Расчет процессов гликолевой осушки

Моделирование процессов осушки газа водными растворами гликолей



С.А. Сиротин

Моделирование процессов осушки газа
водными растворами гликолей



Уравнение состояния Пенга – Робинсона (PR) и его модификации без соответствующей коррекции коэффициентов парного взаимодействия количественно не описывают равновесие в системах водные растворы гликолей – природный газ.

Для описания фазового равновесия в этих системах можно использовать коррекцию коэффициентов парного взаимодействия, представляя последние как функции основных параметров процесса.

В справочнике [1] предлагается рассчитывать коэффициенты парного взаимодействия в системе ТЭГ (триэтиленгликоль) – вода как функцию концентрации ТЭГ (стр. 117). При этом речь идет об использовании уравнения состояния Патела –Тея, которое сложнее и требует нахождения большего, чем уравнение PR, количества коэффициентов.

Мы предлагаем осуществлять небольшую коррекцию коэффициентов парного взаимодействия уравнения состояния PR как функцию температуры, которая обеспечивает вполне приемлемую для технологических расчетов точность (5-17%) в системах вода – газ - гликоли.

Ниже в таблице приведены экспериментальные данные по равновесному влагосодержанию над водными растворами ДЭГ (диэтиленгликоля), заимствованные из [1]. Расчетные данные, приведенные в этой таблице, выполнены по GIBBS с использованием новых корреляций коэффициентов парного взаимодействия. Сравнение экспериментальных и расчетных данных показано на рис. 1.

Равновесное влагосодержание над водными растворами диэтиленгликоля [1]

Содержание ДЭГа в растворе, % вес.

Температура контакта, К

Температура точки росы газа, К

Содержание воды в газе при Р=5.89 МПа,

% мольн.

 

 

 [2]

[3]

Расчет, PRSV*

Расчет, PR

99.5000

283.1500

237.6500

0.0011

0.0008

0.0008


299.1500

248.1500

0.0027

0.0020

0.0020


310.1500

255.1500

0.0045

0.0034

0.0034

98.0000

283.1500

252.1500

0.0036

0.0031

0.0031


299.1500

263.6500

0.0082

0.0073

0.0075


310.1500

272.1500

0.0150

0.0129

0.0131

95.0000

283.1500

259.1500

0.0061

0.0069

0.0070


299.1500

273.1500

0.0160

0.0165

0.0170


310.1500

281.1500

0.0267

0.0291

0.0300

90.0000

283.1500

265.6500

0.0096

0.0118

0.0120


299.1500

280.1500

0.0250

0.0284

0.0290


310.1500

291.1500

0.0407

0.0501

0.0520

* - уравнение состояния Пенга - Робинсона в модификации Стрижека и Веры (PRSV) [4].

Рис. 1. Сравнение экспериментальных (ось Х) и расчетных (ось Y) данных по влагосодержанию метана над растворами диэтиленгликоля (молярные %).

Для системы вода - ТЭГ - метан коэффициент парного взаимодействия в паре вода - ТЭГ не требует температурной коррекции и равен для уравнения состояния PR 0.29. При этом значении коэффициента наблюдается вполне удовлетворительное описание влагосодержания метана над растворами ТЭГ. В среднем погрешность расчета влагосодержания составляет 6-7%. Это может быть проиллюстрировано рисунком 2.



Рис. 2. Сравнение экспериментальных [1] (ось Х) и расчетных (ось Y) данных по влагосодержанию метана над растворами триэтиленгликоля (молярные %).

Для оценки объемов газа, выделяющегося при снижении давления абсорбента, значительную роль играет правильный расчет растворимости метана в водных растворах гликолей.

Ниже в таблице и на рисунке 3 сравниваются экспериментальные и расчетные данные по растворимости метана в ДЭГ. Для этой смеси также используется метод температурной коррекции коэффициентов парного взаимодействия.

Растворимость метана в ДЭГ, мольные доли, расчет - GIBBS

Температура, К

Давление, МПа

эксперимент

Расчет

По [1]

PR

PRSV

298.1500

3.0000

0.0097

0.0106

0.0107

298.1500

5.0000

0.0169

0.0168

0.0169

298.1500

8.0000

0.0254

0.0246

0.0247

313.1500

3.0000

0.0092

0.0094

0.0096

313.1500

5.0000

0.0150

0.0148

0.0153

313.1500

8.0000

0.0237

0.0218

0.0226



Рис. 3. Растворимость метана в ДЭГ, мольные доли.

Cопоставление экспериментальных [1] данных (ось Х) и расчета по GIBBS (ось Y)


Экспериментальные данные [1] для системы ТЭГ- метан также с приемлемой точностью описываются при использовании скорректированных парных коэффициентов. На рисунке 4 сравниваются экспериментальные и расчетные данные по растворимости метана в ТЭГ. Для этой смеси также используется метод температурной коррекции коэффициентов парного взаимодействия.

Как и в случае с системой метан – ДЭГ экспериментальные данные цитируются по справочнику [1]. Средняя погрешность расчета растворимости метана в ДЭГ и ТЭГ не превышает 6-7%.



Рис. 4. Растворимость метана в ТЭГ, мольные доли.

Cопоставление экспериментальных [1] данных (ось Х) и расчета по GIBBS (PR, ось Y)


Все вышесказанное касается только настройки парных коэффициентов NG-Water-Methanol-Glycols, которая имеется в программе начиная с версии 3.8.2.1.

Литература

1. Технология переработки природного газ и конденсата: Справочник: в 2 ч. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2002. – ч. 1.

2. Manning W.P., Wood H.S. Guidelines for glycol dehydrator design // Hydrocarbon Processing. – 1993. - v. 72, N 2. - p. 87-90.

3. Passut Charles A., Danner Ronald P. Correkation of ideal Gas Enthalhy, Heat Capacity, and Entropy // Ind. Eng. Chem. Process Des. Develop. – 1972. - v. 11, N 4. - p. 543-546.

4. R. Stryjek, J.H. Vera. РRSV: An Imрroved Рeng-Robinson Equation of State for Рure Comрounds and Mixtures. Canadian Journ. of Chem. Eng., Vol. 64, 1986, р. 323.