Очистка природных газов от сернистых соединений и углекислоты

0

Дипломный проект

Очистка природных газов от сернистых соединений и углекислоты

СОДЕРЖАНИЕ

Введение……………………………………………………………………5

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

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

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

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

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

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

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

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:

Абсорбционные процессы:

- химическая абсорбция;

- физическая абсорбция;

- комплексная абсорбция.

Адсорбционные процессы:

- физическая адсорбция;

- химическая адсорбция.

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]

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^-+Н⁺ (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
Показатели	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, м^З/м^З	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.).

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:

Сведение к минимуму содержания в поступающем на очистку газе примесей, вызывающих или способствующих вспениванию.
Подача регенерированного амина на 2-5°С выше температуры уходящего из абсорбера газа для предупреждения конденсации углеводородов.
Периодическая промывка и очистка аппаратов от шлама.
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

CH₂CH₂

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 м³/м³ (для

раствора МЭА она составляет 23-30 м³/м³);

— 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:

Пропан-бутановая фракция, поступающая на очистку на У-335.
Кислый газ, поступающего в общий коллектор установок получения серы 3, 2, 1 очереди
„Головка” стабильного конденсата, поступающая на установки стабилизации конденсата У-330, У-09,У-30.
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 Д_нар=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 Д_нар-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/ч	Мольная масса, М_i, 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	CН₄	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	C_6+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.	M_i 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	M_i	Количество		C_i=G_i/SG_i масс. доля	C`_i=N_i/SN_i мольн. доля
№	Компо-нент	M_i	G_i, кг/ч	N_i, Кмоль/ч	C_i=G_i/SG_i масс. доля	C`_i=N_i/SN_i мольн. доля
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 СО₂в 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 СО₂в 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/ч

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

Сумма кислых компонентов: 10292,04 м³/ч

Расчет удельного расхода поглотителя проводят по уравнению:

g_p=0,1446*(Y_a+2*Y_b)/C_ж, (2.1)

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

Y_a, Y_b – мольная доля H₂S и СО₂ в исходном газе;

С_ж – концентрация амина в растворе, моль/л.

g_p=0,1446*(0,0194+2*0,01491)/2,38=0,000015 м³/м³

Р – давление, атм.

L_ж = 0,000015*300000=4,50 м³/ч

Принимаем L_ж = 4,5 м³/ч

Степень насыщения амина кислыми компонентами:

а_H_2S=4,688/6*2,38=1,970 моль/моль

а_СО₂=3,964/6*2,38=1,666 моль/моль

Сумма кислого газа а=3,635 моль/моль

Температура насыщенного раствора, выходящего из абсорбера:

t_ж.р.=t_ж.ср.+G_H₂_S*r_H₂_S+G_CO₂*r_CO₂/С_ж*L_ж-G_r*y_r*C_r*(t₂-t₁)/C_ж*L_ж (2.2)

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

G_H_2S и G_СО₂ – количество поглощенных H₂S и СО₂, кг/ч,

r_H_2S и r_СО₂ – теплота абсорбции H₂S и СО₂, кКал/кг,

С_г и С_ж – теплоемкость газов и раствора, кКал/(кг*С),

G_г – количество очищаемого газа, м³/ч,

y_г – плотность газа, кг/м³,

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

t_ж.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:

V_i=a_i*V_H₂_O*(273/(t+273)), (2.4)

где a_i – растворимость метана и азота при температуре t и нормальном давлении, м³/м³;

V_H₂_O = 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.

а_СН₄=0,98, V_CH₄= 873,25 м³/ч,

а_N2=0,58, V_N₂= 516,82 м³/ч.

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

V`_CH₄= Vc_CH₄-V_CH₄=253260-873,25=252386,75 м³/ч,

V`_N₂= Vс_N₂-V_N₂=15414-516,82=14897 м³/ч,

V`_СО₂= Vс_СО₂*Y_СО₂=4473,0*0,0002=0,895 м³/ч,

V`_H₂_S= Vс_H₂_S*Y_H₂_S=5820,0*0,00001=0,058 м³/ч,

где Y_СО₂и Y_H₂_S– 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	M_i	V_ci, м³/ч	Y`_ci=V_ci /SV_ci мольн. доля	M_i*Y`_ci	Количество G_сi=(V_сi*М_i)/V_m кг/час	Содержание Y_сi=М_iY`_сi/SМ_iY`_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	CН₄	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	C_6+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	M_i	V_i, м³/ч	Y`_i=V_i /SV_i мольн. доля	M_i*Y`_ci	Количество G_i=(V_i*М_i)/V_m кг/час	Содержание Y_i=М_iY`_i/SМ_iY`_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	CН₄	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	C_6+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:

G_г=SG_ci-SG_i=253221,4-235459,91=17761,49 кг/ч (2.4)

Расход насыщенного кислыми компонентами раствора абсорбента:

А_н=А_р+G_г=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:

Q_Vc+Q_Ap+Q_a=Q_V+Q_A_н, (2.6)

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

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

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

Q_Vc=G_Vc*H_г(t_c), (2.7)

где G_Vc – количество газового сырья, кг/ч;

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

Энтальпия газовой смеси рассчитывается по формуле:

Н_г(t_c)=Н_о-dН, (2.8)

где Н_о – теплоемкость идеального газа, кДж/кг;

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

Энтальпия вычисляется по формуле:

Н_о=Σ(Н_io*Y_i), (2.9)

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

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

Н_io=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*T_п.кр/М_см)*(dH₀+W_см*dH₁), (2.11)

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

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

W_см – фактор ацентричности смеси.

Поправка на давление определяется в зависимости от приведенных давления Р_пр и температуры Т_пр вычисляемых по формулам:

Р_пр=Р/Р_п.кр, (2.12)

Т_пр=Т/Т_п.кр, (2.13)

где Р_п.кр.– псевдокритическое давление, Па;

Т_п.кр.– псевдокритическая температура, К.

Р_п_._кр_.= S(Y`_i* Р_кр_.i), (2.14)

Т_п_._кр_.= S(Y`_i* T_кр_.i), (2.15)

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

T_кр.i – критическая температура i-го компонента.

Фактор ацентричности смеси равен:

W_см=S(Y`_i*W_i), (2.16)

где W_i - 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:

Р_п.кр.= S(Y`_i* Р_кр.i) = 4,66 МПа, Т_п.кр.= S(Y`_i* T_кр.i) = 202,59 К

W = 0,10085,

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

dH_o=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

Н_г(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:

Р_п.кр.=SY`_i*Р_кр.i=4,54 МПа, Т_п.кр.=SY`_i*Т_кр.i=198,31 К

W=0,0993

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

dH_o=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

Н_г(40)=565,65-160,49=405,16 кДж/кг

Приход тепла с раствором амина:

Q_а=А*Н_ж(t_а), (2.17)

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

t_а(25) =40⁰С, t_а(15) =70⁰С.

Таблица 2.7

Расчет энтальпии Н_см неочищенного газа

№	Компонент	Yi, масс. доли	Коэффициенты				Энтальпия, кДж/кг
№	Компонент	Yi, масс. доли	A	B	C	D	H_io	H_io*Y_i
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	CО₂	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 Н_см очищенного газа

№	Компонент	Yi, масс. доли	Коэффициенты				Энтальпия, кДж/кг
№	Компонент	Yi, масс. доли	A	B	C	D	H_io	H_io*Y_i
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	CО₂	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=V_ci/S V_сi, мольн. доли	Р_крi, МПа	Т_крi, К	W_i	P_крi*Y`_ci, Па	Т_крi*Y`_ci, К	W_i*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=V_i/S V_i, мольн. доли	Р_крi, МПа	Т_крi, К	W_i	P_крi*Y`_ci, Па	Т_крi*Y`_ci, К	W_i*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:

Н_ж(t_а)=С*t_а, (2.18)

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

С(40⁰С)=3,52 кДж/(кг*с) → Н_ж(t_а25)=40*3,52=140,8 кДж/кг

С(70⁰С)=3,74 кДж/(кг*с) → Н_ж(t_а15)=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:

Q_а=G_к*g_а, (2.19)

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

Теплота хемосорбции рассчитывается:

g_a=SR_i*X_i, (2.20)

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

X_i – 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 G_i, кг/ч	X_i=G_i/SG_i масс. доли	Теплота хемо- сорбции R_i, Дж/кг	R_i*X_i
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
Поток	Кол-во, кг/ч	Т, ⁰С	Н, кДж/кг	кДж/ч	кВт
Приход
Q(V_c)-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
Q_a – 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(A_н) – нас. абс.	483496,30		Ht_н(ж)	1,14*10⁸	3,17*10⁴
Сумма	718956,21			2,1*10⁸	5,82*10⁴

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

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

Ht_ж=3600*Q(A_н)/А_н=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:

t_ср =

35⁰С

D_r =

0,0012 м²/ч

м_г =

0,000012 сек/м²

б_Н2О =

0,067 н/см²

б_ж =

0,509 н/см

Y_r = 0,81*55*273/303 = 2,65 кг/м³

q = 6/2,66 =

2,26 м³/м²*ч

м_ж =

1,4 МПа*сек

D =

3,8м

Р =

55 атм

t_{ж 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, %

B_r - коэффициент массотдачи, м³/ч

а - удельная поверхность контакта фаз, м²/м³

H_n - высота пены в тарелке, м

w_r - приведенная скорость газа, м/с

Коэффициент массоотдачи определяется из уравнения:

Nu = 0,017*Re^0,85*Pr^0,5

Nu = Br/d_n/D_r - критерий Нуссельта (2.22)

Re = w_r*dn*y_r/ф*м_г - критерий Рейнольдса (2.23)

Pr = м_г*3600/y_r*D_r - критерий Прандтля (2.24)

где:

d_n - средний диаметр пузырьков, м

D_r - коэфф. диффузии H₂S в газе, м³/ч

y_r- плотность газа, кг/м³

ф - газосодержание пенного слоя

м_г - вязкость газа, сек/м²

Расчет удельной поверхности контакта фаз рассчитывается по формуле:

а*h_ст = 0,64*Fr^0,2*We^-0,6*ф^0,3 (2.25)

Fr = w_r²/(g*h_ст) - критерий Вебера (2.26)
h_ст = 0,14q^0,21h_пер.^0,56w^m{1-0,31exp(-0,11м_ж)}*(б_ж/б_Н2О)^0,09 (2.27)
m = 0,05-4,6пер.
q = L_ж/П - линейная плотность орошения, м³/м²*ч

где:

h_ст - статистический уровень жидкости на тарелке, м
h_пер - высота сливной перегородки, м
м_ж - вязкость жидкости, МПасек. П = 0,7D- периметр слива, м
h_ст = 0,142,26^0,210,04^0,560,29^0,05{1-0,31exp(-0,111,4)}*(0,509/0,067)^0,09 = 0,118
Fr = 3,35²/(9,81*0,119) =9,676
ф = 0,970,072^0,112,7^-0,097*0,072 =0,941
a =206,3 м²/м³
d_n = 6ф/а = 60,048/245 =0,0274м
H_n = h/(1-ф) =2,006
Re = 398,05
Pr = 0,00061
Nu = 0,001
B_r = (Nu*D_r)/d_n =0,000025 м³/ч
0,04/0,000025 = 2,7^0,049206,30, 125n/3,353600
n= 24,83
Принимаем 25 тарелок.

Расчет высоты абсорбера

Рабочая высота абсорбера расчитывается по формуле.

(2.28)

где h₁ – высота верх камеры, м.

H_T- высота тарельчатой части

H₂-высота нижней камеры

h₁ = L=3,2м

h₂ = 1,5Д=5,4м.

h₂=1,5Д=4,8м.

Н_Т=0,7·(25-1)=16,8

Н_Р=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 V_с=600000 м³/час. Давление в аппарате – Р=5,5 МПа, температура сырого газа – t_с=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:

Σx_i=Σ[c_i/(1+е*(k_i-1))]=1 (2.29.)

Σy_i=Σ(k_i*x_i)=1,

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

x_i, y_i – мольные доли i-го компонента в жидкой и паровой фазе;

k_i – константа фазового равновесия i-го компонента.

Результаты вычислений сведены в таблицу 2.13.

Таблица № 2.13

Компо-нент	с_i	М_i, г/моль	k_i	x_i	y_i	М*x_i, г/моль	М*y_i, 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
iС₄Н₁₀	0,0026	58	0,19	0,013616	0,002587	0,79	0,15
nС₄Н₁₀	0,0046	58	0,1	0,045519	0,004552	2,64	0,26
iС₅Н₁₂	0,0014	52	0,02	0,066189	0,001324	4,77	0,09
nС₅Н₁₂	0,0010	72	0,007	0,122447	0,000857	8,82	0,06
С_6+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	М_ср=19,32		0,99996	1	64,17	19,27

Значение мольной доли отгона – е = 0,9988.

Определим объем газов:

V_г=V_с*е=600000*0,9988=599280 м³/час

Определим объем газа при рабочих условиях:

V_р=V_г*((t+273)/273)*(1/П)*(1/3600)*z, (2.30.)

где П – давление газа, П=55 атм.;

z – коэффициент сжимаемости, z=0,8.

V_р=2,69 м³/с

Плотности жидкости и паров определим по формуле:

p=(М/22,4)*(273/(t+273))*П,

где М – средняя молярная масса жидкости и паров.

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

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

Скорость движения газов в аппарате определим по формуле:

U_г=0,334*(p_ж/p_г)^0,5=0,334*(141,95/42,63)^0,5=0,61 м/с

Поперечное сечение аппарата определим по формуле:

S= V_р/(0,5* U_г)=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 * U_ж,

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 * U_ж=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:

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/ч	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)

V_исх.=83,33 м³/с, V_оч.=75,658 м³/с

где G₁_pp_,G₂_pp – 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.

g₁_a, g₂_a – суммарная концентрация амина в растворах, поступающих в 1-ю и 2-ю точки абсорбера, % масс.

Полагая, что

G_1pp+G_2pp= G_pp; G_1pp=L₁ G_pp; G_2pp =(1-L₁)G_pp; (3.2.)

g₁_a = g₂_a

Массовый расход исходного газа:

G_исх= 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 М_а– 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: g₁_a= g₂_a = 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 P_H₂_O- парциальное давление паров Н₂О над растворами аминов, Па

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

Находим мольную долю амина в растворе:

0,064 моль/моль

Находим значение P_H₂_O_,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

Р_Н2О=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
Статьи прихода	Обозначения	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
компонент	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.

,

V_исх.=83,33 м³/с, V_оч.=75,658 м³/с

где G₁_pp_,G₂_pp – 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.

g₁_a, g₂_a – суммарная концентрация амина в растворах, поступающих в 1-ю и 2-ю точки абсорбера, % масс.

Полагая, что

G_1pp+G_2pp= G_pp; G_1pp=L₁ G_pp; G_2pp =(1-L₁)G_pp; g_1a = g_2a

Массовый расход исходного газа:

G_исх= 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 М_а- 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: g₁_a= g₂_a = 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 P_H₂_O- парциальное давление паров Н₂О над растворами аминов, Па

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

Находим мольную долю амина в растворе:

0,138 моль/моль

Находим значение P_H₂_O_,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

Р_Н2О=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
Статья прихода	Обозначения	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
компонент	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

,

V_исх.=83,33 м³/с, V_оч.=75,658 м³/с

где G₁_pp_,G₂_pp – 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.

g₁_a, g₂_a – суммарная концентрация амина в растворах, поступающих в 1-ю и 2-ю точки абсорбера, % масс.

Полагая, что

G₁_pp+G₂_pp= G_pp ; G₁_pp=L₁ G_pp ; G₂_pp =(1-L₁)G_pp;

g₁_a = g₂_a

Массовый расход исходного газа:

G_исх= 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 М_а- 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: g₁_a= g₂_a = 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 P_H₂_O- парциальное давление паров Н₂О над растворами аминов, Па

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

Находим мольную долю амина в растворе:

0,094 моль/моль

Находим значение P_H₂_O_,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

Р_Н2О=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
Статьи прихода	Обозначения	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
компонент	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

,

V_исх.=83,33 м³/с, V_оч.=75,658 м³/с

где G₁_pp_,G₂_pp – 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.

g₁_a, g₂_a – суммарная концентрация амина в растворах, поступающих в 1-ю и 2-ю точки абсорбера, % масс.

Полагая, что

G_1pp+G_2pp= G_pp; G_1pp=L₁ G_pp; G_2pp =(1-L₁)G_pp; g_1a = g_2a

Массовый расход исходного газа:

G_исх= 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 М_а- 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: g₁_a= g₂_a = 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 P_H₂_O- парциальное давление паров Н₂О над растворами аминов, Па

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

Находим мольную долю амина в растворе:

0,138 моль/моль

Находим значение P_H₂_O_,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

Р_Н2О=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
Статьи прихода	Обозначения	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/ч	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:

Q_Vc+Q_Ap+Q_a=Q_V+Q_A_н, (3.13)

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

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

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

Q_Vc=G_Vc*H_г(t_c), (3.14.)

где G_Vc – количество газового сырья, кг/ч;

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

Энтальпия газовой смеси рассчитывается по формуле:

Н_г(t_c)=Н_о-dН, (3.15.)

где Н_о – теплоемкость идеального газа, кДж/кг;

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

Энтальпия вычисляется по формуле:

Н_о=Σ(Н_io*Y_i),

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

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

Н_io=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*T_п.кр/М_см)*(dH₀+W_см*dH₁), (3.17.)

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

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

W_см – фактор ацентричности смеси.

Поправка на давление определяется в зависимости от приведенных давления Р_пр и температуры Т_пр вычисляемых по формулам:

Р_пр=Р/Р_п.кр, (3.18.)

Т_пр=Т/Т_п.кр, (3.19.)

где Р_п.кр.– псевдокритическое давление, Па;

Т_п.кр.– псевдокритическая температура, К.

Р_п_._кр_.= S(Y`_i* Р_кр_.i), (3.20)

Т_п_._кр_.= S(Y`_i* T_кр_.i), (3.21.)

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

T_кр.i – критическая температура i-го компонента.

Фактор ацентричности смеси равен:

W_см=S(Y`_i*W_i), (3.22.)

где W_i - 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:

Р_п.кр.= S(Y`_i* Р_кр.i) = 4,66 МПа, Т_п.кр.= S(Y`_i* T_кр.i) = 202,59 К

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

dH_o=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

Н_г(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:

Р_п.кр.=SY`_i*Р_кр.i=4,54 МПа, Т_п.кр.=SY`_i*Т_кр.i=198,31 К

W=0,022

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

dH_o=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

Н_г(40)=624,28 кДж/кг

Приход тепла с раствором амина:

Q_а=А*Н_ж(t_а),

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

t_а(25) =50⁰С, t_а(15) =70⁰С.

Таблица 3.11.

Расчет энтальпии Н_см неочищенного газа

№	Компонент	Yi, Масс. доли	Коэффициенты				Энтальпия, кДж/кг
№	Компонент	Yi, Масс. доли	A	B	C	D	H_io	H_io*Y_i
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	CО₂	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	СH₃OН	1,23Е-09	—	—	—	—	564,56	6,94Е-07
Сумма		1,00						549,67

Таблица 3.12.

Расчет энтальпии Н_см очищенного газа

№	Компонент	Yi, масс. доли	Коэффициенты				Энтальпия, кДж/кг
№	Компонент	Yi, масс. доли	A	B	C	D	H_io	H_io*Y_i
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	CО₂	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=V_ci/S V_сi, мольн. доли	Р_крi, МПа	Т_крi, К	W_i	P_крi*Y`_ci, Па	Т_крi*Y`_ci, К	W_i*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=V_i/S V_i, мольн. доли	Р_крi, МПа	Т_крi, К	W_i	P_крi*Y`_ci, Па	Т_крi*Y`_ci, К	W_i*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:

Н_ж(t_а)=С*t_а,

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

С(50⁰С)=3,52 кДж/(кг*с) → Н_ж(t_а25)=50*3,52=176 кДж/кг

С(70⁰С)=3,74 кДж/(кг*с) → Н_ж(t_а15)=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:

Q_а=G_к*g_а,

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

Теплота хемосорбции рассчитывается:

g_a=SR_i*X_i,

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

X_i – 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 G_i, кг/ч	X_i=G_i/SG_i масс. доли	Теплота хемо- сорбции R_i, Дж/кг	R_i*X_i
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
Поток	Кол-во, кг/ч	Т, ⁰С	Н, кДж/кг	кДж/ч	кВт
Приход
Q(V_c)-неоч. газ	254100	30	549,675	139672418	38797,89
Q– рег. абс.	459974,59	55	218,9	100688438	27969,01
Q_a – 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(A_н) – нас. абс.	510062,21		Ht_н(ж)	113816008	31615,558
Сумма	714074,6			241156638	66987,955

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

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

Ht_ж=3600*Q(A_н)/А_н=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.

H_T- высота тарельчатой части

H₂-высота нижней камеры

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

Н_Т=0,7·(25-1)=16,8 м.

Н_Р=3,2+4,8+16,8=30,6 м.

Принимаем высоту абсорбера Н=30 м.

3.3. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВВАНИЙ

3.3.1.Выводы

При переработки газа Каракачаганакского месторождения на III очереди Оренбургского газоперерабатывающего завода расход абсорбента увеличится.
При увеличении концентрации амина в абсорбенте увеличивается доля извлекаемых компонентов.
При увеличении доли МДЭА в абсорбенте увеличивается расход абсорбента.
При увеличении доли МДЭА в абсорбенте увеличивается унос углеводородов, что приводит к дополнительной нагрузке на экспанзер.
При увеличении температуры степень поглощения кислых компонентов будет увеличиваться.
При уменьшении концентрации амина увеличивается унос воды с очищенным газом.
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
Статьи прихода	Обозначения	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

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	ПДК_мр мг/м	Выбросы загрязняющих веществ
Код вещества	Наименование загрязняющего вещества	Класс опасности	ПДК_мр мг/м	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 NO_X происходят при сжигании топлива, так как в процессе сжигания участвует воздух (концентрация азота в воздухе достигает 78 %). Содержание NO_X в нижнем слое атмосферы 2÷5*10^-7 мг/м³ и это в основном NO. Время существования NO_X составляет 3÷4 суток.

Углеводороды С_n Н_mпо 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 NO_X 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:

Проводить контроль и периодическое освидетельствование трубопроводов с помощью ультразвуковой рентгенографии.
Проводить осмотр и ремонт внутренней поверхности всего колонного оборудования во время планово-предупредительных ремонтов установки.
Замерять твердость металла трубопроводов с помощью прибора Польди.
Применять коррозионностойкие металлы для изготовления аппаратов и трубопроводов, работающих в агрессивных средах.
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:

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:

Хозфекальные и промышленные стоки.
Промышленные стоки КТЭЦ.
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
Наименование	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:

П_т = Q_ц/Т,

где Q_ц - 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
		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

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.

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.

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.

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»).

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.

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.

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.

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
Вещество	ПДК, мг/м³	Тем-ра самовоспламенения, °С	нижний	верхний	Класс опасности	Группа взрыво-опасности
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:

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.

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:

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

В операторной находятся:

Воздушно-изолирующие противогазы АД-342 - 9 штук.
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:

Технологические - пуск, вывод на режим, переключение, остановка, отбор проб.
Ремонтные работы.
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+6h_x)*(L+6h_x))*n*10^-6

Где h_x=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=(r_x+1.63h_x)/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=L_P.₃+((z_o-L _р.з*(z_р.з–z_п)) / (z_y – z_п), м³/час, (6.5)

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

z_o - 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 z_п=0. Согласно ГОСТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны» z_y принимаем равным ПДК вредного вещества в воздухе рабочей зоны. ПДК сероводорода в смеси с углеводородами составляет 3 мг/м³, следовательно z_y =3 мг/м³.

z_o = z_H₂_S + z_УВ

где z_H₂_S = 0,005 1 г/с=18360 мг/час - концентрация H₂S в насосной,

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

После всех преобразований получаем:

L= (z_H₂_S + z_УВ)/ z_У=(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* ρ_в, где р_в=1,213 кг/м³ - плотность воздуха при температуре 18°С, G =105060*1,213=127438 кг/час;

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

- конечная температура воздуха – t_К= 18°C;

- теплоноситель - вода с параметрами: t_Г=150°С; t_o= 70°C.

Определим расход тепла на нагрев воздуха:

Q=G*0,24*( t_К- t_Н)=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:

f_B=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 - f_ВО= 1,66 м², площадь сечения по теплоносителю – f_ТО=0,00348 м², площадь поверхности нагрева - F₀= 107,08 м².

Для четырёх калориферов: f_В= 4*f_ВО= 6,64 м², f_T =4*f_TO=0,01392 м²,

F=4*F₀= 428,32м².

Действительная массовая скорость воздуха в калорифере:

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

Определим расход теплоносителя:

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

Определим скорость движения воды по трубкам калорифера:

w=q/(f_T*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*((t_Г+t_О)/2-( t_K+t_H)/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:

V_o=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

Александров И.А. Ректификационные и абсорбционные аппараты.

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

Безопасное обращение с отходами. Сборник нормативно-методических

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

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

1987.-256С.

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

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

Вихман Г.Л., Круглов С.А. Основы конструирования аппаратов и ма- шин нефтеперерабатывающих заводов. М., Машиностроение, 1978.
Временные методические рекомендации по расчету нормативов образования отходов производства и потребления. Санкт- Петербург, 1998.
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.

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

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

Гореченков В.Г. Оптимальные технологические режимы в теплооб-

менных аппаратах газоперерабатывающих заводов. М.,1978

52с./Министерство газовой промышленности.

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.

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

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

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

Москва, 1985.

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

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

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

стых природных газов и газовых конденсатов жидкими поглотителя-

ми. Москва, 1995.

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

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

1998.-182с.

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

вых характеристик нефтепродуктов, углеводородов и некоторых

газов. Москва, 1986, ч. I, П.

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.

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

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

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

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

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

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

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

Бизнесцентр», 2000.-677с.

Технология переработки природного газа. Справочник./ Под

ред. А.И.Афанасьева, М., Недра, 1993.

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

вания химических и нефтеперерабатывающих предприятий. М.: Хи-

мия, 1985-224с.

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

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

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: diplom.rar

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.

Привет студент

Наверх

Привет студент

Очистка природных газов от сернистых соединений и углекислоты

Дипломный проект

Очистка природных газов от сернистых соединений и углекислоты

Таблица 1.1

Основные характеристики различных аминов

Название амина

1.5. ПАТЕНТНЫЙ ОБЗОР.

Описание изобретения к авторскому свидетельству 655410

Описание изобретения к авторскому свидетельству №814411

Описание изобретения к авторскому свидетельству № 1074574 А

Описание изобретения к авторскому свидетельству № 927282

Расчет состава неочищенного газа

мольн. доля

Сумма

мольн. доля

Сумма

Неочищенный газ

Очищенный газ

Регенерированный раствор абсорбента

Насыщенный раствор абсорбента

Сумма

Ткрi, К

Ткрi, К

Р =

Re = 398,05

Pr = 0,00061

Nu = 0,001

Результаты вычислений сведены в таблицу 2.13.

Сумма

Ткрi, К

Ткрi, К

Таблица 4.1

Перечень загрязняющих веществ

УВ

Таблица 4.2

Исходные данные для расчёта платы за выбросы

Результаты расчёта платы за выбросы

Печь F01

Бенз/а/пирен

Насосная

Итого: 260421,3643

Таблица 4.4

Таблица 4.5

Состав и количество твердых отходов

Количество

Дни

Часы

Календарный фонд рабочего времени

Количество человек, работающих на установке, и их разряды

Разряд

ИТР

Механик установки

Технико-экономические показатели

Таблица 6.1.

Характеристики токсичных и взрывоопасных веществ

Пропан

ТРУДА

РАБОЧИХ МЕСТ

ЛИТЕРАТУРА

Привет студент

Т_крi, К

Т_крi, К

Т_крi, К

Т_крi, К