Очистка природных газов от сернистых соединений и углекислоты

0

Дипломный проект

Очистка природных газов от сернистых соединений и углекислоты

 

СОДЕРЖАНИЕ

       Введение……………………………………………………………………5

  1. Литературный обзор…………………………………………………………7

   1.1. Очистка природного газа……………………………………………….7

   1.2. Очистка газа химическими сорбентами………………………….…....8

   1.2.1. Химизм взаимодействия кислых компонентов с аминами…….......8

   1.2.2. Схемы процесса очистки газа водными растворами аминов…..…..12

   1.2.3. Растворимость меркаптанов в водных

растворах алканоламинов…………………….…………………….......18

   1.2.4. Вспенивание растворов алканоламинов…….………………..…… ..19

   1.2.5. Проблемы эксплуатации установок аминовой очистки……....…….20

   1.3. Очистка газа физическими абсорбентами……………………………..22

   1.3.1. Механизм действия физических абсорбентов………………...…......22

 1.3.2. Процесс “Флюор”………………………………………………….......23

   1.3.3. Процесс “Селексол”……………………………...……………….…...24

   1.4. Очистка физико-химическими абсорбентами……………………........28

   1.4.1. Процесс “Сульфинол”…………………………………………………29

   1.4.2. Процесс “Укарсол”…………………………………………………….30

   1.4.3. Процесс “Экосорб”…………………………………………….…........32

   1.5. Патентный обзор……………………………………………………...…35

   1.6. Характеристика сырья КГКМ, реагентов, продуктов….………….......37

  1. Технологическая часть……………………………………………………….41

   2.1. Технологическая схема установки (У-372)………………………….....41

   2.2. Технологический расчёт базовой установки………..……………….... 44

   2.3. Технологический расчёт сепаратора…………………………………....63

  1. Исследовательская часть…………………………………………………….66

   3.1. Выбор оптимального абсорбента……………………………………….66

   3.1.1.Расчёт материального баланса по первому варианту………………...66

   3.1.2.Расчёт материального баланса по второму варианту………………...73

   3.1.3. Расчёт материального баланса по третьему варианту………………78

   3.1.4. Расчёт материального баланса по четвёртому варианту……………84

   3.2. Тепловой баланс абсорбера…………………………………………….88

   3.3. Результаты исследований ……………………………………………...97

   3.3.1.Выводы………………………………………………………………….97

  1. Охрана окружающей среды……………………………………………….99

   4.1. Выбросы в атмосферу………………………………………………......100

   4.2. Мероприятия по предотвращению выбросов…………………….…...103

   4.3. Плата за выбросы вредных веществ в атмосферу………………...…..104

   4.4. Сточные воды……………………………………………………….......106

   4.5. Твердые отходы………………………………………………………....108   Экономический расчет………………………………………………………...109

   5.1. Характеристика объекта и обоснование решений………………........109

   5.2. Расчет показателей по труду…………………………………………...109

   5.3. Оценка экономической эффективности………………………….........110

  1. Охрана труда……………………………………………………………….112

   6.1.Опасные и вредные производственные факторы……………………...112

   6.1.1.Физические факторы………………………………………………......112

   6.1.2.Химические факторы…………………………………………………..114

   6.1.3.Биологоические опасные и вредные производственные

           факторы…………………………………………..……………………..117

   6.1.4.Психофизические опасные и

         вредные производственные факторы……………………………….......117

   6.2. Технические требования к оборудованию

         и инструменту, гарантирующие безопасность труда…………………118

   6.3.Размещение оборудования и организация рабочих мест……..………119

   6.4.Средства и оборудование пожаротушения………………….…………121

   6.5.Средства индивидуальной защиты работников……………………….122

6.6.Примеры безопасной работы…………..…………….…………..........124

6.7.Расчет молниезащиты в здании насосной…………………………...128  

   6.8.Расчет вентиляции в насосной………………………………………...129

   6.9.Расчет установки пенного пожаротушения…………………………..132

     Литература………………………………………………………………..136

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Природный газ — ценное горючее полезное ископаемое. Высокая тепло­творная способность, удобство транспортировки и доставки потребителю, возможность осуществления надежной системы управления процессом горе­ния, минимальная степень загрязнения окружающей среды при сгорании — эти преимущества газа перед другими видами горючих ископаемых (торф, уголь, нефть) определяют его широкое использование.[17]

В настоящее время добыча сероводородсодержащего природного газа в странах СНГ составляет около 10 % всего объема потребляемого газа. При этом содержание сероводорода в газах колеблется в широких пределах - от нескольких долей до нескольких десятков процентов. Такой газ перед подачей потребителю подвергают очистке ввиду ядовитости сероводорода и его коррозионной активности. Он является также ядом для катализаторов, применяемых в различных химических процессах переработки газа. Кроме сероводорода в газе могут присутствовать и другие сернистые компоненты (меркаптаны, сероокись углерода, сероуглерод), которые являются причиной коррозии оборудования, отравления катализаторов (в процессе синтеза). При сгорании они образуют диоксид серы. [31]

Сернистые соединения и их продукты сгорания отравляют окружающую среду, оказывают вредное воздействие на организм человека. Допустимое содержание сероводорода в газе, подаваемом в магистральный газопровод не должно превышать 7 мг/м3, тиоловой серы 16 мг/м3.

Кислые компоненты, извлеченные при очистке углеводородных газов, используются в качестве сырья при производстве серы, серной кислоты, углекислого газа, в производстве сухого льда.

Процесс очистки газа от кислых компонентов повышает его стоимость, однако, возросший во всем мире спрос на серу изменил экономические показатели процессов очистки газа. К прибыли получаемой от реализации очищенного газа, прибавилась стоимость извлекаемой из него серы. [18]

Очистка природных газов от сернистых соединений и углекислоты - -процесс, который непрерывно совершенствуется. Первоначально целью очистки было удаление из газа нежелательных примесей перед подачей его потребителям. Выбор способа очистки определялся лишь его экономичностью. В середине 60-х годов открытие крупных газовых месторождений, содержащих H2S и СО2 и почти одновременно с этим возросший спрос на серу создали почву для новых проблем:

-кислые газы Клаус - процесса должны содержать H2S не менее 15 %;

-соотношение H2S / СО2 > 1.

При выборе способа очистки газа от кислых компонентов необходимо решать одну и ту же задачу: очищать ли газ старым испытанным способом, или рискнуть применить новый процесс, который, хотя и не испытан широко, но весьма перспективен с экономической точки зрения. Для очистки газов от кислых компонентов применяют процессы, которые условно можно разделить на следующие группы:

  1. Абсорбционные процессы:

-   химическая абсорбция;

-   физическая абсорбция;

-   комплексная абсорбция.

  1. Адсорбционные процессы:

-   физическая адсорбция;

-   химическая адсорбция.

  1. Каталитические процессы:

-   окислительные;

-   восстановительные.

Способ очистки выбирают с учетом следующих факторов: состав сырье­вого газа, требуемая степень очистки и область применения товарного газа, ме­таллоёмкость процесса и его дешевизна, наличие необходимых энергоресурсов, безотходность производства. [19]

 

  1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1.   ОЧИСТКА ПРИРОДНОГО ГАЗА

 

Анализ мировой практики, накопленный в области очистки природных газов от кислых компонентов, показывает, что основными процессами для обработки больших объемов газа являются абсорбционные, с использованием химических, физических и комбинированных абсорбентов. Окислительные и адсорбционные процессы применяют для очистки небольших объемов газа, либо для тонкой очистки.

К абсорбентам, используемым в промышленности, предъявляются следующие требования: недефицитность, высокая поглотительная способность, низкая упругость паров, химическая и термическая стабильность в условиях эксплуатации, низкая вязкость, низкая теплоёмкость, нетоксичность, регенерируемость, селективность (при селективной абсорбции).

Использование химических растворителей основано на химической реакции между хемосорбентом и кислыми компонентами. Максимальная поглотительная способность водных растворов химических абсорбентов ограничена стехиометрией. Из хемосорбентов наиболее широкое применение нашли алканоламины.

В физических процессах извлечение кислых компонентов из газа проис­ходит за счет физического растворения их в применяемом абсорбенте. При этом, чем выше парциальное давление компонентов, тем выше их раство­римость. Из физических абсорбентов промышленное применение для очистки газов нашли такие, как метанол, N-метил-пирролидон, алкиловые эфиры полиэтиленгликоля, пропиленкарбонат и другие.

Для смешанных физико-химических абсорбентов свойственны промежуточные значения растворимости кислых компонентов газа. Основное количество кислых компонентов извлекается физическим абсорбентом, а тонкая очистка производится химическим абсорбентом. [31]

1.2. ОЧИСТКА ГАЗА ХИМИЧЕСКИМИ АБСОРБЕНТАМИ

1.2.1. Химизм взаимодействия кислых компонентов с

алканоламинами

 

Наиболее известными этаноламинами, используемыми в процессах очистки газа от H2S и СО2 являются: моноэтаноламин (МЭА), диэтаноламин (ДЭА), триэтаноламин (ТЭА), дигликольамин (ДГА), диизопропаноламин (ДИПА), метилдиэтаноламин (МДЭА).

Алканоламины можно рассматривать как производные аммиака, в котором один или несколько атомов водорода замещены на спиртовой радикал или спиртовой и углеводородный: NH3 -> R1— N— R2

                                                                                                                      R3    

Наличие гидроксильной группы (-ОН) придает алканоламинам способ­ность растворяться в воде, а аминогруппы (— N<) - щелочность, необходимую для взаимодействия с H2S и СО2, которые в водной среде являются слабыми кислотами. [31]

Алканоламины, будучи щелочами, легко вступают в реакцию с H2S и СО2, образуя водорастворимые соли.

Основные реакции с H2S и СО2 первичных и вторичных алканоламинов (на примере вторичного):

H2S + R2NH -> R2NH2HS (мгновенное),                                           (1.1)

H2S + 2R2NH -> (R2NH2)2S (мгновенное),                                       (1.2)

CO2+ 2R2NH -> R2NCOOR2NH2 (быстрое),                                     (1.3)

CO2 + H2O -> H2CO3 (медленное),                                                     (1.4)

H2CO3 + 2R2NH -> (R2NH2)2CO3 (быстрое),                                     (1 .5)

H2CO3 + R2NH ->R2NH2HCO3 (быстрое).                                         (1 .6)

Третичный алканоламин:

H2S + R3N -> R2NHHS (мгновенное),                                               (1.7)

H2S+2R3N-> (R3NH)2S (мгновенное),                                               (1.8)

CO2+R3N (прямой реакции нет),                                                     (1.9)

СО2 + Н2О -> Н2СО3 (медленное),                                                   (1.10)

Н2СО3 + 2R3N -> (R3NH)2CO3 (быстрое),                                       (1.11)

Н2СО3 + R3N -> R3NHHCO3 (быстрое).                                         (1.12)

Из приведенных выше уравнений видно, что первичные, вторичные и третичные алканоламины реагируют с H2S одинаковым образом с образованием гидросульфида или сульфида амина, причем реакция классифицируется как мгновенная. СО2 может реагировать с первичными и вторичными алканоламинами с образованием карбамата (соли замещенной карбаминовой кислоты - R2NHCOOH), а также карбоната - (R2NH2)2CO3 и бикарбоната - R2NH2HCO3. Две последние реакции классифицируются как быстрые, но образованию карбоната и бикарбоната предшествует медленная реакция растворения СО2 в воде с образованием угольной кислоты. Считается, что до степени насыщения алканоламина СО2<=0,5 моля/моль амина преимущественно протекает быстрая реакция образования карбамата. [17]

Карбаматы аминов — нестойкие соединения; в щелочной среде они медленно разлагаются с образованием бикарбоната (на примере вторичного амина):

R2NCOOR2NH2+ Н2О -> R2NH + R2NH2HCO3                                 (1.13)

У третичного алканоламина отсутствует атом Н+ в аминовой группе,

поэтому прямая реакция СО2 с образованием карбамата не протекает, а

взаимодействие происходит через медленную стадию образования угольной

кислоты, которая затем диссоциирует на ионы:

Н2СО3 ->Н+ + НСО3 - ; R3N + Н+ + НСО3 -> [R3NH]+HCO3-           (1.14)

Конечными продуктами являются бикарбонаты и карбонат. Таким обра­зом, разница в скоростях реакций третичных алканоламинов с H2S (мгновенная реакция) и с СО2 (медленная реакция) гораздо значительнее, чем у первичных и     вторичных. Это позволяет использовать на практике третичные амины для селективного извлечения H2S из смесей его с СО2.

Реакционная способность алканоламинов изменяется в ряду: первич­ный вторичные > третичные.

Диоксид углерода образует с аминами различные побочные продукты. Часть из них на стадии регенерации абсорбента разрушается, при этом выделя­ется амин, другая часть не регенерируется, что является одной из причин потерь аминов в связанном состоянии. Наибольшее количество нерегенерируе­мых соединений характерно для первичных алканоламинов. [31]

Меркаптаны (тиолы), будучи слабыми кислотами, обратимо реагируют с аминами с образованием водорастворимых меркаптидов:

R2NH + RSH-> R2NH2+RS-                                                         (1.15)

Реакции предшествует растворение меркаптанов в абсорбенте и диссоциация на ионы:

RSH-> RS- +                                                                                                                         (1.16)

Кислотность меркаптанов значительно ниже, чем H2S и СО2, вследствие

чего   последние   вытесняют   меркаптаны   из   их   соединений   с   аминами. Меркаптиды - нестойкие соединения, легко разрушающиеся при нагревании.

         Сероокись углерода в водных растворах аминов гидролизуется:

         COS + Н2О -> СО2 + H2S                                                            (1.17)

Образовавшиеся H2S и СО2 реагируют с аминами. Однако ввиду того, что в исходном газе концентрация COS по сравнению с H2S и СО2 невелика, прямая реакция никогда не доходит до конца. Лимитирующей стадией этого процесса является растворение COS в абсорбенте. Сероокись углерода может непосредственно вступать в реакции с первичными и вторичными аминами с образованием тиокарбаматов. COS способна вступать в другие реакции с ами­нами, при этом с первичными аминами образуются нерегенерируемые продукты; вторичные и третичные амины реагируют обратимо. Все реакции аминов протекают с выделением тепла, поэтому понижение температуры и повышение давления сдвигают эти реакции в сторону образова­ния конечных продуктов. Снижение давления и повышение температуры, наоборот, ускоряют обратные процессы, равновесие в системе сдвигается в сторону образования исходных продуктов, на чем и основан принцип регенерации насыщенного кислыми газами аминового раствора. Десорбция (регенерация) абсорбента протекает обычно при температуре кипения водного раствора амина. [17]

Таблица 1.1

Основные характеристики различных аминов

Показатели

Название амина

МЭА

ДГА

ДЭА

ДИПА

ТЭА

МДЭА

Температура   кипения °С, при давлении:

1,01 МПа

6,66 кПа

1,33 кПа

 

 

171

100

69

 

 

221

 

 

268 187 150

 

 

248,7 167

133

 

 

360 244 208

 

 

231

Температура замерзания, °С

10,5

-9,5

   28

   42

21,2

   -2,1

Давление     насыщенных   паров при 20°С, Па

   48

1,3

1,3

>1,3

>1,3

   1,3

Теплота     парообразования   при 0,102 МПа, КДж/кг

1488

918

1207

773

964

   —

Теплота реакции:

с H2S КДж/кг

с СО2 КДж/кг

1510 1920

1570 1980

1190 1520

       1220 1630

930 1470

1050 1340

Удельная теплоемкость раствора при 80°С, КДж/(кг*К)

   4

(15%)

3,4 (60%)

3,9 (30%)

   3,7 (40%)

   —

     —

Предпочтительное     содержание аминов в растворе, % (масс)

10-20

50-65

20-40

20-40

   —

     —

Поглотительная емкость амина,

мЗЗ

7,5-30

15-52

22-75

15-60

   —

                

Коэффициент   теплопередачи в рекуперативном теплообменнике, Вт/(м2*К)

     793

460

595

567

   —

     —

Растворимость в воде

при 200С, %

полн.

полн.

96,4

87

полн.

полн.

 

Из алканоламинов наибольшее практическое применение получили: МЭА, ДЭА, МДЭА. Использование ДЭА особенно целесообразно в тех слу­чаях, когда в исходном газе наряду с H2S и СО2 содержатся COS и CS2, которые вступают в необратимую реакцию с МЭА, вызывая его значительные потери. Для селективного извлечения H2S в присутствии СО2 используют МДЭА. [19]

МДЭА выпускается по ТУ 301-02-66-90, ДЭА выпускается АО "СИНТЕЗ" или приобретается по импорту.

Структурные   формулы   используемых   в   промышленной   практике Оренбургского ГПЗ аминов выглядят следующим образом:

HO-CH2-CH2-N-CH2-CH2-OH;   HO-CH2-CH2-N-CH2-CH2-OH

                       Н                                                 СН3

ДЭА                                                               МДЭА

 

 

1.2.2. Схемы процесса очистки газа водными растворами аминов

 

На рис.1 показана основная однопоточная схема абсорбционной очистки газа растворами алканоламинов. Поступающий на очистку газ проходит восходя­щим потоком через абсорбер навстречу потоку раствора. Насыщенный кис­лыми газами раствор, выходящий с низа абсорбера, подогревается в теплообменнике регенерированным раствором из десорбера и подается на верх его. После частичного охлаждения в теплообменнике регенерированный раствор дополнительно охлаждается водой или воздухом и подается на верх абсорбера.

Тепло, необходимое для регенерации насыщенного раствора, сообщается раствору в рибойлерах, обогреваемых глухим паром низкого давления. Кислый газ из десорбера охлаждается для конденсации большей части содержащихся в нем водных паров. Этот конденсат-флегма непрерывно возвращается обратно в систему, чтобы предотвратить увеличение концентра­ции раствора амина. Обычно эту флегму подают на верх десорбера несколько выше входа насыщенного раствора для конденсации паров амина из потока кислого газа.

В схеме предусмотрен экспанзер (выветриватель), где за счет снижения давления насыщенного раствора выделяются физически растворенные в абсорбенте углеводороды и частично сероводород, и диоксид углерода.

Экспанзерный газ после очистки используется в качестве топливного газа или компримируется и подается в поток исходного газа.

Широкое распространение в промышленности получила схема с раздельными потоками подачи в абсорбер регенерированного раствора одинаковой степени регенерации (рис.2). 70—80% раствора подается в середину абсорбера, а остальное количество на верх. Это позволяет снизить затраты энергии на перекачку раствора, а также повысить степень извлечения COS (в случае его наличия в газе), за счет подачи среднего потока раствора с более высокой температурой и осуществления реакции гидролиза COS. Для уменьшения металлоемкости абсорбера иногда верхнюю часть аппарата выпол­няют меньшего диаметра (рис. 3).

В схеме аминовой очистки газа с высоким содержанием кислых компонентов (рис.4) подача раствора в абсорбер осуществляется двумя пото­ками, но разной степени регенерации. Частично регенерированный раствор из десорбера подается в среднюю секцию абсорбера. Глубокой регенерации подвергается только часть раствора, которая подается на верх абсорбера для обеспечения тонкой очистки газа. Такая схема позволяет по сравнению с обычной схемой до 10-15% снизить расход пара на регенерации раствора.

При очистки газа с высоким содержанием кислых компонентов целесообразно осуществить двойное расширение (выветривание) насыщенного амина при разном давлении. На первой ступени при давлении 1,5-2 МПа из раствора выделяется основное количество растворенных углеводородов, что обеспечивает в дальнейшем низкое (<2%) содержание их в кислом газе - это гарантирует высокое качество получаемой серы. Этот поток экспанзерного газа либо используется после очистки от сероводорода в качестве топливного газа, либо компримируется и смешивается с основным потоком очищаемого (сырого) газа.

На второй ступени при давлении, близком к атмосферному, без тепловой регенерации выделяется из раствора поток кислого газа, который, после вы­деления из него воды и охлаждения, может быть непосредственно направлен на установку получения серы. За счет этого сокращается до 10% расход пара на регенерацию насыщенных растворов амина.

В схеме дополнительно устанавливается насос для подачи насыщенного раствора из второго выветривателя в десорбер, который работает в не­благоприятных условиях (высокая степень насыщения амина кислыми газами и относительно высокая температура раствора) - это недостаток схемы.

При очистке газа, содержащего COS наряду с H2S и СО2, в абсорбере может быть предусмотрена зона поглощения и гидролиза COS, состоящая из пяти-восьми тарелок, куда подается регенерированный раствор амина с повышенной температурой 70-800С.

В отличие от стандартной в указанной схеме охлаждение и конденсация парогазовой смеси, выделяющейся в десорбере, проводятся в верхней части колонны путем непосредственного контакта с флегмой, циркулирующей в замкнутом цикле. Такая схема позволяет снизить коррозию технологического оборудования и сократить количество аппаратов (конденсатор-холодильник, сепаратор и др.).

В отличие от стандартной в указанной схеме охлаждение и конденсация парогазовой смеси, выделяющейся в десорбере, проводятся в верхней части колонны путем непосредственного контакта с флегмой, циркулирующей в замкнутом цикле. Такая схема позволяет снизить коррозию технологического оборудования и сократить количество аппаратов (конденсатор-холодильник, сепаратор и др.).

 

 


Рис. 1. Схема однопоточной очистки газа растворами этаноламинов:

 
   


I - газ на очистку; II - очищенный газ; III - экспанзерный газ; IV - кислый газ; V - водяной пар; 1 - абсорбер; 2,9 - насосы, 3,7 - холодильники; 4 - экспанзер, 5 - теплообменник, 6 - десорбер; 8 - сепаратор; 10 - кипятильник; 11 - емкость регенерированного амина.

Рис.2. Схема аминовой очистки газа с раздельными потоками подачи регене­рированного амина с обычным абсорбером: I - газ на очистку; II - очищенный газ; III - насыщенный раствор; IV - регенерированный раствор; 1 - абсорбер; 2 – холодильники.

Рис.3. Схема аминовой очистки газа с раздельными потоками подачи регенери­рованного амина с абсорбером переменного сечения: I - газ на очистку; II - очищенный газ; III - насыщенный раствор; IV - регенерированный раствор; 1 - абсорбер; 2 — холодильники

 

 

Рис.4. Схема аминовой очистки газа с разветвленными потоками раствора разной степени регенерации: I - газ на очистку; II - очищенный газ; III - кислый газ; IV - тонко регенерированный амин; V - грубо регенерированный амин; VI - насыщенный амин; VII, VIII - экспанзерные газы; IX - водяной пар; 1 - абсорбер, 2,5, 13 - холодильники; 3, 4 - экспанзеры; 6, 8, 9, 15 - насосы; 7,11 - теплообменники; 10 - емкость реге­нерированного амина; 12 - десорбер; 14 - рефлюксная емкость; 16 – кипятильник

 

В производственных схемах аминовой очистки газа предусматривается также система фильтрации раствора и ввода антивспенивателя в систему.

По такой схеме работает большая часть установок очистки газа от кислых компонентов в Канаде, Франции, США. Аналогичная схема применена для очистки газа водным раствором ДЭА на Астраханском ГПЗ. [31]

 

1.2.3. Растворимость меркаптанов в водных растворах

этаноламинов

 

Растворимость метил-, этил- и изопропилмеркаптана в растворах аминов при содержании их в исходном газе в пределах от 0,5 до 15 г/м3 (в пересчете на меркаптановую серу) подчиняется закону Генри; причем указанные меркаптаны расположены в следующем порядке: CH3SH > C2H5SH >изо-С3Н7SН, а алканоламины - МЭА > ДЭА > ТЭА. Такой порядок обусловлен кислотно-основным механизмом взаимодействия меркаптанов с органическими щелочами - аминами.

Растворимость меркаптанов растет с увеличением концентрации амина в растворе.

На растворимость меркаптанов в алканоламинах значительное влияние оказывает наличие СO2 в растворе. Равновесная растворимость C2H5SH в аминах при наличии СO2 в растворе в количестве 2г/л (глубокая регенерация)

снижается в 2,5-4 раза. С увеличением содержания CO2 в растворе раствори­мость C2H5SH приближается к растворимости его в воде. При этом характер изменения растворимости соответствует изменению рН раствора.

Таким образом, на промышленных установках аминовой очистки газа от H2S и СO2 не представляется возможным одновременно полностью очистить газ от меркаптанов. Анализ работы установок сероочистки газа на Оренбургском ГПЗ показывает, что при очистке газа 25% ДЭА степень из­влечения меркаптанов при удельном орошении 1-1,5 л абсорбента на 1 м3 газа не превышает 10% при содержании их в исходном газе примерно 500 мг/м3.

 

1.2.4. Вспенивание растворов алканоламинов.

 

Вспенивание растворов аминов одна из серьёзных проблем при эксплуатации установок очистки газа. Вспенивание приводит к нарушению режима работы установок, ухудшению качества очищенного газа и, как следствие этого, к необходимости снижения производительности установок по газу. При вспенивании возрастают потери аминов в результате уноса с газом.

Вспенивание возникает, как правило, в абсорберах. Но бывают случаи, когда начавшееся вспенивание раствора переносится в десорбер. Вспенивание чаще возникает в аппаратах с высокими нагрузками по газу и раствору. Признаками вспенивания являются увеличение объёма пены на контактных тарелках, резкое увеличение перепада давления в аппарате, появление значительного уровня жидкости в сепараторах очищенного (абсорбер) и ки­слого (десорбер) газов.

Основная причина вспенивания - это примеси, поступающие вместе с сырым газом и попадающие в абсорбент (жидкие углеводороды, пластовая вода, механические примеси, ингибиторы коррозии, различные ПАВ, смолистые вещества и др.). Пенообразователями являются также смазочные масла, продукты коррозии и деградации амина. Указанные продукты накап-

ливаются в растворе до определенной концентрации, при которой начинается его вспенивание.

Для предотвращения вспенивания необходима реализация следующих основных мероприятий:

  1. Сведение к минимуму содержания в поступающем на очистку газе примесей, вызывающих или способствующих вспениванию.
  2. Подача регенерированного   амина на 2-5°С выше температуры уходящего из абсорбера газа для предупреждения конденсации углеводородов.
  3. Периодическая промывка и очистка аппаратов от шлама.
  4. Наиболее эффективное средство — вывод примесей из системы путем непрерывной фильтрации раствора амина. Па фильтрацию направ­ляют часть циркулирующего раствора. Как правило, фильтрации подвергается регенерированный раствор амина.

Вначале раствор прокачивается через фильтры для вывода из раствора механических частиц. Отфильтрованный от механических примесей раствор подаётся в абсорбер с активированным углем для улавливания углеводородов, продуктов деградации амина и других примесей. После угольного фильтра устанавливается фильтр для улавливания частиц угля, уносимых раствором из абсорбера. Рекомендуется на угольный фильтр подавать 5-20% раствора, а на механический — максимальное количество, вплоть до 100%.

При фильтрации через уголь рекомендуется поддерживать скорость рас­твора около 10 л/(мин*м2), хотя в ряде случаев скорость может достигать

20-60 л/(мин*м2). Высота фильтрующего слоя в одном абсорбере составляет 3 -4 м. По практическим данным для нормального ведения технологического процесса содержание примесей в растворе не должно превышать 2 г/л.

Эффективное средство против вспенивания - применение антивспенива-телей (пеногасителей). В качестве антипенных добавок используются различные силиконовые композиции, высококипящие спирты и другие вещества при массовой доле их в растворе 0,001- 0,01%.

Пеногасители используют в виде растворов в амине или других растворителях и подают в систему либо постоянно небольшими порциями, либо осуществляют кратковременную подачу их в момент вспенивания раствора. Второй путь является более предпочтительным, так как чрезмерное количество антивспенивателя может привести к обратному явлению - к стабилизации пены. [31]

 

 

1.2.5. Проблемы эксплуатации установок аминовой очистки газа

 

Потери абсорбентов - важный показатель работы установок очистки газов, поскольку стоимость абсорбентов высока и затраты на абсорбент составляют существенную часть эксплуатационных затрат. Потери зависят от конструкции оборудования, состава газа, применяемого амина, температуры и давления очистки, условий регенерации амина. Они составляют для различных установок 50-200 г на 1000 м3 газа. Унос амина с газом зависит от упругости паров амина при температуре абсорбции и от эффективности сепарационного оборудования (механический унос в виде капель). Химические потери зависят от скорости образования побочных продуктов за счет взаимодействия амина с ССЬ и COS, кислородом воздуха, а так же термического разложения. [17]

Коррозия оборудования зависит от факторов:

— концентрации кислых газов и их соотношения;

—   степени насыщения амина;

  • концентрации аминов;
  • температуры;

— качества поглотительного раствора и т.д.

Основными агрессивными веществами являются кислые газы. Коррозия увеличивается с повышением температуры и концентрации ССЬ и H2S в газе и в амине. H2S действует на сталь как кислота, что приводит к образованию нерастворимого в растворе сернистого железа. СО2 в присутствии воды всту­пает в реакцию с железом с образованием бикарбоната железа, который при нагревании раствора переходит в нерастворимый карбонат железа, последний осаждается на стенках аппаратов и трубопроводов.

Коррозия растет так же при увеличении концентрации амина, так как единица объема концентрированного раствора абсорбирует больше газов. Способствует коррозии побочные продукты взаимодействия амина с компонентами очищаемого газа, продукты термического разложения амина и окисление кислородом воздуха; накопление в растворе твердых частиц, которые разрушают защитные пленки, вызывают эрозию металла. Такими твердыми частицами являются сульфид железа, окись железа, пыль, песок, прокатная окалина.

Интенсивность коррозии возрастает в ряду: первичные алканоламины > вторичные > третичные, так как более реакционноспособны первичные, вторичные требуют более высоких температур для десорбции кислых газов; остаточное содержание кислых газов в регенерированных растворах таких аминов так же выше.

На промышленных установках очистки газа водными растворами алканоламинов коррозия затрагивает практически всю аппаратуру, где находятся амин и кислые газы. Наиболее интенсивная коррозия наблюдается в зонах с максимальным содержанием кислых газов и температурой в тепло­обменниках, кипятильниках, конденсаторах, десорберах (в местах раздела фаз газ - жидкость). Применение ингибиторов коррозии позволяет поднять кон­центрацию (степень) насыщения амина, уменьшить коррозию и деградацию амина. [31]

 

1.3. ОЧИСТКА ГАЗА ФИЗИЧЕСКИМИ АБСОРБЕНТАМИ

1.3.1. Механизм действия физических абсорбентов

 

Сущность процессов физической абсорбции и десорбции заключается в достижении равновесия между взаимодействующими потоками газа и жидкости за счет диффузии (переноса) вещества из одной фазы в другую.

Движущая сила диффузии определяется разностью парциальных давле­ний извлекаемого компонента в газовой и жидкой фазах. Если парциальное давление компонента в газовой фазе выше, чем в жидкой, то происходит про­цесс абсорбции. Если парциальное давление в газе ниже, чем в жидкости, то происходит процесс десорбции.

Механизм действия физических поглотителей основан на избирательной растворимости кислых компонентов в различных жидких поглотителях. При физической абсорбции растворение газа не сопровождается химической реакцией. В данном случае над раствором существует более или менее значительное равновесное давление компонента и поглощение последнего происходит лишь до тех пор, пока его парциальное давление в газовой фазе выше равновесного давления над раствором.

Процессы физической абсорбции позволяют производить очистку газа одновременно от всех кислых компонентов (H2S, CS2, COS, СО2 и меркапта­нов), но по сравнению с процессами химической абсорбции отличаются повышенной склонностью абсорбировать наряду с кислыми компонентами углеводороды, что снижает селективность процесса.

Эти процессы характеризуются высокой степенью насыщения абсорбента кислыми компонентами и, следовательно, низкими скоростями его циркуляции и низкими энергозатратами. Низкие затраты обусловлены возможностью осуществлять регенерацию насыщенного абсорбента путем понижения давления, а тепловую регенерацию не использовать или использо­вать только на конечном этапе.

Очистку газа методом физической абсорбции целесообразно осуществ­лять только при средних и высоких парциальных давлениях кислых компонен­тов газа. При низких парциальных давлениях степень извлечения кислых компонентов невелика. [19]

В качестве физических абсорбентов для очистки газов применяют соединения различных классов: алифатические спирты, эфиры гликолей, гетероциклические соединения и др. В промышленности наибольшее распространение получили моно- и диалкиловые эфиры полиэтиленгликолей (ПЭГ), имеющие фирменное название «Селексол» и «Сепасолв». [31]

 

1.3.2. Процесс «Флюор»

 

В качестве абсорбента применяют пропиленкарбонат (C4H6O3) - бес­цветная жидкость, основные свойства которой приведены ниже:

— температура кипения - 242 С;

— температура плавления - 49°С;

— давление насыщенных паров при 27°С - 0,666 Па (0,005 мм.рт.ст.)

Растворимость СO2 в пропиленкарбонате примерно в три раза выше растворимости СO2 в воде, что и определяет преимущество этого процесса.

Основное преимущество Флюор — процесса заключается в том, что десорбция CO2 происходит только за счет снижения давления, поэтому энергия расходуется в основном только на перекачивание абсорбента.

Важным преимуществом процесса является низкий расход тепла.

Разработан вариант очистки газа пропиленкарбонатом при 0°С. Это позволяет уменьшить циркуляцию растворителя и расход электроэнергии.

 

1.3.3. Процесс «Селексол».

 

Из физических процессов абсорбции наиболее широкое применение нашел процесс «Селексол», разработанный фирмой «Эллайд Кемикал» (США), где в качестве абсорбента используют вещество под общим названием диметиловый эфир полиэтиленгликоля (фирменное название - селексол),

фактически являющийся смесью диметиловых эфиров полиэтиленгликолей (три-, тетра-, пента-, гекса и гептаэтиленгликолей). Абсорбент может применяться как в чистом виде, так и с добавлением до 5% воды.

«Селексол» может быть использован без снижения поглотительной способности в течение 10 лет. Он подвергается полному биологическому разложению. «Селексол» не обладает коррозионной активностью, не токсичен, имеет низкую вязкость и теплоту абсорбции, не вызывает побочных реакций. При его использовании снижается точка росы газа по воде, поэтому возможна осушка и очистка газа до требований ОСТ 51.40-83 в одну ступень. «Селексол» имеет низкое давление насыщенных паров и менее склонен к пенообразованию, что обеспечивает его низкие потери с очищенным газом и при регенерации.

Поглощение кислых компонентов «Селексолом» сопровождается выделением незначительного количества теплоты, поэтому при очистке газа не требуется промежуточное охлаждение поглотителя. [3]

Относительная растворимость компонентов природного газа в абсор­бенте «Селексол» увеличивается в следующем ряду:

CH4<C2H6<CO2<C3H8<C4H10<COS<C5H12<H2S<CH3SH<CS2<H2O

               Растворимость сероводорода в «Селексоле» при давлении в абсорбере 7 МПа и температуре 20°С примерно в девять раз выше растворимости диок­сида углерода. COS удаляется из природного газа примерно на 50%. При понижении температуры разность в растворимостях извлекаемых компонентов газа и углеводородов еще более увеличивается, но понижение температуры сопровождается повышением вязкости абсорбента, и при температуре ниже минус 15°С он запустевает, образуя высоковязкую массу.

Основным недостатком абсорбента «Селексол» является относительно высокая растворимость углеводородных компонентов газа.

На рис.5 представлена принципиальная технологическая схема процесса «Селексол», предназначенная для селективного извлечения H2S в присутствии СО2. Для повышения селективности процесса абсорбент предварительно насыщают СО2. [19]

 

 

Рис.5. Принципиальная технологическая схема селективной очистки газа от сероводорода методом "Селексол": I - исходный газ; II - газ на извлечение СО2; III - Клаус-газ; IV - вода на подпитку; 1 - абсорбер H2S; 2 - десорбер H2S; 3,4 - емкости орошения; 5 - насосы; 6 - компрессоры; 7 - теплообменник; 8 - воздушные холодильники; 9 -кипятильник; 10,11 - емкости; 12 - дроссельные вентили; 13 -газосепаратор высокого давления; 14 - газосепаратор низкого давления.

 

1.4. ОЧИСТКА ГАЗА ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИМИ АБСОРБЕНТАМИ

 

Высокая и нежелательная растворимость углеводородных компонентов газа в физических абсорбентах, невозможность достичь глубокой степени очи­стки обусловили разработку и применение гибридных абсорбентов, пред­ставляющих собой смесь физического и химического абсорбентов. Они по своим технологическим показателям занимают промежуточное положение между химическими и физическими, сохраняя их преимущества. [31]

Комбинированные абсорбенты лишены недостатков физических абсор­бентов, позволяющих очищать только газы с высоким парциальным давлением кислых компонентов, и недостатков наиболее распространенных химических абсорбентов - аминов (извлекаются H2S и СО2 и почти не извлекаются сераорганические соединения). Комбинированные абсорбенты обеспечивают глубокое извлечение H2S, СО2, COS, CS2, RSH, RSR. Основное количество кислых компонентов извлекается физическим абсорбентом, а тонкая очистка -химическим абсорбентом.

Из физико-химических абсорбентов широкое распространение получил абсорбент «Сульфинол» - смесь ДИПА, сульфолана и воды (5-15%). Позднее фирмой «Юнион Карбайд» (США) была разработана и внедрена в промышленность серия абсорбентов «Укарсол» (смесь МДЭА, алкиловых эфиров ПЭГ и воды). Абсорбент позволяет селективно очищать газ от H2S в присутствии СО2 и извлекать меркаптаны и COS.

В 1995 г. АО «Синтез» (г.Дзержинск) освоено промышленное производство диметиловых эфиров полиэтиленгликолей, что позволило разработать и наладить выпуск отечественного аналога абсорбента «Укарсол», названного «Экосорб» и представляющего собой смесь аминов ДЭА и МДЭА с диметиловыми эфирами полиэтиленгликолей. [19]

 

 

 

 

1.4.1. Процесс «Сульфинол»

 

В процессе «Сульфинол» в качестве абсорбента используется раствор алканоламина в двуокиси тетрагидротиофена. Последний получил фирменное название «Сульфолан» и имеет структурную формулу:

                                  О         O

                                         S

                                 CH2       CH2

                                                   CH2     CH2

В качестве алканоламина применяют ДИПА, иногда ДЭА. Обычно абсорбент имеет следующий состав: амин - 30%, сульфолан - 64%, вода - 6%. Сульфолан обладает следующими свойствами: молекулярная масса - 108,16 г/моль, температура кипения - 288°С, температура застывания - 8-10°С, плотность при 18°С - 1,272 г/см3, вязкость при 25°С - 0,99*10-2 Па*с. Наличие воды в абсорбенте снижает его температуру застывания от 8-10°С до -2°С.

Абсорбент «Сульфинол» обладает значительно большей поглотительной способностью, чем МЭА. Важным преимуществом является возможность одно­временной тонкой очистки газа от H2S, СO2, COS, CS, RSH. Степень из­влечения меркаптанов составляет 95%, а наиболее высокая степень извлечения кислых компонентов достигается при суммарном их парциальном давлении 0,7-0,8 МПа, когда степень насыщения «Сульфинола» приближается к 85%. Абсорбцию ведут при давлении 7 МПа и температуре 43°С. Замена МЭА-очистки газа способом «Сульфинол» приводит к увеличению производительно­сти установки по сырью в 1,5 раза. Регенерацию ведут при 65°С, поэтому расход пара в 2-2,5 раза меньше, чем по МЭА-способу.

Таким образом, абсорбент «Сульфинол» имеет ряд достоинств, обеспечивающих его широкое применение в промышленности:

— возможность комплексной очистки газа от сераорганических соединений;

— высокая абсорбционная емкость для кислых газов от 50 до 127 м33 (для

     раствора МЭА она составляет 23-30 м33);

— низкая коррозионная активность;

— химическая и термическая стабильность;

— устойчивость   против   пенообразования,   при   наличии   в   газе   тяжелых

       углеводородов;

— низкий расход энергии на регенерацию (на 30-80% меньше, чем в процессах аминовой очистки).

Недостатком способа «Сульфинол» является преждевременное разгазирование абсорбента. Кроме того, в процессе эксплуатации обнаружилась высокая растворимость в Сульфолане смазки, поэтому в резьбовых соедине­ниях следует использовать тефлон.

Принципиальная технологическая схема процесса «Сульфинол» приведена на рис.6.

 

1.4.2. Процесс «Укарсол»

 

Абсорбент состоит из третичного амина (40-45% МДЭА), алкиловых эфиров полиэтиленгликолей (50-55%) и воды (до 5%). Абсорбент «Укарсол» позволяет осуществлять очистку газа от всех кислых компонентов.

Абсорбент «Укарсол» может быть использован и в тех случаях , когда требуется селективное извлечение H2S в присутствии СO2 и допустима грубая очистка газа от меркаптанов. Как показывает опыт эксплуатации установок «Укарсол», при тонкой очистке газа от сероводорода (до остаточного содержания 6 мг/м3) возможно достижение максимальной степени извлечения RSH - 80% при степени извлечения CO2, равной 50%.

Технологическая схема процесса «Укарсол» аналогична схеме установки аминовой очистки, приведенной ранее. Данный процесс может быть реализован на заводе путем оптимизации режима установки аминовой очистки.

Процесс «Укарсол» в 1994 году прошел длительные испытания на уста­новке аминовой очистки третьей очереди Оренбургского ГПЗ для очистки газов регенерации цеолитов без их предварительного компремирования. Промыш-ленные испытания данной технологии показали возможность получения товарного газа, отвечающего существующим требованиям по содержанию H^S и RSH в газе.

В дальнейшем с целью разгрузки установок низкотемпературной масляной абсорбции (для очистки от меркаптанов и выделения ПБФ) и блока щелочной очистки ПБФ от RSH предполагалось использовать физико-химический абсорбент «Укарсол» вместо аминового абсорбента. Испытания показали, что при тонкой очистке от сероводорода (до 20 мг/м3) одновременно извлекается 40-50% меркаптанов, что значительно облегчает работу установок низкотемпературной масляной абсорбции и щелочной очистки.

 

Рис.6. Принципиальная схема установки очистки газа «Сульфинол":

1,2 - абсорберы; 3 - десорбер; 4,5 - сепараторы; 6 - дегазатор; 7 - емкость орошения; 8 - испаритель; 9 - холодильники;10- рекуперативный теплообменник; 11 - насосы.

I - сырьевой газ; II - капельная жидкость; III - очищенный газ на осушку;

IV - очищенный газ дегазации; V - кислый газ на   установку Клауса;

VI-регенерированный раствор “Cульфинола”; VII - пар низкого давления.

 

 

 

 

1.4.3. Процесс «Экосорб»

 

Абсорбент «Экосорб» является поглотителем физико-химического действия и состоит из алканоламина (ДЭА, МДЭА или смеси ДЭА и МДЭА) и физического компонента - смеси эфиров метилового спирта (ЭМС).

ДЭА является вторичным амином и может непосредственно реагировать с СO2 с образованием карбамата (соль замещенной карбаминовой кислоты). МДЭА является третичным амином и не имеет подвижного атома водорода в аминогруппе, поэтому становится невозможным протекание прямой и быстрой реакции с СO2 по карбаматному типу. Взаимодействие осуществля­ется только через предварительную и медленную стадию образования и диссоциации угольной кислоты. Для уничтожения селективности МДЭА (там, где это необходимо) вводят в раствор МДЭА различные добавки, и в частности ДЭА.

Механизм взаимодействия F^S и ССЬ с вторичными (ДЭА) и третич­ными (МДЭА) аминами подробно описан ранее.

Извлечение меркаптанов абсорбентом «Экосорб» происходит за счет физического растворения. В растворе RSH диссоциируют на ионы:

H2O,RSH ->RS-+H+                                                                        (1.18)

Кроме того, меркаптаны, будучи кислотами, могут обратимо реагировать с аминами с образованием водорастворимых меркаптидов:

(амин) + RSH -> (амин)+ + RS-,                                                       (1.19)

где R - углеводородный радикал.

Меркаптиды - нестойкие соединения, легко разрушающиеся при нагре­вании.

Серооксид углерода извлекается также за счет физического растворения в абсорбенте. В водных растворах COS гидролизуется:

COS + Н2О -> СО2 + H2S.                                                                (1.20)

Образовавшиеся H2S и СО2 поглощаются амином. Серооксид углерода может непосредственно вступать в обратимую реакцию с ДЭА с образованием тиокарбамата (аналогично СО2), а с МДЭА такая реакция невозможна.

Реакции протекают с выделением теплоты. Снижение давления и повышение температуры ускоряют обратные реакции, на чем основан принцип регенерации насыщенного абсорбента. Десорбция (регенерация) осуществля­ется при температуре кипения водного раствора абсорбента.

Абсорбент «Экосорб» прошел промышленные испытания на установке аминовой очистки третьей очереди Оренбургского ГПЗ для очистки газов регенерации цеолитов (первая полунитка) и смеси газов ОГКМ и КГКМ (вторая полунитка). Во время стадии десорбции при регенерации цеолитов содержание RSH и H2S меняется, достигая пикового значения соответственно 12 г/м3 и 6,1г/м3. Среднее содержание меркаптанов в газах регенерации цеоли­тов составляет примерно 2г/м3 и сероводорода 1,5г/м3 (0,1% по объему). Очистку газов регенерации цеолитов осуществляли при температуре 40°С и давлении 3,7 МПа, а природного газа - при температуре 20°С и давлении 5,5 МПа. Блок-схема установки очистки газа от кислых компонентов на ОГПЗ показана на рис.7.

   Проведенные исследования абсорбента «Экосорб» показали, что процесс обеспечивает очистку газа регенерации цеолитов под их собственным

давлением от H2S и СO2 до требуемых норм (Н2S менее 20мг/м3; CO2 менее 0,03% по объему) при одновременной очистке газа от RSH на 40-50%.

 

 

Рис.7. Блок-схема установки «Экосорб»:

1- «Экосорб» насыщенный; 2 - «Экосорб» регенерированный; 3 - газ регенерации цеолитов на очистку; 4 - обессереный газ регенерации после аминового абсорбера; 5 - товарный газ, очищенный газ регенерации; 6 - ПБФ на щелочную очистку; 7 - кислый газ на установку Клауса; 8 - экспанзерный газ.

 

 

 

 

 

1.5. ПАТЕНТНЫЙ ОБЗОР.

 

                В данном патентном обзоре представлены различные направления абсорбционной очистки газов от нежелательных примесей (кислых компонентов): сероводорода, диоксида углерода, серооксида углерода, сероуглерода, меркаптанов, а также способы, позволяющие проводить одновременно очистку и осушку газа.

Описание изобретения к авторскому свидетельству 655410

МПК В01D 53/16

Абсорбент для осушки и очистки углеводородных газов.

Изобретение относится к абсорбентам для осушки и очистки от кислых и сераорганических примесей углеводородных газов, например природного, попутного или технологического. Целью изобретения является повышение поглотительной способности абсорбента.

         Абсорбент для осушки и очистки углеводородных газов от сернистых соединений на основе водных растворов диэтиленгликоля, отличающийся тем, что, с целью повышения его поглотительной способности по меркаптанам, он дополнительно содержит моноэтиленгликоль, триэтиленгликоль, моно- и диэтиловые эфиры диэтиленгликоля и этиловые эфиры три- и тетраэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, вес.%:

Алканоламин                     5 – 25

Моноэтиленгликоль           1 – 5   

Диэтиленгликоль               10 – 50

Триэтиленгликоль             5 – 15

Моно- и диэтиловые

эфиры диэтиленгликоля   3 – 20

Этиловые эфиры три- и

тетраэтилегликоля             20 – 50

Вода                                     Остальное

Предлагаемый абсорбент имеет значительно меньшую вязкость, что позволяет использовать в качестве алканоламина диэтаноламин при обработке газа, содержащего COS и CS2 без его потерь.

 

Описание изобретения к патенту Российской Федерации

Патент № 2143942, МПК 7 В 01 D 53/14, 53/34.

Абсорбент для очистки газов от сероводорода и диоксида углерода.

Изобретение относится к абсорбенту для очитски углеводородных газов от сероводорода и диоксида углерода и может быть использовано в газовой, нефтяной и химической промышленностях. Данное изобретение для очистки газов от сероводорода и диоксида углерода содержит алканоламин или смесь алканоламинов и воду и дополнительно физический растворитель, в качестве которого используют метиловый эфир полиэтиленгликоля формулы

СН3 – О(СН2 – СН2О)Х – Н, где х = 2 ¸5, при следующем содержании ингридиентов, масс. %: алканоламин или смесь алканоламинов 10 ¸65; метиловый эфир полиэтиленгликоля 5 ¸15; вода – остальное.

 

Описание изобретения к авторскому свидетельству №814411

МПК В 01 D 53/14

         Абсорбент для осушки и очистки газа от сернистых соединений на основе диэтиленгликоля и диэтаноламина, отличающийся тем, что, с целью повышения его осушающей и поглотительной способности и снижения коррозионной активности, он дополнительно содержит этиловый эфир триэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, масс.%:

                Диэтиленгликоль                                 30 ¸50

         Диэтаноламин                                       2 ¸25

         Этиловый эфир триэтиленгликоля – остальное.

 

Описание изобретения к авторскому свидетельству № 1074574 А

МПК В 01 D 53/14

         Способ очистки газа от сероводорода и двуокиси серы путём взаимодействия указанных примесей в поглотительном растворе – полиэтиленгликоля при нагревании в присутствии катализатора с образованием элементарной серы, отличающийся тем, что, с целью снижения коррозионности процесса, в поглотительный раствор вводят диэтаноламин в количестве 0,1 – 1,5 масс.%.

 

Описание изобретения к авторскому свидетельству № 927282

МПК В 01 D 53/14

         Изобретение относится к очистке газов от кислых компонентов в частности, от сероводорода и меркаптановых соединений и может быть использовано в газовой и химической промышленности. Целью изобретения является создание абсорбента, обладающего повышенной поглотительной способностью по отношению к сероводороду и меркаптанам. Поставленная целб достигается абсорбентом для очитски газов от кислых компонентов, включающем ДЭА, ДЭГ и воду, который дополнительно содержит ТЭГ и этиловый эфир ТЭГ при следующем соотношении компонентов: ДЭА 20÷25; ДЭГ 30÷35; ТЭГ 10÷15; эфир 20÷25 (степень очистки составляет в об. % 93,6÷94,8.

 

 

 

 

 

1.6. ХАРАКТЕРИСТИКА СЫРЬЯ КГКМ, РЕАГЕНТОВ, ПРОДУКТОВ

 

                          

Сырьем установок 1, 2, 3У-370 переработки природного газа является сырой газ, с установок комплексной подготовки газа Оренбургского и Карачаганакского газоконденсатных месторождений и газ регенерации цеолита с У-190 и ОГЗ следующего состава.   (см. табл.) 1.2.

 

 

 

Состав газа Оренбургского и Карачаганакского месторождений

                                                                                Таблица 1.2.

Наименование компонента

Состав газа ОГКМ

% об.

Состав газа КГКМ

% об.

Метан                      CH4

85,03

81,28

Этан                        C2H6

3,96

5,28

Пропан                    C3H8

1,52

2,08

Изобутан              i C4H10

0,23

0,3

Норм. Бутан        n C4H10

0,4

0,55

Изопентан            i C5H12

0,13

0,16

Норм. Пентан      n C5H12

0,1

0,13

Гексан                    C6H14

0,03

0,09

Азот                        N2

5,81

0,9

Сероводород       H2S

1,92

3,35

Углекислый газ     СО2

0,83

5,88

Меркаптан RSH, мг/м3

200-500

209

 

Изготовляемой продукцией 1, 2, 3У-370 является:

1.Товарный газ с точкой росы по воде не выше –50С зимой и не                               выше –30С летом.                          

  • с точкой росы по углеводородам не выше 00С.
  • содержанием сероводорода в товарном газе не более 20 мг/м3
  • содержание меркаптанов в товарном газе не более 36 мг/м3

Общие потери давления по установке составляют при номинальной производительности не более 3,5 атм при максимальной производительности не более 4,5 атм:

  1. Пропан-бутановая фракция, поступающая на очистку на У-335.
  2. Кислый газ, поступающего в общий коллектор установок получения серы 3, 2, 1 очереди
  3. „Головка” стабильного конденсата, поступающая на установки стабилизации конденсата У-330, У-09,У-30.
  4. Топливный газ, поступающий на установки получения серы 1.2У350 и собственные нужды.

         Особенностью данного дипломного проекта является подбор абсорбента и оптимального режима работы установки 3У – 370 в связи с переходом переработки газа КГКМ.

         Газ КГКМ характеризуется более высоким содержанием кислых компонентов и тяжёлых углеводородов, которые вызывают проблемы при переработке: увеличение тенденции к вспениванию абсорбента, загрязнению оборудования, коррозии и снижения эффективности тепло-массообменных процессов. Данное сырьё имеет, в основном, неблагоприятное соотношение H2S/CO2, что будет осложнять переработку кислого газа и производство серы. По оценкам специалистов, это соотношение будет меняться в сторону уменьшения содержания сероводорода с 46 % до 40 %. Увеличивается содержание этана с 5,3 до 5,7 %.

         В связи с изменением сырьевой базы становится актуальным оптимизация загрузки сырьём с целью наиболее эффективной эксплуатации установок и производством максимального количества товарной продукции.

По проекту технология сероочистки рассчитана на переработку газового сырья с содержанием кислых компонентов около 4% об. При повышении концентрации кислых компонентов в сыром газе происходит снижение проектной производительности установок сероочистки и завода в целом по фактически перерабатываемому сырью. Задачей оптимизационного анализа является в данном случае поиск наиболее рационального варианта переработки сырья с учетом технологических возможностей, эффективности и надежности работы установок сероочистки газа, установок производства серы.

Основной причиной неэффективной работы установок сероочистки является загрязнение теплообменного (т/о амин – амин) и холодильного оборудования (аппараты водяного и воздушного охлаждения). Основными компонентами загрязнений являются тяжелые фракции углеводородного конденсата с повышенным содержанием высокомолекулярных парафинов, а также мехпримеси в виде продуктов коррозии оборудования (сульфиды и оксиды железа).

Классическими методами решения проблемы загрязнения оборудования являются следующие:

- качественная подготовка сырья путем высокоэффективной сепарации или промывки газа;

- высокоэффективная фильтрация раствора амина с повышенной долей отбора раствора на фильтрацию.

Для установок сероочистки ГПЗ представляется целесообразным расширение блоков фильтрации до 20 – 30% от объема циркулирующего раствора, с применением дисковых фильтров с намывным слоем из ацетата целлюлозы.

В 2003 г был проведен опытный пробег установок по отдельной очистке газа КГКМ на установках сероочистки 1,2У370.

Целью пробега являлось определение максимальной фактической производительности отдельной установки 3 очереди по переработке газа КГКМ.

В ходе испытаний выявлены основные проблемы эксплуатации: изменение температурного режима эксплуатации в результате сильного загрязнения холодильного и теплообменного оборудования. Наиболее существенные загрязнения отмечены на теплообменнике амин – амин, аппаратах воздушного и водяного охлаждения, а также в ребойлерах. Как установлено экспериментально, при очистке газа КГКМ в результате загрязнения рекуперативных теплообменников амин/амин происходит постепенное снижение циркуляции амина, повышение температуры абсорбента и уменьшение производительности по сырому газу. Опытным пробегом на 2У – 370 показано, что начальная загрузка установки по сырому газу – 350 тыс. нм3/час (исходя из объема газа КГКМ – 7 млрд. м3) была снижена в течение двух месяцев до 260 тыс. нм3/час, что соответствует переработке 5 млрд. м3 газа КГКМ на всей третьей очереди ГПЗ.

                                

 

 

2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

2.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА УСТАНОВКИ (У-372)

 

 

Установка ЗУ-370 на Ш очереди Оренбургского ГП3 предназначена для очистки сырьевого газа от сероводорода, сераорганических соединений, дву­окиси углерода, осушки и отбензинивания. Установка состоит четырех отделений: У-371, У-372, У-374, У-379.

Назначение блока У-372 - очистка исходного газа от H2S, CO2 и частично от COS и RSH. Блок состоит:

- из двух идентичных и параллельно работающих полулиний очистки газа, каждая полунитка включает в себя один абсорбер - колонный аппарат с    Днар=3,8 м, оснащенный 25 ситчатыми тарелками провального типа;

- из двух идентичных и параллельно работающих полулиний регенерации раствора абсорбента, каждая полунитка включает в себя один десорбер — колонный   аппарат   переменного   сечения   с   Днар-2,7/3,7м   (верх/низ), оснащенный 33 клапанными тарелками.

В состав каждой полунитки входит также соответствующее теплообменное, холодильное, насосное и другое оборудование.

Общим для двух полуниток является: экспанзер (выветриватель) насыщенного поглотителя, емкость регенерированного поглотителя, система охлаждения парогазовой смеси в десорбере, система фильтрации поглотителя, система подачи антивспенивателя в поглотительный раствор.

Принципиальная схема одной установки (блок) сероочистки газа Ш очереди ОГПЗ приведена на рис.

Газы регенерации цеолитов под собственным давлением Р=39 кг/см (изб.) очищаются от H2S, СО2 и частично от RSH, абсорбентом "Навамин" на второй полунитке. На другой полунитке производится очистка "Новамин" сырьевого смешанного газа ОПСМ+КГКМ при давлении до 55 кг/см2 (изб.). Обессеренные газовые потоки поступают с У-372 раздельно на У-374 в колонны низкотемпературной масляной доочистки от RSH. Очищенный газ

регенерации   цеолитов   подается   в   трубопровод   на   Заинскую   ГРЭС,   а очищенный сырьевой газ ОГКМ+КГКМ в газопровод товарного газа.

Питание абсорберов 372СО1, СО2 регенерированным раствором - двух-поточное: 40% от общего количества раствора с температурой 70°С подается в середину абсорбера (на-15 тарелку), а остальное количество раствора (60% от общего количества) с температурой 40°С подается на верх абсорбера ( на 25 тарелку). Насыщенный поглотитель собирается в кубе колонны СО1 и СО2 и поступает в свою турбину рекупирации 372TRO2A, TRO2B. Выделенная при этом в результате снижения давления раствора энергия используется для привода циркуляционных насосов 372РО2А, РО2В, (дополнительная энергия обеспечивается электродвигателем). Из TRO2A и TRO2B насыщенные потоки "Новамин" смешиваются, и единым потоком поступают в емкость расширения (экспанзер) 372ВО1, общую для двух полуниток. Газ расширения абсорбента -экспанзерный газ очищается регенерированным "Новамин" в колонне СО5, установленной непосредственно на емкости расширения и оснащенной 10 тарелками. Очищенный экспанзерный газ выводится в топливную сеть завода.

Частично дегазированный абсорбент выводится с низа 372ВО1, разделяется на два потока и после предварительного нагрева в теплообменниках 372Е02,ЕОЗ за счет тепла регенерированного абсорбента подается на 20 тарелку десорберов 372СОЗ,С04.

Регенерация абсорбента происходит за счет тепло - и массообмена с восходящим паровым потоком, образующимся в выносных кипятильниках (рибойлерах) Е04А/В и Е05А/В (по два на каждый десорбер), обогреваемых глухим паром низкого давления. Паровая фаза из кипятильника подается под 2 тарелку десорбера, а регенерированный абсорбент сливается через перегородку в кубовую часть колонны.

Десорбера 372СОЗ, С04 состоят из отпарной (нижняя) и конденсацион­ной - охладительной (верхняя) частей. Парогазовый поток отпарной части проходит две промывочные тарелки, полуглухую тарелку и поступает в верхнюю часть десорбера, оснащенную десятью тарелками. Назначение

верхней части — охлаждение кислого газа и конденсация основного количества водяных паров. Охлаждение производится холодной циркулирующей в замкнутом контуре водой при непосредственном контакте на тарелках.

Из верхней части десорберов охлажденный кислый газ объединенным потоком направляется на установку получения серы. Нагретая вода, стекая по тарелкам, собирается на глухой тарелке и самотеком сливается в общую для обеих полулиний емкость 372ВО2, откуда откачивается насосами 372РОЗА/В. Часть воды в виде флегмы подается на орошение десорберов на 22 тарелку. Другая часть воды охлаждается в аэрохолодильниках 372А01 и подается на верх конденсационной части десорберов на 33 тарелку.

Регенерированный абсорбент из кубовой части десорберов после охлаждения в теплообменниках 372Е02А/В/С и 372ЕОЗА/В/С насыщенным абсорбентом поступает в общую емкость хранения 372Т01. Из емкости хранения регенерированный абсорбент подпорными насосами 372Р01 А/В/С подается на всас насосов высокого давления 372РО2А, РО2В, предварительно охлаждаясь в аэрохолодильнике 372А02. Часть абсорбента подается на 15 тарелку абсорберов, а другая часть охлаждается в аэрохолодильниках 372АОЗ, А13, затем в теплообменниках 372Е01, Е11 и подается на 25 тарелку.

Для предотвращения вспенивания раствора производится подача в систему антивспенивателя, который готовится в сборнике 372В05 и подается дозировочным насосом 372Р04 на всас насосов 372Р01А/В/С. При бурном вспенивании предусмотрена дополнительная подача антивспенивателя центробежным насосом 372Р05 на всас насоса 372Р02А/В.

Для очистки раствора от механических примесей и других инициаторов вспенивания на две полулинии предусмотрен общий узел трехступенчатой фильтрации раствора. Вначале регенерированный раствор подается насосами 372Р01 А/В/С на механический фильтр 372FL01, затем на угольный фильтр 372FL02A/B для улавливания смолистых веществ, жидких углеводородов и других веществ, вызывающих вспенивание раствора. Для улавливания частиц активированного угля после 372FL02A/B установлен фильтр тонкой очистки

372FL03A/B. Очищенный раствор с узла фильтрации сбрасывается в емкость хранения абсорбента 372ТО1.

Установка оборудована соответствующими приборами КИПиА, перечень, описание и назначение которых приведены в действующем регламенте на эксплуатацию установки (дополнительных приборов КИПиА не требуется).

 

 

 

2.2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ БАЗОВОЙ УСТАНОВКИ

                                            

 

Исходные данные:

Расход газа – 300000 м3/час.

Температура сырья на входе в аппарат 300С, давление 5,5 МПа.

Расход абсорбента на 15-ю тарелку – 150 м3/ч, t=700С.

Расход абсорбента на 25-ю тарелку – 250 м3/ч, t=400C.

Максимальное содержание в очищенном газе:

  • сероводорода менее 20 мг/м3, или 0,004% об., или 0,00004 об. долей;
  • диоксида углерода не более 0,02% об. или 0,0002об. долей.

 

 

 

 

 

 

 

 

Состав сырья

Таблица 2.1

№ п/п

Компонент

% об.

Расход м3

Мольная масса, Мi, кг/кмоль

Расход, кмоль/ч

Расход, кг/ч

1

Н2О

0,099

297,0

18

13,26

238,66

2

N2

5,138

15414,0

28

688,13

19267,50

3

4

84,42

253260,0

16

11306,25

180900,0

4

C2Н6

4,304

12912,0

30

576,43

17292,86

5

C3Н8

1,620

4860,0

44

216,96

9546,43

6

i-C4Н10

0,245

735,0

58

32,81

1903,13

7

n-C4Н10

0415

1245,0

58

55,58

3223,66

8

i-C5Н12

0,137

411,0

72

18,35

1321,07

9

n-C5Н12

0,108

324,0

72

14,46

1041,43

10

C6+В

0,055

165,0

86

7,37

633,48

11

CO2

1,491

4473,0

44

199,69

8786,25

12

H2S

1,940

5820,0

34

259,82

8833,93

13

RSH

0,028

84,0

62,1

3,75

232,99

Сумма

100,0

300000

 

 

253221,4

                                                                                                                

                                                                                                           Таблица 2.2

                       Состав абсорбента

Компонент

% масс.

Mi кг/кмоль

1

ДЭА

25

105,14

2

МДЭА

24,9

120,14

3

Н2О

45

                   18

4

Н2S

0,08

34

5

CO2

0,02

44

6

ЭМС

5

144

Сумма

100,0

 

 

Общий расход абсорбента – 400000 м3/ч, p=1,12 кг/м3 (с учетом давления), следовательно, общее количество абсорбента – 448000 кг/ч.

Таблица 2.3

Расчет мольного состава абсорбента.

 

Компо-нент

Mi

Количество

Ci=Gi/SGi

масс. доля

C`i=Ni/SNi

мольн. доля

Gi, кг/ч

Ni, Кмоль/ч

1

ДЭА

105,14

112000

1065,25

0,25

0,079

2

МДЭА

120,14

111552

928,52

0,249

0,069

3

Н2О

18

201600

11200

0,45

0,8382

4

Н2S

34

358,4

10,54

0,0008

0,00078

5

CO2

44

89,60

2,04

0,0002

0,00013

6

ЭМС

144

22400

155,55

0,05

0,011

Сумма

 

448000

4650,79

1,0

1,0

 

 

 

Расчет химического абсорбента

Для расчета принят режим Р=55 атм, Т=303К

Содержание кислых компонентов в исходном газе:

H2S=0,0194 мольн. долей; СО2=0,01491 мольн. долей

Парциальное давление H2S и СО2 в исходном газе:

Р(H2S)=0,0194*55*760=575,02 мм рт.ст.

Р(СО2)=0,01491*55*760=441,93 мм рт.ст.

Содержание кислых компонентов в очищенном газе:

H2S=2,1*10–7 мольн. долей

СО2=3*10–6 мольн. долей

Парциальное давление H2S и СО2 в очищенном газе:

Р(H2S)=2,1*10–7*55*760=0,006 мм рт.ст.

Р(СО2)=0,01491*55*760=0,09 мм рт.ст.

Количество кислых компонентов, извлекаемых из газа:

G(H2S)=300000*(0,0194-2,1*10–7)=5819,94 м3

G(СО2)=300000*(0,01491-3*10–6)=4472,1 м3

Сумма кислых компонентов: 10292,04 м3

Расчет удельного расхода поглотителя проводят по уравнению:

gp=0,1446*(Ya+2*Yb)/Cж,                                                                         (2.1)

где       gp- удельный расход м3 абсорбента на м3 исходного газа;

Ya, Yb – мольная доля H2S и СО2 в исходном газе;

Сж – концентрация амина в растворе, моль/л.

gp=0,1446*(0,0194+2*0,01491)/2,38=0,000015 м33

Р – давление, атм.

Lж = 0,000015*300000=4,50 м3

Принимаем Lж = 4,5 м3

Степень насыщения амина кислыми компонентами:

аH2S=4,688/6*2,38=1,970 моль/моль

аСО2=3,964/6*2,38=1,666 моль/моль

Сумма кислого газа а=3,635 моль/моль

Температура насыщенного раствора, выходящего из абсорбера:

tж.р.=tж.ср.+GH2S*rH2S+GCO2*rCO2ж*Lж-Gr*yr*Cr*(t2-t1)/Cж*Lж               (2.2)

где     tж.ср. – средняя температура раствора абсорбента, 0С,

GH2S и GСО2 – количество поглощенных H2S и СО2, кг/ч,

rH2S и rСО2 – теплота абсорбции H2S и СО2, кКал/кг,

Сг и Сж – теплоемкость газов и раствора, кКал/(кг*С),

Gг – количество очищаемого газа, м3/ч,

yг – плотность газа, кг/м3,

t2 и t1 – температура газа на входе и на выходе из абсорбера.

tж.р.=55+105*1425,5+88,8*1110/1000*4,5-300000*0,049*0,3*(40-30)/1000*4,5= 600С.

Метан и азот в заметных количествах могут растворяться в воде, содержащейся в водном растворе амина. Количество метана и азота, растворившихся в единицу времени равны:

Vi=ai*VH2O*(273/(t+273)),                                                                         (2.4)

где   ai – растворимость метана и азота при температуре t и нормальном давлении, м33;

VH2O = 180 м3/ч – объемный расход воды в растворе абсорбента;

t – температура, при которой происходит растворение, 0С. Примем   температуру воды, при которой происходит растворение углеводоро­дов, равной t=550С.

аСН4=0,98, VCH4= 873,25 м3/ч,

аN2=0,58, VN2= 516,82 м3/ч.

Количество метана, азота, двуокиси углерода в очищенном газе равно:

V`CH4= VcCH4-VCH4=253260-873,25=252386,75 м3/ч,

V`N2= VсN2-VN2=15414-516,82=14897 м3/ч,

V`СО2= VсСО2*YСО2=4473,0*0,0002=0,895 м3/ч,

V`H2S= VсH2S*YH2S=5820,0*0,00001=0,058 м3/ч,

где     YСО2 и YH2S – содержание компонентов в очищенном газе, об. доли.

 

Материальный баланс

 

Расчет состава неочищенного и очищенного газа дан в таблицах 2.4 2.5

 

 

Таблица 2.4

Расчет состава неочищенного газа

 

Компонент

Mi

Vci, м3

Y`ci=Vci /SVci

мольн. доля

Mi*Y`ci

Количество Gсi=(Vсii)/Vm кг/час

Содержание YсiiY`сi/SМiY`сi,

массовые доли

1

Н2О

18

297,0

0,00099

0,01782

238,66

0,0009

2

N2

28

15414,0

0,05138

1,43864

19267,50

0,0761

3

4

16

253260

0,84420

13,5072

180900,00

0,7144

4

C2Н4

30

12912,0

0,04304

1,29120

17292,86

0,0683

5

C3Н8

44

4860,0

0,01620

0,71280

9546,43

0,0377

6

i-C4Н10

58

735,0

0,00245

0,14210

1903,13

0,0075

7

n-C4Н10

58

1245,0

0,00415

0,24070

3223,66

0,0127

8

i-C5Н12

72

411,0

0,00137

0,09864

1321,07

0,0052

9

n-C5Н12

72

324,0

0,00108

0,07776

1041,43

0,0041

10

C6+В

86

165,0

0,00055

0,04730

633,48

0,0025

11

CO2

44

4473,0

0,01491

0,65604

8786,25

0,0347

12

H2S

34

5820,0

0,01940

0,65960

8833,93

0,0349

13

RSH

62,1

84,0

0,00028

0,01740

232,99

0,0009

Сумма

 

300000

1,00

18,9072

253221,39

1,00

 

Таблица 2.5

Расчет состава очищенного газа

 

Компонент

Mi

Vi, м3

Y`i=Vi /SVi

мольн. доля

Mi*Y`ci

Количество Gi=(Vii)/Vm кг/час

Содержание YiiY`i/SМiY`i,

массовые доли

1

Н2О

18

18,896

0,000065

0,00118

15,18

0,000064

2

N2

28

14897,2

0,051572

1,44402

18621,47

0,079086

3

4

16

252386,7

0,873730

13,9797

180276,25

0,765635

4

C2Н4

30

13450,8

0,046565

1,39694

18014,40

0,076507

5

C3Н8

44

5062,4

0,017525

0,77112

9944,00

0,042232

6

i-C4Н10

58

765,0

0,002648

0,15359

1980,70

0,008412

7

n-C4Н10

58

1297,4

0,004491

0,26050

3359,36

0,014267

8

i-C5Н12

72

428,7

0,001483

0,10686

1378,08

0,005853

9

n-C5Н12

72

338,0

0,001170

0,08425

1086,48

0,004614

10

C6+В

86

173,4

0,000600

0,05162

665,64

0,002827

11

CO2

44

0,895

0,000003

0,00014

1,76

0,000007

12

H2S

34

0,058

2,1*10–7

7*10–6

0,09

3,8*10–7

13

RSH

62,1

42,0

0,000145

0,00903

116,49

0,000495

Сумма

 

288861,4

1,00

18

235459,91

1,00

 

Расход газов, поглощенных раствором амина:

Gг=SGci-SGi=253221,4-235459,91=17761,49 кг/ч                                 (2.4)

Расход насыщенного кислыми компонентами раствора абсорбента:

Анр+Gг=448000+17461,49=465761,49 кг/ч                                       (2.5)

Таблица 2.6

Материальный баланс абсорбера

 

Поток, поступающий в абсорбер

Кол/во, кг/ч

Поток, выводимый из абсорбера

Кол/во,

кг/ч

Неочищенный газ

253221,4

Очищенный газ

235459,91

Регенерированный раствор абсорбента

448000

Насыщенный раствор абсорбента

465761,49

Сумма

701221,4

 

701221,4

 

 

 

Тепловой баланс

 

Тепловой баланс абсорбера составляется для определения температуры, при которой насыщенный раствор амина выводится из аппарата. Уравнение теплового баланса абсорбера имеет вид:

QVc+QAp+Qa=QV+QAн,                                                                              (2.6)

где     Q – количество тепла соответствующего потока, кДж/ч;

Qа – количество тепла, выделяемое при абсорбции компонентов, кДж/ч.

Количество тепла, вносимого в аппарат газовым сырьем при температуре tc=300С равно:

QVc=GVc*Hг(tc),                                                                                         (2.7)

где     GVc – количество газового сырья, кг/ч;

Hг – энтальпия газа при температуре ввода сырья в аппарат, кДж/кг.

Энтальпия газовой смеси рассчитывается по формуле:

Нг(tc)=Но-dН,                                                                                              (2.8)

где     Но – теплоемкость идеального газа, кДж/кг;

dH – поправка, учитывающая влияние давления, кДж/кг.

Энтальпия вычисляется по формуле:

Но=Σ(Нio*Yi),                                                                                           (2.9)

где     Yi – содержание i-го компонента, в массовых долях;

Нio –энтальпия индивидуальных компонентов газовой смеси, рассчитаем по формуле:

Нio=А*Т/100+В*(Т/100)2+С*(Т/100)3+D*100/Т                                   (2.10)

где     A, B, C, D – коэффициенты;

Т – температура, Т=303К.

В таблицах 2.9 и 2.10 приведены расчеты энтальпии неочищенного и очищенного газа.

Поправка на давление рассчитывается по формуле:

dH=(R*Tп.крсм)*(dH0+Wсм*dH1),                                                         (2.11)

где       dHo и dH1 – поправки, учитывающие влияние давления для энтальпии;

R=8,315 кДж/(кмоль*К) – универсальная газовая постоянная;

Wсм – фактор ацентричности смеси.

Поправка на давление определяется в зависимости от приведенных дав­ления Рпр и температуры Тпр вычисляемых по формулам:

Рпр=Р/Рп.кр,                                                                                                (2.12)

Тпр=Т/Тп.кр,                                                                                               (2.13)

где       Рп.кр. – псевдокритическое давление, Па;

Тп.кр. – псевдокритическая температура, К.

Рп.кр. = S(Y`i* Ркр.i),                                                                                   (2.14)

Тп.кр. = S(Y`i* Tкр.i),                                                                                   (2.15)

где       Ркр.i – критическое давление i-го компонента,

Tкр.i – критическая температура i-го компонента.

Фактор ацентричности смеси равен:

Wсм=S(Y`i*Wi),                                                                                         (2.16)

где     Wi - фактор ацентричности i-го компонента.

Расчет псевдокритических параметров и фактора ацентричности для неочищенного газа приведен в таблице 2.11

Величины приведенных давления и температуры для неочищенного газа при температуре ввода в аппарат:

Рп.кр. = S(Y`i* Ркр.i) = 4,66 МПа, Тп.кр. = S(Y`i* Tкр.i) = 202,59 К

W = 0,10085,

Рпр=4,0/4,66=0,86, Тпр=(30+273)/202,59=1,5

dHo=1,76 кДж/кг; dH1=0,15 кДж/кг [25]

dH=(8,315*202,59/18,91)*(1,76+0,10085*0,15)=157,97 кДж/кг

Нг(30)=544,67-157,97=386,7 кДж/кг

Расчет псевдокритических параметров и фактора ацентричности для очищенного газа приведен в таблице 3.

Величины приведенных давления и температуры для газа, выходящего из аппарата:

Рп.кр.=SY`iкр.i=4,54 МПа, Тп.кр.=SY`iкр.i=198,31 К

W=0,0993

Рпр=4,0/4,54=0,88, Тпр=(30+273)/198,31=1,53

dHo=1,74 кДж/кг; dH1=0,12 кДж/кг [25]

dH=(8,315*198,31/18)*(1,74+0,0993*0,12)=160,49 кДж/кг

Нг(40)=565,65-160,49=405,16 кДж/кг

Приход тепла с раствором амина:

Qа=А*Нж(tа),                                                                                            (2.17)

где     Нж(tа) – энтальпия амина, при температуре на входе в абсорбер, кДж/кг;

tа(25) =400С, tа(15) =700С.

 

Таблица 2.7

Расчет энтальпии Нсм неочищенного газа

Компонент

Yi,

масс. доли

Коэффициенты

Энтальпия, кДж/кг

A

B

C

D

Hio

Hio*Yi

1

N2

0,07609

99,21

0,73

0,012

20,16

314,30

23,91

2

СН4

0,71439

154,15

15,12

0,052

56,62

626,02

447,23

3

C2Н6

0,06829

58,65

23,63

0,414

56,15

424,70

29,00

4

C3Н8

0,03770

33,65

26,31

0,54

35,58

370,27

13,96

5

i-C4Н10

0,00752

27,32

27,08

0,58

2,74

348,44

2,62

6

n-C4Н10

0,01273

34,72

26,08

0,55

39,22

372,88

4,75

7

i-C5Н12

0,00522

33,59

26,84

0,57

1,61

364,58

1,90

8

n-C5Н12

0,00411

26,69

25,99

0,55

28,21

344,09

1,42

9

C6+

0,00250

32,73

30,25

0,68

65,85

417,54

1,04

10

Н2S

0,03489

87,21

2,54

0,0128

25,12

296,21

10,33

11

2

0,03470

58,62

5,05

0,0119

-11,08

220,66

7,66

12

RSH

0,00092

345,17

0,32

13

H2O

0,00094

564,56

0,53

Сумма

1,00

 

5009,43

544,67

 

Таблица 2.8

Расчет энтальпии Нсм очищенного газа

 

Компонент

Yi,

масс. доли

Коэффициенты

Энтальпия, кДж/кг

A

B

C

D

Hio

Hio*Yi

1

N2

0,079086

99,21

0,73

0,012

20,16

314,30

24,8562

2

СН4

0,765635

154,15

15,12

0,052

56,62

626,02

479,30

3

C2Н6

0,076507

58,65

23,63

0,414

56,15

424,70

32,4928

4

C3Н8

0,042232

33,65

26,31

0,54

35,58

370,27

15,6375

5

i-C4Н10

0,008412

27,32

27,08

0,58

2,74

348,44

2,9311

6

n-C4Н10

0,014267

34,72

26,08

0,55

39,22

372,88

5,3200

7

i-C5Н12

0,005853

33,59

26,84

0,57

1,61

364,58

2,1338

8

n-C5Н12

0,004614

26,69

25,99

0,55

28,21

344,09

1,5877

9

C6+

0,002827

32,73

30,25

0,68

65,85

417,54

1,1804

10

Н2S

0,000007

87,21

2,54

0,0128

25,12

296,21

0,00221

11

2

3,8*10–7

58,62

5,05

0,0119

-11,08

220,66

0,00008

12

RSH

0,000495

345,17

0,1708

13

H2O

0,000064

564,56

0,0364

Сумма

1,00

 

 

565,65

 

Таблица 2.9

Расчет псевдокритических параметров и фактора ацентричности для неочищенного газа

 

№№

Компонент

Y`ci=Vci/S Vсi,

мольн. доли

Ркрi, МПа

Ткрi, К

Wi

Pкрi*Y`ci, Па

Ткрi*Y`ci, К

Wi*Y`ci

1

N2

0,05138

3,398

126,3

0,1

0,17459

6,4893

0,00053

2

СН4

0,84420

4,605

190,55

0,0104

3,88754

160,8623

0,08324

3

C2Н6

0,04304

4,875

305,43

0,0986

0,20982

13,1457

0,00656

4

C3Н8

0,01620

4,248

369,82

0,1524

0,06882

5,9911

0,00300

5

i-C4Н10

0,00245

3,647

408,1

0,185

0,00894

0,9998

0,00049

6

n-C4Н10

0,00415

3,796

425,2

0,201

0,01575

1,7646

0,00092

7

i-C5Н12

0,00137

3,381

460,4

0,222

0,00463

0,6307

0,00035

8

n-C5Н12

0,00108

3,369

469,6

0,254

0,00364

0,5072

0,00033

9

C6+

0,00055

3,013

507,3

0,301

0,00166

0,2790

0,00002

10

Н2S

0,01940

9

373,6

0,04

0,17460

5,5704

0,00344

11

СО2

0,01491

7,375

304,2

0,231

0,10996

5,9015

0,00194

12

RSH

0,00028

5,42

499

0,09

0,00152

0,1397

0,00003

Сумма

1,00

 

4,66146

202,59

0,10085

 

 

Таблица 2.10

Расчет псевдокритических параметров и фактора ацентричности для очищенного газа

 

№№

Компонент

Y`i=Vi/S Vi,

мольн. доли

Ркрi, МПа

Ткрi, К

Wi

Pкрi*Y`ci, Па

Ткрi*Y`ci, К

Wi*Y`ci

1

N2

0,051572

3,398

126,3

0,0104

0,17525

6,5136

0,00054

2

СН4

0,873730

4,605

190,55

0,0986

4,02352

166,4892

0,08615

3

C2Н6

0,046565

4,875

305,43

0,1524

0,22700

14,2223

0,00710

4

C3Н8

0,017525

4,248

369,82

0,185

0,07445

6,4812

0,00324

5

i-C4Н10

0,002648

3,647

408,1

0,201

0,00966

1,0807

0,00053

6

n-C4Н10

0,004491

3,796

425,2

0,222

0,01705

1,9098

0,00100

7

i-C5Н12

0,001484

3,381

460,4

0,254

0,00502

0,6833

0,00038

8

n-C5Н12

0,001170

3,369

469,6

0,301

0,00394

0,5495

0,00035

9

C6+

0,000600

3,013

507,3

0,04

0,00181

0,3045

0,00002

10

СО2

0,000003

7,375

304,2

0,1

2,2*10–5

0,00091

3*10–7

11

Н2S

2*10–7

9

373,6

0,231

1,8*10–6

7,47*10–5

4,6*10–8

12

RSH

0,000145

5,42

499

0,09

0,00079

0,0726

0,00001

Сумма

1,00

 

4,53851

198,3078

0,0993

 

Энтальпию рассчитываем по формуле:

Нж(tа)=С*tа,                                                                                             (2.18)

где     С – теплоемкость водного раствора абсорбента, кДж/(кг*с)

С(400С)=3,52 кДж/(кг*с) → Нж(tа25)=40*3,52=140,8 кДж/кг

С(700С)=3,74 кДж/(кг*с) → Нж(tа15)=70*3,74=261,8 кДж/кг

Количество тепла, выделяемое в единицу времени при абсорбции СО2 и H2S и 5%-ном водном растворе амина рассчитывается по формуле:

Qа=Gк*gа,                                                                                                 (2.19)

где       gа – теплота хемосорбции СО2 и H2S, кДж/кг.

Теплота хемосорбции рассчитывается:

ga=SRi*Xi,                                                                                              (2.20)

где       Ri – теплота хемосорбции i-го кислого компонента, кДж/кг;

Xi – доля компонента в смеси кислых компонентов.  

Теплота хемосорбции [14] принимается равной:

R(CO2)=1634,7 кДж/кг,

R(H2S)=1573,2 кДж/кг,

R(RSH)=675,4 кДж/кг.

Расчет теплоты хемосорбции H2S и СО2 сведен в таблицу 2.11

 

Таблица 2.11

Расчет теплоты хемосорбции H2S и СО2

 

Компо-

нент

Поглощ. кол-во Gi, кг/ч

Xi=Gi/SGi

масс. доли

Теплота хемо-

сорбции Ri, Дж/кг

Ri*Xi

1

H2S

8833,84

0,49811

1634,7

814,2554

2

СО2

8784,49

0,49532

1573,2

779,2444

3

RSH

116,49

0,00657

675,4

4,4365

Сумма

17734,83

1,00

 

1597,94

 

Тепловой баланс абсорбера представлен в таблице 2.12

 

 

Таблица 2.12

Тепловой баланс абсорбера

 

Поток

Кол-во, кг/ч

Т, 0С

Н, кДж/кг

Количество тепла

кДж/ч

кВт

Приход

Q(Vc)-неоч. газ

253221,4

30

200,59

9,79*107

2,72*104

Q(A)25 – рег. абс.

280000

40

132,8

3,94*107

10951,11

Q(A)15 – рег. абс.

168000

70

232,4

4,4*107

12217,33

Qa – тепло абс-ции

17734,83

1258,70

2,83*107

7871,98

Сумма

718956,2

 

 

2,1*108

5,82 *104

Расход

Q(V)-очищ. газ

235459,91

40

405,2

9,54*107

2,65*104

Q(Aн) – нас. абс.

483496,30

 

Htн(ж)

1,14*108

3,17*104

Сумма

718956,21

 

 

2,1*108

5,82*104

 

Расход Q(Ан) с насыщенным абсорбентом вычисляется на основе теплового баланса абсорбера:

Q(Ан) = 5,82*104-2,65*104=3,17*104 кВт

Htж=3600*Q(Aн)/Ан=3600*31700/483496,3=236,2 кДж/кг

 

Расчет диаметра абсорбера

Диаметр абсорбера в наиболее нагружен. нижнем сечении рассчитывается по формуле:

=3,58 м

К0 – коэффициент зависит от типа тарелки (для клапанной тарелки К0 = 0,3)

       С – коэффициент зависит от расстояния между тарелками (при расстоянии между тарелками 0,7 м. для абсорберов С =520)

Плотность газа в рабочих условиях:

 

Принимаем два абсорбера с диаметром равным 3,6 м.

 

Расчет числа теоретических тарелок

Исходные данные:

tср =

350С

 

 

 

Dr =

0,0012 м2

 

 

 

мг =

0,000012 сек/м2

 

бН2О =

0,067 н/см2

 

 

бж =

0,509 н/см

 

 

           Yr = 0,81*55*273/303 = 2,65 кг/м3

 

 

 

q = 6/2,66 =

2,26 м32

 

 

 

мж =

1,4 МПа*сек

 

 

 

D =

3,8м

 

 

 

Р =

55 атм

 

 

 

tж ср. =

600С

 

 

 

We =

0,000103

 

 

 

Расчет числа тарелок в абсорбере, необходимого для обеспечения требуемой степени очистки газа от сероводорода производится исходя из преположения,

 

что кинетика абсорбции водными растворами ДЭА лимитируется сопротивлением газовой фазы. Уравнение для определения числа тарелок:

 

Y1 / Y2 = e-(Br*a*Hn*n/wr*3600)                                                                                          (2.21)

 

где:

 

 

Y1 и Y2 - содержание сероводорода в газе на входе и на выходе из абсорбера, %

 

Br - коэффициент массотдачи, м3

 

а - удельная поверхность контакта фаз, м23

 

Hn - высота пены в тарелке, м

 

wr - приведенная скорость газа, м/с

Коэффициент массоотдачи определяется из уравнения:

Nu = 0,017*Re0,85*Pr0,5

 

Nu = Br/dn/Dr - критерий Нуссельта                                                                         (2.22)

 

 

Re = wr*dn*yr/ф*мг - критерий Рейнольдса                                                             (2.23)

 

Pr = мг*3600/yr*Dr - критерий Прандтля                                                                   (2.24)

 

                                 

где:

dn - средний диаметр пузырьков, м

Dr - коэфф. диффузии H2S в газе, м3

yr - плотность газа, кг/м3

ф - газосодержание пенного слоя

мг - вязкость газа, сек/м2

Расчет удельной поверхности контакта фаз рассчитывается по формуле:

а*hст = 0,64*Fr0,2*We-0,60,3                                                                      (2.25)

Fr = wr2/(g*hст) - критерий Вебера                                                                         (2.26)

 

 

hст = 0,14*q0,21*hпер.0,56*wm*{1-0,31*exp(-0,11*мж)}*(бжН2О)0,09                     (2.27)

m = 0,05-4,6пер.

 

 

 

q = Lж/П - линейная плотность орошения, м32

 

 

           

где:

hст - статистический уровень жидкости на тарелке, м

hпер - высота сливной перегородки, м

 

мж - вязкость жидкости, МПа*сек.

П = 0,7*D- периметр слива, м

 

 

hст = 0,14*2,260,21*0,040,56*0,290,05*{1-0,31*exp(-0,11*1,4)}*(0,509/0,067)0,09 = 0,118

 

 

Fr = 3,352/(9,81*0,119) =9,676

 

 

 

 

 

 

ф = 0,97*0,0720,11*2,7-0,097*0,072 =0,941

 

 

 

 

 

a =206,3 м23

 

 

 

 

 

 

 

dn = 6*ф/а = 6*0,048/245 =0,0274м

 

 

 

 

 

 

Hn = h/(1-ф) =2,006

 

 

 

 

 

 

 

Re = 398,05

 

 

 

 

 

 

 

Pr = 0,00061

 

 

 

 

 

 

 

Nu = 0,001

 

 

 

 

 

 

 

Br = (Nu*Dr)/dn =0,000025 м3

 

 

 

 

 

 

 

0,04/0,000025 = 2,70,049*206,3*0, 125*n/3,35*3600

 

 

 

 

n= 24,83

 

 

 

 

 

 

 

Принимаем 25 тарелок.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                   

Расчет высоты абсорбера

 

Рабочая высота абсорбера расчитывается по формуле.

                                                                                               (2.28)

где    h1 – высота верх камеры, м.

         HT- высота тарельчатой части

         H2-высота нижней камеры

h1 = L=3,2м

h2 = 1,5Д=5,4м.

h2=1,5Д=4,8м.

НТ=0,7·(25-1)=16,8

НР=3,2+4,8+16,8=24,8м.

Принимаем высоту абсорбера Н=26 м.

 

 

2.3. РАСЧЁТ СЕПАРАТОРА

 

 

Рассчитаем входной сепаратор сырого газа – 371В01. В сепаратор на смешение поступают газы – №1, №2, №3 с общим расходом Vс=600000 м3/час. Давление в аппарате – Р=5,5 МПа, температура сырого газа – tс=300С.

В сепараторе происходит процесс однократной конденсации много­компонентной смеси. Расчет сепаратора сводится к определению мольной доли отгона   исходного сырья и определению состава паровой и жидкой фаз при заданном давлении и температуре.

Доля отгона ограничена неравенством 0<е<1. Расчет ведем аналитиче­ским методом Трегубова по формулам:

Σxi=Σ[ci/(1+е*(ki-1))]=1                                                                               (2.29.)

Σyi=Σ(ki*xi)=1,

где    сi – мольная доля i-го компонента в сырье;

xi, yi – мольные доли i-го компонента в жидкой и паровой фазе;

ki – константа фазового равновесия i-го компонента.

Результаты вычислений сведены в таблицу 2.13.

Таблица № 2.13

Компо-нент

сi

Мi,

г/моль

ki

xi

yi

М*xi,

г/моль

М*yi,

г/моль

СН4

0,8387

16

5,3

0,158396

0,8395

2,53

13,43

С2Н6

0,0456

30

1,3

0,035086

0,045612

1,05

1,37

С3Н8

0,0181

44

0,31

0,058235

0,018053

2,56

0,79

4Н10

0,0026

58

0,19

0,013616

0,002587

0,79

0,15

4Н10

0,0046

58

0,1

0,045519

0,004552

2,64

0,26

5Н12

0,0014

52

0,02

0,066189

0,001324

4,77

0,09

5Н12

0,0010

72

0,007

0,122447

0,000857

8,82

0,06

С6+В

0,0010

86

0,001

0,460019

0,00046

39,56

0,04

H2S

0,0333

34

1,1

0,030276

0,033304

1,03

1,13

CO2

0,0267

44

3,3

0,008098

0,026722

0,36

1,17

N2

0,0270

28

13

0,002079

0,027029

0,06

0,76

Сумма

1

Мср=19,32

 

0,99996

1

64,17

19,27

 

Значение мольной доли отгона – е = 0,9988.

Определим объем газов:

Vг=Vс*е=600000*0,9988=599280 м3/час

Определим объем газа при рабочих условиях:

Vр=Vг *((t+273)/273)*(1/П)*(1/3600)*z,                                                 (2.30.)

где     П – давление газа, П=55 атм.;

z – коэффициент сжимаемости, z=0,8.

Vр=2,69 м3

Плотности жидкости и паров определим по формуле:

p=(М/22,4)*(273/(t+273))*П,

где     М – средняя молярная масса жидкости и паров.

pж=(64,1664/22,4)*(273/303)*55=141,95 кг/м3

pг=(19,27/22,4)*(273/303)*55=42,63кг/м3

Скорость движения газов в аппарате определим по формуле:

Uг=0,334*(pж/pг)0,5=0,334*(141,95/42,63)0,5=0,61 м/с

Поперечное сечение аппарата определим по формуле:

S= Vр/(0,5* Uг)=2,69/(0,5*0,61)=8,82 м2

Определим диаметр сепаратора:

D=((4*S)/3,14)0,5=((4*8,82)/3,14)0,5=3,35 м

Рассчитаем высоту аппарата по формуле:

Нж =τ * Uж,

По практическим данным, допустимая скорость движения жидкости в сепараторе:

                                       Uж=0.004~0.005м/с

         τ – время нахождения жидкости в аппарате, τ =15 мин.;

Тогда высота уровня жидкости в сепараторе:

                                       Нж= τ * Uж =0.004*15*60=3.6м

Жидкость в сепараторе должна занимать 40-60% объема сепаратора. Общая высота сепаратора (например, если жидкость заполняет сепаратор на50%)                                 Нобщ=3,6*2=7,2м,

Следовательно, размеры сепаратора:

Принимаем высоту сепаратора – Н=8м, диаметр – D=3,5м.

 

 

 

3.ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ ЧАСТЬ

3.1.ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО АБСОРБЕНТА

 

3.1.1. Расчёт материального баланса по 1 варианту

 

 

Вариант № 1.

Исходные данные:

  1. С учётом максимальной загрузки абсорбера примем расход Каракачаганакского газа 300000 м3/ч;

Температура сырья на входе в аппарат 300С, давление в аппарате 6 МПа.

Температура регенерированного абсорбента поступающего на 15-ю тарелку-t=700С, на 25-ю тарелку t=500C

Состав абсорбента

Таблица № 3.1.

компонент

массовая

доля

Н2S

0,0009

H2O

0,70

МДЭА

0,15

ДЭА

0,15

сумма

1,

Плотность регенерированного абсорбента 1005,28 кг/м3

Содержание сероводорода в очищенном газе в соответствии с требованиями стандарта для товарного газа принимаем 0,0004 % - об., содержание диоксида углерода в очищенном газе 0,02 % - об.

 

 

 

 

 

 

 

 

Состав сырого газа КГКМ

Таблица № 3.2.

компонент

% - об

мольные доли

Расход, м3

молекулярный вес

Средняя молекулярная масса

массовые доли

 
 
 

СО2

5,88

0,0588

17640

44,0100

2,5878

0,1363

 

Н2S

3,35

0,0335

10050

34,0790

1,1416

0,0602

 

СН4

81,28

0,8128

243840

16,0430

13,0398

0,7978

 

С2Н6

5,28

0,0528

15840

30,0700

1,5877

0,0044

 

С3Н8

2,08

0,0208

6240

44,0970

0,9172

0,0010056

 

i-С4Н10

0,30

0,0030

900

58,1240

0,1744

2,757E-05

 

n-С4Н10

0,55

0,0055

1650

58,1240

0,3197

9,267E-05

 

N2

0,90

0,0090

2700

28,0130

0,2521

0,0001196

 

I-С5Н12

0,16

0,0016

480

72,1510

0,1154

9,735E-06

 

С5Н12

0,13

0,0013

390

72,1510

0,0938

6,427E-06

 

∑С6Н14

0,09

0,0009

270

86,1780

0,0776

3,679E-06

 

RSH

1,5E-05

0,000016

4,8

56,2000

0,0009

7,583E-10

 

СН3ОH

1,5E-05

0,000027

8,1

32,0000

0,0009

1,23E-09

 

сумма

 1

1,000043

300000

 

20,3088

0,9999

 

Плотность газа 0,847 кг/м3.

Расчёт плотности исходного и очищенного газа производится по формуле: ; получим плотность очищенного газа 0,7496 кг/ м3.           

 

Приход аминового раствора находим из уравнения материального баланса

, (3.1)

Vисх.=83,33 м3/с, Vоч.=75,658 м3

где G1pp, G2pp – расход раствора амина в 1 и 2 точку абсорбера кг/с;

- мольная доля свободного амина в регенерированном растворе по                                                   отношению к суммарному, моль/моль

- мольная доля свободного амина в насыщенном кислыми                  компонентами растворе по отношению к суммарному, моль/моль.

g1a, g2a – суммарная концентрация амина в растворах, поступающих в 1-ю и 2-ю     точки абсорбера, % масс.

Полагая, что    

G1pp+G2pp= Gpp ; G1pp=L1 Gpp ; G2pp =(1-L1)Gpp;                                             (3.2.)

g1a = g2a

Массовый расход исходного газа:

Gисх= 83,33*0,847=70,58323 кг/с;

в том числе H2S   и СО2:

                                                                              (3.3.)

где - плотность H2S = 1,521кг/м3

83,33*3,35*1,521*10-2=4,246 кг/с

                                                                                  (3.4.)

где - плотность СО2=1,963 кг/м3

83,33*5,88*1,963*0,01=9,619 кг/с

 

Приход у/в (включая азот) принимаем равным количеству очищаемого газа.

75,658*0,847=61,889 кг/с

 

Можно вычислить приход амина (ДЭА+МДЭА)

                         (3.5.)

 

Чтобы учесть количество физически абсорбированных кислых компонентов воспользуемся эмпирическим соотношением:

                                                                          (3.6.)

где Ма – молекулярная масса амина ДЭА-105,1; МДЭА-119,2

       t- tемпература абсорбции 50ºC,

       Р – общее давление в абсорбере 6 Мпа

 

С учетом химической и физической сорбции кислых компонентов:

(3.7.)

принимая: g1a= g2a = 30% , L1=0,25

,   ,  

 

Находим мольную долю сероводорода, извлечённых физической абсорбцией ДЭА+МДЭА при 500С:

0,021

0,031

Находим мольную долю сероводорода, извлечённых физической абсорбцией ДЭА+МДЭА при 700С:

0,015

0,023

Для ДЭА+МДЭА:

125,3 кг/с

 

При расчете статей расхода вычислим сначала унос водных паров и паров амина с очищенными газами и унос у/в с насыщенным раствором амина.

 

В соответствии с уравнением Менделеева – Клайперона унос паров Н2О и амина :

                                                                                      (3.8.)

                                                                                           (3.9.)

где    PH2O- парциальное давление паров Н2О над растворами аминов, Па

             Ра   - парциальное давление паров аминов над их водными растворами, Па

 

Находим мольную долю амина в растворе:

0,064 моль/моль

Находим значение PH2O, принимая линейную интерполяцию давления паров Н2О в интервале концентрации ДЭА в пределах 0,00-0,25 моль/моль.

В этом случае для искомой концентрации:

                                                       (3.10.)

При t = 50ºC и Са = 0,064 моль/ моль

( Па

РН2О=19603,13 Па

Унос паров Н2О будет равен:

0,1657 кг/с

        

Значение Ра находим принимая линейную интерполяцию давления паров ДЭА в интервале концентрации 25-50%.

=48,46

0,00255 кг/с

        

Уносом ДЭА+МДЭА за счет испарения можно пренебречь. Механический унос раствора амина принимаем по практическим данным ,

        

Унос у/в с раствором насыщенного амина можно вычислить по растворимости метана в Н2О , β=1,07 см3/г- при 500С и 60кг/см2.

0,0958 кг/с

 

Расход влажных отходящих газов

,   56,7135-0,0958+0,0255+0,1657=56,786 кг/с

        

Расход сухого очищенного газа с учетом потери с раствором амина.

56,71-0,0958=56,618 кг/с

           

Расход воды с насыщенным раствором амина снизился на величину уноса паров Н2О с отходящими очищенным газами и механическим уносом.

                                                                              (3.11.)

где 0,6- массовая доля воды в растворе амина.

125,3*0,7-0,1657-0,7*0,009=87,539 кг/с

           

Расход амина с его насыщенным раствором так же уменьшится на величину уноса с отходящими газами и механическим уносом.

                                                                                   (3.12.)

56,71-0,0958-0,3*0,009=37,585 кг/с

Результаты сводим в таблицу 3.3.

 

 

 

 

Материальный баланс по варианту № 1

Таблица 3.3.

Статьи прихода

Обозначения

Величина кг/ч

общая

по компонентно

1.     Исходный газ

у/в

    Н2S

   CO2

 

254100

 

204168,642

15286,05

34627,32

2.     Регенерированный раствор ДЭА+МДЭА

H2O

 

451081,936

 

135324,581

315757,36

Всего:

705181,936

705163,9481

Статьи расхода

 

 

 

1.     Влажный отходящий газ

сухой отходящий газ

водяные пары

 

204429,549

 

203823,8865

596,477

2. Механический унос раствора амина

 

32,4

32,4

3. Насыщенный раствор амина

ДЭА+МДЭА

     Н2О

     Н2S

       CO2

 

 

500702

 

135305,675

315138,198

15285,6

34627,32

344,755

Всего:

705163,948

705154,31

 

 

3.1.2.Расёт материального баланса по 2 варианту

Вариант № 2.

Исходные данные:

Состав и расход газа такой же, как и в варианте № 1;

Температура сырья на входе в аппарат 300С, давление 6 МПа.

Температура регенерированного абсорбента поступающего на 15-ю тарелку-t=700С, на 25-ю тарелку t=500C в соотношении 1:4

Состав абсорбента

                            Таблица № 3.4.

компонент

мольный

массовая

вес

доля

Н2S

34,08

0,0009

H2O

18,02

0,50

МДЭА

119,17

0,25

ДЭА

105,10

0,25

сумма

 

1

Плотность абсорбента 1009,34 кг/м3.

,

Vисх.=83,33 м3/с, Vоч.=75,658 м3

где G1pp, G2pp – расход раствора амина в 1 и 2 точку абсорбера кг/с;

- мольная доля свободного амина в регенерированном растворе по                                                   отношению к суммарному, моль/моль

- мольная доля свободного амина в насыщенном кислыми                 компонентами растворе по отношению к суммарному, моль/моль.

g1a, g2a – суммарная концентрация амина в растворах, поступающих в 1-ю и 2-ю     точки абсорбера, % масс.

Полагая, что    

G1pp+G2pp= Gpp ; G1pp=L1 Gpp ; G2pp =(1-L1)Gpp; g1a = g2a

Массовый расход исходного газа:

Gисх= 83,33*0,847=70,58323 кг/с;

в том числе H2S   и СО2:

где - плотность H2S = 1,521кг/м3

83,33*3,35*1,521*10-2=4,246 кг/с

где - плотность СО2=1,963 кг/м3

83,33*5,88*1,963*0,01=9,619 кг/с

Приход у/в (включая азот) принимаем равным количеству очищаемого газа.

75,658*0,7496=56,71 кг/с

Можно вычислить приход амина (ДЭА+МДЭА)

Чтобы учесть количество физически абсорбированных кислых компонентов воспользуемся эмпирическим соотношением:

где Ма - молекулярная масса амина ДЭА-105,1; МДЭА-119,2

       t- tемпература абсорбции ºC,

       Р - общее давление в абсорбере 6 МПа

С учетом химической и физической сорбции кислых компонентов:

принимая: g1a= g2a = 50% , L1=0,25

,   ,  

Находим мольную долю сероводорода, извлечённых физической абсорбцией ДЭА+МДЭА при 500С:

0,01277

0,0186

Находим мольную долю сероводорода, извлечённых физической абсорбцией ДЭА+МДЭА при 700С:

0,00899

0,01366

Для ДЭА+МДЭА:

127,77 кг/с

При расчете статей расхода вычислим сначала унос водных паров и паров амина с очищенными газами и унос у/в с насыщенным раствором амина.

В соответствии с уравнением Менделеева - Клайперона унос паров Н2О и амина :

;

где    PH2O- парциальное давление паров Н2О над растворами аминов, Па

             Ра   - парциальное давление паров аминов над их водными растворами, Па

Находим мольную долю амина в растворе:

0,138 моль/моль

Находим значение PH2O, принимая линейную интерполяцию давления паров Н2О в интервале концентрации ДЭА в пределах 0,00-0,25 моль/моль.

В этом случае для искомой концентрации:

При t = 50ºC и Са = 0,138 моль/ моль

РН2О=5278,2 Па

Унос паров Н2О будет равен:

0,0446 кг/с

         Значение Ра находим принимая давление паров ДЭА концентрацией 50%.

12,1

0,00064 кг/с

         Уносом ДЭА+МДЭА за счет испарения можно пренебречь. Механический унос раствора амина принимаем по практическим данным ,

         Унос у/в с раствором насыщенного амина можно вычислить по растворимости метана в Н2О , β=1,07 см3/г- при 500С и 60кг/см2.

0,0976 кг/с

Расход влажных отходящих газов

,   56,7135-0,0976+0,0446+0,00064=56,6611 кг/с

Расход сухого очищенного газа с учетом потери с раствором амина.

56,71-0,0976=56,6159 кг/с

            Расход воды с насыщенным раствором амина снизился на величину уноса паров Н2О с отходящими очищенным газами и механическим уносом.

где 0,6- массовая доля воды в растворе амина.

127,77*0,5-0,0446-0,5*0,0009=63,636кг/с

            Расход амина с его насыщенным раствором так же уменьшится на величину уноса с отходящими газами и механическим уносом.

63,625-0,00064-0,5*0,009=63,88 кг/с

Материальный баланс по варианту № 2

Таблица 3.5.

Статья прихода

Обозначения

Величина кг/ч

общая

По компонентно

1. Исходный газ

    у/в

    Н2S

    CO2

 

254100

 

204168,642

15286,05

34627,32

2. Регенерированный раствор амина

ДЭА+МДЭА

     H2O

 

459974,59

 

229978,295

229978,295

Всего:

714074,59

714046,6

Статьи расхода

 

 

 

1. Влажный отходящий газ

сухой отходящий газ

водяные пары

 

203979,991

 

203817,09

160,61

2.Механический унос раствора амина

 

32,4

32,4

3. Насыщенный раствор амина

ДЭА+МДЭА

     Н2О

     Н2S

       CO2

       у/в

 

510044,21

 

 

229968,8

229810,49

15285,6

34627,3

351,552

Всего:

 

714056,6

714053,85

 

 

 

 

3.1.3. Расчёт материального баланса по 3 варианту

 

Вариант № 3.

Исходные данные:

Состав и расход газа такой же, как и в варианте № 3;

Температура сырья на входе в аппарат 300С, давление 6 МПа.

Температура регенерированного абсорбента поступающего на 15-ю тарелку-t=700С, на 25-ю тарелку t=500C в соотношении 1:4

Состав абсорбента

                               Таблица 3.6.

компонент

мольный

массовая

вес

доля

Н2S

34,08

0,0009

H2O

18,02

0,60

МДЭА

119,17

0,30

ДЭА

105,10

0,10

сумма

 

1

Плотность абсорбента 1005,43 кг/м3.

Содержание сероводорода в очищенном газе в соответствии с требованиями стандарта для товарного газа принимаем 0,0004 % - об., содержание диоксида углерода в очищенном газе 0,02 % - об.

Расчёт плотности исходного и очищенного газа производится по формуле: ; получим плотность очищенного газа 0,7496 кг/ м3.          

Приход аминового раствора находим из уравнения материального баланса

,

Vисх.=83,33 м3/с, Vоч.=75,658 м3

где G1pp, G2pp – расход раствора амина в 1 и 2 точку абсорбера кг/с;

- мольная доля свободного амина в регенерированном растворе по                                                   отношению к суммарному, моль/моль

- мольная доля свободного амина в насыщенном кислыми                 компонентами растворе по отношению к суммарному, моль/моль.

g1a, g2a – суммарная концентрация амина в растворах, поступающих в 1-ю и 2-ю     точки абсорбера, % масс.

Полагая, что    

G1pp+G2pp= Gpp ; G1pp=L1 Gpp ; G2pp =(1-L1)Gpp;

g1a = g2a

Массовый расход исходного газа:

Gисх= 83,33*0,847=70,58323 кг/с;

в том числе H2S   и СО2:

где - плотность H2S = 1,521кг/м3

83,33*3,35*1,521*10-2=4,246 кг/с

где - плотность СО2=1,963 кг/м3

83,33*5,88*1,963*0,01=9,619 кг/с

Приход у/в (включая азот) принимаем равным количеству очищаемого газа.

75,658*0,7496=56,7135 кг/с

 

Можно вычислить приход амина (ДЭА+МДЭА)

 

Чтобы учесть количество физически абсорбированных кислых компонентов воспользуемся эмпирическим соотношением:

где Ма - молекулярная масса амина ДЭА-105,1; МДЭА-119,2

       t- tемпература абсорбции 50ºC,

       Р - общее давление в абсорбере 6 МПа

С учетом химической и физической сорбции кислых компонентов:

принимая: g1a= g2a = 40% , L1=0,25

,   ,  

 

Находим мольную долю сероводорода, извлечённых физической абсорбцией ДЭА+МДЭА при 500С:

0,0165

0,0239

 

Находим мольную долю сероводорода, извлечённых физической абсорбцией ДЭА+МДЭА при 700С:

0,0116

0,0176

 

Для ДЭА+МДЭА:

163,326 кг/с

При расчете статей расхода вычислим сначала унос водных паров и паров амина с очищенными газами и унос у/в с насыщенным раствором амина.

В соответствии с уравнением Менделеева - Клайперона унос паров Н2О и амина :

где    PH2O- парциальное давление паров Н2О над растворами аминов, Па

             Ра   - парциальное давление паров аминов над их водными растворами, Па

Находим мольную долю амина в растворе:

0,094 моль/моль

 

Находим значение PH2O, принимая линейную интерполяцию давления паров Н2О в интервале концентрации ДЭА в пределах 0,00-0,25 моль/моль.

В этом случае для искомой концентрации:

При t = 50ºC и Са = 0,064 моль/ моль

РН2О=18997,91 Па

 

Унос паров Н2О будет равен:

0,16057 кг/с

 

         Значение Ра находим принимая линейную интерполяцию давления паров ДЭА в интервале концентрации 25-50%.

=20,153

0,00109 кг/с

         Уносом ДЭА+МДЭА за счет испарения можно пренебречь. Механический унос раствора амина принимаем по практическим данным ,

         Унос у/в с раствором насыщенного амина можно вычислить по растворимости метана в Н2О , β=1,07 см3/г- при 500С и 60кг/см2.

0,1248 кг/с

Расход влажных отходящих газов

 

,   56,7135-0,1248+0,1606+0,00109=56,75 кг/с

           

Расход сухого очищенного газа с учетом потери с раствором амина.

56,71-0,1248=56,5887 кг/с

            Расход воды с насыщенным раствором амина снизился на величину уноса паров Н2О с отходящими очищенным газами и механическим уносом.

где 0,6- массовая доля воды в растворе амина.

 

163,3265*0,6-0,16057-0,6*0,009=97,83 кг/с

           

Расход амина с его насыщенным раствором так же уменьшится на величину уноса с отходящими газами и механическим уносом.

56,71-0,00109-0,4*0,009=65,326 кг/с

 

 

 

Материальный баланс по варианту № 3

Таблица № 3.7.

Статьи прихода

Обозначения

Величина кг/ч

общая

по компонентно

3.     Исходный газ

    у/в

    Н2S

   CO2

 

254100

 

204168,642

15286,05

34627,32

4.     Регенерированный раствор ДЭА+МДЭА

     H2O

 

587975,566

 

235190,2264

35785,3396

Всего:

842075,566

84057,578

Статьи расхода

 

 

 

2.     Влажный отходящий газ

сухой отходящий газ

водяные пары

 

204301,262

 

203719,26

578,062

2. Механический унос раствора амина

 

32,4

32,4

3. Насыщенный раствор амина

ДЭА+МДЭА

     Н2О

     Н2S

       CO2

           У/В

 

637723,916

 

23173,3265

352187,84

15285,6

34627,32

449,38

Всего:

842057,59

842053,19

 

 

3.1.4. Расчёт материального баланса по 4 варианту

Вариант № 4.

Исходные данные:

Состав и расход газа такой же, как и в варианте № 1;

Температура сырья на входе в аппарат 300С, давление 6 МПа.

Температура регенерированного абсорбента поступающего на 15-ю тарелку-t=600С, на 25-ю тарелку t=400C в соотношении 1:4

Состав абсорбента по варианту № 4

                                 Таблица 3.8.

компонент

мольный

массовая

вес

доля

Н2S

34,08

0,0009

H2O

18,02

0,50

МДЭА

119,17

0,25

ДЭА

105,10

0,25

сумма

 

1

Плотность абсорбента 1009,34 кг/м3.

Приход аминового раствора находим из уравнения материального баланса

,

Vисх.=83,33 м3/с, Vоч.=75,658 м3

где G1pp, G2pp – расход раствора амина в 1 и 2 точку абсорбера кг/с;

- мольная доля свободного амина в регенерированном растворе по                                                   отношению к суммарному, моль/моль

- мольная доля свободного амина в насыщенном кислыми                 компонентами растворе по отношению к суммарному, моль/моль.

g1a, g2a – суммарная концентрация амина в растворах, поступающих в 1-ю и 2-ю     точки абсорбера, % масс.

Полагая, что    

G1pp+G2pp= Gpp ; G1pp=L1 Gpp ; G2pp =(1-L1)Gpp; g1a = g2a

Массовый расход исходного газа:

Gисх= 83,33*0,847=70,58323 кг/с;

в том числе H2S   и СО2:

где - плотность H2S = 1,521кг/м3

83,33*3,35*1,521*10-2=4,246 кг/с

, где - плотность СО2=1,963 кг/м3

83,33*5,88*1,963*0,01=9,619 кг/с

Приход у/в (включая азот) принимаем равным количеству очищаемого газа.

75,658*0,7496=56,7135 кг/с

Можно вычислить приход амина (ДЭА+МДЭА)

Чтобы учесть количество физически абсорбированных кислых компонентов воспользуемся эмпирическим соотношением:

где Ма - молекулярная масса амина ДЭА-105,1; МДЭА-119,2

       t- tемпература абсорбции 40ºC,

       Р - общее давление в абсорбере 6 МПа

С учетом химической и физической сорбции кислых компонентов:

принимая: g1a= g2a = 50% , L1=0,25

,   ,  

Находим мольную долю сероводорода, и диоксида углерода извлечённых физической абсорбцией ДЭА+МДЭА при 400С:

0,01586

0,02229

Находим мольную долю сероводорода, извлечённых физической абсорбцией ДЭА+МДЭА при 700С:

0,010599

0,0158

Для ДЭА+МДЭА:

126,933 кг/с

При расчете статей расхода вычислим сначала унос водных паров и паров амина с очищенными газами и унос у/в с насыщенным раствором амина.

В соответствии с уравнением Менделеева - Клайперона унос паров Н2О и амина :

;

где    PH2O- парциальное давление паров Н2О над растворами аминов, Па

             Ра   - парциальное давление паров аминов над их водными растворами, Па

Находим мольную долю амина в растворе:

0,138 моль/моль

Находим значение PH2O, принимая линейную интерполяцию давления паров Н2О в интервале концентрации ДЭА в пределах 0,00-0,25 моль/моль.

В этом случае для искомой концентрации:

При t = 40ºC и Са = 0,138 моль/ моль

РН2О=1208,552 Па

Унос паров Н2О будет равен:

0,01054 кг/с

Значение Ра находим принимая давление паров ДЭА концентрацией 50%.

18,578 Па

0,0010094 кг/с

         Уносом ДЭА+МДЭА за счет испарения можно пренебречь. Механический унос раствора амина принимаем по практическим данным ,

         Унос у/в с раствором насыщенного амина можно вычислить по растворимости метана в Н2О , β=1,07 см3/г- при 400С и 60кг/см2.

0,097 кг/с

Расход влажных отходящих газов

,   56,7135-0,097+0,01054+0,001009=56,628кг/с

         Расход сухого очищенного газа с учетом потери с раствором амина.

56,71-0,097=56,616 кг/с

         Расход воды с насыщенным раствором амина снизился на величину уноса паров Н2О с отходящими очищенным газами и механическим уносом.

где 0,6- массовая доля воды в растворе амина.

126,99*0,5-0,01054-0,5*0,0009=63,4817 кг/с

         Расход амина с его насыщенным раствором так же уменьшится на величину уноса с отходящими газами и механическим уносом.

63,496-0,001009-0,5*0,009=63,4912 кг/с

 

Материальный баланс по варианту № 4

Таблица 3.9.

Статьи прихода

Обозначения

Величина кг/ч

общая

по компонентно

1. Исходный газ

    у/в

    Н2S

    CO2

 

254100

 

204168,642

15286,05

34627,32

2. Регенерированный раствор амина ДЭА+МДЭА

     H2O

 

457176,41

 

228588,205

228588,205

Всего:

711276,41

711258,4216

Статьи расхода

 

 

 

1. Влажный отходящий газ

сухой отходящий газ

водяные пары

 

203860,811

 

203819,2286

37,948

2. Механический унос раствора амина

 

32,4

32,4

3. Насыщенный раствор амина

ДЭА+МДЭА

     Н2О

     Н2S

       CO2

 

 

507365,211

 

228568,3708

228534,0566

15285,6

34627,32

349,4134

Всего:

711258,422

711254,34

 

 

 

3.2.ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС АБСОРБЕРА

Состав очищенного газа варианта № 2

Таблица 3.10.

компонент

% - об

мольные доли

Расход, м3

молекулярный вес

Средняя молекулярная масса

 
 
 

СО2

0,02

0,0002

60

44,01

0,0088

 

Н2S

0,004

4E-05

10,895

34,079

0,0014

 

СН4

89,52

0,8952

243828

16,043

14,362

 

С2Н6

5,03

0,0503

13710

30,07

1,5136

 

С3Н8

1,93

0,0193

5245,9

44,097

0,8493

 

i-С4Н10

0,30

0,003

820,39

58,124

0,1751

 

n-С4Н10

0,55

0,0055

1500,3

58,124

0,3202

 

N2

0,90

0,009

2451,3

28,013

0,2521

 

I-С5Н12

0,16

0,0016

435,79

72,151

0,1154

 

С5Н12

0,13

0,0013

354,08

72,151

0,0938

 

∑С6Н14

0,09

0,0009

245,13

86,178

0,0776

 

RSH

0,000015

2E-05

4,3579

56,2

0,0009

 

СН3ОH

0,000015

3E-05

7,354

32

0,0009

 

сумма

 100

1,0

272369

 

17,771

 

 

Температура абсорбции:

 

Тепловой баланс абсорбера составляется для определения температуры, при которой насыщенный раствор амина выводится из аппарата. Уравнение теплового баланса абсорбера имеет вид:

QVc+QAp+Qa=QV+QAн,                                                                               (3.13)

где     Q – количество тепла соответствующего потока, кДж/ч;

Qа – количество тепла, выделяемое при абсорбции компонентов, кДж/ч.

Количество тепла, вносимого в аппарат газовым сырьем при температуре tc=300С равно:

QVc=GVc*Hг(tc),                                                                                       (3.14.)      

где     GVc – количество газового сырья, кг/ч;

Hг – энтальпия газа при температуре ввода сырья в аппарат, кДж/кг.

Энтальпия газовой смеси рассчитывается по формуле:

Нг(tc)=Но-dН,                                                                                           (3.15.)              

где     Но – теплоемкость идеального газа, кДж/кг;

dH – поправка, учитывающая влияние давления, кДж/кг.

Энтальпия вычисляется по формуле:

Но=Σ(Нio*Yi),                                                                                            

где     Yi – содержание i-го компонента, в мольных долях;

Нio –энтальпия индивидуальных компонентов газовой смеси, рассчитаем по формуле:

Нio=А*Т/100+В*(Т/100)2+С*(Т/100)3+D*100/Т                               (3.16)              

где     A, B, C, D – коэффициенты; Т – температура, Т=303К.

В таблицах 3.11 и 3.12. приведены расчеты энтальпии неочищенного и очищенного газа.

Поправка на давление рассчитывается по формуле:

dH=(R*Tп.крсм)*(dH0+Wсм*dH1),                                              (3.17.)                                          

где       dHo и dH1 – поправки, учитывающие влияние давления для энтальпии;

R=8,315 кДж/(кмоль*К) – универсальная газовая постоянная;

Wсм – фактор ацентричности смеси.

Поправка на давление определяется в зависимости от приведенных дав­ления Рпр и температуры Тпр вычисляемых по формулам:

Рпр=Р/Рп.кр,                                                                                       (3.18.)                                                                                        

Тпр=Т/Тп.кр,                                                                                     (3.19.)        

где       Рп.кр. – псевдокритическое давление, Па;

Тп.кр. – псевдокритическая температура, К.

Рп.кр. = S(Y`i* Ркр.i),                                                                         (3.20)        

Тп.кр. = S(Y`i* Tкр.i),                                                                        (3.21.)        

где       Ркр.i – критическое давление i-го компонента,

Tкр.i – критическая температура i-го компонента.

Фактор ацентричности смеси равен:

Wсм=S(Y`i*Wi),                                                                                 (3.22.)      

где     Wi - фактор ацентричности i-го компонента.

Расчет псевдокритических параметров и фактора ацентричности для неочищенного газа приведен в таблице 3.13

Величины приведенных давления и температуры для неочищенного газа при температуре ввода в аппарат:

Рп.кр. = S(Y`i* Ркр.i) = 4,66 МПа, Тп.кр. = S(Y`i* Tкр.i) = 202,59 К

W = 0,035, Рпр=6/4,9=0,86, Тпр=(30+273)/215,6=1,5

dHo=1,76 кДж/кг; dH1=0,15 кДж/кг [25]

dH=(8,315*215,6/18,91)*(1,76+0,035*0,15)=157,97 кДж/кг

Нг(30)=549,67кДж/кг

Расчет псевдокритических параметров и фактора ацентричности для очищенного газа приведен в таблице 3.14.

Величины приведенных давления и температуры для газа, выходящего из аппарата:

Рп.кр.=SY`iкр.i=4,54 МПа, Тп.кр.=SY`iкр.i=198,31 К

W=0,022

Рпр=6/4,58=0,88, Тпр=(40+273)/204,07=1,53

dHo=1,74 кДж/кг; dH1=0,12 кДж/кг [25]

dH=(8,315*198,31/18)*(1,74+0,0993*0,12)=160,49 кДж/кг

Нг(40)=624,28 кДж/кг

Приход тепла с раствором амина:

Qа=А*Нж(tа),                                                                                           

где     Нж(tа) – энтальпия амина, при температуре на входе в абсорбер, кДж/кг;

tа(25) =500С, tа(15) =700С.

 

Таблица 3.11.

Расчет энтальпии Нсм неочищенного газа

Компонент

Yi,

Масс. доли

Коэффициенты

Энтальпия, кДж/кг

A

B

C

D

Hio

Hio*Yi

1

N2

0,00012

99,21

0,73

0,012

20,16

314,30

0,0376

2

СН4

0,7978

154,15

15,12

0,052

56,62

626,02

499,447

3

C2Н6

0,0044

58,65

23,63

0,414

56,15

424,70

1,87651

4

C3Н8

0,001

33,65

26,31

0,54

35,58

370,27

0,3723

5

i-C4Н10

0,0000276

27,32

27,08

0,58

2,74

348,44

0,0096

6

n-C4Н10

0,000093

34,72

26,08

0,55

39,22

372,88

0,03456

7

i-C5Н12

0,0000097

33,59

26,84

0,57

1,61

364,58

0,00355

8

n-C5Н12

0,00000643

26,69

25,99

0,55

28,21

344,09

0,0022

9

C6+

0,00000368

32,73

30,25

0,68

65,85

417,54

0,0015

10

Н2S

0,0602

87,21

2,54

0,0128

25,12

296,21

17,0819

11

2

0,1363

58,62

5,05

0,0119

-11,08

220,66

30,07

12

RSH

7,583Е-10

345,17

2,62Е-07

13

СH3

1,23Е-09

564,56

6,94Е-07

Сумма

1,00

 

 

549,67

 

Таблица 3.12.

Расчет энтальпии Нсм очищенного газа

 

Компонент

Yi,

масс. доли

Коэффициенты

Энтальпия, кДж/кг

A

B

C

D

Hio

Hio*Yi

1

N2

0,000135

99,21

0,73

0,012

20,16

314,30

0,0425

2

СН4

0,992

154,15

15,12

0,052

56,62

626,02

621,095

3

C2Н6

0,0055

58,65

23,63

0,414

56,15

424,70

2,3376

4

C3Н8

0,00125

33,65

26,31

0,54

35,58

370,27

0,4638

5

i-C4Н10

0,000034

27,32

27,08

0,58

2,74

348,44

0,01197

6

n-C4Н10

0,000115

34,72

26,08

0,55

39,22

372,88

0,043

7

i-C5Н12

0,000012

33,59

26,84

0,57

1,61

364,58

0,00442

8

n-C5Н12

0,000008

26,69

25,99

0,55

28,21

344,09

0,00275

9

C6+

0,0000046

32,73

30,25

0,68

65,85

417,54

0,0019

10

Н2S

0,0000022

87,21

2,54

0,0128

25,12

296,21

0,00065

11

2

0,0000001

58,62

5,05

0,0119

-11,08

220,66

0,000022

12

ДЭА

0,000011

345,17

0,00637

13

H2O

 

564,56

0,2717

Сумма

1,00

 

 

624,28

 

Таблица 3.13

Расчет псевдокритических параметров и фактора ацентричности для неочищенного газа

 

№№

Компонент

Y`ci=Vci/S Vсi,

мольн. доли

Ркрi, МПа

Ткрi, К

Wi

Pкрi*Y`ci, Па

Ткрi*Y`ci, К

Wi*Y`ci

1

N2

0,009

3,398

126,3

0,1

0,03058

1,137

0,0009

2

СН4

0,8128

4,605

190,55

0,0104

3,743

154,88

0,0085

3

C2Н6

0,0528

4,875

305,43

0,0986

0,2574

16,127

0,0052

4

C3Н8

0,0208

4,248

369,82

0,1524

0,088

7,692

0,00317

5

i-C4Н10

0,003

3,647

408,1

0,185

0,0109

1,224

0,000056

6

n-C4Н10

0,0055

3,796

425,2

0,201

0,020878

2,339

0,0011

7

i-C5Н12

0,0016

3,381

460,4

0,222

0,0054

0,73664

0,00036

8

n-C5Н12

0,0013

3,369

469,6

0,254

0,0044

0,61

0,00033

9

C6+

0,0003

3,013

507,3

0,301

0,0027

0,4567

0,00027

10

Н2S

0,0335

9

373,6

0,04

0,3015

12,52

0,00134

11

СО2

0,0588

7,375

304,2

0,231

0,4337

17,89

0,0136

12

RSH

0,000016

5,42

499

0,09

0,000087

0,008

0,000001

Сумма

1,00

 

4,8994

215,63

0,0352

 

 

Таблица 3.14

Расчет псевдокритических параметров и фактора ацентричности для очищенного газа

 

№№

Компонент

Y`i=Vi/S Vi,

мольн. доли

Ркрi, МПа

Ткрi, К

Wi

Pкрi*Y`ci, Па

Ткрi*Y`ci, К

Wi*Y`ci

1

N2

0,0099

3,398

126,3

0,0104

0,0337

1,25

0,00099

2

СН4

0,9921

4,605

190,55

0,0986

4,122

170,58

0,0093

3

C2Н6

0,0055

4,875

305,43

0,1524

0,283

17,76

0,0057

4

C3Н8

0,00125

4,248

369,82

0,185

0,097

8,47

0,00349

5

i-C4Н10

0,000034

3,647

408,1

0,201

0,0012

1,348

0,00061

6

n-C4Н10

0,000115

3,796

425,2

0,222

0,023

2,575

0,0012

7

i-C5Н12

0,0000012

3,381

460,4

0,254

0,0596

0,811

0,00039

8

n-C5Н12

0,000008

3,369

469,6

0,301

0,0048

0,672

0,00036

9

C6+

0,0000046

3,013

507,3

0,04

0,00299

0,5029

0,0003

10

СО2

0,0000001

7,375

304,2

0,1

0,0018

0,0604

0,000046

11

Н2S

0,0000022

9

373,6

0,231

0,000295

0,01

0,0000016

12

ДЭА

0,000011

8,1

512,6

0,556

0,000037

0,00287

0,00000195

13

Н2О

0,000027

22,4

647,4

0,348

0,0000597

0,0134

0,0000024

Сумма

 

 

4,5885

204,07

0,0225

 

Энтальпию рассчитываем по формуле:

Нж(tа)=С*tа,                                                                                            

где     С – теплоемкость водного раствора абсорбента, кДж/(кг*с)

С(500С)=3,52 кДж/(кг*с) → Нж(tа25)=50*3,52=176 кДж/кг

С(700С)=3,74 кДж/(кг*с) → Нж(tа15)=70*3,74=261,8 кДж/кг

Количество тепла, выделяемое в единицу времени при абсорбции СО2 и H2S и 50%-ном водном растворе амина рассчитывается по формуле:

Qа=Gк*gа,                                                                                                

где       gа – теплота хемосорбции СО2 и H2S, кДж/кг.

Теплота хемосорбции рассчитывается:

ga=SRi*Xi,                                                                                               

где       Ri – теплота хемосорбции i-го кислого компонента, кДж/кг;

Xi – доля компонента в смеси кислых компонентов.  

Теплота хемосорбции [14] принимается равной:

R(CO2)=1634,7 кДж/кг,

R(H2S)=1573,2 кДж/кг,

R(RSH)=675,4 кДж/кг.

Расчет теплоты хемосорбции H2S и СО2 сведен в таблицу 3.15

 

Таблица 3.15

Расчет теплоты хемосорбции H2S и СО2

 

Компо-

нент

Поглощ. кол-во Gi, кг/ч

Xi=Gi/SGi

масс. доли

Теплота хемо-

сорбции Ri, Дж/кг

Ri*Xi

1

H2S

15285,6

0,305

1634,7

498,96

2

СО2

229810,5

0,691

1573,2

1087,77

3

RSH

116,49

0,003

675,4

2,158

Сумма

50080,37

1,00

 

1588,88

 

Тепловой баланс абсорбера представлен в таблице 3.16

 

 

Таблица 3.16.

Тепловой баланс абсорбера

 

Поток

Кол-во, кг/ч

Т, 0С

Н, кДж/кг

Количество тепла

кДж/ч

кВт

Приход

Q(Vc)-неоч. газ

254100

30

549,675

139672418

38797,89

Q– рег. абс.

459974,59

55

218,9

100688438

27969,01

Qa – тепло абс-ции

50080,37

15,89

795782,32

221,05

Сумма

714074,59

 

 

241156638

66987,955

Расход

Q(V)-очищ. газ

204012,391

40

624,28

127340629

35372,397

Q(Aн) – нас. абс.

510062,21

 

Htн(ж)

113816008

31615,558

Сумма

714074,6

 

 

241156638

66987,955

 

Расход Q(Ан) с насыщенным абсорбентом вычисляется на основе теплового баланса абсорбера:

Q(Ан) = 66987,955-35372,397=31615,558 кВт

Htж=3600*Q(Aн)/Ан=3600*31615,558/510062,21=223,149 кДж/кг

 

Расчет диаметра абсорбера

Диаметр абсорбера в наиболее нагружен. нижнем сечении рассчитывается по формуле:

=4,600 м                                            (3.23)              

К0 – коэффициент зависит от типа тарелки (для клапанной тарелки К0 = 0,3)

       С – коэффициент зависит от расстояния между тарелками (при расстоянии между тарелками 0,7 м. для абсорберов С =520)

кг/м3

Принимаем два абсорбера с диаметром равным 4,6 м.

                                                         

Расчет высоты абсорбера

 

Рабочая высота абсорбера рассчитывается по формуле.

                                                                                  

где    h1 – высота верх камеры, м.

         HT- высота тарельчатой части

         H2-высота нижней камеры

h1 = L=3,2 м; h2 = 1,5Д=6,9 м; h2=1,5Д=6,9 м.

НТ=0,7·(25-1)=16,8 м.

НР=3,2+4,8+16,8=30,6 м.

Принимаем высоту абсорбера Н=30 м.

 

 

 

3.3. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВВАНИЙ

3.3.1.Выводы

 

  1. При переработки газа Каракачаганакского месторождения на III очереди Оренбургского газоперерабатывающего завода расход абсорбента увеличится.
  2. При увеличении концентрации амина в абсорбенте увеличивается доля извлекаемых компонентов.
  3. При увеличении доли МДЭА в абсорбенте увеличивается расход абсорбента.
  4. При увеличении доли МДЭА в абсорбенте увеличивается унос углеводородов, что приводит к дополнительной нагрузке на экспанзер.
  5.  При увеличении температуры степень поглощения кислых компонентов будет увеличиваться.
  6. При уменьшении концентрации амина увеличивается унос воды с очищенным газом.
  7. Оптимальным вариантом для переработки Каракачаганакского газа будет абсорбент с концентрацией аминов 50% (ДЭА-25%, МДЭА-25%).

 

Сводная таблица материальных балансов предлагаемых вариантов

Таблица 3.17.

Статьи прихода

Обозначения

Расход кг/ч

I

II

III

IV

1. Исходный газ

    у/в

    Н2S

    CO2

 

204168.64

 

15286.05

 

34627.32

204168.64

 

15286.05

 

34627.3

204168.64

 

15286.05

 

34627.3

204168.6

 

15286.05

 

34627.32

2. Регенерированный раствор амина ДЭА+МДЭА

     H2O

 

135324.58

 

315757.36

229978.3

 

229978.3

235190.23

 

35785.34

228588.21

 

228588.21

 

Всего:

705181.94

714074.59

842075.6

711258.42

Статьи расхода

 

 

 

 

 

1. Влажный отходящий газ

сухой отходящий газ

водяные пары

 

203832.89

596.48

203817.1

160.61

203719.3

578.06

203819.23

37.95

2. Механический унос раствора амина

 

32.4

32.4

32,4

32,4

3. Насыщенный раствор амина

ДЭА+МДЭА

     Н2О

     Н2S

       CO2

 

135305.68

315138.2

15285.6

34627.32

344.755

229968.8

229810.5

15285.6

34627.3

351.552

23173.33

352187.84

15285.6

34627.32

449.38

228568.37

228534.06

15285.6

34627.3

349.41

Всего:

705163.95

714053.9

842053.2

711254.34

 

 

 

 

 

  1. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

 

Источниками загрязнения окружающей среды на установке ЗУ-370 мо­гут быть организованные и неорганизованные выбросы.

Согласно определению ГОСТ 17.2.1.04-77 неорганизованным выбросом является «промышленный выброс, поступающий в атмосферу в виде ненаправ­ленных потоков газа, в результате нарушения герметичности оборудования, от­сутствия или неудовлетворительной работы оборудования по отсосу газа в мес­тах загрузки, выгрузки или хранения продукта». На установке ЗУ-370 рабо­тающей в регламентном режиме в состав неорганизованных выбросов входят: не герметичность сальниковых узлов клапанов и арматуры, неплотности флан­цевых соединений.

Организованный выброс, согласно ГОСТ 17.2.1.04-77 - это «промыш­ленный выброс, поступающий в атмосферу через специальные газоходы, воз­духоводы и трубы. На установке организованные выбросы предусмотрены тех­нологией процесса, они включают в себя: вентиляционные выбросы, выбросы от факелов и дымовых труб.

Основная задача охраны окружающей среды - сведение к минимуму за­грязнений воздушного и водного бассейнов. Для этого необходимы такие меры, как максимальная герметизация оборудования на установке: сальниковые узлы должны быть снабжены набивкой, а фланцевые соединения уплотнительными прокладками. Персонал установки обязан следить за состоянием обслуживае­мого оборудования, контролировать ход ведения технологического процесса, а также при необходимости устранять обнаруженные неисправности.

Сточными водами установки очистки газа являются стоки с наружной технологической площадки, сбросы воды после промывки аппаратов и гидро­испытаний оборудования, сбросы из бытового помещения и насосной. Про­мывные воды (с присутствием ДЭА, МДЭА, ЭМС, кислой воды) после промывки фильтров, ёмкостей, трубопроводов поступают в железобетонные сбор­ники, откуда вывозятся вакуум машинами на узел подготовки химически-загрязнённых стоков на очистных сооружениях завода (У-120) для утилизации. Отходами также являются рекуперированные углеводороды и этиленгликоль, которые поступают в подземные ёмкости-сборники, откуда периодически отка­чиваются по линии некондиции на У-330 или на У-120.

Контроль над качеством сбрасываемых стоков ведёт лаборатория охраны окружающей среды. В период эксплуатации установки колодцы промышленной канализации должны быть закрыты крышками и засыпаны песком. Во время капитального ремонта установки должна производиться очистка канализации, герметизация швов, необходимо наличие и исправность гидрозатворов.

 

4.1. ВЫБРОСЫ В АТМОСФЕРУ

 

Источниками выбросов вредных веществ в атмосферу являются: трубы печей блока фракционирования и регенерации абсорбента, утечки через фланцевые соединения, сальники, торцевые уплотнения, вентиляционные выбросы, выбросы при проведении газоопасных работ, утечки через неплотности оборудования и коммуникаций, сбросы на факел.

Контроль за выбросами в атмосферу ведёт лаборатория окружающей среды. Результаты всех анализов и показаний, регистрируемых приборами, за­носятся в специальный журнал анализов, находящийся в операторной. Во всех случаях обнаружения опасных концентраций веществ (более ПДК) начальники лабораторий немедленно ставят в известность руководство установки, произ­водства, завода. Устанавливаются причины превышения ПДК веществ, с по­следующим их устранением, и повторным проведением анализов.

Контроль за правильностью показаний автоматических газоанализаторов осуществляет служба КИП и А по утверждённому главным инженером объединения графику, согласованному с главным метрологом.

Места отбора проб определяются графиком контрольной рабочей зоны, согласованных с санитарной эпидемиологической станцией.

Оценка состояния воздушного бассейна включает определение потенциальной опасности его загрязнения в зависимости от природно-климатических факторов территории, определяющих способность атмосферы рассеивать и ад­сорбировать загрязняющие вещества.

Перечень загрязняющих веществ, присутствующих в выбросах с уста- ­новки и величины их ПДК в воздухе приведены в таблице 4.1. [23]

 

Таблица 4.1

Перечень загрязняющих веществ

Код веще­ства

Наименование загрязняюще­го вещества

Класс опас­ности

ПДКмр

мг/м

Выбросы загрязняющих

ве­ществ

г/сек

т/год

410

УВ

50,0 (ОБУВ)

0,7046

32,7012

337

СО

     4

5,00

9,316

291,161

301

N02

2

0,085

2,714

81,605

330

S02

     3

0,5

       0,619441

      18,0787

333

H2S

     2

       0,008

     0,017124

         0,83316

1716

RSH

     3

     0,00005

     0,000826

         0,02645

703

Бенз/а/пирен

     1

     0,000001

0,000001659

       0,0000498

Итого:

13,371992659

424,4055598

 

 

 

 

 

При остановке на ремонт установки происходят залповые выбросы вредных веществ в атмосферу: на факел, периодичностью один раз в год, про­должительностью шесть часов; неорганизованные выбросы, периодичностью один раз в год, продолжительностью восемнадцать часов. Валовой выброс загрязняющих веществ, при залповых выбросах составит -5,4121760738 тонн/год.

Данные по количеству и наименованию загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферный воздух, приняты по «Проекту нормативов предельно допустимых выбросов вредных веществ в атмосферу для Оренбургского газо­перерабатывающего завода».

Загрязнения SO2 происходит в основном при сжигании высокосернистых нефтепродуктов. В атмосфере газ распределяется крайне неравномерно. Эта неравномерность обуславливается относительно небольшой продолжительностью существования SO2 и неравномерным распределением основных источников- промышленных районов. Над континентальными областями она равна приблизительно 10 часам. В течение этого времени SO2 распределяется в нижнем слое атмосферы в высоту 9÷11 км на расстоянии до 500 км. При трансформации в атмосфере SО2 превращается в сульфаты и сернистую кислоту. Ре­акция перехода в сульфаты особенно быстро протекает в присутствии аммиака. С увеличением влажности воздуха идет процесс образования серной кислоты H2SO4. Выбросы H2S определяются процессами очистки природного газа. Вредное воздействие на человека H2S оказывает при концентрации равной 0,008 мг/м3. В зоне выброса его концентрация значительно выше.

Выбросы в атмосферу NOX происходят при сжигании топлива, так как в процессе сжигания участвует воздух (концентрация азота в воздухе достигает 78 %). Содержание NOX в нижнем слое атмосферы 2÷5*10-7 мг/м3 и это в основ­ном NO. Время существования NOX составляет 3÷4 суток.

Углеводороды Сn Нm по различным оценкам в атмосферу поступают от 20 до 100 млн.т/ год. В их составе выделяют три класса: парафины, нафтены, ароматические углеводороды.

В результате неполного сгорания топлив в атмосферу поступают поли­циклические ароматические углеводороды. Они довольно устойчивы, способны накапливаться в окружающей среде и вызывать различные виды онкологиче­ских заболеваний. Индикаторным веществом на присутствие всей группы ароматических углеводородов является бенз/а/пирен (ПДК=1*106 мг/м3).

Основными источниками аэрозолей служит сжигание топлива, выбросы газодобывающих и перерабатывающих установок, хранение, погрузка и транс­порт серы. При химических превращениях SO2, СО2 и NOX в атмосфере образу­ются вторичные аэрозоли. В результате переработки сероводородсодержащего газа в атмосферу попадают RSH, NH3, пары СН3ОН и диэтиленгликоля, используемых в качестве ингиби­торов коррозии, а так же дым, шлам, копоть.

 

4.2. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ ВЫБРОСОВ             ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ

 

В процессе аминовой очистки газа предусмотрены необходимые меры для максимального сокращения выбросов вредных веществ в атмосферу за счёт применения соответствующих материалов для аппаратов, арматуры, трубопроводов, стойких к перерабатываемым продуктам.

Для предотвращения выбросов сероводорода, меркаптанов, сераоргани-ческих соединений, газообразных углеводородов в атмосферу предусмотрены следующие меры:

- сбросы с ППК и предохранительных мембран направляются только в закры­тую систему факельных линий на сжигание;

- МДЭА, ДЭА, ЭМС, кислая вода собираются в подземную ёмкость сбора аминовых шламов, а затем откачиваются насосом в автоцистерну, и выво­зятся на У-120;

- на территории установки расположены датчики, подающие предупредитель­ный сигнал обслуживающему персоналу в случае загазованности.

Кроме того, возможны аварийные выбросы в результате нарушений технологического режима, разрушения стенок аппаратов и трубопроводов коррозией.

На установке аминовой очистки коррозионно-содержащей средой является насыщенный серосодержащими компонентами раствор амина, кислые газы, направляемые на установку Клауса, а так же сырой газ, содержащий сероводород. Для того чтобы предотвратить разрушение стенок аппаратов, необходимо:

  1. Проводить контроль и периодическое освидетельствование трубопроводов с помощью ультразвуковой рентгенографии.
  2. Проводить осмотр и ремонт внутренней поверхности всего колонного     оборудования во время планово-предупредительных ремонтов установки.
  3. Замерять твердость металла трубопроводов с помощью прибора Польди.
  4. Применять коррозионностойкие металлы для изготовления аппаратов и трубопроводов, работающих в агрессивных средах.
  5. Защищать крепежные детали при помощи ингибирующей смазки.

Эти мероприятия позволяют предотвратить аварийные выбросы вредных веществ.

 

4.3. ПЛАТА ЗА ВЫБРОСЫ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ

 

Постановление администрации Оренбургской области «Об установле­нии коэффициента платы за выбросы, сбросы загрязняющих веществ в окру­жающую природную среду и размещение отходов» от 07.03.2002. № 32-п ут­вердило:

  1. Установить коэффициент экологической ситуации равный - 2.

Таблица 4.2

Исходные данные для расчёта платы за выбросы

Коэффици­ент эколо­гической     ситуации.

Наименова­ние вредного       вещества.

Норматив платы за выбросы за одну тонну, руб.

Плата за выбросы, руб.

 

 

 

   2

 

 

УВ

1,2

2,4

СО

0,6

1,2

NO2

35

70

S02

40

80

H2S

257

514

RSH

20498

40996

Бенз/а/пирен

2049801

4099602

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 4.3

Результаты расчёта платы за выбросы

Наимено­вание         вы­броса

Код вред­ного       ве­щества.

Состав         выбросов

г/сек.

Состав       выбросов тонн/год.

Цена за     тонну вы­броса, руб.

Плата за выбросы, руб.

Общие постоянно действующие неорганизованные выбросы с установки, включающие в себя: утечки, потери при отборе проб, потери при обслужива­нии средств КИП и А.

УВ

410

       0,2306

    7,2722

2,4

17,4533

SO2

330

    2,41*10 - 4

       0,008

80

0,6080

H2S

333

       0,012

    0,3784

514

194,51405

RSH

1716

    7,8* 10 - 4

       0,025

40996

1008,4229

Печь F01

N02

301

       0,587

     16,916

70

1295,814

S02

330

    0,2133

     6,1425

80

538,1303

УВ

410

       0,038

     1,105

2,4

2,87608

CO

337

     0,384

     11,048

1,2

14,5318

Бенз/а/пирен

703

3,66* 10 - 7

1,05*10 - 5

4099602

47,3183

Печь F02

N02

301

     0,877

   25,269

70

1935,995

SO2

330

   0,3186

   9,1752

80

786,7854

УВ

410

     0,057

     1,65

2,4

4,3141

CO

337

     0,573

   16,503

1,2

21,6842

Бенз/а/пирен

703

5,47* 10-7

1,58*10-5

4099602

70,7189

Насосная

H2S

333

   0,0051

   0,454

514

82,6685

УВ

410

     0,170

   16,083

2,4

12,8667

Неорганизованные выбросы при остановке на ремонт установки, периодич­ностью 1 раз в год, продолжительностью 18 часов.

УВ

410

     41,034

     2,659

2,4

3105,7157

H2S

333

   0,01283

     0,0008

514

207,9679

RSH

1716

     0,0169

     0,0011

40996

21849,1626

Выбросы на факел при остановке на ремонт установки, периодичностью 1раз в год, продолжительностью 6 часов.

УВ

410

     0,9766

   0,0211

2,4

73,9153

СО

337

     39,065

   0,8438

1,2

1478,3446

N02

301

       5,86

   0,1266

70

12936,067

SO2

330

     81,41

   1,7585

80

205387,66

H2S

333

     0,0563

   0,0012

514

912,5951

RSH

1716

     0,0035

   7,6* 10-5

40996

4524,9745

Бенз/а/пирен

703

3,42* 10 - 6

7,38* 10-8

4099602

442,1549

Наимено­вание         вы­броса

Код вред­ного       ве­щества.

Состав         выбросов

г/сек.

Состав       выбросов тонн/год

Цена за     тонну выброса, руб.

Плата за выбросы, руб.

Выбросы на факел при существующем положении.

УВ

410

     0,209

     6,591

2,4

15,8185

СО

337

     8,359

   263,61

1,2

316,3313

NO2

301

       1,25

     39,42

70

2759,4

S02

330

     0,0873

     2,753

80

220,2474

H2S

333

   2,4*10-5

   0,00076

514

0,3890

RSH

1716

   4,6*10-5

   0,00145

40996

59,4711

Бенз/а/пирен

703

   7,46*10-7

   2,35*10-5

4099602

96,4466

Итого:                                                                                                           260421,3643

                     

Состав выбросов определяли по данным [23].

 

4.4. СТОЧНЫЕ ВОДЫ

 

По степени воздействия на окружающую среду одно из первых мест принадлежит жидким промышленным отходам. Они загрязняют водоёмы, про­никают в почву, испаряясь, загрязняют атмосферу.

Сточные воды, образующиеся в результате различных неполадок техно­логического оборудования, промывки и пропарки аппаратов и трубопроводов, сбрасываются в промканализацию.

По охране водного бассейна предусмотрены следующие мероприятия:

-   подключение установки к очистным сооружениям;

-  постоянный контроль состава оборотной воды и воды в пожарном резервуа­ре;

- постоянный контроль со стороны лаборатории охраны окружающей среды за сточными водами.

По загрязнённости стоки, поступающие на очистные сооружения, делят­ся на три категории:

  1. Хозфекальные и промышленные стоки.
  2. Промышленные стоки КТЭЦ.
  3. Химически загрязнённые стоки.

На очистных сооружениях они пропускаются через гидро­циклоны, где происходит отделение и отмывка механических примесей от ор­ганических соединений. В отстойной ёмкости происходит расслоение стоков на водную и углеводородную фазу. Водная фаза откачивается на У-120 для закач­ки в пласт, углеводородная фаза - на У-330 для дальнейшей переработки.

Стоки прошедшие биологическую очистку на очистных сооружениях используются для полива сельскохозяйственных культур на полях орошения.     Такая схема очистных сооружений предотвращает загрязнение бассейна р. Урал

органическими соединениями.

                                                                                                                        Таблица 4.4

Наиме­но-вание стока

Место         образования

Объ­ём стоковм3/час

Состав сточных вод

НТД по кото­рому установлена норма

загрязнений стоков

Периоди-чность стоков

Направ­ление стоков

Промывная вода

Аппараты и   трубопроводы промываемые на ремонте

30

вода, мех.     примеси,

остаточное содержание аминов, МЭГ и углеводо- родов

регламент на эксплуа-тацию

очистных   со­оружений от 01.10.1991г

один раз в год

на заво­дские очист­ные   со­оруже­ния

Про­мывная

вода

Фильтры 372FL01

15

Вода, пара­фины,   следы     аминов и углеводо­родов

Регламент   на эксплуатацию очистных   сооружений от 01.10.1991г.

Один раз в десять

дней

На заво­дские

Очист-ные сооруж-ения

Про­мыв­ная вода

Фильтры 372FL02 372FL03

3

Вода,   взве­си   угля, следы ами­нов и угле­водородов

Регламент   на эксплуатацию очистных со­оружений от 01.10.1991г.

Два раза в     год при   за­мене уг­ля

На заво­дские очист­ные   со­оружения

 

 

 

4.5. ТВЁРДЫЕ ОТХОДЫ

 

Твёрдыми отходами на установке являются: отработанный активирован­ный уголь из аминовых фильтров; твёрдые бытовые отходы (ТБО), отходы та­ры, строительные отходы.

Твёрдые отходы сортируются и вывозятся с установки в строго опреде­лённые места. Для Оренбургского ГПЗ принята ширина санитарно-зашитной зоны 1500 метров.

Таблица 4.5

Состав и количество твердых отходов

Наимено­вание     от­ходов.

Место об­разования.

Количест­во, т/год.

Состав от­ходов.

Периодич­ность обра­зования.

Место захо­ронения, утилизации.

Отрабо­танный ак­тивиро­ванный уголь

Фильтры 372FL02 372FL03

36

Уголь, на­сыщенный продукта­ми   разло­жения этаноламинов

Два раза в год (соглас­но графику)

Полигон складирова­ния     твёр­дых     отхо­дов

Твёрдые бытовые отходы

Установка ЗУ-370

     1,350

Твёрдые бытовые отходы

В течение всего года из расчёта 50 кг на че­ловека

Полигон складирова­ния     твёр­дых     отхо­дов

Бумажные мешки     из-под угля

При пере­загрузке фильтров 372FL02 372FL03

0,8

Бумажные мешки

Два раза в год (соглас­но графику)

Полигон складирова­ния   твёр­дых       отхо­дов

 

Количество строительных отходов отнормировано.

Существует четыре класса опасности твёрдых отходов. Класс опасности отхода - характеристика, отражающая потенциальную опасность отхода для окружающей среды и человека в дискретной форме. [7]

Все твердые бытовые отходы с установки ЗУ-370 относятся к четвёрто­му классу опасности. [2]

При размещении токсичных отходов на специализированных по их обезвреживанию, захоронению и хранению полигонах плата с природопользователей за размещение не взимается, а природопользователи в установленном порядке осуществляют страхование размещаемых отходов в связи с экологиче­ским риском.[2]

 

5.ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

5.1.ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА И ОБОСНОВАНИЕ РЕШЕНИЙ

 

Установка ЗУ-370 предназначена для очистки природного газа, а также газов стабилизации углеводородного конденсата от сероводорода. Процесс очистки газа является непрерывным и полностью автоматизированным.

Номинальная производительность установки по газу - 5 млрд. м3/год.

 

5.2.РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПО ТРУДУ

 

На установке очистки газа от кислых компонентов при непрерывном производстве установлен восьмичасовой рабочий день. Баланс рабочего време­ни представлен в таблице 5.1.

Таблица 5.1.

Баланс рабочего времени.

Наименование

Количество

Дни

Часы

Календарный фонд рабочего времени

365

8760

Нерабочие (выходные дни)

146

3504

Номинальный фонд рабочего времени

219

5256

 

Число бригад для обслуживания установки при восьмичасовом рабочем дне: 365*4/251=6 бригад.

Производительность труда на установке определяется по формуле:

Пт = Qц/Т,

где     Qц - количество целевой продукции, 5 млрд. м3/год;

Т — количество работающих человек, определяется из штатного распи­сания.

Таблица 5.2.

Количество человек, работающих на установке, и их разряды

Должность

   Разряд

       Количество человек

Начальник установки

       ИТР

         1

Механик установки

       ИТР

         1

Старший оператор

         6

         6

Оператор

         5

         12

Машинист

         6

         5

Машинист

         5

         2

Итого

       —

         27

 

Фонд заработной платы при среднемесячной зарплате 15000 рублей в месяц:

27человек*15000 *12=4860000 рублей.

 

5.3.ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

 

Расчет годовых затрат по технологической установки 3У-370

Таблица № 5.3.

наименование статей затрат

единица измерения

годовой объём по I варианту

годовой объём по II варианту

цена за ед. в руб.

годовая сумма затрат по I варианту, в тыс.руб.

годовая сумма затрат по II варианту, в тыс.руб.

 
 
 
 

Энергия:

 

 

Электроэнергия

к Вт/ч

31116666

31119833

1,21

37651,17

37655,0

 

водяной пар

Гкал

27462

27462

337,57

9270,35

9270,35

 

Вспомогательные материалы:

 

 

хим. очищенная вода

м3

720

640

29,84

21,48

19,1

 

ДЭА

тонна

180

210

39042,7

7027,693

8198,9754

 

МДЭА

тонна

180

210

42415,

7634,772

8907,23

 

ЭМС

тонна

60

60

44000

2640

2640

 

техническое полотно

тонна

0,310

0,310

93500

28,985

28,985

 

антивспениватель амина

тонна

1,3

1,3

13922

18,1

18,1

 

асбестцеллюлоза

тонна

3,05

3,05

101300

308,96

308,96

 

активированный уголь

тонна

28,3

28,3

58875

16666,16

16666,16

 

метанол

тонна

34,32

34,32

5502,4

188,84

188,84

 

топливный газ

тыс.м3

29290,2

29290,2

480

14059

14059

 

 

сточные воды

м3

34750

34750

44,62

1550,55

1550,55

 

Заработная плата

 

 

 

 

4228,2

4228,2

 

Единый социальный налог

 

 

 

 

631,8

631,8

 

Амортизационные отчисления

 

 

 

 

71

71

 

Итого:

 

 

 

 

87124

89568,9

 

Годовой объём переработки

тыс.м3

5000000

5000000

 

 

 

 

Себестоимость переработки сырого газа

руб./тыс. м3

 

 

 

17,42

17,91

 

 

Технико-экономические показатели

Таблица 5.4.

 

Показатели

Единицы измерения

Исследование абсорбента

 

До внедрения

После внедрения

 
 

1. Объём производства

млрд. м3/год

5

5

 

2. Численность

человек

27

27

 

3. Энергия

кВт.*ч

37651,17

37655

 

4.Хим. очищенная вода

м3

720

640

 

5. ДЭА

тонн

180

210

 

6. МДЭА

тонн

180

210

 

7. ЭМС

тонн

60

60

 

8. Затраты на переработку

тыс. руб.

87124

89568,9

 

9. Себестоимость переработки сырого газа

руб./тыс.м3

17,42

17,91

 

 

 

 

 

 

 

6.ОХРАНА ТРУДА.

 

6.1.ОПАСНЫЕ И ВРЕДНЫЕ ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ФАКТОРЫ

 

На персонал занятый эксплуатацией установки очистки природного газа от кислых компонентов воздействуют следующие опасные и вредные производственные факторы.

 

6.1.1.Физические факторы

  1. Двигающиеся машины и механизмы, подвижные части прои­зводственного оборудования.

К этой категории относится внутризаводской транспорт, грузоподъемные краны, вращающиеся части насосного оборудования, вентиляторов, аппаратов воздушного охлаждения.

2.Повышенная загазованность и запыленность воздуха рабочей зоны.

Даже при нормальной работе технологической установки в воздух       рабочей зоны выделяются вредные вещества: при проведении газоопасных       работ, из-за неплотностей во фланцевых соединениях.

В аварийных ситуациях (разрушение оборудования) выделение вредных веществ в воздух рабочей зоны увеличивается в сотни и тысячи раз.

Для защиты обслуживающего персонала от вредных веществ применя­ются средства индивидуальной и коллективной защиты: противогазы марки БКФ, шланговые противогазы - ПШ-1, ПШ-2, изолирующие аппараты АД-342.

  1. Повышенная     или     пониженная     температура     поверхностей оборудования, материалов.

Высокая температура (до+200°С) создает угрозу тяжелых ожогов, низкая температура (до -30°С) создает угрозу обморожений.

Для защиты персонала от пониженной или повышенной температуры применяется теплоизоляция поверхностей трубопроводов и аппаратов,             ограждение горячих участков.

  1. Пониженная или повышенная температура воздуха рабочей зоны.       Неблагоприятные   метеоусловия   (резко-континентальный   климат   в области) создают условия для простудных заболеваний, обморожений, радикулита в холодный период года. Этому способствует низкая температура (до -30°С), сильный ветер, осадки.

Высокая температура летом (до+35°С), сильная солнечная радиация

могут привести к тепловым и солнечным ударам, ожогам открытых участков тел.

Для защиты от пониженных температур используются системы отопле­ния, пункты обогрева, спецодежда. Для защиты от повышенных температур используются системы приточно-вытяжной вентиляции и кондиционирования воздуха.

  1. Повышенный уровень шума на рабочем месте.

На территории предприятия (на рабочем месте, в рабочих зонах, в производственных помещениях) установлен допустимый уровень шума и эквивалентный уровень звука - 85 дБ.

В связи с применением насосно-компрессорного оборудования большой единичной мощности, эквивалентный уровень звука достигает 95-100 дБ.

Для защиты от повышенного уровня шума применяются:

-   коллективные       средства       зашиты       (противошумные       кабины, шумопоглощающие перегородки, изоляция);

-   индивидуальные   средства   защиты   (наушники   ВЦНИИОТ,   вкладыши «Беруши»).

  1. Повышенный уровень статического электричества.

При движении газа и жидкостей по металлическим трубам, внутри технологического оборудования, накапливается статическое электричество с высоким потенциалом 10000-15000 В. Разряд статического электричества может привести к взрывам, пожарам, авариям.

Основным методом снятия статического электричества является:             надежное заземление, исключение свободной струи при наливе и сливе           продуктов.

  1. Повышенный уровень вибрации.

В целях профилактики неблагоприятного воздействия локальной вибра­ции рабочие должны использовать индивидуальные средства защиты: рукавицы или перчатки, специальную виброзащитную обувь.

Для защиты от общей вибрации используются прокладки из вибро-поглощающего материала; массивные фундаменты под трубопроводы, аппа­раты, машины, механизмы. [22]

 

6.1.2.Химические факторы

 

В рабочую зону установки могут выделиться следующие вещества: углеводороды, меркаптаны, сероводород, диоксид серы, окись углерода.

  1. Углеводороды - вещества 4 класса опасности. Воздействует на ор­ганизм человека через дыхательные пути, через кожу. ПДК углеводородов -300 мг/м3, в смеси с сероводородом - 3 мг/м3.

Газообразные углеводороды (C1-C3) - воздействуя через дыхательные пути вызывают возбуждение, головную боль; при концентрациях выше 1,5% объемных - смерть от удушья.

Жидкие углеводороды (С5 и выше) - вызывают покраснение, аллергиче­скую реакцию кожи. При приеме внутрь отравление организма.

2.Сероводород (H2S) - вещество 2 класса опасности. На организм человека действует через дыхательные пути. Нервно-паралитический газ с запахом тухлых яиц. ПДК в рабочей зоне - 10 мг/м3, а в смеси с углеводоро­дами - 3 мг/м3. Порог восприятия обонянием человека - 0,0001% объемных. Наибольшая опасность сероводорода заключается в том, что при концентрации 40 мг/м3 притупляется обоняние. Действие H2S на организм человека зависит от концентрации в воздушной среде. При концентрации 100-300 мг/м3 -головная боль, тошнота, рвота; 500-900 мг/м3 - потеря сознания,   клиническая смерть; 1000 мг/м3 и выше - мгновенная смерть от остановки дыхания.

Основное свойство сероводорода —накопление в низких невентилируемых пространствах с вытеснением кислорода воздуха. Эффект отравления в таких местах сочетается с кислородным голоданием (асфиксией).

3.Сернистый газ (SO2) - продукт горения серосодержащих соедине­ний, бесцветный с острым запахом и вкусом, тяжелее воздуха, токсичен. Вещество 3 класса опасности. ПДК в воздухе рабочей зоны - 10 мг/м3. Сернистый газ обладает резким запахом, сильно раздражает дыхательные пути, разъедает слизистые оболочки глаз. Концентрация 1500-4000 мг/м3 смертельна для человека.

4.Меркаптаны RSH) малолетучие бесцветные жидкости с плотностью меньше единицы. Вещества 2 класса опасности. ПДК в воздухе рабочей зоны -1мг/м . Меркаптаны вызывают рефлекторную тошноту и головную боль вследствие отвратительного запаха. Обладают наркотическим эффектом, характеризующимся особой мышечной скованностью. В больших концентрациях действуют на центральную нервную систему, вызывая судороги и паралич, смерть наступает от остановки дыхания.

5.МДЭА (метилдиэтаноламин) и ДЭА (диэтаноламин) - по степени воздействия на организм человека являются умеренно опасными веществами и относятся к 3 классу опасности по ГОСТ 12.1.007.76. ПДК в воздухе рабочей зоны 5мг/м. МДЭА, ДЭА не образует взрывоопасных смесей с воздухом, по ГОСТ 12.1.044.89 относятся к группе горючих жидкостей.

Температура самовоспламенения - 270° С, вспышки - 120°С.

  1. ЭМС (эфиры метилового спирта) по степени воздействия на организм человека, как малоопасное вещество относится к 4 классу опасности по ГОСТ 12.1.007.76. ЭМС обладают слабыми щелочными свойствами, не оказывают раздражаю­щего действия при попадании на кожу и легко смывается водой.

Смесь ЭМС с МДЭА и ДЭА, т.е. "Экосорб", следует по токсикологическим свойствам классифицировать по наиболее токсичному                             компоненту - по МДЭА и ДЭА. Таким образом "Экосорб" умеренно опасное вещество, 3 класса опасности по ГОСТ 12.1.007.76. ПДК в воздухе рабочей зоны 5 мг/м.

Смесь ЭМС не образует взрывоопасных смесей с воздухом, по ГОСТ 12.1.044.89. относится к группе горючих жидкостей.

Температура самовоспламенения - 330°С, вспышки - 123°С.

Вдыхание паров абсорбента может вызвать кашель и неприятные ощущения в горле. Контакт с кожей - слабое раздражение кожи. Контакт с глазами - сильное раздражение, опухание коньюктивы глаза с возможным химическим ожогом. Прием во внутрь - раздражение ротовой полости, горла, пищевода и желудка, тошнота, рвота, обморочное состояние.

При попадании абсорбента на кожу - вымыть это место с мылом, одежду выстирать. При вдыхании паров - вывести пострадавшего на свежий воздух. При попадании в глаза - промыть глаза большим количеством воды и промы­вать их не менее 15 минут. При приеме вовнутрь выпить не менее двух           стаканов молока или воды. Вызвать врача.

При загорании абсорбента применять огнетушители пенные по ТУ 22-4720-80 или углекислотные по ГОСТ 7276-77 и воду компактной или               распыленной струей.

Для защиты от химически опасных и вредных производственных факторов применяются следующие средства защиты:

- хлопчатобумажная одежда по ГОСТ 27651-88;

       - костюм из специальной ткани с обработкой химически   стойкими растворами (ткань покрывают различными полимерными материалами или вулканизированной резиной);                          

       - резиновые перчатки по ГОСТ 20010-74;

- защитные очки по ГОСТ 12.4.013-85;

- обувь специальная, стойкая к действию кислот, щелочей;

- противогазы индивидуальные фильтрующие   по   ГОСТ   12.4.121-83 с коробкой марки БКФ;

-воздушно-изолирующие аппараты - АД-342;

- противопылевые респираторы.

 
Таблица 6.1.

Характеристики токсичных и взрывоопасных веществ

Вещество

ПДК,

мг/м3

Тем-ра самовоспла­менения, °С

Пределы взрываемости

Класс опаснос­ти

Группа взрыво-опасности

нижний

верхний

Метан

300

537

     5,28

14,1

     4

Т1

Этан

300

515

     3,0

12,5

     4

Т1

Пропан

300

466

     2,4

     9,5

     4

Т1

Одоранты

1,0

299

     2,6

18,2

     2

Т2

Сероводо­род

10

260

     4,3

46,5

     2

ТЗ

Диоксид серы

10

     —

     —

     3

ТЗ

Окись углерода

20

     —

     —

     4

ТЗ

 

 

 

 

 

 

6.1.3.Биологические опасные и вредные производственные факторы

 

Биологические опасные и вредные производственные факторы имеются в системах хозфекальной канализации в виде микроорганизмов и продуктов их жизнедеятельности. Для защиты применяются средства индивидуальной защиты: костюмы, рукавицы, резиновые сапоги, респираторы, противогазы. Большое значение имеет соблюдение правил личной гигиены.

 

6.1.4.Психофизиологические опасные и вредные производственные

факторы

 

Нервно-психические нагрузки, которые возникают при принятии                ответственных решений в аварийных ситуациях, при дефиците времени, при монотонном труде, умственном перенапряжении.

Учитывая эти факторы, рабочая смена на предприятии не должна превышать промежутки более восьми часов. Рабочие одной смены, по прошествии этого промежутка должны покинуть территорию завода. Текущий график должен предусматривать не менее четырёх дней отдыха после производственного цикла для операторов установок очистки газа. Выполнение указанных мер безопасности способствует восстановлению психофизических функций человека.

 

 

6.2.ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ОБОРУДОВАНИЮ И ИНСТРУМЕНТУ, ГАРАНТИРУЮЩИЕ БЕЗОПАСНОСТЬ

ТРУДА

 

Многие аппараты (абсорбера, отстойники, теплообменники, трубопроводы) работают под избыточным давлением (до 5,8 МПа).

Прочность аппаратов и трубопроводов в рабочих условиях обеспечена механическими расчетами при проектировании, а в период эксплуатации -техническими освидетельствованиями, включающими внутренний осмотр, гидроиспытания, методы дефектоскопии. Герметичность аппаратов достигается за счет применения прокладок во фланцевых соединениях, установления заглушек с прокладками, ревизии запорной арматуры.

Надежность оборудования обеспечивается выполнением требований ГОСТ-ов и ОСТ-ов по конструкциям технологического оборудования и их монтажу. Возможность проникновения внутрь аппаратов, их осмотр, ремонт через люки и лазы, наличие съемных перегородок, доступность осмотра сварных соединений, размещение их вне опор, применение эллиптических и полусферических, днищ аппаратов, ограниченное применение чугуна, в основном должна применяться легированная сталь.

Защита от коррозии обеспечивается применением ингибиторов коррозии, использования абсорбентов с учетом их антикоррозионных свойств, за счет инертной подушки в аппарате, которая предотвращает доступ воздуха в аппарат, за счет применения углеродистых и легированных сталей, которые стойки к агрессивным средам, а также за счет покрытия оборудования краской-грунтовкой.

Соблюдение норм технологического режима и безопасности проведения технологического режима обеспечивается системой автоматизации и контроля, которые позволяют основные технологические операции производить из операторной.

Движущиеся и вращающиеся части машин и механизмов снабжаются защитными ограждениями, надежно укрываются, размещенные на безопасном расстоянии от укрываемых деталей. Укрытия должны быть прочными, устойчивыми. После монтажа или ремонта ограждение необходимо поставить на место.

Для защиты обслуживающего персонала от ожогов применяется теплоизоляция на оборудовании, имеющем высокую температуру.

Для защиты от статического электричества аппараты и трубопроводы заземляются. Заземление также снижает скорость электрохимической коррозии оборудования. Сопротивление заземления не более 4 Ом.

Для защиты от вибрации и уменьшения шума используются прокладки из вибропоглощающего материала, массивные фундаменты под трубопроводы, аппараты, машины, механизмы.

Применяются защитные устройства и предохранительные для сосудов работающих под давлением. Применяются электрические, пневматические, гидравлические системы управления. [33]

Все аппараты и трубопроводы, подлежащие ремонту и осмотру, должны быть подготовлены:

-   путем перекрытия задвижек на всех входах и выходах продуктов, уста- новки заглушек;

  • должен быть произведен сброс давления и удаление остаточного газа из системы водяным паром.

 

6.3.РАЗМЕЩЕНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ И ОРГАНИЗАЦИЯ

РАБОЧИХ МЕСТ

 

 

Технологическое оборудование установки размещается на открытой площадке с соблюдением санитарно-защитной зоны. С учетом того, что              установка находится на территории ОГПЗ ширина санитарной зоны не менее     2000 м. С учетом «розы ветров» установка размещается с подветренной           стороны по отношению к соседнему населенному пункту.

Площадка под установку должна быть ровной, с уклоном для стока вод, чтобы не заливалась во время паводков, подъезды должны быть заасфальтиро­ваны, проходы между аппаратами засыпаны щебенкой, остальной грунт уплотнен.

На установке выделяется производственная зона и зона вспомогательного оборудования. В производственной зоне находятся: абсорбер, десорбер, кспанзер, машзал, в котором размещаются насосы, вентиляторы, щит управления и контроля насосами, пожарный инвентарь.

На площадке установки находятся следующие сооружения: машзал,         газоанализаторы, шкафы КИП. Управление системами контроля и                         автоматизации вынесено в отдельное помещение (операторная), где находится обслуживающий персонал.

Операторная — двухэтажное здание с бетонным покрытием, из нее осуществляется управление всей запорной арматурой, снабженной электро- и пневмоприводном, регулирующими клапанами, переключением режимов работы абсорберов, другими технологическими операциями.

В операторной предусмотрено освещение дневным светом через окна, искусственными люминесцентными лампами (дежурное, аварийное), кон­диционирование воздуха посредством бытовых кондиционеров для создания микроклимата в помещении операторной. Имеются два выхода - главный и аварийный.

Приборы автоматизации и контроля выведены на щиты КИП и А. Щиты и другое оборудование операторной с электропитанием заземлены через внутренний и внешний контур заземления.

Операторная обеспечивается средствами связи: номерным телефоном для связи с любым объектом внутри завода, телефон с выходом на городскую АТС, прямые телефоны для связи с диспетчером, пожарной частью, газоспасательным отрядом, селекторная громкоговорящая связь для оповеще­ния на наружную технологическую площадку.

Операторная обеспечивается средствами пожаротушения, индивидуаль­ными и аварийными средствами защиты (кислородно-изолирующие противо­газы АД-342, шланговые противогазы ПШ-1 и ПШ-2, монтажные каски, сапоги резиновые, защитные очки, диэлектрические перчатки, санитарные аптечки, рабочие и аварийные инструменты).

В машзале размещены насосы с шириной проходов не менее 1м. По взрывоопасности он относится к классу В-1, по пожаровзрывоопасности к             категории А. Здание одноэтажное с бесчердачным перекрытием (масса не более 200 кг/м2). Площадь машзала - 1080 м2, высота - 12 м. Имеются ворота, через которые можно вывезти крупногабаритные агрегаты автотранспортом, и двери для обслуживающего персонала. Также имеется запасной выход.

 

 

6.4.СРЕДСТВА И ОБОРУДОВАНИЕ ПОЖАРОТУШЕНИЯ

                                                                                                                                                                                                          

Высокое давление процесса, широкое использование электрической энергии, огнеопасных работ характерны для установки очистки газа.

Основными огнеопасными веществами являются такие как: легкие углеводороды, пирофорные соединения. Возможны также возгорание электрооборудования.

На установке очистки газа предусмотрена система аварийной пожарной сигнализации о повышении предельно допустимых концентраций углеводоро­дов в помещении. От датчиков, реагирующих на повышение температуры при наличии пламени, поступает сигнал на щит в диспетчерскую, с указанием помещения.

Установка комплектуется следующими средствами пожаротушения: порошковые огнетушители ОП-10 в количестве 5 штук, огнетушители ОП-50 в количестве 7 штук, которые находятся на наружной территории установки; огнетушители ОУ-5 в количестве 3-х штук, которые используются для тушения электрооборудования, находящегося под напряжением до 1000В. На территории установки имеются шесть ящиков с песком, каждый из которых оснащен лопатой, багром, топором, ведром.

По периметру технологического отделения снаружи и внутри                       операторной установлены сигнальные кнопочные извещатели ПКИЛ, с               выводом на щит ВПЧ.

К стационарным средствам пожаротушения на установке относятся -семь пожарных гидрантов для подключения пожарной машины, три лафетных ствола, семь сухотрубов (из которых два питаются от пожарного водопровода).

Трубопроводы паро- и азототушения снабжены стояками с вентилями и шлангами. Система подачи автоматическая. Пожарный водопровод имеет на каждом кране пожарные рукава длиной не менее 15 м.

Операторная снабжена прямой телефонной связью с диспетчерской и караулом ВПЧ. Из персонала установки комплектуется добровольная пожарная

дружина во главе с начальником установки и закрепленным инспектором ВПЧ. Члены ДПД обучены методам применения средств пожаротушения, и методам ликвидации пожаров.

Первичные и стационарные средства пожаротушения периодически подвергаются проверке.

 

6.5.СРЕДСТВА ИНДИВИДУАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ РАБОТНИКОВ

 

В соответствии с отраслевыми нормативами, каждый работающий на           установке должен быть обеспечен средствами индивидуальной зашиты:

  1. Спецодежда:

-   костюм хлопчатобумажный, выдаётся на 12 месяцев;

-   костюм ватный, выдаётся на 24 месяца;

-   специальная обувь (ботинки, сапоги), выдаётся на 12 месяцев;

-   валенки, выдаются на 36 месяцев;

-   рукавицы - одна пара, на один месяц;

-   каску с подшлемником, на два года.

  1. Средства индивидуальной зашиты:

-   промышленный фильтрующий противогаз марки БКФ, для защиты     органов дыхания, при содержании вредных газов до 0,5 % объёмных,                   кислорода не менее 18%.

Спецодежда хранится в специально оборудованном помещении, в шкафу с подачей подогретого воздуха для сушки. Для стирки и химической чистки спецодежды в бытовке оборудовано прачечное отделение, где осуществляется и ремонт спецодежды.

Индивидуальные противогазы хранятся в операторной, в специальном шкафу с ячейками. Противогаз имеет бирку с указанием фамилии, установки, марки коробки, номера маски. Противогазы проверяются раз в три месяца в         лаборатории ГСС, раз в месяц на установке ИТР, ежемесячно владельцами.

                Дежурные и аварийные СИЗ, хранящиеся в машзале:

  1. Противогазы БКФ-5 штук.
  2. Противогазы ПШ-1 - 2 штуки.
  3. Воздушно-изолирующие противогазы АД-342 - 3 штуки.
  4. Резиновые сапоги - 1 пара.
  5. Взрывозащитные фонари - 2 штуки.
  6. Спасательные пояса - 2 штуки.
  7. Набор инструмента - 2 комплекта.
  8. Паронитовые прокладки - 1 комплект.
  9. Заглушки разных размеров - 1 комплект.
  10. Сальниковая набивка - 3 кг.
  11. Огнетушитель ОП-50 - 7 штук.
  12. Огнетушитель ОП-10- 4 штуки.

                   В операторной находятся:

  1. Воздушно-изолирующие противогазы АД-342 - 9 штук.
  2. Огнетушитель ОУ-3 — 2 штуки.

Шланговые противогазы ПШ-1, ПШ-2 используются для работы в               аппаратах, колодцах и других местах, где пониженное содержание кислорода.

Воздушно-изолирующий противогаз АД-342 проверяется один раз в три месяца. ГСС осуществляет их необходимый ремонт и закачку баллонов             воздухом. ПШ-1, ПШ-2 проверяется службой ГСС один раз в 6 месяцев.

Аварийные СИЗ и аварийный инструмент хранятся в специальном           аварийном шкафу, который проверяется, пломбируется инженером ГСС по описи.

Также в операторной и в машзале находится аптечка с набором                 медицинских средств, для оказания первой медицинской помощи, она             включает в свой состав: бинты, вату, сердечные средства, желудочные,               болеутоляющие средства, мазь борную, жгут кровоостанавливающий и т.д.

 

 

6.6.ПРИЕМЫ БЕЗОПАСНОЙ РАБОТЫ

 

           К опасным работам на установке относятся:

  1. Технологические - пуск, вывод на режим, переключение, остановка, отбор проб.
  2. Ремонтные работы.
  3. Работы по ликвидации аварий - аварийная остановка, устранение пропусков газа, тушение пожара.

Газоопасные работы - это работы, связанные с осмотром, чисткой, ремонтом аппаратов и трубопроводов, разгерметизацией технологического оборудования и коммуникаций. При проведении газоопасных работ имеется, или не исключена, возможность выделения в рабочую зону взрывопожароопасных и вредных газов или других веществ. Работы при недостаточном содержа­нии кислорода (менее 20 % объемных) также относятся к газоопасным, и проводятся в соответствии с инструкцией по проведению газоопасных работ.

Работы 1 группы газоопасности проводятся с оформлением наряда-допуска, 2 группы - без оформления наряда-допуска, но с регистрацией в специальном журнале, 3 группы газоопасности - это работы по ликвидации возможных аварий и аварийных ситуаций, выполняются в соответствии с мероприятиями, разработанными в плане ликвидации аварий.

Огневые работы - работы, которые связаны с применением открытого            огня, искрообразования и нагреванием до температур, способных вызвать                воспламенение материалов, конструкций. Перед проведением огневых работ должно быть оформлено разрешение на проведение огневых работ. Также            перед проведением этих работ нужно подготовить средства пожаротушения, убрать сгораемые материалы в радиусе -5м, закрыть люки в радиусе - 20 м.            Необходимо подготовить место проведения работ: отсечь ремонтируемый            участок трубопровода или аппарата от действующей запорной арматуры          заглушками, проверить герметичность фланцевых соединений в радиусе — 20 м, обнаруженные утечки устранить. После анализа воздушной среды следует

определить возможность проведения огневых работ (их можно начать при положительных результатах анализа). После проведения огневых работ необхо­димо проверить место проведения этих работ на отсутствие возгорания в течение трех часов.

Эксплуатация сосудов, работающих под давлением, должна проводится в соответствии с требованиями правил по «Эксплуатации сосудов, работающих под давлением». На сосуде работающим под давлением должна быть табличка размером 150-200 мм2, где указано:

-   регистрационный номер;

-   разрешенное давление;

-   дата следующего освидетельствования (ВО и ГИ).

Для работы сосуд должен быть обеспечен необходимыми приборами, запорной и регулирующей арматурой, предохранительными устройствами, блокировками и др.

При переустройстве и реконструкции сосудов сведения о произведен­ных изменениях должны вносится в паспорт сосуда, аппарата. Все аппараты регистрируются в специальной книге учета и освидетельствования сосудов.

Обвязывающие трубопроводы недействующих аппаратов должны быть отглушены. За работающим оборудованием необходим постоянный контроль обслуживающего персонала. Контроль со стороны ОТН 1 раз в 6 месяцев.

К эксплуатации не допускаются сосуды:

-   с истекшим сроком освидетельствования, и без разрешения на перенос сроков;

-   при отсутствии в паспорте разрешения на эксплуатацию;

-   в аварийных случаях, предусмотренных инструкцией по эксплуатации.

При работе с электрооборудованием должны соблюдаться правила, обеспечивающие электробезопасность, такие как: ПУЭ-85, ПТЭ-85, ПТБ-85.

К главным мерам электробезопасности можно отнести:                            

-   электрооборудование должно быть исправным;

-   надежная изоляция и заземление;

-   автоматическое отключение;

-   исправные средства индивидуальной защиты (перчатки, коврики, подстилки, инструмент);

-   на шкафах высокого напряжения должны быть плакаты «смертельно»;

-   шкафы с электрощитами должны быть закрыты;

-   нельзя загромождать проходы к электроустановкам;

-   в случае перерыва подачи электрического тока   — электрооборудование должно быть отключено;

-   тушить электроустановки огнетушителем ОП-10 или ОП-50,   или асбесто­вым (войлочным) покрывалом.

Вентиляционные установки служат для удаления из рабочего помещения избытка тепла, влаги, вредных веществ и подают в помещение чистый воздух.

Для безопасности эксплуатации системы вентиляции необходимо              соблюдать требования:

-   следить за исправной работой вентиляционных агрегатов и степень нагрева        калориферов, электродвигателя, подшипников;

- эксплуатировать только исправную вентиляционную систему;

  • все вращающиеся части должны быть ограждены решетками, кожухами;

-   электродвигатели и вентиляторы должны быть заземлены;

-   помещение вентиляционной камеры должно быть закрытым;

-   нельзя загромождать вентиляционную камеру;

  • в вентиляционной камере должна быть вывешена схема вентиляционной   установки.

Для обеспечения безопасной эксплуатации установки на рабочем месте (операторной) и у начальника установки (контрольный экземпляр) находятся инструкции по эксплуатации установки и её отдельным оборудованиям,       инструкции по технике безопасности, газобезопасности, пожароопасности, электробезопасности в соответствии с перечнем нормативно технической

документации, план ликвидации аварий, технологические и другие схемы, стенды и плакаты по охране труда.

При приеме на работу на ОГПЗ проводится вводный инструктаж с вновь поступившими, затем после стажировки на рабочем месте (не менее 10 смен) проводится проверка знаний на допуск к работе (по охране труда и знаниям по эксплуатации оборудования).

Ежегодно по утвержденному графику проводится проверка знаний у ра­бочих по технике безопасности на допуск к самостоятельной работе,            электро­безопасности, правилам устройства и безопасной эксплуатации              сосудов, рабо­тающих под давлением.

В соответствии с трудовым законодательством на администрацию возлагаются обязанности по контролю за соблюдением техники безопасности и требований инструкций. Ежеквартально начальник установки проводит теку­щий инструктаж по технике безопасности, а также проводит внеочередные и                разовые инструктажи.

На заводе существует служба охраны труда, в задачу которой входит обеспечение, и контроль за соблюдением правил техники безопасности и          промышленной санитарии, разработка мероприятий по повышению уровня охраны труда, внедрение научной организации труда.

На заводе имеется кабинет по охране труда. Ответственность за орга­низацию, оборудование, а также контроль за его работой возлагается на заместителя главного инженера по технике безопасности. Работу кабинета по охране труда проводят в соответствии с годовым и месячным планом.

Методическая и практическая помощь работникам по вопросам охраны труда и участия в их пропаганде. Критический разбор обстоятельств и причин несчастных случаев на предприятиях по информационным письмам              Управления по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по Оренбургской области. Составление актов при приеме объектов в эксплуатацию и решение других вопросов по охране труда.

 

 

6.7.РАСЧЁТ МОЛНИЕЗАЩИТЫ В ЗДАНИЕ НАСОСНОЙ

 

Пожары, взрывы, повреждения от разрядов молний при ее первичном или вторичном воздействии происходят либо при отсутствии молниезащиты, либо при ее неправильном исполнении.

Молниезащита – комплекс устройств, предназначенных для обеспечения безопасности людей, сохранности зданий и сооружений от взрывов, загорания, разрушений, возникающих при воздействии молнии.

Среднегодовая продолжительность гроз по Оренбургской области 40-60 часов в год.

Удельная плотность ударов молний:

n=4 (1/км2 год).

Интенсивность поражений молний N<1 (РД 34).

Категория насосной по пожарной опасности А (взрывопожароопасность).

         Согласно РД 34, здание горячей насосной, по взрывоопасности,

относится к зонам класса В-1а. Следовательно, молниезащита 2-категории.

         Число возможных воздействий молний:

         N=((S+6hx)*(L+6hx))*n*10-6

Где   hx=5.7м - высота

         S=14м - ширина

         L=36.54м - длина

         n=4

         N=((14+6*5.7)*(36.54+6*5.7))*4*10-6=0.00659375<1

         Принимаем зону типа Б с надёжностью защиты 95%.

         Требуемая высота молниеотвода:

         h=(rx+1.63hx)/1.5

         rx=0.5+((S+1)2+(L/2)2)0.5

                rx=0.5+((14+1)2+(36.54/2)2)0.5=24.14 м

         h=(24.14+1.63*5.7)/1.5=15 м

         Размеры зоны защиты молниеотвода:

         ho=0.92h

ro=1.5h

hc=ho-0.14*(L-h)

hо=0.92*15=13.8 м

rо=1.5*15=22.5 м

hс=13.8-0.14*(36.54-15)=10.78 м.

 

 

 

6.8. РАСЧЁТ ВЕНТИЛЯЦИИ В НАСОСНОЙ

 

Расчёт воздухообмена в насосной ведём по основным вредностям, а именно по массе выделяющихся вредных и взрывоопасных веществ, согласно СНиП 2.04.05-91*(приложение17)- «Отопление, вентиляция и кондиционирование». [28]

Определим расход приточного воздуха:

L=LP.3+((zo-L р.з*(zр.з–zп)) / (zy – zп), м3/час,                                           (6.5)

где Lр.з -количество воздуха, удаляемого местными отсосами из рабочей зоны помещения, м3/час, Lp.3.= 0;

     zo - содержание каждого из вредных или взрывоопасных веществ

     поступающих в воздух помещения, мг/час,

     z р.з, z п, z y - концентрации вредного или взрывоопасного вещества, соответственно,   в рабочей зоне,   в приточном воздухе, в удаляемом из помещения воздухе, мг/час.

Ввиду небольшого содержания вредных веществ в наружном воздухе принимаем zп=0. Согласно ГОСТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны» zy принимаем равным ПДК вредного ве­щества в воздухе рабочей зоны. ПДК сероводорода в смеси с углеводородами составляет 3 мг/м3, следовательно zy =3 мг/м3.

zo = zH2S + zУВ

где   zH2S = 0,005 1 г/с=18360 мг/час - концентрация H2S в насосной,

zУВ = 0,17r/c=612000 мг/час - концентрация углеводородов в насосной.

После всех преобразований получаем:

L= (zH2S + zУВ)/ zУ =(18360+612000)/3=210120 м3/час

Размеры машинного зала: длинна - 60 м, ширина - 18м, высота - 12м. При таких параметрах используем две линии приточной вентиляции, по одной с каждой стороны машинного зала с расходом – L1= 105060 м3/час.

Подберём калориферную установку исходя из следующих условий:

 

-   количество нагреваемого воздуха – G = L1* ρв, где рв =1,213 кг/м3 - плотность воздуха при температуре 18°С, G =105060*1,213=127438 кг/час;

-   начальная температура воздуха – tН = -31 °С;

-   конечная температура воздуха – tК = 18°C;

-   теплоноситель - вода с параметрами: tГ =150°С; to= 70°C.

Определим расход тепла на нагрев воздуха:

Q=G*0,24*( tК - tН)=127438*0,24*(18+31)=14986711 Ккал/час               (7.9)

Задавшись предварительно массовой скоростью воздуха в калорифере V*p=5 кг/м2*с определяем сечение калорифера по воздуху:

fB=G/(3600*V*ρ)=127438/(3600*5)=7,lм2                                           (6.6)

Принимаем четыре калорифера типа КВБ11Б-ПУЗ. Из паспортных дан­ных находим: площадь сечения по воздуху - fВО= 1,66 м2, площадь сечения по теплоносителю – fТО=0,00348 м2, площадь поверхности нагрева - F0= 107,08 м2.

Для четырёх калориферов: fВ= 4*fВО= 6,64 м2, fT =4*fTO=0,01392 м2,

                                               F=4*F0= 428,32м2.                                          

Действительная массовая скорость воздуха в калорифере:

V*p=G/(3600*fB)=127438/(3600*6,64)=5,33кг/м2*с                          (6.7.)

Определим расход теплоносителя:

q=Q/(tГ-tО)=1498671/(150-70)=18733,4кг/час                                       (6.8)

Определим скорость движения воды по трубкам калорифера:

w=q/(fT*3600*1000)=18733,4/(0,01392*3600*1000)=0,37м/c           (6.9)

Коэффициент теплопередачи - К=30,3 Ккал/ч*м2*°С - находим по справочной таблице. Определим требуемую площадь поверхности калорифер­ной установки:

F=Q/(K*((tГ+tО)/2-( tK+tH)/2))=1498671/ (30,3*((150+70)/2-(18-31)/2))       (6.10)

F=424,5 м2

Определим запас площади поверхности нагрева:

η=(428,32-424,5)/424,5= l%                                                                   (6.11)

Согласно СН и П 2.04.0591* запас должен быть не более 10%.                  Аэродинамическое сопротивление приточной системы складывается из сопротивлений:

-   воздухоприёмного устройства - 10 кг/м2;

-   приёмной секции - 5 кг/м2;

-   секции фильтров - 33 кг/м2;

-   калориферной секции - 11,35 кг/м2;

-   системы воздуховодов и воздухораспределителей — 25 кг/м2.

Согласно выполненных расчётов и на основании СН и П 2.04.05-91* пункт 4.21, для производства категории - А, по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности, принимаем две приточных установки - 2ПК-125А по ГОСТ 5.904-75.94 с резервным вентилятором. Перечень оборудования, вхо­дящего в состав каждой приточной установки, дан в спецификации на листе.

Согласно пункта 4.52 СН и П 2.04.05-91 * для помещений категорий А и Б следует предусматривать отрицательный дисбаланс:

Vo=l,l*L=l,l*210120=231132 М3/час                                              (6.12)

Согласно пункта 4.58 СН и П 2.04.05-91* из верхней зоны следует уда­лять объём воздуха:

V1=n*A*B,                                                                                     (6.13)

где   n=6 м3/час - объём удаляемого воздуха с 1 м2 площади помещения, при высоте здания более 6 метров.

V1=6*60*18=6480 м3/час

Из нижней зоны удаляем объём воздуха:

V2= V0- V1=224652 м3/час                                                               (6.14)

Из верхней зоны принимаем четыре вытяжных системы (ВЕ-1÷ВЕ-4) с естественным побуждением. Выбираем дефлектор диаметром 630 мм, производительностью - 2000 м3/час, при скорости ветра - 3 м/с.

Для вытяжки из нижней зоны принимаем вытяжные системы с искус­ственным побуждением, с вентиляторами во взрывозащищенном исполнении   -В-Ц14-46В4 №8, производительностью - 40000 м3/час. Количество вытяжных систем – 6 штук, но согласно пункта 4.21 СН и П 2.04.05-91* необходим резерв, поэтому принимаем 10 вытяжных систем - (В1÷В10).

 

 

6.9. РАСЧЕТ ПЕННОГО ПОЖАРОТУШЕНИЯ В НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ 3У-370

 

         Гидравлический расчёт установки выполняется для определения необходимого расхода пенообразователя и воды на пожаротушение, расчёт выполнен по СНиП 2.04.09.-84. Расчётный расход дренчерной секции определяется из условия работы всех пенообразователей секции.

1.Требуемый расход 6%водного раствора пенообразователя:

Qn=i*Fo                                                                                             (6.15)

Где: Fo =98.4

         i – 0.21 интенсивность подачи огнетушащего средства;

        Qn=98,4*0,21=20,7                                                                           (6.16)

2.Необходимое число пеногенераторов ГПС-600:

N=Qn/Qr,                                                                                            (6.17)

Где Qr=6 л/с – расход водного раствора пенообразователя для одного генератора пены средней кратности 100, ГПС-600 принято по ГОСТ 12962-80.

         N=20,7/6=4                                      

         3.Фактический расход водного раствора пенообразователя:

         Qф= N*Qr.                                                                                           (6.18)

         Qф=4*6=24 л/с.

         4.Потребление раствора на один пожар:

         Vр=Qф*t*K, л                                                                                    (6.19)

Где   t=900 c – расчётное время тушения пожара по СНиП 2.04.09.-84.

        Vр=900*24*0,25=5400 л.

         5.Трёхкратный запас раствора пенообразователя:

         V3р=3*Vр=16200 л.

         6.Запас воды:

         Vзв=3*Vв=48600.

         Для хранения воды принят резервуар на 49000 литров, который обеспечит необходимую потребность в воде на тушении пожара в насосной.

 

 

 

 

 

ЛИТЕРАТУРА

  1.    Александров   И.А.   Ректификационные   и   абсорбционные   аппараты.

       Методы расчета и основы конструирования. М.: «Химия», 1978.-280с.

  1. Безопасное обращение с отходами. Сборник нормативно-методических

      документов. Изд. 3-е, пер. и доп. Санкт-Петербург, 2005.

  1. Бекиров Т.М.   Первичная переработка природных газов. М.: Химия,

       1987.-256С.

  1. Беккер А.А., Агаев Г.Б. Охрана и контроль загрязнений природной среды.     Ленинград., Гидрометеоиздат, 1989.
  2.  Биенко   А.А.,   Бердников   А.И.   и   др.   Технология   переработки сероводородсодержащего природного   газа         и   конденсата.

      Под ред. Вакулина В.И. Оренбург,1990.-197с.

  1. Вихман Г.Л., Круглов С.А. Основы конструирования аппаратов и ма-    шин нефтеперерабатывающих заводов. М., Машиностроение, 1978.
  2. Временные   методические   рекомендации   по   расчету          нормативов образования отходов производства и потребления. Санкт- Петербург, 1998.
  3.    Вышеславцев Ю.Ф., Настека В.И., Стрючков В.М., Афанасьев А.И. Ла-

    тюк В.И. Промышленный опыт очистки Карачаганакского     газа.

     МДЭА. Газовая промышленность, № 1,1989.

  1. Гилязетдинов Л.П. Технологический расчет установки аминовой очистки природного газа (с применением ЭВМ) Учебное пособие. Под ред.        Сюняева З.И. М., МИНГ,1986.-87с.
  2. Гилязетдинов Л.П., Матишев В.Н. и др. Разработка способов интенси-

      фикации газопереработки на ОН 13. Москва, Отчет № 146-89, 1989.

  1. Гореченков В.Г. Оптимальные технологические режимы в теплооб-

      менных аппаратах газоперерабатывающих заводов. М.,1978  

      52с./Министерство газовой промышленности.

  1. Касимов В.Р., Агаев Т.А., Мухтарова Ш.А., Настека В.И. Исследова-

     ние коррозийных и абсорбционных свойств концентрированного

          диэтаноламина с добавкой присадки «Икасол». ВНИИПИгаз,  

        Сборник научных трудов. «Совершенствование техники и              технологии переработки газа», 1991.

  1. Котов В.Т. Охрана труда в газовом хозяйстве. Л.: Недра, 1989.-117с.
  2. Коуль А.Л., Ризенфельд Ф.С. Очистка газа. М.: Недра, 1967.-394с.
  3. Кузнецов А.А. Судаков Е.Н. Расчеты основных процессов и аппара-

       тов переработки углеводородных газов. М.: Химия, 1983-224с.

  1. Львова А.И., Капустин В.М. Технология переработки нефти и газа.

       Москва, 1985.

  1. Мишин В.М., Афанасьев А.И. Оператор по переработке сернистого

                природного газа. М.: Недра, 1987.-132с.

  1. Настека В.И.   Научные основы и технология очистки высокосерни-

       стых природных газов и газовых конденсатов жидкими поглотителя-

       ми. Москва, 1995.

  1. Николаев В.В.,   Бусыгина Н.В.,   Бусыгин   И.Г.   Основные   про

       цессы физической и физико-химической переработки газа. М.: Недра,

       1998.-182с.

  1. Осинина     С.Г.     Определение     физико-технических     и     тепло-

       вых характеристик   нефтепродуктов,   углеводородов   и   некоторых  

       газов. Москва, 1986, ч. I, П.

  1. Основные процессы и аппараты химической технологии: Пособие по

       «проектированию/Борисов Г.С., Брыков В.П., Дытнерский Ю.И. и др.

       Под ред. Дытнерского Ю.И. М.: Химия, 1991,—496с.

  1. Панов   Г.Е.   Охрана   труда   при   разработке   нефтяных   и   газо-

       вых месторождений. М., «Недра», 1982.-246с.

  1. Проект нормативов предельно допустимых выбросов вредных веществ в атмосферу для Оренбургского газоперерабатывающего завода. Оренбург, 1999. ООО «ВолгоУралНИПИгаз».
  2. Путилов А.В., Копреев А.А. Охрана окружающей среды. М.: Химия, 1991.
  3. Рабинович Г.Г., Рябых П.М. и др. Расчеты основных процессов и  аппаратов нефтепереработки. Справочник./ Под. ред. Е.Н. Судакова. М.: Химия, 1979.-568с.
  4. Рамм В.М. Абсорбция газов М., «Химия», 1966.-767с.
  5. Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии   переработки нефти и газа. М.: «Химия», 1973-272с.
  6. Сборник задач по охране труда в нефтяной и газовой промышленно-

        сти. Учебное пособие, ч. I, П. Под ред. д. т. н. Б. Е. Прусенко. М.,

         МИНГ, 1989.

  1.  Семенова Т.А., Лейтес И.Л., и др. Очистка технологических газов.

      Изд.2-е, пер. и доп. М.: «Химия», 1977.-487с.

  1.  Скобло   А.И.,   Молоканов   Ю.К.   и   др.   Процессы   и   аппа-

          раты нефтегазопереработки и нефтехимии. М.: ООО «Недра-

        Бизнесцентр», 2000.-677с.

  1. Технология   переработки   природного   газа.   Справочник./   Под  

       ред. А.И.Афанасьева, М., Недра, 1993.

  1.  Тищенко Н.Ф. Охрана атмосферного воздуха. М., Химия, 1991.
  2.  Фарамазов С.А. Охрана труда при эксплуатации и ремонте оборудо-

       вания химических и нефтеперерабатывающих предприятий. М.: Хи-

       мия, 1985-224с.

  1.    Чернышев А.К., Поплавский К.Л. Сборник номограмм для химико-

      технологических расчетов. Л., Химия, 1969 .-279с.

  1.    Шкляр   P.P.   Стрючков   В.М.   Предельное   насыщение   раство-

        ров этаноламинов при абсорбции сероводорода и углекислого газа.

         М., 1997. Справочная книга для проектирования электрического                    освещения./Под ред. Кнорринга Г.М. Л., «Энергия», 1976.-38

 

Скачать: У вас нет доступа к скачиванию файлов с нашего сервера. КАК ТУТ СКАЧИВАТЬ

Категория: Дипломные работы / Дипломные работы нефть и газ

Уважаемый посетитель, Вы зашли на сайт как незарегистрированный пользователь.
Мы рекомендуем Вам зарегистрироваться либо войти на сайт под своим именем.