Депрессия точки росы

Депрессия точки росы (T-Td) является различием между температурой и точкой росы на определенной высоте в атмосфере.

Чем меньший различие, тем больше влажности там, и выше относительная влажность. В более низкой тропосфере больше влажности (маленькая депрессия точки росы) приводит к более низким основаниям облака и снятым уровням уплотнения (LCL). Высота LCL — важный фактор, модулирующий серьезные грозы. Один пример касается tornadogenesis с торнадо наиболее вероятно, если депрессия точки росы — 20 °F (11 °C) или меньше, и вероятность больших, интенсивных торнадо, увеличивающихся, когда депрессия точки росы уменьшается. Высота LCL также факторы в downburst и деятельности микровзрыва. С другой стороны нестабильность увеличена, когда есть сухой слой среднего уровня (большая депрессия точки росы) известен как «сухой удар», который благоприятен для конвекции, если более низкий слой оживленный.

Поскольку это измеряет влагосодержание в атмосфере, депрессия точки росы — также важный индикатор в сельскохозяйственном и лесной метеорологии, особенно в предсказании пожаров.

депрессия точки росы

Большой англо-русский и русско-английский словарь . 2001 .

Смотреть что такое «депрессия точки росы» в других словарях:

Украинская Советская Социалистическая Республика — УССР (Украïнська Радянська Социалicтична Республika), Украина (Украïна). I. Общие сведения УССР образована 25 декабря 1917. С созданием Союза ССР 30 декабря 1922 вошла в его состав как союзная республика. Расположена на… … Большая советская энциклопедия

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Депрессия — точка — роса

Депрессия точки росы достигает 35 — 45 С, и точка росы выходящего газа минус 25 — 30 С и ниже в зависимости от концентрации гликоля и температуры контакта. Подача регенерированного гликоля в каждую ступень обеспечивает высокую степень осушки. [1]

Депрессия точки росы газа при этом достигает 40 С. [2]

Понижение депрессии точки росы с ростом давления не свидетельствует об уменьшении глубины осушки, так как при высоких давлениях резко падает влагосодержание насыщенного газа. [3]

Чем выше депрессия точки росы , тем больше должна быть скорость циркуляции гликоля. При депрессии точки росы до 90 С скорость циркуляции достигает 70 л ТЭГ на 1 кг извлекаемой влаги. Большинство установок осушки эксплуатируется при скоростях циркуляции 10 — 35 л ТЭГа на 1 кг извлекаемой влаги. [4]

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. Производительность такой колонны приблизительно эквивалентна производительности одной равновесной ступени контактирования. [6]

При необходимости достижения высокой депрессии точки росы по влаге ( 100 — 120 С) и обеспечения глубокой осушки газа ( до точки росы — 85 — s — 100 С) используют, как правило, адсорбционные методы извлечения влаги из природных и нефтяных газов. [7]

При необходимости достижения высокой депрессии точки росы по влаге ( 100 — 120 С) и обеспечения глубокой осушки газа ( до точки росы — 85 — г — — 100 С) используют, как правило, адсорбционные методы извлечения влаги из природных и нефтяных газов. [8]

Влияние давления на депрессию точки росы исследовано при температуре 250 К для водных растворов хлористого кальция концентрации 30 вес. [9]

Наибольшее влияние на величину депрессии точки росы газа оказывает концентрация гликоля, подаваемого в абсорбер. [10]

Абсорбционные методы обычно применяют при депрессии точки росы 22 — 28 С ( точка росы не ниже — 20 С) для сравнительно больших объемов газов при высоком давлении. Осушка на твердых поглотителях экономична при глубоком удалении влаги, до депрессии точки росы более 45 С ( точка росы ниже — 30 С), и на установках невысокой производительности, где важным является простота схемы и эксплуатации. Иногда применяют комбинированные технологические схемы осушки газа. [11]

Исследовано влияние давления газа на депрессию точки росы для водного раствора хлористого кальция х 30 вес. [12]

ТЭГ отличается высокой гигроскопичностью и может обеспечить депрессию точки росы от 20 до 50 С, стабилен в присутствии сернистых соединений, кислорода и двуокиси углерода, имеет низкую упругость паров и, как следствие, небольшие потери от испарения ( 5 — 7 г на 1000 м3 газа), ТЭГ легко регенерируется до 99 % — ной концентрации, практически нетоксичен. [13]

Влияние удельного расхода и концентрации осушителя на депрессию точки росы газа при использовании ТЭГ показано на рис. III. Из рисунка видно, что при увеличении содержания воды в абсорбенте влияние удельного расхода ТЭГ на депрессию точки росы уменьшается. Влияние удельного расхода осушителя на глубину осушки газа уменьшается при достижении некоторого его значения. [14]

Если температура осушенного газа не указана, то депрессия точки росы вычислена, исходя из температуры поступающего газа. [15]

16-23 / Билет 23 / 3 / 10. Осушка природных углеводородных газов. Основные понятия

Наличие паров воды в углеводородных газах связано с контак­том газа и воды в пластовых условиях, а также с условиями их последующей обработки (сепарации, очистки от примесей и др.).

Обычно тяжелые углеводородные газы при тех же условиях содержат паров воды меньше, чем легкие. Наличие в газе Н2S и СО2 увеличивает содержание паров воды, а наличие азота — уменьшает.

Влагоемкость (влагосодержание) газа — это количество паров воды (в г/м 3 ) в состоянии их насыщения при данных температуре и давлении.

Абсолютная влажность газа — это фактическое содер­жание паров воды (в г/м 3 газа).

Относительная влажность – это отношение массы водяного пара, фактически находящегося в газовой смеси, к массе насыщенного пара, который мог бы находиться в данном объеме при тех же давлении и температуре, т.е. это отношение абсолютной влаж­ности к влагосодержанию. Относительную влажность также выражают отношением парциального давления водяных паров в газе к давлению насыщенного пара при той же температуре.

Осушка газа — это процесс удаления из него влаги, т. е. снижение аб­солютной и относительной влажности. Обычно глубина осушки (остаточное содержание влаги) регламентируется точкой росы.

Точка росы — это темпе­ратура при данном давлении, при которой пары воды приходят в состояние насыщения, т.е. это наивысшая температура, при которой при данном давлении и составе газа могут конденсироваться капли влаги. Чем глубже осушка, тем ниже точка росы, которая обычно составляет, в зависимости от последующего назначения газа, от — 20 до — 70 °С.

Реже этот показатель может определяться как давление, при котором происходит начало конденсации водяных паров при заданной температуре, называется в этом случае точкой росы газа по давлению.

Точка росы по углеводородам — характеризует конденсацию углеводородов из газа. Этот показатель может быть при постоянном давлении (температура точки росы) и при постоянной температуре (давление точки росы).

Абсолютная точка росы — это температура, при которой из газа начинает выделяться жидкая фаза.

Депрессия точки росы — это разность точек росы влажного и осушенного газа.

Присутствие в газе влаги нежелательно (а иногда опасно) для процесса его транспортировки, поскольку влага может выпадать в чистом виде или в виде гидратов с углеводородами, приводя к осложнениям в работе систем транспортного устройства. Неже­лательна влага в газе, если последующая его переработка ведется при низких температурах, при этом точка его росы должна быть ниже температур технологической переработки газа. Влага может также отравлять ряд катализаторов, используемых при дальнейшей переработке газа.

Степень осушки газа (депрессия точка росы) задается в за­висимости от того, куда предполагается направлять газ — потребителю или на дальнейшую переработку. Если газ направляют потребителю, то выбор точки росы осушенного газа осуществляют исходя из того, чтобы точка росы газа по влаге была на несколько градусов ниже минимальной температуры, до которой газ может охлаждаться в процессе транспортировки, во избежание конденсации влаги и образования жидкостных пробок в трубопроводе. Если же газ предполагается направ­лять на дальнейшую переработку, например на разделение методом низкотемпературной конденсации или ректификации, то точка росы осушенного газа задается исходя из предполага­емой рабочей температуры последующих стадий переработки.

Справочник химика 21

Химия и химическая технология

Точка росы депрессия

На ГПЗ в ряде случаев для достижения низкой точки росы газа и высокой ее депрессии используют комбинированную осушку — на первой ступени осушку газа осуществляют абсорбционным методом, а на второй — адсорбционным методом. Иногда используют комбинированный адсорбционный метод осушки на первой ступени газ сушат на силикагеле или оксиде алюминия, а на второй — на молекулярных ситах — цеолитах. Это позволяет удалить из газового потока следы воды и обеспечить низкую точку росы газа [21]. [c.134]

Невозможно поддерживать постоянную глубину осушки газа проектируем одну точку росы осушенного газа, а при эксплуатации получаем серию точек росы. Депрессия точки росы изменяется от 40—45° С в начале работы [c.238]

Преимущества адсорбционной осушки низкая точка росы осушенного газа большая величина депрессии точки росы в широком диапазоне параметров осушаемого газа компактность (особенно небольших установок) сравнительно низкие капитальные затраты для установок небольшой производительности возможность увеличения производительности за счет пропускания части сырого газа мимо установки и последующего его смешения с осушенным газом, если глубина осушки газа намного ниже, чем установлено нормативами зксплуатации газопровода возможность извлечения из хаза вместе с влагой углеводородов (очистка газа от углеводородов). [c.256]

Растворы хлористого кальция и хлористого лития применяются довольно редко, так как вызывают электролитическую коррозию, образуют эмульсию с жидкими углеводородами и обеспечивают депрессию точки росы газа не более 10—20 °С. [c.140]

ТЭГ отличается высокой гигроскопичностью и может обеспечить депрессию точки росы от 20 до 50 °С, стабилен в присутствии сернистых соединений, кислорода и двуокиси углерода, имеет низкую упругость паров и, как следствие, небольшие потери от испарения (5—7 г на 1000 м газа), ТЭГ легко регенерируется до 99%-ной концентрации, практически нетоксичен. [c.140]

Высокая гигроскопичность. Высокая депрессия точки росы осушаемого газа (27,8—47,3° С). Стабильность в присутствии сернистых соединений, Oj и Oj при обычных температурах. Простота регенерации до концентрации 99%. Малые потери от уноса. Концентрированные растворы не затвердевают [c.228]

Концентрация гликоля, в свою очередь, зависит от эффективности его регенерации. В промысловых установках обычно применяется регенерация гликоля при атмосферном давлении. При температуре в ребойлере около 204,4° С можно получить. 98—98,7%-ный ТЭГ. На рис. 155 показана зависимость депрессии точки росы газа от скорости циркуляции ТЭГ различной концентрации. Эти данные получены на промышленной установке осушки газа, в абсорбере которой имеется четыре тарелки. При обычной температуре контакта в таком абсорбере можно понизить точку росы газа на 30,6—39° С. Такая депрессия предотвращает гидратообразование в газосборных сетях и зачастую является достаточной для нормальной транспортировки газа по магистральным газопроводам, если газ перед подачей на осушку в абсорбер был охлажден до обычной температуры. Предварительное охлаждение газа с помощью атмосферного воздуха или воды в градирнях — самый дешевый способ дегидратации газа, если в результате охлаждения удается понизить температуру газа на 5—6° С и более. [c.230]

Образует эмульсию с жидкими углеводородами. Образует химические соединения с НгЗ. Электролитическая коррозия. Малая депрессия точки росы газа (И—19,5° С) Высокая стоимость. Коммерческие сорта содержат примеси, способствующие коррозии [c.228]

Потери из-за уноса больше, чем при применении ТЭГ. Применяется только для осушки и очистки кислых газов. Коррозионность при температурах регенерации. Малая депрессия точки росы газа [c.228]

Потери от уноса больше, чем ТЭГ. Трудно получить растворы высокой концентрации (выше 95%). Депрессия точки росы газа меньше, чем при осушке ТЭГ. Высокая стоимость [c.228]

Наибольшее влияиие па величину депрессии точки росы осушаемого газа оказывает концентрация гликоля, подаваемого в абсорбер (рис. 154). Эта точка росы является минимально возможной на выходе газа из абсорбера. [c.230]

Осушка природных газов осушествляется абсорбцией или адсорбцией. Преимущества жидких поглотителей по сравнению с твердыми сорбентами заключаются в следующем низкие перепады давления в системе возможность осушки газов, содержащих вещества, отравляющие твердые сорбенты меньшие капитальные и эксплуатационные расходы. Однако степень осушки, а следовательно, и депрессия точки росы при применении жидких поглотителей меньше, чем при использовании твердых сорбентов. [c.77]

Депрессия точки росы — это разность точек росы влажного и осушенного газа, [c.77]

Степень осушки газа (депрессия точка росы) задается в зависимости от того, куда предполагается направлять газ — потребителю или на дальнейшую переработку. Если газ направляют потребителю, то выбор точки росы осушенного газа осу- [c.77]

Температуры регенерации гликолей и возможные депрессии точек росы [c.82]

Для регенерации гликолей под вакуумом используется остаточное давление 0,06-0,08 МПа. В этом случае регенерацией ДЭГ при температуре 120-150 °С достигается массовая доля регенерированного раствора, равная 98,5-99,3 %, а регенерацией ТЭА при температуре 204 °С — 99,5 %. Депрессия точки росы в этих случаях достигает 50-70 °С. [c.82]

Так как ТЭГ имеет более высокую температуру разложения, его можно нагревать при атмосферном давлении до более высокой, чем ДЭГ, температуры и получить более концентрированный раствор, что обеспечивает лучшую депрессию точки росы. [c.82]

Влияние удельного расхода и концентрации осушителя на депрессию точки росы газа при использовании ТЭГ показано на рис. ШЛО [13]. Из рисунка видно, что при увеличении содержания воды в абсорбенте влияние удельного расхода ТЭГ на депрессию точки росы уменьшается. Влияние удельного расхода осушителя на глубину осушки газа уменьшается при достижении некоторого его значения. Большая часть установок осушки газа ТЭГ эксплуатируется при удельном орошении 10—35 л раствора на 1 кг извлекаемой из газа влаги (НаО) [2]. [c.125]

Влияние удельного расхода и концентрации раствора ТЭГ на депрессию точки росы осушаемого газа. [c.125]

Наибольшее влияние на величину депрессии точки росы газа оказывает концентрация гликоля, подаваемого в абсорбер. Как видно из рис. 1П.10, с повышением концентрации депрессия точки росы газа увеличивается больше, чем при увеличении удельного расхода осушителя. [c.126]

При необходимости достижения высокой депрессии точки росы по влаге (100—120 °С) и обеспечения глубокой осушки газа (до точки росы —85-ь —100 °С) используют, как правило, адсорбционные методы извлечения влаги из природных и не( )тяных газов. Адсорбция — это процесс концентрирования веществ на поверх- [c.128]

Депрессия по точке росы. В табл. 2.11 приведены данные, характеризующие глубину осушки газа водными растворами ДЭГа и ТЭГа, полученные с пспользованпем кривых точка росы — растворы гликоля — температура контакта , приведенных на рис. 2.21 и 2.22. [c.36]

Преимущества адсорбционной осушки газа перед гликолевой в широком диапазоне технологических параметров достигается низкая точка росы и высокая ее депрессия изменение температуры и давления не оказывает существенного влияния на качество осушки процесс отличается простотой и надежностью. [c.134]

Осушка адсорбентами. Этиленгликоли применяются в основном для осушки природного газа и как первая ступень обезвоживания нефтезаводских газов, которые окончательно досушиваются твердыми адсорбентами. Такая ступенчатая осушка позволяет значительно снизить загрузку твердых адсорбентов. Помимо возможности получения большой депрессии точки росы, для установок с твердыми осушителями характерны малые эксплуатационные расходы, пониженная коррозия аппаратуры ио сравнению с осушкой жидкими поглотителями и возможность полной автоматизации процесса [14]. Недостатки этого способа — высокая первоначальная стоимость и сложность, цикличность действия установок. Большие первоначальные капиталовложения обусловливаются высокой стоимостью твердых поглотителей и необходимостью применения клапанов, переключающих аппараты с рабочего цикла на регенерацию адсорбента. [c.155]

Основными показателями, характеризующими гликоли как осушитель, являются депрессия точки росы газа по влаге, потери с осушенным газом, регенерируемость насыщенного раствора и т.д. [c.36]

Рпс. 11.19. Влияние концентрации гликоля на депрессию точки росы, достигаемую в промышленных абсорберах. [c.258]

Копцептрация ТЭГа ири регенерации нод атмосферным давлением ири допустимой температуре нагрева не выше 210 С может достичь 98,7—99%. Депрессия точки росы газа при этом достигает 40 °С. [c.142]

Для регенерации гликолей под вакуумом используется обычно давление 0,06—0,08 МПа. При этом температура регенерации ДЭГа составляет 120—150 °С и достигается 98,5— 99,3%-пая концентрация ири температуре регенерации ТЭГа ие выше 204 °С достигается копцептрация раствора до 99,5%. При применении таких высококоицентрнровапиых растворов депрессия точки росы достигает 50—70°С. [c.142]

Применение двухступенчатой схемы регенерации гликоля снижает энергетические затраты и расход газа отпарки или азеотроиного агента. Абсорберы этих установок должны иметь не менее 16 тарелок, число тарелок в отпарных колоннах составляет от 14 до 18. Максимальная депрессия точки росы с использованием ТЭГа в качестве абсорбента достигает 90°С. [c.143]

Скорость циркуляции абсорбента. Чем выше депрессия точки росы, тем больше должна быть скорость циркуляции гликоля. При депрессии точки росы до 90 °С скорость цирку [яцин достигает 70 л ТЭГ на 1 кг извлекаемой влаги. Большинство установок осушки эксплуатируется при скоростях циркуляции 10—35 л ТЭГа иа 1 кг извлекаемой влаги. [c.143]

Насадочные аппараты работают хуже из-за каналообразо-вания в слое насадки и имеют узкие эксплуатационные характеристики. Их применение ограничивается небольшими объемами перерабатываемого газа и невысокой депрессией точки росы. [c.144]

Смотрите так же:  Невроз мышц головы

Высокая поглотительная способность по воде. Малая корро-зионность. Стабильность по отношению к гидролизу. Депрессия точки росы газа достигает 22,2— 37,2° С [c.228]

Максимальная депрессия точки росы газа, осушенного ТЭГ, которую можно получить на промышленных установках, достигает 89° С. Абсорберы этих установок /должны иметь не менее 16 контактных тарелок. Температура контакта при этом может достигать 70° С. Удельное орошение необходимо поддерживать не более 66,8 л ТЭГ на 1 кг паровой влаги, извлекаемой из газа. ]Иассовая доля раствора, поступающего в абсорберы, должна быть не ниже 99,8—99,9%. [c.231]

Клапанные тарелки, в которых величина сечения для прохода газа увеличивается с увеличением скорости потока, имеют повышенную производитель-пость на единицу площади сечения, однако они малоэффективны ири скоростях ниже расчетной. Скорость циркуляции гликоля через абсорбер очень мала ио сравнению со скоростью циркуляции масла через абсорберы установок масляной абсорбции, поэтому контакт между газом и гликолем весьма слаб. К тому же гликоль имеет тенденцию стекать с тарелки, не контактируя с газом. Абсорберы распыливающего типа и насадочные контакторы имеют узкие эксплуатационные характеристики. Их применение следовало бы ограничить небольшими иромыслоБыми установками, где ьеличина депрессии точки росы, равная 27,8—33,4° С, вполне достаточна. [c.232]

График позволяет определять точку росы исходного газа и вычислять количество воды, конденсирующейся по мере падения температуры. Прп дальнейшем охлаждении насып1,енного жидкой водой газа образуется объемистый кристаллический осадок гидратов—комплексных соединений молекул углеводорода п воды, а также кристаллов льда. Чем выше давление газа и больше его молекулярный вес (или плотность), тем выше температура выпадения гидратов. На рис. IV.4 приведены кривые температур и давлений, при которых образуются гидраты метана и более тяжелых углеводородных газов различной плотности [2, 15]. Из сопоставления температуры входящего в трубопровод или аппарат газа (рис. IV.3) и температуры образования гидратов (рис. IV.4) можно определить понижение точки росы при осушке, необходимое для предотвращения забивания аппаратуры. Для транспорта природного газа давлением выше 15 ат это понижение изменяется в зависимости от наинизшей рабочей температуры в трубопроводе, но обычно не превышает 30—25° [10]. При разделении легких нефтезаводских газов с искусственным охлаждением достигаются значительно более низкие температуры и, следовательно, требуется более глубокое обезвоживание. В зависимости от прилхепяемого способа разделения газ обычно осушают до точки росы —25 —70°, что соответствует депрессии 60—100°. [c.153]

Жидкие осушители — этиленгликоли — дают меньшую депрессию точки росы, чем твердые, а поэтому для низкотемпературных процессов бесперебой- [c.154]

Как было уже указано выше наибольшая депрессия по точке росы получается при осушке газа раствором вязкостью ие более 100 сП. При повышении вязкости раствора выше этих значений снижается интенсивность процесса массообмена между газом и осушителем, затрудняется достижение между ними равновесие. С учетом этого положения получена графическая зависимость между температурой контакта и оптимальной концентрацией раствора ДЭГа и ТЭГа (рис. 2.37). [c.69]

Сравнение депрессии точки росы, достигаемой на проА1ык1ленных установках, запроектированных с учетом указанных выше минимальных требований, с теоретической депрессией, достигаемой при действительном установлении равновесия с регенерированным раствором, представлено графически на рис. 11.19. Хотя между фактическими показателя.ми п теоретическим максимумом имеется значительный разрыв, достигаемая депрессия точки росы во всех случаях превышает 33° С, т. е. вполне достаточна для удовлетворительной эксплуатации большинства газопроводом дальнего газоснабжения. [c.257]

Смотреть страницы где упоминается термин Точка росы депрессия: [c.141] [c.142] [c.161] [c.228] [c.82] [c.123] [c.52] [c.249] [c.254] [c.258] Переработка нефтяных и природных газов (1981) — [ c.125 , c.128 ]

Основные физико-химические свойства гликолей

Потери гликоля при осушке газа слагаются из следующих составляющих:

— испарение осушенным газом в абсорбере (7-8 %);

— капельный унос осушенным газом из абсорбера (70-75 %);

— испарение в дистиллят при десорбции (8-10 %);

— термическое разложение в испарителе (1-2 %);

— унос с газом дегазации раствора в сепараторе (1-2 %);

— утечки через сальники насосов и в коммуникациях (0-3 %);

— при отборе проб, ремонте, аварийных остановках (0,5-3 %).

В эксплуатационных затратах на осушку газа потери гликоля составляют

5.2.3. Влияние различных параметров и процесс
абсорбционной осушки

Температура. Как уже отмечено выше, процесс абсорбции проводят при температурах от 10 до 40-70 0 С. Чем ниже температура процесса, тем эффективнее идет процесс абсорбции. Однако более низкие, чем +10 0 С, температуры процесса приводят к значительному увеличению вязкости абсорбента и к росту затрат на его охлаждение. Верхний предел температур объясняется снижением эффективности процесса и уменьшением депрессии точки росы, а также высокой испаряемостью абсорбента.

Процесс десорбции проводят, наоборот, при высоких температурах (до 160-200 0 С), которая ограничена температурой разложения гликолей (см. табл. 5.3).

Давление. Давление в абсорбере сравнительно мало влияет на процесс осушки газа и в основном определяется требуемым давлением осушенного газа. Давление на промышленных установках достигает 14 МПа.

Процесс десорбции проводят практически под атмосферным давлением или даже под вакуумом.

Кратность циркуляции абсорбента. Кратность циркуляции абсорбента определяется требуемой депрессией точки росы; чем выше депрессия, тем больше должна быть кратность циркуляции. Однако влияние этого параметра на глубину осушки газа уменьшается свыше некоторого ее значения (например, для ТЭГа это влияние уменьшается при кратности свыше 55-65 л на 1 кг извлекаемой влаги), но при этом возрастают эксплуатационные и капитальные затраты. Большинство установок осушки ТЭГом эксплуатируются при кратности циркуляции абсорбента 10-35 л на 1 кг извлекаемой из газа влаги [16].

Расход подаваемого в абсорбер абсорбента определяется из формулы:

Gа = , (5.3)

где Gа — расход абсорбента, кг/ч;

Vг — количество осушаемого газа, м 3 /сут;

DW — количество влаги, извлекаемой из газа, кг/м 3 ;

g — удельный расход абсорбента, кг/кг влаги.

Кратность подачи абсорбента зависит также от конструкции абсорбера и эффективности контактных устройств в нем.

Концентрация регенерированного абсорбента. Наибольшее влияние на величину депрессии точки росы осушаемого газа оказывает концентрация гликоля в растворе абсорбента, подаваемого в абсорбер. Значения равновесной точки росы газа, которые можно в принципе обеспечить водными растворами гликолей, определяются по специальным графикам, построенным для каждого абсорбента в отдельности (рис. 5.3). Эта равновесная точка росы является минимально возможной на выходе газа из абсорбера.

На промышленных установках осушить газ до равновесной точки росы невозможно, так как он контактирует с гликолем расчетной концентрации только на одной верхней тарелке, а на остальных тарелках – с более разбавленным раствором гликоля (разбавление происходит в результате насыщения абсорбента водой). Поэтому на технологических установках фактическая точка росы осушенного газа на 5-11 0 С выше равновесной, при этом достигаемая точка росы обычно бывает не ниже минус 25¸ минус 30 0 С, а депрессия – 30-40 0 С при концентрации регенерированного абсорбента – 98,0-98,7 %). При использовании низких температур в дальнейшей переработке газа такая осушка газа оказывается недостаточной.

Для более глубокой осушки необходимы гликоли с высокой концентрацией в растворе (до 99,8-99,9 %). В этом случае депрессия точки росы может достигать 85-90 0 С.

При регенерации под атмосферным давлением и рибойлерным подводом тепла в куб десорбера можно достичь концентрацию ДЭГа до 97,5 %, а ТЭГа — 98,7-99,0 % [17].

Для повышения концентрации регенерированного абсорбента, а следовательно, и эффективности осушки применяется:

— регенерация под вакуумом;

— ввод отпарного газа в десорбер;

Для регенерации гликолей под вакуумом используется обычно давление 0,006-0,008 МПа. При этом температура регенерации ДЭГа составляет 120-150 0 С и достигается его 98,5-99,3 %-ная концентрация, при температуре регенерации ТЭГа не выше 204 0 С достигается концентрация раствора до 99,5 %. При применении таких высококонцентрированных растворов депрессия точки росы достигает 50-70 0 С.

Вакуум в десорбере или испарительной камере создается с помощью вакуум-насоса или пароструйного эжектора.

При регенерации гликоля отпарным газом в десорбер подается осушенный природный или инертный газ для понижения парциального давления водяного пара. Концентрация гликоля при этом повышается до 99,9 %. Установлено, что влияние газа отпарки больше сказывается на повышении концентрации ТЭГа, чем ДЭГа. Расход газа отпарки составляет 10-60 м 3 / м 3 гликоля.

Для снижения затрат на регенерацию абсорбентов вместо газа отпарки используются бензол, толуол, ксилол и другие низкокипящие вещества, образующие с водой азеотропные смеси. Ввод этих веществ осуществляется через перфорированную трубу под уровень горячего раствора гликоля в количестве не более 10% от общей массы абсорбента. Равномерно распределяясь по сечению и поглощая влагу, введенное вещество образует азеотропную смесь, кипящую при температуре более низкой, чем вода. При азеотропной регенерации концентрация абсорбента достигает 99,99 %, а точка росы осушенного газа достигает – 75 0 С.

В целях сокращения расхода отпарного газа и азеотропного агента иногда применяется двухступенчатая осушка. В этом случае в абсорбер подаются два потока абсорбента: грубо регенерированный – примерно в середину колонны и тонко регенерированный – в верхнюю часть абсорбера.

Грубо регенерированный абсорбент поглощает основную часть влаги из газа в нижней части абсорбера. Частично осушенный газ в верхней части абсорбера контактирует с высококонцентрированным потоком гликоля, где и достигается требуемая точка росы газа. В этом случае для регенерации насыщенного гликоля используются две колонны – в одной осуществляется грубая регенерация всего потока насыщенного гликоля, в другую направляется только часть грубо регенерированного раствора и доводится в ней до высоких концентраций.

Применение двухступенчатой схемы регенерации гликоля снижает энергетические затраты и расход газа отпарки или азеотропного агента. Максимальная депрессия точки росы с использованием ТЭГа в качестве абсорбента по этой схеме достигает 90 0 С.

Контактные элементы абсорбера. Общий коэффициент полезного действия ректификационных тарелок в абсорбере находится в пределах 25-40 %. Наилучшими контактными элементами гликолевых абсорбентов являются колпачковые тарелки [16], так как они устойчиво работают при изменяющейся производительности установки по газу. Клапанные тарелки различных конструкций, в которых величина сечения для прохода газа увеличивается с увеличением скорости потока, имеют высокую по сравнению с колпачковыми тарелками производительность, но они малоэффективны при скоростях газа ниже расчетной из-за провала абсорбента через отверстия под клапана. Насадочные абсорберы имеют узкий диапазон устойчивой работы и обычно применяются на небольших промысловых установках, где величина депрессии точки росы, равная 28-34 0 С, вполне достаточна.

Количество тарелок в абсорбере составляет 4-20 штук.

Наличие в газе углеводородного конденсата. Наличие в газе углеводородного конденсата (особенно ароматических углеводородов) приводит к его растворению в растворе абсорбента, что снижает его осушающую способность, увеличивает вспениваемость и унос гликоля.

Наличие в газе соленой пластовой воды. Соленая пластовая вода может попадать в газ при его сепарации. Соли растворяются в гликолях, снижая тем самым их осушающую способность, а также осаждаются на поверхностях аппаратов (особенно, теплообменных) и ухудшают энергетические показатели работы установок. При содержании солей в ДЭГе более 5 % он практически непригоден для осушки [17].

Для поддержания высокой эффективности процесса абсорбционной осушки периодически проводят обессоливание гликолей с применением ионитных фильтров и химических реагентов.

Наличие в газе сероводорода. Наличие в газе сероводорода влияет на влагоемкость газа, его температуру гидратообразования, вспениваемость раствора, а также на коррозионную и эрозионную способность газа. Количество влаги в газе, содержащем 10-15 % сероводорода, примерно в два раза больше, чем у бессернистых газов при одних и тех же условиях, а температура гидратообразования выше.

Для предотвращения коррозии при осушке сероводородсодержащих газов перед десорбером обычно устанавливают отдувочную колонну для удаления из насыщенного абсорбента сероводорода, в основном, за счет снижения давления по сравнению с абсорбером.

Для снижения вспениваемости растворов абсорбента при переработке сероводородсодержащих газов их подвергают фильтрации на активных углях. Скорости потоков сероводородсодержащего газа на установках абсорбционной осушки не должны превышать 20 м/с во избежание эрозии.

5.2.4. Принципы расчета процесса гликолевой осушки газа

Абсорбция. Перед расчетом абсорбции на установках гликолевой осушки газа должны быть заданы: производительность установки Gг, относительная плотность осушаемого газа r и содержание солей в растворе абсорбента С, требуемая точка росы осушенного газа tо.р., давление газа Рг, температура газа tг, средняя температура контакта при абсорбции tа , принятый абсорбент. Целью расчета является определение необходимого количества абсорбента и числа теоретических и практических тарелок в абсорбере, а также геометрических размеров абсорбера (диаметра и высоты).

Порядок технологического расчета абсорбера следующий:

1. По рис. 5.1 с учетом относительной плотности осушаемого газа r и содержания солей в растворе абсорбента С определяют при давлении газа Рг и температурах газа tг и требуемой точки росы осушенного газа tо.р влажность газа на входе в абсорбер Wг и на выходе из него Wо.г.

2. Определяют количество влаги, удаленной из газа в абсорбере:

3. По рис. 5.3 определяют массовую концентрацию регенерированного абсорбента Хр при средней температуре контакта tа и требуемой точке росы осушенного газа tо.р. Массовая концентрация насыщенного абсорбента Хн выбирается исходя из практических соображений, а затем проверяется по расчету регенерации абсорбента (Хн » 96 % мас.).

4. Для построения рабочей линии в абсорбере рассчитывают относительные мольные концентрации:

а) воды в регенерированном абсорбенте

Х¢р = , (5.6)

где Мглик — молекулярная масса гликоля.

б) воды в насыщенном абсорбенте

Х¢н = , (5.7)

в) воды в газе на входе в абсорбер

У¢г = =1,24 × Wг , (5.8)

г) воды в газе на выходе из абсорбера

У¢о.г = =1,24 × Wо.г , (5.9)

На основании этих расчетов определяют координаты рабочей линии: точка А(Х¢р, У¢о.г) и точка В (Х¢н, У¢г).

5. По уравнению материального баланса рассчитывают необходимое количество регенерированного абсорбента и кратность циркуляции абсорбента l:

L = , (5.10)

6. Для построения кривой равновесия произвольно задаются рядом концентраций абсорбента Х, охватывающих имеющиеся концентрации от Хр до Хн, а также определяют относительные мольные концентрации воды в абсорбенте Х¢ (п. 4а); точки росы газа для принятых концентраций Х и средней температуре контакта tа (рис. 5.3); влагосодержание газа (п.1) и относительные мольные концентрации воды в газе У¢ (п. 4в).

7. В координатах Х¢ — У¢ строят рабочую линию АВ, линию равновесия и ступенчатую линию (рис. 5.4). По ступенчатой линии определяют число теоретических тарелок в абсорбере n (для рис. 5.4 n=4).

8. Определяют число практических тарелок nр в абсорбере по формуле:

nр = , (5.13)

где h — к.п.д. тарелок (h = 0,25-0,40)

9. Определяется диаметр абсорбера по методике, изложенной в разделе 4.2.5.

10. Определяется высота абсорбера по методике, также изложенной в разделе 4.2.5.

Десорбция. Перед расчетом десорбции на установках гликолевой осушки газа должны быть заданы: производительность десорбера по насыщенному абсорбенту Gа (кг/ч); массовые концентрации ненасыщенного (Хн) и регенерированного (Хр) абсорбента, взятые из расчета абсорбера;

Целью расчета является определение необходимого количества десорбирующего агента (или тепла, подводимого через рибойлер в куб десорбера) и числа теоретических и практических тарелок в десорбере, а также геометрических размеров десорбера (диаметр и высота).

Порядок технологического расчета десорбера следующий:

1. Строят кривую равновесия аналогично п.6 для расчета абсорбера.

2. Определяют относительные мольные концентрации воды в регенерированном (Х¢р) и в ненасыщенном (Х¢н) абсорбентах аналогично п. 4 а,б для расчета абсорбера.

Рис. 5.4. Графическое определение числа теоретических тарелок
в абсорбере

3. Задаются мольной концентрацией воды (У¢g) в десорбированном продукте, выходящем с верха десорбера. С небольшим приближением для укрупненных технологических расчетов можно принять У¢g = 1,0.

4. Рассчитывают мольную концентрацию воды (У¢g) в продукте, поступающем из рибойлера в куб десорбера, по формуле:

где К — константа фазового равновесия воды в растворе гликоля. С небольшим приближением можно считать, что К = 5-10 при условиях в кубе десорбера.

5. На основании п.п. 2-4 определяют координаты рабочей линии: точка А (Х¢н, У¢g) и точка В (Х¢р, У¢). Рабочая линия необходима для определения числа теоретических тарелок в десорбере. Количество теоретических тарелокn в десорбере можно задать из практических данных: обычно n составляет 3-5 штук.

6. Определяют расход десорбирующего агента g (G, Gg) по формулам:

g = , моль/моль, (5.15)

G = ; моль/ч, (5.16)

В формуле (5.17) условно принято, что десорбирующий агент состоит только из паров воды с молекулярной массой 18.

7. Составляют тепловой баланс десорбера, по которому определяют количество тепла, подводимого в десорбер в рибойлере.

8. Определяют количество практических тарелок в десорбере по формуле (5.13).

9. Определяют диаметр абсорбера по методике, изложенной в разделе 4.2.5 и принимая Wдоп = 0,4-0,8 м/с.

10. Определяют высоту абсорбера по методике, изложенной в разделе 4.2.5.

5.3. Адсорбционная осушка газов

Адсорбционная осушка газа используется для получения низких точек росы газа, подвергаемого затем низкотемпературной переработке. При адсорбционной осушке на молекулярных ситах-цеолитах точка росы осушенного газа достигает – 90 0 С.

5.3.1. Принципиальная схема процесса

Принципиальная схема установки адсорбционной осушки газа приведена на рис. 5.5. По этой схеме влажный газ I поступает во входной сепаратор 1, где от него отбивается капельная жидкость. Попадание жидкости в адсорбер вызывает механическое разрушение адсорбента. Из сепаратора 1 влажный газ поступает на осушку в адсорбер 2 или 3 (в зависимости от стадии цикла), из которых осушенный газ II подается на дальнейшую переработку или потребителю. Для регенерации насыщенного слоя адсорбента из основного потока осушенного газа II отбирается газодувкой 5 газ на десорбцию III, нагревается в трубчатой печи 4 и подается в адсорберы 2 или 3 (в зависимости от стадии цикла). Газ на десорбцию обычно подают в адсорберы снизу вверх – в противоположном направлении движения осушаемого газа. Влажный газ десорбции IV после конденсатора-холодильника 6 направляют в сепаратор 7, где от него отбивают капельную влагу V, и далее подают во влажный газ I. После стадии десорбции в адсорберы подают часть осушенного газа VI на охлаждение слоя адсорбента.

Смотрите так же:  Что делать при обострении шизофрении

Осушаемый газ и газ охлаждения имеют одно направление и поступают через верх адсорбера, а отводятся снизу; газ десорбции поступает в низ адсорбера и отводится сверху. Это позволяет исключить взрыхление или уплотнение слоя адсорбента, его повышенный механический износ, обеспечить высокую

Рис. 5.5. Принципиальная технологическая схема процесса
адсорбционной осушки газа:

степень регенерации нижней части слоя адсорбента и низкую загрязненность этой же части слоя во время охлаждения.

Время цикла адсорбции обычно кратно 6-8 ч и колеблется от 6 до 48 ч в зависимости от размеров слоя адсорбента. Наиболее часто используется 8-часовой цикл адсорбции, в этом случае 6 часов составляет десорбция и 2 часа — охлаждение. Адсорберы работают попеременно в режимах адсорбции и десорбции-охлаждения.

Эффективность осушки газа адсорбционным способом зависит от типа адсорбента, термодинамических параметров адсорбции, степени регенерации адсорбента; состава, влажности и наличия примесей в осушаемом газе.

5.3.2. Адсорбенты и технологический режим стадии адсорбции

При осушке газа используются оксиды алюминия, силикагели и цеолиты.

Оксид алюминия – самый дешевый из перечисленных адсорбентов, устойчив по отношению к капельной влаге, обеспечивает низкую точку росы (-60 0 С) при высоком влагосодержании осушаемого газа. Основной недостаток адсорбента – невысокая адсорбционная емкость, быстро уменьшающаяся в процессе эксплуатации из-за хорошей адсорбции углеводородных компонентов. Высокая температура регенерации, необходимая для десорбции углеводородов, вызывает спекание и перекристаллизацию оксида алюминия. Его рекомендуется использовать в качестве защитного слоя для других адсорбентов при осушке очень влажного газа [17].

Силикагели широко применяются при осушке газа. Они являются продуктами обезвоживания геля кремниевой кислоты, промытые от примесей, высушенные и прокаленные. Технический силикагель содержит около 99,5 % мас. двуоксида кремния, некоторое количество оксидов алюминия, железа, кальция и других металлов, его применяют в виде зерен диаметром 0,2-7,0 мм. Насыпная плотность различных марок силикагеля колеблется от 400 до 670 кг/м 3 (после сушки при 150 0 С), влагоемкость при 20 0 С и относительной влажности осушаемого газа 40% – от 16 до 20 % мас., суммарный удельный объем пор – от 0,21 до 4,05 см 3 /г, удельная плотность поверхности – 320-770 м 2 /г.

Для получения низких точек росы экономична двухступенчатая адсорбция. В первой по ходу влажного газа зоне размещается высокопористый сорбент с большим средним диаметром пор (3-10 нм), а во второй зоне – сорбент с относительно малым средним диаметром пор (1,5-3 нм). Такой способ осушки позволяет при использовании недорогого высокопористого адсорбента получить достаточно низкую точку росы. Его рекомендуется применять при температурах адсорбции от -50 до +90 0 С, давлениях до 14 МПа и скоростях газа в адсорбере от 0,015 до 3 м/с при объемных соотношениях зон от 2:1 до 3:1.

Силикагели активно сорбируют углеводороды. Легкие углеводороды вплоть до бутана полностью десорбируются в процессе регенерации, пентаны и более тяжелые десорбируются неполностью, ненасыщенные углеводороды при регенерации полимеризуются, снижая адсорбционную активность.

Хорошо адсорбирующиеся масла, гликоли, амины, ингибиторы гидратообразования и коррозии в процессе регенерации образуют смолистые соединения, закупоривающие поры сорбента. Амины разлагаются с образованием аммиака, разрушающего структуру силикагеля. Сероводород и диоксид углерода сорбируются силикагелем, но вытесняются в последующем водой, полностью десорбируясь при регенерации.

Максимально допустимая температура нагрева при регенерации составляет 200-250 0 С, при более высоких температурах поверхность силикагеля разрушается.

Молекулярные сита-цеолиты – самые дорогие адсорбенты. В практике находят применение искусственные и более дешевые природные цеолиты. Цеолиты обладают высокой адсорбционной активностью и избирательностью. Адсорбционная активность в отличие от оксида алюминия и силикагеля не зависит от влажности газа. Цеолиты особенно эффективны при необходимости получения низких точек росы (-70¸-90 0 С). Адсорбционная емкость природных цеолитов выше, чем у силикагелей, но ниже, чем у искусственных цеолитов. Поглощение углеводородов и примесных компонентов зависит от структуры и размера пор.

Для осушки газа рекомендуется применять цеолит NаА с размером пор 0,4 нм. Цеолиты типа Х, имеющие большие размеры пор, одновременно с влагой адсорбируют некоторые углеводородные компоненты газа.

При осушке газа до точки росы – 40 0 С можно использовать силикагель, оксид алюминия, цеолит, до более низких точек росы – только цеолит.

Цеолиты прочны при истирании и контакте с капельной влагой. Эксплуатационные затраты при их использовании самые низкие, допустимая температура нагрева при регенерации 350-370 0 С.

Выбор типа адсорбента обусловливается составом газа, его исходной влажностью, наличием примесей, требуемой точкой росы осушенного газа.

При адсорбции наименьшее влияние на ее эффективность оказывает давление, поэтому давление адсорбции выбирают по необходимому давлению осушенного газа.

Наиболее существенными технологическими параметрами процесса адсорбции являются температура и скорость газа в слое адсорбента.

При адсорбции на оксиде алюминия и силикагеле снижение температуры адсорбции способствует повышению поглотительной способности и увеличивает продолжительность фазы адсорбции. Для них рекомендуется температура адсорбции не выше 30 0 С. При осушке высоковлажного газа выделяется большое количество теплоты адсорбции. Для ее отвода рекомендуется применение охлаждающих змеевиков в слое адсорбента. При осушке на цеолите снижение температуры адсорбции вызывает уменьшение размеров входных окон и снижает поглотительную способность цеолитов. Нормальной температурой адсорбции для цеолитов считается 50-70 0 С.

От скорости газа зависит время контакта газа с адсорбентом. Для получения низкой точки росы время контакта должно быть не меньше 10 с, а минимальная скорость газа – 0,15 — 0,30 м/с. По мере уменьшения скорости газа увеличивается глубина осушки и продолжительность работы слоя до «проскока». Однако при этом увеличивается неравномерность распределения потока газа по сечению аппарата и требуется большой диаметр адсорбера.

Большая скорость прохождения газа через слой вызывает движение частиц адсорбента, их механическое разрушение, унос с потоком газа и увеличение гидравлического сопротивления слоя. При выборе скорости газа следует учитывать направление потока в адсорбере. При нисходящем потоке скорость газа может быть принята в 1,5-2 раза больше, чем при восходящем.

5.3.3. Технологический режим стадий десорбции и охлаждения

Десорбцию и охлаждение адсорбента обычно проводят при давлениях, равных давлению стадии адсорбции. Это связано с тем, что давление практически не оказывает никакого влияния на процессы десорбции и охлаждения (далее эти процессы называются регенерацией адсорбента), а частая смена давлений в адсорбере вызывает механическое разрушение адсорбента.

Основное влияние на степень регенерации адсорбента оказывает температура. Для силикагелей и диоксида алюминия нормальная температура нагрева составляет 175-200 0 С. В случае осушки газов, содержащих С5+, допустим нагрев до 230-250 0 С, но это быстро снижает адсорбционную активность адсорбентов из-за дезактивации поверхности, разрушения структуры вследствие явлений спекания и перекристаллизации. Для цеолитов температура нагрева должна быть не менее 300 0 С, и регенерация должна производиться осушенным газом, поскольку при регенерации влажным газом в адсорбенте остается остаточная влага, снижающая полноту осушки в цикле адсорбции.

Теплота регенерации расходуется на нагрев аппарата и слоя адсорбента до температуры десорбции, испарение поглощенных компонентов и потери в окружающую среду, составляющие обычно 3-5 %. Скорость нагрева адсорбента на установках осушки газа на основании практических данных должна составлять не более 60 0 С в час. Период нагрева составляет 5/8 периода адсорбции. Температура регенерационного газа, выходящего из адсорбента в стадии нагрева, постепенно повышается. Окончание процесса десорбции фиксируется прекращением повышения его температуры. Поток горячего газа при десорбции рекомендуется подавать в направлении, противоположном движению газа при адсорбции тощих газов. При этом слои адсорбента, через которые проходит газ перед выходом из адсорбера, оказываются наиболее глубоко регенерированными, поскольку при десорбции они нагреваются до максимальной температуры процесса. При адсорбционной осушке газов, содержащих значительные количества С5+, склонных к коксованию и адсорбирующихся на выходе из слоя адсорбента, направление горячего потока регенерационного газа должно совпадать с направлением осушаемого газа. Это предотвращает перегрев выходного слоя и коксование углеводородов.

После периода десорбции слой адсорбента подвергается охлаждению. Период охлаждения занимает 3/8 периода адсорбции. Газ на охлаждение подается в том же направлении, что и при осушке, это позволяет сохранить наибольшую поглотительную способность выходного слоя адсорбента. Охлаждение считается законченным, если температура охлаждающего газа на выходе превышает температуру осушаемого газа на 20-30 0 С.

Общий объем регенерационного газа зависит от количества поглощенной влаги, но обычно он не превышает 15 % объема осушаемого газа [17].

5.3.4. Влияние физико-химических характеристик

осушаемого газа на процессы адсорбции и регенерации

Основными физико-химическими характеристиками осушаемого газа, влияющими на процесс адсорбционной осушки, являются состав, влажность и наличие примесей. Они определяют выбор типа адсорбента и технологические параметры регенерации.

Присутствие в газе углеводородных компонентов тяжелее бутанов требует более высоких температур регенерации адсорбента, снижает его поглотительную способность по воде и сокращает срок службы адсорбента. Газ перед осушкой должен быть тщательно отсепарирован.

Масла, соли, ингибиторы гидратообразования и коррозии, механические примеси загрязняют адсорбент и требуют специальных мероприятий для предотвращения их попадания в слой адсорбента. Для осушки газов, содержащих кислые компоненты, наиболее надежен цеолит.

5.3.5. Принципы технологического расчета адсорберов

При расчете адсорберов принимают во внимание продолжительность циклов, допустимую линейную скорость газа, влагоемкость адсорбента, необходимую глубину осушки газа, количество влаги, извлекаемой из газа, показатели адсорбентов при их работе в динамических условиях, особенности регенерации, допустимую величину потерь давления. Все эти величины взаимосвязаны. Для определения оптимальных размеров адсорбера расчет проводится несколько раз при различных значениях исходных данных.

Технологический укрупненный расчет адсорбера проводится в следующей последовательности:

1. По литературным данным или результатам научных исследований принимается продолжительность цикла адсорбции.

2. Определяют допустимую линейную скорость газа в адсорбере (см. раздел 5.3.2).

3. Принимается, что вся влага, поступающая в адсорбер с влажным газом, поглощается адсорбентом. Определяют количество влаги, извлекаемой из газа в адсорбере (см. разделы 5.1 и 5.2.4).

4. По производительности установки и допустимой линейной скорости газа определяют диаметр адсорбера D по формуле:

D = 1,128 , м (5.18)

где V — производительность адсорбера, м 3 /ч;

Wдоп. — допустимая скорость газа, м/с.

Полученный диаметр округляют до большего значения нормализованных диаметров, в качестве которых можно использовать нормализованные диаметры абсорберов (см. раздел. 5.2.4).

5. Определяют удельную нагрузку слоя по воде q по формуле [16]:

q = , кг/м 2 ×мин, (5.19)

где V — производительность десорбера по газу, м 3 /ч;

С — содержание влаги в газе, кг/м 3 ;

D — диаметр адсорбера, м.

6. Определяют длину адсорбционной зоны (l aд.з.) по формуле [16]:

l aд.з. = 31,3 , м (5.20)

где Wг — линейная скорость газа в адсорбере, м/мин;

— относительная влажность газа, %.

7. По рис. 5.6 и 5.7 определяют равновесную влагоемкость слоя ар и далее динамическую влагоемкость слоя адсорбента ад – по формуле [16]:

ад = , %, (5.21)

где lсл — длина слоя адсорбента, м (принимается равной 1-5 диаметров

Рис. 5.6. Зависимость равновесной динамической влагоемкости свежих

адсорбентов от относительной влажности газа для температуры контакта 25 0 С:

1 – силикагель; 2 – цеолиты; 3 – окись алюминия

8. Определяют время работы слоя адсорбента до проскока влаги t по формуле [16]:

t = , ч, (5.22)

где rад — средняя плотность адсорбента, кг/м 3 .

Рис. 5.7. Температурная поправка на равновесную динамическую
влагоемкость силикагеля и окиси алюминия

5.4. Комбинированные способы осушки газа

Сочетание абсорбционного и адсорбционного способов осушки газа позволяет при наименьших эксплуатационных затратах достигать практически полного извлечения влаги. Основное количество влаги при этом извлекается более дешевым абсорбционным способом, остаточная влага – более эффективным адсорбционным. В качестве адсорбента при комбинировании процессов используются только цеолиты, позволяющие достичь низкой точки росы осушенного газа.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ ОТБЕНЗИНИВАНИЯ ГАЗОВ

В составе природных и нефтяных газов содержатся ценные углеводородные компоненты – этан, пропан, бутаны и более тяжелые углеводороды.

Этан является ценным нефтехимическим сырьем: его основное количество подвергается пиролизу с получением этилена, который затем используется для производства полиэтилена.

Пропан и бутаны применяются в качестве топлива для коммунально-бытовых нужд и в двигателях внутреннего сгорания (в основном, в сжиженном виде), в качестве хладоагентов для получения низких температур (при их испарении) и в качестве сырья для их химической переработки (производство полипропилена, синтез изопренового каучука и др.).

Пентаны являются составной частью моторных топлив и сырьем для производства нефтехимических продуктов.

Для извлечения этих углеводородных компонентов из природных и нефтяных газов в мировой практике используют различные методы отбензинивания газов.

Продуктами установок отбензинивания являются отбензиненный или сухой газ (метан или метан+этан), топливный газ (метан+этан+пропан) и деэтанизированный нестабильный газовый конденсат (газовый бензин) (фракция углеводородов С3+) или деметанизированный нестабильный газовый конденсат (фракция углеводородов С2+).

6.1. Классификация методов отбензинивания газов

Для отбензинивания газов используется четыре метода:

— низкотемпературная сепарация тяжелых углеводородных компонентов (НТС);

— низкотемпературная конденсация тяжелых углеводородных компонентов (НТК);

— абсорбционное отбензинивание газов, включая низкотемпературную абсорбцию (НТА);

— адсорбционное отбензинивание газов.

Каждый из этих методов является эффективным и используется при определенном содержании извлекаемых компонентов в исходном газе. Процессы НТК и НТС целесообразно применять при сравнительно больших содержаниях компонентов С3+ в исходном газе (400-600 г/м 3 газа). Процесс абсорбционного отбензинивания применяют при содержании углеводородов С3+ до 250 г/м 3 газа, а процесс адсорбционного отбензинивания – при содержании углеводородов С3+ от 1 до 20 г/м 3 газа.

6.2. Извлечение тяжелых углеводородов
методом низкотемпературной сепарации

Низкотемпературной сепарацией называется процесс однократной конденсации газа при температурах от минус 10 до минус 25 0 С и разделения образовавшихся равновесных газовой и жидкой фаз. В равновесных газовой и жидкой фазах одновременно присутствуют все компоненты сырьевого газа, но жидкая фаза преимущественно состоит из углеводородов С3+, а газовая – из метана и этана.

Принципиальная технологическая схема установки НТС представлена на рис. 6.1. По этой схеме газ из скважины I поступает во входной сепаратор 1, где

Рис. 6.1. Принципиальная технологическая схема установки НТС:

1 – входной сепаратор; 2,3 – регенеративные теплообменники;

4 – дроссель (детандер, испаритель холодильной машины);

5 – низкотемпературный сепаратор; 6 – дроссель;

7 – сепаратор нестабильного конденсата;

I – газ из скважины; II – отсепарированный газ; III – регенерированный

ингибитор гидратообразования; IV – нестабильный конденсат и водный

раствор ингибитора гидратообразования; V – газ выветривания конденсата;

VI – ингибитор гидратообразования на регенерацию; VII – нестабильный

конденсат; VIII – частично отсепарированный газ

от газа отделяется пластовая вода с ингибиторами и сконденсировавшийся газовый конденсат. Далее газ охлаждается в регенеративных теплообменниках 2 и 3 и направляется через дроссель 4 в низкотемпературный сепаратор 5. За счет перепада давлений в дросселе 4 понижается температура газа. Вместо дросселя 4 может использоваться детандер (машина, приводимая в действие за счет энергии газа, газ при этом снижает давление и температуру) или испаритель холодильной машины (в случае низкого исходного давления сырьевого газа). Жидкая фаза IV из низкотемпературного сепаратора 5 проходит дроссель 6 и поступает в сепаратор 7, где из нее выветривается образовавшийся при дросселировании газ V. Для предупреждения гидратообразования в поток газа перед теплообменниками 2 и 3 и перед дросселем 4 подается гликоль или метанол.

Эффективность работы установок НТС зависит от состава исходного газа и температуры и давления в низкотемпературном сепараторе.

Давление сепарации определяется давлением исходного газа и в пределах обычно используемых давлений (5,0-7,5 МПа) мало влияет на степень извлечения компонентов С5+.

Чем ниже температура процесса и чем больше содержание в исходном газе тяжелых углеводородов, тем больше степень извлечения последних. Для обеспечения высокой степени извлечения тяжелых углеводородов при более легком составе исходного газа требуется более низкая температура.

Для лучшего извлечения тяжелых углеводородов при их сравнительно низком содержании в исходном газе используются два способа: сорбция в потоке и изоэнтропийное расширение газа.

Сорбция в потоке – это впрыск в поток газа перед низкотемпературным сепаратором стабильного газового конденсата или других углеводородных жидкостей для утяжеления состава газа.

Изоэнтропийное расширение газа – это расширение газа в детандерах, позволяющее использовать энергию газа для других целей, например, для перекачки жидкостей, генерации электроэнергии и др. Для такого расширения газа необходимо иметь достаточно высокое его начальное давление.

По мере разработки месторождения из-за снижения начального давления газа и облегчения его состава эффективность процесса НТС постоянно снижается, и поэтому этот процесс целесообразно использовать только на небольших месторождениях с коротким сроком разработки, а также для первичной обработки газа на промыслах с последующей его подачей на ГПЗ.

В ряде случаев при снижении начального давления газа перед входным сепаратором установки НТС устанавливают дожимной компрессор, повышающий давление газа (компрессионный метод отбензинивания), или же вместо дросселя на входе газа в низкотемпературный сепаратор помещают холодильную машину для снижения температуры газа.

Процесс НТС перерос в процесс низкотемпературной конденсации (НТК), отличающийся значительно более низкими температурами охлаждения потока газа (до -90¸-120 0 С).

6.3. Извлечение тяжелых углеводородов методом

Принципиальное отличие процесса НТК от процесса НТС – это использование более низких температур за счет дополнительного охлаждения потока сырьевого газа.

Принципиальная схема процесса НТК приведена на рис. 6.2. В целом технологические схемы процесса могут различаться по числу ступеней сепарации (одно-, двух- и трехступенчатые), по виду источников холода (с внешним холодильным циклом, с внутренним холодильным циклом и с комбинированным холодильным циклом) и по виду получаемого целевого продукта (С2+ и С3+). В свою очередь внешний холодильный цикл (использование холодильных машин и затраты энергии извне) может быть с

Смотрите так же:  Боязнь пешеходов

Рис. 6.2. Принципиальная схема установки НТК:

однокомпонентным хладоагентом и многокомпонентным (смешанным) хладоагентом. Внутренний холодильный цикл (использование энергии самого перерабатываемого газа) может быть с дросселированием технологических потоков и с узлом детандирования газа.

Установки с внешними холодильными циклами рекомендуется использовать при переработке газов с большим содержанием компонентов С3+, а с внутренними – при малом содержании углеводородов С3+, но при высоком начальном давлении газа.

Для подвода холода в холодильнике 2 (рис. 6.2) используются холодильные машины (компрессоры), подключенные для перекачки хладоагента по следующему замкнутому контуру: холодильник 2 ® холодильная машина ® холодильник для охлаждения сжатого хладоагента ® дроссель ® холодильник 2. В качестве хладоагентов могут использоваться этан, этилен, пропан, аммиак и др. (однокомпонентный хладоагент) или смеси углеводородов (многокомпонентный хладоагент).

Использование внешних холодильных циклов позволило достичь степени извлечения этана – 87 %, пропана – 99 %, бутана и высших – 100 %.

Использование для выработки холода турбодетандеров нового типа, позволяющих конденсировать внутри себя до 20 % жидкости, и создание новых высокоэффективных теплообменников и теплоизоляционных материалов, исключающих потери низкотемпературного холода, позволили сделать процесс НТК наиболее экономичным по сравнению с другими способами даже при низком давлении исходного газа и широком изменении его состава.

Современные турбодетандерные установки работают в широком диапазоне изменения рабочих параметров:

— сырьевой газ – нефтяной и природный;

— давление сырьевого газа – 0,7-11 МПа;

— температура на выходе из турбодетандера – до -120 0 С;

— степень извлечения этана – до 87%, пропана – до 96%, бутана и более тяжелых – до 100%;

— пропускная способность по сырьевому газу – от 100 млн. м 3 /год до 15 млрд. м 3 /год .

Принципиальная схема НТК с применением детандера представлена на рис. 6.3. Товарный газ, уходящий с установки, для повышения давления компримируется в турбодетандере 9, привод которого осуществляется за счет энергии газа из сепаратора 5. Образовавшаяся в турбодетандере двухфазная смесь с содержанием жидкости до 20 % мас. направляется в сепарационную часть ректификационной колонны 8. Жидкость, стекая вниз по колонне, создает поток орошения.

На эффективность процесса НТК оказывают влияние давление и температура. Повышение давления увеличивает степень конденсации углеводородов, но уменьшает селективность. Снижение температуры при постоянном давлении наряду с увеличением степени конденсации приводит к увеличению селективности: тяжелые углеводороды переходят в жидкую фазу быстрее.

В условиях эксплуатации месторождения при облегчении состава исходного газа эффективность охлаждения в детандере увеличивается при постоянном давлении на его входе, то есть снижение степени извлечения целевых компонентов из облегчающегося состава газа будет компенсироваться автоматическим снижением температуры в детандере.

Назначение в циклах НТК ректификационной колонны-деэтанизатора – это удаление из жидкой фазы (газового бензина или конденсата) всего метана и всего этана. Допустимое содержание пропана в ректификате деэтанизатора составляет не более 2 % от массы этана в ректификате, а содержание этана в остатке деэтанизатора – не более 2 % от массы пропана в остатке.

Вместо деэтанизатора может использоваться деметанизатор, назначение которого – полное удаление из жидкой фазы (газового бензина или конденсата) метана. В этом случае в ректификате должно содержаться этана не более
5 % мас. от общего количества этана в сырье колонны, а метана в остатке колонны – не более 2 % мас. от этана, содержащегося в этом же остатке.

Рис. 6.3. Принципиальная схема НТК

с использованием турбодетандера:

1 – входной сепаратор; 2,3,4 – теплообменники; 5 – сепаратор 2-ой

ступени; 6 – сепаратор нестабильного конденсата;

8 – ректификационная колонна — сепаратор; 9 – турбодетандер;

I – сырьевой газ; II – товарный газ; III – регенерированный ингибитор

гидратообразования; IV – ингибитор гидратообразования на регенера-

цию; V – углеводороды С3+2+); VI – частично отсепарированный газ;

VII – жидкие углеводороды; VIII – осушенный газ

Разновидностью схемы НТК является процесс низкотемпературной ректификации (НТР), особенность которого заключается в отсутствии предварительной сепарации сконденсировавшихся углеводородов и в подаче двухфазного охлажденного потока в середину ректификационной колонны. Таким образом, весь поток сырьевого газа подвергается деметанизации в ректификационной колонне, при этом температура ее верха должна быть ниже, чем в деметанизаторе по схеме НТК, для заданной степени извлечения этана.

В зависимости от принципиальной схемы ректификационные колонны установок НТР делятся на ректификационно-отпарные (рис. 6.4а) и конденсационно-отпарные (рис. 6.4б).

6.4. Технология абсорбционного отбензинивания газов

Абсорбционное отбензинивание газов является одним из массовых процессов извлечения из газов тяжелых углеводородов. В то время, когда основной задачей переработки газа было извлечение из него пропана и бутанов, абсорбция считалась ведущим процессом газопереработки. Лишь с возрастанием потребности в этане – пиролизном сырье – процесс НТК с различными холодильными циклами, в том числе и с турбодетандерными агрегатами, потеснил абсорбционные процессы на второй план. Тем не менее в ряде случаев абсорбционные процессы являются высокоэффективными при переработке природных и нефтяных газов: например, при необходимости иметь плюсовые температуры процесса во избежание отложения парафинов, имеющихся в газе; при сайклинг-процессах (поддержание пластового давления за счет закачки в пласт сухого газа), когда процесс абсорбции ведут под давлением 10-12 МПа и др.

Сущность процесса абсорбции заключается в поглощении (растворении) тяжелых углеводородов газа в абсорбенте с последующей их десорбцией

Рис. 6.4. Принципиальные схемы установок НТР

(а – с ректификационно-отпарной колонной; б – с конденсационно-отпарной колонной):

1 – теплообменник; 2 – ректификационно-отпарная колонна;

3 – конденсатор-холодильник; 4, 8 – сепараторы;

5, 9 – рибойлеры; 6 – конденсационно-отпарная колонна;

7– холодильник с внешним холодильным циклом;

I – охлажденный сырьевой газ; II – отбензиненный газ;

III – широкая фракция углеводородов (ШФЛУ)

(отпаркой) из абсорбента. Движущей силой абсорбции является разность парциальных давлений извлекаемого компонента в газовой и жидкой фазах.

Абсорбированные на поверхности жидкости молекулы определяют значение поверхностного натяжения жидкости. С ростом молекулярной массы углеводородов снижается значение их поверхностного натяжения. Таким образом, из газа в первую очередь абсорбируются те компоненты, которые сильнее снижают поверхностное натяжение жидкости, то есть компоненты с большой молекулярной массой.

Для эффективного протекания процесса абсорбции необходимы противоток газа и абсорбента и образование большой поверхности соприкосновения фаз.

Абсорбция сопровождается выделением тепла, в результате чего газ и абсорбент нагреваются, причем температура нагрева абсорбента выше температуры газа, так как тепло непосредственно сообщается абсорбенту, а газ нагревается только за счет теплообмена между ним и абсорбентом.

Температуру насыщенного абсорбента tн ( 0 С) на выходе из абсорбера можно определить по формуле [6]:

tн = tв + , (6.1)

где tв — температура абсорбента на входе в колонну, 0 С;

Сг, Са — соответственно теплоемкости газа и абсорбента,

Gа — количество абсорбента на входе в абсорбер, кг/ч;

Gг — количество газа на выходе из абсорбера, кг/ч;

gi — количество поглощаемых компонентов, кг/ч;

qi — теплота сорбции поглощаемых компонентов, кДж/кг;

t2, t1 — соответственно температура газа на выходе и входе

Произведение [Gг×Сг×(t2 — t1)] характеризует количество тепла, сообщаемое газу в абсорбере.

Отношение количества поглощенного компонента газа (моль) к количеству этого компонента в исходном газе (моль) называется коэффициентом извлечения компонента j.

Для определения коэффициента извлечения компонента j в зависимости от числа теоретических тарелок в абсорбере, расходов газа и абсорбента и термодинамических условий процесса абсорбции Кремсером получено уравнение:

j = , (6.2)

где n — число теоретических тарелок в абсорбере;

А — фактор абсорбции компонента.

Фактор абсорбции компонента А определяется по уравнению:

А = , (6.3)

где L и V — количество абсорбента и газа в верхнем сечении абсорбера,

К — константа фазового равновесия компонента.

Из уравнения (6.3) следует, что чем легче компонент (тем больше К), тем хуже он поглощается абсорбентом.

На основании уравнения (6.2) составлена диаграмма Кремсера (рис.6.5), из которой видно, что при постоянном числе тарелок при большем значении А наблюдается больший коэффициент извлечения компонента j.

6.4.1. Применяемые абсорбенты

Абсорбенты для извлечения из газа тяжелых углеводородов должны отвечать следующим требованиям [6]:

— температуры его застывания и помутнения должны быть ниже самой низкой рабочей температуры в абсорбере во избежание застывания абсорбента или резкого повышения его вязкости;

— не содержать сернистых соединений, которые подвергаются деструкции при высоких температурах в десорбере и загрязняют товарную продукцию установки;

— не содержать смол и механических примесей, которые загрязняют оборудование и аппараты;

— иметь узкие интервалы кипения – не более 100 0 С, предпочтительно 50-70 0 С, для обеспечения стабильности состава абсорбента;

— иметь минимальное содержание алкенов во избежание их окисления кислородом воздуха;

— иметь высокую плотность;

— обладать большой избирательностью по отношению к целевым компонентам, извлекаемым из газа;

— давление насыщенных паров абсорбента должно быть минимальным во избежание его потерь с отбензиненным газом;

— иметь относительно низкую вязкость при рабочих температурах и давлениях для хорошей перекачиваемости и эффективного массообмена;

— быть устойчивыми против пено- и эмульсиеобразования, дешевыми и по возможности производиться из продукции разрабатываемого месторождения.

Выбор абсорбента должен исходить из правила «подобное растворяется в подобном» и поэтому наилучшими абсорбентами по коэффициенту извлечения этана, пропана и бутанов будут являться бензиновые фракции, однако они будут неудовлетворительно регенерироваться в десорберах из-за большого уноса вместе с извлеченными углеводородами. Поэтому на практике абсорбент выбирают таким образом, чтобы его температура начала кипения была на 50-80 0 С выше температуры кипения самого тяжелого из извлекаемых компонентов газа.

Наиболее часто в качестве абсорбентов используют керосиновые или дизельные фракции нефти и газового конденсата с молекулярной массой 140-200.

6.4.2. Влияние основных факторов на процессы абсорбции

Основными факторами, влияющими на процесс абсорбции, являются температура, давление, количество теоретических тарелок в абсорбере, удельный расход (кратность циркуляции) абсорбента и скорость газа в абсорбере. Температура и давление процесса определяют константы фазового равновесия извлекаемых компонентов: с понижением температуры и повышением давления константа фазового равновесия уменьшается и, тем самым, увеличивается фактор абсорбции (см. уравнение 6.3).

Температура. С понижением температуры процесс абсорбции протекает эффективнее. Обычно температура процесса составляет 10-30 0 С (при охлаждении газа перед абсорбером до 0-10 0 С). В последние годы широко начали применять низкотемпературную абсорбцию (НТА) при температуре в абсорбере на уровне -20¸-60 0 С и даже до -100 0 С. НТА позволяет повысить абсорбционную способность абсорбента, применять более легкие абсорбенты с молекулярной массой 100-140, снизить расход абсорбента и общие затраты на процесс на 25-50 % [6]. Из всех факторов, влияющих на абсорбцию, именно понижение температуры наиболее эффективно для процесса.

Температура десорбции устанавливается на основании технико-экономического анализа оптимальных условий разделения извлеченных компонентов и абсорбента и обычно колеблется от 70 до 250 0 С.

Давление. Повышение давления положительно влияет на процесс абсорбции. Обычно давление процесса составляет 3,5-7,0 МПа, при использовании сайклинг-процесса для поддержания пластового давления газа – до 14-16 МПа. Десорбция проводится при пониженном давлении, при этом оно выбирается таким образом, чтобы извлеченные компоненты газа (ректификат десорбера) можно было бы сконденсировать при помощи обычных хладоагентов (воды или воздуха). Обычно давление десорбции составляет 0,7-2,0 МПа.

Количество теоретических тарелок. Опыт эксплуатации абсорберов и анализ их работы показывают, что число теоретических тарелок для процессов абсорбции углеводородных газов не должно быть более десяти, обычно – 6-8 штук [18]. Аналогичное количество теоретических тарелок должно быть и в десорбере. К.п.д. тарелок составляет 0,2-0,5. Количество реальных тарелок в абсорберах и десорберах обычно не превышает 20-40 штук.

Удельный расход (кратность циркуляции) абсорбента. Удельный расход (другое название – кратность циркуляции) абсорбента – это отношение количества тощего (регенерированного) абсорбента, подаваемого на верхнюю тарелку абсорбера, к количеству газа, подаваемого в абсорбер. С повышением удельного расхода абсорбента коэффициент извлечения целевых углеводородов увеличивается, однако при больших удельных расходах коэффициент извлечения увеличивается непропорционально и в некоторых случаях даже незначительно. Поэтому оптимальное значение удельного расхода абсорбента определяется экспериментально с учетом технико-экономических показателей и обычно составляет от 0,5 до 5,0 л/м 3 газа.

Скорость газа в абсорбере. При малых скоростях газа в абсорбере из-за недостаточной интенсивности перемешивания на тарелках не достигается равновесия между фазами. При скоростях газа больше определенного значения эффект также мал, так как газ не приходит в достаточно полное соприкосновение с абсорбентом и требуется большее расстояние между тарелками во избежание уноса капель абсорбента с нижележащей на вышележащую тарелку. На основании практических данных оптимальная скорость газа в свободном сечении абсорбера составляет 0,2-0,5 м/с.

6.4.3. Технологические схемы установок

Простейшая (исторически первая) технологическая схема установки абсорбционного отбензинивания газов приведена на рис. 6.6.

По этой схеме сырьевой газ I поступает под нижнюю тарелку абсорбера 1, на верхнюю тарелку которого подают тощий (регенерированный) абсорбент VI. В результате контакта в абсорбере 1 абсорбент поглощает тяжелые углеводороды из газа I, уходит с низа абсорбера, нагревается в теплообменнике 2 и нагревателе 3 и поступает в десорбер 4. С верха десорбера 4 тяжелые углеводороды конденсируются в конденсаторе-холодильнике 5 и поступают в емкость орошения 6. Часть жидких углеводородов из емкости 6 подают на орошение десорбера, а балансовое количество выводят с установки. Тепло в куб десорбера подводят при помощи рибойлера 7. Тощий (регенерированный) абсорбент VI забирают из куба десорбера 4, охлаждают в теплообменнике 2 и холодильнике 8 и вновь подают на верхнюю тарелку абсорбера 1. С верха абсорбера 1 отводят отбензиненный газ II.

По этой схеме значительная часть абсорбированных углеводородов теряется с несконденсированными углеводородами V (метан+этан) из емкости орошения 6. Для устранения этого недостатка предложена схема с абсорбционно-отпарной колонной (АОК), работающей под промежуточным давлением между абсорбером и десорбером (1,0-4,0 МПа) и предназначенной для выделения метана и этана из насыщенного абсорбента до десорбера (рис. 6.7).

Рис. 6.6. Принципиальная технологическая схема установки

абсорбционного отбензинивания газов:

Для еще большего уменьшения потерь углеводородов С3+ с неконденсируемыми газами из емкости орошения десорбера была разработана схема с рециркуляцией несконденсированных газов в сырьевой газ установки, которую осуществляют при помощи компрессора.

Для уменьшения потерь легких фракций абсорбента с отбензиненным газом применяют двухступенчатую абсорбцию, когда в абсорбер подаются два абсорбента (легкий и тяжелый), при этом легкий абсорбент вводят в абсорбер ниже тяжелого (рис. 6.8).

Как уже отмечалось выше, процесс абсорбции протекает с выделением тепла, которое зачастую приходится отводить из абсорбера при помощи циркуляционных орошений, охлаждаемых в холодильниках. Однако организация циркуляционных орошений в абсорбере обладает рядом недостатков, а именно: наличие полуглухих тарелок в абсорбере, сложность точного выбора места ввода охлажденного абсорбента, низкие коэффициенты теплопередачи в холодильниках циркуляционного орошения и др.

Анализ распределения температур по высоте абсорберов на различных установках показал, что интенсивность нагрева абсорбента наиболее высокая в верхней и нижней частях аппарата, так как на верхних тарелках поглощается основное количество метана и этана, а на нижних — бутанов и пентанов. Эти исследования послужили основой для разработки технологической схемы абсорбции с предварительным отбензиниванием (извлечение бутанов и пентанов) сырьевого газа и насыщением метаном и этаном тощего абсорбента (рис. 6.9). По этой схеме тепло абсорбции этих компонентов отводится вне абсорбера, а в самом абсорбере в основном извлекается пропан.

Рис. 6.8. Принципиальная схема двухступенчатого абсорбера:

Рис. 6.9. Технологическая схема абсорбера с предварительным

отбензиниванием газа и насыщением тощего абсорбента:

6.4.4. Принципы расчета абсорберов и десорберов

Дата добавления: 2014-11-10 ; просмотров: 2646 . Нарушение авторских прав

Другие статьи

  • Социальный центр помощи семьи и детям выборгского района Наш основной адрес: Санкт-Петербург, 2-й Муринский пр., д.19, лит.Е Телефон: +7 (812) 294-28-76. Факс: (812) 294-05-17 E-mail: [email protected] До нас можно добраться на: - трамваях №55, 40 до остановки "улица Обрели", - трамваях №20, 21 и автобусе №86 до […]
  • Развитие детей 18 комплекс SmartFox, Англоязычный центр развития детей Набережные Челны, 18-й комплекс, 1 Более 30 разновидностей Корпоративы, юбилеи, банкеты в ресторане "Бартон" Любое торжество на высшем уровне. Скидка на пиццу и роллы по будням. Действует и в кафе, и на […]
  • Хворостовский семья дети жена Вдова и дети Дмитрия Хворостовского приехали в Москву, чтобы посетить могилу певца Флоранс Илли опубликовала фото, сделанное на Новодевичьем кладбище. Оперный певец Дмитрий Хворостовский ушел из жизни 22 ноября после длительной борьбы с онкологическим заболеванием. […]
  • Аскорутин таблетки инструкция по применению детям Аскорбиновая кислота+Рутозид 1 таблетка содержит активное вещество: аскорбиновой кислоты 50,0 мг и рутозида в пересчете на безводное вещество 50,0 мг. Фармакотерапевтическая группа Фармакологическое действие Аскорбиновая кислота участвует в регуляции окислительно- […]
  • Верошпирон инструкция по применению детям Верошпирон детям "Верошпирон" является востребованным мочегонным средством, часто назначаемым взрослым при высоком давлении или отеках. Попробуем разобраться в том, можно ли лечить таким препаратом малышей и когда он применяется в детском возрасте. "Верошпирон" […]
  • Молоко для 11 месячного ребенка Когда давать ребенку коровье молоко Коровье молоко является очень богатым источником питания. Белки молока более полноценны, чем белки мяса и рыбы, и быстрее перевариваются. Белок необходим для образования новых клеток в организме человека. Белки молока состоят из […]