имеются перегородки, которые улучшают теплообмен. После несложных математических преобразований это уравнение примет вид: 

ззз 

0,03^ 

d 2 

q 0 

d Х\л 

э 2 

0, 6 , v 0, 33 

I 11 c \ 

2 p 

X 

(5.35) 

В результате исследований, проведенных на промышленных теплообменниках, получены формулы коэффициента теплопередачи K. При турбулентном режиме (104 < Re < 107) и содержании конденсата в газе до 300 см3/м3 используют следующие формулы &ая определения коэффициента теплопередачи в теплообменниках типа “труба в трубе”: 

K 

0,03^^2 

(5.36) 

K = 1Щv 1 v2)0Л. (5.37) 

Здесь v 1 и v2 — скорость соответственно “теплого”  и “холодного” газа, м/с. 

На установках искусственного холода кроме рекуперативных теплообменников предусмотрен теплообменник-испаритель (рис. 5.12) с хладагентом аммиаком или пропаном. 

Для определения  коэффициента теплопередачи в аммиач- 

а 

2 

2 

  

334 

Рис. 5.12. Аммиачный испаритель с однотрубным  змеевиком 

 ных  испарителях применяют следующую  приближенную формулу: 

К = 52v. (5.38) 

На месторождениях с температурой газа на входе УКПГ выше 40 °С для предварительного охлаждения можно использовать водяные или воздушные теплообменники, которые конструктивно не отличаются от газовых. В качестве хладагента применяют воду, подаваемую самотеком в межтрубное пространство теплообменника. 

Расчет  водяных теплообменников подобен  расчету газовых теплообменников. 

Формула теплового баланса для водяных  теплообменников имеет следующий  вид: 

<71P1cp1(f1 - f2) + гкЧДк + ад1Дв = свсрв(^з - U, (5.39) 

где GB —  массовый расход воды, кг/ч; срв — удельная теплоемкость воды, Дж/(моль • К); t3, t4 - температура воды соответственно на входе и выходе теплообменника, °С; остальные обозначения те же, что и в формуле (5.13). Коэффициент теплоотдачи воды 

0,4 

42 •  10-5 

Свсрв 

[xB{D1 - d2) XB 

d 

(5.40) 

Расчет  воздушных теплообменников проводят так же, как и газовых. 

Упрощенную  формулу для коэффициента теплопередачи  воздушных теплообменников можно  записать в следующем виде: 

К =-------------1---------. (5.41) 

d2 - d 1 2d 

1 +------------------ 

2А, а2 d2 + d1 

Такое упрощение справедливо, если коэффициент  теплоотдачи газа в 10 раз и более  выше коэффициента теплопередачи воздуха. Если воздушные теплообменники оребренные, то формула для коэффициента теплопередачи  имеет вид 

К =----------------------. (5.42) 

d2 - d1 1 F1 

2А, а  2 F2 

При любых  климатических условиях воздушные  теплообменники более удобны в эксплуатации, чем водяные. 

335 

а 

  

5.4. СОРБЦИОННЫЕ  МЕТОДЫ ОБРАБОТКИ ГАЗА 

Абсорбционный способ осушки и отбензинивания углеводородных газов. Абсорбцией называется процесс проникновения газа или пара в массу жидкого поглотителя (абсорбента) путем диффузии через разделительную поверхность. Обратный процесс называется десорбцией. 

Этот  процесс осуществляется в абсорбере  — вертикальном цилиндрическом сосуде, имеющем тарелки или насадки, обеспечивающие контакт между газом и жидкостью-абсорбентом. 

По технологической  схеме абсорбционного способа осушки газа (рис. 5.13) влажный газ поступает  в нижнюю скруб-берную секцию абсорбера 1, где предварительно отделяется от капельной жидкости и контактирует с абсорбентом. Газ, двигаясь снизу вверх навстречу абсорбенту, осушается, а затем проходит в верхнюю секцию, где отделяется от капель абсорбента, уносимого с верхней тарелки контактора. Осушенный газ из абсорбера поступает в магистральный газопровод. 

Насыщенный  раствор абсорбента из контактора проходит теплообменник 9, выветриватель 3, фильтр 4, затем паровой подогреватель (ребойлер), установленный в нижней части  де-сорбера, где нагревается до установленной  температуры. Затем раствор поступает в выпарную колонну (десорбер) 5. 

Водяной пар, выделившийся из абсорбента, попадает в холодильник 6, где основная часть  его конденсируется, а затем в  сборник конденсата 7. Часть воды из этого сборника на- 

Риг 5 13 Трхнологичрскдя гхрма л/ттанокки ocviiikh га'ча гликолями: 1 - газ сырой- II - газ сухой- III - ДЭГ регенерированный- IV - насыщен-' ный ДЭГ; V - конденсат; VI - пар ' 

336 

 правляется  обратно в верхнюю часть колонны,  чтобы понизить температуру. В  результате пары абсорбента конденсируются и сливаются вниз, что сокращает потерю абсорбента. 

Раствор абсорбента, регенерированный до заданной концентрации, сначала проходит через  теплообменник 9, где охлаждается  насыщенным водой абсорбентом, затем  дополнительно охлаждается водой в теплообменнике 8 и поступает в контактор для орошения. 

В качестве абсорбента для осушки природного газа широко применяют гликоли, преимущественно  диэтиленгликоль и триэтиленгликоль. Если требуется осушка природного газа, в котором содержится углеводородный конденсат со значительным количеством ароматических углеводородов, то при выборе абсорбента предпочтение отдается этиленгликолю. В этих условиях этиленгликоль может оказаться экономичнее диэтиленгликоля и триэтиленгликоля, так как он менее растворим в углеводородном конденсате, содержащем ароматические углеводороды. 

Широкое применение гликолей для осушки природного газа обусловлено их высокой гигроскопичностью, стойкостью к нагреву и химическому  разложению, низким давлением пара и доступностью при сравнительно невысокой стоимости. 

Этиленгликоль или, как принято называть, гликоль (СН2 — ОН-СН2-ОН) - простейший двухатомный  спирт. Бесцветная густоватая жидкость сладкого вкуса без запаха. Молекулярная масса 62,07, плотность 1,115 г/см3, температура кипения при атмосферном давлении 197,5 "С, удельная теплоемкость 2,ЗкДж/(кг-К). 

Этиленгликоль смешивается с водой в любых  отношениях. Водные растворы имеют  низкую температуру замерзания и  широко применяются в качестве незамерзающей  жидкости для охлаждения двигателей автомашин в зимнее время. 

Диэлитенгликоль (СН2ОН-СН2-0-СН2-СН4ОН) представляет собой  неполный эфир этиленгликоля. Бесцветная жидкость. Молекулярная масса 106,12, плотность 1,117 г/см3, температура кипения при  атмосферном давлении 244,5 "С. Диэтиленгликоль также смешивается с водой в любых отношениях и гигроскопичнее этиленгликоля. 

Из гликолей наиболее эффективным абсорбентом  является триэтиленгликоль (СН2ОН - СН2 - О - СН2 - СН2 - О - СН2 -СН2ОН). Молекулярная масса 150,17, плотность 1,1254 г/см3, температура кипения при атмосферном давлении 287,4 "С. Упругость паров несколько меньше, чем у диэтиленгликоля. 

337 

 Для  триэтиленгликоля существенным  недостатком является то, что  его концентрированные растворы  способны поглощать в небольшом  количестве тяжелые углеводороды. Поэтому при осушке газов со значительным содержанием тяжелых углеводородов применяют растворы пониженной концентрации. 

Так как  осушка используется для предотвращения конденсации воды из газов при  их охлаждении, точка росы — более удобный критерий оценки ее эффективности, чем абсолютное влагосодержание. Эффективность любого абсорбента можно оценивать по разности между точкой росы осушенного газа и температурой контактирования (депрессии точки росы). 

Использование графиков значений точки росы газов, находящихся в равновесии с диэтиленгликолем и триэтиленгли-колем, при различных температурах контакта и концентрациях абсорбента (рис. 5.14, 5.15) значительно упрощает расчет абсорбентов (осушительных колонн). По этим графикам можно непосредственно определить требуемую концентрацию поглотителя и температуру контакта, при которых достигается заданная степень осушки газа. При проектировании абсорберов для осушки природного газа необходимо учитывать, что эти графики отражают условия, которые на практике полностью не достигаются. Это объясняется тем, 

Рис. 5.14. Равновесные точки росы Рис. 5.15. Равновесные  точки росы га-гарок пни контактипокании  г пагт- "чок пни контактипокании  г пагтко- 

ворами  диэтиленгликоля рами триэтиленгликоля 

338 

 Рис. 5.16. График депрессии точки Рис. 5.17. График влияния концент-росы  рации гликоля на депрессию  точки 

росы, достигаемую  в промышленных абсорберах. 

Содержание  гликоля, %: 1 - 99,5; 2 -99; 3 - 98; 4 - 96 

что гликоль, стекая по колонне, разбавляется, а число фактических тарелок, на которых происходит контакт между газом и абсорбентом высокой концентрации, недостаточно для установления равновесия. 

Опыт  эксплуатации установок осушки природного газа позволил установить следующие  практические правила для расчетов и проектирования абсорберов: а) в системе должно циркулировать не менее 25 л гликоля на 1 кг абсорбируемой воды; б) в абсорбере должно быть не менее четырех фактических тарелок.