فهرست مطالب
برای دانلود رایگان قسمت های بیشتراز فایل به انتهای مطلب مراجعه کنید
فصل اول: مقدمه
گاز خام[1] که از مخازن هیدروکربنی استخراج میشود، با گازی که جهت مصرف به خطوط لوله فرستاده میشود متفاوت است. گاز طبیعی استخراج شده از مخازن هیدروکربنی علاوه بر متان حاوی ناخالصی‌های مختلف است که این ناخالصی‌ها در حین فرآیند پالایش گاز طبیعی جداسازی می‌شوند. جدول (1-1) ناخالصی‌های موجود در گاز طبیعی را نشان می‌دهد[1]. یکی از این ناخالصی‌ها، بخار آب موجود در گاز طبیعی است. شکل (1-1) نمایی از پیکربندی یک پالایشگاه گاز را نشان می‌دهد[2]. موقعیت واحد نمزدایی در یک پالایشگاه گاز در این شکل مشخص است. وجود آب در گاز طبیعی، در صورتی که فشار تاحد مشخصی افزایش یابد و یا دما کاهش یابد باعث تشکیل هیدراتهای گازی میشود. جمع شدن هیدراتهای گازی در اتصالات مربوط به خطوط لوله‌ی انتقال یا فرآیندی و یا تجهیزات، باعث مسدود شدن خطوط لوله و افزایش خوردگی میشود. هیدراتهای گازی شبیه برف سبک و متخلخل هستند و ساختمان بلوری دارند و شبیه ذرات بلور تکثیر می‌شوند[3]. نسبت مولکول‌های آب به مولکول‌های گاز برای متان 5:75 و اتان 7:67 است[4]. شکل (1-2) دو شبکه بلوری مربوط به هیدرات را نشان می‌دهد.
متداولترین روش برای نمزدایی از گاز طبیعی، نمزدایی با استفاده از مایعات جاذب رطوبت است. شکل (1-3) نمایی ساده از فرایند نمزدایی گاز طبیعی را نشان می‌دهد. در جدول (1-2) خصوصیات گلایکولهای مورد استفاده در فرآیند نمزدایی گاز آورده شده است [1]. از بین چهار نوع گلایکول آورده شده در این جدول، تری‌اتیلن‌گلایکول (TEG) مناسب‌ترین است. مزایای TEG نسبت به دیگر گلایکول‌ها عبارتند از:
1- فشار بخار پایین‌تر نسبت به گلایکولهای سبکتر و در نتیجه هدرروی کمتر در حین احیاء.
2- مقاومت بالاتر در مقابل تجزیه شدن در مقابل حرارت[1] در مقایسه با گلایکولهای سبکتر و در نتیجه خلوص بالاتر گلایکول احیاء شده.
3- گرانروی پایین‌تر نسبت به T4EG.
جذب به کمک تری‌اتیلن‌گلایکول (TEG)پر کاربرد‌ترین روش در جداسازی آب از گاز است. گاز ورودی واحد در ابتدا وارد یک پاک‌‌کننده‌ی عمودی [2] و مجزا میشود. در این ابزار، هر نوع مایع موجود در گاز جدا می‌گردد. در ورودی این پاککننده یک هدایت‌گر مایل تعبیه شده که ایجاد یک جریان چرخشی در حول دیواره‌ی پاککننده می‌کند. (جداسازی چرخشی[3]) گاز مرطوب در خروجی پاککننده از یک غبارگیر[4] استیل ضد زنگ با مش فلزی و با ظرفیت و بازدهی بالا عبور می‌کند. این عمل برای ممانعت از حمل هر گونه ذرات مایع توسط گاز صورت می‌گیرد. سپس گاز از پایین وارد برج میشود و از محیط برج عبور می‌کند. این برج می‌تواند سینی‌دار از نوع Valve tray و یا Bubble cap tray بوده و یا آکنده باشد. در این برج گاز در تماس با گلایکول سبک که از بالای برج جذب وارد شده ، قرار می‌گیرد.پس از بخش جذب در بالای سینی‌ها و یا بخش آکنده، درون برج فضایی برای ته‌نشینی و بازگشت قطرات و یا آلودگی‌های همراه گاز است. تا اکثر قطرات و ذرات گلایول در این بخش ته‌نشین شود. در صورت عدم ته‌نشینی با عبور از غبارگیر با بازدهی بالایی که در بالای این بخش در نظر گرفته شده تمام این قطرات و غبار‌ها گرفته میشود و گاز خشک از انتهای بالایی برج خارج میشود. گلایکول سبک و خشک ورودی به برج که از تانک سرریز[5] خارج شده بود، در یک مبدل قبل از ورود به برج برای ایجاد ماکزیمم بازدهی تماس، سرد می‌گردد. فشارگلایکول تغلیظ شده (سبک) خروجی تانک سرریز به وسیله‌ی پمپ به فشار عملیاتی برج جذب می‌رسد. گلایکول وارد برج تماس شده و روی اولین سینی می‌ریزد. و در ادامه با جریان متقابل در تماس با گاز مرطوب ورودی قرار گرفته و مسیر را تا انتهای برج طی می‌کند. گلایکول مرطوب و غنی که اکنون بخار آب گاز را جذب کرده از انتهای برج خارج و وارد یک فیلتر گلایکول فشار بالا میشود. این فیلتر هر گونه ذره‌ی جامد خارجی که ممکن است توسط جریان گاز حمل شود، را قبل از ورود به مراحل بعدی و پمپ گلایکول می‌گیرد. این نقطه محلی ایده‌آل برای فیلتراسیون اولیه‌ی گلایکول است. پس از این فیلتر، گلایکول غنی از کویل کندانسور و فلاش‌تانک که در آن گازهای حل شده خارج می‌شوند، وارد مبدل گلایکول-گلایکول قبل از بخش احیاء می‌گردد. گلایکول غنی گرم وارد بخش پایینی ستون احیاء میشود. این برج آکنده و به طور معمول از نوع Ceramic Saddle میباشد. یک بخش کندانسور برگشتی در بالای ستون آکنده تعبیه شده تا به همراه مقداری بخار آّب، جریان بازگشتی مورد نیاز برای ستون احیاء را تأمین کند. این بخش کندانسور برگشتی نیز آکنده ( به طور معمول از نوع Ceramic Saddle میباشد) تا تمام بخار خروجی و رها شده به هوا از قبل در تماس با دیواره‌ی سرد کندانسور قرار بگیرد. گلایکول غنی پس از ورود به ستون احیاء به سمت ریبویل برای تماس با بخار داغ گلایکول، بخار آب و گاز دفع‌کننده ( Stripping gas ) می‌رود. بخار آب نقطه‌ی جوش پایین‌تری نسبت به گلایکول دارد، بنایراین همه‌ی بخارات بالای ریبویلر کندانس شده و به بخش ریبویلر باز خواهند گشت. در ریبویلر، گلایکول باید از یک مسیر افقی در طول منبع گرما ( Fire Box ) عبورکند تا به شرایط مایع در بخش مقابل برسد. دمای ریبویلر می‌تواند بین 175 تا 200 باشد تا به اندازه‌ی کافی بخار آب همراه گلایکول جدا شده و به غلظت حدود %5/99 یا بیشتر برسد. گلایکول گرم به تانک سرریز فشار پایین رفته سپس از آن جا گلایکول احیاء شده پس از عبور از مبدل گلایکول-گلایکول سرد شده و برای چرخش دوباره در این چرخه، پمپ شده و دوباره وارد برج جذب میشود.
1-1- نمزدایی از گاز طبیعی…………………………………………………………………. 2
1-1-1- روشهای نمزدایی از گاز طبیعی …………………………………………………… 2
1-1-1-1- نمزدایی توسط مایعات جاذب رطوبت…………………………………………….. 4
1-1-1-2- نمزدایی با استفاده از جاذب‌های جامد………………………………………….. 6
1-1-1-3- نمزدایی توسط سرمایش گاز……………………………………………………….. 6
1-1-1-4- نمزدایی با استفاده از نفوذ گاز در غشاء………………………………………….. 6
1-1-1-5- نمزدایی توسط واکنش گرهای جامد………………………………………………. 7
1-1-2- روش های افزایش بازدهی فرایند احیاء…………………………………………….. 10
1-1-2-1- استفاده از گاز دفع کننده…………………………………………………………. 10
1-1-2-2- احیاء در خلاء………………………………………………………………………… 10
1-1-2-3- افزایش عمل احیاء با افزودن حلال……………………………………………….. 11
فصل دوم: مروری بر پژوهش های پیشین
در سال‌های پیش تحقیقات و مطالعاتی در ارتباط با رفتار تعادل فازی موادی مانند مخلوط آب، گلایکول‌ها و برخی هیدروکربن‌ها، انجام شده است. از جنبه‌های مهم در نمزدایی گاز طبیعی، تعیین مدل مناسبی برای تعادل فازی سیستم سه تایی آب-گلایکول-متان میباشد. اگر مدل مناسبی برای این سیستم داده شود، محاسبات مقدار گلایکول در گردش واحد، خلوص گلایکول رقیق[1] و مقدار محتوای آب موجود در گاز فراوری شده به درستی پیش بینی می‌گردد.
در سال 1993 معادله حالتی برای سیستم آب-تری‌اتیلن‌گلایکول-متان ارائه شده است[16]. برای سیستم آب-تری‌اتیلن‌گلایکول نیز داده‌های گرافیکی vendors موجودند ولی این داده‌ها در غلظت‌های پایین آب، جواب‌های خوبی ارائه نمی‌کنند. به طور کلی غلظت آب در گاز طبیعی کم است، معمولاً این مقدار کمتر از % 2/0 مولی میباشد. همچنین غلظت تری‌اتیلن‌گلایکول در محلول رقیق آن بالاست و معمولاً بالاتر از 98/0 درصد و یا گاهی اوقات 5/99 درصد میباشد (هنگامی که غلظت آب موجود در گاز بسیار کم باشد). جهت طراحی صحیح و معقول واحد نمزدایی گاز طبیعی، به داده‌های تعادلی سیستم آب-تری‌اتیلن‌گلایکول نیاز داریم. Parrish et al. در مورد رفتار تعادل فازی آب- تری‌اتیلن‌گلایکول مطالعاتی انجام دادند [17]. و داده‌های تعادلی را که قبلاً توسط Herskowitz and Gottlieb [18]. ارائه شده بود را مورد بررسی قرار دادند و آنها را تأیید کردند. آنها ضرایب فعالیت آب را در تری‌اتیلن‌گلایکول در دو دمای 6/297 و 6/332 اندازه‌گیری کردند و مطابقت داده‌ها را با معادله van Laar بررسی کردند. آنها متوجه شدند که تطابق داده‌ها خوب است، اما در غلظت‌های خیلی پایین آب، نتایج خوبی حاصل نشد. Parrish در غلظت‌های پایین آب، این مقادیر را اندازه‌گیری کرد. همچنین Bestani and Shing [19] ضرایب فعالیت را در غلظت‌های خیلی پایین اندازه‌گیری کردند ولی نتایج آنها 13 تا 17 درصد بیشتر از داده‌هایParrish بود. هنگامی که آنها برای دماهای بالا، مثلاً دمای 15/477 برون‌یابی انجام دادند، مقدار عددی ضرایب فعالیت آب بالاتر از یک بدست آمد. Parrish et al داده‌های ضرایب فعالیت را در حالت رقت زیاد را با نتایج HerskowitzGottlieb در غلظت‌های محدود برای مدلFour-suffix Margules در تمام محدوده‌های دمایی و غلظت سیستم آب-تری‌اتیلن‌گلایکول تطبیق دادند ولی نتایج چندان قابل قبولی نگرفت، بنابراین خود معادله‌ای برای این سیستم دوتایی ارائه داد. این معادله ضریب فعالیت آب را در دمای 15/477، مقدار 9477/ . پیش‌بینی می‌کند که کمتر از یک است، اما انتظار می‌رود که این مقدار کمتر از8/0 باشد[20]. اکنون معادله Parrish et al توسط GPSA پیشنهاد شده و در صنعت به کار می‌رود. تعادل بخار-مایع برای سیستم بنزن-تری‌اتیلن‌گلایکول و تولوئن تری‌اتیلن‌گلایکول توسط Rawat و همکاران [21]، از طریق آزمایش انجام شد و آنها ثابت‌های معادلاتی چون NRTL و UNIQUAC را بدست آوردند. Smith and Skiff [22] گزارش کردند هنگامی‌که از فرایند ویژه‌ای با افزودن حلال هیدروکربنی به برج دفع استفاده شود غلظت TEG به 99/99 خواهد رسید و محصول گاز طبیعی نقطه شبنمی در حدود 100- تا 140- خواهد داشت. در سال 2005، Twu و همکاران معادله حالتی را که قبلاً ارائه کرده بودند جهت تعیین ضرایب فعالیت آب در تری‌اتیلن‌گلایکول برای محدوده‌ی وسیعی از دما، فشار و ترکیب اجزاء ارائه دادند که از دقت بسیار خوبی برخوردار بود[23،24]. Twu et al.، معادله‌ای را برای سیستم چند جزئی برای ضریب فعالیت مایعات جهت کاربرد در معادله TST ارائه دادند. Twuدر سال 2005 معادله‌ی مذکور را بهبود بخشید و مقادیر ثابت آن را تعیین کرد[25]. در سال 2006 Kontogeorgis et al. تعادل مایع-مایع را برای سیستم سه تایی حاوی گلایکول‌ها-هیدروکربن‌های آروماتیک-آب را تحت بررسی قرار دادند و نتایج آزمایشی را با مدل حاصل از معادله حالت Cubic-Plus-Association (CPA) مقایسه کردند[26].در سال 1972، Fowler فرایند جدید نمزدایی با تری‌اتیلن‌گلایکول با استفاده از تقطیر آزوتروپیک حلال تحت عنوان دریزو را پایه گذاری کرد[27]. در سال 1972، Pearce به همراهchemical company Dow دریافتند می‌توان به سیستم با نقطه‌ی شبنم پایین دست یافت در صورتیکه از تقطیر آزوتروپیک تولوئن استفاده کرد، زیرا تقطیر آزوتروپیک گلایکول–آب، مقدار آب حاوی گلایکول را کاهش می‌دهد[28]. در سال 2002، Lars Erik Qi, به شبیه‌سازی فرایند دریزو برای meeting GPA Europe’s پرداخته است اما داده‌های آن موجود نیست[29]. در سال 2002، Tom Skiff به همراه همکارانش به اصلاح فرایند نمزدایی گاز Drizo پرداختند و فرایند پایدار‌تر و قابل اعتماد‌تری نسبت به نمونه‌های اولیه ایجاد کردند[30]. مشکلات آلودگی هوا ناشی از واحدهای نمزدایی عمل‌کننده به کمک تری‌اتیلن‌گلایکول توسط اکبر جوادی شریف در سال 1381 بررسی شد[31]. برج جذب واحد نمزدایی گاز طبیعی توسط حسین پیر زاده [32] در سال ١٣84 و برج دفع توسط مینا جوشقانی [33] در سال ١٣٨٣ شبیه‌سازی شد. در سال ١٣٨۴سجاد خیامی فرایند نمزدایی از گاز طبیعی در برج‌های آکنده و اثر عوامل مختلف در میزان نمزدایی را بررسی [34] و توران همتی در سال ١٣٨۶ عملکرد برج‌های نمزدایی سینی‌دار، آکنده‌ی نامنظم و منظم و تعیین شرایط بهینه‌ی جذب را مقایسه کرد[35].
افزایش بازدهی برج احیاء واحد آبگیری فاز یک مجتمع پارس جنوبی نیز توسط راحله اصغری در سال 1387 انجام گرفت[36]. علی خسروانی پور در سال ١٣٨٧ تعادل فازی حلال هیدروکربنی و محلول تری‌اتیلن‌گلایکول را به صورت تئوری و تجربی بررسی کرد[37]. امکان استفاده از برج‌های جذب آکنده‌ی منظم به جای برج‌های سینی‌دار واحد نمزدایی پالایشگاه گاز و اثر آن در کاهش نقطه‌ی شبنم آبی گاز و کاهش هرز‌روی گلایکول و غلظت تزریق گلایکول به برج جذب نیز توسط حسین مؤمنی در سال ١٣٨8بررسی شد[38].
مروری بر پژوهش های پیشین……………………………………………………………… 13
فصل سوم: افزایش عمل احیای گلایکول با افزودن حلال هیدروکربنی
در فرآیندهای معمول احیای گلایکول جهت افزایش بازدهی و جداسازی بهتر، مقداری گاز خشک به انتهای برج دفع تزریق میشود تا فشارجزئی بخار آب در فاز گاز کاهش داده شود و راندمان جداسازی افزایش یابد. از مشکلات عمده‌ی این روش این است که گاز عریانگر معمولاً به درون اتمسفر هرز می‌رود و هزینه‌های بیشتری را تحمیل می‌کند و باعث افزایش آلودگی محیط زیست میشود. یک روش ساده‌تر اما با بازده کمتر، تزریق یک گاز بی اثر مستقیماً به داخل ریبویلر است. بازیابی تحت شرایط خلأ گلایکول را تا حدود 2-99 درصد تغلیظ می‌کند اما امکان تأمین psig 250-200 بخار برای سیستم خلأ و هزینه‌ی تولید بخار، استفاده از این روش را محدود کرده است. روش دیگری که جهت افزایش بازدهی برج دفع بکار می‌رود استفاده از ماده‌ی هیدروکربنی است. این روش در شکل 3-1 نشان داده شده است. در این روش هیدروکربن‌های مایع فرار به سیستم بازیافت گلایکول تزریق میشود. این هیدروکربن‌ها فراریت آب را در محلول افزایش داده و پس از تبخیر نقش گاز عریانگر را در برج دفع گلایکول رقیق ایفا می‌کند. مخلوط بخارهای حاصل از این برج به ریبویلر برج دفع غنی وارد شده و از بالای برج خارج میشود. این مخلوط پس از خروج از بالای برج تماماً کندانس شده و در یک جداکننده جمع آوری میشود. هیدروکربن‌های مایع از فاز غیر محلول جدا شده و به سیستم بازیافت بازگردانیده میشود و آب مایع نیز خارج میشود. فرایندی که توسط شرکت شیمیایی Dow chemical company در اواسط دهه‌ی 1970 جهت نمزدایی گاز طبیعی ایجاد و توسعه داده شد، فرایند دریزو یا سوپر‌دریزو نامیده میشود. در این فرایند، هیدروکربن‌های تولوئن و ایزواکتان به درون ریبویلر تزریق میشود و تا بالای برج بالا می‌رود و پس از کندانس شدن فاز بخار، این هیدروکربن‌ها توسط یک جداکننده‌ی سه‌فازی جدا شده و بازگردانیده میشود. همچنین از ماده‌ای مانند نرمال‌هپتان و ترکیبات BTEX به دست آمده از مرحله جذب نیز در مواردی استفاده میشود[1].
بنابر نقطه‌ی شبنم گاز مورد نیاز و خلوص گلایکول، سه روش متفاوت برای احیای حلال عریانگر در حال چرخش، استفاده میشود.
1- Drizo STD: آب آزاد از حلال توسط Coalescencer جدا میشود و گلایکولی با غلظت بالاتر از 99.995 در صد وزنی و نقطه شبنم آبی تا 60- ایجاد می‌کند. شکل (3-2)
2- Drizo Plus: جریان حلال را به تبخیر‌کننده‌های آزوتروپیک رفلاکس می‌کند و گلایکول رقیقی با غلظت 99.997 درصد وزنی ایجاد می‌کند و منجر به نقطه شبنم آبی 80- میشود.
3- Drizo HP: حلال توسط Desiccant جامد خشک میشود. در این روش ثابت شده است که نقطه شبنم 110- با گلایکول رقیق 99.998 درصد وزنی قابل دستیابی است.
شکل (3-3) [39].
3-1- مشخصات فرآیند………………………………………………………………………… 17
3-2- مزایای دریزو……………………………………………………………………………… 20
3-2- 1- از نقطه نظر اقتصادی………………………………………………………………. 21
3-3- اصلاح فرایند نمزدایی گاز Drizo ……..ا……………………………………………. 21
3-3-1- تشریح اصلاح فرایند دریزو…………………………………………………………. 22
3-4- پارامترهای طراحی……………………………………………………………………. 22
3-4-1- برج Contactor………ا……………………………………………………………… 23
3-4-2- دبی گاز ورودی……………………………………………………………………… 23
3-4-3- دما و فشار ورودی………………………………………………………………….. 23
3-4-4- دماو غلظت TEG ورودی………………………………………………………… 23
3-4-5- سرعت چرخش گلایکول…………………………………………………………. 24
3-4-6- دمای نمزدایی………………………………………………………………………. 24
3-4-7- دمای ریبویلر………………………………………………………………………… 24
3-4-8- دمای ستون دفع ………………………………………………………………….. 24
فصل چهارم: طراحی پایه و ارائه خدمات مهندسی مقدماتی جهت اجرای طرح Drizo در پالایشگاه گاز فراشبند، واحد دالان
از مهترین مسائل در فرایند دریزو تزریق یک حلال آروماتیک به سیستم بازیافت گلایکول است. این حلال تزریق شده فراریت آب را در محلول افزایش داده و پس از تبخیر نقش گاز عریانگر را در برج دفع گلایکول رقیق ایفا می‌کند. مخلوط بخارهای حاصل از این برج به ریبویلر برج دفع غنی وارد شده و از بالای برج خارج شده و تماماً کندانس میشود. حلال‌های تزریق شده عمدتاً تولوئن یا ایزو اکتان میباشد که هر دو حلال، خاصیت آتشگیر بودن و سمی بودن دارند و لذا در طراحی مقدماتی جهت اضافه کردن فرایند دریزو باید مسائل ایمنی به طور کامل مورد بررسی قرار گیرد. تجهیزات اضافه شده به سیستم بازیافت گلایکول در فرایند دریزو عبارتند از:
- جدا کننده سه‌فازی
- پمپ انتقال حلال
- مبدل حرارتی جهت گرم کردن حلال
- جداکننده آب از حلال (Coalescer)
از آنجا که در پالایشگاه گاز فراشبند، شرایط عملیاتی در فصل زمستان و تابستان به میزان قابل توجهی متفاوت است لذا در این قسمت ضمن شرح این تجهیزات، طراحی پایه‌ی آنها نیز با توجه به شرایط زمستان و تابستان انجام شده است. همانگونه که پیشتر گفته شد پالایشگاه گاز فراشبند دارای شش واحد نمزدایی میباشد که سه واحد دریافت کننده‌ی گازی است که از مخازن گازی آغار و سه واحد دیگر دریافت کننده‌ی گازی است که از مخازن گازی دالان در جنوب استان فارس تأمین میشود. در حالت مجزا بودن واحدها، فرایند دریزو برای هر واحد و به صورت مجزا، طراحی شده است در حالیکه در حالت تجمیع واحدها، فرایند دریزو برای هر سه واحد و به صورت یک جا طراحی شده است.
4-1-1- جدا کننده سه فازی(V-100)
در فرایند دریزو در بالای برج احیاء گلایکول، حلال هیدروکربنی به همراه آب و سایر گازها وارد چگالنده می‌شوند. مقدار ناچیزی از تری‌اتیلن‌گلایکول نیز به همراه آب و حلال وارد چگالنده میشود. خروجی چگالنده، یک مخلوط سه فازی شامل یک فاز آبی، یک فاز آلی و یک فاز گاز میباشد. جهت برگشت حلال به درون برج احیاء گلایکول لازم است که حلال از مخلوط جداسازی شود. به این دلیل از یک جداکننده‌ی سه فازی استفاده میشود. فاز گاز خروجی از جداکننده به flare فرستاده میشود و فاز آب نیز بعنوان پساب از واحد خارج میشود. البته ناخالصی‌های درون این آب کم است و می‌تواند در واحد، جهت مصارف گوناگون به کار رود. نحوه‌ی عملکرد یک جداکننده‌ی سه فازی با توجه به اشکال زیر توضیح داده میشود. در شکل4-1 A نشان دهنده‌ی Vessel، B پایه نگهدارنده، C ورودی خوراک، D تیغه‌ی توزیع کننده، E قطعه‌ی ترکیب کننده، F حباب شکن، G گرداب شکن، H بند و مخزن روغن، I حذف کننده‌ی ذرات ریز، J سیستم خارج کننده‌ی شن و ماسه میباشد.
4-1- بر اساس شرایط تابستان و در حالت مجزا بودن واحدها………………………….. 27
4-1-1- جدا کننده‌ی سه فازی(V-100)……………………………………………………. 27
4-1-2- مبدل حرارتی E-100….ا…………………………………………………………… 30
4-1-3- مبدل حرارتی E-101……..ا……………………………………………………….. 41
4-1-4- چیلر تأمین کننده‌ی آب سرد…………………………………………………….. 57
4-1-5- پمپ P-100……ا…………………………………………………………………… 60
4-1-6- خطوط لوله‌ی انتقال دهنده‌ی جریان در فرایند دریزو…………………………… 65
4-2- بر اساس شرایط زمستان و در حالت مجزا بودن واحدها………………………. 68
4-2-1- جدا کننده‌ی سه فازی(V-100)………………………………………………… 68
4-2-2- مبدل حرارتی E-100…..ا………………………………………………………… 68
4-2-3- مبدل حرارتی E-101….ا………………………………………………………… 73
4-2-4- چیلر تأمین کننده‌ی آب سرد…………………………………………………… 78
4-2-5- پمپ P-100……..ا……………………………………………………………….. 80
4-2-6- خطوط لوله‌ی انتقال دهنده‌ی جریان در فرایند دریزو………………………….. 81
4-3- بر اساس شرایط تابستان و در صورت تجمیع واحدها………………………….. 82
4-3-1- جدا کننده سه فازی(V-100)…………………………………………………… 82
4-3-2- مبدل حرارتی E-100….ا………………………………………………………… 82
4-3-3- مبدل حرارتی E-101……..ا………………………………………………………83
-4- چیلر تأمین کننده‌ی آب سرد……………………………………………………….. 92
4-3-5- پمپ P-100………..ا…………………………………………………………….. 94
4-3-6- خطوط لوله‌ی انتقال دهنده‌ی جریان در فرایند دریزو………………………….. 95
4-4- بر اساس شرایط زمستان و در صورت تجمیع واحدها…………………………… 96
4-4-1- جدا کننده سه فازی(V-100)…………………………………………………… 96
4-4-2- مبدل حرارتی E-100……ا………………………………………………………. 96
4-4-3- مبدل حرارتی E-101…..ا……………………………………………………….. 101
4-4-4- چیلر تأمین کننده‌ی آب سرد…………………………………………………….. 106
4-4-5- پمپ P-100…….ا…………………………………………………………………. 108
4-4-6- خطوط لوله‌ی انتقال دهنده‌ی جریان در فرایند دریزو………………………….. 109
4-5- جدا کننده‌ی آب از حلال((coalesce………….ا……………………………….. 110
برای دانلود رایگان قسمت های بیشتراز فایل به انتهای مطلب مراجعه کنید
فصل پنجم: نتیجه‌گیری
5-1- مقایسه‌ی میزان هرز رفت TEG……ا……………………………………………… 112
5-2- مقایسه‌ی میزان انتشار ترکیبات BTEX….ا……………………………………….. 113
5-3- مقایسه‌ی درصد خلوص TEG احیا شده در برج دفع…………………………….. 114
5-4- مقایسه‌ی نقطه‌ی شبنم آبی گاز خشک خروجی از برج جذب………………… 115
5-5- مقایسه هزینه‌ی کل سرمایه‌گذاری (TCI) و درآمد سالیانه ناشی ا
پیاده سازی فرایند دریزو در دو حالت مجزا بودن و تجمیع واحدها………………….. 116
فهرست منابع و مآخذ……………………………………………………………………… 119
Abstract
Water is one of the most important impurities in natural gas. The existence of water vapor in natural gas causes deactivation of expensive catalysts and leads to undesirable reactions. Water in its liquid form, accelerates the corrosion of equipments. Formation of Ice and solid hydrate can block (gas) pipe and fittings. In order to avoid the occurrence of afore-mentioned problems, one should dehydrate natural gas before its injection to lines of gas transportation. The most common method of natural gas dehydration in the world is the utilization of humidity absorbent solvents among which TEG is the most applied one.To increase the efficiency of afore said method, different ways are suggested that one of which is adding a hydrocarbon solvent to TEG. This solvent helps the volatility of water in generation column and causes the purer TEG, and gas water dew point can be brought down more in comparison with other still existing methods. This technology is called DRIZO process and by utilization of this process the regenerated TEG purity can be brought up to 0.998 mass fraction and as a result, dry gas with the water dew point of -73°C to -95°C can be transported to the consumers.The purpose of this study is the basic design of the equipments used in the DRIZO process in order to prevent the loss of TEG and emission of BTEX compounds.
بلافاصله بعد از پرداخت به ایمیلی که در مرحله بعد وارد میکنید ارسال میشود.
فایل pdf غیر قابل ویرایش
قیمت25000تومان
خرید فایل word
قیمت35000تومان