Пути интенсификации - процессов промысловой и заводской обработки газа, страница 6

температур ниже Of -5 С. В этих условиях наличие гликоля в системе в указанных количествах практически не вызывает особых осложнений.    В случае охлаждения газа ниже -Ю°С накопление в газопроводе раствора гликоля может привести к его аварийной остановке. Это связано с   тем, что высококонцентрированный раствор ДЭГа (99$) имеет температуру  за­стывания -Ю°С. В газопроводах возможно охлаждение газа и до -15°С и ниже. В этих условиях наряду с повышением степени сепарации необходи­мо также выбрать такой состав абсорбента, чтобы он не застывал при низких температурах, имеющих место в газопроводе.

В настоящее время широкое внедрение нашли комбинированные колон­ны, где предварительное отделение жидкости производится в сепараторе, смонтированном в одном корпусе с абсорбером. При этом сепарационная и массообменная секции колонны имеют одинаковый диаметр, размер которо­го выбирается исходя из допустимой скорости газа в абсорбере.

Согласно теории сепарации, чем меньше плотность жидкости,    тем труднее ее отделить от газовой фазы при прочих равных условиях.  'Сле­довательно,  скорость газа в нижней седарационной секции колонны долж­на быть меньше, так как в ней из газа отделяется жидкость меньшей плотностью (вода, метанол, углеводороды) по сравнению с жидкостью-гликолем, отделяемым из газа в верхней сепарационной секции колонны. Отсюда следует, что диаметр комбинированных колонн должен быть выбран исходя из условий работы сепарационной секции аппарата.

Как было указано выше, на установках осушки газа низкая эффектив­ность работы сепарационных элементов практически не оказывает влияния на точку росы газа по воде, так как в газопровод уносится гликоль. На установках НТС влияние эффективности работы сепарационных элементов на точку росы газа значительно.

На установках НТС газ контактирует с разбавленными растворами ин­гибитора  как в предварительной, так и в конечной ступенях сепарации. Поэтому низкая эффективность сепарации приводит к уносу с газом как воды, так и ингибитора. Следовательно, точка росы газа по воде и угле­водородам не будет соответствовать температуре на конечной (никотемпе-ратурной) ступени седарации(8].

Предположим, что на установке НТС на первой и второй ступенях се­парации температура поддерживается +20 и -20°С, а давление 12,1    и

7.6  МПа соответственно. При 100-ной эффективности сепарации количество
воды в жидкой фазе составило бы 235 г/1000 м³. Следовательно, при 98#ной эффективности капельный унос воды с газом составил бы

4.6  г/1000 м³. Фактическая точка росы газа в этих условиях определяет­
ся по графику зависимости влагоеглкости ге.за от температуры при давле шш на второй ступени сепарации (рис.1). В данном случае точка росы
газа по воде равна 16,8°С.

220
200
ISO	\
/60
\ HO §	\\
E /oo 4 & so о	хч
4 SO
AD
s
20		i
0		1

чо   - ч-s     -a

Температура точки росы, "С

зом составит

100 X (100 - 98) = 3,2 г/м?

В этом случае точка росы газа -Ю°С обес­печивается дри  под­держании температуры сепарации -П°С.

Следует отметить, что в зависимости от количества жидкой фа­зы  одна и та же сте­пень седарации     по разному может влиять на разность    между изотермой процесса и точкой росы. Поэтому целесообразно работу сепараторов характе -рировать не степенью седарации, а допустимым количеством уноса жидких углеводородов.