книги / Переработка нефтяных и природных газов
..pdfДля расчета теплопроводности |
смеси К{РТ) |
по |
уравнению |
|
(11.232) необходимо знать |
теплопроводность смеси |
при ат |
||
мосферном давлении и температуре систем 7\ а также |
||||
СМ |
см ^гкр см |
|
|
|
Величины %т и Яг |
для газов |
определяют |
по |
уравнениям |
(11.223) и (11.224), соответствующие величины для жидкостей — по соотношениям (11.225) и (11.227—11.228).
Для расчета ДЯ(фСМ предложено соотношение
ДЯкр см = 13,55 Мс\1/~1-^ смГ1 - |
- 1- 1 (^ м ~ 1} ] • Ю-4 |
(11.233) |
■*кр см |
см |
|
где пш — число атомов углерода в смеси — подсчитывается по правилу адди тивности; псм = п(-х^; щ — число углеродных атомов i-ro компонента.
ЛИ Т Е Р А Т У Р А
1.Скобло А. И., Трегубова И. А., Егоров Н. Н. Процессы и аппараты нефтепе рерабатывающей и нефтехимической промышленности. М., Гостоптехиздат 1962. 652 с.
2.Катц Д . JI. и др. Руководство по добыче, транспорту и переработке природ
ного газа М., Недра, 1965. 676 с.
3. Benedict М., Webb G. В., Rubin L. С. — Chem. Eng. Progr., 1951, vol. 47,
№ 8, p. 419—422.
4.Красноокий С. И. Канд. дис. Киев, Ин-т газа АН СССР, 1968.
5. |
Tomoyoshi Yamada — AlChe Journal, 1973, |
vol. 19, |
Ns 2, |
p. |
256—291. |
|
|||
6. |
Gugnoni R. I. e. a. — Hydrocarb. Proc., 1973, vol. 52, № 9, |
p. |
197—198. |
||||||
7. |
Edmister W. C., Vairogs A. /., Keekers A. /. — AIChE Journal, |
1968, vol. 14, |
|||||||
8. |
№ 3, |
p. 479—482. |
|
|
|
vol. 8, |
Ns 4, |
||
Oryi |
R. V. — Industr. Eng. Chem., Proc. Des. Devel., 1969, |
||||||||
9. |
p. 579—588. |
Proc., |
1972, |
vol. |
51, |
№ |
10, |
||
Bishnoi P. R., Robinson D. B. — Hydrocarb. |
|||||||||
10. |
p. 152—156. |
Proc., |
1967, |
vol. |
46, |
Ns |
12, |
||
Cooper H. W., Goldfrank J. C. — Hydrocarb. |
p. 141—146.
11.Starling К. E. Fluid Thermodinamic Properties for Light Petroleum Systems, Houston, Gulf Publ. Comp., Book Publ. Division, 1973. 271 p.
12. |
Chaudron J., Asseliplan L. — Chem. Eng. Sci, |
1973, vol. 28, p. 1991—2003. |
13. |
Prausnitz J. M., Chuen P. L. Computer Calculations for High—Pressure Vaper- |
|
|
Liquid Equilibria Prentice-Hall Inc., 1968. |
215 p. |
14.Guerrery G. — In: Proc. Intern. Cru. Conf. Digueficht Natur. Gas., London, 1969, p. 8—9, 22, 148—170.
15. Барсук С. Д., Беньяминович О. A. — Газ. пром., 1973, |
№ 8, с. 47—50. |
|
16. |
Lee В. /., Erbar /. Я., Edmister W. С. — AIChE Journal, |
1973, vol. 19, Ns 2, |
|
p. 349—356. |
газов. Киев, Тех |
17. Клименко А. П. Разделение природных углеводородных |
||
18. |
ника, 1964. 372 с. |
|
Pitzer К. S. — J. Amer. Chem. Soc., 1955, vol. 78, p. 427—428. |
||
19. |
Смирнов А. С. Технология углеводородных газов. M.—Л., Гостоптехиздат, |
|
20. |
1946. 544 с. |
151—153. |
Guerrery G. — Brit. Chem. Eng., 1970, vol. 15, Ns 7, p. |
21.Праузнитц Д. M. Машинный расчет парожидкостного равновесия много компонентных смесей. М., Химия, 1971. 215 с.
22.Chao К. С., Siader J. D. — AIChE Journal, 1961, vol. 7, Ns 4, p. 598-605.
Ill
23.Калашников О. В., Маренко А. Н., Чегликов А. Г. — Химическая техноло гия, 1972, № 6, с. 27—29.
24.Барсук С. Д. и др. Методические рекомендации по расчету термодинамических свойств природного газа. М., ВНИИгаз, 1975. 16 с.
25.Engineering Data Book. Tulsa, Oklahoma, 1972. 426 p.
26. Neyrey R. R. — Petrol. Refiner, 1960, vol. 39, № 12, p. 129—134.
27.Саркисьянц Г. А. и др. — В кн.: Переработка и использование газа. М., Гостоптехиздат, 1982, с. 20—21.
28.Павлович Я. В. — В кн.: Справочник по теплофизическим свойствам при родных газов и их компонентов. М.—Л., Госэнергоиздат, 1962, с. 1—5.
29.Термодинамические свойства легких углеводородов парафинового ряда. Киев, Изд-во АН УССР, 1969. 95 с.
30.Татевский В. М. Физико-химические свойства индивидуальных углеводо родов. М., Гостоптехиздат, 1960. 412 с.
31.Абросимов В. Ф. и др. Методы расчета теплофизических свойств газов и жидкостей. М., Химия, 1974. 248 с.
32. Prabhaker L., Kaparthu R. — Industr. Chem. Eng., 1972, vol. 14, № 4,
p.20—23.
33.Passut C. A., Danner R. P. — Industr. Eng. Chem., Proc. Des. Devel., 1973, vol. 12, № 3, p. 365—368.
34. Латонов В. В., Гуревич Г. P. — Газ пром., 1963, № 2, с. 15— 17.
35.Reid R. C., Prausnint J. M., Sherwood T. K. The Properties of Gases and Liquids. New York, McCraw-Hill Book Company, 1977. 638 p.
36. |
Lee B. /., Kesler M. G. — AIChE |
Journal, |
1975', vol. |
21, № |
3, p. 510—527. |
|
37. |
Бурных В. С., Арнольди И. М. — Газ. дело, 1970, № |
6, с. |
21—25. |
|||
38. Dranchuh Р. М., |
Abon-Kassem /. |
Я. — J . |
Canad. Petrol. |
Technol., 1975, |
||
|
vol. 14, № 3, p. |
34-36. |
|
|
|
|
39.Кузнецов А. А. и др. Расчеты процессов и аппаратов нефтеперерабатываю щей промышленности. М., Химия, 1966. 336 с.
40.Royle G. I. — J. Inst. Petrol., 1972, vol. 58, p. 561—564.
41. |
Redlich O., Kwong /. N. S. — Chem. |
Rev., 1949, vol. |
44, p. |
223—225. |
42. |
Benedict M., Webb G. B., Rubin L. |
C .— J. Chem. |
Phys., |
1942, vol. 10, |
p. 747—758.
43.Перри Дж. — В кн.: Справочник инженера-химика. Л ., Химия, 1969. Т. 1. 639 с.
44.Pud Р., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. М., Химия, 1971. 334 с.
45. |
Mathur G. Р., Thotos G. — AIChE Journal, |
1963, vol. 9, p. 596—598. |
||||
46. |
DeanD. E., Still L. I. — AIChE Journal, |
1965, |
vol. 11, p. 526—527. |
|||
47. |
Lucas K. — Chem.-Industr.-Technol., |
1974, |
Bd. |
46, |
S. |
157. |
48. |
Каменицкий В. К. — Инж.-физ. ж., |
1974, |
т. 26, № |
5, |
с. 844—845. |
49.Голубев И. Ф., Гнедилов Я. В. Вязкость газовых смесей. М., Изд-во стандар тов, 1971. 324 с.
50. Enskogs D. — Kings |
Svenska Vefenkapsakadems, Handlingar, |
1922, |
vol. 68, |
№ 4, p. 97—101. |
Литвинов A. C. — Инж.-физ. ж., 1965, |
|
|
51. Кессельман H. M., |
т. |
10, № 3, |
c. 385—387.
52.Bondi R. — Petrol. Refiner, 1946, vol. 25, p. 269—270.
53.Гиршфельдер Дж. К., Берд Р. Молекулярная теория газов и жидкостей. М., Издатинлит, 1961. 929 с.
54. Brown Т. R. — Chem. Eng. (N. Y.), 1974, vol. 81, № 18, p. 114— 115.
55.Рябцев H. Я., Тиракьян A. C. — В кн.: Переработка газа и газового конден сата. М., ВНИИЭгазпром, 1975, № 5, с. 18—20.
56.Тиракьян А , С, Канд. дис. М., ГИАП, 1973.
Раздел III
Основные технологтесте процессы переработки газа
Глава 1
ОСУШКА ГАЗА
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Нефтяные и природные газы, добываемые из недр, насыщены водяными парами, содержание которых определяется давлением, температурой и химическим составом газа. Каждому значению температуры и давления соответствует определенное максимально возможное содержание водяных паров. Влагосодержание, соот ветствующее полному насыщению газа водяными парами, назы вается равновесным.
Различают абсолютную и относительную влажность газа. Аб солютная влажность (влагосодержание) газа — это масса водяных паров, находящихся в единице объема или в единице массы газа (она выражается в г/м3 или г/кг газа). Относительная влажность газа — это отношение массы водяных паров, содержащихся в га зовой смеси, к максимальной массе водяного пара, которая могла бы находиться в данном объеме газа при условиях насыщения (она выражается в процентах или долях единицы). Если понизить температуру газа, содержащего максимально возможное количе ство водяных паров, оставив давление неизменным, то часть водя ных паров сконденсируется. Температура, при которой водяные пары, содержащиеся в газе, конденсируются, называется точкой росы газа по влаге при данном давлении.
Для определения равновесного влагосодержания природных газов широко используют графики, приведенные, например, в ра ботах [1—4]. На рис. III. 1 представлена зависимость равновес ного влагосодержания природного газа от температуры, плотность которого по отношению к воздуху равна 0,6 [2]. При плотности газа более 0,6 и при наличии в воде солей величину влагосодержа ния, полученную с помощью этого графика, необходимо умножить соответственно на коэффициенты Сл и (или) С2, значения которых приведены на рис. III. 1. С увеличением плотности газа и содержа ния солей величина влагосодержания уменьшается (при прочих равных условиях). На равновесное влагосодержание влияет также наличие в газе пропана и более тяжелых углеводородов, сероводо-
пз
Температура, °С
Рис. III.1.
Рамовесн^пВлаго^одсржанив природного газа при различных температурах и давлениях
рода (H 2S), диоксида углерода (С02) и азота (N2). В присутствии H 2S и С 0 2 влагосодержание увеличивается, а при наличии в газе N2 уменьшается. Поэтому при содержании в газе больших количеств тяжелых углеводородов, С 0 2 и H 2S значения влагосодержания, вычисленные по номограмме, могут существенно отличаться от фактических значений. При наличии сероводорода в газе менее 20% величину равновесного влагосодержания природного газа можно определять по методике Шарма и Кемпбела (максимальная ошибка составляет не более 6%) [2].
Содержание в нефтяных и природных газах водяных паров регламентируется, так как они могут конденсироваться в техно логических системах, в результате чего будут создаваться условия для образования гидратов (твердых кристаллических веществ), которые закупоривают рабочие пространства трубопроводов и ап паратов и нарушают нормальные условия эксплуатации объектов добычи, транспортировки и переработки газа. Кроме того, при наличии в газе паров воды и сернистых соединений (H2S и др.) могут создаваться условия для возникновения коррозии металлов, а следовательно, наличие водяных паров может приводить к пре ждевременному износу и разрушению оборудования, трубопрово дов и аппаратуры ГПЗ и других объектов.
Гидраты представляют собой кристаллические соединения — включения (клатраты), которые могут существовать в стабильном состоянии, не являясь химическими соединениями. По существу гидраты — это твердые растворы, где растворителем являются молекулы воды, образующие с помощью водородных связей объем ный каркас гидратов. В полостях этого каркаса находятся моле кулы газов, способных образовывать гидраты (метан, этан, про пан, изобутан, азот, сероводород, диоксид углерода, аргон). Угле водороды, молекулы которых больше молекулы изобутана, не мо гут проникать внутрь каркаса, а поэтому не образуют гидратов. Нормальный бутан не образует гидратов, но его молекулы спо собны проникать через решетку гидратного каркаса вместе с мо лекулами газов меньших размеров, что приводит к изменению рав новесного давления над гидратом.
Степень заполнения каркаса молекулами гидратообразующих газов определяется для данного состава газа в основном давлением и температурой системы. Кристаллы гидратов зарождаются на по верхности раздела фаз системы газ—вода. Свободная вода после образования гидратов продолжает переходить в гидратное состоя ние только при перемешивании фаз и при наличии соответствующих термодинамических условий. При отсутствии необходимой степени перемешивания диффузия газа через твердую пленку гидрата становится затруднительной и дальнейший рост гидратов прекращается.
Условия образования гидратов зависят также от содержания минеральных солей в воде — с увеличением их содержания тем пература начала гидратообразования уменьшается. Этот пара-
115
Р и с . I I I . . 2.
Условия гидратообразования при родных газов различной плотности.
Цифры на прямых — плотность газа по отношению к воздуху.
метр зависит от состава газа, и в частности температура начала гидратообразования метана при [на личии в системе пропана, С 0 2 и (или) H 2S будет ни же, чем при их отсутствии.
Форма гидратов [разно образна — она определя ется составом газа и термо динамическими услови ями, при которых нахо дится данная система. Обычно по внешнему виду
гидраты напоминают лед или мокрый спрессованный снег. Для определения равновесных условий образования гидратов природных газов широко используется номограмма, представлен ная на рис. III.2 [5]. По этой номограмме, зная плотность газа (по отношению к воздуху) и давление, можно определить темпе ратуру начала гидратообразования. Устойчивая область существо вания гидратов располагается выше кривых, приведенных на
рис. III.2.
Каждая точка на кривых этой номограммы соответствует определенному давлению и температуре, при которых может на чаться образование гидратов при наличии в системе свободной воды (с повышением давления и плотности газа температура начала гидратообразования возрастает). Точность этого метода (1— 1,5 °С) вполне достаточна для инженерных расчетов. Для определения равновесных условий гидратообразования можно использовать также аналитические методы [4, 5].
МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ
Для предупреждения гидратообразования широко применяются ингибирование — подача в газовый поток различных веществ (ин гибиторов), понижающих температуру гидратообразования (мета
нол, гликоли и др.) |
и |
осушка (дегидратация) |
газа, осно |
|||
ванная на извлечении |
паров воды из газа жидкими и (или) |
|||||
твердыми поглотителями. |
В |
нефтяной |
и |
газовой |
промышлен |
|
ности используют различные |
методы |
и |
схемы ингибирования |
|||
и осушки газа. |
|
|
|
|
|
|
116
Ингибирование
Сущность метода заключается в том, что введенный в поток влаж ного газа ингибитор растворяется в свободной воде, в резуль тате чего снижаются давление паров воды и температура гидратообразования. Понижение температуры гидратообразования за счет ингибирования можно определить по уравнению Гамершмидта [2]
А /= 0,556
w
•м 100 — до
где А/ — понижение температуры гидратообразования при данном давлении, °С; w — массовая доля ингибитора, %; М — молекулярная масса ингибитора; К — константа (для метанола К — 2335, для гликолей К — 4000).
На отечественных предприятиях газовой и нефтяной промыш ленности в качестве ингибитора гидратообразования используют в основном метанол и гликоли. Метанол имеет высокое давление насыщенных паров, что затрудняет извлечение его из газового по тока, усложняет его регенерацию и приводит к большим потерям этого ингибитора. Поэтому метанол применяют в основном в про точных системах — в скважинах, шлейфах и магистральных газо проводах — для разложения образовавшихся гидратных пробок (без последующей его регенерации), так как он обеспечивает зна чительную депрессию температуры гидратообразования. Кроме того, метанол применяют в процессе низкотемпературной сепара ции (НТС) для предупреждения образования гидратов при дрос селировании и охлаждении газа с целью выделения из него тяже лых углеводородов и паров воды. Имеется опыт эффективного мно гократного использования метанола на Мессояхском газоконден сатном месторождении, где потери метанола были сведены к ми нимуму в результате полной регенерации метанола из водных растворов и высокой степени извлечения метанола из газового по тока на установке адсорбционной осушки и очистки газа цеолитами NaA [6—8]. В качестве ингибитора широко используют гликоли (ЭГ, ДЭГ и др.), несмотря на то, что стоимость их выше стоимости метанола. Это объясняется низким давлением насыщенных паров гликолей и возможностью полной регенерации их путем удаления воды с помощью простого физического процесса — выпарки ее из водных растворов гликолей. Не исключено, что в перспективе в связи со снижением себестоимости производства метанола и со вершенствованием техники и технологии адсорбционных методов очистки газа этот ингибитор будет шире использоваться в газовой
инефтяной промышленности.
При ингибировании газовых потоков для равномерного распре деления и создания наибольшей поверхности контакта с парами воды ингибитор нужно вводить в поток газа в распыленном со стоянии. Для этих целей используют механические распылители— форсунки, которые обычно монтируют в трубопроводе на входе газа в аппарат или непосредственно в аппарате. При использо-
117
/
Рис. III.3.
Принципиальная технологическая схема процесса подготовки газа к транспортированию с утилизацией метанола [ 8]:
У, 2. 3 — сепараторы сыриго газа; 4 , 5, 6. 7 — адсорберы; 8 . .9 — печи подогрева газа ре генерации; 10, У/ — печи подогрева сырого газа; 12, У2 — пылеуловители; У4 — тепло обменник; У5 — сепаратор газа регенерации. У — сырой газ; У/ — осушенный газ; I I I — газ охлаждения; IV — сухой газ с установки; V — метанольная вода.
вании в качестве ингибиторов гликолей раствор гликоля подается, как правило, на трубную решетку теплообменника в мелкораспы ленном состоянии, что обеспечивает хорошее смешение его с газом и равномерное распределение гликоля в межтруб.иом пространстве теплообменника.
На рис. III.3 показана технологическая схема адсорбционной установки промысловой подготовки газа Мессояхского месторож дения, где в качестве ингибитора гидратообразования использо вался метанол [8]. Ввод метанола в затрубное пространство сква жин обеспечивал безупречную эксплуатацию всех систем добычи, сбора и транспортирования газа до головных сооружений маги стрального газопровода Мессояха — Норильск, где размещалась указанная установка. Согласно схеме, газ вместе с метанолом поступает в сепараторы 1, 2 и 3, где от него отделяется водный раствор метанола, который отводится из сепараторов в резервуар с целью последующей регенерации метанола из водного раствора (на схеме не показано). Из сепараторов /, 2 и 3 газ направляется в два параллельно работающих адсорбера 4 и 5 (или б и 7) и про ходит через слой адсорбента сверху вниз, при этом из него извле каются пары воды и метанола. Одновременно часть сырого газа, выходящего из сепараторов /, 2 и 3, поступает в печи 8 и 9 (или 8, 9, 10 и 11), нагревается в них и с температурой 300 °С подается в нижнюю часть двух других адсорберов, находящихся на стадии регенерации цеолита.
Осушенный от влаги и очищенный от паров метанола газ отво дится с низа адсорберов и, пройдя циклонный пылеуловитель 12 и теплообменник 14, поступает в магистральный газопровод.
118
Горячий газ регенерации с высоким содержанием влаги и метанола выходит с верха адсорберов и после пылеуловителя 13 охлаждается в теплообменнике 14, где конденсируются пары воды и метанола. Образовавшаяся в этом теплообменнике двух фазная смесь поступает в сепаратор 15, где метанол отделяется от газа. Из сепаратора 15 обводненный метанол направляется в ре зервуар (вместе с аналогичным продуктом из сепараторов 1, 2 и 3) с целью последующей регенерации метанола, а газ регенерации смешивается с исходным сырым газом и поступает для очистки в соответствующие адсорберы. Таким образом, на этой установке некоторое количество сырого газа, необходимого для регенерации цеолита, рециркулирует в системе. После регенерации цеолита адсорбер переключается на стадию охлаждения потоком сухого газа (далее сухой газ направляется в магистральный газопровод).
Обводненный метанол регенерируется в ректификационной колонне при давлении 0,1 -г-0,3 МПа, температуре верха 67—68 °С, температуре низа 102—105 °С (в колонне установлено 26 клапан ных тарелок). С верха колонны получают метанол концентрацией 94—97% масс., с низа колонны отводится вода.
Технологический режим блока адсорбции: производительность по сырому газу 150— 165 тыс. м3/ч, рабочее давление в адсорберах 3,1—3,4 МПа, температура газа, поступающего в адсорбер, на стадии адсорбции 15 °С, на стадии регенерации цеолита 320— 290 °С; продолжительность циклов адсорбции, регенерации и ох лаждения составляла по проекту 10, 5 и 5 ч соответственно, факти чески цикл регенерации продолжается 7—12 ч. В результате ад сорбционной очистки содержание паров воды уменьшается в газе с 0,2—0,7 до 0,003—0,004 г/м3, остаточное содержание метанола
составляет 0,1—0,02 г/м3. Это соответствует |
точке росы газа |
||
по воде минус |
45—62 °С (при рабочем давлении). |
||
Таким образом, с помощью |
цеолита NaA из природного газа |
||
Мессояхского |
месторождения |
практически |
полностью извле |
кался метанол, который после регенерации многократно исполь зовался на промыслах в качестве ингибитора гидратообразования. Анализ проб цеолита, отобранных из адсорберов установки, по казал, что цеолит после 2,5 лет непрерывной эксплуатации сохра нил высокие качества. Адсорбционная емкость этого цеолита до проскока паров метанола и воды составляла соответственно 11,7 и 15,8% масс, при глубине очистки газа, соответствующей темпе ратуре точки росы минус 56—60 °С 19].
На рис. III.4 приведена принципиальная технологическая схе ма процесса низкотемпературной конденсации (НТК), предназна ченного для выделения из газа тяжелых углеводородов, где в ка честве ингибитора гидратообразования используется гликоль. На установках НТК при охлаждении газа одновременно с углеводо родами конденсируются и пары воды, т. е. производится очистка и осушка газа с одновременным снижением точки росы по углево дородам и по влаге (Н20). Сырой газ поступает в сепаратор 1,
119
Рис. I l l А .
Принципиальная технологическая схема осуш ки газа охлаждением с впрыском гликоля — ингибитора:
1 9 3 — сепараторы; 2 — теплообменник; 4 — регенератор; 5 — насос I — сырой газ; / / — осушенный газ; I I I — углеводородный кон денсат; I V — насыщенный гликоль; V — пары воды; V I — регенерированный гликоль; V II —
теплоноситель.
где от него отделяется капельная влага, после чего газ смешивается с гликолем и охлаждается (хладоагентом) в теплообменнике 2 до температуры, которая должна быть ниже температуры гидратообразования. Из теплообменника 2 смесь газа, обводненного гли коля и сконденсировавшихся углеводородов (конденсата) посту пает в сепаратор 3: с верха сепаратора выходит осушенный газ, с низа отводятся два потока — обводненный гликоль и углеводород ный конденсат (потоки выводятся на разных уровнях). j
В нижней части сепаратора 3 имеется встроенный теплообмен ник (или змеевик), в трубное пространство которого подается во дяной пар. Это позволяет поддерживать температуру продукта в нижней части сепаратора выше той, при которой образуется стой кая эмульсия «гликоль — углеводороды» (при впрыске диэтилен гликоля эта температура составляет 15—20 °С, при впрыске эти ленгликоля — около 0 °С) [10], В результате создаются условия для более четкого разделения обводненного гликоля от углеводо родного конденсата и обеспечивается снижение потерь ингибитора гидратообразования. Углеводородный конденсат, выходящий из сепаратора 3, служит сырьем для производства соответствующей продукции, а обводненный гликоль поступает в регенератор 4, где от него отпаривается вода, после чего дегидратированный до
определенного |
влагосодержания |
гликоль |
вновь |
впрыскивается |
|||||
в поток сырого газа |
перед |
теплообменником 2. Ниже приведены |
|||||||
основные показатели |
технологического режима ряда промышлен |
||||||||
ных установок осушки газа, работающих по такой схеме: |
|
||||||||
|
|
|
|
1 |
Установки |
|
|
|
|
Производительность |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
||||
|
102 600 |
145 000 |
155 000 |
126 000 |
127 000 |
||||
по газу, |
кг/ч. |
. . 123 300 |
|||||||
Масса |
циркулирую |
5000 |
3600 |
4700 |
6200 |
4000 |
4300 |
||
щего гликоля, кг/ч |
|||||||||
Удельный расход цир |
|
|
|
|
|
|
|||
кулирующего |
гли |
40 |
35 |
32 |
40 |
32 |
34 |
||
коля, |
г/кг . . . . |
||||||||
Концентрация |
гли |
|
|
|
|
|
|
||
коля, |
% масс, |
|
68 |
68 |
68 |
70 |
67 |
66 |
|
до |
регенерации |
||||||||
после |
регенера |
76 |
77 |
76 |
76 |
71 |
70 |
||
ции |
|
|
|