Технологический расчёт десорбера аминовой очистки

                        Российский государственный университет

нефти и газа им. И.М.Губкина

Филиал в г. Оренбурге

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Курсовая РАБОТА

 

по дисциплине "Процессы и аппараты химической технологии

                (нефтегазопереработки и нефтехимии)"

 

Тема: "Технологический расчёт  десорбера аминовой очистки"

 

 

 

                                                                         Выполнил: Сулейменова А.Т.

    студентка гр. ХН-09

                                                                 Проверил: к.т.н., доцент  

                                                                                     Кузнецов О.А.

 

 

 

Оренбург 2013г

СОДЕРЖАНИЕ

1.Введение……………………………………………………………………………………………………3

  2.   Описание технологической схемы……………………………………….……………….…5

3.Состояние вопроса……………………………………………………………………………………….8

4.Расчет десорбера для регенерации раствора моноэтаноламина………..11

4.1.Состав сырья…………………………………………………………….….………………….......12

4.2.Определения температуры и давления в аппарате…………………..........13

3. Доля отгона и состав жидкой и паровой фаз сырья………………….………….15

4.4. Расчет разложения химических соединений в испарителе…………………18

4.5. Материальный баланс регенерации раствора МЭА……………………………20

4.6. Тепловой баланс десорбера…………………………………………………………………...25

4.7. Число теоретических и рабочих тарелок……………………………………………..29

4.8. Диаметр десорбера…………………………………………………………………………………31

4.9.Высота десорбера……………………………………………………………………………….……35

Литература…………………………………………………………………………………………………….43

 

 

            1  Введение

Углеводородные  нефтяные и природные газы могут  содержать в качестве примесей нежелательные  кислые компоненты — диоксид углерода (СОз), сероводород (H2S), а так же сероорганические соединения — серооксид углерода (COS), сероуглерод (CSj), меркаптаны (RSH), тиофены.

Диоксид углерода, сероводород и меркаптаны создают условия для коррозии металлов, отравляют катализаторы, снижая эффективность каталитических процессов, в которых используются углеводородные газы.

Сероводород, меркаптаны, серооксид углерода — высокотоксичные вещества.Диоксид углерода, присутствующий в газообразном топливе, уменьшает теплоты сгорания топлива.

Однако  кислые компоненты, извлеченные при  очистке углеводородных газов, могут  использоваться в качестве сырья  при производстве, например, серы и  серной кислоты.

Для очистки  нефтяных и природных газов от сероводорода, диоксида углерода и других серо- и кислородсодержащих соединений применяют абсорбционные процессы, которые в зависимости от взаимодействия этих соединений с растворителями (абсорбентами) подразделяются на «частные» процессы физической и химической абсорбции.

Выбор способа  очистки сводится к выбору растворителя, поскольку от его специфических  свойств зависит технологическая  схема и технико-экономические показатели процесса.

При физической абсорбции очистка газов от нежелательных  соединений происходит в результате контакта газов с жидкими растворителями неорганическими (вода) или органическими (пропиленкарбонат, диметиловый эфир полнэтнлеигликоля, N-метилпирролидон и др.), а также поглощения нежелательных компонентов названными растворителями.

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

При химической абсорбции очистка газов от нежелательных  соединений происходит в результате контакта газов с растворителями, представляющими собой водные растворы алканоламинов: моноэтаноламина (МЭА), диэтанол- лмина (ДЭА), диизопропаноламин (ДИПА), дигликольамина (ДГА) и др. При контакте нежелательных компонентов с названными растворителями-реагентами происходят химические реакции.

 

  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

     2. Описание  технологической схемы I очереди ГПЗ

Блок  сепарации газа, очистки от  H₂S и СO₂ и осушки У70

Блок очистки газа состоит  из трех самостоятельных, идентичных установок, предназначенных для очистки  сырьевого газа ОГКМ и КГКМ. Каждая из трех установок состоит из двух идентичных полулиний.

Сырьевой газ с промысла, с давлением 58-60 атм поступает в сепаратор 10В01, где отбиваются жидкие у/в и механические примеси. Конденсат сепарации направляется на установку стабилизации конденсата У30. Отсепарированный газ через теплообменник 10ЕО3 подается в нижнюю часть абсорбера 20С01. Очистка производится 30% водным раствором МЭА. Процесс абсорбции основан на химическом поглощении H₂S и CO₂ химически активной частью поглотительного раствора.

Основные реакции:

2RNH₂+CO₂+H₂O=(RNH₃)₂CO₃

(RNH₃)₂CO₃+CO₂+H₂O=2RNH₃HCO₃

2RNH₂+H₂S=(RNH₃)₂S

(RNH₃)₂S+H₂S=2RNH₃HS

где R-OHCH₂CH₂-

Поглощение кислых компонентов  происходит при Т=50-56^оС и Р=60 атм. Аминовый абсорбент подается двумя потоками в верхнюю часть абсорбера 20С01, стекает вниз по тарелкам и в противоточном контакте с поступающим с нижней части абсорбера газом происходит абсорбция кислых компонентов (H₂S, CO₂) из газа.

Насыщенный абсорбент  снизу абсорбера направляется в  емкость расширения 20В03, где сбрасывается давление. При этом растворенные в абсорбенте у/в выветриваются из него. Газ расширения аминового абсорбента с верха 20ВO3 направляется на У30 на очистку от H₂S, а дегазированный абсорбент дается в верхнюю часть регенератора (десорбера) 20СО3. Регенерация происходит при Т=110-130 ⁰С. Аминовый абсорбент стекает вниз по тарелкам и из него отпариваются кислые компоненты. Регенерированный абсорбент выходит с куба колонны, охлаждается в рекуперационном теплообменнике 20Е01 и направляется в емкость хранения 20Т01.

Кислый газ и водяной  пар, выходящие с верха десорбера 20С03, охлаждаются в аэрохолодильнике 20А01, затем в теплообменнике 20Е05 и проходят через емкость орошения 20В05, откуда сконденсировавшаяся вода возвращается в десорбер в виде флегмы орошения, а кислый газ (около 70% H₂S, 20% CO₂, небольшое количество воды, метанола, у/в) направляются на установки получения серы 2,3 У50.

С целью очистки циркулирующего раствора абсорбента от мех.примесей, способных вызвать вспенивание, предусмотрен блок фильтрации амина 20FL01. Предусмотрена также подача антивспенивателя. По мере необходимости производится  подпитка свежим раствором абсорбента.

Очищенный от  H₂S и CO₂ газ из верхней части абсорбера выводится на осушку. После охлаждения в т/о 40Е01 газ поступает в сепаратор 40В01, где от него отделяется увлеченный абсорбент. Абсорбент по мере накопления выводится из 40В01 в емкости расширения 20В03. Газ из 40В01 через 40Е01, где предварительно захолаживается, подается в пропановый  испаритель 40Е03. Для предотвращения гидратообразования перед 40Е01 и 40Е03 в поток газа вспрыскивается 80% раствор МЭГ. Из 40Е03 поток подается в сепаратор 40В03, где происходит разделение газовой и жидкой фаз. Осушенный газ из сепаратора 40В03 проходит рекуперационный т/о 40 Е01,где отдает свой холод и направляется на У140 в газопровод товарного газа «Ново-Псков».

Жидкая фаза, состоящая  из МЭГ, воды и у/в, сконденсировавшихся  из газа при низких температурах, направляется в емкость расширения 40В05 (трехфазный разделитель), в которой происходит разделение потока на три фазы:

-газовая фаза выводится  в топливную сеть завода;

-углеводороды (конденсат  осушки), выводится в блок стабилизации  конденсата У09

-богатый (насыщенный) МЭГ  направляется на регенерацию.

Насыщенный МЭГ из 40В05 поступает в 40В06, где дегазируется от остатков легких углеводородов. МЭГ с иза 40В06 через фильтр 40 FL01, т/о 40Е08 поступает в колонну регенерации 40С01. Куб колонны подогревается. Пары воды поднимаются по колонне, выводятся сверху, конденсируются в водяном холодильнике 40F09, и направляются в емкость орошения 40В07. Сконденсировавшаяся вода насосом 40Р03 подается на орошение колонны. Регенерированный МЭГ с куба колонны через т/о 40Е08, где отдает свое тепло богатому МЭГ, подается опять на впрыскивание в газовый паток перед захолаживанием. Регенерацию раствора МЭГ основана на разности температур кипения воды и гликоля.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Состояние  вопроса

Абсорбция — процесс избирательного поглощения компонентов газовой смеси жидким поглотителем (абсорбентом). Процесс аб-

сорбции происходит в том  случае, когда парциальное давление извлекаемого компонента в газовой  смеси выше, чем в жидком абсорбенте, вступающем в контакт с этим газом, т.е. для протекания абсорбции необходимо, чтобы газ и абсорбент не находились в состоянии равновесия. Различие в парциальном давлении извлекаемого компонента в газе и жидкости является той движущей силой, под действием  которой происходит поглощениебольше эта движущая сила, тем интенсивнее переходит этот компонент из газовой фазы в жидкую. По своей природе различают два вида абсорбции: физическую, при которой извлечение компонентов из газа происходит благодаря их растворимости в абсорбентах и химическую (хемосорбцию), основанную на химическом взаимодействии извлекаемых компонентов с активной частью абсорбента. Скорость физической абсорбции определяется диффузионным процессами, скорость хемосорбции зависит от скорости диффузии и химической реакции.

Поглощение компонентов  газовой смеси при абсорбции  сопровождается выделением тепла, величина которого пропорциональна массе  и теплоте растворения qA поглощенных компонентов.

Процесс абсорбции обратимый, поэтому он используется не только

для получения растворов  газов в жидкостях, но и для  разделения газовых смесей. При этом после поглощения одного или нескольких компонентов газа из газовой смеси  необходимо произвести выделение из абсорбента поглощенных компонентов т.е. десорбцию.

При выборе абсорбента учитывают  состав разделяемого газа, давление и  температуру процесса, производительность установки. Выбор абсорбента определяется также его селективностью, поглотительной способностью, коррозионной активностью, стоимостью, токсичностью и другими  факторами.

В нефтяной и газовой промышленности процесс абсорбции применяется  для разделения, осушки и очистки  углеводородных газов. Из природных и попутных нефтяных газов путем абсорбции извлекают этан, пропан, бутан и компоненты бензина; абсорбцию применяют для очистки природных газов от кислых компонентов — сероводорода, используемого для производства серы, диоксида углерода, серооксида углерода, сероуглерода, тиолов (меркаптанов) и т.п.; с помощью абсорбции также разделяют газы пиролиза и каталитического крекинга и осуществляют санитарную очистку газов от вредных примесей.

В качестве абсорбентов при  разделении углеводородных газов используют бензиновые или керосиновые фракции, а в последние годы и газовый  конденсат, при осушке — диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль(ТЭГ). Для абсорбционной очистки газов от кислых компонентов применяют α/-метил-2-пирролидон, гликоли, пропиленкарбонат, трибутилфосфат, метанол; в качестве химического поглотителя используются моно- и диэтаноламины.

В отличие от ректификации процесс абсорбции протекает  в основном однонаправленно, т.е. абсорбент можно считать практически нелетучим. В случае абсорбции многокомпонентной газовой смеси на некоторой ее стадии отдельные компоненты могут вытесняться другими поглощаемым компонентами. В результате наряду с процессом абсорбции будет протекать процесс частичной десорбции некоторых компонентов, что приведет к распределению компонентов между газовой и жидкой фазами, обусловленному обоими указанными процессами.

Процессы десорбции используются в химической, нефтехимической и  пищевой промышленностях для  удаления растворенных в жидкости газов  путем нагрева жидкостей, как  правило, конденсирующимся паром, так  как растворимость газов в  жидкостях существенно снижается  при повышении их температур.Процессы десорбции применяются для регенерации абсорбционных растворов, поглощающих, например, СО, СО₂, N₂ и др. газы. 
 
Процесс термической десорбции кислорода из воды является одним из главных в водоподготовке крупных котельных и ТЭЦ, так как наличие кислорода в воде существенно повышает ее коррозийную активность, приводящую к быстрому износу оборудования. 
 
Десорбция газов из воды и абсорбционных растворов реализуется в настоящее время в аппаратах малой интенсивности, имеющих, естественно, большие габариты. В этой связи создание аппаратов интенсивного действия позволит существенно уменьшить габариты аппаратов и, соответственно, их стоимость, а также обеспечить заданную степень деаэрации воды. 
 
Например, необходимо отметить, что процесс термической десорбции кислорода из воды паром является сложным процессом, зависящим от многих факторов. Во-первых, с целью повышения экономичности процесса, расход пара должен быть таким, чтобы нагреть воду до достаточно высоких температур (более 950 oС), а также быть достаточным, чтобы иметь развитую поверхность контакта между фазами и, в то же время, остаточное "вентиляционное" содержание пара должно быть небольшим, но достаточным для вывода из аппарата десорбированных газов. Остаточное несконденсированное содержание пара необходимо для того, чтобы не осуществлялась обратная сорбция О₂ и дополнительное насыщение входящей воды кислородом при противоточном принципе работы десорбера. 
 
Применение вихревых пакетных насадок для процесса десорбции кислорода из воды показало, что остаточное содержание кислорода составляет 2-3 кг/1000 кг воды в сравнении с 5-8 кг/1000 кг воды в существующих в настоящее время струйно-барботажных десорберах. 
 
Другим достоинством пакетных вихревых насадок является уменьшение габаритов аппарата, по сравнению с имеющимся, в 6-8 раз при той же эффективности десорбции кислорода.