Idea Transcript
М инис т е р с т в о о б р а зо в а н ия и науки Р оссийской Федер аци и РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА (НАЦИО Н А Л Ь Н Ы Й И С С ЛЕ ДОВАТ Е ЛЬСКИЙ У НИВЕ Р СИТ Е Т) имени И. М. ГУБКИНА Кафедра оборудования нефтегазопереработки
В. Б. Мельников Е. Б. Федорова Н. П. Макарова Э. Б. Гафарова
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ АДСОРБЦИОННОЙ ОСУШКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА СПГ Учебное пособие
Москва 2017
УДК 665.632.074.31.081.3 + 66.074.31(075) M 48
Рецензент: Ф. Г. Жагфаров – д.т.н., профессор зам. заведующего кафедрой «Газохимия» РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина
Мельников В. Б., Федорова Е. Б., Макарова Н. П., Гафарова Э. Б. M 48 Технологический расчет адсорбционной осушки природного газа для производства СПГ: Учебное пособие. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина, 2017. – 35 с. В пособии рассмотрены основные требования к курсовому проекту, главные понятия и определения, назначение осушки природного газа, принципы и порядок технологического расчета адсорбционной осушки природного газа для производства СПГ. Также приведены необходимые литературные источники. Учебное пособие предназначено для магистрантов, обучающихся по направлению «Технологические машины и оборудование» по программе подготовки «Техника и технология производства СПГ».
© Мельников В. Б., Федорова Е. Б., Макарова Н. П., Гафарова Э. Б., 2017 © РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина, 2017
Содержание 1. Общие требования………………………………………….5 2. Основные понятия и определения…………………………7 3. Назначение осушки природного газа……………………..11 4. Основы и принципы технологического расчета адсорбционной осушки природного газа для производства СПГ…………………………………………. 17 4.1. Этапы технологического расчета……………………..17 4.2. Основы технологического расчета……………………19 Рекомендуемая литература……………………………………34
3
Курсовой проект «Технологический расчет адсорбционной осушки природного газа для производства СПГ нацелен на закрепление знаний и развитие способности самостоятельно обрабатывать, изучать и анализировать необходимую информацию используя современные информационные технологии, умения применять прикладные программные средства при решении практических вопросов с помощью компьютеров и программных средств общего и специального назначения в области систем сбора и переработки продукции скважин газовых и газоконденсатных месторождений по программе магистерской подготовки «Техника и технология производства СПГ».
4
1. Общие требования 1. Курсовой проект должен содержать следующие разделы: Оглавление (содержание). Введение. Литературный обзор, т.е. теоретические основы, современное состояние и перспективное развитие предмета исследования, заключение с обоснованием выбора технологии и адсорбента для последующего технологического расчета. Технологический расчет. Заключение. Использованные источники. Список сокращений, использованных в проекте. 2. Курсовой проект должен быть оформлен в соответствии с ГОСТ 7.32-2001 «Система стандартов по информации, библиотечному и издательскому делу. Отчет о научно-исследовательской работе. Структура и правила оформления» и требованиями университета. Курсовой проект должен быть в распечатанном виде на белой бумаге размера А4 (одна страница на листе) в папке в сшитом виде и электронном варианте на CD-диске в формате pdf или doc. Текст курсового проекта набирается в Microsoft Word кеглем 14; межстрочные интервалы 1,5; поля: нижнее – 20 мм от номера страницы; верхнее, правое и левое – 25 мм. Нумерация страниц внизу по центру.
5
Иллюстрации с подрисуночными подписями, а таблицы с названиями размещаются по мере упоминания в тексте с указанием ссылки на них (таблицы набираются кеглем 10). Номера рисунков и таблиц могут быть сквозными по всему тексту (например: рис. 2, табл. 4). Формулы набирается в Microsoft Word кеглем 14; межстрочные интервалы 1,5: латинские символы в математических и физических формулах набираются курсивом; греческие символы, как и русские, а так же цифры – прямым; химические формулы – прямым. В тексте курсового проекта и расчетных уравнениях (формулах) обязательно делаются ссылки на использованные литературные источники.
6
2. Основные понятия и определения Сущность адсорбционной осушки природного газа состоит в избирательном поглощении активными центрами, находящимися на поверхности пор адсорбента, молекул воды, с последующим извлечением их внешними воздействиями (повышением температуры адсорбента или снижением давления среды, другими видами энергии). Содержание паров воды в углеводородных газах обусловлено контактом газа и воды в пластовых условиях, а также составом добываемого флюида, количеством солей, растворенных в воде, контактирующей с данным газом, и условиями их последующей обработки (промысловый трубопроводный транспорт, сепарация, очистка от примесей и др.). Влажность газа характеризуется концентрацией воды в паровой фазе системы газ – вода. Обычно она выражается массой паров воды, приходящейся на единицу массы сухого газа (массовая влажность, г/кг), или на единицу объема сухого газа (массовообъемная влажность, г/м3 или кг/1000м3), а так же числом молей паров воды, на моль сухого газа (молярная влажность, моль/кмоль). Влагосодержание (влагоемкость) газа – это количество паров воды в состоянии насыщения при данных значениях температуры, давления и состава газа. Абсолютная влажность газа характеризуется количеством водяного пара в единице объема газовой смеси, приведенной к нормальным условиям (Т=273К, р=0,1МПа), и часто измеряется в г/м3 или кг/1000м3. 7
Относительная влажность – это отношение массы водяного пара, находящегося в газовой смеси, к массе насыщенного пара, который мог бы находиться в данном объеме при том же давлении и температуре, т.е. это отношение абсолютной влажности к максимальной, соответствующей полному насыщению парами воды при данной температуре и давлении (в %). Полное насыщение оценивается в 100%. Относительную влажность также выражают отношением парциального давления водяных паров в газе к давлению насыщенного пара при той же температуре. Осушка газа – это удаления из него паров влаги, т.е. снижение абсолютной и относительной влажности. Степень осушки (остаточное содержание влаги) обычно регламентируется точкой росы по влаге. Точка росы по влаге – это значение температуры при данном давлении, при которой пары влаги приходят в состояние насыщения, т.е. это наивысшая температура, при которой с данным давлением и составом газа начинают конденсироваться капли влаги. Также точка росы по влаге может определяться как давление, при котором начинается конденсация водяных паров при заданной температуре, и в этом случае она называется точкой росы газа по давлению. Точка росы по углеводородам – это температура при данном давлении, при которой начинается конденсация углеводородов из газа (температура точки росы), или давление, при котором тоже происходит конденсация углеводородов с заданной температурой (давление точки росы). Депрессия точки росы – это разность значений температуры (давления) точек росы влажного и осушенного газа. 8
Основные понятия и определения об адсорбентах Адсорбция – это массообменный, диффузионный процесс поглощения компонентов из газовой или жидкой фазы поверхностью твердого тела. Твердое тело, которое поглощает вещество, называется адсорбентом; при этом поглощаемое вещество называется адсорбтивом, а поглощенное – адсорбатом. Адсорбенты – это твердые тела с высокоразвитой пористой структурой и значительной удельной поверхностью. Радиус пор в адсорбентах составляет от нескольких ангстрем до сотен, а удельная поверхность ̶ от 50 до 2000 м2/г и более. Наиболее важной характеристикой адсорбентов является их активность. Это емкость адсорбента (а) − величина, показывающая количество адсорбированного вещества по отношению к количеству адсорбента при данной температуре, давлении и концентрации извлекаемого компонента в исходной газовой или жидкой фазе:
а = GА/gА , где GА− количество поглощенных компонентов; gА− количество адсорбента. Адсорбционная активность может быть статической и динамической. Статическая адсорбционная активность показывает количество адсорбированного вещества по отношению к количеству адсорбента в условиях равновесия при данной температуре, давлении и концентрации извлекаемого компонента в исходной газовой или жидкой фазе. Динамическая адсорбционная активность показывает отношение адсорбированного вещества к количеству адсорбента в усло9
виях движения потока газа или жидкости через стационарный слой адсорбента при данной температуре, давлении и концентрации извлекаемого компонента в исходной газовой или жидкой фазе до проскока сорбируемого вещества, т.е. до момента, когда концентрации сорбируемого компонента на выходе и входе потока будут равны. Активность (емкость) адсорбентов выражают в г/г, см3/г, см3/см3, моль/г, моль/см3. Другой важной характеристикой адсорбентов является пористость. Одной из важных характеристик пористости адсорбентов является величина удельной поверхности ̶ площадь поверхности, отнесенная к единице массы твердого тела ̶ SУД, м2/г. Другой характеристикой пористости адсорбентов является объем пор. Это свободное пространство внутри твердого тела, приходящееся на единицу его массы ̶ V, см3/г. Пористость адсорбентов непосредственно связана с другой характеристикой – размером пор. Поры могут значительно различаться как по размерам, так и по форме внутри данного адсорбента, а еще более существенно – от пор другого адсорбента. По форме поры могут быть цилиндрическими (открытыми, закрытыми), щелеобразными, бутылкообразными, сфероидальными. Важными эксплуатационными характеристиками адсорбентов является их насыпная масса − количество адсорбента в единице объема (кг/м3, г/см3) и механическая прочность гранул на раздавливание (кг/гранула) и износ в динамическом режиме (%). Нормальные условия состояния газа – давление 0,101МПа, температура 200С.
10
3. Осушка природного газа При транспортировке или при подготовке природного газа к сжижению пары влаги вследствие изменения температуры или давления могут выпадать в виде капельной жидкости или гидратов, в т.ч. с углеводородами, приводя к осложнениям в работе транспортного устройства. Различают техногенные (искусственные) и природные (естественные) газовые гидраты. Техногенные могут образовываться в системах добычи газа: призабойной зоне, стволе скважины, шлейфах и внутрипромысловых коллекторах, а также в системах промысловой и заводской переработки газа, производства и хранения СПГ, в магистральных газотранспортных системах. Формирование жидкой фазы и техногенных гидратов являются нежелательными их отложения на стенках труб и аппаратов, уменьшают их пропускную способность, увеличивая гидравлическое сопротивление, и могут привести гидроударам, разрыву трубопроводов и установки выводу из технологического режима. Образование газовых гидратов зависит от температуры, давления, влагосодержания газа, состава газовой смеси, соотношения воды и газа, состава воды. Представление об условиях образования газовых гидратов дают фазовые диаграммы гетерогенного равновесия систем в координатах Р – Т (рис.1).
11
Р, МПа
Т, К Рис. 1. Диаграмма фазового состояния газовых гидратов
Рассматривая диаграмму фазового состояния газовых гидратов (рис.1) можно отметить следующее. Точка С характеризует одновременное наличие в системе четырех фаз: I – газообразный гидратообразователь, II – раствор гидратообразователя в воде, III – раствор воды в гидратообразователе, IV – гидрат. Точка С считается критической для образования газовых гидратов. В точке С, соответствующей инвариантной системе, изменение какоголибо её параметра (температуры, давления или состава) приводит к исчезновению одной из фаз. При любых значениях температуры большей, чем в точке С, газовый гидрат не может существовать, какое бы не было велико давление. В точке В на пересечении кривых 2 и 3 появляется вторая инвариантная система – с газообразным гидратообразователем, жидким раствором гидратообразователем в воде, гидратом и льдом (V).
12
Газовые гидраты формируются включением молекул газа в полости льдоподобного каркаса воды, который состоит из молекул воды по межмолекулярным водородным связям. Тетраэдрическая структура воды способствует образованию большого количества кристаллических каркасов, близких по энергетическим характеристикам. Физико-химическими методами (рентгенофазовым и рентгеноструктурным анализом, ЯМР-спектроскопией и другими), а также моделированием установлено, что в клатратных гидратах полости представляют собой многогранники (12-, 14-. 15-, 16- и 20-гранники), в вершинах которых расположены атомы кислорода, а по ребрам – межмолекулярные водородные связи. По современным представлениям молекулы гидратообразователей в полостях, между узлами ассоциированных молекул воды гидратной решетки, удерживаются с помощью Ван-дерВаальсовых сил притяжения. Условиями для образования газовых гидратов является температура точки росы по влаге и углеводородам. В настоящее время при технологических расчетах используется, в основном, температура точки росы по влаге. Так, например, если на выбранном технологическом участке газопроводной системы переработки природного газа температура точки росы по влаге будет выше равновесного значения температуры гидратообразования, то гидраты будут образовываться. Место их формирования будет соответствовать точке пересечения линии изменения температуры в газопроводе с кривой равновесной температуры гидратообразования. Если же температура точки росы по влаге меньше равновесной температуры гидратообразования, но выше минимального значения температуры на 13
кривой её зависимости по длине газопровода, то гидраты будут образовываться при точке росы. В случае же, когда температура точки росы по влаге меньше равновесного значения температуры гидратообразования и ниже температуры на кривой её по длине газопровода, то гидратообразование невозможно. При образовании гидратов влагосодержание газового потока уменьшается адекватно снижению упругости паров воды, находящихся в термодинамическом равновесии с жидкой фазой воды и образовавшимся гидратом. Если в результате газогидратного отложения температура точки росы по влаге уменьшается ниже минимального значения температуры на её кривой по длине газопровода, то газогидратного отложения не будет, а если температура точки росы по влаге не снижается ниже минимального значения температуры на кривой её зависимости по длине газопровода, то происходит последующее образование газовых гидратов. Нежелательна влага и в природном газе, если он перерабатывается при низких температурах, при чем температура точки росы должна быть ниже температуры переработки. Влага может также отравлять ряд катализаторов, используемых при переработке газа. Степень осушки газа (депрессия температуры точки росы) задается в зависимости от того, куда предполагается его направить потребителю или на дальнейшую переработку. Если газ направляют потребителю, то температуру точки росы осушенного газа выбирают так, чтобы она по влаге была на несколько градусов ниже минимальной, до которой газ может охлаждаться в процессе переработки и транспортировки. Это позволит избежать конденсации влаги и образования жидкостных пробок в трубопроводе. Если же газ направляется на дальнейшую переработку, на14
пример, на разделение методом низкотемпературной конденсации или ректификации, то температура точки росы осушенного газа также задается исходя из предполагаемой рабочей температуры. Сжиженный природный газ получают путем охлаждения потока природного газа до температур его конденсации при заданном давлении. До этого сжижения природный газ должен быть очищен от диоксида углерода (СО2), сероводорода (H2S) и других соединений серы, а также осушен. При необходимости его нужно очистить от избытков азота (N2), ртути (при наличии ее в газе) и алюминия. Природный газ, поступающий на завод, проходит предварительную осушку и очистку от диоксида углерода и соединений серы по СТО Газпром 089-2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия». В соответствии с ОСТ 51.40-93 перед подачей его в трубопровод газ должен осушаться до температуры точки росы не больше минус 200С (для северных районов). Природный газ транспортируется при давлении от 5,5-7,5 МПа. Требуемая степень осушки природного газа (температура точки росы по влаге обычно должна быть не выше минус 800 С) для получения СПГ при приемлемых технико-экономических показателях, как показывают современные практические и научнотехнические исследования, возможна только адсорбционной технологией. Термобарические параметры адсорбционной осушки природного газа при производстве СПГ (табл.1) выбирают по его влагосодержанию.
15
Таблица 1 Исходное влагосодержание газа поступающего на завод по сжижению в зимний период Wн, г/1000 нм3 при давлении в газопроводе, МПа ТТРв , 0С 5,5
6,0
6,5
7,0
7,5
минус 20 30,5 29,1 27,9 26,8 25,9 ТТРв – температура точки росы по влаге; Wн – влажность газа при нормальных условиях (давление атмосферное, температура 200С). Основным параметром, характеризующим эффективность адсорбционной осушки природного газа, является активность адсорбента по сорбции равновесной влаги. Рабочее давление адсорбционной осушки практически не влияет на активность адсорбента. Следовательно, давление и эффективность адсорбционной осушки будет определяться, рабочим давлением установки сжижения природного газа – от 3,5 до 4,6 МПа.
16
4. Основы и принципы технологического расчета адсорбционной осушки природного газа для производства СПГ 4.1. Этапы технологического расчета 1) Изучение задания на курсовой проект. Задание оформляется в виде табл.2. Таблица 2 Исходные данные для выполнения проекта по Заданию Расход поступающего газа, м3/ч [Qг] Рабочая температура, 0С [Tраб] Рабочее давление, МПа (кгс/см2) [Рраб] Температура газа на входе, 0C [T1] Температура газа на выходе, 0C, [T2] Давление процесса сжижения газа, МПа (кгс/см2) [РСПГ] Характеристика газа*: ● ● ● Другие параметры: * - Характеристика газа представлена в задании.
2) Выбор технологии адсорбционной осушки (на основе анализа литературных научно-технических источников) с обоснова-
17
нием термобарических параметров процесса, адсорбента, адсорбера и т.д. (табл.3). Таблица 3 Исходные данные для выполнения проекта с учетом литературных параметров источников Расход поступающего газа, м3/ч [Qг] Вязкость газа при нормальных условиях, сП рассчитывается (мПа*с) [μ] Плотность газа при нормальных условиях, кг/м3 рассчитывается [г] Рабочая температура, 0С [Tраб] * Рабочее давление, МПа (кгс/см2) [Pраб] * Температура газа на входе, 0C [T1] * Температура газа на выходе, 0C, [T2] * Давление сжижения газа, МПа (кгс/см2) [РСПГ] * Линейная скорость потока газа, м/мин (м/с) [V] Адсорбент
из литературы из литературы
марка
из литературы
активность по влаге, % масс [a]
из литературы
плотность, кг/м3 [адc]
из литературы
пористость, % []
из литературы
удельная поверхность, м2/г [Sуд.]
из литературы
объем пор, м3/г[Vпор]
из литературы
средний радиус пор, Å (нм) [Rср.]
из литературы
геометрическая форма частиц
из литературы
размеры (диаметр) частиц, м [d]
из литературы
другие характеристики
из литературы
Другие параметры: * - Принимается преподавателем или студентом. 18
4.2. Основы технологического расчета 1) Из анализа литературных научно-технических источников принимается продолжительность цикла адсорбционной осушки (τ = ч). 2) Определение влагосодержания в исходном природном газе при нормальных и термобарических условиях адсорбционной осушки, а также с расчетом их значений в программном комплексе Aspen HYSYS. При выполнении п.2 использовать следующие литературные источники. 1. СТО Газпром 089-2010. Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия. 2. ГОСТ Р 56021 – 2014. Газ горючий природный сжиженный. Топливо для двигателей внутреннего сгорания и энергетических установок. Технические условия. 3. ISO 18453:2004. Природный газ - Корреляция между содержанием воды и водной точкой росы. 4. Бармин И.В., Кунис И.Д. Сжиженный природный газ вчера, сегодня, завтра. – М.: Издательство МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2009. – 256 с. 5. Бекиров Т. М. Промысловая и заводская обработка природных и нефтяных газов. – М.: Недра, 1980. – С. 293. 6. Гухман Л.М. Подготовка газа северных газовых месторождений к дальнему транспорту. – Л.: Недра, 1980. – 161 с. 7. Кемпбел Д. М. Очистка и переработка природных газов. Норман, США 1972. Под ред. С.Ф. Гудкова. – М.: Недра, 1977. – 349 с.
19
Влагосодержание, мг/м3 при 200С и 101,3 кПа
3) Построение графической зависимости равновесного влагосодержания природного газа при температуре от минус 20 до минус 900С и давлении от 2,5 до 7,5 МПа с использованием программного комплекса Aspen HYSYS (рис.2). Если при понижении температуры или увеличении давления равновесная влагоемкость становится меньше текущей, то избыток влаги выпадает в виде жидкой или твердой фазы.
Температура, 0С
Рис. 2. Зависимость равновесной влагоемкости метана от давления и температуры
20
4) Разработка материального баланса адсорбционной осушки с определением количества удаляемой влаги из газа, что бы достичь заданной степени его влагосодержания (в расчете на 1000 м3). Влагосодержание природного газа, поступающего в адсорбер на осушку, определяется его термобарическими условиями и составом (WН), а выходящего из адсорбера (WК) –требованиями технологии сжижения газа. Минимальное удельное количество влаги, которое необходимо удалить в процессе адсорбции из 1 м3, будет таким: ∆W= WН − WК ,
(1)
Количество воды, извлекаемое из газа за час, составит Mв = Qг · ∆W , где Qг − расход поступающего газа, м3/ч.
(2)
Для понимания данного условия рассмотрим, например, следующую принципиальную схему сжижения газа (рис.3).
21
22
1
PКТКW4 2
2
1
PНТНWН
3
3
4
P4Т4W4
4 5
P Т W5
Др
III
Рис. 3. Примерная расчетная схема к расчету необходимой степени осушки при производстве СПГ: I – природный газ; II – топливный газ; III – поток СПГ; Др – дроссельное устройство; 1 – блок охлаждения природного газа; 2 – блок адсорбционной осушки; 3 – блок предварительного охлаждения; 4 – блок основного охлаждения; 5 – сепаратор; 6 – резервуар для хранения СПГ
P0Т0W0
I
P3Т3W3
II
6
5
Природный газ после осушки и очистки от нежелательных компонентов поступает, например, из магистрального газопровода с параметрами P0, T0, W0 в блок охлаждения природного газа 1. Далее он с параметрами PН,TН, WН направляется в блок адсорбционной осушки 2, где осушается до требуемого влагосодержания (температуры точки росы по влаге), и выходит с параметрами PК,TК,WК. После осушки газ поступает в теплообменник 3 для предварительного охлаждения до минус 30 – минус 40 0С. Если в составе газа присутствуют в значительном количестве пропан– бутановая фракция и этан, то они отделяются и направляются на фракционирование (блоки сепарации и фракционирования пропан-бутановой фракции на рисунке не показаны). После предварительного охлаждения природный газ охлаждается в основном криогенном теплообменнике 4 и далее дросселируется. В результате дросселирования получается сжиженный природный газ при давлении чуть выше атмосферного и температуре минус 162 0С. Газовая фаза, образовавшаяся в результате дросселирования, отделяется в сепараторе и чаще всего используется в циклах охлаждения природного газа. Для предотвращения образования твердой фазы (гидратов) в теплообменниках установки СПГ необходимо, чтобы влагоемкость поступающего газа была не больше минимальной равновесной влагоемкости газового потока. Таким образом, допустимое количество влаги в природном газе буде определятся из условия: WК ≤ W5 .
(3)
Сжижение природного газа чаще всего происходит при давлении 3,5-4,6 МПа. 23
Температура перехода в жидкое состояние колеблется в пределах от минус 91,5 0С до минус 83,3 0С (рис.4). ‐80 ‐83,3 ‐85
‐90
Температура, 0С
‐91,6 ‐95
‐100
‐105
‐110
‐115
‐120 2
2,2
2,4
2,6
2,8
3
3,2
3,4
3,6
3,8
4
4,2
4,4
4,6
Давление, МПа
Рис. 4. Фазовая диаграмма для метана, рассчитанная в программном комплексе Aspen HYSYS
Таблица 4 Равновесная влагоемкость метана при термобарических условиях в точке 5 Т,0C
P, МПа
W5, мг/ст.м3
-83,5 -87,3 -91,6
4,5 4 3,5
0,0726 0,0709 0,0665
24
Значительное влияние на эффективность адсорбционной осушки оказывает температура процесса (рис.5). Адсорбционная активность, %масс
30 25 20 15
Силикагель КСМ Цеолит NaA
10 5 0 ‐30
‐20
‐10
0
10
20
30
Температура 0С
Рис. 5. Зависимость равновесной адсорбционной активности адсорбентов по влаге от температуры при давлении 4,5 МПа
Понижая температуру сорбции, можно добиться значительного увеличения адсорбционной активности сорбента, поэтому для требуемого качества осушки газа нужно меньшее его количество. 5) Определение необходимого количества выбранного адсорбента для заданной степени влагосодержания газа в расчете на производительность адсорбера. Количество адсорбента в первом приближении может быть рассчитано по формуле: Ga = ∆ · Qг ·
:A,
(4)
где Ga – количество адсорбента, кг; ∆ – количество влаги которое необходимо извлечь, кг/нм3; Qг – производительность адсор-
25
бера, нм3/ч;
– продолжительность цикла сорбции, ч; A – равно-
весная активность адсорбента, % масс. Qг = М · 1000 : ρгну (5) здесь M – производительность установки, т/ч; ρгну – плотность газа при нормальных условиях, кг/м3. Объем адсорбента составит: Va = Ga : ρна где ρна – насыпная масса адсорбента, кг/м3.
(6)
6) Определение основных размеров адсорбера. При известном значении часового объемного расхода газа при рабочих условиях проведения процесса адсорбционной осушки внутренний диаметр адсорбера (Dвн) определяют по формуле: Dвн = {4Qгр : (π·wгр)}1/2 (7) где Dвн – внутренний диаметр адсорбера, м; Qгр – объемный расход газа при рабочих условиях процесса м3/с; wгр – средняя допустимая скорость газа, м/с. При адсорбции среднюю допустимую скорость газа, например, для силикагеля с размером гранул 4-8 мм, обычно выбирают в пределах 9-13 м/мин в интервале и изменения давления от 7,5 до 3,5 МПа и температуре 25-300С. При известных значениях Dвн и wгр рассчитывают скорость газа в свободном сечении адсорбера.
26
Вычислить объемный расход газа при рабочих условиях можно по формуле: Qгр=М/(3,6· ρр) (8) M – производительность установки, т/ч; ρр – плотность газа при рабочих условиях, кг/м3; Qгр – объемный расход газа при рабочих условиях, м3/с. Плотность газа при рабочих условиях можно рассчитать по ГОСТ 30319.1-96 «Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки. Межгосударственный стандарт» или программному комплексу Aspen HYSYS. Высоту слоя адсорбента можно определить так: Ha = 4Va /( π· Dвн2) , (9) Ha – высота слоя адсорбента, м; вн – внутренний диаметр адсорбера, м; Va – количество адсорбента, м3. Высота цилиндрической части адсорбера составит: H = 1,2 Ha .
(10)
Толщина стенки цилиндрической обечайки адсорбера будет такой: (11) so ≥ s p + c , (12) spo = (Pрасч · Dвн)/(2σдоп – Pрасч) , где so – исполнительная толщина стенки, мм; sp – расчетная толщина стенки, мм; c – прибавка на компенсацию коррозии; вн – 27
внутренний диаметр цилиндрической части адсорбера, мм;
доп
–
допускаемые напряжения для материала адсорбера при расчетной температуре, МПа; расч – расчетное давление, МПа. Допустимое напряжение для материала адсорбера при расчетной температуре и давлении обосновывается выбором марки стали для изготовления сварных сосудов, работающих под внутренним избыточным давлением. Тип и параметры днища для рассчитанных внутренних диаметров и толщин стенки выбирают по нормативным документам. При расчете массы аппарата принимают, что масса внутренних устройств и приварных частей составляет 20% от массы корпуса: Мап = 1,2·(Мо + 2Мд) (13) где Мап – масса аппарата-адсорбера, кг; Мо – масса цилиндрической обечайки, кг; Мд – масса днища, кг. Мо =π·[(Dвн + 2sо )2 – D вн2}·ρст /4 где ρст – плотность выбранной марки стали;
(14)
7) Определение объемов газов регенерации и охлаждения. Количество теплоты для нагрева системы определяют по уравнению теплового баланса: Qт = Q1 + Q2 , (15) здесь Qт – количество теплоты необходимое для нагрева системы, Дж/цикл; Q1 – количество теплоты необходимое для нагрева базовой части (адсорбера, адсорбента, теплоизоляции), Дж/цикл; Q2 – количество теплоты необходимое для нагрева десорбирован28
ных компонентов (т.к. десорбция молекул происходит с поглощением теплоты), кДж/цикл. Q1 = (gк · ск + gи · си + gад · сад) · (t2 - t1) , (16) gк, gи, gад – масса адсорбера, теплоизоляции и адсорбента соответственно, кг; ск, си, сад – средняя удельная теплоемкость материала колонны, теплоизоляции и адсорбента в интервале температур t1 - t2, кДж/(кг · 0С); t1, t2 – начальная и конечная температуры регенерации; 0С. Принимают значения: ск = кДж/(кг · 0С), сад = кДж/(кг · 0С). Температура t1 равна рабочей температуре адсорбции. Адсорбент регенерируется сухим газом, подогретым до 150-3500С, в зависимости от типа выбранного адсорбента. Адсорбент прогревают, с температурой 3500С, и прекращают нагрев, когда температура на выходе достигнет 140 – 1500С. Предполагают, что полное удаление сорбированных молекул воды из последнего слоя адсорбента произойдет в результате перемещения тепла из прогретых слоев потоком газа, вводимого в адсорбер на стадии охлаждения. Средняя конечная температура регенерации будет равна: t2 = (150 + 350) : 2 = 2500С. Так как количество теплоты, необходимое для нагрева теплоизоляции, невелико, по сравнению с требуемой для нагрева материала колонны и адсорбента до теплового режима регенерации, то им можно пренебречь. Тогда количество теплоты, для нагрева десорбированных компонентов, будет таким: Q2 = mв · cв · (t2 – t1) 29
(17)
где mв – количество поглощенной воды, кг/цикл; cв – средняя удельная теплоемкость воды в интервале температур t1 - t2, кДж/(кг · 0С); mв = ∆W · Qг ·τс , (18) ∆W – количество поглощенной воды, кг/нм3; Qг – производительность установки, нм3/ч; τс – продолжительность цикла адсорбции, ч. Принимаем cв = кДж/(кг · 0С); Расход теплоты, необходимой для десорбции поглощенных компонентов равен: Qп = mв ·qад (19) где mв – количество поглощенной воды, кг/цикл; qад – теплота сорбции воды адсорбентом, кДж/кг (например, для цеолита mв = 4,2 МДж/кг); Расход газа регенерации определяем по уравнению материально-теплового баланса: Gрег = (Qн - Qп )/{cрег (t1′ - t2′)} (20) Gрег – расход газа регенерации, кг/цикл; Qн – количество теплоты, необходимое для нагрева системы, кДж/цикл; Qп – количество теплоты, необходимое для десорбции поглощенных компонентов, кДж/цикл; cрег – средняя удельная теплоемкость газа регенерации в интервале температур t1′ - t2′ , кДж/(кг 0С); t1′, t2′ – температура газа регенерации на входе и выходе из адсорбера, 0С. t1′ = 3500С. Температура газа на выходе из адсорбера меняется в течение цикла, вначале она должна быть равна температуре адсорбции 30
(tад), а при осушке газа в конце – 150 0С. Средняя температура газа на выходе из адсорбера при регенерации будет равна: t2′ = (tад + 150) : 2 .
(21)
Далее определяем cрег – среднюю удельную теплоемкость газа регенерации в интервале температур t1′ - t2′, считая что газ состоит из метана, концентрацией паров влаги можно пренебречь ввиду их незначительности. Принимают значение cрег = кДж/(кг · 0С). Определение расхода газа на цикл охлаждения адсорбента осуществляют по следующему уравнению материальнотеплового баланса: Gохл = Q1′ / {cохл (t1″ - t2″)} (22) Gохл – расход газа охлаждения, кг/цикл; Q1′ – количество теплоты необходимое для охлаждения аппарата и адсорбента, кДж/цикл; cохл – средняя удельная теплоемкость газа охлаждения в интервале температур t1″ - t2″ , кДж/(кг 0С); t1″ - t2″ – температура газа охлаждения на входе и выходе из адсорбера, 0С. Температура газа охлаждения на входе в адсорбер равна рабочей температуре процесса сорбции влаги из газа. Температура газа охлаждения на выходе из адсорбера изменяется в течение цикла, вначале выходит газ, с температурой 150 ºС, затем газ с температурой 350 º С, а потом – поступавший на охлаждение (tр). Расчет таких сложных кривых затруднителен и обычно принимают, что средняя температура на выходе равна средней температуре слоя к концу стадии нагрева, т.е. 250 º С – t2″ = (tр + 250)/2.
31
Затем определяем массовую долю природного газа идущего на регенерацию и охлаждение адсорбента по формуле: φ = (Gрег + Gохл)·100% /(M · τс) . (23) где φ – доля природного газа идущего на регенерацию и охлаждение адсорбента, % масс.; Gрег – расход газа регенерации, кг/цикл; Gохл – расход газа охлаждения, кг/цикл; M – производительность установки, кг/ч; τс – время цикла сорбции, ч. Продолжительность циклов регенерации и охлаждения адсорбента определяют из условия постоянства расходов осушенного газа: (24) Gрег / Gохл = τр / τо При технологической схеме адсорбционной осушки газа, с двумя аппаратами-адсорберами должно выполняться условие: τс ≥ τр + τо и, при известном значении τс необходимо определить величины τр и τо. Определение тепловой нагрузки печи. Тепловую нагрузку печи определяют по уравнению материально-теплового баланса: Qп = Gрег · τр · cг ·(t2 - t1) , (25) здесь Qп – тепловая нагрузка печи, кВт; Gрег – расход газа регенерации, кг/цикл; р – время цикла регенерации, ч; cг – средняя удельная теплоемкость газа в интервале температур t2 - t1, кДж/(кг 0С); t2, t1 – температура газа на выходе и входе в печь соответственно. Принимаем: cг = кДж/(кг · 0С). Количество топливного газа подаваемого в печь определяют
32
по следующему выражению: Vг = 3600 · Qп :(qт · η) (26) Vг – расход топливного газа, кг/ч; Qп – тепловая нагрузка печи, МВт; η – коэффициент полезного действия печи; qт – теплотворная способность топливного газа, кДж/кг. Для трубчатых печей значение КПД лежит в пределах 0,65-0,85. Принимаем , . В качестве топливного газа на заводях по сжижению газа, чаще всего используется газ, образовавшийся при дросселировании СПГ. Данный газ практически полностью состоит из метана. Теплотворная способность метана равна qт = 50100 кДж/кг. Расчеты по полученным результатам 1.Уточнить линейную скорость газа в свободном сечении адсорбера при рабочих условиях. 2.Определить внутренний диаметр адсорбера при уточненной линейной скорости газа в свободном сечении адсорбера при рабочих условиях. 3.Определить длину адсорбционной массообменой зоны в адсорбере. 4.Уточнить динамическую влагоемкость слоя выбранного адсорбента. 5.Определить минимально необходимую высоту слоя адсорбента. 6.Проверить продолжительность работы слоя до проскока влаги. Если оно значительно отличается от принятой продолжительности цикла адсорбции, то расчет повторяется. Из расчетов необходимо сделать вывод, имеет ли адсорбер некоторый запас по скорости газа и влагоемкости адсорбента, и если да, то какой. 33
Рекомендуемые литературные источники 1. ГОСТ 7.32-2001- «Система стандартов по информации, библиотечному и издательскому делу. Отчет о научно-исследовательской работе. Структура и правила оформления». 2. СТО Газпром 089-2010. Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия. 3. ГОСТ Р 56021 – 2014. Газ горючий природный сжиженный. Топливо для двигателей внутреннего сгорания и энергетических установок. Технические условия. 4. ISO 18453:2004. Природный газ - Корреляция между содержанием воды и водной точкой росы. 5. Бармин И.В., Кунис И.Д. Сжиженный природный газ вчера, сегодня, завтра. – М.: Издательство МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2009. – 256 с. 6. Бекиров Т.М. Промысловая и заводская обработка природных и нефтяных газов. – М.: Недра, 1980, – 596 с. 7. Гухман Л.М. Подготовка газа северных газовых месторождений к дальнему транспорту. – Л.: Недра, 1980. –161 с. 8. Кельцев Н.В. Основы адсорбционной техники. 2-е издание, переработанное и дополненное. – М.: Химия, 1984. – 592 с. 9. Кемпбел Д.М. Очистка и переработка природных газов. Норман, США 1972. / Под ред. С.Ф. Гудкова– М.: Недра, 1977. – 349 с. 10. Коуль А. Л., Ризенфольд Ф. С.. Очистка газа. Перевод с английского. – М.: Недра, 1962. – 397 с. 11. Мельников В.Б. Промысловый сбор и переработка газа и газового конденсата: Учебник. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2017. 12. Скобло А. И., Молоканов Ю. К., Владимиров А. И., Щелкунов В. А. Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии: 34
Учебник для вузов. – М.: РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2012. – 725 с. 13. Федорова Е. Б. Современное состояние и развитие мировой индустрии сжиженного природного газа: технологии и оборудование. – М.: РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2011. – 159 с. 14. Федорова Е. Б., Мельников В. Б. Особенности подготовки природного газа при производстве СПГ // Труды РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина. – 2015. – № 4 (281). – С. 100-114.
35
УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ
МЕЛЬНИКОВ Вячеслав Борисович ФЕДОРОВА Елена Борисовна МАКАРОВА Наталья Петровна ГАФАРОВА Элиза Багаутдиновна
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ АДСОРБЦИОННОЙ ОСУШКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА СПГ Редактор: Л. А. Суаридзе Компьютерная верстка: Л. О. Иванова
Подписано в печать 29.12.2017. Формат 60×841/16. Бумага офсетная. Печать офсетная. Гарнитура «Таймс». Усл. п. л. 2,25. Тираж 30 экз. Заказ № 755
Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, дом 65 тел./факс: (499) 507 82 12