Подготовка горючих газов к переработке

Конденсационно-вакуумсоздающие системы вакуумных колонн

Заданная глубина вакуума в вакуумных колоннах создается с помощью конденсационно-вакуумсоздающих систем (КВС) устано­вок АВТ путем конденсации паров, уходящих с верха колонн, и эжектирования неконденсирующихся газов и паров (водяной пар, H₂S, С0_2, легкие фрак­ции и продукты термического рас­пада сырья и воз­дух, поступающий через неплотности КВС).

Вакуум в колонне можно создавать конденсацией паров в баро­метрических конденсаторах смешения (рис. 5.10). Загрязненная неф­тепродуктами вода направляется через колодец 5 в канализацию и далее — на очистные сооружения, а несконденсировавшиеся газы разложения и пары с верха конденсатора отсасываются пароэжек­торами

под давлением 1—1,2 МПа (10—12 кгс/см²) в атмосферу. При такой работе (расход воды примерно 1,7 т/т нефти) велик объем стоков, загрязненных нефтепродуктами и сероводородом. Это приводит к большим затратам на строительство канализации и очистных сооружений, а также к большим потерям и загрязне­нию окружающей среды.

Рис. 5.10. Схема барометрического конденсатора сме­шения:

1 — корпус; 2 — тарелка; 3 — барометрическая труба (высо­той 11—12 м); 4 — гидравлический затвор; 5 — колодец. Ли­нии: / — пар и газ из вакуумной колонны; // — несконденси-рованные газы разложения и воздух; /// — холодная вода; IV — сток воды в канализацию

Для того чтобы повысить эффективность производства, вновь сооружаемые установки взамен конденсаторов смешения обору­дуют поверхностными конденсаторами кожухотрубчатого типа. При этом исключается непосредственный контакт между охлаж­дающей водой и парогазовой смесью. Пары и газы из вакуумной колонны (рис. 5.11) поступают в межтрубное пространство поверхностных конденсаторов 2, а по трубам стекает холодная вода.

Рис. 5.11. Схема вакуумного узла с поверхностными конденсаторами:

1 — пары и газы разложения; // — газы; 111 — пар высокого давления; IV, V — вода;VI — конденсат в емкость; VII — конденсат; VIII — вода в поверхностные конденсаторы (остальные обозначения объяснены в тексте).

Образующийся конденсат поступает в приемник 3 и оттуда — в ем­кости. Газы разложения отсасываются пароэжекторами 4 (в основ­ном трехступенчатыми) и выбрасываются в канализацию через конденсаторы 5 и емкость 6. Хорошие результаты достигаются при температуре воды 20—25°С (чем она ниже, тем лучше). Примене­ние поверхностных конденсаторов позволяет значительно снизить

Под горючими газами обычно подразумевают смеси газообраз­ных горючих веществ: низкомолекулярных углеводородов (алканов и алкенов С₁-С₄), водорода, окиси углерода и сероводорода, разбав­ленных такими негорючими газами, как диоксид углерода, азот, ар­гон, гелий и пары воды.

Горючие газы принято подразделять (классифицировать) в за­висимости от происхождения на следующие группы:

1. природные (сухие), состоящие преимущественно из метана,
добываемые из чисто газовых месторождений;

2. нефтяные (жирные), состоящие из метана и его низкомолеку­лярных гомологов (С,-С5), добываемые попутно с нефтью;

3. газоконденсатные, по составу аналогичные нефтяным, добы­ваемые из газоконденсатных месторождений;

4. искусственные, к которым относятся:

- нефтезаводские, получаемые при переработке нефти;

- газы переработки твердых топлив (коксовый, генераторный,
доменный и др.).

По содержанию серосодержащих компонентов горючие газы де­лятся на:

- слабосернистые с содержанием сероводорода и тиоловой серы менее 20 и 36 мг/м3 соответственно (то есть ниже допустимых норм по отраслевому стандарту ОСТ 51.40-83 «Газы горючие природные подаваемые в магистральные газопроводы»), которые не подверга­ются специальной сероочистке;

- сернистые (условно подразделяемые на малосернистые, серни­стые и высокосернистые), содержащие сероводород и тиоловую серу более 20 и 36 мг/м3 соответственно, подлежащие обязательной очис­тке от сернистых соединений и переработке последних в газовую серу (только при переработке малосернистых газов допускается сжи­гание газов регенерации на факелах).

Сероводород и диоксид углерода являются кислыми коррозионно-агрессивными компонентами горючих газов, которые во влажной среде способствуют внутренней коррозии труб и оборудования и приводят к ухудшению топливных качеств газа. Поэтому эти при­меси следует удалять перед транспортировкой и переработкой го­рючих газов.

Влага, содержащаяся в газе, вызывает различные осложнения в работе газовой аппаратуры. Пары воды в условиях промысловой подготовки и при транспортировании способны конденсироваться и, что особенно опасно, образовывать твердые кристаллогидраты, ко­торые приводят к возникновению аварийных ситуаций. По этой при­чине горючие природные газы подлежат, кроме очистки от кислых компонентов, обязательной осушке до допустимых норм. На практике о влагосодержании горючих газов судят по их точке росы, понимая под этим термином температуру, ниже которой водя­ной пар конденсируется (выпадает в виде «росы»).

6.1 Осушка горючих га­зов

В газовой промыш­ленности для осушки при­родных газов наиболее широко используют аб­сорбционный процесс с применением преимуще­ственно в качестве абсор­бента высококонцентри­рованных растворов гликолей - диэтиленгликоля (ДЭГ) и триэтиленгликоля (ТЭГ). В последнее вре­мя применяют также пропиленгликоль (ПГ). По таким показателям, как летучесть, следовательно, и расход абсорбента, осу­шительная способность, склонность к пенообразованию, устойчивость к окислению и термическому разложению, коррозионная активность и некоторым другим, ДЭГ и ТЭГ более предпочтительны и потому находят в абсорбционных процессах осушки газов преимуществен­ное применение по сравнению с моноэтиленгликолем. Процесс осуш­ки газов включает 2 стадии: абсорб-

цию и десорбцию влаги и осуще­ствляется соответственно в двух аппаратах колонного типа с тарел­ками (или насадками) - абсорбере и десорбере. Абсорбция проводит­ся при температуре около 20°С и повышенном давлении - 2 - 6 МПа, а десорбция - при пониженном давлении и повышенной температу­ре 160-190°С. Принципиальная схема установки осушки газов гли­колями представлена на рис.6.1

Дата добавления: 2014-01-04