Научная литература
booksshare.net -> Добавить материал -> Химия -> Афанасьев А.И. -> "Технология переработки природного газа и конденсата" -> 20

Технология переработки природного газа и конденсата - Афанасьев А.И.

Афанасьев А.И., Бекиров Т.М., Барсук С.Д. Технология переработки природного газа и конденсата: Справочник — М.: Недра, 2002. — 517 c.
ISBN 5-8365-0107-6
Скачать (прямая ссылка): pererabotkaprirgaza2002.pdf
Предыдущая << 1 .. 14 15 16 17 18 19 < 20 > 21 22 23 24 25 26 .. 157 >> Следующая

При расчете температуру газа и осушителя по высоте колонны принимают постоянной Если температуры газа и осушителя при входе в колонну разные, то рекомендуется среднюю температуру процесса определять с учетом теплового баланса абсорбера Поскольку масса осушаемого газа превышает в десятки раз массу контактируемого с ним абсорбента, среднюю температуру процесса, как правило, принимают равной температуре газа
72
Одним из основных элементов расчета процесса осушки газа является определение влагосодержания газа на входе в абсорбер и выходе из него. Для проектных расчетов влагосо-держание газа можно определить уравнением Букачека с поправкой на наличие капельной влаги в газе [40].
Влагосодержание газа на входе в абсорбер определяется по уравнению:
Ь0 = (А + б) + ДЬ0> (2.2)
где Ь0 - влагосодержание газа на входе в абсорбер, кг/1000 м3; р0 - давление газа, кгс/см2; А и Б - коэффициенты, характеризующие равновесное влагосодержание реального газа (табл. 2.18); Ab0- наличие капельной влаги в газе на входе в абсорбер, кг/1000 м3.
Таблица 2.18
Значение коэффициентов А и В для уравнения (2.2)
t, °С А В г, °С А В
-40 0,1451 0,00347 -6 2,9900 0,03035
-39 0,1616 0,00375 -5 3,2350 0,03208
-38 0,1780 0,00402 -4 3,4800 0,03380
-37 0,1985 0,00434 -3 3,7550 0,03575
-36 0,2189 0,00465 -2 4,0300 0,03770
-35 0,2430 0,00502 -1 4,3500 0,03975
-34 0,2670 0,00538 0 4,6700 0,04180
-33 0,2953 0,00581 1 5,0350 0,04410
-32 0,3235 0,00623 2 5,4000 0,04640
-31 0,3573 0,00667 3 5,8125 0,04895
-30 0,3910 0,00710 4 6,2250 0,05150
-29 0,4313 0,00758 5 6,6875 0,05430
-28 0,4715 0,00806 6 7,1500 0,05710
-27 0,5188 0,00864 7 7,6750 0,06005
-26 0,5660 0,00921 8 8,2000 0,06300
-25 0,6218 0,00982 9 8,7950 0,06630
-24 0,6775 0,01043 10 9,3900 0,06960
-23 0,7433 0,01106 14 12,3900 0,08550
-22 0,8090 0,01168 15 13,1650 0,08925
-21 0,8845 0,01254 16 13,9400 0,09300
-20 0,9600 0,01340 17 14,8450 0,09750
-19 1,0520 0,01425 18 15,7500 0,10200
-18 1,1440 0,01510 19 16,8100 0,1070
-17 1,2470 0,01630 20 17,87 0,1120
-16 1.3500 0,01750 21 19,Of 0,1174
-15 1,4700 1 5900 0,01839 22 20,1500 0,1227
-14 0,01927 23 21,475 0,1285
-13 1 7290 0,02041 24 22,800 0,1343
-12 1,8680 0,02155 25 24,15 0,1403
-11 2,0280 0,02223 26 25,5000 0,14630
-10 2,1880 0,02290 27 27,1000 0,15290
-9 2,3690 0,02500 28 28,7000 0,15950
-8 2,5500 0,02710 29 30,5000 0,16675
-7 2,7700 0,02873 30 32,3000 0,17400
73
Продолжение табл. 2.18
и °С А В t, °С А В
31 34,2000 0,18175 68 219,0000 074100
32 36,1000 0,18950 69 228,7500 0,76700
33 38,3000 0,19825 70 238,5000 0,79300
34 40,5000 0,20700 71 249,2500 0,81700
35 42,8500 0,21550 72 260,0000 0,84100
36 45,2000 0,22400 73 271,5000 0,87150
37 48,0000 0,23325 74 283,0000 0,90200
38 50,8000 0,24250 75 294,5000 0,93350
39 53,5250 0,25275 76 306,0000 0,96500
40 56,2500 0,26300 77 320,5000 0,99400
41 59,4750 0,27400 78 335,0000 1,02300
42 62,7000 0,28500 79 349,0000 1,05300
43 65,9750 0,29750 80 363,0000 1,08300
44 69,2500 0,31000 81 378,5000 1,11550
45 72,9750 0,32250 82 394,0000 1,14800
46 76,7000 0,33500 83 410,5000 1,17650
47 80,9500 0,34900 84 427,00 1,2050
48 85,2000 0,36300 85 445,0000 1,23000
49 89,6000 0,37700 86 462,0000 1,25000
50 94,0000 0,39100 87 481,5000 1,27000
51 98,7500 0,40650 88 501,0000 1,29000
52 103,5000 0,42200 89 519,2500 1,30850
53 108,7500 0,43800 90 537,5000 1,32700
54 114,0000 0,45400 91 560,0000 1,34600
55 120,0000 0,47050 92 582,5000 1,36500
56 126,0000 0,48700 93 603,2500 1,38500
57 132,0000 0,50400 94 624,0000 1,40500
58 138,0000 0,52100 95 648,0000 1,4250
59 145,0000 0,54150 96 672,0000 1,4450
60 152,0000 0,56200 97 698,5000 1,4660
61 159,2500 0,58050 98 725,0000 1,4870
62 166,5000 0,59900 99 750,5000 1,5100
63 174,9000 0,62200 100 776,0000 1,5300
64 183,3000 0,64500 НО 1093,00 2,6200
65 191,9000 0,66800 120 1520,00 3,4100
66 200,5000 0,69100 130 2080,00 4,3900
67 209,7500 0,71600
Как видно из данных табл. 2.18 и уравнения (2.3), равновесное влагосодержание газа, в основном, зависит от давления и температуры. Наряду с этим на этот показатель оказывает влияние также плотность газа и минерализация пластовой воды, с которой газ находится в контакте. С учетом этого фактическое влагосодержание газа может определяться по уравнению
Ь0 =[(¦?+BJ]-K1-K2-K3 + Ab0, '[ ' (2.3)
где Kt - поправочный коэффициент, учитывающий влияние низких температур на равновесное влагосодержание газа (рис. 2.38); K2 - поправочный коэффициент, учитывающий
74
1,0
-40 -ЗО -20 -10 О
Температура, °С
Рис. 2.38. Зависимость K1 от температуры системы
минерализации воды, контактируемой с газом (рис. 2.39); Кл --поправочный коэффициент, учитывающий плотность газа (рис. 2 40).
Исходя из требуемой точки росы осушенного газа и температуры контакта по рис. 2.21 или рис. 2.22 определяют исходную концентрацию раствора осушителя (с некоторым запасом).
Материальный баланс абсорбера по влаге описывается уравнением
W=bt- Ь2, (2 4)
где W - количество извлеченной из газа воды, кг/1000 м3; <Ь, и Ь2 - влагосодержание исходного и осушенного газов соответственно, кг/1000 м!
Предыдущая << 1 .. 14 15 16 17 18 19 < 20 > 21 22 23 24 25 26 .. 157 >> Следующая

Реклама

c1c0fc952cf0704ad12d6af2ad3bf47e03017fed

Есть, чем поделиться? Отправьте
материал
нам
Авторские права © 2009 BooksShare.
Все права защищены.
Rambler's Top100

c1c0fc952cf0704ad12d6af2ad3bf47e03017fed