Initiation Au Simulateur HYSYS [PDF]

Zitiervorschau

‫المعهد الجزائري للبترول‬ INSTITUT ALGERIEN DU PETROLE

Ecole de Boumerdès UFR : Gas, Reffining and Petrochemistry.

Initiation au simulateur HYSYS N. REBAI 1

Plan de la présentation I. Généralités sur la simulation

Définition de la simulation; Modèles mathématiques; Simulateur; Utilisation de la simulation. II. Présentation de HYSYS Présentation générale de HYSYS; Démarrage de HYSYS. Librairie des composants; Modèles thermodynamiques; Calcul d’équilibre liquide vapeur.

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III. Opérations unitaires

Piping equipements; Rotating equipements; Separation operations; Heat transfer equipements; Column Logic operations .

IV. Exemples d’application

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I. GENERALITES SUR LA SIMULATION Le développement de l’informatique dans le domaine de simulation, nous permet de résoudre le problème de calcul manuel long, en utilisant comme outil des logiciels de simulation. Les simulateurs existants tels que Aspen Plus, ChemCAD, Hysim, Hysys, Pro-II sont les plus vendus et qui deviennent de plus en plus indispensables pour concevoir de nouvelles unités et pour optimiser les procédés industriels qui fonctionnent parfois loin de leur optimum. Cela dit, le simulateur HYSYS est l’un des plus performants logiciels de simulation

Simulation ? La simulation est définie comme étant la représentation d'un phénomène physique à l’aide de modèles mathématiques simples permettant de décrire son comportement.

Autrement dit La simulation permet de représenter par des modèles mathématiques les différents phénomènes de transfert de masse, d’énergie et de quantité de mouvement qui se produisent dans les différentes opérations unitaires. 4

Modèle mathématique ? Le modèle mathématique est composé d’une série d’équations développées dans l’objectif de décrire le comportement d’un système donné (opération unitaire: séparation de phases, fractionnement de composants, compression, détente, échange de chaleur ou autre).

Ce sont des équations de conservation de masse, d’énergie et de quantité de mouvement. Ces équations peuvent être algébriques ou différentielles.

5

Utilisation du simulateur Le simulateur peut être utilisé lors de la conception d’un procédé industriel afin de : • Établir des bilans de matière et d’énergie d’un procédé industriel. • Dimensionner les équipements de ce procédé.

Ou bien dans le suivi des procédés qui sont déjà installés afin de : • Réajuster les paramètres de fonctionnement dans le cas de changement de compositions de l’alimentation ou des conditions de fonctionnement de certains équipements. • Déterminer les performances des équipements.

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II. PRESENTATION DE HYSYS Présentation de HYSYS PROCESS Mode de fonctionnement: • À l’état stationnaire (Steady State). • À l’état dynamique (Dynamic). Domaine d’application : • Procédés de l’industrie gazière. • Procédés de raffinage et de la pétrochimie. Fonctionnement de HYSYS • l’utilisateur doit spécifier les constituants du gaz, du liquide ou du mélange. • Il choisit un modèle thermodynamique. • Il doit établir le schéma de procédé (PFD). • Il doit aussi spécifier les paramètres nécessaires pour le calcul de chaque opération unitaire. • HYSYS résout le schéma de procédé. • HYSYS peut aussi dimensionner quelques équipements.

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Structure générale du HYSYS

Modèles numériques.

Modèles des opérations unitaires

Données. T, P, Zj

Interface d’utilisation.

Banque de données des propriétés physiques.

Modèles thermodynamiques .

Solution

Optimisation

Étude économique 8

Démarrage de HYSYS Pour démarrer, appuyer deux fois sur l’icône présentée à droite ou aller vers: démarrer\ hyprotech\ HYSYS3.2 \ HYSYS.  On obtient la fenêtre suivante:

9

Création d’un fichier • Cliquer sur le bouton ; • File/ New/ Case ; • Appuyer sur Ctrl + N ; Ouverture d’un fichier existant • Cliquer sur le bouton (ou File / Open/ Case) ; • Dans la fenêtre « Open Simulation Case », spécifier le chemin du fichier que vous voulez ouvrir ; Enregistrement d’un fichier • Appuyer sur le bouton ; • File/ Save (Ctrl + S ); • File/ Save As (Ctrl +Shift + S ) ;

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Simulation basis manager

Attacher un modèle thermodynamique

Caractériser un brut

Créer des Créer une liste constituants de constituants hypothétiques

Créer une réaction chimique

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Simulation basis manager Page à onglet

Description

Components

L’utilisateur sélectionne les constituants purs qui forment le mélange.

Fluid Pkgs

L’utilisateur choisi un modèle thermodynamique selon le mélange créé.

Hypotheticals

L’utilisateur peut créer des constituants hypothétiques qui seront rajoutés, par la suite, à la liste des constituants.

Oil Manager

L’utilisateur caractérise, ici, une huile ou un brut à partir des données expérimentales (TBP, ASTM, kuop……)

Reaction

Si l’utilisateur veut installer dans la page de simulation un réacteur, il doit créer et caractériser, d’abord, cette réaction dans la page Reaction.

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Création de la liste des constituants: La liste qui comporte les constituants sélectionnés

ajouter à la liste le constituant sélectionné remplacer le constituant sélectionné sur la liste créée par le constituant sélectionné sur la base de données. Supprimer le constituant sélectionné

Constituants de la base de données

Réarranger la liste créée Afficher les propriétés du constituant sélectionné

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Exemples: Liste 1: comporte les constituants • Méthane, Éthane, Propane, i_butane, n_butane, i_pentane, n_pentane. • utiliser le « Match » pour ajouter les constituants : CO2, H2S, N2, H2O. Liste 2: sélectionner les constituants suivants : • CO, CO2, H2, N2.

Utiliser le filtre pour sélectionner les constituants: • METHANOL, 1BUTANOL. • DIM-ETHER.

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Modèle thermodynamique ?

Les modèles thermodynamiques sont souvent utilisés pour la détermination des propriétés thermodynamiques et volumiques ainsi que l’état des composés et des mélanges. Parmi les modèles thermodynamiques existants, on cite: • Modèles basés sur les équations d’état. • Modèles d’activité. • Modèles hétérogènes.

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Dans la page « Fluid Pkgs », l’utilisateur peut choisir entre les boutons à coucher suivants: All Type

Tous les modèles thermodynamiques sont affichés sur la liste.

EOSs

Que les équations d’état qui sont affichées sur la liste.

Activity models

Que les modèles d’activité qui sont affichés sur la liste.

Chao seader modèles

Que les méthodes semi- empiriques de Chao seader qui sont disponibles.

Vapour pressure models

Que les modèles de pression de vapeur qui sont affichés sur la liste.

Miscellaneous type.

Modèles, qui ne sont pas affichés dans les 4 catégories précédentes, sont disponibles ici. 16

Équations d’état Cette classe de modèles thermodynamiques se base sur une seule équation d’état pour représenter le comportement des deux phases : vapeur et liquide

fi  fi V

L

Avec

fi   yi P V

V i

fi L  iL xi P

f iV

:fugacité du constituant i dans la phase

fi L

:fugacité du constituant i dans la phase

vapeur. liquide. V :coefficient de fugacité du constituant i i dans la phase vapeur. L :coefficient de fugacité du constituant i i dans la phase liquide.





Xi , Yi : fraction molaire du constituant i dans la phase liquide et vapeur respectivement. P

:pression du système.

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Exemples de modèles basés sur une équation d’état • PENG ROBINSON; • SOAVE REDLICH KWONG; • LEE KESLER PLOCKER. • KABADI DANNER;

18

PENG ROBINSON

RT a P  2 v  b v  2bv  b 2 Ou P : la pression du système ; T : la température,  : le volume molaire du gaz. On y reconnaît un terme de répulsion, qui prend en compte le volume propre des molécules à l’aide du paramètre b, ou covolume, d’une part, et un terme d’attraction, ou pression interne, qui est exprimé par le paramètre a.

19

Le calcul de la fugacité se fait à partir de la relation suivante :

 A A ln i   ln( Z  B)  ( Z  1) Bi  ( Ai  Bi ) ln   A 2 2B 

Avec

A

 

2 1 B   2 1 B  

bP B RT

aP

 RT 

 

2

Et

a   xi x j  ai a j  n i

n j

0.5

1  k  ij

n

b   xi bi i

Les termes Ai et Bi sont données par :

 1  0.5 n 0.5 Ai   2ai  x j a j 1  kij   a j 

bi Bi  b 20

Où :

RTci   ai  0.457235  2

Pci

RTci bi  0.077796 Pci



i  1  mi 1  T

0.5 ri



2

mi  0.37646  1.54226wi  0.26992w

2 i

21

EOS

Description

Kabadi Danner

Cette équation est une modification de l’équation SRK, elle peut être utilisée pour améliorer le calcul d'équilibre vapeur-liquide-liquide pour des systèmes d'hydrocarbure d'eau (mélange dilué).

Lee Kesler Plocker

Ce modèle est une méthode générale pour les substances non polaires.

MBWR

C’est une version modifiée de l’équation Benedict/Webb/Rubin. Elle permet de déterminer le comportement thermodynamique de ces constituants: Ar, CH4, C2H6, C3H8, IC4H10, NC4H10, CO, CO2, H2, He, N2, O2, Xe.

PR

Cette équation est considérée adéquate pour le calcul d’équilibre liquide-vapeur des systèmes composés des hydrocarbures. Les améliorations apportées par Hyprotech à cette équation d’état lui permettent d’être très fiable pour une variété de système sur un large domaine de conditions. Elle résout rigoureusement tous les systèmes composés d’une seule phase, bi phasique ou un système à trois phases avec haut degré d’efficacité et de précision, et est applicable sur une grande gamme de conditions.

22

EOS

Description

SRK

Ce modèle peut donner des résultats très proches à ceux fournis par PR, mais son intervalle d’application est très limité. Méthode

Temp (°C)

Temp (°F)

P (kPa)

P (psia)

PR

>-271

>-456

-225

; Less then: < ; Greater than or equal to: >= ; Less then or equal to: 10)then(10)else(A3/2).

206

Installation d’une opération « SpreadSheet » :

207

Exemple 1 : Calcul du Reynolds à partir du débit massique La relation qui nous permet de déterminer le nombre de Reynolds est :

Re  Avec

du



d : Longueur caractéristique (diamètre) ; U :Vitesse d’écoulement ;  : Masse volumique (Density) ;  : Viscosité du fluide.

• Créer un flux de matière avec les conditions suivantes : Conditions

Composition

Température (°C)

30

Pression (kpas)

101.3

Débit massique (kg/h)

400

H2O

1 208

Suivez les étapes suivantes : • Installez une feuille de calcul « Spreadsheet » ; • Créez dans la page « Spreadsheet », la variable « Diameter » de type longueur, la valeur donnée à cette variable est 2.10-2 m ; • Importez la variable « mass flow » ; • Importez la variable « mass density » ; • Importez la variable « viscosity » ; • Déterminez la variable « Area 

d2 4

»;

  Mass flox   Mass density Area  » ; • Déterminez la variable « Velocity    3600      • Déterminez le nombre de Rynolds : Re  d u  .



• Vérifiez les unités avant de faire chaque opération. 209

Spreadsheet

Formulas

Connections

Parameters

210

Exemple 2 : Calcul d’un débit massique à partir de Reynolds Créez un flux de matière avec les conditions suivantes : Conditions

Composition

Température (°C)

30

Pression (kpas)

101.3

Débit massique (kg/h)

-

H2O

1

• A travers cet exemple, on recalcule le débit massique d’un flux donné supposant que le nombre de Reynolds est connu.

211

• Installez une deuxième feuille de calcul « Spreadsheet » ; • Créez dans la page « Spreadsheet », la variable « Diameter » de type longueur, la valeur donnée à cette variable est 2.10-2m ; • Importez la variable « mass density » ; • Importez la variable « viscosity » ; • Importez, de la première feuille de calcul, la valeur de Reynolds ;

d2

• Déterminez la variable «

Area 

• Déterminez la variable «

Mass Flow 

4

»; Re  Area d

»;

• Vérifiez les unités avant de faire chaque opération. • Exportez la valeur calculée vers le flux correspond. 212

Spreadsheet

Formulas

Connections 213

EXEMPLES D’APPLICATION

214

Après avoir vu la simulation, par HYSYS, de la majorité des opérations unitaires (flux, équipements, opérations logiques) dans la première partie de ce cours, l’ajout d’une partie complémentaire, traitant quelques exemples d’application, est jugé nécessaire. L’objectif principal de cette partie est de permettre aux utilisateurs de bien manipuler les différentes fonctions disponibles dans le HYSYS et d’améliorer leurs connaissances au propos de la simulation des procédés industriels. Dans cette partie, on présente trois exemples de procédés existants dans l’industrie gazière (Algérienne) :

1. Désacidification par lavage aux amines ; dans lequel, on utilise le modèle thermodynamique « Amine Packages » fourni par HYSYS pour le calcul des colonnes d’absorption et de régénération en présence des solutions d’amines. 2. Déshydratation du gaz naturel; c’est un exemple qui traite la simulation d’un procédé de déshydratation du gaz naturel par glycol et qui contient principalement un absorbeur et un régénérateur. 3. Dans le troisième exemple, on simule en premier lieu le cas design d’une unité de séparation composée essentiellement d’un dééthaniseur et d’un débutaniseur. Dans la suite de l’exemple, on calculera l’hydrodynamique de la colonne et on utilisera le « DATABOOK » pour la vérification des conditions 215 optimales de fonctionnement de l’unité.

Exemple 1: DESACIDIFICATION PAR LAVAGES AUX AMINES Principe : La désacidification consiste à éliminer du gaz naturel les gaz acides comme le CO2 et le H2S. L’élimination de l’hydrogène sulfuré doit être, en général, beaucoup plus poussée que celle du dioxyde de carbone à couse de sa toxicité.

Les spécifications de teneur en gaz acides sont imposées par des contraintes de sécurité (très forte toxicité de l’hydrogène sulfuré), de transport (corrosion, risque de cristallisation dans le cas de liquéfaction) ou de distribution (gaz commercial).

216

Quelques types de procédés d’élimination des gaz acides: Les principaux procédés utilisés pour réaliser la désacidification font appel à l’absorption soit de type chimique, ou de type physique. L’adsorption est également employée pour réaliser des purifications poussées. Enfin, la perméation gazeuse, dont il a déjà été question auparavant, est une technique en développement Procédés basés sur des solvants chimiques : •Lavage aux amines; •Lavage aux carbonates de potassium; Le schéma de principe est similaire à celui qui sera décrit pour les procédés aux amines, mais les solutions de carbonate de potassium K2CO3 utilisées sont en général plus concentrées (20 à 40%) que les solutions d’amines. D’autres solutions sont utilisées dans le même objectif comme: Na2CO3, K2CO3 et K3PO4. • Les équilibres mis en jeu sont: K 2CO3

  2 KHCO3  CO2  H 2O  

K 2CO3

  KHS  H 2 S  

 KHCO3

217

Procédés basés sur des solvants physiques : l’étape d’absorption est réalisée dans une colonne à plateaux ou à garnissage. La régénération s’effectue par détentes, stripping par un gaz ou rebouillage de la solution. Les solvants les plus utilisés sont : le diméthyleéther de polyéthylène glycol, le méthanol, le sulfolane (dioxyde de tétrahydrothiophène), carbonate de propylène.

Désacidification par adsorption : l’adsorption est employée lorsque’une très grande pureté est requise sur le gaz traité. L’utilisation des tamis moléculaires permet de réaliser une déshydratation et une désacidification simultanées qui amènent le gaz traité à des teneurs en eau très faibles telles que 0.1 ppm et des teneurs en hydrogène sulfuré de l’ordre de 20 à 40 mg/m3 (st).

Désacidification par perméation gazeuse : la mise en œuvre de la perméation gazeuse permet de réaliser simultanément la décarbonatation et la déshydratation du gaz naturel. Les unités de perméation gazeuse ne peuvent se justifier économiquement avec les membranes commercialement disponibles à l’heure actuelle que si la concentration en CO2 à l’entrée est élevée et la spécification en sortie peu sévère. Des travaux de recherche sont en 218 cours pour réaliser des membranes plus performantes, plus résistantes et plus économiques.

Désacidification par lavage aux amines : Les amines agissent par affinité chimique en raison de leur caractère basique. La monoéthanolamine (MEA), la diéthanolamine (DEA), la diglycolamine (DGA), la diisopropanolamine (DIPA) et la méthyldiéthanolamine (MDEA) sont utilisées pour désacidifier le gaz naturel. Le préfixe « mono », « di » ou « tri » caractérise le degré de substitution autour de l’atome d’azote.

La monoéthanolamine a comme formule chimique RNH2, la diéthanolamine R2NH et la triéthanolamine R3N. où R désignant le groupement fonctionnel HOCH2CH2. 219

Formes chimiques

220

Les réactions suivantes sont observées entre H2S et une amine primaire : 2 RNH 2

   RNH 3 S ...........  A   H 2 S   2

 RNH 32 S

  2 RNH 3 HS ......  B   H 2 S  

• Ces réactions sont directes et rapides. • Elles se produisent également avec les autres amines, mais c’est dans le cas de la monoéthanolamine qu’elles sont les plus rapides. La triéthanolamine, qui avait été la première à être utilisée, est la moins active et progressivement disparue au profil de la MEA et de la DEA.

221

• Les amines réagissent également avec le dioxyde de carbone selon deux types de réactions : Formation de carbonate et de bicarbonate : 2 RNH 2

 CO2 

 RNH 3 2 CO3

   RNH 3  CO3 ...............  C  H 2O   2

 CO2 

  2 RNH 3 HCO3 ......  D  H 2O  

Formation de carbamate : 2RNH 2

 CO2

  RNHCOONH3 R...............  E   

• Les réactions (C) et (D) sont lentes. • Le dioxyde de carbone doit former avec l’eau de l’acide carbonique (réaction lente) avant de réagir avec l’amine. • La réaction (E) qui prédomine dans le cas de la monoéthanolamine est relativement rapide et pour cette raison, la MEA ne permet pas d’éliminer sélectivement l’hydrogène sulfuré. • Au contraire, dans le cas des amines tertiaires, la réaction (E) est impossible.

222

Ce tableau récapitule les principales propriétés physiques des amines qui sont utilisées. MEA

DEA

TEA

MDEA

DIPA

DGA

C2H7NO

C4H11NO2

C6H15NO3

C5H13NO2

C6H15NO2

C4H11NO2

Masse molaire (kg/kmol)

61.09

105.14

149.19

119.17

133.1

105.14

Point d’ébullition (°c)/101325P a

170.6

269.2

360

247.4

248.9

221.3

Densité (20/20°C)

1.0179

1.0919 (30/20°C)

1.125

1.0418

0.989 (45/20°C)

1.0572

Viscosité absolue à 20°C (Pa.s)

0.0241

0.3800 (30°C)

1.0103

0.1010

0.870 (30°C)

0.0400 (15.6°C)

Chaleur spécifique à 15.6°C(J/Kg.Sk)

2544

2510

2929

2238

2887 (30°C)

2389

Point éclair (°C)

93.3

137.8

185.0

129.4

123.9

126.7

Formule chimique

223

Schéma de base d’un procédé de désacidification par lavage aux amines • Diverses amines sont utilisées, mais le schéma de base consiste toujours à mettre en contact le gaz avec le solvant dans une colonne d’absorption. • La solution est régénérée, après échange de chaleur et filtration, dans une colonne de distillation (température de rebouillage environ 133°C pour une unité fonctionnant avec DEA).

• Avant d’être envoyé à l’unité de traitement, le gaz brut traverse un séparateur dans lequel les particules solides et liquides sont retirées. En effet, ces particules favorisent les phénomènes de moussage. 224

Différentes solutions utilisées pour la désacidification du gaz naturel

MEA La monoéthanolamine, MEA, est utilisée en solution à des teneurs de 10 à 20% poids. Très active comme cela a été déjà signalé, elle permet d’éliminer simultanément et de manière non sélective l’hydrogène sulfuré et le dioxyde de carbone. La teneur en H2S peut être ainsi abaissée à quelques ppm. La MEA présente l’inconvénient de réagir de manière irréversible avec le COS, le CS2. Sa tension de vapeur relativement élevée entraîne des pertes plus importantes qu’avec les autres amines. Pour ces différentes raisons, elle est surtout utilisée lorsqu’une purification poussée est requise, dans le cas de concentration en gaz acides relativement faibles et pour un gaz ne contenant pas de COS ou CS2. 225

DEA La diéthanolamine, DEA, permet d’éviter les principaux inconvénients de la MEA et en particulier, elle peut être utilisée en présence de COS et CS2. Il a été montré qu’en opérant avec des solutions de 25 à 30% poids, il est possible de traiter des gaz à fortes teneurs en H2S (9 à 25%).

DGA La diglycolamine, DGA, présente des propriétés qui sont comparables à celles de la monoéthanolamine mais elle est moins volatile et de ce fait elle peut être utilisée à des concentrations beaucoup plus élevées (40 à 60%) ce qui permet de réduire le taux de circulation et d’améliorer ainsi l’économie du procédé. Les solutions d’amines sont basiques et donc peu corrosives ; Elles sont d’ailleurs souvent utilisées comme inhibiteurs de corrosion. Mais, en présence de gaz acides, des phénomènes de corrosion importantes peuvent se produire en des points de l’unité où la température et la composition en gaz acides sont élevées. Les amines primaires sont les plus corrosives. 226

Le moussage est un phénomène fréquent dans ces installations. Les causes de ce dernier sont multiples : • Solides en suspension ; • Hydrocarbures condensés ; • Produits de dégradation des amines ; • Particules étrangères provenantes des inhibiteurs de corrosion, de la présence de graisse ou d’impuretés dans l’eau.

Pour y remédier, il est nécessaire d’éviter ces différentes causes de moussage et de faire appel à des agents antimoussants. La filtration du solvant recyclé à l’étape d’absorption est particulièrement importante ; il est recommandé d’utiliser un filtre pouvant arrêter toutes les particules d’une taille supérieure à 10 µm

227

Modèle thermodynamique « AMINE PACKAGES » • Les procédés de lavage par les solutions d’amines sont très connus dans l’industrie gazière. Le modèle « Amine package » est développé pour faciliter la modélisation des unités de désacidification du gaz par les solutions alcanolamine. • Le phénomène d’absorption est contrôlé par la cinétique de la réaction chimique, mais il est influencé aussi par les règles de l’équilibre chimique. • Le programme AMSIM est basé sur la technologie développée par D. B. Robinson pour la modélisation de la solubilité des gaz acides dans la solution d’amine. Afin d’améliorer la simulation, un modèle de plateaux non équilibrés qui se base sur le concept de l’efficacité d’un absorbeur, ou un régénérateur, a été utilisé.

228

Modèle de plateaux non équilibrés Le calcul d’une colonne d’absorption se base sur les équations suivantes : Bilan de matière général :

Fj  L j 1  V j 1   L j  SL j   V j  SV j   0............... 1 Bilan de matière partiel

Fj zij  L j 1 xij 1  V j 1 yij 1   L j  SL j  xij  V j  SV j  yij  0........  2  Bilan d’énergie

Fj H Fj  Q j  L j 1h j 1  V j 1H j 1   L j  SL j  h j  V j  SV j  H j  0.....  3 Relation d’équilibre :

ij Kij xij V j  SV j   V j  SV j  yij  1  ij V j 1 yij 1  0.......  4  Équation de sommation :

 yij  1.0  0....... 5

C’est par la résolution du système d’équations (1…à ..5) qu’on peut calculer une colonne 229 d’absorption ou de régénération.

Calcul des constantes d’équilibre Fugacité de la phase gazeuse

Peng robinson

Fugacité de la phase liquide

Kent et Eisenberg

Interpolation et extrapolation des données expérimentales disponibles dans la base de donnés

Li-Mater

Ce modèle montre une capacité forte pour le calcul de l’équilibre sur un intervalle large de température et de pression. Il se base sur le calcul de l’équilibre liq-vap et 230 l’équilibre liq-phase

PENG ROBINSON

RT a P  2 v  b v  2bv  b 2 Où P : la pression du système ; T : la température,  : le volume molaire du gaz. On y reconnaît un terme de répulsion, qui prend en compte le volume propre des molécules à l’aide du paramètre b, ou covolume, d’une part, et un terme d’attraction, ou pression interne, qui est exprimé par le paramètre a.

231

Le calcul de la fugacité se fait à partir de la relation suivante :

 A A ln i   ln( Z  B)  ( Z  1) Bi  ( Ai  Bi ) ln   A 2 2B 

Avec

A

 

2 1 B   2 1 B  

bP B RT

aP

 RT 

 

2

Et

a   xi x j  ai a j  n i

n j

0.5

1  k  ij

n

b   xi bi i

Les termes Ai et Bi sont données par :

 1  0.5 n 0.5 Ai   2ai  x j a j 1  kij   a j 

bi Bi  b 232

Où :

RTci   ai  0.457235  2

Pci

RTci bi  0.077796 Pci



i  1  mi 1  T

0.5 ri



2

mi  0.37646  1.54226wi  0.26992w

2 i

233

Li-Mater Electrolyte model

YiiV P  H i X i iL Avec

Hi : constante d’Henry ; P : Pression du système, Xi, Yi : Fraction molaire du constituant i dans la phase liquide

et vapeur respectivement, iV : Coefficient de fugacité du constituant i dans la phase vapeur donnés par Peng Robinson.

 iL : Coefficient d’activité du constituant i dans la phase liquide donnés par Clegg Pitzer.

234

Les coefficients d’activité du solvant N et de l’ion M+ sont donnés respectivement par les relations:

235

Limites du modèle L’utilisation du modèle « Amine Package » présente quelques limites concernant la nature du mélange et la concentration des solutions d’amines. Les constituants qui peuvent être supportés par le modèle sont :

Pour une bonne convergence des colonnes d’absorption et de régénération, les concentrations des solutions en amine doivent être dans les intervalles suivants :

236

Le tableau suivant indique les limites de calcul de la solubilité en travaillant avec le modèle « Amine Package » :

237

Simulation d’un procédé de lavage du gaz naturel aux amines Description du procédé Un gaz naturel est mis en contact avec une solution d’amine à travers une colonne d’absorption. • Dans cet exemple, la DEA à une concentration de 28 % poids est utilisée comme agent d’absorption. • Le contacteur contient 20 étages réels. • La DEA riche en gaz acide passe à travers un séparateur où la pression diminue de 1000 psia jusqu’à 90 psia avant qu’elle traverse un échangeur de type tube-calandre. • La DEA riche en gaz acide sera chauffée afin d’alimenter le régénérateur à une température de 200°F. • Le régénérateur est une colonne de 18 plateaux réels. Les gaz acides sortants de tête de cette colonne sont à une température de 120°F et la solution régénérée et récupérée au fond de la colonne est à une température de 260°F . 238

239

Données de l’installation 1. Conditions de l’alimentation en gaz et sa composition : Temp (°F)

86

Pres (Psia)

1000

Débit molaire (lbmole/hr)

2745

% mol

N2 CO2 H2S C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 NC6 NC7 H2O

0.0016 0.0413 0.0172 0.8692 0.0393 0.0093 0.0026 0.0029 0.0014 0.0012 0.0018 0.0072 0.0050

2. Conditions de l’alimentation en MEA : Temp (°F)

95

Pres (Psia)

995

Débit molaire (lbmole/hr)

4313

% mass

H2O DEA

0.7200 0.2800

240

Données de la colonne d’absorption : Nombre de plateaux

20

Pression de tête

995 psia

Pression de fond

1000 psia

Dimensions des plateaux

Diamètre

4 feet

Longueur du déversoir

3.5 feet

Hauteur du déversoir

1 in

Introduisez les dimensions à travers la page : Parameters\Amines

241

Il est recommandé que le programme calcule les efficacités des plateaux en utilisant les dimensions indiquées auparavant à travers la page Amine dans Parameters. 242

Avant que la DEA riche ait chauffée jusqu’à 200°F à l’aide du produit de fond du régénérateur, elle passe à travers une vanne où sa pression est diminuée jusqu’à 90 psia. Le chauffage permet de casser les liaisons amine-gaz acide et donc de régénérer et recycler la DEA.

Côté tube

Coté calandre

Produit d’alimentation

Solution amine riche en gaz acide

Produit de fond du régénérateur

Pert de charge (psi)

10

10

243

3. Données de la colonne de régénération : Nombre de plateaux

18

Niveau de l’alimentation

4

Type de condenseur

Full Reflux

Facteur d’amortissement (damping factor)

Pression dans le condenseur Chute de pression à travers le condenseur Pression dans le rebouilleur Estimations Efficacité 1-TSà 18TS Spécifications

0.4

27.5 psia 2.5 psi 31.5 psia

Produit de tête

219.6 lbmole/hr

Taux de reflux

0.5

CO2

0.15

H2S

0.80

Temp dans le cond

179.6°F

Energie dans le reb

1.35e7 btu/hr

244

Il faut alimenter l’échangeur « côté calandre » par le produit de fond de la colonne de régénération. 245

La solution d’amine régénérée est mélangée avec une quantité d’eau équivalente à l’eau échappée dans l’absorbeur, le séparateur intermédiaire et le régénérateur. Ensuite, le mélange, est refroidi, pompé et recyclé vers l’absorbeur.

• Delta P à travers le refroidisseur est de 5 psi.

• Tem de l’eau est 70°F. •La temp de sortie est 95°F. •Pres de sortie est de 995 psia.

•Débit molaire du mélange DEATO-COOLER est de 4313 lbmole/hr.

246

Le produit de la pompe est recyclé vers la colonne d’absorption « CONTACTOR »

247

Exemple 2 : DESHYDRATATION DU GAZ NATUREL 1. Principe La présence d’eau en équilibre avec le gaz naturel entraîne différents problèmes pour les exploitants ; Suivant les conditions de température et de pression qui règnent dans une installation, la vapeur d’eau peut: • se condenser et provoquer la formation d’hydrates, • se solidifier ou favoriser la corrosion si le gaz contient des composant acides. Pour éviter ces phénomènes, il est nécessaire de réduire la teneur en eau du gaz naturel au moyen de techniques de traitement appropriées. 248

La déshydratation du gaz naturel est réalisée par différents types de procédés : • Absorption ; • Adsorption .

2 Déshydratation par absorption Le séchage du gaz naturel est assuré dans ce cas par un lavage à contre courant avec un solvant présentant une forte affinité pour l’eau ; ce solvant est plus souvent un Glycol.  Le gaz déshydraté qui sort en tête de colonne est envoyé vers la section de séparation.  Le glycol sortant en fond est régénéré par distillation et recyclé. Le tableau suivant présente les principales propriétés des glycols commerciaux. Les glycols les plus lourds sont les plus hygroscopiques. Le triéthylène glycol (TEG) représente le meilleur compromis coût / performances et il est plus fréquemment employé. 249

Principales propriétés des glycols commerciaux : Ethylène glycol

signe

EG

Diéthylène glycol

DEG

Triéthylène glycol

TEG

Tétraéthylène glycol

T4EG

Formule chimique globale

C2H6O2

Masse molaire (kg/kmol)

62.068

106.122

150.175

194.228

Point de fusion (°C)

-13.00

-10.45

-7.35

-5.00

Point d’ébullition (°C/101325pa)

197.30

245.00

277.85

307.85

Tension de vapeur à 25°C (pa)

12.240

0.270

0.050

0.007

Masse volumique à 25°C(kg/m3)

1110

1115

1122

1122

Viscosité absolue à 25°C (pa.s)

0.01771

0.03021

0.03673

0.04271

Viscosité absolue à 60°C (pa.s)

0.00522

0.00787

0.00989

0.01063

2395

2307

2190

2165

Chaleur spécifique à 25°C(j/kg.K)

C4H10O3 C6H14O4 C8H18O5

250

Schéma de base d’un procédé de déshydratation par absorption L’étape d’absorption est réalisée dans une colonne à plateaux ou à garnissage Le nombre de plateaux est compris entre 6 et 15. Pour les petits diamètres, des garnissages sont généralement employés, tendis que les colonnes les plus importantes mettent en œuvre des plateaux à calottes ou à clapets.

• La température dans la colonne d’absorption est limitée à 38°C pour éviter des pertes trop importantes en glycol. • Compte tenu de l’augmentation de viscosité du glycol, une température de l’ordre de 10°C est considérée comme une limite 251 inférieure.

Régénération du glycol riche: Après l’étape d’absorption, la solution de glycol traverse un séparateur triphasique dans lequel sont séparés les hydrocarbures liquides entraînés ainsi que le gaz dissous, puis un filtre pour arrêter les particules solides et enfin un filtre à charbon actif afin de retenir les impuretés chimiques.

Le solvant est régénéré par distillation, cette séparation peut être effectuée avec un nombre réduit de plateaux théoriques. En pratique, 10 à 20 plateaux réels sont nécessaires pour minimiser les pertes en glycol. Autre l’eau, le solvant absorbe préférentiellement H2S et les composés aromatiques tels que benzène, toluène, éthylbenzène et xylène présents dans le gaz naturel. Ces composés se retrouvent évacués avec l’eau à l’issue de l’étape de régénération. Ils sont fréquemment rejetés directement à l’atmosphère, ce qui, compte tenu de la toxicité de ces produits, entraîne des risques pour le personnel travaillant sur site. L’installation d’un condenseur améliore la situation afin d’éliminer complètement ce problème de rejets d’aromatiques. 252

La température de régénération doit rester au-dessous de celle à laquelle le glycol se décompose. Cette température est de 177°C pour le diéthylène glycol, et de 204°C pour le triéthylène glycol. De telles conditions de régénération conduisent à une teneur en eau du gaz traité de l’ordre de 35g/1000m3(st). En augmentant la circulation de solvant, il est possible d’améliorer encore la pureté du gaz traité pour obtenir à des teneurs en eau de l’ordre de 20g/1000m3 (st). Pour descendre à des teneurs plus faibles (quelques ppm) il faut encore améliorer la pureté du solvant recyclé. Pour cela, deux techniques sont employées : 1. La première consiste à envoyer du gaz déjà déshydraté dans le rebouilleur, pour abaisser la pression partielle de l’eau. 2. La deuxième technique consiste à injecter dans le rebouilleur un hydrocarbure (toluène, octane) qui forme un hétéro-azéotrope avec l’eau. Cet hétéro-azeotrope est entraîné en tête de colonne et après condensation de la phase vapeur, l’hydrocarbure est séparé par une simple décantation et recyclé. Le triéthylène glycol est obtenu avec une pureté qui peut être supérieure à 99.9 % sans consommation de gaz d’entraînement. 253

Simulation d’un procédé de déshydratation d’un gaz naturel par TEG Description du procédé Un gaz naturel est mis en contact avec une solution de glycol (TEG) afin d’éliminer, au maximum, la quantité d’eau présente dans le gaz. La solution TEG sortant de l’absorbeur est riche en eau, elle passe à travers un échangeur de chaleur pour augmenter sa température avant qu’elle soit introduite dans le régénérateur. La colonne de régénération est une colonne de distillation qui permet l’élimination de l’eau absorbée en tête et la récupération de la solution TEG fraie au fond de la colonne. La solution régénérée est refroidie avant d’être recyclée vers l’absorbeur. Une quantité de glycol est rajoutée à la solution régénérée pour compenser les pertes échappées en tête de colonne. 254

Données de l’installation 1. Conditions d’alimentation en gaz : Temp (°C)

47.88

Pres (kg.cm2_g)

31.66

Débit molaire (kgmole/hr)

7970

% mol

N2 CO2 C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 NC6 NC7

0.0401 0.0320 0.6752 0.1393 0.0760 0.0068 0.0182 0.0051 0.0030 0.0030 0.0013

• Le mélange (gaz+ eau) est introduit à contre courant dans une colonne d’absorption.

• Un débit d’eau de 100 kgmol/hr est utilisé pour saturer le gaz naturel sachant que la température du mélange (gaz+ eau) est toujours 47.88 C ; 255

2. Conditions de l’alimentation en TEG :

Temp (°C)

51.67

Pres (Kg/cm2_g)

31.66

Débit molaire (kgmole/hr)

27.58

% mol

H2O TEG

0.0700 0.9300

3. Données de la colonne d’absorption : Nombre de plateaux

14

Pression de tête

31.31 (Kg/cm2_g)

Pression de fond

31.66 (Kg/cm2_g)

Efficacité des plateaux 2 à 13

0.3

256

On donne : • Temp à la sortie de l’échangeur : 76.67 C. • Temp à la sortie de l’échangeur : 5.646 kg/cm2_g. • DeltaP à travers l’échangeur : 15 Psi.

Température et la pression à la sortie sont : • T= 166.7 C. • P= 4.2 kg/cm2_g.

257

L’alimentation en GAZ_3 est donnée comme suite: Temp (°C)

204.2

Pres (kg.cm2_g)

0.3026

Débit molaire (kgmole/hr)

4.337

% mol

0.0000 0.0241 0.8428 0.0941 0.0261 0.0020 0.0037 0.0005

N2 CO2 C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5

Pour calculer la colonne on donne: • Temp dans le reb:204C. • Quantité d’énergie dans le Cond: -97 kW Les estimations utilisées sont: •Temp dans le cond : 102C •Taux de reflux : 0.35

Données de la colonne de régénération : N plateaux

7

P de tête

0.3026 (Kg/cm2_g)

P de fond

0.35 (Kg/cm2_g)

Alim TEG

2eme Pt

Alim GAZ 3

Reboiler

Effic des plateaux

0.5

258

L’alimentation en GAZ_4 est donnée comme suite: Temp (°C)

176.7

Pres (kg.cm2_g)

0.350

Débit molaire (Kgmole/hr)

0.8467

% mol

Recycler le produit GAZ3_b vers GAZ_3

Même que GAZ 3

Données de la colonne de stripage : N ptx

6

P1

0.30 (Kg/cm2_g)

Pn

0.30 (Kg/cm2_g)

Effi

0.5

259

Alimenter l’échangeur coté calandre par le produit TEG_Pauvre_b, prendre une chute de pression de 0 kPas pour le calcul de l’échangeur.

260

Recycler le produit TEG_pauvre_f vers TEG_Feed

La pression et la température à la sortie de l’Aéro-réfrigérant sont: • P: 31.66 kg/cm2_g. • T : 51.67 C. 261

Remarque : pour réaliser un calcul précis on doit spécifier dans l’opération logique « recycle » la sensibilité du débit, de l’enthalpie et de la composition comme suite : 1, 1 et 0.1 respectivement.

262

Exemple 3 : Simulation d’une section de séparation • Le terme GPL ne s’applique qu’à une partie des hydrocarbures, il s’agit de ceux qui sont gazeux aux conditions normales de température et de pression et qui ont la capacité de passer à l’état liquide après un abaissement de la température ou une augmentation de la pression ( ou les deux à la fois). • Les GPL appartiennent à la famille des alcanes dont la formule chimique générale est CnH2n+2, ils sont essentiellement constitués de méthane, éthane, propane, butane et pentane. Ce sont surtout le propane et le butane que l’on étend lorsqu’on utilise l’abréviation GPL. • Les GPL proviennent : 1. Des raffineries de pétrole. • Fraction de distillation atmosphérique. • Craquage et reformage des produits lourds. 2. Des usines de traitement du gaz naturel. 263

• Les installations de l’usine de GPL sont concues pour récupérer le GPL contenu dans le gaz de vente produit par les installations de la phase A (Traitement du gaz et récupération du Condensat) • Le gaz résiduaire est renvoyé aux installations de la phase A coté compression pour être dirigé vers la vente et la réinjection. • le produit GPL est envoyé dans un pipeline vers les consommateurs. • Le condensat résultant du fractionnement installations de la phase A coté production .

est

renvoyé

aux

264

1. Description du procédé

265

Le gaz alimentant chaque train de GPL se divise en deux courants : • Le premier courant passe dans l’échangeur E-01 afin d’être refroidi à –1,5°C en échangeant de la chaleur avec le courant de gaz froid provenant du séparateur de sortie du turbo-expandeur (V-09) • Le deuxième courant sort de l’échangeur E-02 à –5°C en échangeant de la chaleur avec le courant de gaz froid provenant du ballon de tête du dééthaniseur V-10.

Vers compresseurs de gaz de vent EC-01

E-01

E-03

FV-1004 V-08

E-02

Vers dééthaniseur

• Environ 90 % du débit d’alimentation passe par l’échangeur E-01.

E-06

E-01

V-09

E-01, E-02, E-03, E-06 : échangeurs de chaleur. V-08, V-09 : ballons séparateurs. EC-01 : turbo-expandeur.

266

Les deux courants de gaz se rejoignent et sont refroidis dans l’échangeur E-03 par le liquide froid en provenance du séparateur E-01 de sortie du turboexpandeur (V-09). E-02 La température de sortie de E-03 est régularisée automatiquement à –15°C Vers en ajustant le by-pass du dééthaniseur gaz chaud (TV – 1051).

Vers compresseurs de gaz de vent

EC-01 E-03

FV-1004 V-08 E-06

E-01

V-09

E-01, E-02, E-03, E-06 : échangeurs de chaleur. V-08, V-09 : ballons séparateurs. EC-01 : turbo-expandeur.

Le gaz refroidi est dirigé vers le séparateur d’entrée du turbo-expandeur (V-08) où le liquide présent dans le courant est séparé du gaz lequel va alimenter l’expandeur. Aux conditions de fonctionnement normales, aucun liquide ne devrait être collecté. 267

Le mélange bi-phasique à la sortie du turbo-expandeur est fourni à 40 bar (a) et –53°C.

Vers compresseurs de gaz de vent

EC-01

E-01

E-03

FV-1004 V-08

E-02

Vers dééthaniseur

L’effluent bi-phasique de l’expandeur est séparé dans le séparateur de sortie de l’expandeur (V-09).

E-06

E-01

V-09

E-01, E-02, E-03, E-06 : échangeurs de chaleur. V-08, V-09 : ballons séparateurs. EC-01 : turbo-expandeur.

• Les gaz sont ensuite réchauffés dans le condenseur de tête du dééthaniseur (E-06) à – 38°C et l’échangeur primaire gaz/gaz (E-01) à 50°C avant d’être repris par le turbocompresseur.

L’effluent liquide du V-09, réchauffé à –5°C par l’échangeur E-03, alimente le dééthaniseur (T-01) au niveau du 14e plateau. 268

Le dééthaniseur contient 35 plateaux. L’effluent de tête du dééthaniseur (19,8C /29 bar(a)) se condense partiellement à –36,5°C dans le ballon V10 en passant par l’échangeur E-06. les non condensables en tête du dééthaniseur sont réchauffés au travers de E02, repris par les compresseurs (C-02) et combinés avec le gaz du compresseur de l’expandeur (EC-01).

E-06

De V-09

E-02 FV1006B

Vers compresseurs de surpression

V-10

FV-1006A T-01

E-09

Huile chaud e LV-1006

V-03 : ballon séparateur. T-01 : dééthaniseur. V-10 : ballon de reflux. E-09 : rebouilleur. E-06, E-02 : échangeurs de chaleur.

Vers débuthaniseur

• Le liquide du ballon de reflux V-10 retourne vers la colonne. Aucun produit liquide n’est soutiré de ce ballon de tête.

• Le produit liquide de dééthaniseur alimente le 15e plateau du débutaniseur. 269

Le débutaniseur contient 35 plateaux. L’effluent de tête (66°C/15 bar a) se condense totalement dans le ballon V-11 à 53 °C en passant par l’aéroréfrigérant AE-02.

• Une fraction du liquide du ballon de tête ( V-11) est utilisée comme reflux et le reste est envoyé au stockage comme produit GPL après avoir été refroidi à 45 °C dans E-11.

Vers la torche

AE-02 V-11

De dééthaniseur

E-11

GPL vers stockage

T-02

Huile chaude E-10

T-02 : débuthaniseur. V-11 : ballon de reflux. E-11 : échangeur de chaleur. E-10 : rebouilleur. AE-02, AE-05 : aérorefroidisseur.

Condensât vers stockage

• Le produit liquide du fond du débuthaniseur, CONDENSAT, est refroidi avant d’être envoyé vers l’aire de stockage. Dans le meilleur des cas, le condensât aura une TVR de 15,7 psia à cause de la richesse du produit en iC5. 270

Vers la torche

AE-02 V-11

De dééthaniseur

E-11

GPL vers stockage

T-02

Huile chaude E-10

T-02 : débuthaniseur. V-11 : ballon de reflux. E-11 : échangeur de chaleur. E-10 : rebouilleur. AE-02, AE-05 : aérorefroidisseur.

Condensât vers stockage

La teneur en GPL dans le CONDENSAT (TVR) est ajustée en contrôlant la température à 141°C au 30e plateau de la colonne. Le control de cette température est réalisé en jouant sur le débit d’huile chaude vers 100-E-10 (rebouilleur de la colonne T02). 271

2 simulation du cas Design 1. Données de la simulation Les données de l’alimentation de l’unité (Steam 10) : Alimentation Conditions

Température (C) Pression (bar_g) Débit (kgmole/hr)

60 94.68 29947.92

Composition (kgmole/hr)

CO2 N2 C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 NC6 NC7

182.68 32.94 25557.57 2563.53 997.26 251.56 239.58 62.89 32.94 17.97 8.98

272

Le débit qui alimente l’échangeur E01 est 26653.65 Kgmole/h La température et la pression à la sortie de l’échangeur E-01 sont T: -1.5 C et P: 93.98bar_g.

La température et la pression à la sortie de l’expendeur sont T: -52.8 C et P: 40.00bar_g.

P:32.00bar_g

P:30.00bar_g

La température et la pression à la sortie de l’échangeur E-02 sont T: -5 C et P: 93.98bar_g.

La température et la pression à la sortie de l’échangeur E-03 sont T: -15 C et P: 93.38bar_g.

Reflux T01

35/15

Pres du 1er plateau

29.50 bar_g

Pres dans le reb

30.00 bar_g

Temp du plateau (30)

80 °C

Efficacité des plateaux

100 %

-36.5 29.00 1763.89

Composition (kgmole/hr)

Nombre de plateaux / plateau d’alimentation

Conditions

Données de la colonne T-01

Température (C) Pression (barg) Débit (kgmole/hr) CO2 N2 C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 NC6 NC7

19.78 0.05 413.77 1254.27 75.2 0.09 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00

Pour calculer la colonne, on fait une estimation initiale du reflux de tête. 274

L’échangeur E-06 est calculé avec les spécifications suivantes: • T(29):-36.5C • P(29): 28.00bar_g. • P(26): 39.00bar_g.

Le calcul de la pompe de reflux se fait avec les spécifications suivantes: • P(reflux): 29.50bar_g. • rendement de la pompe est 75%.

Recyclez le produit de la pompe vers la tête de la colonne. 275

Alimentez l’échangeur E-01 (coté calendre) par le flux 26A et introduisez une pression de 37.30 bar_g dans le flux 26D.

Le TEE est calculé en spécifiant: F(26B): 401.1Kgmole/h.

Alimentez l’échangeur E-02 (coté calendre) par le flux 29 et introduisez une pression de 27.10 bar_g dans le flux 30. 276

Reflux T02

Nombre de plateaux / plateau d’alimentation

35/15

Pres du 1er plateau

15.00bar_g

Pres dans le reb

15.50bar_g

Temp du plateau (30)

141 °C

Efficacité des plateaux

100 %

53.5 15.00 1137.9

Composition (kgmole/hr)

Données de la colonne T-01

Conditions

P:15.50bar_g

Température (C) Pression (bar_g) Débit (kgmole/hr) CO2 N2 C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 NC6 NC7

0.00 0.00 0.00 31.25 682.18 211.77 209.62 2.78 0.29 0.00 0.00

Pour calculer la colonne, on fait une estimation initiale du reflux de tête. 277

L’échangeur AE-02 est calculé avec les spécifications suivantes: • T(63B): 53 C • P(63B): 14.50 bar_g. • F(63B): 1137.8 kgmole/h.

Recyclez le produit de la pompe vers la tête de la colonne.

Le calcul de la pompe de reflux se fait avec les spécifications suivantes: • P(reflux): 15.00bar_g. • rendement de la pompe est 75%. 278

L’échangeur E11 est alimenté coté tube par le flux 60 et coté calendre par le flux 26B. Cet appareil est calculé avec les données suivantes: • T(26C): 44.2 C • P(26C): 38.30 bar_g. • P(60A): 13.90 bar_g.

Le flux 26C et le flux 26D sont mélangés à l’aide du « Mixter-101 » afin de produire le flux 27.

279

Le calcul du compresseur se fait avec les données suivantes: • T(28): 77 C • P(28): 50.40 bar_g.

L’aéro-réfrigérant doit être calculé en respectant les spécifications suivantes: • T(33): 55 C • P(33): 50.10 bar_g.

280

PFD de l’unité de séparation

Comment il faut faire afin d’utiliser l’énergie fournie par la turbine pour fonctionner le compresseur ? 281

2. Résultats de la simulation par rapport aux données du constructeur La vérification du design est basée sur la comparaison des principaux paramètres qui sont : 1- les énergies : en KW : DESIGN

HYSYS

ERREUR RELATIVE %

REB T01 E09

10350.1

10420

0.67

COND T01 E06

5380

4984

7.36

COND T02 AE02

9980

10110

1.30

7902.2

7795

1.35

REB T02

E10

2- Les débits des effluents du train : en Kmol/h DESIGN

HYSYS

ERREUR RELATIVE %

Gaz vers moto compresseur (30)

3024.05

3204

5.95

GPL vers stockage

1193.05

1170

1.93

117.33

120.4

2.61

Condensât vers stockage

282

3- la qualité des produits : en kgmole/hr  La composition du GPL vers stockage :

Design

Hysys

C02

0

0

N2

0

0

C1

0

0

C2

32.76

12.176

C3

715.25

715.61

IC4

222.03

222.21

NC4

219.78

219.02

IC5

2.91

0.69959

NC5

0.31

0.04511

NC6

0.00

0.00

NC7

0.00

0.00 283

La composition du Condensât vers stockage :

Design

Hysys

C02

0

0

N2

0

0

C1

0

0

C2

0

0

C3

0

0

IC4

0.03

0.0336

NC4

0.56

1.2464

IC5

58.00

60.178

NC5

31.92

32.161

NC6

17.86

17.857

NC7

8.97

8.9635 284

3. Calcul du profil de pression (Delta P) de la colonne T01 (2 sections) • Le dimensionnement ou l’évaluation d’une colonne se fait à travers : Tools\Utilities\Tray Sizing. La procédure de calcul consiste à 1. Sélectionner la section de plateaux 2. Créer les différentes sections 3. Définir le début et la fin de chaque section. 4. Définir le type de plateaux

L’utilisateur peut demander au HYSYS de lui proposer le dimensionnement de la colonne sélectionnée (nombre de sections et leurs dimensions) par l’intermédiaire du bouton « Auto section ». 285

C’est à travers la page Specs que l’utilisateur peut spécifier le mode de calcul : • Dimensionnement (Design) • évaluation (Rating).

Pour dimensionner une colonne, il faut spécifier: 1. L’espaces entre plateaux; 2. L’épaisseur d’un plateau 3. Limite maximale de la perte de charge à travers la section; 4. Limite maximale du pourcentage d’engorgement.

Pour évaluer une colonne, on ajoute les spécifications suivantes : 1. Le diamètre de la section. 2. Le nombre de passe. NB: Selon le type de plateau choisi, on introduit les données nécessaires à286 travers la page Tray Internals.

Les résultats sont fournis dans la page Perfermance. Pour transférer le profil de pression on appuie sur le bouton Export Pressures.

Le transfert ne se fait que pour une seule section !!! 287

Comment il faut faire ?

• L’évaluation d’une colonne peut se faire par deux clics sur.

288

Si la colonne est uniforme, on spécifie : • L’espace entre plateaux; • Le diamètre de la colonne; • Type de plateaux; • Dimensions du déversoir; • Nombre de passe. Si la colonne est non-uniforme, on spécifie les mêmes paramètres pour chaque plateau.

Pour transférer le profil de pression il suffit d’activer le bouton à coucher Rating Enabled

289

Calcul du profil de pression (Delta P) de la colonne T02 (1 section) • L’évaluation de la deuxième colonne, composée d’une seule section, se réalise à travers : Tools\Utilities\Tray Sizing.

290

Pour transférer le profil de pression on appuie sur le bouton Export Pressures.

Le transfert se réalise, alors, pour une colonne contenant une seule section (uniforme)

291

3 influence de la température des plateaux sensibles sur le fonctionnement du procédé Le but de cette partie est d’étudier l’influence de la température des plateaux sensibles sur le fonctionnement du procédé et la qualité des produits (GPL et Condensat). A travers cette étude nous cherchons les températures minimales (quantité d’énergie minimale nécessaire dans les rebouilleurs) qui nous permettent de respecter les spécifications des produits. Ces spécifications sont données dans le tableau suivant:

292

Spécifications des produits Spécifications

GPL

Condensât

Température [°C]

45

55

Pression [bar (a)]

12,25

14

poids moléculaire

49

76,36

Masse volumique à 15°C [Kg/m3]

530

637

Masse volumique à 45°C [Kg/m3]

491

603

Teneur en C2 [%molaire]

3

------

Teneur en C5+ [%molaire]

0,4

------

TVR [psia]

------

15,7

293

L’utilisation du Databook nous permet de suivre l’effet de la variation de certains paramètres sur le fonctionnement de l’unité.

Le but est d’étudier l’influence de la variation des températures des plateaux sensibles sur : • Qualité des produits (composition); • Poids moléculaire des produits. • Masse volumique des produits • TVR du Condensât.

294

Insertion des variables : Pour insérer dans la liste des variables, les spécifications de convergence des colonnes on: 1. Active le bouton Column Option. 2. Sélectionne la colonne choisie. 3. On sélectionne la variable « Spec Value ». 4. Dans la liste des variables spécifiées, on sélectionne la « Température du plateau sensible 30 ».

295

Pour insérer les valeurs de la composition, de la masse volumique et du poids moléculaire : • On active le bouton Stream; • On sélectionne le nom du flux de matière (GPL, Condensat). • On sélectionne la variable à étudier. Pour insérer la variable TVR du condensat : • On active le bouton Stream; •On sélectionne dans les objets le flux « CONDENSAT » ; • On sélectionne dans la liste des variables, le « Calculator ». • On sélectionne dans les « Variable Specifics », la TVR. 296

• Pour établir un cas d’étude il faut définir les variables indépendantes et les variables dépendantes.

Donner les intervalles de variation de toutes les variables indépendantes à travers le bouton View.

297

Résultats de l’étude:

Pour représenter les résultats à l’aide de l’Excel, on sélectionne les résultats et on utilise l’option disponible dans Edit\ Copy With Labels 298

On représente la variation de la teneur en c2 dans le produit GPL en fonction de la température du plateau sensible dans les deux colonnes T01 et T 02. c2 GPL 8,00E-02

7,00E-02

t_50 6,00E-02

t_54 t_60

5,00E-02

t_62 t_64

4,00E-02

t_66 t_70

3,00E-02

t_74 t_80

2,00E-02

t_84 t_68

1,00E-02

0,00E+00 115

120

125

130

135

140

145

150

T(02)

L’analyse de ce graphe nous montre que la spécification (C2< 3%) est respectée uniquement pour des températures du plateau sensible de la colonne T01 299 supérieures à 68 C.

On trace la variation de la TVR du CONDENSAT en fonction de la température des deux plateaux sensibles. TVR COND 135 134 133 132 131 130 129 128 127 126 125 124 123 122 121 120 119 118 117 116 115 114 113 112 111 110 109 108 107 106 105 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146

t_50 t_54 t_60 t_64 t_70 t_74 t_80 t_84

T(T02)

Afin de respecter cette spécification, la température du plateau sensible de la colonne T02 doit être au alentours de 141°C.

300

Pour confirmer les conditions optimums de fonctionnement de l’unité on trace la variation des densités et des poids moléculaires des produits en fonction de la température des plateaux sensibles utilisée pour le control des deux colonne T01 et T02.

301

Annexe

302

303

304

305

Nombre minimum de plateaux (reflux infini) Lorsque r croit, la pente de la droite opératoire tend vers 1. il apparaît que le pouvoir de séparation s’accroît avec le taux de reflux. Ainsi, pour un nombre de plateaux fixé, la qualité des produits augmente avec le taux de reflux. De manière symétrique, le nombre de plateaux nécessaire pour atteindre la qualité recherchée décroît avec le taux de reflux. Dans ces conditions limites où le taux de reflux est extrêmement grand ou infini, le nombre d’étages théoriques est minimal; dans ce cas, les droites opératoires des zones de rectification et d’épuisement se trouvent confondues avec la première bissectrice dans le diagramme d’équilibre. L’ordonnée à l’origine de la droite de concentration tend vers zéro (1/ 0).

306

Taux de reflux minimal (nombre de plateaux infini) Inversement, en réduisant le taux de reflux, le nombre de plateaux croit jusqu’à devenir infini. L’observation de la construction des plateaux dans la méthode de McCabe et Thiel montre que le nombre de plateaux décroît avec la distance entre la courbe d’équilibre et la droite opératoire. Lorsqu’elle devient nulle, un nombre infini d’étages est nécessaire. Le point de pincement est créé par l’intersection de la droite d’alimentation et de la courbe d’équilibre. La valeur du rmin est calculée comme suite:

307

308

Oil manager: oil distribution (huiles de référence) 1. In the petroleum industry cycle oil is an unwanted liquid residue produced when using catalytic cracking to convert heavy hydrocarbon fractions from earlier stages of refining into more valuable lighter products[1]. Catalytic cracking produces petrol (gasoline), liquid petroleum gas (LPG), unsaturated olefin compounds, cracked gas oils, cycle oil, light gases and a solid coke residue. Cycle oil may be processed further to break it down into more useful products; in particular it may be mixed with heavier products and put through the refining process again (recycled). 2. Straight run (chemical engineering) Petroleum fractions derived from the straight distillation of crude oil without chemical reaction or molecular modification. Also known as virgin. 3. Vaccum oil : produits de la distillation sous vide.

309

Méthodes de contributions de groupe (annexe) Lorsque les données pour un constituant particulier ne peuvent être obtenues dans aucune des banques, l’ingénieur a le choix entre: • Assimiler le constituant à une fraction pétrolière, ce qui est possible si la température normale d’ébullition et la densité standard sont connues. Cette méthode donne des résultats corrects lorsque la structure chimique est simple (paraffine ou naphtène); • générer les données à partir d’une méthode de contributions de groupe, ce qui exige une connaissance de la structure chimique. a. Contributions de groupe pour la détermination des coordonnées critiques.

Tc 

Tb

0.567 dTci    dTci 

Et:

Pc 

2

1.013M

 034   dPci 

2 310

Avec :

Groupes aliphatiques

dTci

dPci

-CH3

0.020

0.227

-CH2-

0.020

0.227

>CH-

0.012

0.210

>C
C
C=CH2

-1.74640

16.26165

-1.16469

0.03082

Cis-CH=CH-

3.92427

12.51482

-0.73196

0.01640

trans-CH=CH-

-13.06138

15.92811

-0.98724

0.02303

>C=C
C=CH

-6.15781

14.16288

-0.99226

0.02537

312

c. Contributions de groupe pour la détermination de la viscosité liquide

1 1  log   B     T T0 

Avec :

B  Ba   dBi Et

N  Nc   dNi

Si le nombre d’atomes de carbone Nc 20

T0  238.59  8.164 N Ba  530.59  13.74 N

313

Avec : Groupes

dNi

dBi

Iso-paraffine

1.389 - 0.238 Nc

15.5100

Oléfines linéaires

-0.152 - 0.042 Nc

-44.9400 + 5.41 N

Dioléfines linéaires

-0.304 - 0.084 Nc

-44.9400 + 5.41 N

Oléfines non linéaires

1.237 - 0.280 Nc

-36.0100 + 5.41 N

Dioléfines non linéaires

1.085 - 0.322 Nc

-36.0100 + 5.41 N

Alkyl cyclopentanes Nc16

3.971 - 0.172 Nc

-339.6700 +23.135 N

Alkyl cyclohexanes Nc16

6.571 – 0.311 Nc

-272.8500 +25.041 N

Alkyl benzène Nc