Размещено на http://allbest.ru

Федеральное агентство по образованию Российской Федерации

Российский Государственный Университет Нефти и Газа

им. И.М Губкина

Кафедра Газохимии

Курсовой проект

Расчет установки очистки газа от кислых компонентов растворами алканоламинов

Выполнила: студентка гр. ХТ-03-2

Лапина М.С.

Проверили: доц. Григорьева Н.А.

Москва 2007

Содержание

Введение

1. Очистка углеводородных газов от кислых примесей

1.1 Характеристика химических примесей

1.2 Методы очистки газов от кислых компонентов

1.3 Очистка газов водными растворами алканололаминов

1.4 Сравнительная характеристика абсорбентов

1.5 Выбор параметров абсорбционной очистки

1.6 Варианты технологического оформления установки очистки газа растворами алканололаминов

2. Расчет установки аминовой очистки

2.1 Исходные данные для проектирования

2.2 Материальный баланс абсорбера

2.3 Тепловой баланс абсорбера

2.4 Расчет основных размеров абсорбера

3. Описание технологического процесса и схемы установки

Список литературы

Введение

Углеводородные нефтяные и природные газы содержат в своем составе нежелательные кислые компоненты - диоксид углерода, серосодержащие соединения - сероводород, серооксид углерода, сероуглерод, меркаптаны. В газовом конденсате содержатся также сульфиды и дисульфиды.

Кислые компоненты проявляют высокое коррозионное действие, отравляют катализаторы, снижают эффективность процессов газопереработки и транспортировки газа.

Сероводород, меркаптаны, серооксид углерода являются высокотоксичными веществами; сероводород и продукты его сгорания оказывают вредное воздействие на окружающую среду. Диоксид углерода уменьшает теплоту сгорания газа.

Одним из заводов, перерабатывающих высокосернистый природный газ, является Астраханский ГПЗ. Пластовый газ Астраханского ГКМ содержит 25% об. сероводорода и порядка 16% об. углекислоты.

Для нормальной работы газоперерабатывающих установок, эффективности процессов переработки необходимо проводить очистку газа от содержащихся в нем примесей.

Для очистки газов от кислых примесей применяют абсорбционные процессы. В качестве абсорбентов используют водные растворы алканоламинов. Алканоламины обеспечивают тонкую очистку газов от сероводорода и диоксида углерода при незначительном поглощении углеводородов. Выбор способа очистки сводится к выбору растворителя (абсорбента).

В данной проектной работе описываются способы очистки углеводородных газов от кислых примесей, физико-химические основы аминовой очистки, приводится технологический расчет установки аминовой очистки.

1. Очистка углеводородных газов от кислых примесей

1.1 Характеристика химических примесей

Из сернистых соединений, входящих в состав природных газов, сероводород является наиболее активным. Сероводород - сильный нервно-паралитический яд: острое отравление человека наступает при концентрации 0,2-0,3 мг/л, а концентрация 1 мг/л - смертельна. Его токсичность проявляется также в раздражающем действии на слизистые оболочки верхних дыхательных путей. Предельно-допустимая концентрация его в воздухе рабочих помещений составляет 0,01 мг/л. Сероводород обладает также высокой коррозионной агрессивностью.

Сероуглерод ядовит, вызывает острые отравления при концентрациях в воздухе даже 0,001 мг/куб м.

Серооксид углерода - ядовитый газ не имеющий запаха, ПДК - не более 1 мг/м³ в производственных помещениях, не более 0,15 мг/м³ - в населенных пунктах. При нагревании разлагается с образованием диоксида углерода, сероуглерода, оксида углерода и серы.

При контакте меркаптанов с металлами протекает так называемая меркаптановая коррозия. При нагревании до 300⁰С меркаптаны разлагаются с образованием сероводорода и сульфидов. Для большинства катализаторов меркаптаны являются ядами.

Сульфиды и дисульфиды - при нагревании до 400⁰С сульфиды разлагаются с образованием сероводорода и алкенов, а дисульфиды - дополнительно к этим соединениям - меркаптанов. По сравнению с сульфидами дисульфиды более реакционноспособны.

Диоксид углерода - бесцветный негорючий газ, обладающий кислыми свойствами, термически устойчив, диссоциирует при температурах выше 200°С. В воде растворим ограниченно.

1.2 Методы очистки газов от кислых компонентов

Для очистки газа от кислых компонентой используют три группы методов: абсорбционные, адсорбционные и каталитические.

Абсорбционные методы включают в зависимости от природы взаимодействия кислых компонентов с активной частью абсорбента делятся:

· физическая абсорбция - извлечение кислых компонентов основывается на различной растворимости компонентов газа в абсорбенте, очистка газов происходит в результате контакта газов жидкими растворителями;

· хемосориционная абсорбция - основана на химическом взаимодействии сероводорода и диоксида углерода с активной частью абсорбента.

· физико-химическая абсорбция - основана на использование комбинированных абсорбентов.

Основные недостатки процессов физической абсорбции: применяемые растворители относительно хорошо поглощают углеводороды; тонкая очистка газов обеспечивается после дополнительной доочистки алканоламиновыми растворителями.

Основные недостатки процессов химической абсорбции: не достигается комплексная очистка газов от сероводорода, диоксида углерода, меркаптанов, серооксида углерода, сероуглерода; с некоторыми растворителями образуются нерегенерируемые химические соединения; кратность циркуляции абсорбента высока.

Адсорбционные методы очистки газов основаны на селективном извлечении кислых компонентов твердыми поглотителями - адсорбентами. Если извлекаемый компонент удерживается адсорбентом только физическими силами, то это физическая адсорбция. Если извлекаемый компонент вступает с адсорбентом в химическое взаимодействие говорят о химической адсорбции.

Каталитические методы очистки газов применяют в тех случаях, когда в газе присутствуют соединения, недостаточно полно удаляемые с помощью жидких или твердых поглотителей и когда требуется тонкая очистка газа. Они делятся на:

· окислительные методы, которые заключаются в проведении реакций каталитического окисления сероводорода до элементарной серы или каталитического окисления меркаптанов до дисульфидов.

· восстановительные методы, которые заключаются в восстановлении сернистых соединений при взаимодействии их с водородом или с водяным паром, а также в гидрировании диоксида углерода до метана.

1.3 Очистка газов водными растворами алканололаминов

Для очистки природных газов, включая нефтяные (попутные), и нефтезаводских газов от сероводорода и диоксида углерода широкое распространение нашли хемосорбционные способы, важнейшими из которых являются аминовые. Названия этих процессов, связаны с амином, применяемым в качестве основного компонента поглотительного раствора абсорбента: МЭА - способ; ДЭА - способ и др. Каждый из этих способов обладает определенными достоинствами, преимуществами, и, конечно, недостатками.

В промышленности выбор метода значительную роль играет доступность амина. Выбор растворителя зависит от требуемой степени очистки газа, начального содержания примесей, небходимых технико-экономических показателей процесса. При взаимодействии с кислыми компонентами газа этаноламины образуют химические соединения, легко распадающиеся на исходные компоненты при повышении температуры и снижении давления.

Заключительный вывод о целесообразности применения того или иного метода делается на основе анализа и сравнения его с существующими способами.

1.4 Сравнительная характеристика абсорбентов

МЭА - способ. В МЭА- способе хемосорбентом является моноэтаноламин в водном растворе с концентрацией 15-30%. Высокие концентрации МЭА могут быть использованы только при использовании высокоэффективных ингибиторов коррозии. Реакция МЭА с сероводородом, диоксидом углерода протекает по схеме:

HO--CH₂--CH₂--NH₂ + H₂O (HO--CH₂--NH₃)⁺ + OH^-

Н₂S + H₂O HS^- + H₃O⁺

(HO--CH₂--CH₂--NH₃)⁺ + HS^- (HO--CH₂--CH₂--NH₃)⁺HS^-

(HO--CH₂--CH₂--NH₃)⁺ + HCO₃^- (HO--CH₂--CH₂--NH₃)⁺HCO₃^-

CO₂ + 2H₂O HCO₃^- + H₃O⁺

Реакция с Н₂S практически идет до образования сульфида этаноламина, а с СО₂ только до карбоната этаноламина

Растворы МЭА обеспечивают тонкую очистку газа от Н₂S и СО₂ в широком диапазоне концентраций. МЭА легко регенерируется, химически стабилен и, по сравнению с другими аминами, мало поглощает углеводороды.

Существенным недостатком МЭА является его относительно высокая реакционная способность по отношению к органическим соединениям серы, содержащимся в газе, и высокая коррозионная активность его растворов. Реакция МЭА с Н₂S протекать в присутствии следов кислорода с образованием нерегенерируемого соединения - тиосульфата этаноламина:

2RNH₂ + 2H₂S + 2O₂ (RNH₂)₂H₂S₂O₃ + H₂O

Реакция МЭА с сероокисью углерода идет с образованием трудноразлагаемого соединения:

2RNH₂ + COS RNHCOSH H₂NR

При повышенных температурах МЭА реагирует с СО₂ с образованием неразлагаемых соединений. Сначала образуется оксозолидон- 2:

Далее протекают следующие реакции:

В первом случае образуется вещество ограниченно растворимое в воде. Поэтому оно способно забивать аппаратуру. Второе вещество - жидкое, хорошо растворимо в воде, имеет щелочную реакцию и вызывает усиленную коррозию.

МЭА сравнительно легко окисляется сначала с образованием -аминоальдегида, затем глицина, гликолевой кислоты, щавелевой кислоты и, наконец, муравьиной кислоты. Это приводит к образованию нерастворимых солей железа.

При попадании в аминовый раствор органических кислот (нафтеновых - из газового конденсата, жирных - при разложении аминоальдегидов) в абсорбере образуются аминовые мыла, вызывающие сильное пенообразование. Поэтому растворы МЭА значительно более склонны к вспениванию, чем, например, растворы ДЭА. Это один из недостатков растворов МЭА как абсорбентов Н₂S и СО₂.

ДЭА - способ. В последнее время в качестве хемосорбента все чаще применяют диэтаноламин в водном растворе при концентрации 25-30%. Скорость реакций ДЭА ниже, чем для МЭА. Кроме того, продукты реакций ДЭА с СОS и CS2 практически полностью гидролизуются до Н2S и СО2 . ДЭА химически стабилен в условиях аминовой очистки газа, сравнительно легко гидролизуется и имеет низкое давление насыщенных паров. Поэтому ДЭА обеспечивает тонкую очистку газа в присутствии СОS и CS2. Раствор ДЭА вспенивается в меньшей степени, чем раствор МЭА, т.к. и абсорбция и десорбция проводятся при относительно высокой температуре, чем при работе с раствором

МЭА. Недостатками ДЭА - способа являются относительно низкая поглотительная способность раствора, а также сильная коррозия оборудования, высокая стоимость.

Важным преимуществом ДЭА способа по сравнению с МЭА - способом, является его применимость для очистки газов, содержащих СОS и тяжелые углеводороды. Достоинством метода также является отсутствие стадии глубокой регенерации раствора.

Французская фирма NSPA существенно усовершенствовала ДЭА-способ, что позволило увеличить концентрацию ДЭА в поглотительном растворе до 40% масс и степень насыщения амина кислыми газами до 1,1 моль/моль. Поэтому усовершенствованный NSPA-ДЭА-способ стал широко применяться при очистке высокосернистых газов из газоконденсатных месторождений.

Способ «АДИП» (ДИПА). В этом способе в качестве хемосорбента используется диизопропаноламин (ДИПА) в водном растворе с концентрацией до 40%. ДИПА обеспечивает тонкую очистку газа от Н2S и СО2. При этом извлекается до 50% СОS и RSR.

Подобно ДЭА ДИПА с СО₂, СОS и RSR образует легко регенерируемые соединения. Потери ДИПА при регенерации примерно вдвое меньше, чем МЭА. Растворимость углеводородов в ДИПА ниже, чем в МЭА и ДЭА. При использовании в качестве абсорбента растворов ДИПА практически отсутствует коррозия аппаратуры. Тепловой эффект реакции ДИПА с Н₂S и СО₂ ниже, чем, для МЭА, и поэтому пара на регенерацию ниже.

Недостатком ДИПА является его высокая стоимость.

МДЭА - способ. В этом способе хемосорбентом является метилдиэтаноламин (МДЭА). МДЭА, медленно реагируют с СО₂ существенно меньше, чем с Н₂S. В этом случае протекает в основном реакция:

H₂CO₃ + CH₃(C₂H₅)N HCO₃^-(CH₃(C₂H₅)NH)⁺

Поэтому растворы третичных аминов селективно поглощают Н₂S в присутствии СО₂.

Преимущества МДЭА по сравнению с другими является высокая абсорбционная способность, что облегчает процесс регенерации.

Способ Экоамин. В качестве хемосорбента используется дигликольамин ДГА с концентрацией в водном растворе 60-65% масс. ДГА обеспечивает тонкую очистку от сероводорода, диоксида углерода, меркаптанов, сероуглерода. Образует с примесями легко регенерируемые соединения. Недостатком ДГА являются его высокая стоимость и сравнительно большие потери при эксплуатации.

Способ «Амизол». Этот способ основан на применении в качестве хемосорбента МЭА или ДЭА в метаноле. Такой абсорбент поглощает Н₂S и СО₂, меркаптаны, углеводороды и воду. Абсорбция ведется при 35С, а регенерация при 80С. Это обуславливает низкий расход тепла на регенерацию, по сравнению с водным растворами аминов. Побочные реакции аминов с СО₂ и СОS идут в метанольном растворе в 10 раз медленнее, чем в водном растворе МЭА и в 100 раз, чем в водном растворе ДЭА. Коррозия оборудования практически отсутствует.

Недостатком способа является большой унос паров метанола. Очистка газа водой после абсорбера дает возможность практически полностью удалять метанол.

Способ «Сульфинол». В этом способе в качестве абсорбента используется раствор алканоламина в двуокиси титрагидротиофена (в циклотетраметилсульфоне).

Последний получил фирменное название «Сульфолан»:

В качестве алканоламина обычно применяют ДИПА, иногда ДЭА. Абсорбент имеет следующий состав: амин - 30%, сульфолан - 64%, вода - 6%.

Сульфинол обладает значительно большей поглотительной способностью, чем МЭА. Важным преимуществом сульфинола является возможность одновременной тонкой очистки от Н₂S, СО₂, СОS, меркаптанов и сероуглерода.

Недостатком способа «Сульфинол» является преждевременное разгазирование абсорбента. Оно начинается после дроселирования и далее прокачивается газожидкостная смесь, которая приводит к образованию газовых пробок, гидравлическим ударам и вспениванию.

1.5 Выбор параметров абсорбционной очистки

Влияние давления

Повышение давления при неизменных температуре и концентрации амина повышает степень очистки газа от кислых компонентов. Обычно очистку газа растворами аминов осуществляют при давлении от 2 до 7 МПа.

Влияние температуры абсорбции

Понижение температуры абсорбции приводит к повышению степени извлечения целевых компонентов, но снижает селективность процесса вследствие повышения растворимости углеводородов в аминовых растворах.

Повышение температуры увеличивает селективность процесса по отношению к кислым компонентам, но может привести к увеличению остаточного содержания кислых компонентов в очищенном газе, к повышению влагосодержания очищенного газа.

Взаимодействие сероводорода с амином протекает в интервале от 30 до 50^ОС.

Выбор концентрации раствора амина

Использование аминовых растворов высоких концентраций дает возможность уменьшить объем циркулирующего раствора и вследствие этого уменьшить затраты на перекачку раствора, однако при этом:

· увеличивается чрезмерно температура раствора амина

· увеличивается расход пара на регенерацию

· увеличиваются потери аминового раствора за счет испарения

Оптимальная концентрация МЭА 12-20 % ; ДЭА 20-30 %; МДЭА 30-50%.

1.6 Варианты технологического оформления установки очистки газа растворами алканоламинов

Схемы установок аминовой очистки газа отличаются в основном способами подачи адсорбента.

1) подача раствора абсорбента одним потоком на верхнюю тарелку абсорбера - используется при невысоком содержании сероводорода и диоксида углерода в газе

2) подача абсорбента двумя потоками с одинаковой температурой - используется при высоких концентрациях кислых компонентов в сыром газе; часть потока регенерированного амина на одну из тарелок в среднюю часть абсорбера, а часть порядка 20% на верх абсорбера

3) подача абсорбента двумя потоками разной температуры - в середину абсорбера с температурой 60-70^ОС, на верхнюю тарелку абсорбера с температурой 30-40^ОС; используется когда сырой газ содержит сероуглерод и серооксид углерода

4) подача раствора амина двумя потоками разной степени регенерации - используется для очистки газов с высоким содержанием кислых компонентов.

2. Расчет установки аминовой очистки

2.1 Исходные данные для проектирования

1. Годовая производительность установки по исходному газу - 1,8*10⁷ м³/год;

2. Число дней работы установки в году, n = 335 дней ;

3. Состав исходного газа:

Компонент	% масс.
H2S	0,06
С2	2,00
С3	42,00
n-С4	22,14
i-С4	33,30
С5	0,50
Итого	100,00

Остаточное содержание кислых компонентов в очищенном газе:

H₂S - 0,003%(масс.)

4. Состав абсорбента: МЭА = 10,00%; H₂О = 90,00%;

5. Основные параметры работы аппарата и оборудования:

температура 50 С

давление 2,45 МПа.

2.2 Материальный баланс абсорбера

1. Часовая производительность установки, м³/час

,

где V_исх - часовая производительность установки, м³/час; V_год - годовая производительность установки по исходному газу, м³/ч; - число часов работы установки в год, час:

V_исх = 1,8*10⁷ / (335*24) = 2238,81 (нм³/час)

2. Состав исходного газа

Состав исходного газа

Компонент	%об.	м3/час	кг/час	%масс.
H2S	0,09	1,99	17,75	0,06
С2	3,36	75,16	591,68	2,00
С3	48,07	1076,17	12425,37	42,00
n-С4	19,22	430,36	6549,95	22,14
i-С4	28,91	647,29	9851,55	33,30
С5	0,35	7,83	147,92	0,50
?	100,00	2238,81	29584,22	100,00

3. Количество очищенного газа

Суммарный объем углеводородов в газе, м³/час:

V_?у/в+N2= 2238,81-1,99= 2236,82 (м³/час)

Количество очищенного газа:

V_?очищ=V_?у/в+N2/(1- (y_CO2 + y_H2S) ^очищ)= 2236,82/(1-0,000044)=2236,92 (м³/час),

где (y_CO2 + y_H2S) ^очищ - суммарная объемная доля СО₂ и H₂S в очищенном газе

V_{кисл в очищ}= V_?очищ*(y_CO2 + y_H2S) ^очищ =2236,92*0,000044=0,0995 (м³/час)

Объем кислых компонентов, которые удалили:

V_{кисл =} V_?кисл - V_{кисл в очищ=}1,99 -0,0995=1,89 (м³/час)

4. Расчет статей прихода и расхода раствора амина

Приход аминового раствора с учетом химической и физической сорбции кислых компонентов:

=,

где Gpp - общий расход раствора амина, кг/час; y_H2S - объемная доля сероводорода в исходном газе; y_CO2 - объемная доля углекислого газа в исходном газе;

Ma - молекулярная масса диэтаноламина, кг/кмоль;

q₀ - суммарная концентрация диэтаноламина во вводимом растворе,

₁ - доля диэтаноламина, подаваемого на верхнюю тарелку абсорбера от общего количество регенерированного амина;

ma^1p, ma^1н - мольная доля свободного диэтаноламина в регенерированном растворе по отношению к суммарному, моль/моль, ma^2p, ma^2н - мольная доля свободного амина в насыщенном кислыми компонентами растворе, моль/моль,

ma_H2S^ф и ma_СО2^ф - массы физически абсорбированных сероводорода и углекислого газа, кг/час.

Учитывая при расчете, что значения физической абсорбции раствором амина кислых примесей незначительны, а также, учитывая малое значение кинетики абсорбции насыщения амина кислыми компонентами, принимаем выражение в скобках, стремящемся к единице.

Gpp=2238,81*0,09*61/22,4/10,00=54,18 (кг/час)

Амин поглотил:

29584,22-29567,36=16,86 (кг/час)

Расход насыщенного кислыми компонентами водного раствора МЭА:

Gpасхp=54,18 + 16,86 =71,04 (кг/час)

Количество сероводорода в насыщенном абсорбенте:

G_H2S=17,75-0,89 = 16,86 (кг/час)

самина⁵⁰ =1070 (кг/м³) [5, c29]

6. Состав очищенного газа

Компонент	%об.	м3/час	кг/час	%масс.
H2S	3,36	75,16	591,68	2,00
С2	48,11	1076,17	12425,37	42,02
С3	28,94	647,29	9851,55	33,32
n-С4	19,24	430,36	6549,95	22,15
i-С4	0,35	7,83	147,92	0,50
С5	0,0044	0,0995	0,89	0,003
?	100,00	2236,92	29567,36	100,00

Сводим материальный баланс абсорбера

Приход	%об.	м3/час	кг/час	%масс.	Расход	%об.	м3/час	кг/час	%мас
Исх. газ	100	256410,24	289924,53	100,01	Очищ. газ	100	164157,06	133193,34	100
в т.ч. H2S	21,39	54836,76	83234,37	28,71	H2S	0,00038	0,63	0,96	0,00072
С2	1,80	4608,87	6172,59	2,13	С2	2,81	4608, 87	6172,59	4,63
С3	1,02	2622,56	5151,46	1,78	С3	1,60	2622,56	5151,46	3,87
С4	0,46	1173,31	3038,04	1,05	С4	0,71	1173,31	3038,04	2,28
С5	0,30	756,75	232,41	0,84	С5	0,46	756,75	2432,41	1,83
С6+	0,16	420,2	1613,27	0,56	С6+	0,26	420,2	1613,27	1,21
RSH	0,09	220,83	473,21	0,16	RSH	0,13	220,83	473,21	0,36
Реген. рр ДЭА	100	1716,02	1579982,42	100	Насыщ. рр ДЭА	100	94002,54	1736713,61	100
в т.ч. ДЭА	32,64	560,12	608293,23	38,5	в т.ч. ДЭА	0,63	593,46	608293,23	35,03
H2О	56,61	971,37	971373,19	61,48	H2О	1,03	971,37	971373,19	55,93
H2S	6,07	104,09	158,00	0,01	H2S	58,45	54940,22	83391,41	4,80
итого		258126,26	1869906,95		итого		258159,60	1869906,95

2.3 Тепловой баланс абсорбера

Цель тепловой баланс абсорбера определение температуры, при которой насыщенный раствор амина выводится с низа абсорбера.

Общее уравнение теплового баланса

Q_пр=Q_рас

Приход тепла

Q_пр=Q₁+Q₂+Q₃

где: Q₁ - количество тепла с поступающим на очистку газом; Q₂ - тепло с регенерированным раствором амина; Q₃ - тепло, выделяющееся при взаимодействии амина с кислыми компонентами.

Расход тепла

Q_р= Q₄+Q₅+ Q₆

где: Q₄ - тепло, уносимое очищенным газом из абсорбера; Q₅ - тепло, уносимое насыщенным абсорбентом из абсорбера, Q₆ - потери

Приход тепла. Количество тепла с поступающим на очистку газом

где: G_исх - количество поступающего на очистку газа, кг/час; J_t^исх - энтальпия исходной газовой смеси при температуре поступления в абсорбер, кДж/кг.

Энтальпия исходной газовой смеси вычисляется по формуле:

где J₀^исх - энтальпия смеси газов в идеальном состоянии, кДж/кг; J - поправка энтальпии на давление, кДж/кг.

Энтальпию смеси газов в идеальном состоянии рассчитываю по уравнению:

где J₀ⁱ- энтальпия компонентов газа, кДж/кг; x_i- массовая доля компонентов газовой смеси

Энтальпия компонента газа рассчитывается по формуле

J₀ⁱ=А_i(T/100)+B_i(T/100)²+C_i(T/100)³+D_i(100/T)

Компонент	Мас.доля	А	В	С	D	J0i	J0i* xi
H2О	0,0009	170,91	2,77	0,01	45,45	595,35	0,54
H2S	0,2871	87,27	2,54	0,01	25,12	316,50	90,87
CO2	0,2537	58,62	5,05	0,01	-11,08	238,94	60,62
N2	0,0313	99,21	0,73	0,01	20,16	334,64	10,47
С1	0,3614	154,15	15,12	0,05	59,62	675,79	244,23
С2	0,0213	58,65	23,63	0,41	56,15	467,17	9,95
С3	0,0178	33,65	26,31	0,54	35,58	412,39	7,34
С4	0,0105	34,72	26,08	0,55	39,22	414,91	4,36
С5	0,0084	33,59	25,99	0,55	28,21	406,91	3,42
С6+	0,0056	32,73	30,25	0,68	65,82	464,61	2,60
RSH	0,0016	15,20	4,30	0,25	0,50	102,54	0,16
COS	0,005	20,01	2,10	0,89	0,30	116,63	0,58

А,В,С,D [3, c43],[6]

Энтальпию смеси газов

J_0исх=435,14 (кДж/кг)

Компонент	кг/час	кг/кмоль	Мольн доля	Ркр, МПа	Ткр, К	щi	щiyi	Ркрyi	Ткрyi
H2О	249,66	18	0,0012	22,12	647,4	0,348	0,00042	0,027	0,784
H2S	0,96	34	0,2139	8,721	373,6	0,1000	0,02139	1,865	79,899
CO2	64,49	44	0,1461	7,162	304,2	0,2310	0,03374	1,046	44,430
N2	9072,64	28	0,0283	3,288	126,3	0,040	0,00113	0,093	3,575
С1	104786,13	16	0,5721	4,604	190,6	0,0130	0,00744	2,634	109,048
С2	6172,59	30	0,0180	4,880	305,4	0,0986	0,00177	0,088	5,489
С3	5151,46	44	0,0102	4,250	369,8	0,1524	0,00156	0,043	3,782
С4	3038,04	58	0,0046	3,797	452,2	0,2010	0,00092	0,017	2,069
С5	2432,41	72	0,0030	3,369	469,7	0,2539	0,00075	0,010	1,386
С6+	1613,27	86	0,0016	3,012	507,4	0,3007	0,00049	0,005	0,832
RSH	473,21	48	0,0009	0,59	100,5	0,650	0,00056	0,001	0,087
COS	138,48	60	0,0002	6,18	378,2	0,240	0,00005	0,001	0,076

Ркр ,Ткр, щ_i [3, c43],[6],[7, c19]

Поправка энтальпии на давление рассчитывается по формуле:

,

где Т_п.кр. - псевдокритическая температура смеси, К; М_см - средняя молекулярная масса смеси, кг/кмоль; J⁰ и J¹ - поправки на давление для энтальпии; w_см - фактор ацентричности смеси газов.

J⁰ и J¹ определяются в зависимости от приведенных давления Р_пр и температуры Т_пр

,,

где Т и Р - рабочие температура и давление; Т_п.кр и Р_п.кр. - псевдокритические температура и давление.

Псевдокритические температура и давление определяются по формуле:

Т_пс.кр. = y _i*T_крi=251,459,

Р _{пс кр} = y_i *P_{кр i}=5,830

где T_крi - критическая температура i - го компонента, К; P_{кр i}- критическое давление i-го компонента, МПа.

Средняя молекулярная масса смеси М_см = y_i * M_i =25,1

Фактор ацентричности смеси определяется по формуле:

w_см = y_i* w_i=0,07022

Р _пр=6,5/5,830=1,12

Т _пр=323/251,459=1,29

J⁰=3,138 [3, c55]

J¹=0,764 [3, c55]

J=8,31*251,459*(3,138+0,07022*0,764)/ 25,1=265,71 (кДж/кг)

J_t^исх=435,14-265,71=169,43 (кДж/кг)

Q₁=289924,53*169,43=49121913,12 (кДж/кг)

Тепло, вносимое регенерированным абсорбентом

Q₂ = G _{рег. аб.}*C*t,

где G _{рег. аб} - количество регенерированного абсорбента или общий расход диэтаноламина, кг/час; С - теплоемкость регенерированного раствора амина, кДж/кг [3, c62]; t - температура ввода регенерированного диэтаноламина, ⁰С.

Тогда

Q₂=1579982,42*3,67*50=289926774,1 (кДж/кг)

Теплота хемосорбции H₂S и СО₂ раствором амина

;

где Q^H2S_a - тепло, выделяемое при абсорбции H₂S кДж/ч; Q^CO2_a - тепло, выделяемое при абсорбции СО₂ кДж/час; G_H2S - количество поглощенного H₂S, кг/час; G_CO2 - количество поглощенного СО₂ кг/час; q_H2S - удельная теплота абсорбции, 1905 кДж/кг [8, c13]; q_CO2 - удельная теплота абсорбции, 1918 кДж/кг [8, c13].

Q^H2S_a=83233,41*1905=158559646 (кДж/кг)

Q^CO2_a=73497,78*1918=140968742 (кДж/кг)

Q₃=158559646+140968742=299528388 (кДж/кг)

Приход тепла составит:

Q_пр=49121913,12+289926774,1+299528388=618577075,2 (кДж/кг)

Расход тепла. Количество тепла с очищенным газами

где: G_очищ - расход очищенного газа, кг/ч; J_t^исх - энтальпия очищенной газовой смеси при температуре абсорбера, кДж/кг.

Энтальпия очищенной газовой смеси вычисляется по формуле:

где J₀^очищ - энтальпия смеси газов в идеальном состоянии, кДж/кг; J - поправка энтальпии на давление, кДж/кг.

Энтальпию смеси газов в идеальном состоянии рассчитываю по уравнению:

где J₀ⁱ- энтальпия компонентов газа, кДж/кг; x_i- массовая доля компонентов газовой смеси

Компонент	Мас.доля	А	В	С	D	J0i	J0i* xi
H2О	0,0019	170,91	2,77	0,01	45,45	595,35	1,13
H2S	0,0000072	87,27	2,54	0,01	25,12	316,50	0,002
CO2	0,0005	58,62	5,05	0,01	-11,08	238,94	0,12
N2	0,0681	99,21	0,73	0,01	20,16	334,64	22,79
С1	0,7867	154,15	15,12	0,05	59,62	675,79	531,65
С2	0,0463	58,65	23,63	0,41	56,15	467,17	21,63
С3	0,0387	33,65	26,31	0,54	35,58	412,39	15,96
С4	0,0228	34,72	26,08	0,55	39,22	414,91	9,46
С5	0,0183	33,59	25,99	0,55	28,21	406,91	7,45
С6+	0,0121	32,73	30,25	0,68	65,82	464,61	5,62
RSH	0,0036	15,20	4,30	0,25	0,50	102,54	0,37
COS	0,0010	20,01	2,10	0,89	0,30	116,63	0,12

А,В,С,D [3, c43],[6]

Энтальпию смеси газов

J_0исх=616,292 (кДж/кг)

Комп..	кг/час	кг/кмоль	Мольн доля	Ркр, МПа	Ткр, К	щi	щiyi	Ркрyi	Ткрyi
H2О	249,66	18	0,0019	22,12	647,4	0,348	0,001	0,042	1,281
H2S	0,96	34	0,0000038	8,721	373,6	0,1000	0,0000004	0,00003	0,001
CO2	64,49	44	0,0002	7,162	304,2	0,2310	0,00005	0,001	0,061
N2	9072,64	28	0,0442	3,288	126,3	0,040	0,002	0,145	5,582
С1	104786,13	16	0,8937	4,604	190,6	0,0130	0,012	4,115	170,339
С2	6172,59	30	0,0281	4,880	305,4	0,0986	0,003	0,137	8,582
С3	5151,46	44	0,0160	4,250	369,8	0,1524	0,002	0,068	5,917
С4	3038,04	58	0,0071	3,797	452,2	0,2010	0,001	0,027	3,211
С5	2432,41	72	0,0046	3,369	469,7	0,2539	0,001	0,015	2,161
С6+	1613,27	86	0,0026	3,012	507,4	0,3007	0,001	0,008	1,319
RSH	473,21	48	0,0013	0,59	100,5	0,650	0,001	0,001	0,131
COS	138,48	60	0,0003	6,18	378,2	0,240	0,0001	0,002	0,113

Псевдокритические температура и давление определяются по формуле:

Т_пс.кр. = y _i*T_крi=198,698

Р _{пс кр} = y_i *P_{кр i}=4,561

Средняя молекулярная масса смеси М_см = y_i * M_i =18,17

Фактор ацентричности смеси определяется по формуле:

w_см = y_i* w_i=0,0236

Р _пр=6,5/4,561=1,43

Т _пр=323/198,698=1,63

J⁰=2,576 [3, c55]

J¹=-0,063 [3, c55]

J=8,31*198,698*(2,576+0,0236*(-0,063))/ 18,17=234,23 (кДж/кг)

J_t^исх=616,292-234,23=382,062 (кДж/кг)

Q₄=133193,34*382,06=50888113,87 (кДж/кг)

Количество тепла, уносимое насыщенным абсорбентом, Q₅.

Q₅= Q_пр- Q₄- Q₆

Q₆= Q_пр* 0,03

Q₆=618577075,2 * 0,03=18557312,26 (кДж/кг)

Q₅=618577075,2 -50888113,87-18557312,26=549131649,1 (кДж/кг)

Q ₅= G _{насыщ.. аб.}*C*t, тогда

С*t= Q₅/G _{насыщ. абс.}

С*t=549131649,1/1736713, 1=316

Для учета зависимости теплоемкости насыщенного раствора диэтаноламина от температуры, принимают, что температура насыщенного абсорбента на 8-12 градусов выше температуры регенерированного раствора, т.е. 62 ⁰С. газ алканололамин абсорбер

Теплоемкость насыщенного раствора диэтаноламина принимаем равной 3,83 кДж/кг*град: С*t=3,83*62=238 t нас= 316/3,9=80⁰С.

Перепад температур раствора амина в промышленных абсорберах аминовой очистки может достигать 70 градусов.

2.4 Расчет основных размеров абсорбера

Диаметр абсорбера рассчитывается в наиболее нагруженном нижнем его сечении по формуле:

, где

расход насыщенного абсорбента:

.

- плотность насыщенного абсорбента [3, c65]:

.

- коэффициент для ситчатых тарелок:

.

- коэффициент для абсорбера:

.

- расход газового сырья в аппарат:

.

Плотность исходного газа вычисляется по формуле:

где Р_н, Т_н - нормальные температура и давление; Р, Т - рабочие температура и давление; z - коэффициент сжимаемости.

, кг/м³,

где _i - плотность компонента газовой смеси

Компонент	Мольн доля	i,кг/м3	исх
H2О	0,0012	0,804	0,00096
H2S	0,2139	1,518	0,325
CO2	0,1461	1,964	0,287
N2	0,0283	1,25	0,035
С1	0,5721	0,714	0,408
С2	0,0180	1,339	0,024
С3	0,0102	1,964	0,020
С4	0,0046	2,589	0,012
С5	0,0030	3,214	0,010
С6+	0,0016	3,839	0,006
RSH	0,0009	2,143	0.0019
COS	0,0002	2.679	0,0005
?			1,13036

Тогда плотность исходного газа:

Значение z представлено как функция от приведенного давления Р_и.п. и приведенной температуры Т_п [9, c14]

Диаметр нижней части абсорбера

По ГОСТ принимаем значение метров.

Высота абсорбера рассчитывается по формуле:

Н_а = h₁ + H_т + h_{2 ,} м

где h₁ - высота верхней камеры; Hт - высота тарельчатой части; h₂ - высота нижней камеры.

По практическим данным принимается h₁=D_н ; h₂=1,5 D_н

Число тарелок в абсорбере n принимается по практическим данным

H_т=0,7*(n-1)

Высота верхней камеры h₁ = 4,5 (м).

Высота нижней камеры h₂ = 6,75 (м).

Число тарелок в абсорбере n принимается 33 тарелок. Тогда высота тарельчатой части равняется 22,4 м (при расстояние между тарелками равному 0,7 м).

Высота абсорбера составляет 34 м.

3. Описание технологического процесса и схемы установки

Абсорбция. На блок абсорбции установки поступают следующие газы:

а) отсепарированный сырой газ У171;

б) pекомпримиpованный газ У141;

в) газ pегенеpации цеолитов У174.

Сыpой газ и pекомпримиpованный газ содержат наибольшее количество кислых компонентов, подлежащих удалению, и поэтому перерабатываются совместно: они подаются в нижнюю часть абcорбера 1 под первую тарелку.

Газ pегенеpации подается в сpеднюю часть абсоpбеpа 1.

Сыpой, отсепаpиpованный от конденсата газ подается в нижнюю часть абсоpбеpа 1.

Обессеpенный газ выходит из веpхней части абсоpбеpа 1 и направляется на установку отбензинивания и осушки газа.

Богатый (насыщенный сеpоводоpодом) амин из куба абсоpбеpа направляется в экспанзеры 3,4 последовательно.

Экспанзерные газы из экспанзера 4 направляются в pегенеpатоp 2. Богатый амин подается к теплообменникам 8 и 9.

Поток богатого амина поступает в трубное пространство теплообменника 8 который обеспечивает съем тепла с pегенеpиpованного амина (межтpубное простpанство), поступающего из куба pегенеpатоpа 2. Второй поток поступает в трубный пучок теплообменника 9. Потоки после теплообменников смешиваются и направляются в регенератор 2.

Десорбция. Регенерированный амин из куба 2 поступает в межтpубное пространство теплообменника 9, поступает в емкость хpанения амина 11.

Кислый газ, десоpбиpованный из амина, выходит из веpхней части 2 и направляется на установки получения сеpы .

Для поддержания необходимой темпеpатуpы (не более 60⁰С) веpха 2 предусмотрена pефлюксная система, действующая следующим обpазом: кислая вода со средней части pегенеpатоpа 2 пеpетекает в pефлюксную емкость 10.

Рефлюксная вода из емкости двумя потоками направляется в колонну 2:

- один поток проходит холодильник 7, где охлаждается до 55⁰С и подается в колонну на верхнюю тарелку;

- втоpой поток направляется на таpелку ниже съема кислой воды из колонны 2.

Для поддеpжания необходимой темпеpатуpы низа регенератора 2, схемой предусмотрен кипятильник 16.

Схема подачи амина в абсоpбеp 1. Подача растворов амина в абсорбер 1 происходит по типу "pазделенный поток" и заключается в следующем:

- в веpхнюю часть абсоpбеpа подается полностью pегенеpиpованный pаствоp амина (тощий амин), что позволяет получать хоpошо очищенный газ от кислых компонентов Н₂S и СО₂ (из десорбера 2 через теплообменник 9, через емкость регенерированного амина 11 и холодильник 6);

- в сpеднюю часть абсоpбеpа подается частично pегенеpиpованный (полуpегенеpиpованный) pаствоp амина, способный абсоpбиpовать большинство кислых компонентов (из десорбера 2 через теплообменник 8, через холодильник 5).

Список литературы

1. Лапидус А.Л., Голубева И.А., Жагфаров Ф.Г. Газохимия, чI. “Первичная переработка углеводородных газов”. - М., 2004 г.

2. Бусыгина И.В., Бусыгина И.Г. “Технология переработки природного газа и газового конденсата”.- О., ИПК «Газпром-печать», 2002 г.

3. Гилязетдинов Л.П. “Технологический расчет установки аминовой очистки природного газа (с применением ЭВМ) ”. -М., МИНГ, 1986 г

4. ГРИГОРЬЕВА Н.А., ЖАГФАРОВ Ф.Г. Методические указания по выполнению курсового проектирования по курсу Газохимия. “Расчет установки очистки газа от кислых компонентов растворами алканоламинов”. -М.,2006 г

5. Чернышев А К, Поплавский К Л, Заичко Н Д. “Сборник номограмм для химико-технологических расчетов”. -Л., Химия, 1969 г.

6. Алексеев С.З., Афанасьев А.И., Кисленко И.И., Коренев К.Д. “Очистка природного газа алканоламинами от сероводорода, диоксида углерода и других примесей”. ИРЦ Газпром, -М., 1999 г.

7. Казанская А С, Скобло В А. “Расчеты химических равновесий”. Справочные таблицы. -М., 1998 г.

8. Кузнецов А.А., Судаков Е.Н. “Расчеты основных процессов и аппаратов переработки углеводородных газов”. Справочное пособие.-М., Химия, 1983 г

9. Осинина О.Г. “Определение физико-технических и тепловых характеристик нефтепродуктов, углеводородов и некоторых газов.” -М. 1986 г. Части 1,2.

10. П.С. Белов, И.Ф. Крылов, Б.П. Тонконогов “Методические указания по оформлению графической части курсовых и дипломных проектов”. -М., 1975 г.

Размещено на Allbest.ru