СОДЕРЖАНИЕ
Список сокращений
Введение.
1. Анализ современного состояния технологии осушки природного газа
1.1. Основные термодинамические закономерности.
1.1.1. Равновесие для идеальных смесей.
1.1.2. Равновесие для реальных бинарных смесей.
1.1.3. Азеотропные смеси с минимумом температуры кипения
1.1.4. Смеси взаимно нерастворимых компонентов.
1.1.5. Гетероазеотропные смеси.
1.2. Общие положения дистилляции, ректификации и десорбции
1.2.1. Десорбция в токе инертного газа.
1.2.2. Азеотропная ректификация
1.2.3. Азеотроиный метод обезвоживания спирта
1.3. Современные методы осушки газа
1.3.1. Осушка углеводородного газа методом абсорбции с применением гликолей.
1.3.2. Регенерация гликолей
1.3.3. Выбор типа гликоля для процесса осушки газа.
1.3.4. Влияние концентрации гликоля на степень осушки газа.
1.3.5. Описание процесса Дризо.
. 1.3.6. Разработка и совершенствование процесса Дризо
1.4. Анализ применения поверхностноактивных веществ в процессе осушки природного газа.
Выводы по разделу 1 .
2. Термодинамические и технологические расчеты процесса регенерации гликоля с применением азеотропных растворителей
2.1. Сравнительная оценка методов выбора азеотропных агентов
2.1.1. Условия образования и характеристика азеотропных смесей
2.1.2. Исследование азеотропии в системах парафиновые углеводороды гликоли
2.1.3. Свойства азеотропных смесей углеводородводаТЭГ
2.2. Технологические расчеты установки абсорбционной осушки газа в программе НУ8У8.
2.2.1. Расчет типовой установки абсорбционной осушки газа
с атмосферной регенерацией ТЭГ
2.2.2. Расчет типовой установки абсорбционной осушки газа
с подачей сухого газа на установку регенерации ТЭГ
2.2.3. Расчет типовой установки абсорбционной осушки газа
с применением азеотропных растворителей.
2.3. Предлагаемая схема абсорбционной осушки газа.
2.3.1. Описание предлагаемой схемы осушки газа и регенерации гликоля
2.3.2. Сравнительный анализ предлагаемой схемы осушки газа и существующих типовых схем осушки.
Выводы по разделу 2.
Задачи экспериментальных исследований.
3. Методика проведения экспериментальных исследований
3.1. Реактивы.
3.2. Компонентный анализ состава петролейного эфира.
3.3. Метод определения воды в триэтиленгликоле.
3.3.1. Параметры работы хроматографа КристаллМ
3.3.2. Подготовка калибровочных растворов
3.3.3. Процедура градуировки.
3.3.4. Расчет относительного поправочного коэффициента
3.3.5. Метрологические характеристики предложенного метода определения воды в триэтиленгликоле
3.4 Дистилляция смеси ТЭГ вода с добавлением различных углеводородных азеотропных растворителей
3.5. Дистилляция смеси ТЭГ вода с добавлением петролейного эфира 0.
3.6. Простая перегонка смеси ТЭГ вода.
3.7. Простая перегонка смеси ТЭГ вода с добавлением азота и петролейного эфира 0.
3.8. Описание методики экспериментальных исследований по эффективности применения поверхностноактивных веществ в процессе десорбции воды из гликолей.
4. Результаты проведенных экспериментальных исследований и их
4.1. Дистилляция смеси водаТЭГ с добавлением различных углеводородных азеотропных растворителей
4.2. Изучение влияния поверхностноактивных веществ на эксплуатационные свойства гликолей
Список использованной литературы
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ
ВАК высшая аттестационная комиссия
ВКК высококииящий компонент
дэг диэтиленгликоль
ДКС дожимная компрессорная станция
МФА многофункциональный аппарат
НКК низкокипящий компонент
ГАВ поверхностноактивные вещества
РДЭГ регенерированный диэтиленгликоль
РТЭГ регенерированный триэтиленгликоль
ГЭГ триэтилен гликоль
тэо техникоэкономическое обоснование
сжк синтетические жирные кислоты
УКПГ установка комплексной подготовки газа
Природный газ стабильно закрепился на мировом энергетическом рынке, ежегодно увеличивая свою долю присутствия. Это делает актуальным развитие технологий, которые направлены на добычу, подготовку, транспортировку и реализацию запасов газа.
Природный и попутный нефтяной газ представляет собой смесь предельных углеводородов с различными примесями. В добываемом газе всегда присутствует влага в парообразном состоянии, растворенная в углеводородах. При охлаждении газа или повышении давления парообразная влага конденсируется и может образовать свободную воду, лед или гидраты твердые частицы, похожие на лед, и состоящие из воды и газа. Эго в свою очередь вызывает проблемы, такие как коррозия металла, накопление жидкости в линейной части газопровода, закупорка технологического оборудования гидратными пробками и остановка подачи газа потребителям. Поэтому, одним из необходимых процессов подготовки газа к транспорту является его осушка процесс удаления влаги из углеводородного газа.
Актуальность
- Киев+380960830922