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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.
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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:
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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;
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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.
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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
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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.
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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 32 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
YiiV 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