Справочник работника газовой промышленности - Сайт о нефти, газе и нефть сопутствующих продуктах

Теплота сгорания газов

2012-04-23T01:43:11Z

Для определения состава природного газа лабораториями газовой промышленности используется хроматографический метод анализа. Хроматографы имеют детектор по теплопроводности и аналогичные параметры: чувствительность, точность, время анализа. С помощью этих приборов определяют углеводородные и неуглеводородные компоненты природного газа. Они служат для непрерывного контроля за химическим составом потоков газа. Результаты анализов записываются регистратором прибора в виде следующих одна за другой хроматограмм. Такая информация о составе контролируемой газовой смеси дает возможность своевременно обнаружить изменения в ее составе и в случае необходимости принять соответствующие меры. Ввиду того, что качественный состав, как правило, известен, то необходимо следить лишь за количественным изменением характерных компонентов, показателем чего служат высоты их пиков на хроматограммах.

теплообменник это техническое устройство, предназначенное для передачи тепло от горячего теплоносителя к холодному теплоприемнику. Теплообменники бывают воздушные, водяные, пластинчатые, кожухотрубные, спиральные и т.п., более подробно можно узнать из отдельной статьи на нашем сайте.

Теплота сгорания, теплотворная способность, калорийность - понятия равнозначные, характеризующие качество газа при использовании его как топлива.

Высшей теплотой сгорания называется количество теплоты (в кДж), выделяющееся при полном сгорании единицы объема сухого газа, измеренного при нормальных или стандартных условиях, сюда входит и теплота конденсации водяных паров.

Низшей теплотой сгорания называется количество теплоты (в кДж), выделяющееся при полном сгорании единицы объема сухого газа, измеренного при нормальных или стандартных условиях, за вычетом теплоты конденсации водяных паров.

Газы, не содержащие в своем составе водород, имеют только одну теплоту сгорания.

Оптовые цены промышленности установлены при расчетной калорийности , равной 34333.4 ± 418,7 кДж/м. Пересчет на фактическую калорийность выполняют по формуле , где - цена по прейскуранту; - фактическая низшая калорийность, кДж/м.

При анализах, не связанных с коммерческими расчетами допускается устанавливать теплоту сгорания газа расчетным путем по химическому составу, определенному с помощью хроматографов разных марок.

Расчет по составу газа проводится по формуле

где - теплота сгорания чистых компонентов; - процентный объем компонентов смеси.

Пример 1.1. Определить низшую теплоту сгорания смеси газов при нормальных условиях, имеющих определенное процентное содержание (см. табл. 1.2, 1.3).

Решение

где буквенные формулы - компоненты смеси газов, %.

Пересчет теплоты сгорания газа от нормальных условий к стандартным проводится по формуле

Согласно требованиям ОНТП-51-85 Мингазпрома СССР номинальная низшая теплота сгорания топливного газа принимается равной 34 541 Дж/м.

Средние составы и характеристики природных газов месторождений ссср

2012-04-23T01:43:11Z

Для надежного газоснабжения потребителей, подачи им кондиционного газа на магистральных газопроводах осуществляется текущий контроль его химического состава. В табл. 1.1 представлена характеристика природных газов некоторых месторождений.

Таблица 1.1

Характеристика природных газов некоторых месторождений СССР

		Состав газа (по объему), %
Месторождение: возраст		Метан СН		Этан СН		Пропан СН				Бутан СН					Пентан СН + высшие		Двуокись углерода СО				Азот N+ редкие				Серо- водо- род H S		Относи- тельная плот- ность по воздуху (при 20°С)			Удельная теплота сгорания (при 20°С, кДж/м
1		2		3		4				5					6		7				8				9		10			11
Северные месторождения
Уренгойское:
юра		87		6,2	3,4				1,98				0,76			0,12			1,1				Нет					0,673			39000
сеноман		98,8		0,07	-				-				0,01			0,29			0,8				"					0,561			33080
Ямбургское:
сеноман		98,6			0,07											0,19			1,12				"					0,562			33080
Медвежье:
сеноман		99,2		0,12	-				-				0,01			0,01			0,6				"					0,558			33200
юра		63,7		10,2	12,6				7,6				3,6			0,7			1,8				"					0,76			52000
Бованенковское:
сеноман		99		0,028	0,007				0,003				-			0,063			0,855				Следы					0,56			33080
залежь TП		96,4		2,89	0,05				0,03				0,01			0,22			0,43				Следы					0,565			32900
Заполярное		98,4		0,07	0,01				-				0,01			0,20			1,3				Нет					0,562			32900
Харасавейское		90-98		1-3	0,5-1,5				0,1-0,2				Следы			0,3-0,8			0,2-0,8				Следы
Тазовское:
сеноман		98,6		0,1	0,03				0,02				0,01			0,2			1				Нет					0,562			33100
юра		87,5		6,7	2,1				0,59				0,11			0,6			2,4				"					0,635			35600
Губкинское		98,4		0,13	0,01				0,005				0,01			0,15			1,3				"					0,573			32950
Комсомольское:
сеноман		97,2		0,12	0,01				-				0,01			0,1			2,5				"					0,566			32550
юра		94,5		2,1	0,5				0,1				0,1			0,2			1,6				"					0,577			33500
Вынгапурское		95,1		0,32	-				-				-			0,19			4,3				Нет					0,575			31950
Юбилейное		98,4		0,07	0,01				-				-			0,4			1,1				"					0,563			32500
Месоояхское		97,6		0,1	0,03				0,01				0,01			0,06			1,6				"					0,568			32100
Березовское		94,8		1,2	0,3				0,1				0,06			0,5			3				“					0,583			32800
Вуктыльское		81,8		8,8	2,8				0,94				0,3			0,3			5,1				"					0,67			36500
Среднеазиатские месторождения
Ачак:
нижний мел			93,7	3,8		0,9				0,37				0,84			0,3				0,7				Нет				0,614	36000
верхняя юра			89,2	4,6		1,5				0,44				0,37			0,5				3,3				Следы				0,624	34850
Гугуртли:
нижний мел			91,4	4,2		1,1				0,33				0,25			0,7				1,9				0,17				0,612	34800
верхняя юра			92,4	3,8		0,8				0,29				0,19			1				1,3				0,19				0,606	34450
нижняя юра			89,7	4,5		1,2				0,46				0,26			0,5				3				0,01				0,616	34550
Даулетабад- Донмез			95,14	1,55		0,28				0,17				0,26			1,22				1,38				Следы				0,575	32000
Наип			92,3	3,9		0,9				0,35				0,25			0,5				1				Следы				0,598	34600
Самантепе			88,3	2,3		0,38				0,15				0,19			5				0,5				3,2				0,647	31600
Майское			97,7	0,7		0,1				0,02				-			0,9				1				Нет				0,575	33100
Шатлык			94,6	2,2		0,27				0,2				0,18			1,4				1,2				"				0,594	33000
Байрамали			97,3	1,2		0,1				0,1				0,01			0,5				0,9				"				0,572	33400
Газли			94,7	3,7		0,12				0,29				0,11			0,4				1,1				Следы				0,591	34400
Учкыр			92,5	4,4		1				0,33				0,12			0,3				1,1				0,02				0,6	34900
Месторождения Украинской ССР
Шебелинское			92,2	4,1			1					0,36			0,33		0,1			2				Нет					0,607	34200
Ефремовское			93,2	3,9			0,81					0,28			0,18		0,2			1,4				"					0,597	34750
Кегичевское			93,2	3,3			1,4					0,25			0,18		0,6			1,3				Нет					0,605	33750
Солоховское			86,5	0,16			0,11					0,05			0,11		0,06			13				"					0,614	29300
Машевское			92,7	3,7			0,64					0,27			0,22		0,4			2				"					0,599	34400
Пролетарское			86,2	5,3			2,4					2			1,55		0,6			1,5				"					0,676	38550
Джанкойское			96,0	0,5			0,2					0,04			-		0,2			3				"					0,574	32550
Вергунское			84	3,4			1					0,36			0,29		1,3			9				"					0,642	31950
Месторождения различных районов
Астраханское	50,5- 61,9			0,6-5,5				0,6-1,7			0,22- 0,93				-			8-20,7				0,02- 0,07				20,7- 33			-	-
Оренбургское	92,7			2,2				0,8			0,22				0,15			0,2				1,1				2,6			0,603	34100
Северо- Ставропольское	98,7			0,33				0,12			0,04				0,01			0,7				0,7				Нет			0,562	35800

В соответствии с условиями образования природного газа его месторождения делят на чисто газовые, газоконденсатные и нефтяные. Газы с содержанием тяжелых углеводородов (от пропана и выше) менее 50 г/м принято считать сухими, а газы с большим содержанием тяжелых углеводородов - жирными.

Физические свойства газов

2012-04-23T01:43:11Z

Плотность газа

Плотность газа определяется как масса единицы объема, т. е. как отношение массы газа к его объему .

Удельный объем

Удельный объем - величина, обратная плотности.

Удельным объемом газа v называется объем единицы массы газа =1/ =.

Физическая характеристика некоторых газов представлена в табл. 1.2, 1.3.

Таблица 1.2

Физические свойства углеводородных газов

Показатель	СН	СН	СH	н-СН	изо- С Н	СН
Молекулярная масса	16,043	30,07	44,097	58,124	58,124	72,151
Плотность, кг/м:
при 0 °С и 0,1013 МПа	0,7168	1,356	2,01	2,703	2,673	3,457
при 20 °С и 0,1013 МПа	0,6687	1,264	1,872	2,519	2,491	3,228
Относительная плотность (по воздуху)	0,555	1,049	1,554	2,091	2,067	2,674
Теплота сгорания при 0 °С и 0,1013 МПа, кДж/м;
Высшая	39830	70370	100920	133890	131800	158360
низшая	35880	64430	92930	123680	121750	146230

Показатель	СН	СН	СН	а-С Н	изо-С Н	СН	СН
Молекулярная масса	86,172	28,054	42,071	56,108	56,108	26,038	78,114
Плотность, кг/м:
при 0 °С и 0,1013 МПа	3,84	1,26	1,915	2,5	2,5	1,171	3,49
при 20 °С и 0,1013 МПа	3,583	1,175	1,784	2,325	2,325	1,0929	3,25
Относительная плотность (по воздуху)	2,974	0,975	1,481	1,93	1,93	0,907	2,7
Теплота сгорания при 0 °С и 0,1013 МПа, кДж/м:
высшая	171790	63430	93720	123400	-	58870	150200
низшая	-	59500	87 740	115500	-	56860	143900

Таблица 1.3

Физические свойства некоторых не углеводородных газов

Показатель	N	Н	О	СО	СО
Молекулярная масса	28,016	2,016	32	44,011	28,011
Плотность, кг/м:
при 0 °С и 0,1013 МПа	1,2505	0,08999	1,429	1,9768	1,250
при 20 °С и 0,1013 МПа	1,1651	0,0837	1,3314	1,8423	1,1651
Относительная плотность (по воздуху)	0,9673	0,0695	1,1053	1,5291	0,967
Теплота сгорания при 0 °C и 0,1013 МПа, кДж/м:
высшая	-	12762	-	-	12636
низшая	-	10 798	-	-	12649
Показатель	Воздух (без СО)	HS	Водяной пар	Не	Ar
Молекулярная масса	28,960	34,082	18,016	4,003	39,944
Плотность, кг/м:
при 0 °С и 0,1013 МПа	1,2928	1,5392	0,768	0,1785	1,7837
при 20 °С и 0,1013 МПа	1,205	1,4338	0,7519	1,1663	1,6628
Относительная плотность (по воздуху)	1	1,1906	0,624	0,1381	1,3799
Теплота сгорания при 0°С и 0,1013 МПа, кДж/м:
высшая	-	25708	-	-	-
низшая	-	23698	-	-	-

Расход газа

Различают массовый и объемный расход газа. Массовым расходом газа называется масса газа , проходящая через поперечное сечение потока в единицу времени . Объемным расходом газа называется количество газа в единицах объема, проходящее через сечение потока в единицу времени .

Объем газа и объемный расход относят к определенным условиям (температура, давление): объемный расход при нормальных условиях (температура 0 °С, давление 0,1013 МПа) и объемный расход газа при стандартных условиях (температура 20 °С, давление 0,1013 МПа).

Линейная и массовая скорость газа

Линейная скорость газа в газопроводе определяется как объемный расход газа в условиях потока (температура, давление) через единицу поперечного сечения .

Массовой скоростью газа называется массовый расход газа через единицу поперечного сечения потока (газопровода): .

Давление газа

Давление газа в общем случае равно пределу отношения нормальной составляющей силы к площади , на которую действует сила: . При равномерном распределении сил давление определяют по формуле .

Для характеристики состояния газов используют понятие абсолютного давления , которое представляет собой давление газов на стенки газопроводов. Для определения результирующих усилий, приложенных к стенкам газопроводов, используют понятие избыточного давления , которое представляет собой разность между абсолютным давлением газа и барометрическим давлением среды .

Работа

При выводе расчетных формул будет использовано понятие потенциальной работы. Потенциальной работой называется работа перемещения газов из области одного давления в область другого давления . Элементарная потенциальная работа соответствует бесконечно малым изменениям давления: , где - элементарная удельная работа.

В условиях перемещения газа в газопроводах распределение потенциальной работы формулируется следующим образом:

где - удельная эффективная работа, передаваемая телам внешней системы (для газопроводов =0); - необратимые превращения работы, , где - коэффициент гидравлического сопротивления, - линейная скорость газа; - расстояние от начала газопровода до рассматриваемой точки; - внутренний диаметр газопровода; - ускорение свободного падения; - расположение рассматриваемой точки по высоте.

Из аналитического выражения потенциальной работы следует, что она затрачивается на преодоление трения газа о стенки газопровода, изменение положения газа и изменение линейной скорости газа.

Идеальные и реальные газы

Законы, которым подчиняются идеальные газы, достаточно хорошо характеризуют поведение и свойства реальных газов только при невысоких давлениях и температурах. Законы идеальных газов тем лучше описывают свойства реальных газов, чем дальше эти газы находятся от областей насыщения и критического состояния.

Закон Бойля-Мариотта

Закон Бойля-Мариотта устанавливает зависимость между давлением и удельным объемом газа при постоянной температуре = idem.

Закон Гей-Люссака

Закон Гей-Люссака определяет зависимость удельного объема идеального газа от температуры при постоянном давлении. Расширение газов при нагревании характеризуется следующим образом: относительное расширение идеальных газов при нагревании под неизменным давлением (= idem) прямо пропорционально повышению температуры: при , где - удельный объем газа при температуре и давлении ; - удельный объем газа при нулевой температуре и том же давлении ; - температурный коэффициент объемного расширения идеальных газов при 0 °С, сохраняющий одно и то же значение при всех давлениях и одинаковый для всех идеальных газов, = 1/273,16 1/273,2 1/°С.

Уравнение Клапейрона

Уравнение Клапейрона (уравнение состояния) получается при сопоставлении законов Бойля-Мариотта и Гей-Люссака. Оно связывает три основные величины, характеризующие состояние газа (давление, температура и удельный объем); , где - абсолютное давление идеального газа; - удельный объем идеального газа; - газовая постоянная идеального газа; - абсолютная температура газа.

Уравнение Клапейрона может быть записано в следующем виде: .

При умножении обеих частей уравнения состояния на количество газа в единицах массы получим уравнение состояния для любого количества газа .

Газовая постоянная есть работа расширения единицы количества газа (1 кг) при нагревании его на 1 °С при постоянном давлении (= idem).

Закон Авогадро

Закон Авогадро сформулирован следующим образом: объем одного киломоля идеального газа не зависит от природы газа и определяется параметрами физического состояния газа (давление и температура).

Киломолем, или килограмм-молекулой, называется число килограммов вещества, численно равное его молекулярной массе .

Объем 1 киломоля идеальных газов по уравнению Клапейрона . По закону Авогадро правая часть этого выражения не зависит от природы газа, поэтому произведение молекулярной массы , и газовой постоянной не зависит от природы газа и является универсальной постоянной идеальных газов: = const.

Уравнение состояния для 1 киломоля идеального газа .

В настоящее время принята следующая расчетная величина - универсальная постоянная идеальных газов = 8,3144·10 Дж/(кмоль·К).

Молярный объем идеальных газов в нормальных физических условиях равен = 22,4 м/кмоль.

Расчетные значения удельных газовых постоянных идеальных газов определяют по универсальной газовой постоянной. Для реальных газов составлено большое число уравнений состояния. Наиболее распространено уравнение Клапейрона с поправочным коэффициентом , где - коэффициент сжимаемости, учитывающий отклонение реальных газов от законов идеальных газов. Его определяют по графикам (рис. 1.1) в зависимости от приведенных параметров (температура и давление) газа: , , где - приведенное давление; - абсолютное давление газа; - критическое давление газа; - приведенная температура; - абсолютная температура газа; - критическая температура газа.

Рис. 1.1. Зависимость коэффициента сжимаемости газов от приведенных давления и температуры

Критическим давлением называется такое давление, при котором и выше которого повышением температуры нельзя испарить жидкость.

Критическая температура - это такая температура, при которой и выше которой при повышении давления нельзя сконденсировать пар (табл. 1.4).

Таблица 1.4

Критические параметры газов

Газ

, К

, МПа

, кг/м

Азот

126,05

3,39

311

Аммиак

405,55

11,3

235

Аргон

150,75

4,86

531

Ацетилен

309,15

6,24

231

Бензол

561,65

4,84

304

н-Бутан

425,95

3,6

225

изо-Бутан

407,15

3,7

234

изо-Бутилен

420,35

4,06

256

Водород

33,25

1,3

Водяной пар

647,3

21,77

324

Воздух

132,45

3,78

335

Гелий

5,25

0,23

69,3

Гексан

38,35

3,05

234

Гептан

6,35

2,68

234

Двуокись серы

430,35

8,05

524

Двуокись углерода

304,25

7,54

468

Закись азота

309,65

7,41

450

Кислород

154,35

5,14

430

Метан

190,65

4,74

162

Окись азота

179,15

6,72

520

Окись углерода

134,15

3,62

311

изо-Пентан

460,95

3,39

234

н-Пентан

470,35

3,41

232

Пропан

368,75

4,49

226

Пропилен

365,15

4,68

233

Сероводород

373,55

9,18

359

Этан

305,25

5,04

210

Этилен

282,85

5,26

220

Влажность газов и смеси газов

2012-04-23T01:43:11Z

Транспортируемый по магистральным газопроводам газ содержит некоторое количество влаги, что приводит к коррозии трубопроводов и образованию гидратов и конденсата. Различают абсолютную и относительную влажность газа.

Абсолютная влажность газа - количество водяного пара, содержащегося в единице количества газа. Массовая абсолютная влажность , где - количество водяного пара; - количество газа. Объемная абсолютная влажность , где - объем газа.

Относительной влажностью называется отношение фактически содержащегося количества водяного пара к максимально возможному при данных условиях , где - максимально возможное количество пара, которое может находиться в газе при данной температуре.

Относительная влажность может быть также определена как отношение парциального давления водяного пара в газе к давлению насыщенного пара при той же температуре: .

Газ считается насыщенным водяными парами, если парциальное давление находящихся в нем паров при данной температуре равно давлению насыщенного водяного пара, т. е насыщение = 1. Наибольшая температура, при которой газ насыщается водяными парами и образуются капли влаги, называется точкой росы данного газа при заданном давлении.

Смеси газов

Природные газы представляют собой смесь газов с подавляющим содержанием метана. Для термодинамических и гидравлических расчетов необходимо определять свойства смеси газов по характеристикам индивидуальных составляющих.

Массовой концентрацией компонента смеси газов называется отношение количества этого компонента в единицах массы к количеству смеси : .

Количество смеси равно сумме количеств отдельных газов: .

Молярной концентрацией компонента называется отношение числа киломолей компонента к числу киломолей смеси : , где - масса газа в килограмме, численно равная относительной молекулярной массе.

Сумма числа киломолей всех компонентов смеси газов равна числу киломолей смеси .

Сумма молярных концентраций всех компонентов смеси газа равна единице:

Средняя молекулярная масса смеси есть отношение количества смеси в единицах массы к числу молей смеси:

Таким образом, средняя молекулярная масса смеси газов равна сумме произведений относительной молекулярной массы на молярную концентрацию компонента:

Средняя молекулярная масса смеси газов выражается через массовую концентрацию и относительную молекулярную массу компонентов.

Массовые и молярные концентрации находятся в следующих соотношениях:

;

Объемной концентрацией называется отношение объема компонента при давлении и температура смеси газа к объему смеси :

Молярные концентрации компонентов смесей идеальных газов тождественны объемным концентрациям.

Объемные концентрации компонентов смеси газов

где - парциальное давление газа; - давление смеси.

Горение газов

2012-04-23T01:43:11Z

Теплота сгорания - количество теплоты, выделяющееся при полном сгорании определенного объема или массы газа. Минимальное количество кислорода или воздуха, необходимого для полного сгорания, а также теоретический состав продуктов сгорания (СО, НО, N) приведены в табл. 1.5.

Таблица 1.5

Минимальное количество кислорода или воздуха, необходимое для полного сгорания газов, и продукты сгорания (в м на 1 м)

Газ

Кислород

Воздух

СО

Ацетилен

2,5

11,9

9,4

Бутан

6,5

30,95

24,45

Бутилен

28,58

22,58

Водород

0,5

2,38

1,88

Метан

9,52

7,52

Окись углерода

0,5

2,38

1,88

Пропан

23,8

18,8

Пропилен

4,5

21,43

16,93

Этан

3,5

16,67

13,17

Этилен

14,29

11,29

Примечание. Воздух с содержанием 21 % О и 79 % N.

Температура пламени при горении газа в смеси с воздухом и кислородом приведена в табл. 1.6.

Таблица 1.6

Наивысшая температура пламени различных газов

Горючий газ

Содержание газа в смеси с воздухом, % (по объему)

Температура пламени, °С

Аммиак

1700

Ацетилен

2325

н-Бутан

3,2

1895

изо-Бутан

3,2

1900

Бутилен

3,4

1930

Водород

31,6

2045

Метан

1830

Окись углерода

1650

1930

2100

1850

Пропан

4,15

1925

Пропилен

4,5

1935

Этан

5,8

1895

Этилен

1975

Скорость распространения пламени (в см/с) различных газов в смеси с воздухом
Ацетилен	131
Водород	267
Метан	35
Окись углерода	33
Пропан	32

При постепенном уменьшении или увеличении концентрации горючих компонентов в газовоздушной смеси достигается такая низшая или высшая их концентрация, при которой может происходить реакция горения. Высший и низший концентрационные пределы взрываемости газов в смеси с воздухом приведены в табл. 1.7.

Таблица 1.7

Концентрационные пределы взрываемости газов в смеси с воздухом при температуре окружающей среды 20 °С и 0,1013 МПа

Газ

Концентрационные пределы взрываемости газов, % (по объему)

нижний

верхний

Ацетилен

1,95

н-Бутан

1,5

8,5

изо-Бутан

1,9

8,5

Бутадиен

11,5

Бутилен

1,65

9,95

Водород

Метан

15,2

Окись углерода

12,5

Пентан

1,1

Пропан

2,1

9,5

Пропилен

15,7

Сероводород

4,3

45,5

Этан

2,5

Этилен

2,5

Концентрационный предел взрываемости смеси газов

где - низший (высший) предел взрываемости смеси газов; - объемные концентрации газов в смеси; - низший (высший) предел взрываемости каждого отдельного газа.

Газопроводы и аппараты после ремонта, а также вновь вводимые в эксплуатацию отводы продувают газом для вытеснения из них воздуха. Газ подается в газопровод осторожно с давлением менее 0,1 МПа. Для определения момента окончания вытеснения воздуха отбирают пробу газовоздушной смеси, после чего определяют содержание в ней кислорода. Вытеснение воздуха считается законченным, когда содержание кислорода в газе менее 1 %.

Для газа, пределы взрываемости которого равны 5-15 %, опасная концентрация кислорода составляет 17,8-20 % (табл. 1.8).

Таблица 1.8

Концентрация газа в газовоздушной смеси в зависимости от содержания кислорода

Содержание кислорода, %		Концентрация газа в газовоздушной смеси, %
1		95,24
2		90,48
3		85,72
4		80,96
5		76,2
6		71,44
7		66,68
8		61,92
9		57,16
10		52,4
11		47,64
12		42,88
13		38,12
14		33,36
15		28,6
16		23,84
17		19,08
17,2		18,13
17,4		17,18
17,6		16,22
17,8 18 19 20 21	Взрывчатая смесь	15,27 14,32 9,56 4,8 0,04	Взрывчатая смесь

Показатели транспорта газа

2012-04-23T01:43:11Z

Некоторые технико-экономические показатели транспорта газа приведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1

Технические показатели магистральных газопроводов с КС, оснащенных различными газоперекачивающими агрегатами (ГПА)

Условный диаметр	Расстояние между КС, км			Степень сжатия	Пропускная способность газопровода			Установ- ленная рабочая				Газоперекачивающие агрегаты			Число ГПА на КС, рабочие+
газопро- вода, мм					годовая, млрд. м	суточная, млн. м		мощность, тыс. кВт				тип нагнетателя		тип привода	резервные
При = 5,39 МПа
700		80-120	1,45-1,55		4,5-4,0	13,7-12			8		280-11-1		СТД-4000-2		2+1*
800		80-100	1,45-1,52		6,4-6	19,3-18			12		370-14-1		ГТК-6		2+1*
		75	1,6		7,1	21,5			16		280-11-1		СТД-4000-2		4+1
1000		80-120	1,45-1,55		11,1-9,7	33,7-29,4			20		520-12-1		ГТК-10		2+1*
		115	1,55		9,9	30			20		520-12-1		СТЛ-12500		2+1
		70	1,5		12,2	37			24		370-14-1		ГТК-6		4+2
		70	1,5		12,2	37			24		280-11-1		СТД-4000-2		6+2
		70	1,5		12,2	37			25		ГПА-Ц-6,3		-		4+1
1200		90-130	1,46-1,55		17-15	51-45			32		Н-16-56		ГТК-16		2+1
		140	1,45		13,5	41			24		370-14-1		ГТК-6		4+2*
		125-130	1,66-1,70		16	48			40		520-12-1		ГТК-10		4+2
		80	1,56		18,8	57			40		520-12-1		СТД-12500		4+1
		135	1,5		14,5	44			31,5		ГПА-Ц-6,3		-		5+2*
При = 7,35 МПа
1000		130		1,45	11,8		35,8			20		370-18-1	ГТК-10		2+1*
		150		1,5	11,2		34,2			20		370-18-1	ГТК-10		2+1
		180		1,55	10,5		32			20		370-18-1	ГТК-10		2+1
1200		100		1,45	21,4		65			40		370-18-1	ГТК-10		4+2*
		120		1,45	19,1		58			32		Н-16-75	ГТК-16		2+1
		160		1,5	17,5		53			32		Н-16-75	ГТК-16		2+1
1400		125-160		1,45	28,2-25,9		85,5-78,5			50		Н-25-75	ГТК-25		2+1
		125		1,54	30		91			60		370-18-1	ГТК-10		6+3*
		95-100		1,31	28		85			32		Н-16-75	ГТК-16		2+1
		120		1,54	30		91			64		Н-16-75	ГПА-Ц-16		3+1

Примечания: 1. Пропускная способность газопроводов определена при средней температуре транспортируемого газа = 40 °С и коэффициенте использования мощности газопровода =0,9, 2. Звездочкой отмечены варианты оснащения КС, которые учтены в комплексной стоимости 1 км магистрального газопровода.

Удельные капитальные вложения в строительство 1 км газопровода представлены в табл. 2.2, суммарных затрат на сооружение КС - в табл. 2.3.

Таблица 2.2

Удельные капитальные вложения (в тыс. руб.) в строительство 1 км магистральных газопроводов

Промстроительство

Условный диаметр газопровода, мм

Рабочее давление, МПа

Структура затрат

Всего

Линейная часть

КС

Инфра-

структура и прочие сооружения

Непроизводственное строительство

КС с газотурбинным приводом

1000

5,5

Всего

326

-----

271

211

-----

193

-----

21,8

-----

5,1

В т. ч. СМР

249

-----

208

183

-----

171

-----

19,7

-----

4,6

1200

5,5

Всего

458

-----

388

286

-----

262

138

-----

113

-----

22,1

-----

5,1

В т. ч. СМР

334

-----

286

249

-----

235

-----

4,6

1200

7,5

Всего

540

-----

463

365

-----

337

139

-----

112

-----

22,1

-----

5,1

В т. ч. СМР

366

-----

316

282

-----

265

-----

4,6

1400

7,5

Всего

740

-----

662

515

-----

484

185

-----

159

-----

22,1

-----

5,1

В т. ч. СМР

542

-----

484

434

-----

415

-----

4,6

1400

Всего

745

-----

674

697

-----

654

-----

В т. ч. СМР

604

-----

560

579

-----

555

-----

КС с электроприводными агрегатами

1000

5,5

Всего

340

-----

267

211

-----

193

-----

19,7

-----

4,6

В т. ч. СМР

267

-----

217

183

-----

171

-----

17,8

-----

4,1

1200

5,5

Всего

456

-----

363

286

-----

262

108

-----

19,9

-----

5,6

В т. ч. СМР

353

-----

293

249

-----

235

-----

4,1

1200

7,5

Всего

551

-----

450

365

-----

337

119

-----

19,9

-----

5,6

В т. ч. СМР

389

-----

323

282

-----

265

-----

4,1

1400

7,5

Всего

742

-----

622

515

-----

484

139

-----

111

-----

1,9

-----

5,6

В т. ч. СМР

561

-----

483

434

-----

415

-----

4,1

Примечание. В числителе приведены показатели (в тыс. руб.) для первой нитки газопровода, в знаменателе - для второй и последующей.

Таблица 2.3

Капитальные вложения при сооружении КС

Условный диаметр газопровода,		Рабочее давление, МПа	Тип агрегата			Число агрегатов на 1 КС	Капитальные вложения		Капитальные вложения по КС на 1 км газопровода, тыс. руб.		Капитальные вложения на 1 агрегат сверх или менее принятого, тыс. руб.
мм							Всего	В т.ч. СМР	Всего	Поправка на усредненную стоимость	Всего		В т.ч. СМР
КС с газотурбинным приводом
1000		5,5		ГПА-Ц-6,3	5		11482 ----- 8713	6557 ----- 4312	92 ----- 70			962		211
1200		5,5		ГТК-10-4	5		17170 ----- 14180	9014 ----- 6623	137 ----- 113	0,99 ----- 1		1537		455
				ГТК-10-1	5		18720 ----- 15552	8123 ----- 5793	150 ----- 124	1,09 ----- 1,1		1913		310
				ГТ-6-750	6		13607 ----- 10800	8491 ----- 6173	109 ----- 86	0,79 ----- 0,76		1144		537
				ГТН-6	6		15547 ----- 12594	8235 ----- 5880	124 ----- 101	0,9 ----- 0,89		1720		634
				ГПА-Ц-6,3	6		14268 ----- 11297	7443 ----- 5137	114 ----- 90	10,83 ----- 0,8		969		211
		7,5		ГТК-10-4	6		19645 ----- 16509	9804 ----- 7364	157 ----- 132	1,13 ----- 1,18		1647		557
				ГТН-16	3		16091 ----- 13076	8162 ----- 5832	129 ----- 105	0,93 ----- 0,94		2997		952
				ГПК-10-1	6		21537 ----- 18268	8800 ----- 6434	172 ----- 146	1,24 ----- 1,3		2121		427
				ГПА-Ц-16	3		15908 ----- 12360	7674 ----- 5344	127 ----- 99	0,91 ----- 0,8		2973		830
1400		7,5		ГТН-16	5		24084 ----- 20929	11193 ----- 8745	193 ----- 167	1,04 ----- 1,05		3003		959
				ГПА-Ц-16	5		23936 ----- 20682	10455 ----- 8007	191 ----- 165	1,03 ----- 1,04		2979		836
				ГТН-25	3		22370 ----- 19063	10174 ----- 7726	179 ----- 153	0,97 ----- 0,96		3995		732
КС с электроприводными агрегатами
1000	5,5			СТД-4000	8		10776 ----- 7805	7405 ----- 5136	86 ----- 82	-		426			232
1200	5,5			СТД-4000	10		13510 ----- 10376	7405 ----- 6210	86 ----- 83	-		426			232
	7,5			СТД-12500	5		14915 ----- 11569	8757 ----- 6281	119 ----- 93	-		1029			536
1400	7,5			СТД-12500	7		17353 ----- 13868	9856 ----- 7248	139 ----- 111	-		1036			536

Примечания: 1. В числителе приведены показатели для первой нитки газопровода, в знаменателе - для второй и последующей. 2. Показатели определены исходя из расстояния между КС 125 км.

Очистка газа от механических примесей

2012-04-23T01:43:11Z

Содержание механических примесей в газе не должно превышать 5 мг/м. Для очистки газа от механических примесей применяют масляные пылеуловители и циклонные сепараторы. Масляные пылеуловители (рис. 3.1) можно использовать в качестве сепараторов на установках, где вместе с газом поступают взвешенные капли конденсата углеводородов и влаги. На вновь вводимых компрессорных станциях очистку газа осуществляют чаще с помощью циклонных сепараторов различных типов. Схема установки очистки масла от пыли масляными пылеуловителями изображена на рис. 3.2. Чистое масло подается насосом или передавливается газом. При передавливании масла газ редуцируют и подают в емкость с давлением не выше 0,05 МПа.

Рис. 3.1. Масляный пылеуловитель:

1 - люк; 2 - указатель уровня; 3 - козырек; 4 - подводящий патрубок; 5 и 9 - перегородки; 6 - контактные трубки; 7 - жалюзийные секции; 8 - выходной патрубок; 10 - дренажные трубки; 11 - подводящий патрубок чистого масла; 12 - дренажная трубка;

I - промывочная секция; II - осадительная секция; III - отбойная секция

Рис. 3.2. Схема установки очистки масла для пылеуловителей:

1 - аккумулятор масла; 3 - емкости чистого масла; 3 - насос;

4 - емкость грязного масла; 5 - отстойники

Полную очистку пылеуловителя через люк проводят 2-3 раза в год. Пропускную способность масляных пылеуловителей рассчитывают в зависимости от давления и допустимых скоростей в сепарационных узлах. Рекомендуемые скорости в пылеуловителях с жалюзийной скрубберной насадкой следует принимать по табл. 3.1. Приведенным скоростям газа в пылеуловителях соответствует норма уноса солярового масла, равная 25 г на 1000 м очищаемого газа.

Таблица 3.1

Допустимые скорости газа в сепарационных узлах масляного пылеуловителя с жалюзийной скрубберной секцией

	Скорость газа, м/с
Давление газа, МПа	набегания на жалюзи	в свободном сечении	в контактных трубках
1	0,628	1,12	3,35
2	0,445	0,79	2,35
3	0,365	0,65	1,95
4	0,314	0,56	1,68
5	0,282	0,5	1,5
6	0,257	0,46	1,38
7	0,238	0,43	1,27

Примечание. Допустимые скорости газа в сепарационных узлах рассчитаны для системы газ - соляровое масло при температуре газа 293 К. Коэффициент сжимаемости равен единице.

Пропускная способность пылеуловителя

;

где и - пропускная способность пылеуловителя соответственно при 0 °С и 0,1013 МПа и при 20 °С и 0,1013 МПа, м /сут; - внутренний диаметр пылеуловителя, м; - рабочее давление в пылеуловителе, МПа; - температура газа в пылеуловителе, К; - плотность масла, кг/м; - плотность газа, кг/м.

На рис 3.3 изображена зависимость пропускной способности пылеуловителей от их диаметра и давления газа. Техническая характеристика масляных пылеуловителей приведена в табл. 3.2.

Рис. 3.3. Зависимость пропускной способности масляных пылеуловителей от их диаметра и давления газа

Таблица 3.2

Техническая характеристика масляных пылеуловителей

Диаметр

Высота,

Площадь

Число трубок

Число

Размеры

отбойной насадки, мм

Толщина стенки, мм

Масса (общая), кг

корпуса, ми

мм

попе-

речного сечения, м

кон-

такт-

ных

дренаж-

ных из осади-

тельной секции

дренаж-

ных из отбой-

ной секции

отбой-

ников

длина

ши-

рина

=5,5 МПа

=6,4 МПа

=5,5 МПа

=6,4 МПа

400

5100

0,126

360

148

1 060

1 200

500

5350

0,196

430

222

1 520

1 720

600

5550

0,282

510

296

2 100

2270

1000

5950

0,785

925

333

5840

6450

1200

6300

1,132

1135

333

8500

9800

1400

6650

1,535

105

1340

333

12200

13420

1600

7000

2,040

125

1532

333

15800

18920

2400

8800

4,520

127

175

2370

333

30000

Циклонные сепараторы применяют на газовых промыслах для очистки газа от механических примесей, грязи и конденсата, а также на магистральных газопроводах. Циклонные сепараторы выпускают с подогревателями и без них на условные давления 6, 4, 10 и 20 МПа и с условными проходами 80, 100, 150 и 200 мм. Сепараторы с подогревателями применяют исключительно на газовых промыслах.

Для очистки транспортируемого газа от механических примесей на КС в основном используют циклонные пылеуловители ГП604.01 (типа 144 в блочном исполнении). По условиям проекта пылеуловителя массовая концентрация жидкости в составе газа не более 1 г/м. Средний ресурс до капитального ремонта 60 тыс. ч.

График зависимости пропускной способности центробежного пылеуловителя типа ГП604.01 от давления при различных перепадах давления на аппарате блока изображен на рис. 3.4.

Рис. 3.4. Зависимость пропускной способности центробежного пылеуловителя типа ГП604.01 от давления при различных перепадах давления на аппарате блока

Техническая характеристика пылеуловителя ГП604

Пропускная способность, м/ч	0,833·10
млн, м/сут	20
Давление, МПа	7,5
Температура, К	253-353
Размеры, мм:
высота	9500
ширина	3400

Осушка газа и борьба с гидратообразованием на магистральных газопроводах

2012-04-23T01:43:11Z

Газ, поступающий из скважин, содержит влагу в жидкой и паровой фазе. Жидкая фаза извлекается сепараторами различной конструкции. С помощью установок осушки газа на головных сооружениях снижается содержание паров воды. При низком качестве осушки газа в газопроводе конденсируется влага и образуются кристаллогидраты, в результате чего снижается его пропускная способность. Максимальное содержание влаги в газе (в г на 1 м сухого газа) приближенно определяют по графику (рис. 3.5) при температуре 20 °С и давлении 0,1013 МПа.

Рис 3.5. Зависимость максимального содержания влаги в газе (при полном насыщении)

от давления и температуры газа

Максимальное содержание влаги (при полном насыщении) зависит от состава газа, возрастая с увеличением содержания тяжелых углеводородов, сероводорода и углекислого газа и снижаясь с повышением содержания азота.

Условия образования гидратов природных газов с различной относительной плотностью можно определить по графику (рис. 3.6), на котором слева от каждой линии находится зона с гидратами, справа - зона без гидратов. Присутствие азота, сероводорода и углекислого газа повышает температуру гидратообразования.

Рис. 3.6. График гидратообразования для природных газов с различной

относительной плотностью

Зону возможного гидратообразования в газопроводе длиной находят следующим образом. Определяют температуру газа , давление , температуру гидратообразования и точку росы. Полученные значения наносят на график (рис. 3.7). Участок, на котором температура газа ниже кривой гидратообразования, представляет собой зону возможного гидратообразования (на рис. 3.7 заштрихована). Точка росы определяется обычно путем охлаждения газа до температуры конденсации водяных паров. Гидраты, образующиеся в скважинах, шлейфах, газопроводах или аппаратах, разрушаются при снижении давления или увеличении температуры в системе в том месте, где произошло образование гидратов, а также при вводе метилового, этилового и пропилового спиртов, гликолей, аммиака и хлористого кальция. Аммиак применяют редко, так как он реагирует с углекислым газом, который содержится в природном газе, и образует осадок углекислого аммония, забивающего запорную арматуру.

Рис. 3.7. График изменения температуры и давления и зона образования

гидратов в магистральном газопроводе

Необходимое количество метанола рассчитывают следующим образом.

1. Определяют количество воды, выделившейся из газа за сутки, , где и - содержание влаги при температуре точки росы и фактической температуре газа в газопроводе (см. рис. 3.5); - расход газа.

2. По заданным параметрам газа, давлению и относительной плотности определяют температуру образования гидратов (см. рис. 3.6). Требуемое снижение точки росы по углеводородам рассчитывают по формуле .

3. По графику (рис. 3.8) определяют минимальное содержание метанола в жидкости для температуры .

Рис. 3.8. График понижения точки замерзания жидкости в зависимости

от содержания метанола

4. Находят отношение содержания метанола в парах к его содержанию в жидкости по графику рис. 3.9.

Рис. 3.9. График содержания метанола в паровой и жидкой фазах в зависимости

от давления и температуры газа

5. Рассчитывают концентрацию метанола в газе .

6. Определяют количество метанола, необходимое для насыщения жидкости, .

7. Определяют количество метанола, необходимое для насыщения газа, .

8. Находят общий расход метанола

Пример 3.1. Определить количество метанола, необходимое для предотвращения образования гидратов, при следующих условиях: пропускная способность газопровода = 30 млн.м/cyт; среднее давление = 3,8 МПа; относительная плотность по воздуху = 0,6; температура насыщения газа парами воды = 305 К; минимальная температура газа в газопроводе = -2 °С.

Решение

1. Количество воды, выделившейся из газа за сутки при охлаждении от 32 до -2 °С: =(1 - 0,15) 30·10 = 25,5· 10 г/сут.

2. Температура образования гидратов и необходимое снижение точки росы соответственно: = 12 °С и = 12- (-2)= 14°С.

3. Содержание метанола в жидкости (см. рис. 3.8) = 26%.

4. Отношение содержания метанола в газе и воде (см. рис. 3.9) = 0,016%.

5. Концентрация метанола в газе = 26·0,016 = 0,416 г/м.

6. Количество метанола, необходимое для насыщения жидкости

г/сут.

7. Количество метанола, необходимое для насыщения газа,

г/сут.

8. Общий расход метанола

т/сут.

Осушка газа твердыми поглотителями

2012-04-23T01:43:11Z

Существуют два способа осушки природного и попутного газов: твердыми поглотителями (адсорбция) и жидкими поглотителями (абсорбция).

Преимущества жидких поглотителей по сравнению с твердыми сорбентами заключаются в следующем: низкие перепады давления в системе очистки; возможность очистки газов, в которых содержатся вещества, отравляющие твердые сорбенты; меньшие капитальные вложения и эксплуатационные расходы. Однако степень осушки при использовании жидких поглотителей меньше, чем при использовании твердых сорбентов, а температура осушаемого газа должна быть выше 0 °С, кроме того, при наличии в осушаемом газе некоторых тяжелых углеводородов происходит вспенивание поглотителей.

Для осушки газа на промышленных установках применяют силикагель (наиболее распространенный осушитель), алюмогель, активированный боксит (флорид) и молекулярные сита.

Установки адсорбционной осушки имеют 2-4 адсорбера. Полный цикл процесса осушки твердыми поглотителями состоит из трех последовательных стадий: адсорбции продолжительностью 12-20 ч; регенерации адсорбента в течение 4-6 ч и охлаждения адсорбента в течение 1-2 ч.

Газ после сепаратора 1 (рис. 3.10), где происходит его очистка от механических примесей, капельной влаги и жидких углеводородов, поступает в адсорбер с регенерированным осушителем. Адсорбент поглощает влагу, содержащуюся в газе, после чего очищенный газ из адсорбера направляется в магистральный газопровод. Часть сырого отсепарированного газа подается в подогреватель, а затем в адсорбер с увлажненным осушителем для регенерации. Горячий газ после регенерации осушителя охлаждают и направляют в сепаратор для отделения влаги, удаленной из осушителя и выделившейся при охлаждении газа. После отделения влаги газ сливается с основным потоком сырого газа и направляется на осушку. Охлаждение адсорбента проводят холодным осушенным газом.

Рис. 3.10. Технологическая схема осушки газа твердыми поглотителями:

1 - сепаратор; 2 и 7 - слив воды; 3 - подогреватель; 4 и 5 - адсорберы; 6 - сепаратор; 8 - теплообменник;

I - влажный газ; II - осушенный газ; III - обводная линия

В установках с адсорбционным процессом достигается весьма низкая точка росы (-40 °С и ниже).

Количество адсорбента, необходимое для осушки газа

, (3.1)

где - количество поступающего на осушку газа, приведенного к 20 °С и 0,1013 МПа, м/сут; - содержание влаги соответственно во влажном и осушенном газе, кг/м; - продолжительность поглощения, ч; = 0,040,05 активность адсорбента.

Пример 3.2. Определить количество адсорбента, необходимое при 12-часовом цикле работы для осушки 1000000 м /сут газа, относительная плотность которого равна 0,6, температура 15 °С, абсолютное давление 6 МПа. Требуемая точка росы осушенного газа -20 °С, поглотительная способность адсорбента составляет 4 %.

Решение

По графику (см. рис. 3.5) определяют: влагосодержание влажного газа = 0,35 г/м = 0,00035 кг/м;

влагосодержание осушенного газа: = 0,017 г/м = 0,000017 кг/м.

Количество адсорбента при 12-часовом цикле

= 3787,5 кг.

Осушка газа жидкими поглотителями

2012-04-23T01:43:11Z

На большинстве промыслов осушку газа выполняют жидкими поглотителями. Для абсорбционной осушки газа применяют в основном диэтиленгликоли (ДЭГ) и триэтиленгликоли (ТЭГ); при осушке впрыском как ингибитор гидратообразования используется этиленгликоль (ЭГ).

Свойства химически чистых гликолей приведены в табл. 3.3, а технические условия на товарные гликоли, выпускаемые отечественной промышленностью, - в табл. 3.4.

Таблица 3.3

Свойства химически чистых гликолей

Показатели

ЭГ

ДЭГ

ТЭГ

Относительная молекулярная масса

62,07

106,12

150,17

Плотность, г/см

при 20 °С

1,11

1,118

1,126

" 15 °С

1,117

1,119

1,1274

Температура кипения (в °С) при давлении, МПа:

0,1013

197

245

285

0,0073

123

164

198

0,0015

128

162

Температура, °С:

начала разложения

164

164,5

206

замерзания

-12,6

-8

-7,6

вспышки (в открытом тигле)

115

143,3

165,5

воспламенения на воздухе

350,3

173,9

Скрытая теплота парообразования при давлении 0,1013 МПа, кДж/г

799,3

628

416,2

Коэффициент объемного расширения при температуре 0-50°С

0,00062

0,00064

0,00069

Коэффициент рефракции при 20 °С

1,4318

1,4472

1,4559

Таблица 3.4

Технические условия на товарные гликоли, выпускаемые отечественной промышленностью

Гликоли	Плотность при	Температура кипения при 0,1013 МПа, °С		Объем
	20°С, г/см	начало, не ниже	конец, не выше	отгона, мл, не менее
Этиленгликоль (ЭГ) марки:
А	1,114-1,115	196	199	95
Б	1.110-1,115	194	200	96
В	не ниже 1,11	193	200	90
Диэтиленгликоль (ДЭГ) марки:		-
ДП	1,116-1,1163	244	247,5	98
ДН	1,115-1,1163	241	250	96
ДГ	1,115-1,1163	240	250	96

При осушке газа жидкими поглотителями (рис. 3.11) газ, освобожденный от капельной влаги в нижней скрубберной секции абсорбера, осушается раствором гликоля. Осушенный газ проходит верхнюю скрубберную секцию, где от него отделяются капли унесенного раствора гликоля, и поступает в газопровод. Насыщенный влагой раствор гликоля подвергается регенерации в десорбере.

Рис. 3.11. Технологическая схема осушки газа жидкими поглотителями:

1 - абсорбер; 3 - выветриватель; 3 - отпарная колонна (десорбер); 4 - теплообменник; 5 - кипятильник;

6 - холодильник; 7 - промежуточная емкость; 8 - насос; I - сырой газ; II - осушенный газ; III - газы выветривания:

IV - водяной пар; V - регенерированный абсорбент; VI - свежий абсорбент; VII - гаэовый конденсат

В промышленности приходится иметь дело с водными растворами гликолей (рис. 3.12).

Рис. 3.12. Зависимость точки росы осушенного газа от температуры контакта

и концентрации растворов ТЭГ () и ДЭГ ()

Количество свежего раствора поглотителя, необходимого для осушки газа до заданной точки росы, определяют по формуле , где - количество извлекаемой из газа влаги; и - массовая доля гликоля соответственно в свежем и насыщенном растворах.

На практике разность между концентрациями свежего и насыщенного растворов принимают равной 3-4%.

Пример 3.3. Определить количество циркулирующего раствора ДЭГ, необходимого для осушки 50000 м/ч газа, относительная плотность которого равна 0,6; температура контакта 25 °С; газ находится в стадии насыщения водяными парами; давление 5 МПа; точка росы осушенного газа должна быть -5 °С, концентрация свежего ДЭГ на 3% выше концентрации насыщения раствора, содержание влаги в осушенном газе 0,1 г/м.

Решение

1. Определяем количество извлекаемой из газа влаги. По графику (см. рис. 3.5) содержание влаги во влажном газе равно 0,6 г/м, тогда

кг/ч.

2. По графику (см. рис. 3.12) концентрация раствора ДЭГ, способного снизить точку росы с 25 до -5 °С, равна 96 %.

3. Насыщенный раствор имеет концентрацию 96 - 3 =93%.

4. Количество свежего раствора ДЭГ

кг/ч.

5. Плотность химически чистого ДЭГ равна 1118 кг/м, а плотность свежего 96 %-го водного раствора составляет 0,96·1118 + 0,04·1000 = 1113 кг/м.

6. Объем циркулирующего раствора 775/1113 = 0,695 м/ч.

7. В пересчете на 1 кг извлекаемой воды приходится свежего раствора 0,695/25 = 0,028 м/кг.

На промышленных установках осушки газа расход циркулирующего раствора составляет 0,03-0,05 м/кг извлекаемой воды.

Конденсат из сепараторов собирается в емкости выветривания, в которой поддерживается давление 1,5-3 МПа, а насыщенный гликоль подается на регенерацию.

Значения точек росы влажных углеводородных газов приведены в табл. 3.5.

Таблица 3.5

Значения точек росы (в °С) влажных природных углеводородных газов

Дав- ление в газо- про- воде, МПа	Содержание водяных паров в газе, г/м
	10	15	20	25	30	40	50	60	80	100	150	200	250	300	400	500	600	800	1000
0,1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-40	-38	-36	-33	-30,5	-28,5	-25	-23
0,5	-	-	-	-	-	-	-39	-37	-34	-31,5	-27	-24	-21,5	-19	-15,5	-13	-10,5	-7	-4
1	-	-	-	-39.5	-38	-35,5	-33	-30,5	-27,5	-25	-20	-16,5	-13,5	-12	-7,5	-4,0	-2	1,5	5
1,5	-	-	-39	-36,5	-34,5	-31	-29	-27	-23,5	-21	-15,5	-12	-9	-6,5	-2,5	0,5	3,5	7,5	11
2	-	-40	-36,5	-34	-32	-28,5	-26,5	-24	-20,5	-18	-12,5	8,5	-5,5	-3,5	1	4,5	7	11	15
2,5	-	-38	-35	-32	-30	-27	-24	-22	-18	-15	-10	-6	-3	-0,5	4	7,5	10	14,5	18,5
3	-	-37	-33,5	-31	-28,5	-25,5	-22,5	-20,5	-16,5	-13,5	-8	-4	-1	1,5	6	9,5	12	17	21
3,5	-	-36	-32,5	-30	-27,5	-24	-21	-19	-15,5	-12	-6,5	-2,5	-1	3,5	8	11,5	14	19	23
4	-40	-35	-31,6	-29	-26,5	-23	-20	-18	-14,5	-11	-5	-1	-2,5	5	9,5	13,5	16	21	25
4,5	-39	-34	-30,5	-28	-25,5	-22	-19	-17	-13,5	-10	-4	0,5	4	6,5	11	15	18	23	27
5	-38,5	-33,5	-30	-27	-24,5	-21,5	-18	-16	-12,5	-9	-3	1,5	5	8	12,5	16,5	19,5	24,5	28,5
5,5	-38	-33	-29,5	-26,5	-24	-20	-17	-15	-11,5	-8	-2	2,5	6	9	13,5	17,5	20,5	25,5	30
6	-37,5	-32,5	-29	-26	-23,5	-19,5	-16,5	-14	-10,5	-7	1	3,5	7	10	14,5	18,5	21,5	26,5	31
6,5	-37	-32	-28,5	-25,5	-23	-19	-16	-13,5	-9,5	-6	0	4,5	8	11	15,5	19,5	22,5	27,5	32
7	-36,5	-31,5	-28	-25	-22,5	-18,5	-15,5	-13	-9	-5,5	0,5	5	9	12	16,5	20,5	23,5	28,5	33
7,5	-36	-31	-27,5	-24,5	-22	-18	-15	-12,5	-8,5	-5	1	5,5	9,5	12,5	17,5	21,5	24,5	29,5	34