|
|
|
Главная --> Справочник терминов Абсорбента подаваемого Поглотительная способность пропиленкарбоната увеличивается с понижением температуры. Обычно используемые температуры абсорбции составляют 30ч-----6°С. Понижение температуры абсорбции обеспечивает снижение скорости циркуляции, а следовательно, и энергетических затрат. Давление изменяется от 2 до 7 МПа. Регенерация абсорбента осуществляется ступенчатым снижением давления. Для снижения потерь углеводородов, растворяющихся в пропиленкарбонате в процессе абсорбции в схему процесса включается компрессор для сжатия газа, выделяющегося после первой ступени снижения давления насыщенного раствора, и закачки его в сырьевой поток. Давление выветренного абсорбента снижается затем до атмосферного, и кислый газ с содержанием метана не более 2% подается на установку производства серы. Окончательная регенерация абсорбента осуществляется отдувкой паром в регенераторе. Конденсат, полученный при охлаждении в верхней части регенератора, для очистки от кислых газов отдувается воздухом. Смесь кислого газа и воздуха из верхней части конденсатора подается на установку производства серы. Углеводородный конденсат из конденсатора поступает в отпарную колонну, куда в качестве отдувочного газа подается воздух. Таким образом отделяется сероводород, содержащийся в конденсате. На отечественных ГПЗ используют два метода регенерации абсорбента: I метод — извлечение легких углеводородов из насыщенного абсорбента осуществляется за счет снижения давления в системе и ввода в нижнюю кубовую часть десорбера водяного пара, который снижает парциальное давление углеводородов и тем самым способствует переходу легких компонентов из жидкого состояния в газообразное без повышения температуры в нижней части колонны (в этом случае тепло «вносится» в десорбер только с сырьевым потоком); II метод — извлечение легких углеводородов из насыщенного абсорбента обеспечивается за счет снижения давления в системе и подвода тепла в нижнюю кубовую часть десорбера. В работе [ПО Г отмечается, что на ГПЗ № 1 и № 2 достигается более качественная регенерация абсорбента. Содержание легких углеводородов в абсорбенте на ГПЗ № 1 и № 2 составляло 0,1 — 0,2% масс., а на ГПЗ №3 и №5 — 1,5% масс. На ГПЗ № 2 проектом не была предусмотрена глухая тарелка в десорбере — после ее монтажа и выполнения некоторых других мероприятий содержание легких углеводородов в регенерированном абсорбенте уменьшилось с 2 до 0,1% масс. Это способствовало значительному увеличению извлечения пропана и более тяжелых углеводородов (содержание С3+высшие уменьшилось в сухом газе абсорбера с 35 до 3—8 г/м3). Анализ работы узлов десорбции показал, что ректификация насыщенного абсорбента осуществляется в десорберах недостаточно четко — на ГПЗ № 1—5 наблюдается «налегание» фракций верхнего и нижнего продуктов (см. табл. III. 12). С увеличением давления быстро растет глубина извлечения углеводородов. В последнее время за рубежом строят заводы, на которых абсорбция осуществляется под давлением 100 am и выше. Однако с увеличением глубины отбора отдельных компонентов в насыщенном абсорбенте увеличивается содержание низших углеводородов (метана, этана), что создает большие трудности при регенерации абсорбента. Для выделения неконденсирующихся углеводородов насыщенный абсорбент по выходе из абсорбера подвергается стабилизации, которая проводится в колонне, как правило, разделенной на две секции. В нижней секции из насыщенного абсорбента удаляются метан, этан и часть пропана. Эти газы направляются в верхнюю секцию колонны, где орошаются регенерированным холодным абсорбентом для выделения из газов пропана. Выделение метана, этана и части пропана из абсорбента осуществляется или путем его нагрева при помощи горячего регенерированного абсорбента или снижением давления по сравнению с давлением в абсорбере. Указанный аппарат позволяет эффективно отделять метан и этан при общем выделении пропана из газа более 60% и бутана более 95%. Выделение значительной части метана и этана снижает нагрузку на компрессор, конденсатор и этановую колонну. С увеличением давления быстро растет глубина извлечения углеводородов. В последнее время за рубежом строят заводы, на которых абсорбция осуществляется под давлением '100 am и выше. Однако с увеличением глубины отбора отдельных компонентов в насыщенном абсорбенте увеличивается содержание низших углеводородов (метана, этана), что создает большие трудности при регенерации абсорбента. Для выделения неконденсирующихся углеводородов насыщенный абсорбент по выходе из абсорбера подвергается стабилизации, которая проводится в колонне, как правило, разделенной на две секции. В нижней секции пз насыщенного абсорбента удаляются метан, этан и часть пропана. Эти газы направляются в верхнюю секцию колонны, где орошаются регенерированным холодным абсорбентом для выделения из газов пропана. Выделение метана, этана и части пропана из абсорбента осуществляется или путем его нагрева при помощи горячего регенерированного абсорбента или снижением давления по сравнению с давлением в абсорбере. Указанный аппарат позволяет эффективно отделять метан и этан при общем выделении пропана из газа более 60% и бутана более 95%. Выделение значительной части метана и этана снижает нагрузку на компрессор, конденсатор и этановую колонну. На отечественных ГПЗ используют два метода регенерации абсорбента: I метод — извлечение легких углеводородов из насыщенного абсорбента осуществляется за счет снижения давления в системе и ввода в нижнюю кубовую часть десорбера водяного пара, который снижает парциальное давление углеводородов и тем самым способствует переходу легких компонентов из жидкого состояния в газообразное без повышения температуры в нижней части колонны (в этом случае тепло «вносится» в десорбер только с сырьевым потоком); II метод — извлечение легких углеводородов из насыщенного абсорбента обеспечивается за счет снижения давления в системе и подвода тепла в нижнюю кубовую часть десорбера. В работе [110] отмечается, что на ГПЗ № 1 и № 2 достигается более качественная регенерация абсорбента. Содержание легких углеводородов в абсорбенте на ГПЗ № 1 и № 2 составляло 0,1 — 0,2% масс., а на ГПЗ №3 и №5 — 1,5% масс. На ГПЗ № 2 проектом не была предусмотрена глухая тарелка в десорбере — после ее монтажа и выполнения некоторых других мероприятий содержание легких углеводородов в регенерированном абсорбенте уменьшилось с 2 до 0,1% масс. Это способствовало значительному увеличению извлечения пропана и более тяжелых углеводородов (содержание С3+высшие уменьшилось в сухом газе абсорбера с 35 до 3—8 г/м3). Анализ работы узлов десорбции показал, что ректификация насыщенного абсорбента осуществляется в десорберах недостаточно четко — на ГПЗ № 1—5 наблюдается «налегание» фракций верхнего и нижнего продуктов (см. табл. III. 12). Для устранения указанных недостатков возможно применение схем с предварительным отбензиниванием сырого газа и насыщением тощего абсорбента. Предварительное насыщение тощего абсорбента сухим газом, отходящим из абсорбера, позволяет повысить глубину извлечения целевых компонентов из газа в абсорбере, поскольку в такой схеме контакт сырого газа и насыщенного абсорбента осуществляется в холодильнике сырого газа при более низкой температуре, чем в абсорбере. В этом холодильнике одновременно конденсируется часть тяжелых углеводородов, что приводит к снижению тепла абсорбции в абсорбере. (табл. 4.50). Регенерация абсорбента осуществляется при тем- Для устранения указанных недостатков возможно применение схем с предварительным отбензиниванием сырого газа и насыщением тощего абсорбента. Предварительное насыщение тощего абсорбента сухим газом, отходящим из абсорбера, позволяет повысить глубину извлечения целевых компонентов из газа в абсорбере, поскольку в такой схеме контакт сырого газа и насыщенного абсорбента осуществляется в холодильнике сырого газа при более низкой температуре, чем в абсорбере. В этом холодильнике одновременно конденсируется часть тяжелых углеводородов, что приводит к снижению тепла абсорбции в абсорбере. Весьма перспективным является комбинированный способ, сочетающий абсорбцию [12] с адсорбцией и микрофильтрацией через мембранные фильтры. Такая установка предусматривает трехступенчатую очистку вулканизационных газов. На первой ступени очистки вентиляционные выбросы с вулка-низационными газами направляются в абсорбер, ще из газового потока щелочным поглотителем вымываются в основном углеводороды с длинной цепочкой. После абсорбера газовый поток направляется на вторую ступень очистки — адсорбцию активированным углем, где из газового потока удаляются оставшиеся вредные газообразные компоненты. После этого вентиляционные выбросы содержат не более 150 мг/м3 углеводородов. Третья стадия — регенерация насыщенного абсорбента осуществляется с применением мембранных фильтров. Концентрат с поверхности микрофильтров направляется на переработку или сжигание, а регенерированный поглотитель освежается путем смешения со свежим раствором щелочи и возвращается в абсорбер. На этом цикл абсорбции замыкается. На этих заводах количество сухого газа, получаемого в АОК, достигало 4,2—14,5% масс, от общего количества сырого газа, поступающего в абсорбер. При этом расход регенерированного (тощего) абсорбента составлял 8—27,7 л/м3 сухого газа (18— 40% от общего объема абсорбента, подаваемого в абсорбер). Температура в нижней кубовой части АОК поддерживалась на уровне 130—245 °С. Из этих данных следует в частности, что деэтаниза-ция насыщенного абсорбента на установках МАУ сопряжена с большими эксплуатационными расходами. Кроме того, даже при таких условиях деэтанизации потери углеводородов С3+БЫСШие с сухим газом АОК достигали на некоторых ГПЗ 14% от потенциального их содержания в сыром газе. При этом на ряде ГПЗ из-за неудовлетворительной работы АОК объем несконденсировавшихся углеводородов, поступающих в рефлюксную емкость десорбера, составлял 140 тыс. м3/сут, или 12% от общего объема сырого газа [108]. Рекомпрессия и реабсорбция этих продуктов сопряжена с дополнительными капитальными и эксплуатационными затратами. Поэтому необходимо стремиться к созданию условий для наиболее полной конденсации широкой фракции, получаемой с верха десорбера. Общий расход холода для проведения процесса НТА складывается из количества холода, необходимого для охлаждения сырого газа в узле предварительного отбензинивания, и холода, используемого для охлаждения тощего абсорбента перед подачей в абсорбер и в АОК- Анализ показал, что затраты холода для охлаждения сырого газа составляет 50% от всего количества, требуемого на процесс. Остальные 50% расходуются на охлаждение тощего абсорбента, подаваемого в абсорбер и АОК- При этом увеличение затрат на получение холода прямо пропорционально увеличению выхода широкой фракции углеводородов. С изменением энергозатрат на получение холода, а также количества подаваемого абсорбента изменяются и капитальные вложения на холодильное, колонное и теплообменное оборудование. При этом чем беднее газ, тем больше увеличиваются капиталовложения для дополнительного получения примерно одного и того же количества ШФУ. Количество абсорбента, подаваемого в абсорбер, L3e Количество абсорбента, подаваемого в АОК, La7 Флегмовое число в десорбере R. Так как состав абсорбента известен из исходной информации, а состав частично отбензиненного газа, подаваемого в абсорбер, Из колонки 8 видно, что на каждый моль регенерированного абсорбента, подаваемого п абсорбер, отводится 1,1281 моля насыщенного абсорбента. В низу абсорбера соотношение На этих заводах количество сухого газа, получаемого в АОК, достигало 4,2—14,5% масс, от общего количества сырого газа, поступающего в абсорбер. При этом расход регенерированного (тощего) абсорбента составлял 8—27,7 л/м3 сухого газа (18— 40% от общего объема абсорбента, подаваемого в абсорбер). Температура в нижней кубовой части АОК поддерживалась на уровне 130—245 °С. Из этих данных следует в частности, что деэтаниза-ция насыщенного ~абсорбента на установках МАУ сопряжена с большими эксплуатационными расходами. Кроме того, даже при таких условиях деэтанизации потери углеводородов С3+ВЫСШие с сухим газом АОК достигали на некоторых ГПЗ 14% от потенциального их содержания в сыром газе. При этом на ряде ГПЗ из-за неудовлетворительной работы АОК объем несконденсировавшихся углеводородов, поступающих в рефлюксную емкость десорбера, составлял 140 тыс. м3/сут, или 12% от общего объема сырого газа [108]. Рекомпрессия и реабсорбция этих продуктов сопряжена с дополнительными капитальными и эксплуатационными затратами. Поэтому необходимо стремиться к созданию условий для наиболее полной конденсации широкой фракции, получаемой с верха десорбера. Общий расход холода для проведения процесса НТА складывается из количества холода, необходимого для охлаждения сырого газа в узле предварительного отбензинивания, и холода, используемого для охлаждения тощего абсорбента перед подачей в абсорбер и в АОК- Анализ показал, что затраты холода для охлаждения сырого газа составляет 50% от всего количества, требуемого на процесс. Остальные 50% расходуются на охлаждение тощего абсорбента, подаваемого в абсорбер и АОК- При этом увеличение затрат на получение холода прямо пропорционально увеличению выхода широкой фракции углеводородов. С изменением энергозатрат на получение холода, а также количества подаваемого абсорбента изменяются и капитальные вложения на холодильное, колонное и теплообменное оборудование. При этом чем беднее газ, тем больше увеличиваются капиталовложения для дополнительного получения примерно одного и того же количества ШФУ. Количество абсорбента, подаваемого в абсорбер, L36 Количество абсорбента, подаваемого в АОК, L37 Флегмовое число в десорбере R. Так как состав абсорбента известен из исходной информации, а состав частично отбензиненного газа, подаваемого в абсорбер, В данной методике расчета допускается, что фактическое количество абсорбента, подаваемого на верх колонны, находится по разности между общим расчетным расходом абсорбента и количеством молей поглощенных в колонне углеводородов, которые сами являются абсорбентом. На II очереди температура регенерированного абсорбента, подаваемого в верх абсорбера, несколько ниже, чем температура газа на выходе из абсорбера. Это нежелательно, так как в результате контакта газа с более холодной жидкостью, возможна конденсация тяжелых углеводородов в верхней части абсорбера, что способствует пенообразованию.  Аксиальное положение Абсолютного изопропилового Активации поверхности Активации релаксационных Активационные параметры Активированные комплексы Активированным комплексом Активированного комплекса Активирующих заместителей |
- |
Навигация