КАФЕДРА «ХИМИЧЕСКАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА»

Стр 1 из 8Следующая ⇒

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

КАФЕДРА «ХИМИЧЕСКАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА»

Утверждаю: «____» ___________ 20 г.

Зав. кафедрой

А.А. Пимерзин

З а д а н и е

на курсовой проект

по дисциплине «Основы компьютерного проектирования

нефтеперерабатывающих предприятий»

Студент

Березовская А.А.

направление

18.03.01

курс

Тема проекта Проект установки получения СПГ________________

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ: Производительность, схему, материальный баланс установки, характеристику сырья, получаемых продуктов, реагентов и основного оборудования принять по литературным и заводским данным.

Содержание расчетно-пояснительной записки:

Введение Назначение установок СПГ

1.Характеристика сырья, получаемых продуктов и реагентов.

2. Выбор и обоснование производительности установки, технологической схемы и параметров процесса.

3. Технологическая схема установки и ее краткое описание.

4. Характеристика основного оборудования и условия его эксплуатации.

5.Технологический расчет:

5.1 Материальные балансы установки, блоков осушки и ожижения.

5.2 Расчет адсорбер(а)ов блока осушки.

5.2.1 Выбор линейной скорости и времени контакта газа

5.2.2 Выбор поглотителя и расчет времени цикла

5.2.3 Расчет геометрических параметров адсорбера

5.2.4 Расчет процесса десорбции

5.2.5 Расчет стадии охлаждения

5.3 Расчет аппаратуры блока сжижения природного газа

5.3.1 Расчет процесса дросселирования природного газа

Библиографический список.

Перечень обязательного графического материала:

1.Принципиальная технологическая схема установки в пояснительной записке

2.Эскизы аппаратов адсорбера, аппаратов охлаждения в пояснительной записке.

3.Технологическая схема установки с приборами КИП и А (расход, температура, давление и уровень) – 1 лист (формат А1).

Рекомендуемая литература и материалы. 1. Гриценко А.И. Физические методы переработки и использования газа. М: Недра, 1981. – 224 с. 2. Чуракаев А.М. Переработка нефтяных газов. М: Недра, 1983. – 280 с. 3. Танатаров М.А. Технологические расчеты установок переработки нефти. М.: Химия, 1987. – 352 с. 4. Шлейников, В. М. Термодинамические основы процессов сжижения газов М.: ВЗИПП, 1975. - 138 с.

Дата выдача задания				2018 г.
Дата защиты				2018 г.
	Руководитель		Н.М. Максимов
		Подпись	Инициалы, фамилия
	Студент		А.А. Березовская
		Подпись	Инициалы, фамилия

Оглавление_Toc533738483

Введение. 5

Назначение установок СПГ. 5

1. Характеристика сырья, получаемых продуктов и реагентов. 8

Качество продукта. 9

2. Выбор и обоснование производительности установки, технологической схемы и параметров процесса. 10

2.1 Осушка природного газа. 10

2.1.1. Выбор поглотителя и оптимальных параметров для процесса адсорбции 11

2.2. Сжижение природного газа. 13

3. Технологическая схема установки и ее краткое описание. 16

4. Характеристика основного оборудования и условия его эксплуатации. 19

4.1 Адсорбер. 19

4.2 Аппарат воздушного охлаждения. 19

4.3 Теплообменники. 20

4.3.1 Кожухотрубчатые теплообменники. 20

4.3.2 Криогенные теплообменники. 21

4.4 Печи. 22

5.1 Материальные балансы установки, блоков осушки и ожижения. 24

5.2 Расчет адсорберов блока осушки. 24

5.2.1 Определение максимально допустимой линейной скорости газа в адсорбере. 25

5.2.2 Расчет диаметра адсорбера. 27

5.2.3 Определение удельной нагрузки слоя по воде. 28

5.2.4 Расчет высоты адсорбционной зоны.. 28

5.2.5 Определение высоту адсорбера. 28

5.2.6 Расчет динамической влагоемкости слоя. 29

5.2.7 Определение высоты слоя адсорбента. 29

5.2.8 Расчет времени работы до проскока. 29

5.3 Расчет стадии охлаждения. 29

5.3.1. Определение массы адсорбера и адсорбента. 30

5.3.2 Тепловой баланс. 31

5.3 Расчет аппаратуры блока сжижения природного газа. 35

5.3.1 Расчет процесса дросселирования сжиженного природного газа. 35

5.3.1.1 Определение конечной температуры сжиженного природного газа. 35

Список литературы. 39

Введение

Назначение установок СПГ

Природный газ является высокоэффективным энергоносителем и ценным химическим сырьем. Он имеет ряд преимуществ по сравнению с другими видами топлива и сырья:

· стоимость добычи природного газа значительно ниже, чем других видов топлива;

· производительность труда при его добыче выше, чем при добыче нефти и угля;

· отсутствие в природных газах оксида углерода предотвращает возможность отравления людей при утечках газа;

· при газовом отоплении городов и населенных пунктов гораздо меньше загрязняется воздушный бассейн; - при работе на природном газе обеспечивается возможность автоматизации процессов горения, достигаются высокие КПД;

· высокие температуры в процессе горения (более 2000°С) и удельная теплота сгорания позволяют эффективно применять природный газ в качестве энергетического и технологического топлива.

Несоизмеримо быстро растут темпы добычи природного газа. Мировые запасы природного газа составляют 186,9 трлн м³, а добыча на 2016 г. составила 3674,4 млрд м³/год, при этом в России – 650 млрд м³, в США – 769 млрд м³, в Иране 177 м³ (20,9; 17,7 и 7,5 % от мирового производства соответственно).

Газ, поступающий из скважин, необходимо подготовить к транспортировке конечному пользователю - химический завод, котельная, ТЭЦ, городские газовые сети. Необходимость подготовки газа вызвана присутствием в нем, кроме целевых компонентов, также и примесей, вызывающих затруднения при транспортировке либо применении. Так, пары воды, содержащейся в газе, при определенных условиях могут образовывать гидраты или, конденсируясь, скапливаться в различных местах (например, изгиб трубопровода), мешая продвижению газа; сероводород вызывает сильную коррозию газового оборудования (трубы, емкости теплообменников и т.д.). Помимо подготовки самого газа, необходимо подготовить и трубопровод. Широкое применение здесь находят азотные установки, которые применяются для создания инертной среды в трубопроводе.

Газ подготавливают по различным схемам. Согласно одной из них, в непосредственной близости от месторождения сооружается установка комплексной подготовки газа (УКПГ), на которой производится очистка и осушка газа в абсорбционных колоннах. Такая схема реализована на российских газопромысловых месторождениях.

Если газ содержит в большом количестве гелий либо сероводород, то газ обрабатывают на газоперерабатывающем заводе, где выделяют гелий и серу. Эта схема реализована, например, на Оренбургском, Астраханском месторождении и будет реализовываться на Ковыктинском месторождении в Восточной Сибири.

В настоящее время основным видом транспорта природного газа является трубопроводный. Газ под давлением 75 и более атмосфер прокачивается по трубам диаметром до 1420 мм. По мере продвижения газа по трубопроводу он теряет кинетическую энергию, преодолевая силы трения как между газом и стенкой трубы, так и между слоями газа, которая рассеивается в виде тепла. Поэтому через определенные промежутки необходимо сооружать компрессорные станции (КС), на которых газ дожимается до 75 атм. и охлаждается. Сооружение и обслуживание трубопровода весьма дорогостоящи, но тем не менее - это наиболее дешевый с точки зрения начальных вложений и организации способ транспортировки газа на небольшие и средние расстояния.

Кроме трубопроводного транспорта широко используют специальные танкеры - газовозы. Это специальные суда, на которых газ перевозится в сжиженном состоянии в специализированных изотермических емкостях при температуре 150-160 °C.

Перевозить газ в таком состоянии намного выгоднее, так как в процессе сжижения природный газ уплотняется примерно в 600 раз. Это его свойство сказывается, прежде всего, на его объеме и условиях транспортировки. С технологической точки зрения становится более удобным процесс хранения газа. К тому же сжиженный природный газ (СПГ) нетоксичен и может храниться в специальных емкостях с теплоизоляцией при температуре -161°C.

Таким образом, для транспортировки газа этим способом необходимо протянуть газопровод от месторождения до ближайшего морского побережья, построить на берегу терминал, который значительно дешевле обычного порта, для сжижения газа и закачки его на танкеры, и сами танкеры. Обычная вместимость современных танкеров составляет порядка от 150.000 до 250.000 м³.

Такой метод транспортировки является значительно более экономичным, чем трубопроводный, начиная с проектов, когда расстояние до потребителя сжиженного газа превышает 2000 - 3000 км (поскольку основную стоимость составляет не транспортировка, а погрузочно-разгрузочные работы), но требует более высоких начальных вложений в инфраструктуру, чем трубопроводный. К его достоинствам относится также тот факт, что сжиженный газ куда более безопасен при перевозке и хранении, чем сжатый.

Чистый СПГ не горит, сам по себе не воспламеняем и не взрывается, плавает на поверхности воды не смешиваясь с ней. На открытом пространстве при нормальной температуре СПГ возвращается в газообразное состояние и быстро растворяется в воздухе. Для использования СПГ подвергается регазификации - испарению без присутствия воздуха.

В настоящий момент в России переработка природного газа осуществляется на двух заводах – «Ямал СПГ» и «Сахалин – 2». В 2017 г. суммарное производство СПГ составило 11,76 млн. т. СПГ, что на 0,83 млн. т (+7,6 %) больше чем в 2016 году. Запланировано строительство других заводов по сжижению газа. Проект «Балтийский СПГ» предполагает строительство завода мощностью 10 млн. т. СПГ в год в порту Усть-Луга Ленинградской области. В качестве целевых рынков сбыта СПГ производства этого завода рассматриваются страны Атлантического региона, Ближнего Востока, Южной Азии, рынки малотоннажного СПГ в регионах Балтийского и Северного морей. Также изучается возможность проведения разменных операций с СПГ.

Качество продукта

Продукт после установки удаления ртути должен содержать не более 10.0 нг/См³ ртути, должен содержать менее 1 ppm воды и не более 50 ppm CO₂

Конечный продукт должен соответствовать следующим требованиям:

· Содержание азота менее 1%мол.

· Содержание тяжелых компонентов :

o Тяжелее бутана – 1,9%мол.

o Тяжелее пентана – 0,09%мол.

· Содержание общей серы – 28 мг/См³

· Содержание сероводорода - 4,8 мг/См³

· Содержание метана более 85%мол.

Если СПГ используется как топливо, то нормировка его физико-химических характеристик представлена в таблице 3.

Таблица 3

Показатели качества

Наименование показателя

Значение для марки

1 Компонентный состав, молярная доля, %

Определение обязательно

2 Область значений числа Воббе (высшего) при стандартных условиях, МДж/м³

От 47,2 до 49,2

Не нормируется

От 41,2 до 54,5

3 Низшая теплота сгорания при стандартных условиях, МДж/м³

Не нормируется

От 31,8 до 36,8

Не менее 31,8

4 Молярная доля метана, %, не менее

99,0

80,0

75,0

5 Молярная доля азота, %, не более

Не нормируется

5,0

6 Молярная доля диоксида углерода, %, не более

0,005

0,015

0,030

7 Молярная доля кислорода, %, не более

0,020

8 Массовая концентрация сероводорода, г/м³, не более

0,020

9 Массовая концентрация меркаптановой серы, г/м³, не более

0,036

10 Расчетное октановое число (по моторному методу), не менее

Не нормируется

105

Не нормируется

Осушка природного газа

Перед дальнейшей переработкой и применением природный газ необходимо осушать для повышения теплоты сгорания, предупреждения замерзания влаги в аппаратах и трубопроводах, увеличения пропускной способности трубопроводов и др. Остаточное содержание влаги регламентируется точкой росы осушенного газа. Точкой росы газа называется наивысшая температура, при которой при данных давлении и составе газа начинают конденсироваться капли воды. Депрессией точки росы Δt называется разность между точкой росы влажного (t_в.г) и осушенного (t_о.г) газа:

В зависимости от требуемой точки росы осушка газа может осуществляться охлаждением, абсорбцией и адсорбцией паров влаги, а также комбинированием этих способов. Охлаждение применяется на установках низкотемпературной сепарации с впрыском ингибиторов гидратообразования и для предварительного удаления основного количества влаги перед применением других способов осушки.

Более распространены абсорбционные и адсорбционные способы осушки, а также комбинирование этих способов в одной установке.

В табл. 2.1 приведены основные преимущества абсорбционных и адсорбционных процессов осушки газа. Необходимо отметить, что капитальные и эксплуатационные затраты по обоим типам установок примерно одинаковы и оба процесса обеспечивают требуемое качество осушки газа.

Таблица 2.1

Основные преимущества абсорбционных и адсорбционных процессов осушки газа

Абсорбция	Адсорбция
· Стабильное качество осушки газа · Непрерывность процесса · Высокая технологическая гибкость · Низкие потери давления газа	· Отсутствие жидкостных потоков и трубопроводов · Малая доля ручного труда и высокая степень автоматизации

Обычно абсорбционную очистку используют только на промысле, а непосредственно на блоке осушки – адсорбционную очистку на цеолитах, так как именно такой способ позволяет достичь наиболее низкой точки росы.

Сжижение природного газа.

Для сжижения природного газа могут быть использованы как принципы внутреннего охлаждения, когда природный газ сам выступает в роли рабочего тела, так и принципы внешнего охлаждения, когда для охлаждения и конденсации природного газа используются вспомогательные криогенные газы с более низкой температурой кипения (например кислород, азот, гелий). В последнем случае теплообмен между природным газом и вспомогательным криогенным газом происходит через теплообменную поверхность.

Сжижение природного газа на основе внутреннего охлаждения может достигаться следующими способами:

· изоэнтальпийным расширением сжатого газа (энтальпия H = const), т. е. дросселированием (использование эффекта Джоуля-Томсона); при дросселировании поток газа не производит какой либо работы;

· изоэнтропийным расширением сжатого газа (энтропия S = const) с отдачей внешней работы; при этом получают дополнительное количество холода, помимо обусловленного эффектом Джоуля-Томсона, так как работа расширения газа совершается за счет его внутренней энергии.

Как правило, изоэнтальпийное расширение сжатого газа используется только в аппаратах сжижения малой и средней производительности, в которых можно пренебречь некоторым перерасходом энергии. Изоэнтропийное расширение сжатого газа используется в аппаратах большой производительности (в промышленных масштабах).

Сжижение природного газа на основе внешнего охлаждения может достигаться следующими способами:

· использованием криогенераторов Стирлинга, Вюлемье-Такониса и т.д; рабочими телами данных криогенераторов является, как правило, гелий и водород, что позволяет при совершении замкнутого термодинамического цикла достигать температуры на стенке теплообменника ниже температуры кипения природного газа;

· использованием криогенных жидкостей с температурой кипения ниже, чем у природного газа, например жидкого азота, кислорода и т. д.;

· использованием каскадного цикла с помощью различных холодильных агентов (пропана, аммиака, метана и т. д.); при каскадном цикле газ легко поддающийся сжижению путем компримирования, при испарении создает холод, необходимый для понижения температуры другого трудносжижаемого газа

Процесс сжижения природного газа высокоэнергоемкий. По этой причине в современной Мировой практике получения СПГ отказались от первоначального способа сжижения компремированием и отдали предпочтение теплообменным способам сжижения.

Для правильного выбора объектов для создания производства СПГ служат следующие критерии:

· Характеристика имеющегося оборудования и оценка возможности его использования на создающемся комплексе по производству и хранению СПГ.

· Наличие коммуникаций: электричество, вода, линии телефонной связи; подвод газа;

· Наличие безопасных расстояний от места предполагаемого расположения оборудования до технологических блоков, зданий и сооружений;

· Наличие дорог и подъездных путей для авто, ж/д. или морского транспорта.

· Расстояние от объектов производства СПГ до объектов его потребления.

· Наличие источников газа, значения его следующих технологических параметров и их сезонные колебания:

· Расход;

· Давление;

· Температура;

· Компонентный состав;

· Влажность.

В данной работе был рассмотрен каскадный цикл охлаждения с помощью смешанного хладагента. Сжижение газа производится в криогенном навитом теплообменнике, которые обеспечивают последовательное охлаждение, полное сжижение и некоторое переохлаждение. Очистка и фракционирование реализуются, как и основная доля охлаждения, под высоким давлением.

Холод производится холодильным циклом смешанного хладагента – MR, позволяющими снизить температуру с -46°С до -153°С. Количество необходимого холода рассчитывается по энтальпийным диаграммам для природного газа.

Сжижение завершается однократной сепарацией (изоэнтальпийное расширение после регулируемого штуцера) для снижения давления сжиженного газа до атмосферного.

Важнейшим показателем термодинамического совершенства цикла является величина удельного энергопотребления. От нее напрямую зависят расходуемая и установленная мощность компрессорного оборудования, масса и габариты теплообменных аппаратов, а следовательно, капиталовложения и эксплуатационные затраты в эти установки.

Адсорбер

В данной работе для осушки и удаления ртути применяются вертикальные цилиндрические адсорберы с неподвижным слоем поглотителя. Для уменьшения потерь тепла в окружающую среду аппараты покрывают тепловой изоляцией. Принципиальное устройство аппарата представлено на рисунке 1

Рисунок 1

Устройство адсорбера

1 – корпус; 2- штуцер для подачи сырья; 3 – штуцер для отвода проудктов; 4 – люки для выгрузки поглотителя ; 5 – штуцер для отвода паров при десорбции; 7 - лодки для загрузки поглотителя

Теплообменники

Криогенные теплообменники

Криогенные теплообменники, в которых совершается теплообмен между сжижаемым природным газом и хладоагентами, изготавливаются из криогенных металлов, в основном из алюминия и его сплавов.

Теплообменные аппараты, применяемые для охлаждения газа в широком диапазоне температур при низких давлениях (до 4,2 МПа), изготавливаются в виде регенераторов трубчатого типа с гладкими и ребристыми трубами.

Теплообменные аппараты, пригодные для работы при высоких давлениях (до 20 МПа кг/см²) изготавливают из спиральных ребристых трубок, заключенных в кожух с перегородками. Поток высокого давления проходит внутри трубок, а поток низкого давления – в межтрубном пространстве, которое имеет вид многоходового перекрестного прохода с противоточным теплообменом.

С целью обеспечения значительной экономии для заводов сжижения газа на экспорт и упрощения обвязки были разработаны специальные большие многоходовые теплообменники с большой поверхностью теплообмена, которые делятся на два вида: теплообменники с навитыми трубками и пластинчатые теплообменники. В данной работе в расчет брались первый тип.

Навитые теплообменники

Данные теплообменные аппараты являются разновидностью кожухотрубчатых теплообменников. Аппарат вертикального типа, несколько тысяч тонких трубок (6-10 мм диаметром) навиты геликоидально по перекрестной сетке. Можно сконструировать теплообменник для нескольких флюидов, чередующихся по трубкам различных пучков в одной сетке. Перекрестные сетки дают эффект отражающихся перегородок для двухфазного флюида низкого давления, который охлаждает пучок испарением в процессе циркуляции в вертикальном направлении в каландре. Каландр выполнен из нержавеющей стали, навивные пучки из алюминия. Навивка дает гибкость, необходимую для компенсации термических удлинений и укорочений. По причине сложности конструкции и размеров изготовление таких теплообменников требует длительных сроков и достаточно дорого, а их транспортировка затруднительна.

Преимущества:

· Широкие диапазоны температуры и давления

· Разные виды жидкостей, обрабатываемых в одном теплообменнике

· Малая занимаемая площадь с высокой удельной теплопередачей

· Работа при высоком давлении

· Надежная конструкция, способная выдерживать запуски, остановы и значительные температурные перепады.

Печи

На установке находят применение трубчатые печи с горизонтальным расположением труб – печи серии ГС-1 – двухкамерная, с однорядным настенным экраном и свободным вертикальным пламенем. Основными характеристиками этого типа печей являются: теплопроизводительность – 15-58МВт, средняя теплонапряженность радиантных труб – 40,6 кВт/м², поверхность нагрева: радиантная (трубы 152х8мм) – 265-1050 м², конвективная (трубы 108х6мм) – 450-1785 м²; рабочая длина радиантных труб – 6-24 м, КПД – 0,8-0,85; производительность печи – 16300 т/сут; тепловая мощность – 58 МВт; гидравлическое сопротивление змеевика – 0,5-1,5МПа.

Технологический расчет.

Расчет диаметра адсорбера

По исходным данным рассчитываем внутренний диаметр адсорбера D, м:

где - объем осушаемого газа м³/мин. Его можно узнать, зная плотность газа при рабочих и нормальных условиях и массовый расходу газа (узнаем по материальному балансу):

– масса осушаемого газа

– плотность осушаемого газа при нормальных условиях кг/ . Определяется аналогично плотности при рабочих условиях

Диаметр аппарата принимают ближайший больший по нормали.

Расчет стадии охлаждения

Цикл регенерации адсорбента можно разделить на четыре периода: А, В, С и D (рис.1). Продолжительность каждого периода зависит от температуры регенерационного газа после печи Т и расхода газа G_г. Общая продолжительность цикла регенерации и охлаждения должна быть меньше или равна продолжительности цикла адсорбции. Рассмотрим особенности каждого периода регенерации.

Температура T4 является максимальной температурой регенерации и находится в пределах 450-550 К. Температура газа на выходе из печи Т желательно иметь выше T4 примерно на 35 К.

За период А из адсорбента извлекаются почти все адсорбированные углеводороды. Влага практически полностью извлекается за период В. Опыт работы промышленных установок показывает, что Т₂, Т₃, Т_вравны приблизительно 383,400 и 389 К не зависимо от других условий регенерации. Температура Т₁ – это температура сырьевого газа на входе в адсорбер. В период С происходит окончательная очистка поверхности адсорбента от тяжелых компонентов, а период D соответствует охлаждению адсорбента.

Рис. 1

Температурный режим адсорбера при регенерации и охлаждении адсорбента:

1 - температура газа регенерации на входе в адсорбер;

2 - изменение температуры на выходе из адсорбера при регенерации и охлаждении адсорбента;

3 - температура газа регенерации на входе в подогреватель, равная температуре осушаемого газа;

А-D - периоды цикла регенерации и охлаждения.

Тепловой баланс

Определяем расход тепла за период адсорбции

– массы адсорбента, углеводородов, металла аппарата и воды соответственно, кг;

– удельные теплоемкости адсорбента, углеводородов, металла и воды соответственно, кДж/кг/К.

Удельная теплоемкость цеолита типа 4А = 0,837 кДж/кг/К.

– удельная теплота десорбции углеводородов

Из этих уравнений сразу можно приравнять к нулю 3 и 4 уравнения, так как масса извлекаемых углеводородов = 0.

С учетом потерь тепла

Рассчитываем расход тепла за процесс В

С учетом потерь тепла

Рассчитываем расход тепла за период С

С учетом потерь тепла

Рассчитываем количество тепла, выводимого за период D

С учетом потерь тепла

Для дальнейшего решения необходимо найти теплоемкость газа регенерации при соответствующих температурах стадий. Теплоемкость газовой смеси определяется с учетом теплоемкости каждого компонента и концентрации компонента в смеси:

Величину удельной теплоемкости каждого компонента рассчитываем по формулам:

- для органических веществ или

- для неорганических

где a,b,c,d,c' – коэффициенты, которые узнаем по справочным данным.

В таблице 3 представлены результаты расчетов для нахождения теплоемкости при T_A=303 К

Таблица 4

Эмпирические коэффиценты, и расчет удельной теплоемкости при T = 303 К

	A	B*10^3	C10^6 или C'10^-5	D*10^9	Cp, Дж/Моль/К	y', %мол	Сp*y/100
N₂					29,57	0,47	0,14
CO₂	44,17	9,04	-8,54	-	46,75	0,00	0,00
C₁	17,46	60,5	1,118	-7,21	52,14	92,13	48,03
C₂	4,48	182,38	-74,9	10,8	108,97	4,61	5,03
C₃	-4,81	307,52	-160,27	32,78	171,35	1,77	3,03
изо-C₄	-6,87	409,93	-220,69	45,76	227,95	0,35	0,80
н-C₄	0,469	385,65	-199	39,98	221,39	0,40	0,89
изо-C₅	-9,29	518,07	-293,08	64,81	287,47	0,12	0,35
н-C₅	1,42	476,79	-250,58	51,29	274,55	0,07	0,19
н-C₆	3,086	566,18	-300,57	58,74	327,42	0,08	0,26
Итого							58,71

Исходя из молярной массы смеси находит теплоемкость в Дж/кг/К.

Удельная теплоемкость газа регенерации при T = 303 К :

При

Аналогично находим теплоемкости при остальных температурах

На основании полученных данных записываем следующую систему уравнений

136949 2)

424934 3)

247413 4)

Зная по материальному балансу, что расход газа на рецикл составляет 25000, находим время стадий:

= = 0,04 ч = 2,4 мин

= = 0,13 ч = 7,9 мин

= = 0,07 ч = 4,3 мин

= =0,14 ч = 8,6 мин

Общее время

Полученная продолжительность равна продолжительности процесса адсорбции, следовательно, расход газа является достаточным

Список литературы.

1. Гриценко А.И. Физические методы переработки и использования газа. М: Недра, 1981. – 224 с.

2. Чуракаев А.М. Переработка нефтяных газов. М: Недра, 1983. – 280 с.

3. Мановян, А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: учеб. пособие для вузов. – М.: Химия, 1999. – 568 с.

4. Тараканов, Г.В. Глубокая переработка газовых конденсатов / Г.В. Тараканов, А.Ф. Нурахмедова, Н.В. Попадин; Под ред. Г.В. Тараканова. – Астрахань: «Факел», ООО «Астраханьгазпром», 2007. – 276 с.

5.https://neftegaz.ru/news/view/ 170037 - NOVATEK - zapatentoval - tehnologiyu -szhizheniya-gaza-Arkticheskiy-kaskad.-Odnako-holod

6. А.Ю. Аджиев, Н.П. Морева, Н.И. Долинская, Отечественные цеолиты для глубокой осушки газа при производстве природного газа // Нефтегазохимия – 2015 - №3 – с.34-38.

7. Малков М.П., Данилов И.Б. Справочник по физико-химическим основам криогеники – М:Энергоатомиздат, 1985 – 432с.

8. Кельцев Н.В. Основы адсорбционной техники. 2-е изд.– М.: Химия, 1984. – 568 с.

9. Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии: учебник для вузов. – 10-е изд., доработанное. – М.: ООО ТИД «Альянс», 2004. – 753 с.

10. Агабеков, В.Е. Нефть и газ: технологии и продукты переработки – Минск: Беларус. Навука, 2011 – 459 с.

11. Додж Б.Ф. Химическая термодинамика в применении к химическим процессам и химической технологии – М: Иностранная литература, 1950, 753 с.

12. Жданова Н.В. Осушка природных газов. 2-е изд. - Москва: Недра, 1975. - 158 с.

13. Скосарь Ю.Г. Совершенствование технологии глубокой осушки природного газа. Диссертация – М. 2007 – 181 с.

14. Патент Р3Ф-2448905. // Осушитель и способ его приготовления. Исупова Л.А., Харина И.В., Данилевич В.В., Пармон В.Н. и др.

15. Ходорков И.Л. Сжиженный природный газ в России. М.: НПКФ “ЭКИП”,
2007г.

16. Танатаров М.А. Технологические расчеты установок переработки нефти. М.: Химия, 1987. – 352 с.

17. Шлейников, В. М. Термодинамические основы процессов сжижения газов М.: ВЗИПП, 1975. - 138 с.

18. Рабинович Г.Г., Рябых П.М., Хоряков П.А. и др. Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки. Справочник. / Под редакцией Е.Н. Судакова. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Химия, 1979. - 568 с.

Приложения

Приложение 1

Зависимость равновесной динамической влагоемкости свежих адсорбентов от относительной влажности газа Р/Р" для температуры контакта 25 °С:

1 - силикагель;

2 – цеолиты;

3 – оксид алюминия

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

КАФЕДРА «ХИМИЧЕСКАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА»

Утверждаю: «____» ___________ 20 г.

Зав. кафедрой

А.А. Пимерзин

З а д а н и е

на курсовой проект

по дисциплине «Основы компьютерного проектирования

нефтеперерабатывающих предприятий»

Студент

Березовская А.А.

направление

18.03.01

курс

Тема проекта Проект установки получения СПГ________________

Содержание расчетно-пояснительной записки:

Введение Назначение установок СПГ

1.Характеристика сырья, получаемых продуктов и реагентов.

2. Выбор и обоснование производительности установки, технологической схемы и параметров процесса.

3. Технологическая схема установки и ее краткое описание.

4. Характеристика основного оборудования и условия его эксплуатации.

5.Технологический расчет:

5.1 Материальные балансы установки, блоков осушки и ожижения.

5.2 Расчет адсорбер(а)ов блока осушки.

5.2.1 Выбор линейной скорости и времени контакта газа

5.2.2 Выбор поглотителя и расчет времени цикла

5.2.3 Расчет геометрических параметров адсорбера

5.2.4 Расчет процесса десорбции

5.2.5 Расчет стадии охлаждения

5.3 Расчет аппаратуры блока сжижения природного газа

5.3.1 Расчет процесса дросселирования природного газа

Библиографический список.

Перечень обязательного графического материала:

1.Принципиальная технологическая схема установки в пояснительной записке

2.Эскизы аппаратов адсорбера, аппаратов охлаждения в пояснительной записке.

Дата выдача задания				2018 г.
Дата защиты				2018 г.
	Руководитель		Н.М. Максимов
		Подпись	Инициалы, фамилия
	Студент		А.А. Березовская
		Подпись	Инициалы, фамилия

Оглавление_Toc533738483

Введение. 5

Назначение установок СПГ. 5

1. Характеристика сырья, получаемых продуктов и реагентов. 8

Качество продукта. 9

2. Выбор и обоснование производительности установки, технологической схемы и параметров процесса. 10

2.1 Осушка природного газа. 10

2.1.1. Выбор поглотителя и оптимальных параметров для процесса адсорбции 11

2.2. Сжижение природного газа. 13

3. Технологическая схема установки и ее краткое описание. 16

4. Характеристика основного оборудования и условия его эксплуатации. 19

4.1 Адсорбер. 19

4.2 Аппарат воздушного охлаждения. 19

4.3 Теплообменники. 20

4.3.1 Кожухотрубчатые теплообменники. 20

4.3.2 Криогенные теплообменники. 21

4.4 Печи. 22

5.1 Материальные балансы установки, блоков осушки и ожижения. 24

5.2 Расчет адсорберов блока осушки. 24

5.2.1 Определение максимально допустимой линейной скорости газа в адсорбере. 25

5.2.2 Расчет диаметра адсорбера. 27

5.2.3 Определение удельной нагрузки слоя по воде. 28

5.2.4 Расчет высоты адсорбционной зоны.. 28

5.2.5 Определение высоту адсорбера. 28

5.2.6 Расчет динамической влагоемкости слоя. 29

5.2.7 Определение высоты слоя адсорбента. 29

5.2.8 Расчет времени работы до проскока. 29

5.3 Расчет стадии охлаждения. 29

5.3.1. Определение массы адсорбера и адсорбента. 30

5.3.2 Тепловой баланс. 31

5.3 Расчет аппаратуры блока сжижения природного газа. 35

5.3.1 Расчет процесса дросселирования сжиженного природного газа. 35

5.3.1.1 Определение конечной температуры сжиженного природного газа. 35

Список литературы. 39

Введение

Назначение установок СПГ

· стоимость добычи природного газа значительно ниже, чем других видов топлива;

· производительность труда при его добыче выше, чем при добыче нефти и угля;

· отсутствие в природных газах оксида углерода предотвращает возможность отравления людей при утечках газа;

12 3 4 5 6 7 8 Следующая ⇒

Последнее изменение этой страницы: 2019-03-20; Просмотров: 748; Нарушение авторского права страницы