Плотность природного газа

Из графика  депрессии точки росы, достигаемой  на промышленных установках, запроектированных с учетом указанных правил и теоретической депрессии (рис. 5.16), видно, что между фактическими показателями и теоретическим максимумом имеются расхождения. Однако достигаемая депрессия точки росы во всех случаях превышает 33 °С, что достаточно для газопроводов подземной прокладки. Поэтому на большинстве установок осушки природного газа гликолями применяют абсорберы с четырьмя тарелками, КПД которых обычно лежит в пределах 25-40 %. Производительность такой колонны приблизительно эквивалентна производительности одной равновесной ступени контактирования. 

Более глубокая осушка природного газа может  быть достигнута путем увеличения количества циркулирующего абсорбента на 1 кг абсорбируемой  воды. 

С увеличением  количества циркулирующего абсорбента более чем 75 л на 2 кг воды депрессия точки росы не повышается (рис. 5.17). 

339 

 Одним  из основных критериев, определяющих  экономичность работы установки  осушки газа, являются потери  гликоля, вызываемые главным образом  механическим уносом. Небольшие количества гликоля неизбежно теряются в результате испарения и утечек. Возможны также потери при регенерации, т.е. потери с парами, выделяющимися в десорбере. Если установка осушки работает в отлаженном режиме, то потери гликоля обычно не превышают 8 мг на 1 м3 осушенного газа. Однако потери возрастают, если в осушаемом газе содержится конденсат, в состав которого входят ароматические углеводороды или другие компоненты, способные растворять гликоли, и т. д. Чрезмерный унос гликоля обычно является результатом его вспенивания в абсорбере. Пенооб-разование может быть вызвано загрязнением гликоля тяжелыми углеводородами, тонкодисперсными твердыми взвесями или соленой водой, поступающей в систему. Поэтому перед подачей газа в абсорбер следует направлять его в эффективно работающий сепаратор. Пенообразование обычно удается уменьшить добавкой противопенных веществ. Для этой цели применяют триоктилфосфат-2; добавка его в количестве 0,05 % снижает потери гликоля, например, с 240 до 8 мг на 1 м3 и менее. 

Для уменьшения потерь за счет механического уноса нередко после абсорбера устанавливают отбойники для улавливания уносимого гликоля. 

5.4.1. АБСОРБЦИОННЫЙ  СПОСОБ ОТБЕНЗИНИВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ  ГАЗОВ 

Одна  из технологических схем отбензинивания углеводородных газов с помощью абсорбции приведена на рис. 5.18. Сырой газ поступает в нижнюю часть абсорбера 1. Двигаясь снизу вверх, газ барботирует через абсорбент, стекающий сверху вниз и поглощающий тяжелые углеводороды. Из абсорбера отбензиненный газ поступает в сепаратор 2, где очищается от капель сорбента. Далее он направляется в газопровод через регулятор давления, поддерживающий постоянное давление в абсорбере. 

Насыщенный  абсорбент из абсорбера стекает  в емкость 3. Во избежание прорыва  газа в эту емкость в нижней части абсорбера с помощью регулятора уровня поддерживается постоянный уровень насыщенного абсорбента. В емкости 3 насыщенный абсорбент частично освобождается от летучих углеводородов в результате снижения давления. 

340 

 Рис. 5.18. Технологическая схема абсорбционных газобензиновых установок: 

1 - газ  сырой; II - газ сухой; III - вода; IV - пар 

Далее насыщенный абсорбент поступает  в теплообменник 4, где за счет теплообмена  с регенерируемым абсорбентом нагревается  и направляется в подогреватель 5. Нагретый до температуры выпарки насыщенный абсорбент из подогревателя направляется в десорбер 6. 

В верхнюю  часть десорбера вводятся жидкие углеводороды, получаемые из отгоняемых паров, а в нижнюю часть поступает  водяной пар. 

Пары  углеводородов и воды, отгоняемые из десорбера, направляются в холодильник 7, где охлаждаются, превращаясь в жидкую фазу. Из холодильника ЖИДКОСТЬ поступает в разделительную емкость 8, где происходит отделение газового бензина от воды. Вода из емкости удаляется, а газовый бензин поступает в конденсатосборник 9, откуда часть газового бензина с помощью насоса 10 подается в верхнюю часть десорбера для орошения. 

Восстановленный абсорбент из нижней части десорбера  направляется через теплообменник 4 в масляный холодильник 11 и далее  в емкость 12, из которой с помощью насоса подается в абсорбер. Свежий абсорбент в случае необходимости добавляется из емкости 14. Для смены отработанного абсорбента, которую производят через определенный промежуток 

341 

 времени,  на абсорбентопроводе от десорбера  предусмотрен отвод к емкости. Если абсорбент меняют без остановки процесса, то по этому отводу отрегенерированный абсорбент сливают в емкость 13, а в абсорбер из емкости 14 насосом подают свежий абсорбент. 

Установка полностью автоматизирована. Уровень  жидкости в абсорбере, десорбере и во всех емкостях поддерживается регуляторами уровня. Поддержание постоянного давления на выходе паров или газов из емкостей осуществляется с помощью регуляторов противодавления. Подача пара в подогреватель и холодного орошения в десорбер регулируется терморегуляторами, которые поддерживают заданную температуру. Автоматически поддерживается также соотношение между абсорбентом и газом. 

В качестве абсорбента используются стабильный углеводородный конденсат, керосин, солярка, лигроин и другие фракции тяжелых углеводородов. 

5.4.2. АППАРАТЫ  АБСОРБЦИОННЫХ УСТАНОВОК И ИХ  РАСЧЕТ 

Основными аппаратами абсорбционных установок  по извлечению любых компонентов  из газа являются колонные аппараты - абсорберы  и десорберы. 

Абсорбер  оборудован тарелками с круглыми и желобчатыми колпачками (рис. 5.19). В нижней его части расположен каплеотделитель с глухой тарелкой или нижняя скрубберная секция. 

В нижней скрубберной секции улавливаются масло, вода, углеводородный конденсат, в верхней - капельки концентрированного раствора абсорбента (гликоля), уносимого очищенным газом. Иногда перед верхней скрубберной секцией устанавливают сетчатые или уголковые отбойники. 

Пропускную  способность абсорбера по газу определяют по формуле 

2 

Q = K7lpd Г°^60°  , (5.43) 

47-cpVp 

где К = 0,818; р - избыточное давление в абсорбере, Па; d - диаметр абсорбера, м; Г0 = 273 К; Гср - температура контакта, К; р - плотность  газа в рабочих условиях, кг/м3. 

342 

 Рис. 5.19. Схема абсорбера: 

1 - жалюзийная  насадка; 2 — люк; 3 — вход газа; 4 — выход гликоля; 5 — вход гликоля; 6 — выход газа 

Рис. 5.20. Схема десор-бера: 

1 —  вход гликоля; 2 — выход гликоля  из испарителя; 3 — вход гликоля  в испаритель; 4 — выход гликоля; 5 — на орошение; 6 — выход паров  воды; 7 — люк 

Рис. 5.21. Испаритель: 

1 —  вход гликоля; 2 — 

выход конденсата; 3 — 

вход  пара; 4 — выход 

гликоля 

Из схемы  десорбера, оборудованного тарелками (рис. 5.20), видно, что нагретый насыщенный ДЭГ поступает на среднюю тарелку  или на 2 —4 тарелки выше нее. Исследования показали, что в десорберах, имеющих 14—18 тарелок, концентрация раствора повышается на 2,8 — 3,5 %. При наличии шести тарелок концентрация раствора возрастает всего на 0,6 %. Поэтому было предложено число тарелок в десорберах принимать не менее 14. При этом скорость 

343 

 паров  0,1-0,12 м/с обеспечивает удовлетворительную  отпар-ку раствора. 

Испаритель-ребойлер (рис. 5.21) используют для подогрева  насыщенного раствора ДЭГ. Тепловой его расчет производят по методике расчета теплообменников. 

На установках осушки газа теплообменники применяют для нагревания насыщенного влагой абсорбента и охлаждения концентрированного раствора водой. На установках небольшой производительности (до 1,5 млн. м3 газа в сутки) применяют теплообменники типа "труба в трубе”, на установках большой производительности - кожухотрубчатые. 

Для создания нормального перетока жидкости из абсорбера  в десорбер между секциями теплообменников  устанавливают выветриватель. В  последнем насыщенный абсорбент  дегазируется, что исключает возможность  образования газовых пробок в коммуникациях. 

Вакуум-насос, необходимый для понижения концентрации ДЭГ выше 98 %, устанавливают после  десорбера на сборнике конденсата. При расчете производительности вакуум-насоса необходимо учитывать  наличие газа в парах воды. 

Расчет  абсорбера. Технологический расчет абсорбционной установки осушки газа заключается в определении  числа тарелок, количества сорбента, его исходной и конечной концентрации, диаметра аппарата. Чтобы рассчитать эти параметры, необходимо знать  степень осушки газа, температуру и давление процесса, которые определяются исходя из условий работы магистрального газопровода. Важно знать также изменение температуры абсорбции. В практике принимают, что температура абсорбции остается постоянной по высоте колонны и равной температуре газа на входе, так как теплосодержание газа, подаваемого в абсорбер, во много раз больше теплоеодержания абсорбента. 

Количество  концентрированного свежего раствора ДЭГ (или ТЭГ), необходимого для осушки газа до определенной точки росы, 

х1 ~ х2 

где W —  количество извлекаемой влаги; xv x2 —  массовая доля абсорбента (ДЭГ, ТЭГ) соответственно в свежем и насыщенном растворах, %. 

Число тарелок в абсорбере определяют по графику построением ступенчатой  линии между оперативной линией и 

344 

 Рис. 5.22. Зависимость парциального давления  воды от тем-пературы. 

Цифры на кривых - содержание воды, % 

кривой  равновесия. Оперативную линию строят на основе уравнения материального  баланса абсорбера 

V(Y1-Y2) = L(X1-X2), 

где V —  число молей сухого газа; L — число молей свежего абсорбента; Yx и Y2 - число молей воды на 1 моль сухого газа на входе и выходе из абсорбера; Хх и Х2 -число молей воды на 1 моль абсорбента на входе и выходе из абсорбера. 

Так как  оперативная линия является прямой, то ^,ая ее построения достаточно определить координаты двух точек [у{х2 и у2хх). 

Для построения кривой равновесия берут ряд растворов  различной концентрации и находят  координаты точек х и у. Для  этого сначала определяют парциальное  давление воды в растворе в зависимости от его концентрации. Затем исходя из условия равновесия двухфазной системы находят равновесную концентрацию водяного пара в газе: 

у 

или Y 

Робщ 

общ 

(5.46) 

где р  — парциальное давление воды в  растворе, определяемое по рис. 5.22; р  б — общее давление в колонне; у — молярная концентрация водяного пара в газе, принимаемая как число молей воды на 1 моль газа, что не вносит заметной погрешности вследствие небольшого количества влаги по сравнению с массой газа. 

Число долей воды на 1 моль абсорбента (ДЭГ, ТЭГ) определяют по формуле 

345 

p 

p 

  

  

 мв  ма6с 

где X —  массовая доля воды в регенерированном абсорбенте; 1 -Х — массовая доля абсорбента в регенерированном растворе; Мв, Ма6с — молекулярная масса  соответственно воды и абсорбента.