контакта и высоких концентраций растворов, то преимущество ТЭГа очевидно. Особенно важное значение это преимущество имеет в летние месяцы, когда не удается охлаждать газ ниже температуры 25-30 °С.
В табл. 2.11 приведены теоретические данные. В условиях УКПГ практически никогда не достигается равновесная осушка газа. Следовательно, потребуется раствор более высокой концентрации, получение которого более затруднительно.
В тех случаях, когда не возможно охладить газ ниже температуры 25-30 °С, очень трудно достичь осушки газа до точки росы —10 °С и ниже с использованием растворов ДЭГа. К примеру, при давлении 4,0 МПа и температуре контакта 30 °С для осушки газа до точки росы -16 °С (эквивалент точке росы -10 °С при давлении 7,35 МПа, необходимой по ОСТ 51.40-83), требуется раствор ДЭГа концентрации 99,2 % мас. (с учетом реальных условий процесса не менее 99,5 % мас.).
Потери гликолей. Важным преимуществом ТЭГа является низкое давление его насыщенных паров, которое обеспечивает меньшие потери ТЭГа с осушенным газом в паровой фазе. По этой статье снижение потерь ТЭГа может составить 0,2— 1,5 г/1000 м3 в интервале температур 10-20 °С, наиболее характерных для установок осушки газов северных месторождений. Эта цифра более существенна при температурах контакта 30 °С и выше и может составить 3-4 г/1000 м3. Равновесные потери гликолей могут определяться с помощью номограмм.
Следует отметить, что основные потери гликоля приходятся на долю капельного уноса реагента с осушенным газом. Этот показатель может определяться только на основании опыта промышленной эксплуатации абсорбционных установок осушки газа.
Как было уже указано, в отрасли отсутствует промышленный опыт использования ТЭГа для осушки газа. В литературе [12] описан опыт применения ТЭГа на полупромышленной установке производительностью 3,8-4,0 тыс. м3/ч. Испытания производились на одной из установок Ставропольского края. Эксперименты велись при давлении 4,7-5,3 МПа, температуре контакта 26-34 °С.
Суммарные потери ТЭГа составляли не более 5 г/1000 м3. Эта цифра в 3-4 раза меньше, чем на лучших промышленных установках осушки газа раствором ДЭГа.
Во второй половине 1996 г. на месторождении Тарко-Сале установки осушки газа были переведены от ДЭГа на ТЭГ. Это позволило снизить потери гликоля в 2 раза.
Регенерация насыщенных растворов. ТЭГ имеет более высокую температуру начала разложения (206 °С), чем ДЭГ (164 °С). Благодаря этому фактору возможна регенерация раствора ТЭГа без применения вакуума до концентрации 98,1 % масс. В то же время для ДЭГа этот показатель при регенерации без вакуумирования системы составляет 96,7 % мас. Такими растворами гликолей при температуре контакта 25 °С, в условиях равновесия, газ можно осушить до точки росы -18 и -1 °С растворами ТЭГа и ДЭГа, соответственно. Практически точка росы газа будет значительно выше. Отсюда следует, что в случае не эффективности работы системы вакуумирования при осушке газа раствором ДЭГа невозможно будет получить кондиционный газ. В то же время при осушке газа ТЭГом особых проблем не возникнет.
Возможность нагрева ТЭГа до более высоких температур имеет еще одно преимущество, связанное с выделением растворенных углеводородов из раствора. Дело в том, что в газах северных месторождений содержатся конденсаты, имеющие более высокие температуры кипения, нежели температура регенерации гликолей. Поскольку раствор ДЭГа нельзя подогревать выше 164 °С, часть конденсата останется в насыщенном растворе, что будет ухудшать его поглотительную способность. В случае использования ТЭГа, ввиду более высокой температуры регенерации, остаточное количество конденсата в регенерированном растворе будет меньшим.
Наличие конденсата в регенерированном растворе снижает его осушающую способность, усиливает вспенивание гликоля, что может привести к повышенным его потерям.
Температура в испарителе блока регенерации в случае использования ДЭГа и ТЭГа поддерживается равной 160 и 190 °С, соответственно (при одинаковом остаточном давлении 200 мм рт. ст.). При регенерации ДЭГа разница между темпе-