Технологический процесс очистки сырого газа от сероводорода (стр. 3 из 5)
Емкость расширения (экспанзер) 372В01 работает под давлением 7 кгс/см2 и служит для частичной дегазации насыщенного раствора амина. Газы расширения, состоящие из легких углеводородов и кислых газов, проходят колонну 372С05, очищаются амином от кислых компонентов и выводятся в топливную сеть завода или в коллектор низконапорных газов и, далее, к компрессорам У331А.
Колонна 372С05 оснащена 10 клапанными тарелками и расположена на емкости расширения 372В01.
Амин подается на 10 тарелку после теплообменника 372Е01 и Е11 с температурой до 500С. Регулирование расхода до 50 т / час, осуществляется приборами поз.372 FIC07 и FIC08, управляющими клапанами 372 FCV07 и 372FCV08.
Давление в колонне и емкости расширения поддерживается прибором 372PRC04, который управляет клапаном 372PCV04 на линии сброса газа в топливную сеть. Газы расширения из 372В01 можно сбрасывать на факел низкого давления через отсекатель 372RSV20 при пуске установки или повышенном давлении. Расход газа регистрируется прибором поз.372FR09. Температура газа контролируется прибором поз. 372ТI 107.
При повышении давления в 372В01 до 12 кгс/см2 срабатывает сигнализация поз.372РАН21.
На случай повышения давления в результате проскока газа из абсорберов емкость дегазации защищена разрывной мембраной RD02, рассчитанной на 20 кгс/см2 со сбросом газа на факел высокого давления.
Газ регенерации цеолитов в количестве до 250000 тыс.м3/ час подается по отдельному коллектору на вход теплообменника 372Е11 установки 2У370 или 3У370 с давлением Р=39 ати и температурой до 450С. На границе установки на трубопроводе газа регенерации установлен отсекатель 360RSV27 (360RSV37), который закрывается от блокировки по низкому уровню в 372С02 (372LALCo05). Непосредственно перед 372Е11 на трубопроводе газов регенерации установлен шаровой кран.
Трубопровод входа сырого газа в 372Е11 при переработке газа регенерации цеолитов отглушается реверсивной заглушкой на отсекателе 372RSV02. После очистки от кислых компонентов в абсорбере 372С02 газ регенерации выводится на блок осушки отд. У374. При снижении расходов газов регенерации на 2,3У370 для дополнительной переработки сырого газа и для улучшения работы абсорбера 372С02 на вход в теплообменник 372Е11 подается сырой газ из коллектора после 371В01 по отдельному трубопроводу.
Регулирование расхода сырого газа в количестве до 150000 м3/час осуществляется прибором поз.371FRC05, управляющим клапаном 371FCV05.
Температура газа замеряется прибором поз.371Тi104.
Давление газа регистрируется прибором поз.371PR06.
1.1.3 Блок осушки и отбензинивания газа У374
Назначение блока осушки и отбензинивания газа:
– понижение точки росы обессеренного газа;
– извлечение из обессеренного газа меркаптанов
– регенерация обогащенного абсорбента с получением: пропан бутановой фракции, насыщенной легкими меркаптанами, выводимой для очистки на У335 фракции стабильного конденсата, насыщенной тяжелыми сернистыми соединениями, которая поступает на У110 или У330, У09,У30,У197,У90 для дополнительной стабилизации.
Удаление влаги и понижение точки росы по парам воды и углеводородам осуществляется охлаждением очищенного газа в пропановых испарителях с одновременным впрыском гликоля во избежание гидратообразования. Извлечение меркаптанов и пропан-бутановой фракции производится абсорбцией с последующим фракционированием абсорбента и его регенерацией. В качестве абсорбента используется фракция С9 --С11 тяжелых углеводородов, полученная в кубе колонны 374С04.
Блок осушки и отбензинивания газа из:
- двух идентичных и параллельно работающих полулиний охлаждения, осушки и очистки газа от меркаптановых соединений;
- одного отделения фракционирования и регенерации абсорбента;
- одного отделения регенерации гликоля.
1.1.4 Блок подсобных средств -У-379
Воздух из заводской сети поступает в ресивер 379В07 и далее на питание приборов КИП и А, пневмоприводов отсекателей и клапанов. Имеется сигнализация низкого давления в системе воздуха КИП и А поз.379PAL04 (5,0 кгс/см2). Рессивер обеспечивает часовой запас воздуха КИП при отсутствии воздуха в заводском коллекторе. Топливный газ для печей 374F01,02 поступает в сепаратор 379В15 с давлением не более 8 кгс/см 2. Температура топливного газа контролируется прибором поз.379TI103. Сепаратор оснащен контактором высокого уровня 379LAH06, который срабатывает при уровне 42%. Дренирование жидкости производится в линию рекуперации. При низком давлении топливного газа срабатывает сигнализация поз.379PAL03 (4 кгс/см2). Давление топливного газа контролируется по прибору поз.379PR03.
Сброс продувок рекуперации амина, углеводородов, гликоля производится в соответствующие подземные сборники 372В06, 379В13, 374В13. Сброс продувок из аппаратов высокого давления, в том числе из аппаратов 374В02,22, осуществляется при снижении давления в аппаратах до 6 кгс/см2. Контроль уровня производится соответствующими приборами поз. 372LI13, 374LI09, 374LI59. Все подземные емкости соединены без арматуры с факелом низкого давления. Откачка производится глубинными насосами:
- из 372В06 в 372Т01 через фильтр 372FL01 или в машину;
- из 374В13 в 374В11 или 331В06; или на У-100,
- из 379В13 в 331В06 или на У-100.
При высоком уровне в 372В06(90%), 374В13 (90%), 379В13 (90%) срабатывают блокировки поз.372LAHS13, 374LAHS59, 379LAHS09, соответственно, при низком уровне блокировки поз.372LALCo13 (10%), 374LALCo59 (10%), 379LALCo09 (10%) соответственно, от действия которых насосы подземных емкостей 372Р06, 374Р08 или 379Р08, соответственно включаются или останавливаются.
Паровой конденсат обогрева из теплообменника 374Е11/19 - “СС“- собирается в сборнике 379В14. Паровой конденсат ребойлеров амина и гликоля “СВ” - собирается в сборнике 379В16. Давление в сборниках до 6,0 кгс/см2. Уровень в 379В16 регулируется по месту прибором поз.379LC01, воздействующим на клапан 379LCV01, а в 379В14 прибором поз.379LС02, который управляет клапаном 379LCV02. Давление в 379В16 регулируется прибором поз.379PIC02, воздействующим на клапан 379PCV02B. На сборнике 379В16 предусмотрена сигнализация высокого и низкого уровня приборами поз.379LAH04 (91%) и 379LAL05 (9%) соответственно, на 379В14 - высокого уровня прибором поз.379LAH03(83%). Паровой конденсат отдельными потоками или совместно откачивается на У-380 насосами 379Р09А,В («СВ») и 379Р07(«СС»). При падении давления на нагнетании насоса 379Р09А(В) срабатывает блокировка поз.379PdAS05 (1,9 кгс/см2) от которой включается резервный насос Р09В(А). Температура парового конденсата “СВ” изменяется прибором поз.379Ti101.
На факельных трубопроводах низкого и высокого давления на выходе с установки установлены отстойники для сбора жидкости, которая дренируется в подземную емкость 379В13. На отстойниках установлены контакторы высокого уровня, которые срабатывают при уровне 80% поз.379LAH07 для факела низкого давления и, поз.379LAH08 для факела высокого давления.
Таблица 1 – Показатели качества продукции
| Наименование сырья, материалов, реагентов, продукции | Номер и наименование НД | Характеристика качества | ||
| Наименование показателей | Единица измерения | Норма по НД | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. | ОСТ 51.40-93 с изм.1-7 | Точка росы газа по влаге, не выше | 0С | Минус 5 |
| Точка росы газа по углеводородам, не выше | 0С | 0 | ||
| Теплота сгорания низшая, при 200С 101,325 кПа, не менее | МДж/м3 /ккал/м3/ | 32,5 | ||
| Массовая концентрация сероводорода, не более | г/м3 | 0,02 | ||
| Массовая концентрация меркаптановой серы, не более | г/м3 | 0,036 | ||
| Объемная доля кислорода, не более | % | 0,5 | ||
| Масса механических примесей и труднолетучих жидкостей | Условия оговариваются в соглашениях на постановку газа с ПХГ, ГПЗ и промыслов. | |||
| Температура газа | 0С | Температура газа на входе и в самом газопроводе устанавливается проектом | ||
2. Статистический анализ точности и стабильности процесса
2.1 Сбор экспериментальных данных
Таблица 2 – Экспериментальные данные
| № |  | № | | № | | № | | № | |
| 1 | 0,50 | 21 | 0,70 | 41 | 1,00 | 61 | 0,65 | 81 | 0,85 |
| 2 | 0,50 | 22 | 0,70 | 42 | 1,00 | 62 | 0,65 | 82 | 0,70 |
| 3 | 0,75 | 23 | 1,00 | 43 | 1,00 | 63 | 0,65 | 83 | 0,70 |
| 4 | 0,70 | 24 | 1,00 | 44 | 1,00 | 64 | 0,55 | 84 | 0,70 |
| 5 | 0,65 | 25 | 1,00 | 45 | 0,70 | 65 | 0,70 | 85 | 0,50 |
| 6 | 0,70 | 26 | 1,00 | 46 | 0,70 | 66 | 0,70 | 86 | 0,50 |
| 7 | 0,70 | 27 | 1,00 | 47 | 0,85 | 67 | 0,70 | 87 | 0,50 |
| 8 | 0,70 | 28 | 0,70 | 48 | 0,85 | 68 | 0,75 | 88 | 0,70 |
| 9 | 0,50 | 29 | 0,75 | 49 | 0,90 | 69 | 0,60 | 89 | 1,00 |
| 10 | 0,50 | 30 | 0,75 | 50 | 1,00 | 70 | 0,65 | 90 | 1,00 |
| 11 | 0,50 | 31 | 0,75 | 51 | 0,70 | 71 | 0,70 | 91 | 0,70 |
| 12 | 0,50 | 32 | 0,50 | 52 | 0,50 | 72 | 0,70 | 92 | 0,70 |
| 13 | 0,70 | 33 | 0,50 | 53 | 0,50 | 73 | 0,65 | 93 | 0,70 |
| 14 | 0,75 | 34 | 0,50 | 54 | 0,50 | 74 | 0,70 | 94 | 1,00 |
| 15 | 0,60 | 35 | 0,50 | 55 | 0,60 | 75 | 0,70 | 95 | 1,00 |
| 16 | 0,60 | 36 | 0,75 | 56 | 0,65 | 76 | 0,70 | 96 | 0,70 |
| 17 | 0,70 | 37 | 0,75 | 57 | 0,70 | 77 | 0,70 | 97 | 0,70 |
| 18 | 0,70 | 38 | 0,70 | 58 | 0,70 | 78 | 0,70 | 98 | 0,70 |
| 19 | 0,50 | 39 | 0,70 | 59 | 0,75 | 79 | 0,70 | 99 | 0,70 |
| 20 | 0,50 | 40 | 0,70 | 60 | 0,60 | 80 | 0,80 | 100 | 1,00 |
2.2 Определение точечных оценок закона распределения