CC BY
18
УДК 66.074.5.081.3
https://doi.org/10.24412/2310-8266-2022-3-48-51
Энергоэффективность очистки газов от сероводорода хемосорбцией водным раствором моноэтаноламина
Сыроватка В.А.1, Голубева И.А.2, Ясьян Ю.П.1, Погосов Т.С.1, Сыроватка А.В.1
1 Кубанский государственный технологический университет, 350072, г. Краснодар, Россия ORCID: https://orcid.org/0000-0002-7704-3215, E-mail: syrovatka.vladimir@yandex.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0002-5644-5389, E-mail: yasiyan@yandex.ru
ORCID: https://orcid.org/, E-mail: tigran.pogosov@mail.ru
ORCID: https://orcid.org/000-0002-8261-8220, E-mail: aleks.syrovatka@yandex.ru
2 Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, 119991, Москва, Россия
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-4879-1214, E-mail: Golubevaia@gmail.com Резюме: В статье рассмотрен процесс хемосорбции с применением в качестве хемо-сорбента водного раствора моноэтаноламина с использованием энергоэффективной технологии. Проведен анализ эффективности работы существующей типовой схемы аминовой очистки с учетом поддержания температурного режима абсорбции и десорбции. Рассмотрена возможность реализации научного предложения авторов - энергоэффективная доступная технология поддержания температурного режима процесса абсорбции и десорбции, которая дает возможность сократить расход энергозатрат на теплосъем суммарно до 100% за счет использования в качестве хладагента части очищенного газа.
Ключевые слова: хемосорбция, алканоламины, моноэтаноламин, газоочистка, энергозатраты, хладагент, теплосъем.
Для цитирования: Сыроватка В.А., Голубева И.А. Ясьян Ю.П., Погосов Т.С., Сыроватка А.В. Энергоэффективность очистки газов от сероводорода хемосорбцией водным раствором моноэтаноламина // НефтеГазоХимия. 2022. № 3. С. 48-51. D0I:10.24412/2310-8266-2022-3-48-51
ENERGY EFFICIENCY OF GAS PURIFICATION FROM HYDROGEN SULFIDE BY CHEMISORPTION WITH AN AQUEOUS SOLUTION OF MONOETHANOLAMINE
Vladimir A. Syrovatka1, Irina A. Golubeva2, Yuriy P. Yasyan1, Tigran S. Pogosov1, Alexandra V. Syrovatka1
1 Kuban State Technological University, 350072, Krasnodar, Russia ORCID ORCID ORCID ORCID
: https://orcid.org/0000-0002-7704-3215, E-mail: syrovatka.vladimir@yandex.ru : https://orcid.org/0000-0002-5644-5389, E-mail: yasiyan@yandex.ru : https://orcid.org/, E-mail: tigran.pogosov@mail.ru
: https://orcid.org/000-0002-8261-8220, E-mail: aleks.syrovatka@yandex.ru 2 Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University), 119991, Moscow, Russia
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-4879-1214, E-mail: Golubevaia@gmail.com Abstract: The article describes the process of chemisorption using an aqueous solution of monoethanolamine as a chemisorbent using energy-efficient technology. The analysis of the efficiency of the existing typical scheme of amine purification, taking into account the maintenance of the temperature regime of absorption and desorption, is carried out. The possibility of implementing the authors' scientific proposal is considered - an energy-efficient affordable technology for maintaining the temperature regime of the absorption and desorption process, which makes it possible to reduce the energy consumption for heat removal by up to 100% in total, due to the use of a part of the purified gas as a refrigerant. Keywords: chemisorption, alkanolamines, monoethanolamine, gas purification, energy consumption, refrigerant, heat removal.
For citation: Syrovatka V.A., Golubeva I.A., Yasyan YU.P., Pogosov T.S., Syrovatka A.V. ENERGY EFFICIENCY OF GAS PURIFICATION FROM HYDROGEN SULFIDE BY CHEMISORPTION WITH AN AQUEOUS SOLUTION OF MONOETHANOLAMINE. Oil & Gas Chemistry. 2022, no. 3, pp. 48-51. DOI:10.24412/2310-8266-2022-3-48-51
Наиболее доступным и эффективным процессом очистки технологического газа от кислых компонентов в настоящее время является хемосорб-ционная газоочистка с использованием алканоламинов [1]. Причиной широкого применения хемосорбционных процессов очистки газов растворами алканоламинов является высокая степень очистки независимо от парциального давления сероводорода, низкая абсорбция углеводородов, входящих в состав сырья, что обеспечивает высокое качество очищенного газа и товарной серы, которая образуется при регенерации абсорбента, а также сохранение селективности абсорбента при наличии примесей в сырье.
В России наиболее распространен процесс газоочистки от сероводород-содержащих компонентов с помощью водного раствора моноэтаноламина (МЭА) [2]. МЭА - наиболее доступный и дешевый абсорбент, реакционно-способный и имеющий наименьшую молекулярную массу, поэтому расход его меньше, чем других алканолами-нов.
Типовая схема устройства для очистки газа МЭА состоит из абсорбционной колонны, где происходит очистка газа, десорбера, в котором протекает процесс регенерации насыщенного абсорбента, а также из вспомогательного оборудования для обеспечения технологической связи и рациональности процесса [3].
Очистку осуществляют следующим образом (рис. 1).
Очищаемый газ (I) отделяют от капельной влаги в сепараторе 1, смешивают с частью регенерированного абсорбента (II) в смесителе 2 и подают в низ абсорбера 3. При этом на распределительное устройство верхней секции абсорбера подают деминерализованную воду (III) в количестве, необходимом для компенсации потерь воды с кислым газом и сохранения рабочей концентрации абсорбента, а на распределительное устройство
НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.NEFTEGAZOHIMIYA.RU ХИМИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ПРОДУКТЫ
£ ■о-
Устройство для аминовой очистки технологического газа [3]: 1 - сепаратор, 2 - смеситель, 3 - абсорбер, 4 - редукционный клапан, 5 -десорбер; 6 -насос, 7 - устройство для очистки абсорбента от продуктов разложения
Устройство для аминовой очистки технологического газа с использованием части технологического газа в качестве хладагента: 1 - сепаратор, 2 -смеситель, 3 - абсорбер, 4 - дроссель, 5 - низкотемпературный сепаратор, 6, 11 - регулирующий клапан, 7 - редукционный клапан, 8 - десорбер, 9 -насос, 10 - устройство для очистки абсорбента от продуктов разложения
нижней секции абсорбера подают другую часть регенерированного абсорбента (II). В тепломассообменный блок через верхний патрубок подают хладагент (IV) для поддержания оптимальной температуры процесса. Очищенный газ (V) выводят с установки, а насыщенный абсорбент (VI) через редукционный клапан 4 подают на распределительное устройство средней тепломассообменной секции десорбера 5. При этом через нижний патрубок направляют теплоноситель (VII) для поддержания в нижней части десорбера температуры десорбции. С целью использования тепла нагретого регенерированного абсорбента для отпарки кислых газов и охлаждения регенерированного абсорбента с низа десорбера 5 насосом 6 нагретый регенерированный абсорбент (VIII) подают в тепломассообменный блок средней секции через нижний патрубок. Регенерированный абсорбент (II) направляют в абсорбер 3, при этом часть абсорбента пропускают через устройство 7 для очистки от продуктов разложения и направляют вместе с балансовой частью абсорбента на предварительную абсорбцию в смеситель 2. Отпаренный кислый газ (IX) перед выводом с установки с целью конденсации паров амина и воды охлаждают в верхней тепломассообменной секции десорбера 5 хладагентом (IV), который подают в тепломассообменный блок через верхний патрубок [3].
Недостатком типовой схемы ами-новой очистки газа является высокая металлоемкость вследствие необходимости применения дополнительного холодильного оборудования для подачи хладагента в теплообменный блок абсорбера и десорбера и поддержания температурного режима процесса абсорбции и десорбции, что повышает энергозатраты устройства.
Опыт реализации энергосберегающих технологий показывает, что при использовании потенциала энергетических потоков снижаются энергозатраты предприятия. Основной потенциал экономии энергоносителей (до 90%) скрывается в самих технологических процессах [4]. В этой связи необходимо усовершенствование устройства для аминовой очистки газа, позволяющее снизить энергозатраты за счет холода внутренних технологических потоков.
Предлагается для эффективной работы установки по сокращению удельных энергозатрат (рис. 2) охлаждать часть очищенного технологического газа и использовать его в качестве
Рис. 1
3 • 2022
НефтеГазоХимия 49
Таблица 1
Основные параметры процесса
хладагента в блоке тепломассообмен-ных элементов спирально-радиального типа с распределительным устройством абсорбера и десорбера для поддержания оптимальной температуры без применения дорогостоящего дополнительного холодильного оборудования с внешним хладагентом. При исходном давлении от 5,0 до 7,0 МПа очищенного технологического газа дросселирование за счет снижения давления до 1,0 МПа дает возможность понизить температуру до 10 °С, что позволяет использовать часть очищенного газа в качестве хладагента.
Использование дросселя 4 (см. рис. 2) позволяет охлаждать часть очищенного технологического газа V и использовать его в качестве хладагента в блоке тепломассообменных элементов спирально-радиального типа с распределительным устройством абсорбера и десорбера для поддержания оптимальной температуры.
Теоретический расчет показал, что возможность использования части охлажденного технологического газа после дросселирования в качестве хладагента обеспечит значительную экономию энергозатрат на теплосъем суммарно до 100% при очистке технологического газа и регенерации насыщенного раствора МЭА. На охлаждение в таком варианте не требуется затрачивать внешний источник энергии для действующего варианта технологической схемы.
При расчетах процесса сероочистки в качестве поглотительного раствора в процессе очистки используется 15%-ый водный раствор МЭА при относительно высоком расходе исходного газа, чтобы оценить максимальную возможность технического решения. В табл. 1 представлены параметры технологического режима работы абсорбера и десорбера, согласно которым проводился теоретический расчет энергосберегающей технологии. Температурный режим работы абсорбера и десорбера должен обеспечивать нормативные значения по содержанию кислых компонентов в очищенном газе.
Реализация теоретического расчета процесса очистки газа МЭА представлена в табл. 2 при расходе исходного газа 1766 т/ч.
Из табл. 2 следует, что предлагаемый способ при указанных параметрах исследования очистки газа МЭА (см. табл. 1) обеспечивает нормативно-технические показатели по содержанию кислых компонентов Ш2). Часть очищенного газа, используемая в качестве хладагента, обеспечивает температурный режим абсорбера и десорбера, который позволяет очищать газ до нормативно-технических показателей.
Согласно рис. 2, очистку осуществляют следующим образом: очищаемый газ (I) отделяют от конденсата в сепа-
Параметры Значение
Расход исходного газа, т/ч 1766
Общий расход абсорбента МЭА, т/ч 1250
Расход очищенного газа, т/ч 1705
Температура в абсорбере, °С 38
Давление в абсорбере, МПа 6,0
Температура верха десорбера, °С 25
Температура низа десорбера, °С 138
Давление в десорбере, МПа 0,3
Расход 1 потока очищенного газа в качестве хладагента, т/ч 853,5
Температура 1-го потока очищенного газа в качестве хладагента, °С 14
Давление 1 -го потока очищенного газа в качестве хладагента, МПа 1,5
Расход 2-го потока очищенного газа в качестве хладагента, т/ч 853,5
Температура 2-го потока очищенного газа в качестве хладагента, °С 14
Давление 2-го потока очищенного газа в качестве хладагента, МПа 1,5
Температура общего потока очищенного газа в качестве хладагента после теплообмена, °С 59,8
Компонентный состав исходного (1766 т/ч) и очищенного газа
Описание потока Исходный газ Очищенный газ
Давление 6,1 МПа 6,0 МПа
Температура 30 °С 38 °С
Массовый расход 1766 т/ч 1705 т/ч
Содержание компонентов % масс. % масс.
02 0,05 0,05000
1\12 15,35 15,53962
С02 0,60 0,00002
СН4 55,26 57,17000
СдН6 8,31 8,60000
С3Н8 8,31 8,93000
МС4Н10 2,98 3,09000
п-С4Н10 3,80 3,94000
МС5Н12 2,41 2,49000
С5+ 0,07 0,07000
Н^ 2,76 0,00003
Н2О 0,10 0,12000
МЭА 0,00 0,00033
Итого 100 100
раторе 1, смешивают с частью регенерированного абсорбента (II) в смесителе 2 и подают в низ абсорбера 3. При этом на распределительное устройство верхней секции абсорбера подают деминерализованную воду (III) в количестве, необходимом для компенсации потерь воды с кислым газом и сохранения рабочей концентрации абсорбента, а на распределительное устройство нижней секции абсорбера подают другую часть регенерированного абсорбента (II). Очищенный газ (IV) выводят с установки, при этом часть очищенного технологического газа (V) подают через дроссель 4 в низкотемпературный сепаратор 5, где отделяют от водного раствора алканоламина и вы-
НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.NEFTEGAZOHIMIYA.RU
1ИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ПРОДУКТЫ
водят двумя потоками ^(а)) и ^(Ь)). Первый поток части очищенного газа ^(а)) в качестве хладагента подают через первый регулирующий клапан 6 в тепломассообмен-ный блок абсорбера 3 через верхний патрубок для поддержания оптимальной температуры процесса, а далее выводят в топливную сеть ^(с)). Насыщенный абсорбент (VI) через редукционный клапан 7 подают на распределительное устройство средней тепломассообменной секции десорбера 8. При этом через нижний патрубок тепломассообменной секции подают теплоноситель (VII) для поддержания в нижней части десорбера температуры десорбции. С целью использования тепла нагретого регенерированного абсорбента для отпарки кислых газов и охлаждения регенерированного абсорбента с низа десорбера 8 насосом 9 нагретый регенерированный абсорбент (VIII) подают в тепломассообменный блок средней секции через нижний патрубок. Регенерированный абсорбент (II) направляют в абсорбер 3, при этом часть абсорбента пропускают через устройство 10 для очистки от продуктов разложения и направляют вместе с балансовой частью абсорбента на предварительную абсорбцию в смеситель. 2. Отпаренный кислый газ (IX) перед выводом с установки с целью конденсации паров алканоламина и воды охлаждают в верхней тепломассообменной секции десорбера 8 вторым потоком части охлажденного очищенного газа ^(Ь)) (хладагентом), который подают из низкотемпературного сепаратора 5 через второй регулирующий клапан 11 в тепломассообменный блок через верхний патрубок, а далее выводят в топливную сеть ^(с)) [3].
Абсорбция на первой ступени кислого газа проводится при температуре абсорбции за счет охлаждения частью очищенного технологического газа (хладагентом), охлажденного дросселированием и сепарированного от смеси сконденсированных паров воды и алканоламина после низкотемпературного сепаратора, подаваемого в верхний патрубок и выводимого из нижнего патрубка тепломассо-обменного блока, что позволяет снизить энергозатраты и повышает эффективность процесса.
Конденсация паров амина и воды из кислого газа в те-пломассообменном блоке верхней секции десорбера осуществляется путем охлаждения хладагентом, в качестве которого используется часть очищенного технологического газа, охлажденного после дросселя и сепарированного от смеси сконденсированных паров воды и алканоламина в низкотемпературном сепараторе. Охлаждение верхней части десорбера проводится хладагентом (частью очищенного технологического газа), который подается через верхний патрубок и выводится из нижнего патрубка тепло-массообменного блока верхней секции десорбера, что позволяет эффективно снизить потери алканоламина и воды, а также ликвидировать стоки кислой воды без дополнительных энергозатрат.
Таким образом, использование доступной энергоэффективной технологии с применением части очищенного газа в качестве хладагента позволяет повысить энергоэффективность процесса очистки технологического газа от кислых компонентов суммарно до 100% по теплосъему и обеспечить снижение эксплуатационных затрат.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Мазгаров А.М., Корнетова О.М. Технологии очистки попутного нефтяного газа от сероводорода Казань: КФУ, 2015. 70 с.
2. Аджиев А.Ю., Пуртов П.А. Подготовка и переработка попутного нефтяного газа в России: в 2 ч. Ч. 2. Краснодар: ЭДВИ, 2014. 504 с.
3. Патент РФ № 2500460 МПК B01D 53/18 Устройство для аминовой очистки
газа и способ ее осуществления / Курочкин А.В. Опубл.: 10.12.2013. Бюл. № 34.
4. Шкляр Р.Л., Мамаев А.В., Сиротин С.А. и др. Энергосберегающая технология очистки природного газа от кислых примесей // Газовая промышленность. 2014. № 4. С. 95-98.
REFERENCES
1. Mazgarov A.M., Kornetova O.M. Tekhnologii ochistkipoputnogo neftyanogo gaza ot serovodoroda [Technologies for purification of associated petroleum gas from hydrogen sulfide]. Kazan, Kazan. un-t Publ., 2015. 70 p.
2. Adzhiyev A.YU., Purtov P.A. Podgotovka ipererabotka poputnogo neftyanogo gaza v Rossii: v 2 ch. CH. 2 [Preparation and processing of associated petroleum gas in Russia: in 2 parts. Part 2]. Krasnodar, EDVI Publ., 2014. 504 p.
3. Kurochkin A.V. Ustroystvo dlya aminovoy ochistki gaza i sposob yeye osushchestvleniya [Device for amine gas purification and method for its implementation]. Patent RF, no. 2500460, 2013.
4. Shklyar R.L., Mamayev A.V., Sirotin S.A. Energy-saving technology of purification of natural gas from acidic impurities. Gazovaya promyshlennost, 2014, no. 4, pp. 95-98 (In Russian).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРЕ / INFORMATION ABOUT THE AUTHOR
Сыроватка Владимир Антонович, к.т.н, старший преподаватель кафедры технологии нефти и газа, Кубанский государственный технологический университет. Голубева Ирина Александровна, д.х.н., профессор кафедры газохимии, РГУ нефти и газа (национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина. Ясьян Юрий Павлович, д.т.н., профессор, завкафедрой технологии нефти и газа, Кубанский государственный технологический университет. Погосов Тигран Суренович, аспирант кафедры технологии нефти и газа, Кубанский государственный технологический университет. Сыроватка Александра Владимировна, бакалавр кафедры технологии нефти и газа, Кубанский государственный технологический университет.
Vladimir A. Syrovatka, Cand. Sci. (Tech.), Senior lecturer of the Department of Oil
and Gas Technology, Kuban State Technological University.
Irina A. Golubeva, Dr. Sci. (Chem.), Prof. of the Department of Gashemistry, Gubkin
Russian State University of Oil and Gas (National Research University).
Yuriy P. Yasyan, Dr. Sci. (Tech.), Prof., Head of the Department of Oil and Gas
Technology, Kuban State Technological University.
Tigran S. Pogosov, Postgraduate of the Department of Oil and Gas Technology, Kuban State Technological University.
Alexandra V. Syrovatka, Bachelor of Oil and Gas Technology Department, Kuban State Technological University.
3 • 2022
НефтеГазоХимия 51
