Аминовая очистка газа от сероводорода: схема установки и принцип действия

Аминовая очистка

Назначение

Сероводород, соединения меркаптановой серы и углекислый газ являются наиболее распространенными «загрязнителями» углеводородного сырья. Ввиду их высокого коррозионного воздействия на выполненные из углеродистой стали оборудование и трубопроводы, эти соединения должны быть удалены из сырьевого потока, если их концентрация превышает допустимую.
Удаление соединений сероводорода и углекислого газа водными растворами аминов – наиболее “популярный” метод с более чем пятидесятилетней историей.

Область применения установок аминовой очистки:

  • Очистка газа от H2S, CO2 и частично от соединений меркаптановой серы
  • Очистка сжиженных углеводородных газов (СУГ)
  • Удаление CO2 из синтез-газа
  • Очистка дымовых газов и получение СО2

Рис. 1 3D-модель установки аминовой очистки

Рис. 2 Чертеж установки аминовой очистки

Выбор типа амина

Тип и концентрация водного раствора амина – критически важные параметры для определения всего процесса очистки. Ниже приведены типичные массовые концентрации растворов аминов.

Моноэтаноламин (МЭА): 20% для удаления CO2 и H2S, 32% для удаления преимущественно СО2.

Диэтаноламин (ДЭА): 20. 25% для удаления H2S и CO2.

Метилдиэтаноламин (МДЭА): 30. 55% для селективного удаления H2S в присутствии CO2, удаления H2S и CO2 при использовании активатора (пиперазин).

Дигликольамин (ДГА): 50 % для удаления H2S, CO2 и до 70% «легких» меркаптанов.

Технологическая схема

Рис. 3 Принципиальная схема установки аминовой очистки

Газ подается в нижнюю часть колонны-абсорбера (1). Поднимаясь вверх по колонне, газ контактирует с раствором амина. В качестве контактных устройств применяются либо клапанные тарелки, либо неструктурированная насадка. Выбор типа контактного устройства определяется для каждого конкретного случая в отдельности. Количество теоретических ступеней контакта для типичного абсорбера – 7. Пройдя контактную часть абсорбера, газ поступает в секцию каплеуловителя. Назначение данной секции – максимально возможное снижение величины уноса раствора амина с потоком очищенного сырья. Далее, очищенный газ отводится за пределы установки. Колонна-абсорбер стандартно оборудована датчиками температуры для отслеживания изменения температуры по высоте аппарата.

Раствор амина по сигналу автоматического контроллера уровня отводится из нижней части колонны посредством автоматического клапана. При снижении давления из раствора амина выделяются фракции легкокипящих углеводородов. Разделение образовавшейся смеси происходит в сепараторе (2). Выделившийся в процессе сепарации газ отводится из верхней части аппарата в факельную систему сжигания «кислых» газов или в блок термической деструкции.

После сепарации раствор амина проходит механическую очистку в последовательно расположенных мешотчатом (3) и угольном (4) фильтрах.

Далее, очищенный от механических примесей раствор насыщенного амина поступает в теплообменник (5), где происходит нагрев за счет теплообмена с потоком регенерированного амина из ребойлера (7).

Из теплообменника (5) раствор амина подается в колонну-десорбер (6). Подвод тепла, необходимого для процесса регенерации, происходит в ребойлере (7). Источником тепла может быть как прямой подогреватель (газовая горелка, термоэлектрический нагреватель), так и косвенный (пар или горячее масло). АВО рефлюкса (8) обеспечивает частичную конденсацию паров из колонны-десорбера, формируя тем самым поток рефлюкса.

Регенерированный амин отводится из переливной секции ребойлера (7) и подается в теплообменник (5) для нагрева потока насыщенного амина, после чего подпорным насосом подается в секцию АВО амина (12).

Охлажденный регенерированный амин подается в колонну-абсорбер нагнетательным насосом (13).

Технологическое оформление установок аминовой очистки газов

Рубрика: Технические науки

Дата публикации: 14.01.2015 2015-01-14

Статья просмотрена: 1189 раз

Библиографическое описание:

Хасанов А. С., Сатторов М. О., Ямалетдинова А. А. Технологическое оформление установок аминовой очистки газов // Молодой ученый. — 2015. — №2. — С. 225-226. — URL https://moluch.ru/archive/82/14946/ (дата обращения: 19.02.2020).

Схемы установок аминовой очистки газа водными растворами алканоламинов отличаются в основном способами подачи абсорбента. Здесь можно выделить четыре основных способа.

Первый способ — подача раствора абсорбента одним потоком на верхнюю тарелку абсорбера [1–3] (Рис.1) при температуре 30–40 0 С — используется обычно при относительно невысоком содержании сероводорода и диоксида углерода в газе и, следовательно, небольшом суммарном тепловом эффекте протекающих реакций.

Рис. 1. Схема однопоточной очистки газа растворами этаноламинов: I — газ на очистку; II — очищенный газ; III — экспанзерный газ; IV — кислый газ; V — водяной пар; 1 — абсорбер; 2,9 — насосы, 3,7 — холодильники; 4 — экспанзер, 5 — теплообменник, 6 — десорбер; 8 — сепаратор; 10 — кипятильник; 11 — емкость регенерированного амина.

Второй способ — подача абсорбента двумя потоками с одинаковой температурой (30–40 0 С) [4,5] (Рис. 2.А). Этот способ целесообразно использовать при высоких концентрациях кислых компонентов в сыром газе. Часть потока регенерированного амина (65–75 % масс.) подается на одну из тарелок в средней части абсорбера. Стекая вниз по тарелкам, амин контактирует с восходящим потоком газа, подаваемым под нижнюю тарелку абсорбера. В нижней части аппарата происходит интенсивное взаимодействие кислых компонентов газа с амином и повышение температуры за счет экзотермичности протекающих реакций. При повышении температуры химическое равновесие целевых реакций смещается в обратном направлении и степень извлечения кислых компонентов понижается. Избыточное тепло выводится из колонны с потоком насыщенного абсорбента. В верхней части абсорбера происходит контактирование газового потока со свежим охлажденным абсорбентом, подаваемым на верхнюю тарелку колонны и доизвлечение кислых компонентов из газа. Этот способ подачи амина позволяет сократить расход электроэнергии на перекачку раствора и снизить расход абсорбента для достижения требуемой степени очистки газа.

Рис. 2. Схема подачи потоков аминового раствора с одинаковой (А) и разной (Б) температурой абсорбента: 1 — газ на очистку; 2 — очищенный газ; 3 — насыщенный раствор абсорбента; 4 — регенерированный раствор абсорбента; 1 — абсорбер; 2 — холодильник

Третий способ — подача абсорбента двумя потоками разной температуры (Рис.2.Б). В этом случае 70–75 % раствора амина подается в середину абсорбера при температуре 60–70 0 С, а остальное количество — на верхнюю тарелку абсорбера с температурой 30–40 0 С. Такая подача абсорбента применяется в тех случаях, когда сырой газ содержит COS и CS2. Создание зоны повышенных температур в нижней части абсорбера позволяет повысить степень извлечения кислых компонентов за счет протекания реакции гидролиза COS и CS2:

Образующиеся сероводород и диоксид углерода реагируют с амином в верхней зоне абсорбционной колонны.

4-й способ — подача раствора амина двумя потоками разной степени регенерации. Этот способ используется для очистки газов с высоким содержанием кислых компонентов. Схема подачи раствора амина отличается от предыдущей схемы тем, что в среднюю секцию абсорбера подается частично регенерированный раствор, отбираемый с одной из тарелок десорбера и охлажденный в теплообменнике до +50–60 0 С. Глубокой регенерации подвергается только часть раствора, которая подается наверх абсорбера при температуре 40–50 0 С для обеспечения тонкой очистки газа. Такая схема оказывается экономичнее традиционной на 10–15 % за счет снижения расхода пара на стадии регенерации. [6]

Таким образом выбираем 3-й способ подачи раствора амина двумя потоками с разной температурой, так как этот способ позволяет повысить степень извлечения кислых компонентов.

1. Технология переработки сернистого природного газа Текст.: Справочник/А. И. Афанасьев, В. М. Стрючков, Н. И. Подлегаев и др. — Под ред. А. И. Афанасьева. -М.: Недра, 1993. 152 с.

2. Мурин В. И., Кисленко Н. Н., Сурков Ю. В. Технология переработки газа и конденсата: Справочник: В 2 ч. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. — Ч.1–517 с.: ил.

3. Агаев, Г.А., Настека, В.И., Сеидов, З. Д. Окислительные процессы очистки сернистых природных газов и углеводородных конденсатов Текст. — М.: Недра, 1996. 301 е.; ил.

4. Дж. Прайс Экономичная очистка аминового раствора Текст. // Нефтегазовые технологии. 1996. — № 1–2. — С. 58–59. Мановян, А. К. Технология первичной переработки нефти и природного газа Текст.: учебное пособие для вузов. — Изд. 2-е — М.: Химия, 2001. — 568 е.; ил.

5. Ященко В. Л., Лысикова Т. И. Повышение эффективности подготовки и комплексной переработки газа. — Баку, 1983. — с. 114–119.

6. Стюарт Э.Дж., Ланнинг Р. А. Сокращение потерь реагента на установках очистки аминами // Нефтегазовые технологии — 1995. — № 2. — с.53–56.

Очистка воздуха и газов от сероводорода в современной промышленности

Завод газоочистной аппаратуры ООО «ПЗГО» тепло встречает на своем официальном сайте всех Посетителей и Клиентов, заинтересованных в методах, фильтрах и системах для безупречной реализации такого процесса как очистка газа от сероводорода.

Индивидуальный подход к каждой заявке:

По любым вопросам, касающимся проектирования, производства, покупки, доставки и монтажа сероочистного оборудования, пожалуйста, обращайтесь в Клиентский отдел «ПЗГО» или заполняйте Анкету Заказчика.

Негативные эффекты сероводорода и необходимость очистки газовоздушных сред от H2S

Сернистый водород – одно из простых и широко распространенных соединений, которое в небольших количествах встречается повсеместно. Велика роль эндогенного сероводорода в живых организмах, где он выполняет множество важных нейробиологических функций. Используется он и в лечебных ваннах, в микроскопических объемах благотворно влияя на организм человека.

Впрочем, когда речь идет о такой технологической процедуре как мокрая или сухая очистка воздуха от сероводорода, ясно – что высокая концентрация данного соединения несет лишь сугубо негативные последствия для здоровья, жизни и экологии планеты.

Последствия кислотных дождей, содержащих сернистые компоненты

В значительных объемах чистый сероводород и его производные образуются на гидрометаллургических фабриках, предприятиях органического синтеза, аграрных и химических заводах – при производстве серной кислоты, серы, селитры, серосодержащих удобрений.

В составе дымовых газов H2S – постоянный спутник всех без исключения выбросов от сгорания органического сырья – наряду с оксидами серы, окислами азота, соляной кислотой, фенолами, монооксидом углерода.

Очистка биогаза от сероводорода и углекислого газа – одна из насущных проблем, стоящих перед операторами промышленных биометановых электростанций.

В опасной концентрации запах газообразного дигидросульфида – тошнотворный «аромат» гниющего мяса или стухших яиц – практически мгновенно перестает ощущаться. Это таит огромную опасность, поскольку H2S быстро парализует обонятельные нервы, и человек продолжает вдыхать из воздуха вредное соединение, уже не ощущая его запаха.

Установки очистки газа от сероводорода востребованы также и в силу его разрушительного воздействия на технические коммуникации. Индивидуально или в составе дымов, сульфид водорода и другие сернистые соединения вызывают сильнейшую коррозию трубопроводов, резервуаров, фитингов, компрессоров и любого другого оборудования, не обладающего специальной антикоррозийной защитой.

Двойной удар вызывает сероводород, присутствующий в отходящих дымовых газах. С одной стороны, на пути следования по тракту он негативно воздействует на коммуникационные, технические и выхлопные системы предприятий, с другой – выбрасывается в атмосферу, после чего может трансформироваться (через окисление) в серную кислоту и выпадать в виде кислотных дождей, опасность которых для экологии сложно преувеличить.

Симптомы отравления дигидросульфидом

Кстати: сернистые соединения, благодаря своему острому неприятному запаху, используются как маркеры утечки газа. В России обычно используют этилмеркаптан (этантиол). Во многих зарубежных странах в целях одоризации в бытовой (cooking gas) добавляют именно сероводород.

Принципы и методы очистки

На сегодняшний день методов очистки газов от сероводорода открыто (и отлажено) более двух десятков. И если одни узконаправленно разработаны под конкретные лабораторные задачи, то другие нашли широкое применение в комбинированном очищении воздушных сред от кислых соединений.

Сухая адсорбция

Один из первых – но распространённых и по сей день – сухих адсорбционных способов предполагает использование т.н. болотной руды, (лимонит, бурый железняк или гидрат окиси железа) – 85-90% Fe2O3 и 10-15% воды.

Читайте также:  Можно ли отказаться от установки газового счетчика: что говорит закон?

Очистная каталитическая установка представляет собой несколько чугунных или стальных ящиков, соединенных газоходами параллельно-последовательным образом. На решетках каждого ящика, в 3-4 яруса, уложен адсорбент – измельченный бурый железняк (болотный лимонит), перемежающийся с деревянной щепкой. Для достижения приемлемого КПД сероводород должен находиться в контакте с лимонитом не менее 5 минут.

Процесс адсорбции на примере активированного угля

Среди плюсов – простота и дешевизна адсорбента, высокая степень улавливания.

Несмотря на хорошую степень захвата, такие установки обладают множеством недостатков, среди которых селективность газоочистки, громоздкость, необходимость частой регенерации (или перезарядки) адсорбента, избыточное пневматическое сопротивление, низкая скорость нейтрализации, ограничение по температуре очищаемого потока в + 30 °C.

Адсорбционные башни и блоки

Преемник предыдущей технологии – башенный способ, в котором адсорбционные ящики заменены одинарной колонной, что хоть и дает некоторую экономию места, но не лишает конструкцию остальных недостатков.

Хорошо показывает себя в каталитическом способе и активированный уголь, позволяющий в присутствии кислорода экстрагировать из сероводорода элементарную серу почти абсолютной чистоты (до 99%), но он – так же, как и лимонит – требует постоянной регенерации или перезагрузки (после ≈ 100 циклов регенерации) и проявляет свойства высокой сорбционной избирательности. Неприменим для обеззараживания комплексных дымовых выбросов, образующихся в результате сгорания газобензиновых углеводородов.

Сухой адсорбционный фильтровочный комплекс

Исследования показывают, что даже минимальное наличие примесей в обрабатываемом потоке радикально влияет на выбор способа газоочистки.

Практически вышедшим из употребления подходом является сухая нейтрализация сульфида водорода гашеной известью и оксидом железа.

Рассматривая сухой катализ в применении к нейтрализации дымовых потоков, адсорбционный метод утилизации сероводородных включений, в силу селективности и неспособности к обработке сильнозагрязненных сред, обладает низкой эффективностью и чрезмерной ресурсозатратностью.

Мокрые абсорбционные и хемосорбционные методы газоочистки

Сиборд-процесс

Впервые работающая промышленная установка очистки газа от дигидросульфида была представлена производственной компанией «Koppers Company», (Пенсильвания, США), в 20-ых годах прошлого века. Базовый принцип абсорбции определялся обратимой реакцией сернистого водорода с раствором карбоната натрия, (ориг. Seaboard Process).

По-видимому, слово Seaboard (рус. побережье, береговая линия) является отсылкой к значительной карбонатной жесткости морской и океанской воды, в частности, к присутствию в ней больших объемов Na2CO3.

Процесс наглядно можно представить так: Na2CO3 + H2S ⇌ NaHCO3 (гидрокарбонат натрия) + NaHS (гидросульфид натрия)

Сиборд-процесс, как метод, определил главный базис мокрой реагентной нейтрализации, который сразу после этого начал свое стремительное развитие. Общая концепция оборудования оставалась неизменной, но исследователи начали многочисленные эксперименты с химическими агентами, (поскольку с водой в обычных условиях сероводород реагирует слабо, образуя т.н. слабокислую сероводородную воду).

Канадский газоочистной комплекс, использующий сиборд-процесс

Впрочем, даже слабые кислые свойства дигидросульфида позволяют рассматривать щелочные растворы в качестве реакционного материала. Эта особенность может использоваться не только при проектировании систем, но и позже – на этапе нейтрализации кислых промышленных стоков после оборудования, занятого в улавливании дигидросульфида.

Феноксид (фенолят) натрия

В 30-ых годах прошлого века, в рамках той же компании «Koppers Company», был проработан метод, эффективность которого несколько превосходила аналогичную у сиборд-процесса. В качестве жидкого абсорбента в фильтрационной установке использовался каустик – феноксид натрия C6H5ONa. Технология позволяла подходить к улавливанию сероводорода более гибко и менее селективно.

В зависимости от количественной доли H2S (и других кислых компонентов), содержащихся в коксовом, природном или попутном нефтяном газе, можно было регулировать концентрацию оксидефенолята натрия, тем самым добиваясь лучших результатов газоочистки. Вдобавок, обратимость реакции позволяла на дальнейших этапах извлекать из отработанных шламов сульфид водорода и направлять его на другие нужды.

Аминовая очистка газа от сероводорода

В нефтегазодобывающей и перерабатывающей отраслях для задержания и / или утилизации H2S, (обычно в тандеме с CO2), в качестве жидкого хемосорбента часто используются амины. Представляющие собой сильные основания, амины являются производными аммиака и наследуют многие из его свойств, в том числе, – образование донорно-акцепторных связей (молекула азота может заменяться на водород без образования промежуточных связей).

В зависимости от индивидуального характера легкого углеводородного сырья, (а также синтез-газа, меркаптановых соединений), может использоваться моноэтаноламин (МЭА), метилдиэтаноламин (МДЭА), диэтаноламин (ДЭА), дикликольамин (ДГА) и другие амины.

Газоперерабатывающий комплекс “Лукойл”, использующий аминную пурификацию

В целом, процесс де- и реактивации дигидросульфида с помощью аминового способа предполагает использование масштабной, сложной, многоступенчатой технологической платформы с высоким уровнем компьютеризации и синхронизации всех подсистем, что целесообразно только при тщательном экономическом просчете всех аспектов газоочистных мероприятий.

Мокрые насадочные скрубберы

Наиболее перспективным методом очистки запыленных и задымленных газовоздушных сред от кислых компонентов сегодня является использование мокрых насадочных скрубберов / абсорберов.

Задержание нежелательных примесей в данном типе оборудования происходит в межфазном кипящем псевдоожиженном слое, образующемся на поверхности насадочных тел. Причем, даже использования в качестве орошающего реагента обычной технической воды, как правило, достаточно для фиксации таких показателей КПД комплексной дымоочистки, которые недостижимы для других типов аппаратов схожего назначения.

Принцип работы мокрого насадочного скруббера. Уменьшенный макет аппарата демонстрирует взаимодействие воздушных и жидкостных сред внутри колонны через образование кипящего межфазного слоя

Среди ключевых особенностей агрегатов: эффективность обезвреживания выбросов до 99-100%, экономическая доступность, компактность, надежность, безотказность, пневмогидродинамическая стабильность, возможность обработки высокотемпературных сред, а также параллельная работа устройств в качестве пылеулавливающих агрегатов с захватом пылей дисперсностью от 0,5 µm.

Пожалуйста, ознакомьтесь со всеми преимуществами предлагаемых ООО «ПЗГО» аппаратов в блоке статей нашего сайта, в каталоге аппаратов мокрой газо- и дымоочистки или обратившись напрямую в Клиентский отдел нашего предприятия.

Термическая диссоциация и другие способы

Известно, что сернистый водород при нагреве до около 400 градусов диссоциирует (разлагается) на элементарный водород и серу. Из-за высокой взрывоопасности H2S эта методика используется очень ограниченно и лишь с небольшими объемами очищаемых сред.

Помимо вышеописанных, можно встретить упоминание и других методик нейтрализации H2S: феррокс-процессы (с использованием железа), гидродинамический захват Куэтта-Тейлора, калиево-фосфатные (растворы «Alkacid» от немецкой компании «BASF»), никелевый и другие способы, многие из которых сегодня представляют лишь исторический интерес.

Краткий рейтинг технологий в рамках применимости к очистке отходящих дымовых газов

ТехнологияОсобенности и комментарии
Мокрые скрубберы / насадочные абсорберыКПД до 100%, легкость в обслуживании, низкие эксплуатационные траты, полная автоматизация, компактность, экономическая доступность, неограниченный спектр применения установок, параллельная работа в качестве уловителя сажи, копоти, пылей, охлаждение входящего потока
Сухая каталитическая адсорбцияНеобходимость регенерации адсорбента, неспособность обрабатывать сильно загрязненные, горячие потоки, высокая селективность процессов деактивации примесей при достаточном выборочном КПД устройств
Аминовая пурификацияЧрезвычайная сложность, высокая стоимость, узкая направленность (промышленная нефтегазопереработка), масштабность, необходимость в широкой номенклатуре вспомогательных систем

Расчет, изготовление, продажа, доставка и монтаж

По любым вопросам, касающимся проектирования, изготовления и приобретения агрегатов, пожалуйста, связывайтесь с ООО «ПЗГО» любым удобным Вам способом: по телефону, через заполнение Анкеты Заказчика или лично – посетив Клиентский отдел завода.

Осуществим быструю доставку установок по России, СНГ, Европе, Азии. При необходимости проведем монтаж, пусконаладочные работы и введем аппараты в Ваш производственный цикл. Возможна модернизация. Обучим Ваш персонал. Полный комплект технической и бухгалтерской документации. Гарантия производителя.

Большой обзор по процессам сероочистки газа

Основные характеристики различных аминов

Название амина

Температура кипения °С, при давлении:

Температура замерзания, °С

Давление насыщенных паров при 20°С, Па

Теплота парообразования при 0,102 МПа, КДж/кг

Удельная теплоемкость раствора при 80°С, КДж/(кг*К)

Предпочтительное содержание аминов в растворе, % (масс)

Поглотительная емкость амина,

Коэффициент теплопередачи в рекуперативном теплообменнике, Вт/(м2*К)

Растворимость в воде

Из алканоламинов наибольшее практическое применение получили: МЭА, ДЭА, МДЭА. Использование ДЭА особенно целесообразно в тех слу­чаях, когда в исходном газе наряду с H2S и СО2 содержатся COS и CS2, которые вступают в необратимую реакцию с МЭА, вызывая его значительные потери. Для селективного извлечения H2S в присутствии СО2 используют МДЭА. [19]

МДЭА выпускается по ТУ 301-02-66-90, ДЭА выпускается АО «СИНТЕЗ» или приобретается по импорту.

1.2.2. Схемы процесса очистки газа водными растворами аминов

На рис.1 показана основная однопоточная схема абсорбционной очистки газа растворами алканоламинов. Поступающий на очистку газ проходит восходя­щим потоком через абсорбер навстречу потоку раствора. Насыщенный кис­лыми газами раствор, выходящий с низа абсорбера, подогревается в теплообменнике регенерированным раствором из десорбера и подается на верх его. После частичного охлаждения в теплообменнике регенерированный раствор дополнительно охлаждается водой или воздухом и подается на верх абсорбера.

Тепло, необходимое для регенерации насыщенного раствора, сообщается раствору в рибойлерах, обогреваемых глухим паром низкого давления. Кислый газ из десорбера охлаждается для конденсации большей части содержащихся в нем водных паров. Этот конденсат-флегма непрерывно возвращается обратно в систему, чтобы предотвратить увеличение концентра­ции раствора амина. Обычно эту флегму подают на верх десорбера несколько выше входа насыщенного раствора для конденсации паров амина из потока кислого газа.

В схеме предусмотрен экспанзер (выветриватель), где за счет снижения давления насыщенного раствора выделяются физически растворенные в абсорбенте углеводороды и частично сероводород, и диоксид углерода.

Экспанзерный газ после очистки используется в качестве топливного газа или компримируется и подается в поток исходного газа.

Широкое распространение в промышленности получила схема с раздельными потоками подачи в абсорбер регенерированного раствора одинаковой степени регенерации (рис.2). 70—80% раствора подается в середину абсорбера, а остальное количество на верх. Это позволяет снизить затраты энергии на перекачку раствора, а также повысить степень извлечения COS (в случае его наличия в газе), за счет подачи среднего потока раствора с более высокой температурой и осуществления реакции гидролиза COS. Для уменьшения металлоемкости абсорбера иногда верхнюю часть аппарата выпол­няют меньшего диаметра (рис. 3).

В схеме аминовой очистки газа с высоким содержанием кислых компонентов (рис.4) подача раствора в абсорбер осуществляется двумя пото­ками, но разной степени регенерации. Частично регенерированный раствор из десорбера подается в среднюю секцию абсорбера. Глубокой регенерации подвергается только часть раствора, которая подается на верх абсорбера для обеспечения тонкой очистки газа. Такая схема позволяет по сравнению с обычной схемой до 10-15% снизить расход пара на регенерации раствора.

При очистки газа с высоким содержанием кислых компонентов целесообразно осуществить двойное расширение (выветривание) насыщенного амина при разном давлении. На первой ступени при давлении 1,5-2 МПа из раствора выделяется основное количество растворенных углеводородов, что обеспечивает в дальнейшем низкое (lt;

На второй ступени при давлении, близком к атмосферному, без тепловой регенерации выделяется из раствора поток кислого газа, который, после вы­деления из него воды и охлаждения, может быть непосредственно направлен на установку получения серы. За счет этого сокращается до 10% расход пара на регенерацию насыщенных растворов амина.

В схеме дополнительно устанавливается насос для подачи насыщенного раствора из второго выветривателя в десорбер, который работает в не­благоприятных условиях (высокая степень насыщения амина кислыми газами и относительно высокая температура раствора) — это недостаток схемы.

При очистке газа, содержащего COS наряду с H2S и СО2, в абсорбере может быть предусмотрена зона поглощения и гидролиза COS, состоящая из пяти-восьми тарелок, куда подается регенерированный раствор амина с повышенной температурой 70-800С.

Читайте также:  Подключение газовой варочной панели: пошаговая инструкция и обзор правил безопасности

В отличие от стандартной в указанной схеме охлаждение и конденсация парогазовой смеси, выделяющейся в десорбере, проводятся в верхней части колонны путем непосредственного контакта с флегмой, циркулирующей в замкнутом цикле. Такая схема позволяет снизить коррозию технологического оборудования и сократить количество аппаратов (конденсатор-холодильник, сепаратор и др.).

I — газ на очистку; II — очищенный газ; III — экспанзерный газ; IV — кислый газ; V — водяной пар; 1 — абсорбер; 2,9 — насосы, 3,7 — холодильники; 4 — экспанзер, 5 — теплообменник, 6 — десорбер; 8 — сепаратор; 10 — кипятильник; 11 — емкость регенерированного амина.

Рис.2. Схема аминовой очистки газа с раздельными потоками подачи регене­рированного амина с обычным абсорбером: I — газ на очистку; II — очищенный газ; III — насыщенный раствор; IV — регенерированный раствор; 1 — абсорбер; 2 – холодильники.

Рис.3. Схема аминовой очистки газа с раздельными потоками подачи регенери­рованного амина с абсорбером переменного сечения: I — газ на очистку; II — очищенный газ; III — насыщенный раствор; IV — регенерированный раствор; 1 — абсорбер; 2 — холодильники

Рис.4. Схема аминовой очистки газа с разветвленными потоками раствора разной степени регенерации: I — газ на очистку; II — очищенный газ; III — кислый газ; IV — тонко регенерированный амин; V — грубо регенерированный амин; VI — насыщенный амин; VII, VIII — экспанзерные газы; IX — водяной пар; 1 — абсорбер, 2,5, 13 — холодильники;

В производственных схемах аминовой очистки газа предусматривается также система фильтрации раствора и ввода антивспенивателя в систему.

По такой схеме работает большая часть установок очистки газа от кислых компонентов в Канаде, Франции, США. Аналогичная схема применена для очистки газа водным раствором ДЭА на Астраханском ГПЗ. [31]

1.2.3. Растворимость меркаптанов в водных растворах

Растворимость метил-, этил- и изопропилмеркаптана в растворах аминов при содержании их в исходном газе в пределах от 0,5 до 15 г/м3 (в пересчете на меркаптановую серу) подчиняется закону Генри; причем указанные меркаптаны расположены в следующем порядке: CH3SH gt; C2H5SH gt;изо-С3Н7SН, а алканоламины — МЭА gt; ДЭА gt; ТЭА. Такой порядок обусловлен кислотно-основным механизмом взаимодействия меркаптанов с органическими щелочами — аминами.

Растворимость меркаптанов растет с увеличением концентрации амина в растворе.

На растворимость меркаптанов в алканоламинах значительное влияние оказывает наличие СO2 в растворе. Равновесная растворимость C2H5SH в аминах при наличии СO2 в растворе в количестве 2г/л (глубокая регенерация)

снижается в 2,5-4 раза. С увеличением содержания CO2 в растворе раствори­мость C2H5SH приближается к растворимости его в воде. При этом характер изменения растворимости соответствует изменению рН раствора.

Таким образом, на промышленных установках аминовой очистки газа от H2S и СO2 не представляется возможным одновременно полностью очистить газ от меркаптанов. Анализ работы установок сероочистки газа на Оренбургском ГПЗ показывает, что при очистке газа 25% ДЭА степень из­влечения меркаптанов при удельном орошении 1-1,5 л абсорбента на 1 м3 газа не превышает 10% при содержании их в исходном газе примерно 500 мг/м3.

1.2.4. Вспенивание растворов алканоламинов.

Вспенивание растворов аминов одна из серьёзных проблем при эксплуатации установок очистки газа. Вспенивание приводит к нарушению режима работы установок, ухудшению качества очищенного газа и, как следствие этого, к необходимости снижения производительности установок по газу. При вспенивании возрастают потери аминов в результате уноса с газом.

Вспенивание возникает, как правило, в абсорберах. Но бывают случаи, когда начавшееся вспенивание раствора переносится в десорбер. Вспенивание чаще возникает в аппаратах с высокими нагрузками по газу и раствору. Признаками вспенивания являются увеличение объёма пены на контактных тарелках, резкое увеличение перепада давления в аппарате, появление значительного уровня жидкости в сепараторах очищенного (абсорбер) и ки­слого (десорбер) газов.

Основная причина вспенивания — это примеси, поступающие вместе с сырым газом и попадающие в абсорбент (жидкие углеводороды, пластовая вода, механические примеси, ингибиторы коррозии, различные ПАВ, смолистые вещества и др.). Пенообразователями являются также смазочные масла, продукты коррозии и деградации амина. Указанные продукты накап-

Очистка газов от сероводорода и сероорганических соединений

Очистка от сероводорода.

Содержащие H2S отходящие газы промышленных производств обычно характеризуются низкими, но превышающими требования санитарных норм, концентрациями этого загрязнения. Например, в вентиляционных выбросах производств вискозы его концентрация колеблется в пределах 0,01-0,1%. Наиболее глубокую очистку газов от H2S обеспечивают адсорбционные методы с использованием гидроксида железа, активного угля, цеолитов и других поглотителей.

Процесс очистки газов от H2S гидроксидом железа используется давно. При прохождении газа через слой гидроксида железа H2S поглощается:

Одновременно образуется некоторое количество FeS.

Присутствующий в очищаемом газе кислород окисляет сульфидную серу с образованием гидроксида железа:

В современной промышленной практике поглотительную массу приготовляют из болотной руды или отходов производства глинозема из бокситов — красных шламов влажностью 50-55%, содержащих 45-48% Fe2Oj (на сухое вещество).

Красные шламы используют в процессе газоочистки без предварительной подготовки. Болотную руду предварительно измельчают до размеров зерен 6-8 мм, перемешивают с древесными опилками в объемной пропорции 1:1 и небольшим количеством гашеной извести для создания щелочной среды. Перед размещением в реакторе для газоочистки приготовленную таким образом смесь смачивают водой до содержания влаги 30-50%.

Очистку проводят при близком к атмосферному давлении и температуре 28-30°С (оптимальная температура) в ящичных (прямоугольные ящики, внутри которых на деревянных съемных решетках размешают от 2 до 6 слоев поглотительной массы), ящично-башенных и (наиболее часто при больших объемах очищаемых газов) в башенных реакторах (рис. 1-45), включающих 10-12 размещаемых одна над другой корзин (царг) многогранной или круглой формы, на решетках которых размещают слой поглотителя высотой до 0,4 м.

Рис. 1-45. Башня сухой очистки газов гидроксидом железа (1 — слой сорбента; 2 — опорная решетка)

В подаваемый на очистку газ при необходимости вводят воздух с таким расчетом, чтобы концентрация кислорода в газе не превышала 1%.

Процесс протекает в массе поглотителя вплоть до накопления в нем серы (40-50%), после чего поглотитель подлежит замене ввиду резкого снижения его поглотительной способности за счет обволакивания частиц активного Fe(OH)3 накапливающейся серой.

Рекуперацию серы из отработанного поглотителя обычно проводят путем его обжига, направляя образующиеся в этом процессе газы в сернокислотное производство. В ряде случаев используют обработку отработанного поглотителя растворителями (сероуглеродом, тетрахлорэтиленом) с последующим отделением экстрагированной серы кристаллизацией или отгонкой растворителя.

На практике концентрация газов по H2S достигает 20-25 г/м 3 . При обработке таких газов считают целесообразным извлечение основного количества H2S путем абсорбции с последующей доочисткой гидроксидом железа, обеспечивающей возможность достижения остаточной концентрации H2S в газе до 0,02 г/м 3 .

Эффективным поглотителем H2S является активный уголь.

Присутствие в очищаемом газе кислорода является необходимым условием реализации процесса, в котором наряду с поглощением H2S происходит катализируемое углем окисление последнего в адсорбенте, сопровождающееся выделением тепла (220 кЛж на 1 моль H.S’i:

Одновременно с этим процессом в адсорбенте происходит также экзотермическая (790 кДж на 1 моль H2S) каталитическая реакция превращения H2S в серную кислоту:

Количественная доля последней реакции тем выше, чем больше тяжелых металлов, в частности железа, находится в минеральной составляющей активного угля; она может составлять более трети по отношению к поглощенному H2S. ?

Высокая экзотермичность процессов окисления H2S при значительных концентрациях его в очищаемых газах обусловливает интенсивный разогрев слоя поглотителя и связанный с этим риск возгорания активного угля. В этой связи использование активного угля для очистки газов от H2S обычно ограничивают газами, содержащими до 5 г/м 3 этого загрязнителя, хотя известны реализованные в промышленной практике процессы поглощения активными углями H2S из газов с высокой его концентрацией (10-13 г/м 3 ).

Для нейтрализации образующейся в угле серной кислоты может быть использован раствор карбоната натрия (соды) или газообразный аммиак. Использование последнего более эффективно, так как для вымывания водой из угля аммонийных солей требуется меньший ее расход. Кроме того, аммиак интенсифицирует окисление H2S, поэтому его можно вводить в очищаемый газ для обеспечения протекания реакции, параллельной основной реакции окисления:

Если в очищаемом газе присутствует С02 наряду с последней реакцией протекает взаимодействие:

Возможно и периодическое использование аммиака лишь на стадии регенерации насыщенного поглотителя.

Сероемкость используемых для очистки газов от H2S активных углей составляет 200-520 кг/м 3 . При высоте слоя угля более 1 м достигаемая степень насыщения поглотителя превосходит 90%. Регенерацию насыщенных углей наиболее часто проводят раствором сульфида аммония, который приготовляют пропусканием через аммиачную воду газообразного H2S (110-120 кг/м 3 NH> и 75-80 кг/м 3 сульфидной серы). При регенерации протекает реакция:

Образующийся раствор многосернистого аммония (200-250 кг/м 3 S) обрабатывают острым паром при 125-130°С под давлением (1,6- 1,9)* 10 5 Па с целью выделения серы:

В условиях такой обработки разлагается и (NH4)2S, поэтому образующиеся пары NH3 и H2S конденсируют и возвращают в процесс. Получаемую жидкую серу (99,92-99,97% S) отделяют от раствора декантацией. Экстрагированный уголь освобождают от сульфидной серы промывкой его водой, отпаривают для удаления аммонийных солей и сушат.

Для экстракции серы из угля в ряде случаев применяют ксилол, используя резкую разницу растворимости в нем серы при обычных и повышенных температурах. Обработку угля ксилолом проводят при 100-110°С и давлении 2,5* 10 s Па. При последующем охлаждении вытяжки (до 30°С) из нее выделяют застывшую серу. Экстрагированный уголь обрабатывают паром для освобождения от ксилола, промывают водой для удаления других продуктов происходящих на угле превращений и вновь пропаривают.

При значительном содержании в очищаемых газах С02 образующиеся углеаммонийные соли могут забивать трубопроводы и арматуру установки. Для предупреждения этого процесса целесообразна пропитка активного угля 0,8%-м водным раствором щелочи. Увеличение поглотительной способности угля по H2S и интенсификация образования элементной серы могут быть обеспечены при пропитке поглотителя йодом ( «1% от массы угля) или йодидом калия.

Непрерывный процесс очистки газов от H2S при использовании псевдоожиженного слоя активного угля представлен на рис. 1-46.

Направляемый на очистку газ смешивают с аммиаком, редуцируемым из баллона, и вводят в реактор, где в кипящем слое активного угля происходит его очистка от H2S. Очищенный газ удаляют через пылеуловитель. Насыщенный поглотитель из реактора транспортируют в отделение экстракции серы, откуда он поступает в промывное отделение и далее на обезвоживание в сушильную установку. Сухой регенерированный уголь из бункера питателем возвращают в реактор. Для компенсации потерь угля в бункер добавляют свежий поглотитель.

При содержании H2S в поступающем на обработку газе до 100 мг/м 3 использование очистки на основе активных углей может обеспечить его остаточную концентрацию в газе 3 и ниже.

Рис. 1-46. Схема установки очистки газа от сероводорода в псевдоожиженном слое активного угля: 1 — пылеуловитель; 2 — реактор; 3 — бункер; 4 — питатель; 5 — сушилка; 6 — элеватор; 7 — отделение промывки; 8 — отделение экстракции серы [из бака поступает раствор (NH4)2S); 9 — баллон; 10 — воздуходувка; 11 — бак

В практике технологической очистки газов от H2S используют различные приемы регенерации насыщенных цеолитов: обработку их диоксидом серы при 315°С (цеолит катализирует процесс образования из H2S и S02 воды и элементной серы, пары которой конденсируют с последующим сжиганием трети жидкой серы до S02), десорбцию водяным паром, продувку очищенными от H2S газами при 300- 350°С с последующей промывкой газов десорбции водой и направлением их в цикл. Принципиальная схема очистки газов синтетическими цеолитами с использованием последнего из перечисленных вариантов регенерации насыщенных поглотителей представлена на рис. 1-47.

Практическое использование синтетических цеолитов для решения задач санитарной очистки от H,S газовых выбросов промышленных производств сдерживается значительной стоимостью этих адсорбентов и некоторыми другими факторами.

В практике очистки от H2S технологических газов находят применение и другие твердофазные поглотители, получаемые на основе оксида цинка, оксидов цинка и меди, а также содержащие цинк и медь отработанные катализаторы процессов низкотемпературной конверсии оксида углерода. Поглощение H2S этими хемосорбентами основано на следующих реакциях:

Перечисленные взаимодействия практически необратимы в интервале температур 200-500°С, поэтому процессы очистки газов от H2S с использованием названных хемосорбентов требуют предварительного нагрева подвергаемых обработке газовых потоков. Отработанные поглотители обычно не регенерируют, хотя восстановление их поглотительной способности, усложняющее

Рис. 1-47. Схема установки очистки газа синтетическими цеолитами: 1 — компрессор; 2 — адсорберы; 3 — теплообменник и удорожающее соответствующие процессы, возможно, в частности, окислением сульфидов кислородом при 500-550°С при соблюдении ряда условий, предотвращающих перегрев поглотителя выделяющимся при этом теплом и связанное с этим снижение активности.

Удаление серы

Процессы очистки от кислых газов – Сероводорода (H2S), Углекислого газа (СО2) и Меркаптанов (SО2)

При подготовке попутного или природного газа используются различные способы очистки газообразных и жидких углеводородов от кислых компонентов. Основные способы можно разделить на следующие группы:

– Аминовая очистка основана на абсорбции этих компонентов растворами аминов с последующей регенерацией раствора и получением потока концентрированного сероводорода. Данный поток может быть переработан в элементарную серу по методу Клауса или методом жидкофазного окисления, или закачан в пласт.

– Жидкофазное окисление сероводорода в элементарную серу хелатным комплексом железа с последующим выводом серы в виде нетоварной серы или товарной продукции – серы технической.

– Адсорбционный регенеративный способ основан на адсорбции кислых компонентов на твердых поглотителях (синтетических цеолитах) с последующей регенерацией и получением потока газов регенерации, загрязнённых сероводородом. Газ регенерации может быть утилизирован на факел, либо переработан в элементарную серу методом жидкофазного окисления, либо очищен аминовым раствором с последующей регенерацией раствора и получением потока концентрированного сероводорода для переработки его в элементарную серу по методу Клауса.

– Адсорбционный нерегенеративный способ основан на поглощении сернистых компонентов твердым сорбентом с последующей заменой сорбента.

– Абсорбционный нерегенеративный способ основан на поглощении кислых компонентов жидким сорбентом с выводом его из системы в качестве отхода.

– Абсорбционный регенеративный способ очистки от меркаптанов основан на их поглощении жидким сорбентом с последующей регенерацией раствора и получением жидкого отхода.

На рис. 1 приведены области применения наиболее распространенных процессов сероочистки по расходу и серосодержанию очищаемого газа.

По данным заказчика: Расход газа 2,22 млн. куб. в сутки, а выход серы 7,62 т в сутки находится в зоне аминовой очистки с дальнейшим отделением получением серы способом Клауса или жидкофазного отделения.

При формировании схемы подготовки и переработки сернистого попутного газа необходимо рассматривать процессы сероочистки газа и жидких углеводородов только в совокупности с процессами сжатия газа, осушки газа и разделения углеводородов, т.к. все эти процессы взаимосвязаны между собой в единой функциональной схеме, предназначенной для выполнения нескольких задач: обеспечения качества газа, обеспечения качества жидких углеводородов, утилизации сернистых компонентов.

Для обеспечения точки росы газа по углеводородам и числа Воббе из газа в процессе подготовки удаляют основную часть углеводородов С5+ и часть углеводородов С3‑С4. Практически всегда это осуществляют за счёт использования процесса низкотемпературной сепарации газа. Часть указанных углеводородных компонентов выделяется из газа при сепарации в процессах ступенчатого сжатия и охлаждения газа. Для охлаждения газа могут быть использованы процессы внешнего охлаждения, дросселирования, детандирования и другие.

С целью удаления воды из газа до стадии низкотемпературной сепарации в основном используют процессы гликолевой или адсорбционной осушки.

Поэтому для получения оптимального решения по выбору технологических процессов в составе установки подготовки газа необходим индивидуальный подход к разработке блок-схемы подготовки газа.

В традиционном варианте аминовую очистку и осушку газа проводят при высоком давлении (3,0-4,0 МПа изб.), что подходит для случая невысокого содержания H2S и СО2 для большого расхода сырьевого газа.

Является наиболее популярным методом абсорбции кислых газов с удалением их из природного газа с применением аминов. Ниже показана общая схема процесса.

Блок аминовой очистки состоит из входного абсорбера, работающего при давлении 27 атм. и предназначенных для очистки циркулирующего водородсодержащего газа, содержащего до очистки, соответственно, 0,51% (объем.) и 1,03% (объем.) сероводорода, и вторичного абсорбера, работающего, соответственно, при давлении 5 атм. предназначенного для очистки газов стабилизации с содержанием сероводорода 5,09 % (об.) и двуокиси углерода -0,02 % (об.) Регенерация аминового раствора, поступающего из всех абсорберов производится в десорбере, работающем при давлении 1,5 атм. Регламентируемое содержание H2S в очищенных газах – 0,005 %, фактическое содержание порядка 0,0005%.

Рассматриваемый нами блок аминовой очистки выполнен по традиционной технологической схеме, добавлена подача орошения кислой водой из рефлюксной емкости – сепаратора в десорбер. Данная подача осуществляется с помощью инжектора (струйного насоса), рабочим телом которого служит небольшая часть насыщенного раствора амина , направляемая непосредственно из абсорберов высокого давления. Данный способ подачи (вместо насоса) обеспечивает некоторое снижение расхода водяного пара в ребойлер десорбера.

Мембранная Технология является более новой альтернативной технологией для малого содержания серных газов, которая не требует больших капиталовложений и затрат на установку и монтаж, дешевле в использовании и обслуживании.

Преимущества мембранных систем:

  • Никаких движущихся частей, могут работать автоматически на далеких расстояниях без участия человека.
  • Эффективная компоновка минимизирует занимаемую площадь и вес (идеальна для морских платформ)
  • Оптимизированная конструкция позволяет выделять углеводороды в максимальном объеме.
  • Понижает содержание HS, CO2 до регламентируемых параметров.
  • Простота монтажа: установленная на раме система может быть смонтирована на месте эксплуатации в течение нескольких часов.

В типовой мембранной системе из поступающего газа отфильтровываются CO2, H2S, и жидкий конденсат. Перед входом в мембранные модули GENERON®, газ предварительно компремируется и подогревается до необходимых температур. Газообразный CO2 проходит через стенки мембран в первую очередь. Оставшийся под давлением высококалорийный продуктовый газ двигается на выход. В это время через мембрану просачиваются более «быстрые» газы, такие как CO2, H2O, H2S, которые поступают на сброс.

Регламентируемое содержание H2S в очищенных газах – 0,005 %, фактическое после трехступенчатой мембранной очистки содержание порядка 0,001%.

СПОСОБЫ УТИЛИЗАЦИИ СЕРОВОДОРОДА И ПОЛУЧЕНИЯ СЕРЫ

– В связи с ужесточением экологическим норм, для утилизации кислого газа, полученного в результате регенерации, могут использоваться следующие способы:

– закачка в пласт (захоронение);

– переработка в серу по методу Клауса с получением товарной серы по ГОСТ 127.1‑93 ÷ 127.5‑93;

– жидкофазное окисление H2S с получением серы нетоварной или товарной серы.

Подземное захоронение кислого газа как способ утилизации нашёл широкое применение в Северной Америке, внедряется в Западной Европе и на Ближнем Востоке. Закачку с целью захоронения кислого газа как отхода производства проводят в пласт, который имеет достаточную поглотительную способность – например, в непродуктивный пласт, в истощённую газовую или нефтяную залежь, а также в некоторые карбонатные или солевые залежи.

Процессы подземного захоронения кислого газа получили активное развитие в Канаде и USA в конце 80‑х годов, когда цены на товарную серу были низкими (соответственно, получение небольшого количества товарной серы на промыслах являлось нерентабельным), а экологические требования и контроль всегда являлись более жёсткими по отношению к нефте- и газодобывающим регионам мира. Для выбора подходящего пласта для захоронения кислого газа проводят геологические исследования, включая моделирование. Как правило, находится возможность подобрать залежь для консервации кислого газа, о чём свидетельствует большое количество реализованных проектов в нефтегазовой отрасли в Северной Америке – примерно на 50 месторождениях в Канаде и 40 месторождениях в USA. В большинстве случаев нагнетательная скважина располагается на расстоянии от 0,1‑4,0 км от установки (в отдельных случаях до 14‑20 км), поглощающий пласт – на глубине от 0,6‑2,7 км.

Общее содержание лёгких углеводородных компонентов обычно составляет 0,5‑3 %мол. и незначительно влияет на характеристики кислого газа. Температурный уровень газа между ступенями выбирают таким образом, чтобы избежать конденсации газа (образования жидкой фазы, состоящей в основном из H2S и CO2) и гидратообразования в сконденсированной воде.

Например, с установки подготовки газа Shute Creek (газовое месторождение LaBarge, США) закачивают 1,8‑2,5 млн.м 3 /сут кислого газа (H2S 70 %); установку закачки ввели в действие в 2005 г. как замену установки получения серы (процессы Клауса для переработки H2S в серу и SCOT для хвостовых газов). Таким образом, закачка кислого газа может успешно применяться как на маломощных, так и на крупных установки подготовки попутного и природного газа.

Способ закачки кислого газа в пласт имеет много технических особенностей. В процессе развития этого способа за рубежом накоплен значительный опыт, который может быть использован при реализации подобных проектов в РФ и ближнем зарубежье. В Канаде на многих промыслах процесс осуществляется в климатических условиях, соответствующих условиям Сибири. Эксплуатирующими и экологическими организациями за рубежом проводится мониторинг возможных утечек H2S и CO2 из подземных захоронений газа. До сих пор не наблюдалось проблемных случаев, экономическая и экологическая эффективность мероприятий по закачке кислого газа признаётся хорошей.

Процесс Клауса— наиболее распространен. Это процесс каталитической окислительной конверсии сероводорода.

Двухстадийный метод промышленного получения серы из сероводорода:

I стадия: термическое окисление сероводорода до диоксида серы.

II стадия: каталитическое превращение сероводорода и диоксида серы.

Схема процесса

Наиболее применяемый хелатный метод относится к окислительным процессам, основанным на необратимом превращении поглощенного сероводорода в серу. Его сущность заключается в использовании раствора, содержащего ион металла переменной валентности, служащий для переноса кислорода в реакции:

Упрощенный химизм процесса следующий:

2S + 4Fe 3+ → 2S+4Н + + 4Fe 2+ ;

4H + + О2 + 4Fe 2+ → 2Н2О + 4Fe 3+ ;

Ионы железа в растворе находятся в виде хелатного комплекса.

Примером успешной реализации хелатного способа может быть представлена технология LO‑CAT фирмы Merichem. По данным фирмы, полученным при регенерации поглотителя продуктом является твёрдая сера («серная лепёшка»), содержащая 60 % основного вещества (в USA может применяться в качестве удобрения). Для получения более чистого продукта – серы технической по ГОСТ 127.1‑93 – технологическая схема должна быть дополнена промывочными аппаратами, фильтрами и плавильниками, что сокращает затраты на химреагенты, но увеличивает капитальные и эксплуатационные затраты.

Другим примером промышленного процесса жидкофазного окисления является SulFerox компании Shell, в целом схематично аналогичный процессу LO‑CAT и отличающийся составом реагента. На рисунке 2 показана принципиальная схема процесса LO‑CAT, на рисунке 3 – процесса SulFerox.

Рисунок – Принципиальная схема процесса LO‑CAT для прямой сероочистки газа компании Merichem.

КОМПЛЕКС

Клауса

Окислительный

Закачка

Ступени для получения нужной степени очистки

Ссылка на основную публикацию